Embed Size (px)
Citation preview
30 Oilfield Review
Abderrahmane Boumali Sonatrach Argel, Argelia
Mark E. Brady Doha, Qatar
Erik Ferdiansyah Santhana Kumar Stan van Gisbergen Petroleum Development OmanMuscat, Omán
Tom Kavanagh Sharjah, Emiratos Árabes Unidos
Avel Z. Ortiz Sugar Land, Texas, EUA
Richard A. Ortiz BP Sharjah Oil CompanySharjah, Emiratos Árabes Unidos
Arun Pandey Muscat, Omán
Doug Pipchuk Calgary, Canadá
Stuart Wilson Moscú, Rusia
Muchas compañías operadoras se están vol-cando a efectuar operaciones a través de latubería de producción, u operaciones concéntri-cas, para resolver problemas de produccióncomplejos y satisfacer los exigentes desafíos queplantean las operaciones de intervención oreterminación de pozos. La pronunciada decli-nación de los volúmenes de producción y elreemplazo insuficiente de las reservas de pe-tróleo y gas han obligado a los operadores areexaminar las estrategias de desarrollo de cam-pos y los esfuerzos de manejo de yacimientos.Los responsables del manejo de los activos delas compañías necesitan cada vez más optimizarel desempeño tanto de los pozos nuevos como delos pozos existentes para satisfacer la demandaglobal de petróleo.
Las sartas largas de tubería de acero de diá-metro relativamente pequeño, o tubería flexible,pueden movilizarse rápidamente para perforarpozos nuevos o pozos de re-entrada a través delos tubulares existentes. Esta tecnología tam-bién se utiliza para realizar operaciones determinación iniciales, operaciones de inter-vención y reparación de pozos con fines deremediación, u operaciones de reterminación.En comparación con la perforación rotativa con-vencional, los equipos de reparación de pozos ylas unidades para entubar pozos presurizados, latubería flexible enrollada en un carrete para sutransporte y el equipo de superficie necesariopara su despliegue e inserción en el pozo, ofre-cen numerosas ventajas.
El incremento de la eficiencia es el resultadodel despliegue y recuperación continuos de la
tubería en pozos presurizados o “activos” sin nece-sidad de controlar o matar el pozo. Además, no esnecesario extraer los tubulares de producción delpozo y ejecutar operaciones de fondo de pozo vol-viendo a bajar los tramos individuales de una sartade servicio convencional con conexiones roscadas.
La flexibilidad de poder trabajar con el pozopresurizado y la capacidad única de bombear flui-dos en cualquier momento, independientementede la profundidad o de la dirección de viaje de latubería flexible en un pozo, ofrecen ventajas cla-ras y versatilidad operacional. En comparacióncon las operaciones con cable o línea de acero, latubería flexible provee capacidades de carga rela-tivamente grandes en pozos verticales másprofundos y de alto ángulo y mayor capacidad detracción, o sobretracción, en el fondo del pozo.
Estas capacidades facilitan las operacionesde limpieza de pozos; las operaciones de limpiezapor chorro, o la extracción de fluidos de pozoscon gases inertes o fluidos más livianos; los trata-mientos de estimulación ácida o de estimulaciónpor fracturamiento hidráulico; los tratamientosde consolidación o de control de la producciónde arena, las operaciones de cementación, pescao fresado y las operaciones de perforación direc-cional tanto como las de perforación de pozos encondiciones de bajo balance. La instalación delíneas eléctricas, cables de transmisión de datos,o cables de alimentación en el interior de las sar-tas de tubería flexible permite la adquisición deregistros de pozos en tiempo real, el monitoreo ycontrol de fondo de pozo, la adquisición de medi-ciones durante la perforación y la operación debombas eléctricas sumergibles.1
Tubería flexible: métodos innovadores de intervención de pozos
Con el objetivo de maximizar la rentabilidad, las operaciones de re-entrada de per-
foración, estimulación de yacimientos y reterminación de pozos a menudo deben
ejecutarse sin equipos de perforación rotativos o equipos de reparación de pozos
convencionales. La utilización de tubería flexible permite que se lleven a cabo ope-
raciones de remediación de pozos presurizados o “activos” sin extraer los tubulares
del pozo. La cooperación entre los operadores y los proveedores de esta tecnología
continúa aportando herramientas y técnicas que mejoran la productividad tanto en
campos nuevos como en campos maduros.
Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Fardin Ali Neyaei, Ruwi, Omán, y a AllanLesinszki, Talisman Energy Company, Calgary, Alberta,Canadá.Blaster MLT, CoilFLATE, DepthLOG, Discovery MLT, Jet Blaster, NODAL y Secure son marcas de Schlumberger.
Primavera de 2006 31
Utilizando sistemas de fondo de pozo específi-cos para cada aplicación, las operacionesconcéntricas con tubería flexible están ayudandoa los operadores a incrementar la productividadde los pozos y los campos petroleros a lo largo detodo el ciclo de vida de los yacimientos producti-vos. Incluso en condiciones económicas adversasy en ambientes operativos subterráneos riguro-sos, el empleo de tubería flexible facilita la
ejecución de operaciones de intervención efica-ces desde el punto de vista de sus costos quepermiten optimizar la producción de hidrocarbu-ros, incrementar la recuperación de reservas delos yacimientos y mejorar sustancialmente larentabilidad de los campos petroleros.
La tubería flexible constituye una alternativaviable para maximizar la rentabilidad en muchasaplicaciones demandantes que deben llevarse a
1. Bigio D, Rike A, Christensen A, Collins J, Hardman D,Doremus D, Tracy P, Glass G, Joergensen NB y StephensD: “Coiled Tubing Takes Center Stage,” Oilfield Review 6,no. 4 (Octubre de 1994): 9–23.Ackert D, Beardsell M, Corrigan M y Newman K: “TheCoiled Tubing Revolution,” Oilfield Review 1, no. 3(Octubre de 1989): 4–16.Blount CG: “La revolución de la tubería flexiblecontinúa,” Oilfield Review 16, no. 1 (Verano de 2004): 1.Afghoul AC, Amaravadi S, Boumali A, Calmeto JCN, LimaJ, Lovell J, Tinkham S, Zemlak K y Staal T: “Tuberíaflexible: La próxima generación,” Oilfield Review 16, no. 1(Verano de 2004): 40–61.
cabo sin equipos de perforación rotativos o equi-pos de reparación de pozos. Los nuevos sistemasintegrados y las innovadoras combinaciones deherramientas y técnicas han sido la clave del éxitoobtenido recientemente con el empleo de tuberíaflexible en diversas aplicaciones especiales.
Este artículo comienza con una revisión delos equipos de tubería flexible y las prácticas quese realizan con dichos equipos para efectuar ope-raciones de perforación en condiciones de bajobalance en Medio Oriente. Luego presentamosun nuevo sistema de fondo de pozo que se utilizópara localizar y estimular los ramales lateralesindividuales de diversos pozos multilaterales deCanadá. A continuación de ese análisis se pre-senta un ejemplo de Argelia que demuestra elaislamiento y estimulación selectivos de interva-los estrechamente espaciados. El artículoconcluye con la presentación de una metodologíade ejecución de operaciones múltiples a travésde la tubería de producción mediante una solaoperación de montaje en la localización del pozo.
Re-entrada de perforación en condiciones de bajo balanceEl Campo Sajaa de los Emiratos Árabes Unidos(UAE) produce de un yacimiento carbonatadoprofundo de baja presión. Amoco, ahora BP, per-foró los primeros pozos de este prolífico campode gas a comienzos de la década de 1980. Laactividad de desarrollo inicial implicó la perfora-ción de unos 40 pozos verticales en condicionesde sobrebalance, utilizando equipos de perfora-ción rotativos convencionales. Posteriormente,muchos de estos pozos fueron reterminados contuberías de revestimiento cortas de 7 pulgadasconectadas a la superficie y tuberías de produc-ción de 5 pulgadas sin empacadores de fondo(izquierda).
Durante la década de 1990, BP Sharjah deci-dió desviar la trayectoria de algunos de estospozos utilizando equipos de perforación rotati-vos y técnicas de perforación aptas paracondiciones de bajo balance. En forma másreciente, esta experiencia resultó de utilidaddurante la planeación e implementación de unanueva campaña de perforación de pozos derelleno. Ante la declinación de la presión delyacimiento y la productividad de los pozos, BPdecidió ir tras las reservas almacenadas en áreasque no estaban siendo drenadas efectivamentepor los pozos originales.
Un equipo de profesionales de BP a cargo delas operaciones del Talud Norte de Alaska y gru-pos de ingeniería y operaciones de HoustonEngineering Technical Practices (ETP), UK ETP,Sunbury Research y Sharjah evaluaron diversosmétodos de perforación mediante re-entradas en
32 Oilfield Review
ÁFRICA
EUROPA
ARABIA SAUDITA
QATAR
EMIRATOS ÁRABES UNIDOS
Dubai
Campo Sajaa
IRÁN
OMÁN
Tub. de revest. de30 pulg a 100 pies
Tub. de revest. de133⁄4 pulg a 6,000 pies
Tub. de revest. de95⁄8 pulg. a 11,000 pies
Empacador de7 pulgadas a 12,000 pies
Tub. de prod. de 5 pulg
Cuña de desviación de 7 pulgBarrena de6 pulgadas
Motor de43⁄4 pulgadas
Sarta de perf. de 31⁄2 pulg
Tub. de revest. de7 pulg a 14,000 pies
Tub. de revest. de20 pulg a 600 pies
> Configuración de pozo típica en el campo de gas Sajaa situado en MedioOriente. BP Sharjah Oil Company inició operaciones de re-entrada de perfora-ción en condiciones de bajo balance con tubería flexible en pozos del campode gas Sajaa situado en los Emiratos Árabes Unidos (extremo superior). La ma-yoría de estos pozos habían sido reterminados con tuberías de revestimiento de 7 pulgadas cementadas y conectadas a la superficie y tubería de producciónde 5 pulgadas (extremo inferior izquierdo). En la década de 1990, se reingresóen algunos pozos para perforar desviaciones laterales con equipos de perfo-ración rotativos convencionales y técnicas de perforación en condiciones debajo balance (extremo inferior derecho).
Primavera de 2006 33
condiciones de bajo balance, llegando a la conclu-sión de que la tubería flexible representaba lamejor opción. En marzo de 2003, BP Sharjahcomenzó a perforar pozos de re-entrada multila-terales desde los pozos existentes utilizandotubería flexible para las operaciones en condicio-nes de bajo balance.2
El equipo de BP optó por una tubería flexiblede 23⁄8 pulgadas de diámetro exterior (OD, por sussiglas en inglés) con una línea eléctrica internacomo medio de transmisión continua de datos ymediciones de fondo de pozo a la superficie. Ini-cialmente, BP utilizó un tubo cuya pared teníaun espesor uniforme, su límite elástico era de80,000 lpc [552 MPa] y cuyos extremos podíanintercambiarse, o invertirse, en el carrete paraprolongar la vida útil de la sarta. El diseño deesta sarta evolucionó para convertirse en untubo de espesor variable, con un límite elásticoalto de 90,000 lpc [620 MPa] y suficiente resis-tencia al ácido sulfhídrico [H2S]. La profundidaden pies que podía perforarse con estas sartas deespesor variable se consideraba aceptable, sibien las sartas de este tipo no podían invertirse.
Las sartas de espesor variable minimizan lascargas sobre el cabezal del inyector de superfi-cie, reducen los pesos de la sarta al levantardurante el desarrollo de las operaciones norma-les y aumentan la sobretracción disponible, en elfondo del pozo, en situaciones de atascamientode tuberías. En comparación con las sartas deparedes uniformes, se dispone de menos pesosobre la barrena (WOB, por sus siglas en inglés)para las operaciones de perforación; sinembargo, esto no ha constituido una desventajadebido a la presencia de formaciones relativa-mente blandas en esta área y gracias al éxito delos esfuerzos de optimización del desempeño delas barrenas.
La mayoría de los pozos laterales son de lon-gitud limitada porque el peso de la sarta allevantar en la profundidad final (TD, por sussiglas en inglés) se vuelve demasiado grande, nopor el WOB limitado. Además, la perforación depozos laterales más largos puede ser restringidadebido al incremento de las caídas de presiónpor fricción que tiene lugar durante la perfora-ción, lo que produce una densidad de circulaciónequivalente más elevada y un grado de sobre-balance en la barrena que las formaciones nopueden tolerar.
Una torre de perforación con tubería flexible,construida específicamente para las operacionesdel Campo Sajaa, soportaba el inyector de latubería flexible; la cabeza de pozo y el conjunto
de preventores de reventón (BOP, por sus siglasen inglés) soportaban el peso de la sarta detubería flexible (abajo).
2. Kavanagh T, Pruitt R, Reynolds M, Ortiz R, Shotenski M,Coe R, Davis P y Bergum R: “Underbalanced CoiledTubing Drilling Practices in a Deep, Low-Pressure GasReservoir,” artículo IPTC-10308-PP, presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Dallas, 10 al 12 de octubre de 2005.
Preventor de corte/sello de 23⁄8 pulg
Preventor anular de 71⁄16 pulg
Preventor de tubería/desplazamiento invertido de 3 pulg
Preventor de tubería/desplazamiento de 3 pulg
Preventor de tubería/desplazamiento de 23⁄8 pulg
Válvulas
Preventor de tubería/desplazamiento de 23⁄8 pulg
Preventor de corte/sello de 23⁄8 pulg
> Equipo de superficie para tubería flexible en el Campo Sajaa. Schlumbergerconstruyó una torre de perforación con tubería flexible de cuatro piezas, es-pecíficamente diseñada para el proyecto Sajaa (extremo superior). Esta estruc-tura modular soporta sólo el cabezal del inyector. Si bien fue diseñada paratolerar los vientos más intensos asociados con las tormentas de arena, supeso es liviano para facilitar su transporte y montaje. El conjunto de preven-tores de reventón (BOP) (extremo inferior)—que asegura barreras de presiónduales en todo momento—y la cabeza de pozo, soportan el peso de la sartade tubería flexible.
Los pisos de maniobras de la torre se ubica-ron de modo de facilitar el acceso a los sistemasBOP, que proveen barreras dobles durante eldespliegue de las herramientas en pozos presu-rizados y en operaciones de perforación encondiciones de bajo balance. El sistema BOPofrece además dos barreras mecánicas durantela ocurrencia de eventos no rutinarios, talescomo fallas del sello del elastómero o fugas enlas esclusas de las válvulas BOP, y otras eventua-lidades secundarias.
Un múltiple (manifold) de estranguladoresaccionado hidráulicamente, ubicado en la líneade retorno del fluido de perforación, controla elflujo del pozo y la presión de fondo durante lasoperaciones de perforación. Este múltiple estáprovisto de válvulas de aislamiento redundantespara que cada uno de los dos estranguladoresmantenga un flujo constante aunque uno de loslados se obture o se vuelva inoperable. Todas lascontingencias de perforación y las situacionesde control de pozos comunes que se produjeron,fueron manejadas en forma segura utilizandoestos sistemas de superficie.
Si el gas se dirigía directamente a la línea deconducción, la alta presión presente en la líneapodía impedir la ejecución de operaciones encondiciones de bajo balance en muchos de lospozos del Campo Sajaa. En consecuencia, el gasproducido en los fluidos de retorno se envía a unsistema de antorcha vertical o a un sistema decompresión. El envío del gas a la planta de pro-
34 Oilfield Review
< Conjunto de fondo de pozo (BHA, por sus siglasen inglés) con tubería flexible para las operacio-nes de perforación en condiciones de bajo ba-lance llevadas a cabo en los Emiratos ÁrabesUnidos. El BHA utilizado para las operaciones dere-entrada de perforación en condiciones debajo balance en el Campo Sajaa incluye dos vál-vulas esféricas superiores y dos válvulas esfé-ricas inferiores para aislar tanto la presión delpozo como la presión de la tubería flexible. Estoelimina la necesidad de purgar la presión internade la tubería flexible cada vez que se arma odesarma el BHA. Además, incluye sensores paraadquirir mediciones de presión interna y externa,temperatura externa, peso sobre la barrena(WOB, por sus siglas en inglés), vibraciones late-rales y vibraciones por atascamiento-desliza-miento, mediciones del detector de collarines dela tubería de revestimiento (CCL, por sus siglasen inglés), azimut direccional e inclinación yrayos gamma. Baker Hughes Inteq coloca loscomponentes electrónicos en el BHA, lo máslejos posible del motor de perforación con aire(ADM, por sus siglas en inglés) de fondo, de 27⁄8 pulgadas. Además, BP utiliza ahora unabarrena de un compuesto policristalino de dia-mante (PDC, por sus siglas en inglés) de 33⁄4 pul-gadas en lugar de una barrena de PDC bicéntricade 41⁄8pulgadas para reducir las vibraciones defondo de pozo y las fallas del BHA relacionadas.
Válv
ula
esfé
rica
dobl
e y
cone
xión
rápi
da s
uper
ior
Tube
ría fl
exib
le d
e 23 ⁄8
pulg
adasCa
ble
eléc
trico
de
7 ⁄16 p
ulga
das
Cone
xión
rápi
da in
ferio
rVá
lvul
a es
féric
a do
ble
Paqu
ete
de p
oten
cia
y co
mun
icac
ione
sDe
scon
exió
n el
ectró
nica
Mon
itor d
e de
sem
peño
de
la p
erfo
raci
ón
Sens
ores
de
pres
ión
Sens
ores
de
WOB
Med
icio
nes
dire
ccio
nale
s y
med
icio
nes
de re
gist
ros
Sens
or d
irecc
iona
lSe
nsor
de
rayo
s ga
mm
aCC
L
Cont
rol d
e po
tenc
ia h
idrá
ulic
aOr
ient
ador
hid
rául
ico
Barra
de
pesa
sBa
rra d
e pe
sas
Junt
a fle
xibl
eDe
scon
exió
nm
ecán
ica
Válv
ulas
de
char
nela
ADM
de
27 ⁄8 pu
lgad
asBa
rrena
de
PDC
de 3
3 ⁄4 pu
lgad
asBa
rra d
e pe
sas
Primavera de 2006 35
cesamiento del Campo Sajaa durante la perfora-ción minimiza el volumen de producción perdidao diferida.
El conjunto de fondo de pozo (BHA, por sussiglas en inglés) para las operaciones de perfora-ción en condiciones de bajo balance es unarreglo de instrumentos cableados con un OD de3 pulgadas, alimentado con energía desde lasuperficie a través de una línea eléctrica quepasa por el interior de la tubería flexible (páginaanterior). Este BHA incluye dos válvulas esféri-cas superiores y dos válvulas esféricas inferioresque pueden aislar tanto la presión del pozocomo la presión de la tubería flexible. Las válvu-las superiores eliminan la necesidad de purgar
la presión de la tubería flexible cada vez que searma o desarma un BHA.
Un sistema de transmisión de datos de fondode pozo efectúa mediciones de presión, tempera-tura, WOB, vibraciones laterales y vibracionespor atascamiento-deslizamiento, rayos gamma,detección de collarines de la tubería de revesti-miento, azimut e inclinación. BP también hautilizado una herramienta de adquisición deregistros de resistividad con múltiples profundi-dades de investigación durante la perforación dealgunos pozos.
Para reducir las fallas relacionadas con lasvibraciones, Baker Hughes Inteq trasladó loscomponentes electrónicos del BHA fuera del
motor de fondo y reemplazó las barrenas bicéntri-cas de un compuesto policristalino de diamante(PDC, por sus siglas en inglés) de 41⁄8 pulgadas porbarrenas de PDC de 33⁄4 pulgadas. Las nuevasbarrenas proporcionaron mayor velocidad depenetración (ROP, por sus siglas en inglés) ymenos vibración sin impactar adversamente eltamaño y la productividad del pozo. Los ingenie-ros también monitorearon atentamente lasvibraciones laterales y axiales y redujeron losregímenes de inyección para minimizar lasvibraciones del BHA durante los viajes de lim-pieza del pozo.
Estas medidas redujeron las fallas del BHA,causadas por el exceso de vibraciones durante laperforación con flujo bifásico gas-líquido. Ahora,un BHA puede operar entre varios días y más deuna semana por vez. BP utiliza un motor de per-foración con aire (ADM, por sus siglas en inglés)de 27⁄8 pulgadas con excelentes antecedentes dedesempeño, de manera que las fallas del motor sonexcepcionales. BP y Baker Hughes Inteq optimi-zaron el espacio entre el rotor y el estator y losmateriales utilizados en estos motores paraextender la vida operativa del motor ADM bajocondiciones de pozo rigurosas. La carrera delmotor más larga registrada hasta la fecha durómás de 12 días y se perforaron 2,975 m [9,763 pies].
BP perfora en condiciones de bajo balanceutilizando nitrógeno [N2] y agua dulce con unreductor de fricción biodegradable para reducirlos pesos de la sarta al levantar y las presionesde bombeo. Habitualmente, BP, mediante opera-ciones de re-entrada en pozos existentes,perfora tres o más tramos laterales de aproxima-damente 914 m [3,000 pies] de longitud cadauno, a través de una sola ventana de salida cor-tada en la tubería de revestimiento (izquierda).
El fresado de las ventanas con cuñas de des-viación inflables bajadas a través de la tubería deproducción constituyó la parte más desafiante deeste proyecto y la que experimentó más mejoras.Las técnicas de fresado optimizadas se tradujeronen mejores ventanas de salida cortadas en latubería de revestimiento para facilitar el pasajede las barrenas de PDC de 33⁄4 pulgadas. BP desa-rrolló también una cápsula de resina moldeada,que se desintegra a los pocos minutos de iniciadala perforación para guiar las barrenas a través dela ventana de la tubería de revestimiento.
El BHA para este proyecto fue diseñado paraperforar en agujeros descubiertos y no podríasobrevivir por mucho tiempo bajo las vibracionesseveras producidas por el fresado de las venta-nas utilizando líquido y gas. Por lo tanto, BPinicialmente realizaba las operaciones de fre-sado con líquidos monofásicos; sin embargo, estoa menudo producía la pérdida de grandes volú-
Pozo principal
Lateral 1
Zona 1
Zona 2
Zona 3
Lateral 2
Lateral 3
Tubería de producción de 5 pulg
Tubería flexible de 23⁄8 pulg
BHA de 3 pulg
ADM de 27⁄8 pulg
Barrena dePDC de 33⁄4 pulg
Empacador de 7 pulg
Cuña de desviaciónexpansible bajada a travésde la tubería de producción
> Re-entrada de perforación de tramos laterales en el Campo Sajaa. BP colocóuna cuña de desviación por encima de los disparos o de las secciones deagujero descubierto existentes para permitir el fresado de una ventana de sa-lida en la tubería de revestimiento de 7 pulgadas del pozo principal, por debajodel extremo de la tubería de producción. Los planes demandaban la perfora-ción de al menos tres tramos laterales horizontales en cada pozo, mediantela utilización de técnicas de tubería flexible y perforación en condiciones debajo balance.
menes de agua en la formación. En algunos pozos,las pérdidas excesivas dificultaban el restableci-miento del flujo del pozo y de las condiciones debajo balance a la hora de iniciar la perforación depozos de re-entrada porque la formación adya-cente estaba saturada, o cargada, de agua.
En los pozos que no toleran pérdidas defluido excesivas, BP fresa las ventanas en lastuberías de revestimiento utilizando fluidos deperforación bifásicos gas-líquido y barrenas dePDC diseñadas específicamente para procesosde fresado sin componentes electrónicos en elBHA. BP ha fresado con éxito cinco ventanas de3.8 pulgadas en condiciones de bajo balance, uti-lizando fluidos bifásicos sin sensores de presiónde fondo de pozo.
BP cierra los pozos antes de movilizar la uni-dad de tubería flexible para permitir que seincremente la presión en la zona vecina al pozo.Los intervalos de presión extremadamente bajarequieren períodos de cierre más prolongadospara que se alcancen y mantengan las condicio-nes de bajo balance. De esta manera, la presióndel yacimiento disponible se conserva el mayortiempo posible durante la perforación. Conformeavanza la perforación lateral y se incrementanlas caídas de presión por fricción, se debeencontrar presión de yacimiento adicional paragarantizar las condiciones de bajo balance.
En zonas del yacimiento con presiones másaltas, BP mantiene las condiciones de perfora-ción de bajo balance mediante la manipulación
del múltiple de estranguladores en la superficie.No obstante, en cierto momento la presión defondo de pozo supera la presión del yacimiento yla operación de perforación pasa a realizarse encondiciones de sobrebalance a partir de esemomento. Si la permeabilidad de la formación essuficientemente baja como para tolerar ciertogrado de sobrebalance, la operación de perfora-ción puede continuar para extender los ramaleslaterales lo más lejos posible.
Durante la perforación con un leve sobreba-lance de presión, los ingenieros limitan la ROP,realizan viajes de limpieza más cortos pararemover el exceso de recortes, reducen los regí-menes de inyección de fluidos y minimizan oeliminan los barridos con espuma de N2 para evi-tar incrementos de presión adicionales. BPcontinúa perforando hasta que el sobrebalancese vuelve demasiado elevado, los pesos de lasarta al levantar se aproximan demasiado allímite elástico de la tubería flexible o no existepenetración adicional hacia adelante.
Utilizando estas técnicas, BP Sharjah hareingresado en 37 pozos y ha perforado más de150 pozos de re-entrada laterales con un avancede la perforación combinado que excede 91,440m [300,000 pies]. El tramo lateral más largo per-forado hasta la fecha es de 1,326 m [4,350 pies]y la mayor cantidad de pies perforados en unasola re-entrada es de 14,487 pies [4,416 m] conocho laterales. El acceso a las reservas que noestaban siendo drenadas por los pozos originales
redujo la declinación de la producción en elCampo Sajaa, extendiendo significativamente lavida productiva de este campo.
Desde el punto de vista de la salud, la seguri-dad, el costo y el cuidado del medio ambiente,este programa también resultó extremadamenteexitoso. Durante más de dos años y medio deperforación, que abarcaron más de 1 millón dehoras hombre de trabajo, no se registró ningunapérdida de días de trabajo.
En las primeras fases de este proyecto, BPdebió enfrentar problemas de montaje, equipos yoperaciones debido a los cuales la terminación delprimer pozo demandó 79 días. Actualmente, lospozos se perforan en un período que oscila entre20 y 30 días. Las movilizaciones del equipo de per-foración, que en un comienzo insumían casi nuevedías completos, ahora sólo requieren 2.5 días.
BP mantiene una extensiva base de datosque facilita el intercambio de conocimientos y elmejoramiento continuo a través de la captaciónde las prácticas operacionales y la experienciade cada contratista. Esta base de datos incluyetodo, desde el desmontaje, transporte y montajedel equipo de perforación hasta el fresado de lasventanas de salida en las tuberías de revesti-miento y la perforación de los laterales.
Los pozos multilaterales maximizan el con-tacto del pozo con un yacimiento, aumentan laproductividad del pozo y contribuyen a optimizarla recuperación de las reservas. No obstante, elmejoramiento de la producción y el manteni-miento de la productividad del pozo en este tipode terminaciones requieren la implementaciónde métodos de ejecución de tratamientos deestimulación eficaces desde el punto de vista desus costos. Además de la perforación de pozos dere-entrada, la tubería flexible desempeña un rolesencial en las operaciones de remediación depozos y en los tratamientos de estimulación deyacimientos para pozos multilaterales.
Tratamientos de estimulación en pozos multilateralesLos pozos que perfora Talisman Energy en elCampo Turner Valley de Alberta, Canadá, consis-ten en un pozo principal y dos o más tramoslaterales horizontales terminados a agujero des-cubierto, cuyo objetivo son los niveles geológicosporosos, superior e inferior, de la formación dolo-mítica Rundle. Las operaciones de remediaciónllevadas a cabo en estos pozos demostraron sertradicionalmente inefectivas, ineficaces y costo-sas. Los ingenieros necesitaban una formaefectiva de transferir el ácido a los ramales indivi-duales de los pozos para optimizar la producciónde los diversos tramos laterales.3
36 Oilfield Review
Cabezarotatoria
Boquillade chorro Incrustación
Anillo de derivación
Pared del pozo
> Remoción mecánica de incrustaciones. La herramienta Jet Blaster está com-puesta por una cabeza rotativa, un anillo de derivación y boquillas opuestas,en ángulo, que remueven el daño de formación y las incrustaciones de lasparedes del pozo o de los tubulares.
Primavera de 2006 37
Con los métodos previos consistentes en labúsqueda a ciegas y el acceso errático a los late-rales, Talisman y otras compañías operadoras deesta área a menudo sentían incertidumbre acercade la efectividad de las operaciones de limpieza ylos tratamientos ácidos. Schlumberger integródos tecnologías—la herramienta multilateralDiscovery MLT y el servicio de remoción de in-crustaciones por chorro Jet Blaster—paraacceder y estimular los ramales laterales indivi-duales sin necesidad de disponer del complejoequipo de terminación de pozos en forma per-manente.
Inicialmente, las compañías productoras deesta área realizaban los tratamientos de estimu-lación de pozos multilaterales en varios pasos yefectuaban carreras independientes con dosconfiguraciones de BHA diferentes, con la espe-ranza de poder acceder en forma errática a cadalateral. El servicio Jet Blaster se utilizó durantela primera carrera para lavar la pared del pozocon un chorro de fluido de alta energía y resti-tuir la permeabilidad de la matriz de roca(página anterior).
Luego se realizó una segunda carrera con unBHA flexible que poseía ángulos de curvaturadiferentes que la curvatura natural del extremoinferior de la tubería flexible. La desventaja de latécnica “buscar y esperar” era que los operadoresno tenían ningún control sobre el lateral en elque ingresaría el BHA, de manera que un mismoramal del pozo quizás se trataba dos veces.
Aunque se aplicara en forma reiterada, estemétodo no mejoraba en forma sustancial la pro-ductividad del pozo. Subsiguientemente, lascompañías comenzaron a utilizar una herra-mienta de limpieza por chorro sólo en la primeracarrera, seguida por una segunda carrera sin laherramienta de limpieza por chorro, en la que seutilizaba únicamente una herramienta DiscoveryMLT para localizar y tratar los laterales indivi-duales (arriba a la derecha).
Con esta técnica se accedía rutinariamenteal segundo lateral en una carrera pero sólo elprimero era tratado en forma óptima con laherramienta rotativa de limpieza por chorro dealta energía. Los operadores consideraron elbeneficio de remover el daño en forma mecánicacon un chorro de fluido de alta energía en unsolo ramal que ameritaba el costo y el riesgo deefectuar carreras múltiples.
En pozos con laterales estrechamente espa-ciados, aún persistía cierta incertidumbre encuanto a qué lateral se había accedido, especial-mente si las profundidades medidas eran delorden de 15 m [50 pies] o si se producía el atas-camiento, o flexión helicoidal, de la tuberíaflexible. También existía la posibilidad de que unlateral fuera tratado dos veces o no recibieratratamiento alguno. Para encarar estos proble-mas y facilitar la estimulación efectiva de lospozos multilaterales, Schlumberger desarrollóuna herramienta integrada de localización delaterales y limpieza por chorro rotativa.
Este nuevo sistema multilateral de estimula-ción de pozos de re-entrada y remoción deincrustaciones Blaster MLT combina las capacida-des de una herramienta Discovery MLT con las deuna herramienta Jet Blaster. Este sistema únicopuede acceder a todos los ramales laterales de unpozo para transferir el ácido y lavar el pozo con unchorro de fluido de alta energía. Se pueden tratarvarios laterales en un solo viaje, lo que reduce eltiempo de la operación en la localización del pozo.
Las pruebas de calificación y la verificaciónde las capacidades del sistema Blaster MLT sellevaron a cabo en el Centro de Terminacionesde Yacimientos de Schlumberger en Rosharon,Texas. Se realizaron varias pruebas para deter-minar los parámetros operativos, desarrollar losprocedimientos de tratamiento y correlacionarun modelo teórico que ayuda a predecir eldesempeño de la herramienta frente a tasas deflujo específicas. Los ingenieros corrieron elsistema en un pozo de prueba de 2,134 m[7,000 pies] para comparar los resultados de laprueba de superficie con los datos de desem-peño de fondo de pozo reales y lograron predecirlas tasas de flujo operativas con una precisiónrazonable.
Schlumberger también realizó una serie depruebas en circuitos cerrados de flujo, con unaduración de 10 a 12 horas, para evaluar la dura-bilidad de este sistema. A lo largo de losprolongados períodos operativos, se incrementa-ron y redujeron los regímenes de inyeccióndurante el bombeo de agua dulce, N2 o fluidos
3. Lesinszki A, Stewart C, Ortiz A, Heap D, Pipchuk D yZemlak K: “Multilateral/High-Pressure Jet Wash ToolSystem Successfully Employed in Multilateral Wells,”artículo de la SPE 94370, presentado en la Conferencia yExhibición sobre Tubería Flexible de las SPE/ICoTA, TheWoodlands, Texas, EUA, 12 al 13 de abril de 2005.
1 2 3 4
> Intervenciones de pozos multilaterales y acceso a los ramales laterales. La herramienta multilateralDiscovery MLT, resistente a la corrosión, incluye un empalme acodado ajustable y un dispositivo deorientación controlable para hacer rotar la herramienta. Los ramales laterales del pozo son localiza-dos moviendo la herramienta, que es accionada por el flujo de fluido, en forma ascendente y descen-dente, a lo largo de un intervalo objetivo (1). Cuando el flujo de fluido excede el umbral de velocidad,la sección inferior de la herramienta cambia su configuración de derecha a acodada (2). Cada ciclode accionamiento hace rotar la herramienta 30°, produciendo un perfil de presión desplegado en lasuperficie que confirma la orientación del lateral (3). Este sistema permite que la tubería flexibleacceda selectivamente a cualquier tipo de unión lateral para llevar a cabo operaciones de limpieza,adquisición de registros, disparos, estimulación y cementación (4 y extremo inferior derecho).
energizados con N2. El sistema Blaster MLT operódentro de los parámetros de diseño iniciales sinque se produjera falla alguna de la herramienta.
Talisman Energy realizó tratamientos de esti-mulación en dos pozos similares del CampoTurner Valley, uno con una herramienta Jet Blas-ter seguida por una herramienta Discovery MLTy el otro con la nueva herramienta multilateralintegrada de limpieza por chorro. El sistemaBlaster MLT fue corrido en un pozo multilateralpara realizar tratamientos ácidos independien-tes en cada ramal lateral, durante un solo viajedentro del pozo.
Esta terminación a agujero descubiertorecién perforada consistió en un pozo principal ydos pozos de re-entrada laterales. La profundi-dad vertical verdadera (TVD, por sus siglas eninglés) de este pozo fue de 2,709 m [8,888 pies].El tramo lateral más largo se extendió hasta3,471 m [11,387 pies] de profundidad medida(MD, por sus siglas en inglés). La herramientamultilateral de limpieza por chorro se corrió encada lateral terminado a agujero descubierto.
El mecanismo de localización de laterales nofue necesario para ingresar en el primer ramaldel pozo. No obstante, se activó la herramienta
Blaster MLT para localizar y penetrar los otrosdos ramales. El acceso a los laterales y la loca-lización de la herramienta se verificaroncorrelacionando la TVD y la MD de cada ramal,lo que confirmó la funcionalidad del sistemaBlaster MLT (arriba).
Después de alcanzar el fondo de cada lateral,se extraía lentamente el BHA en dirección haciael punto de entrada, mientras el componente delimpieza por chorro de alta energía lavaba lapared del pozo. Los incrementos abruptos de lapresión de circulación confirmaron la continui-dad de la acción de limpieza por chorro a lo
38 Oilfield Review
HerramientaDiscovery MLT
HerramientaJet Blaster
> Sistema multilateral de lavado por chorro en un pozo con tres ramales laterales (extremo superior). La herramienta multi-lateral integrada Blaster MLT combina las capacidades de acceso a los laterales del sistema Discovery MLT con la acciónrotativa de limpieza por chorro de alta energía de la herramienta Jet Blaster. En un solo viaje, esta singular herramienta trans-fiere una corriente de ácido u otro fluido de estimulación de alta energía directamente sobre la pared del pozo para lavar laformación con chorro. En comparación con las combinaciones de herramientas y técnicas previas, este método aseguró elacceso a cada uno de los tramos laterales de un pozo y posibilitó la aplicación más efectiva de los fluidos de tratamiento pararestituir la permeabilidad de la matriz no dañada de la Formación Rundle del Campo Turner Valley, situado en Alberta,Canadá (extremo inferior).
Primavera de 2006 39
largo de cada lateral. Las presiones de inyeccióny las tasas de flujo indicaron que el desempeñodel sistema era el esperado. Los fluidos de trata-miento fueron transferidos efectivamente a laformación sin que se registrara tiempo inactivo.
En el tope de cada lateral, el régimen deinyección de fluido se redujo a cero para ecuali-zar la presión interna de la herramienta con lapresión del pozo. Después de tratar los tres late-rales, el BHA se introdujo en la tubería derevestimiento intermedia para purgar la herra-mienta y la tubería de producción, y limpiar elpozo con N2. Schlumberger no observó indicaciónalguna de falla o desgaste de la herramientacuando se inspeccionó el sistema en la superficie.
El sistema Blaster MLT aseguró el acceso alos laterales y redujo el número de viajes dentrode este pozo, de tres a uno, lo que se tradujo enuna reducción del 50% del tiempo requerido enla localización del pozo. Luego de tratar conéxito otros cuatro pozos, Talisman Energy consi-dera que el sistema multilateral de limpieza porchorro contribuirá con los esfuerzos de optimi-zación de la producción en el Campo TurnerValley y en otros campos del área. Cada una deestas operaciones, incluyendo el montaje y des-montaje del equipo de perforación, se ejecutó en48 horas.
Los pozos multilaterales nuevos pueden sertratados efectivamente y es posible reingresaren los pozos existentes que exhiben desempeñosdeficientes para mejorar la producción y recupe-ración de hidrocarburos. Los pozos exploratorioscon re-entradas en agujeros descubiertos y lasterminaciones de pozos multilaterales en forma-ciones de baja permeabilidad ahora pueden serestimulados en forma más efectiva para evaluar,caracterizar y producir mejor un yacimiento.
La combinación de herramientas y técnicasde tubería flexible también provee solucionesnovedosas en otras aplicaciones de estimulacióny remediación de pozos, incluyendo el aisla-miento zonal selectivo y la divergencia de lostratamientos ácidos o los tratamientos por frac-turamiento hidráulico.
Aislamiento zonal precisoSonatrach necesitaba una técnica confiable sinequipo de perforación para aislar y estimularselectivamente una serie de intervalos dispara-dos, estrechamente espaciados, del CampoHassi-Messaoud, situado en Argelia.4 Este campode África del Norte produce de una arenisca degran espesor situada a aproximadamente 3,300 m[10,827 pies] de profundidad, con cuatro inter-valos de yacimiento característicos y una zonade transición. La mayor parte de los pozos
poseen tuberías de revestimiento cortas cemen-tadas, con múltiples intervalos disparados.
Tradicionalmente, Sonatrach hacía circularfluidos a base de aceite para controlar estos pozosantes de ejecutar cualquier operación de interven-ción, lo que a menudo producía daño de formaciónen la zona vecina al pozo. Esta compañía opera-dora realiza unos 50 tratamientos de estimulaciónácida por año para remover el daño y restituir uoptimizar la productividad de los pozos.
El Pozo MD 264 producía de dos intervalosdisparados: una zona superior fracturada hidráu-licamente y dos zonas de baja permeabilidadmás profundas que exhibían desempeños defi-cientes (derecha). Sólo se disponía de 3 m [10pies] de tubería de revestimiento sin disparar,entre 3,430 y 3,433 m [11,253 y 11,263 pies]; esdecir, entre el intervalo superior y el intervaloinferior que exhibían desempeños deficientes.
Este pozo, que se perforó hasta 3,503 m[11,493 pies] y fue terminado a agujero descu-bierto a fines de la década de 1970, produjoinicialmente 329 m3/d [2,069 bbl/d].
A mediados de la década de 1990, Sonatrachinstaló una tubería de revestimiento corta cemen-tada de 41⁄2 pulgadas y disparó el intervalo superior,entre 3,406 y 3,418 m [11,175 y 11,214 pies].
A pesar de haber sido sometida a un trata-miento de estimulación por fracturamiento conapuntalante, la zona no produjo en forma renta-ble. Sonatrach agregó disparos entre 3,421 y3,464 m [11,224 y 11,365 pies], lo que produjo unvolumen de 57 m3/d [359 bbl/d] luego de un tra-tamiento de estimulación ácida. Una prueba deincremento de presión y un análisis NODAL delsistema de producción indicaron la existencia deun alto factor de daño mecánico y una producti-vidad potencial sin daño de 94 m3/d [592 bbl/d].Sonatrach deseaba tratar selectivamente losintervalos disparados inferiores, situados entre3,433 y 3,464 m [11,263 y 11,365 pies], con ácidoorgánico fluorhídrico [HF].
Para evitar daños ulteriores como resultadode haber matado el pozo, los ingenieros decidie-ron realizar este tratamiento a través de latubería de producción existente utilizando tube-ría flexible y un empacador inflable para aislarel intervalo superior fracturado hidráulica-mente. El éxito del tratamiento dependía de lacolocación exacta del empacador.
Si el empacador se colocaba demasiado alto,el fluido de tratamiento podía tomar el caminoque ofrecía menos resistencia y desviarse haciala zona superior previamente estimulada porfracturamiento; si se colocaba demasiado bajo,una gran porción del intervalo disparado inferiorpodía quedar sin tratar, aumentando el riesgo de
daño de los elementos externos del empacador ydel hule interno, lo que podía impedir el inflado.
El empacador inflable debía tolerar las altaspresiones diferenciales presentes en el mismosin que se produjeran pérdidas o fallas, porquelos intervalos de baja permeabilidad más profun-dos podían requerir presiones de inyección detratamiento de hasta 3,500 lpc [24 MPa], inclusocon velocidades de bombeo mínimas. Sonatrachutilizó el empacador inflable operado con tube-ría flexible a través de la tubería de producciónCoilFLATE, que fue diseñado para tolerar condi-
4. Boumali A, Wilson S, Amine DM y Kinslow J: “CreativeCombination of New Coiled Tubing Technologies forStimulation Treatments,” artículo de la SPE 92081,presentado en la Conferencia y Exhibición sobre TuberíaFlexible de las SPE/ICoTA, The Woodlands, Texas, 12 al13 de abril de 2005.
> Aislamiento zonal concéntrico y estimulaciónselectiva. Sonatrach deseaba aislar una zonasuperior fracturada hidráulicamente en el PozoMD 264 del Campo Hassi-Messaoud, situado enArgelia, sin matar el pozo. Esto permitiría la esti-mulación selectiva de un intervalo disparadoinferior, con ácido orgánico fluorhídrico [HF]. Eléxito del tratamiento realizado a través de latubería de producción dependía de la utilizaciónde tubería flexible para colocar un empacadorinflable en una sección de tubería de revestimien-to sin disparar de 3 m [10 pies], entre los dosintervalos.
Tubería derevestimientode 41⁄2 pulg
EmpacadorCoilFLATEinflado
10 pies
Tratamientocon ácidoorgánico
ciones de fondo de pozo rigurosas y químicospara tratamientos corrosivos a lo largo de perío-dos de exposición prolongados, a temperaturasde hasta 191°C [375°F] (arriba).
Un intento inicial de colocación e inflado delempacador sin correlación de la profundidad defondo de pozo en tiempo real falló, lo que reforzóla necesidad de contar con correlaciones de pro-fundidad precisas. Sonatrach no podía inyectarfluido después de colocar el empacador en basea mediciones de la longitud de la tubería flexiblede superficie, que sólo poseen una precisión deunos 3 m/3,048 m [10 pies/10,000 pies]. El daño
observado en el empacador después de su recu-peración indicó que el mismo había sidocolocado en un intervalo disparado.
Sonatrach consideró dos métodos de correla-ción de la profundidad en fondo de pozo y deposicionamiento del empacador. Un método con-sistía en el empleo de tubería flexible con uncable interno para la transmisión de datos desdelas herramientas de adquisición de registros defondo de pozo y el otro era un registro almace-nado en la memoria de la herramienta. Latubería flexible con cable provee correlacionesde profundidad en tiempo real pero suma com-
plejidad operacional, riesgo y costo. Además, nose pueden realizar tratamientos de estimulaciónácida a menos que se instale un cable blindadocon un revestimiento plástico especial.
La adquisición de registros almacenados enla memoria de la herramienta requiere un viajeextra para recuperar los datos de la memoria defondo de pozo y no provee correlaciones de pro-fundidad en tiempo real. Además, depende delmodelado por computadora para estimar la lon-gitud de la tubería flexible porque la entrada ysalida del pozo en forma plástica deforma yestira la tubería flexible. Para lograr un mayor
40 Oilfield Review
> Empacadores inflables para tubería flexible. Las aletas cónicas para servicio exigente, un sistemade fijación de la carcaza de alta resistencia, un hule de inflado compuesto y un elemento elastomé-rico químicamente resistente, anclan los empacadores de alta presión y alta temperatura CoilFLATEHPHT en su lugar y proveen un sello de alta presión incluso con relaciones de expansión altas; unapresión diferencial de 5,000 lpc [34.5 MPa] con una relación de expansión de 2 a 1 y una presión dife-rencial de 2,000 lpc [13.7 MPa] con una relación de expansión de 3 a 1. Estos empacadores toleranuna exposición extendida a temperaturas de hasta 191°C [375°F], prácticamente en cualquier entornoquímico. El empacador CoilFLATE HPHT de 21⁄8 pulgadas de diámetro externo (OD, por sus siglas eninglés) puede expandirse hasta más de tres veces con respecto a su OD inicial y se puede colocar entuberías de revestimiento de hasta 75⁄8 pulgadas de OD. Después de su expansión, estos empacadorespermiten que la inyección se realice por encima o por debajo de los mismos o en ambas posiciones.Luego de un tratamiento de estimulación, y mientras sigue conectado a la tubería flexible, el empaca-dor se puede volver a desinflar hasta alcanzar aproximadamente su OD original de 21⁄8 pulgadas parasu recuperación a través de restricciones de pozos de aproximadamente 2.205 pulgadas.
Válvula de retención doble
Elemento elastomérico
Empacador de tratamiento inflable
Aletas cónicas
Sistema de fijación de la carcasa
Válvula universal
Herramienta de liberación
Herramienta CCLinalámbrica DepthLOG CT
Herramienta de orificio de circulación/inflado CIOT
Primavera de 2006 41
nivel de precisión en el segundo intento, Sona-trach utilizó el registro de correlación de laprofundidad DepthLOG CT (derecha).
Este sistema de detector de collarines de latubería de revestimiento (CCL, por sus siglas eninglés) inalámbrico, con capacidad de bombeocontinuo, provee mediciones de profundidad entiempo real precisas, permite el bombeo de fluidoscorrosivos y es compatible con el empacador dealta presión y alta temperatura CoilFLATE HPHT.
La herramienta envía pulsos de telemetría ala superficie a través del fluido que se encuentraen el interior de la tubería flexible y da comosalida un registro CCL instantáneo y continuosin necesidad de disponer de una línea eléctricainstalada en el interior de la tubería flexible. Unregistro de correlación de la profundidad entiempo real hizo posible que Sonatrach posicio-nara el empacador con precisión entre los dosintervalos disparados.
La combinación de estas dos tecnologías inno-vadoras en una sarta de herramientas modularespermitió satisfacer todos los objetivos operaciona-les de esta exigente aplicación. Durante una solabajada de la tubería flexible dentro del pozo,Sonatrach pudo adquirir un registro CCL para lacorrelación precisa de la profundidad y la coloca-ción óptima del empacador en la sección detubería de revestimiento de 3 m. Además, en lamisma bajada, pudo colocar e inflar el empacadorCoilFLATE HPHT, bombear el tratamiento deácido HF, desinflar el empacador e iniciar el flujodel pozo mediante la inyección de nitrógeno.
El sistema DepthLOG CT requirió un régimende fluido mínimo de 0.08 m3/min [0.5 bbl/min]para producir una señal de presión positiva en lasuperficie. Fue necesario agregar un volumen de0.5 bbl/min para mantener la tubería flexible con-tinuamente llena de fluido. Las pruebas desuperficie verificaron que los pulsos de presión ylas tasas de flujo requeridas para generar señalesCCL inalámbricas no producirían el inflado pre-maturo del empacador CoilFLATE.
En la localización del pozo, la primeracarrera de la tubería flexible utilizó la herra-mienta Jet Blaster de alta presión para bombearfluidos energizados con nitrógeno y limpiar lostubulares de producción. Esta operación con-firmó el pasaje libre hasta la profundidad decolocación del empacador, limpió los disparospara garantizar la penetración óptima del ácidoy removió toda posible acumulación de detritos eincrustaciones de las paredes de la tubería derevestimiento donde se colocaría el empacador.
Schlumberger adquirió dos registros de corre-lación DepthLOG para posicionar el empacadorCoilFLATE con precisión dentro de la sección de
3 m de la tubería de revestimiento. Sonatrachconfirmó el inflado y el anclaje del empacadorcolocando el peso de la tubería flexible sobre elempacador y realizó una prueba de inyecciónpara confirmar la presencia de un sello positivoantes de bombear 19.1 m3 [120 bbl] de ácido HFenergizado con N2. El tratamiento de estimula-ción se bombeó en dos etapas, cada una de lascuales consistió en un colchón de prelavado deácido clorhídrico [HCl], una etapa de ácido HF yuna etapa de sobredesplazamiento de HCl, conun sistema de divergencia química entre cadaetapa.
El empacador inflable fue diseñado para tole-rar altas presiones diferenciales y de inyección,de modo de poder bombear este tratamiento auna presión de 3,500 lpc [24 MPa] y así y todomantener un margen de seguridad para evitar lafalla del empacador. La capacidad de inyecciónde la formación aumentó de 0.03 a 0.16 m3/min[0.2 a 1 bbl/min], manteniendo al mismo tiempouna presión de boca de pozo constante, lo queindicó que no existían pérdidas en el empacadory confirmó que el ácido estaba disolviendo eldaño de formación, abriendo los disparos y redu-ciendo el daño mecánico.
> Control de la profundidad. La herramienta inalámbrica DepthLOG CT utiliza undetector de collarines de la tubería de revestimiento (CCL, por sus siglas eninglés) tradicional para detectar las variaciones magnéticas producidas en loscollarines de las tuberías de revestimiento enroscadas (izquierda). El sistemade telemetría de pulsos de presión hidráulica transmite datos a la superficie através del fluido que se encuentra dentro de la tubería flexible, eliminando lanecesidad de una línea eléctrica interna. La capacidad de flujo continuo proveeuna sarta de tubería flexible sin obstrucciones para los servicios de bombeo decemento y los tratamientos de estimulación. Se puede agregar un reforzador deseñal para la correlación de la profundidad cuando se pasa de una tubería deproducción más pequeña a tuberías de revestimiento de más de 7 pulgadas dediámetro (derecha).
Señalizador
Procesador
Reforzadorde señal
Alimentación debatería para elprocesador de señales
Detector de collarinesde la tubería derevestimiento
120
100
80
60
40
20
0Antes Después
Régi
men
de
prod
ucci
ón, m
3 /d
38 m3/d
120 m3/d
Petróleo
Una vez que Sonatrach finalizó este trata-miento, se aplicó sobretracción a la tuberíaflexible, en la superficie, para desinflar el empa-cador CoilFLATE. Luego, se hizo circularnitrógeno a través de la tubería flexible para rei-niciar el flujo del pozo con la mayor rapidezposible. Esto ayudó a recuperar el ácido consu-mido, que puede provocar daños severos sipermanece en la formación durante un tiempoprolongado.
Después de recuperar el empacador Coil-FLATE, se efectuó una inspección visual delelemento externo que reveló la ausencia demuescas o daño en las aletas metálicas o en elsello de hule por acción de los disparos o de loscollarines de la tubería de revestimiento, lo queverificó que el empacador había sido colocadoen la tubería de revestimiento entre las zonasdisparadas.
La reparación propuesta requería sólo unviaje dentro del pozo y sin necesidad de recupe-rar la tubería de producción. La correlación dela profundidad, la acidificación y la iniciación dela producción se efectuaron en la misma carreraque la de colocación del empacador, lo que posi-bilitó el ahorro de dos carreras. Después deltratamiento de estimulación, la producción depetróleo se incrementó en más de tres veces, de38 m3/d [239 bbl/d] a 120 m3/d [755 bbl/d](derecha).
Durante más de un año después del trata-miento, la producción se mantuvo en el mismonivel de mejoramiento. El empleo del empacadorde anclaje inflable y de la herramienta CCL ina-lámbrica acortó la operación con equipo deperforación convencional que extraía la tuberíade producción antes de efectuar cualquier trata-miento de estimulación selectivo. Esta operaciónde reparación fue el comienzo de una campañaplanificada para el tratamiento de pozos adi-cionales en el mismo campo, que poseíaterminaciones de pozos similares y requería tra-tamientos de estimulación.
La experiencia de campo que se realizó utili-zando un empacador de anclaje inflableCoilFLATE de 21⁄8 de OD demostró que existenzonas en pozos con intervalos de terminaciónmúltiples que pueden ser aisladas y estimuladasen forma confiable utilizando tubería flexible. Lostiempos de ejecución rápidos y la colocación pre-cisa de los fluidos permiten el mejoramiento de laproducción en pozos que previamente no podíanser tratados en forma satisfactoria o económicacon otras técnicas y métodos de intervención.
El aislamiento zonal selectivo y el tratamientode intervalos individuales bajo condiciones depozo extremas proveen nuevas opciones y alter-
nativas para la construcción de pozos y la eva-luación de yacimientos, incluyendo operacionesbasadas en equipos de perforación u operacio-nes sin equipos de perforación, tales comopruebas de pozos de zonas individuales, monito-reo de la presión y temperatura, y pruebas dedeclinación de la presión. La combinación deherramientas y operaciones concéntricas múlti-ples también ha ayudado a mejorar la eficienciageneral de las operaciones de reparación confines de remediación y las operaciones de reter-minación de pozos en todo un campo de MedioOriente.
Operaciones múltiples con un solo montajePetroleum Development Oman (PDO) y Schlum-berger colaboraron en el desarrollo de unanovedosa metodología para facilitar las opera-ciones de reterminación de pozos en un campomaduro del norte de Omán. Esta técnica nuevacombinaba una serie de operaciones en una solaintervención, eliminando los viajes múltipleshasta la localización del pozo y la necesidad demovilizar tanto las unidades de tubería flexiblecomo los equipos de reparación convencionales(próxima página).5
La mayoría de los pozos de este campo produ-cen de la formación carbonatada Shuaiba y sonterminados con tuberías de revestimiento cortashorizontales de 41⁄2 pulgadas de OD, cementadas ydisparadas. La producción de agua actualmenteexcede el 90% del rendimiento total del campo, demodo que estos pozos son producidos por métodosde levantamiento artificial; levantamiento artifi-cial por gas o bombeo eléctrico sumergible. Lasaltas caídas de presión frente a la formación, pro-ducen acumulación de incrustaciones, lo querequiere operaciones de limpieza de pozos antesde proceder a las operaciones de reparación.
Las intervenciones de pozos incluyen ademásla adquisición de un registro de neutrón pulsadopara medir las saturaciones de fluidos y priorizarlos posibles intervalos de terminación, de acuerdocon el contenido de petróleo y la productividadpotencial. Estas evaluaciones son seguidas por lasoperaciones de disparo y estimulación de losintervalos seleccionados.
Inicialmente, PDO realizaba estas interven-ciones utilizando dos unidades de tuberíaflexible, una con y otra sin cable interno. El ope-rador también efectuaba operaciones con dosunidades de tubería flexible y un equipo de repa-
42 Oilfield Review
> Resultados de un tratamiento de estimulación con tubería flexible en el Campo Hassi-Messaoud deArgelia. La producción proveniente del Pozo MD 264 se incrementó más de tres veces, de 38 m3/d[239 bbl/d] a 120 m3/d [755 bbl/d], después del bombeo de un tratamiento de estimulación con ácidoorgánico fluorhídrico [HF] a través de la tubería flexible utilizando un empacador de anclaje inflablepara aislar el intervalo objetivo inferior de un intervalo superior, que previamente había sido some-tido a un tratamiento de fracturamiento hidráulico.
Primavera de 2006 43
ración de pozos. No obstante, ambos métodoseran costosos.
Las operaciones sin equipos de reparación depozos requerían como mínimo cuatro carreras detubería flexible separadas. Durante la primeracarrera, PDO utilizó tubería flexible convencio-nal para limpiar las tuberías de revestimiento
cortas del pozo. En la segunda carrera, la compa-ñía utilizó tubería flexible con un cable internopara adquirir un registro de neutrón pulsado.
En las carreras subsiguientes, PDO disparólos intervalos nuevos utilizando tubería flexibleconvencional con un cabezal de disparo hidráu-lico y estimuló cada intervalo de terminaciónnuevo durante una serie de entradas dentro delpozo, que implicaron la bajada y recuperaciónde los cañones de disparo en pozos presurizados.
Desde la limpieza del pozo y la adquisiciónde registros de neutrón pulsado hasta la ejecu-ción de los disparos y el tratamiento deestimulación, estas operaciones requirieronunos 10 días en la localización del pozo y unmínimo de tres meses para cumplimentarse,aunque no se registraron problemas significati-vos durante la intervención.
En comparación con estas intervencionescon tubería flexible múltiples, las operacionesque implicaban dos intervenciones con tuberíaflexible y una intervención con equipo de repa-ración de pozos requerían más tiempo en lalocalización del pozo; unos 12 días, pero menostiempo total, aproximadamente dos meses. Noobstante, los costos eran más elevados. Durantela primera operación, PDO utilizó tubería flexi-ble convencional para limpiar el pozo. En lasegunda operación, se corrió un registro de neu-trón pulsado utilizando tubería flexible con uncable eléctrico interno.
Los procesos de disparo y estimulación serealizaron durante las operaciones con equipode reparación de pozos. Las operaciones de lim-pieza y adquisición de registros no se efectuaroncon el equipo de reparación de pozos porque losregistros de neutrón pulsado necesitaban seradquiridos bajo condiciones de pozos “activos” oen condiciones de flujo.
Con este enfoque se evitaba que los fluidosdel pozo invadieran la región vecina al pozo bajocondiciones de presión estática o presión desobrebalance, lo que puede generar lecturas desaturación falsas en zonas de alta permeabilidaddisparadas y en zonas naturalmente fracturadas.PDO observó además que los resultados de lasoperaciones de estimulación con un sistemadivergente a base de polímeros no eran óptimosen esta formación naturalmente fracturada, aúncuando se combinaran con sistemas de divergen-cia mecánica tales como los empacadores deintervalo inflables.
PDO evaluó algunos métodos alternativos deadquisición de registros de neutrón pulsado y lautilización inmediata de esta información paraidentificar oportunidades de optimización de laproducción y reterminación de pozos. Se consi-deraron diversos métodos para maximizar laproductividad de los pozos y reducir los costos,incluyendo un sistema de ácido autodivergentebasado en tecnología de surfactantes que noproducen daños.6
PDO y Schlumberger propusieron una solu-ción innovadora para estos pozos conlevantamiento artificial por gas: una interven-ción con un solo montaje de herramientasutilizando tubería flexible. Durante una opera-ción continua, se utilizaría una sola unidad detubería flexible para las operaciones de limpiezade pozos, adquisición de registros, disparos y tra-tamientos de estimulación. Schlumbergerdesarrolló una sarta de tubería flexible especialy arreglos de fondo de pozo modulares para eje-cutar estas operaciones y adquirir perfiles de
5. Kumar PS, Van Gisbergen S, Harris J, Al Kaabi K,Ferdiansyah E, Brady M, Al Harthy S y Pandey A:“Eliminating Multiple Interventions Using a Single Rig-UpCoiled-Tubing Solution,” artículo de la SPE 94125,presentado en la Conferencia y Exhibición sobre TuberíaFlexible de las SPE/ICoTA, The Woodlands, Texas, 12 al13 de abril de 2005.
6. Kumar PS, Van Gisbergen S, Harris JM, Al-Naabi AM,Murshidi A, Brady ME, Ferdiansyah E, El-Banbi A y AlHarthy S: “Stimulation Challenges and Solutions inComplex Carbonate Reservoirs,” artículo de la SPE93413, presentado en la Muestra y Conferencia dePetróleo y Gas de Medio Oriente de la SPE, Bahrain, 12al 15 de marzo de 2005.
> Intervenciones de pozos en el norte de Omán. PDO ha realizado reparacio-nes de pozos utilizando una unidad de tubería flexible con un cable eléctricointerno para las operaciones de adquisición de registros y disparos (extremosuperior) y una unidad sin cable eléctrico interno para las operaciones delimpieza y los tratamientos de estimulación (extremo inferior derecho). Estasoperaciones también se han efectuado con dos unidades de tubería flexible yun equipo de reparación de pozos o una unidad liviana de extracción de tube-rías (extremo inferior izquierdo). No obstante, ambos métodos eran costososy requerían múltiples operaciones y viajes a la localización del pozo.
producción con el fin de evaluar la necesidad deaislar la producción de agua (derecha).
Esta sarta de tubería flexible incluye un cableeléctrico modificado con una envoltura externablindada, o camisa, que provee estabilidad bajocondiciones de carga inestables y fuerzas decompresión repentinas dentro de la tubería flexi-ble. Un revestimiento plástico especial protege elcable de los fluidos de tratamiento corrosivosque podrían deteriorar su rendimiento mecánicoo eléctrico.
El sistema es compatible con el detonadorSecure que requiere más de 200 voltios paraactivar e iniciar el tiro de las cargas de disparo,es seguro frente a la presencia de voltaje pará-sito o estático y no requiere que se suspendanlas radioemisiones en las localizaciones. Lasoperaciones de disparos en condiciones de bajobalance también pueden realizarse duranteestas intervenciones mediante la activación delsistema de levantamiento artificial por gas o através del desplazamiento de fluidos más livia-nos en el pozo.
PDO aplicó por primera vez este sistema enel Pozo A para llevar a cabo los procesos de dis-paros y estimulación en una sola operación, conla misma unidad de tubería flexible. Este pozoproducía 430 m3/d [2,705 bbl/d] de fluido total,29 m3/d [182 bbl/d] de petróleo y aproximada-mente 93% de agua antes de efectuar estaintervención con fines de remediación, quehabría de incrementar la producción en 30 m3/d[189 bbl/d].
El operador disparó los intervalos nuevos entres carreras. Después de los disparos, la produc-ción del pozo aumentó a 500 m3/d [3,145 bbl/d],con 57 m3/d [359 bbl/d] de petróleo y aproximada-mente 89% de agua. Luego de la estimulación delos dos intervalos disparados superiores con unsistema de ácido autodivergente basado en tecno-logía de surfactantes, el pozo produjo 572 m3/d[3,598 bbl/d] de fluido total con 63 m3/d [396bbl/d] de petróleo; es decir, el incremento de laproducción de petróleo fue de 34 m3/d [214 bbl/d].
Durante la segunda aplicación, PDO efectuóuna operación de reparación en el Pozo B conun solo montaje de herramientas utilizandotubería flexible, para aislar los disparos existen-tes y disparar los intervalos nuevos que exhibíanuna saturación de petróleo superior al 65%. PDOrealizó una carrera de prueba para tocar la TDseguida de una operación de limpieza del pozo yuna carrera de adquisición de registros de neu-trón pulsado.
En base a la evaluación de los registros deneutrón pulsado, los ingenieros decidieron aislarlos disparos existentes con un tapón puente ydisparar 41 m [135 pies] cerca del extremo de la
sección horizontal. Durante la misma operación,PDO estimuló estos disparos con el sistema deácido autodivergente basado en tecnología desurfactantes. Los ingenieros esperaban una pro-ducción de petróleo adicional de 24 m3/d [151bbl/d]. El pozo produjo 523 m3/d [3,290 bbl/d] defluido total con 25 m3/d [157 bbl/d] de petróleo.
PDO evaluó los objetivos, los procedimientos,los riesgos y los resultados en estos primeros dospozos para optimizar la eficiencia operacional yreducir aún más los requisitos de tiempo y loscostos de estas operaciones. Como resultado deestas evaluaciones, PDO eliminó la carrera deprueba en los trabajos subsiguientes. Estemétodo integrado de intervención de pozosrequería aproximadamente seis días en la locali-zación durante un período de 15 días. Encomparación con los 10 a 12 días totales, a lo
largo de dos a tres meses, requeridos para losmétodos de entradas múltiples previos, esto sig-nificó un ahorro de US$ 60,000 a US$ 100,000 porpozo para PDO (próxima página, arriba).
PDO aplicó esta nueva técnica de remedia-ción de pozos para adquirir los valores desaturación de fluidos e identificar rápidamentelas oportunidades de reterminación en 10 pozos,lo que se tradujo en una reducción del diferi-miento de la producción y en un retornotemprano sobre la inversión realizada en técnicasde reparación de pozos. Utilizando este enfoquepara realizar varias combinaciones de operacio-nes de remediación, PDO superó los objetivos deproducción para este campo y logró un ahorro demás de US$ 1 millón en el año 2004. PDO actual-mente está evaluando la aplicación de estatécnica en otras áreas.
44 Oilfield Review
Estimulación
Tubería flexible
Conector de tubería flexible
Cabezal de sobretracción y deadquisición de registros y operacionesde disparos con mecanismo doble dedesconexión y válvula deretención interna
Desconexiónmecánica
Disparos
Cañonesde disparo
Desconexiónmecánica
Barra dedespliegue
Boquillade chorro
Desconexiónmecánica
Filtro de fondode pozo
Herramienta deunión giratoriaJet Blaster
Conjunto deboquillasJet Blaster
Limpiezade pozos Adquisición de registros
Herramientasde adquisiciónde registros
> Intervenciones de pozos con tubería flexible y un solo montaje. PDO ySchlumberger desarrollaron una sarta de tubería flexible especial y conjuntosde herramientas modulares específicamente para efectuar operaciones de lim-pieza de pozos, adquisición de registros, operaciones de disparos y tratamien-tos de estimulación. El cabezal de adquisición de registros y disparos requiereel bombeo simultáneo de fluido a un régimen dado y con una sobretracciónpredeterminada para desconectar el cabezal. Este mecanismo doble de des-conexión impide la desconexión accidental del cabezal.
Pozo principal
Primerare-entradaAgosto de 2003
Segundare-entradaDiciembre de 2004
Primavera de 2006 45
Tubería continua, mejoramiento continuoLa confiabilidad de los equipos de tubería flexi-ble y de las prácticas operacionales continúamejorando. Desde las aplicaciones más básicashasta las más complejas, los avances registrados
en las herramientas, técnicas y operaciones con-céntricas con tubería flexible aseguran laejecución de operaciones cotidianas más segu-ras y más eficientes. Como resultado de ello, latecnología de tubería flexible se ha establecido
firmemente en diversas áreas de la actividadrelacionada con el petróleo y el gas que no pue-den encararse adecuadamente utilizandooperaciones, técnicas y servicios de intervenciónde pozos convencionales.
La naturaleza modular de los sistemas detubería flexible, las operaciones sin equipos deperforación, los tiempos de ejecución de pozosmás rápidos y la colocación de fluidos o los trata-mientos de estimulación selectivos y precisosestán ayudando a las compañías de producción aoptimizar el desempeño de los pozos. Cada vezcon más frecuencia, los operadores están reva-luando los campos y pozos individuales paraejecutar operaciones de intervención de pozoscon fines de remediación u operaciones de reter-minación con tubería flexible, incluyendomuchos pozos que previamente se considerabandemasiado riesgosos incluso para las operacionesconvencionales (izquierda, extremo inferior).
Sin embargo, no todas las operaciones concén-tricas requieren tecnología nueva u obligan a losequipos y técnicas de tubería flexible existentes atraspasar sus límites actuales. Los operadores yproveedores de servicios de tubería flexible tam-bién están colaborando para desarrollarcombinaciones de herramientas innovadoras y sis-temas integrados, mejores prácticas operacionalesy nuevos enfoques que pueden mejorar la produc-tividad de los pozos y aumentar la recuperación dereservas tanto en campos nuevos como en camposmaduros. En base a estos esfuerzos de colabora-ción, Schlumberger está mejorando y expandiendolos servicios concéntricos a través de los procesosde desarrollo y optimización de equipos, procedi-mientos y técnicas de tubería flexible en curso.
El mejoramiento de los materiales y las prác-ticas de fabricación, los avances registrados entérminos de programas de diseño asistidos porcomputadoras y las prácticas de monitoreo ycontrol en tiempo real han reducido signifi-cativamente la frecuencia de las fallas de losequipos de tubería flexible y han aumentado eléxito de las operaciones implementadas a travésde la tubería de producción. Algunas compañíasoperadoras aún no han olvidado las limitacionesy problemas asociados con las primeras sartas yequipos de tubería flexible. No obstante, a travésdel intercambio de conocimientos y el estable-cimiento de mejores comunicaciones, máscompañías petroleras utilizan equipos de tuberíaflexible con tranquilidad para intervenir pozoscon operaciones concéntricas. —MET
Cost
o, U
S$ 1
,000
400350
300250200
150100
500
0 1 2 3 4 5 6Días
Limpieza
Limpieza
Adquisiciónde registros
Adquisiciónde registros
Operaciones de disparos y estimulación
Operaciones de disparos y estimulación con grúa
Menos producción diferida Retorno de la inversión más rápido
Ahorro entre US$ 60,000 y US$ 100,000
Limpieza
Sistema 1
Sistema 2
Sistema 3 Adquisiciónde registros
$228,000
$287,000 $327,000
Operacionesde disparos Estimulación
7 8 9 10 11 12
> Expansión de la aplicación de las operaciones de re-entrada de perforación con tubería flexible. Lascompañías productoras están adquiriendo más confianza en la ejecución de intervenciones con finesde remediación o reterminaciones a través de los tubulares de producción existentes. Durante el mesde diciembre de 2004, BP Sharjah Oil Company reingresó en un pozo del Campo Sajaa por segunda vez yperforó cuatro laterales adicionales utilizando técnicas de bajo balance y tubería flexible. BP habíareingresado inicialmente en este pozo con tubería flexible, perforando tres laterales en agosto de 2003.
> Mejoramiento de la rentabilidad de las operaciones concéntricas. Las operaciones de remediacióncon entradas múltiples, sin equipo de reparación de pozos, requirieron que PDO ejecutara como mí-nimo cuatro carreras de tubería flexible separadas, lo que insumió aproximadamente 10 días en lalocalización del pozo, con un período total de tres meses (rojo). Las intervenciones de pozos consis-tentes en dos operaciones con tubería flexible y una operación con equipo de reparación de pozosrequirieron menos tiempo total, aproximadamente dos meses, pero 12 días totales en la localizacióndel pozo con costos más elevados (azul). El método de un solo montaje integrado que utiliza unasarta de tubería flexible especial y una unidad de tubería flexible sólo requirió unos seis días en lalocalización del pozo durante un período de 15 días (negro).
