Tubería flexible

Tubería flexible: métodos innovadores
de intervención de pozos
Con el objetivo de maximizar la rentabilidad, las operaciones de re-entrada de perforación, 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 operaciones 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.
Abderrahmane Boumali
Sonatrach
Argel, Argelia
Mark E. Brady
Doha, Qatar
Erik Ferdiansyah
Santhana Kumar
Stan van Gisbergen
Petroleum Development Oman
Muscat, Omán
Tom Kavanagh
Sharjah, Emiratos Árabes Unidos
Avel Z. Ortiz
Sugar Land, Texas, EUA
Richard A. Ortiz
BP Sharjah Oil Company
Sharjah, Emiratos Árabes Unidos
Arun Pandey
Muscat, Omán
Doug Pipchuk
Calgary, Canadá
Stuart Wilson
Moscú, Rusia
Por su colaboración en la preparación de este artículo, se
agradece a Fardin Ali Neyaei, Ruwi, Omán, y a Allan
Lesinszki, Talisman Energy Company, Calgary, Alberta,
Canadá.
Blaster MLT, CoilFLATE, DepthLOG, Discovery MLT,
Jet Blaster, NODAL y Secure son marcas de Schlumberger.
30
Muchas compañías operadoras se están volcando a efectuar operaciones a través de la
tubería de producción, u operaciones concéntricas, para resolver problemas de producción
complejos y satisfacer los exigentes desafíos que
plantean las operaciones de intervención o
reterminación de pozos. La pronunciada declinación de los volúmenes de producción y el
reemplazo insuficiente de las reservas de petróleo y gas han obligado a los operadores a
reexaminar las estrategias de desarrollo de campos y los esfuerzos de manejo de yacimientos.
Los responsables del manejo de los activos de
las compañías necesitan cada vez más optimizar
el desempeño tanto de los pozos nuevos como de
los pozos existentes para satisfacer la demanda
global de petróleo.
Las sartas largas de tubería de acero de diámetro relativamente pequeño, o tubería flexible,
pueden movilizarse rápidamente para perforar
pozos nuevos o pozos de re-entrada a través de
los tubulares existentes. Esta tecnología también se utiliza para realizar operaciones de
terminación iniciales, operaciones de intervención y reparación de pozos con fines de
remediación, u operaciones de reterminación.
En comparación con la perforación rotativa convencional, los equipos de reparación de pozos y
las unidades para entubar pozos presurizados, la
tubería flexible enrollada en un carrete para su
transporte y el equipo de superficie necesario
para su despliegue e inserción en el pozo, ofrecen numerosas ventajas.
El incremento de la eficiencia es el resultado
del despliegue y recuperación continuos de la
tubería en pozos presurizados o “activos” sin necesidad de controlar o matar el pozo. Además, no es
necesario extraer los tubulares de producción del
pozo y ejecutar operaciones de fondo de pozo volviendo a bajar los tramos individuales de una sarta
de servicio convencional con conexiones roscadas.
La flexibilidad de poder trabajar con el pozo
presurizado y la capacidad única de bombear fluidos en cualquier momento, independientemente
de la profundidad o de la dirección de viaje de la
tubería flexible en un pozo, ofrecen ventajas claras y versatilidad operacional. En comparación
con las operaciones con cable o línea de acero, la
tubería flexible provee capacidades de carga relativamente grandes en pozos verticales más
profundos y de alto ángulo y mayor capacidad de
tracción, o sobretracción, en el fondo del pozo.
Estas capacidades facilitan las operaciones
de limpieza de pozos; las operaciones de limpieza
por chorro, o la extracción de fluidos de pozos
con gases inertes o fluidos más livianos; los tratamientos de estimulación ácida o de estimulación
por fracturamiento hidráulico; los tratamientos
de consolidación o de control de la producción
de arena, las operaciones de cementación, pesca
o fresado y las operaciones de perforación direccional tanto como las de perforación de pozos en
condiciones de bajo balance. La instalación de
líneas eléctricas, cables de transmisión de datos,
o cables de alimentación en el interior de las sartas de tubería flexible permite la adquisición de
registros de pozos en tiempo real, el monitoreo y
control de fondo de pozo, la adquisición de mediciones durante la perforación y la operación de
bombas eléctricas sumergibles.1
Oilfield Review
Utilizando sistemas de fondo de pozo específicos para cada aplicación, las operaciones
concéntricas con tubería flexible están ayudando
a los operadores a incrementar la productividad
de los pozos y los campos petroleros a lo largo de
todo el ciclo de vida de los yacimientos productivos. Incluso en condiciones económicas adversas
y en ambientes operativos subterráneos rigurosos, el empleo de tubería flexible facilita la
Primavera de 2006
ejecución de operaciones de intervención eficaces desde el punto de vista de sus costos que
permiten optimizar la producción de hidrocarburos, incrementar la recuperación de reservas de
los yacimientos y mejorar sustancialmente la
rentabilidad de los campos petroleros.
La tubería flexible constituye una alternativa
viable para maximizar la rentabilidad en muchas
aplicaciones 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 Stephens
D: “Coiled Tubing Takes Center Stage,” Oilfield Review 6,
no. 4 (Octubre de 1994): 9–23.
Ackert D, Beardsell M, Corrigan M y Newman K: “The
Coiled Tubing Revolution,” Oilfield Review 1, no. 3
(Octubre de 1989): 4–16.
Blount CG: “La revolución de la tubería flexible
continúa,” Oilfield Review 16, no. 1 (Verano de 2004): 1.
Afghoul AC, Amaravadi S, Boumali A, Calmeto JCN, Lima
J, Lovell J, Tinkham S, Zemlak K y Staal T: “Tubería
flexible: La próxima generación,” Oilfield Review 16, no. 1
(Verano de 2004): 40–61.
31
cabo sin equipos de perforación rotativos o equipos de reparación de pozos. Los nuevos sistemas
integrados y las innovadoras combinaciones de
herramientas y técnicas han sido la clave del éxito
obtenido recientemente con el empleo de tubería
flexible en diversas aplicaciones especiales.
Este artículo comienza con una revisión de
los equipos de tubería flexible y las prácticas que
se realizan con dichos equipos para efectuar operaciones de perforación en condiciones de bajo
balance en Medio Oriente. Luego presentamos
un nuevo sistema de fondo de pozo que se utilizó
para localizar y estimular los ramales laterales
individuales de diversos pozos multilaterales de
Canadá. A continuación de ese análisis se presenta un ejemplo de Argelia que demuestra el
aislamiento y estimulación selectivos de intervalos estrechamente espaciados. El artículo
concluye con la presentación de una metodología
de ejecución de operaciones múltiples a través
de la tubería de producción mediante una sola
operación de montaje en la localización del pozo.
E U ROPA
Á FR ICA
I RÁ N
Campo Sajaa
Q ATA R
Dubai
EMI RATOS Á RABES UN I DOS
OMÁN
A RA BI A SA UD I TA
Tub. de revest. de
30 pulg a 100 pies
Tub. de revest. de
20 pulg a 600 pies
Tub. de revest. de
133⁄4 pulg a 6,000 pies
Tub. de prod. de 5 pulg
Sarta de perf. de 31⁄2 pulg
Tub. de revest. de
95⁄8 pulg. a 11,000 pies
Cuña de desviación de 7 pulg
Barrena de
6 pulgadas
Empacador de
7 pulgadas a 12,000 pies
Tub. de revest. de
7 pulg a 14,000 pies
Motor de
43⁄4 pulgadas
> Configuración de pozo típica en el campo de gas Sajaa situado en Medio
Oriente. BP Sharjah Oil Company inició operaciones de re-entrada de perforación en condiciones de bajo balance con tubería flexible en pozos del campo
de gas Sajaa situado en los Emiratos Árabes Unidos (extremo superior). La mayoría de estos pozos habían sido reterminados con tuberías de revestimiento de
7 pulgadas cementadas y conectadas a la superficie y tubería de producción
de 5 pulgadas (extremo inferior izquierdo). En la década de 1990, se reingresó
en algunos pozos para perforar desviaciones laterales con equipos de perforación rotativos convencionales y técnicas de perforación en condiciones de
bajo balance (extremo inferior derecho).
32
Re-entrada de perforación
en condiciones de bajo balance
El Campo Sajaa de los Emiratos Árabes Unidos
(UAE) produce de un yacimiento carbonatado
profundo de baja presión. Amoco, ahora BP, perforó los primeros pozos de este prolífico campo
de gas a comienzos de la década de 1980. La
actividad de desarrollo inicial implicó la perforación de unos 40 pozos verticales en condiciones
de sobrebalance, utilizando equipos de perforación rotativos convencionales. Posteriormente,
muchos de estos pozos fueron reterminados con
tuberías de revestimiento cortas de 7 pulgadas
conectadas a la superficie y tuberías de producción de 5 pulgadas sin empacadores de fondo
(izquierda).
Durante la década de 1990, BP Sharjah decidió desviar la trayectoria de algunos de estos
pozos utilizando equipos de perforación rotativos y técnicas de perforación aptas para
condiciones de bajo balance. En forma más
reciente, esta experiencia resultó de utilidad
durante la planeación e implementación de una
nueva campaña de perforación de pozos de
relleno. Ante la declinación de la presión del
yacimiento y la productividad de los pozos, BP
decidió ir tras las reservas almacenadas en áreas
que no estaban siendo drenadas efectivamente
por los pozos originales.
Un equipo de profesionales de BP a cargo de
las operaciones del Talud Norte de Alaska y grupos de ingeniería y operaciones de Houston
Engineering Technical Practices (ETP), UK ETP,
Sunbury Research y Sharjah evaluaron diversos
métodos de perforación mediante re-entradas en
Oilfield Review
condiciones de bajo balance, llegando a la conclusión de que la tubería flexible representaba la
mejor opción. En marzo de 2003, BP Sharjah
comenzó a perforar pozos de re-entrada multilaterales desde los pozos existentes utilizando
tubería flexible para las operaciones en condiciones de bajo balance.2
El equipo de BP optó por una tubería flexible
de 23⁄8 pulgadas de diámetro exterior (OD, por sus
siglas en inglés) con una línea eléctrica interna
como medio de transmisión continua de datos y
mediciones de fondo de pozo a la superficie. Inicialmente, BP utilizó un tubo cuya pared tenía
un espesor uniforme, su límite elástico era de
80,000 lpc [552 MPa] y cuyos extremos podían
intercambiarse, o invertirse, en el carrete para
prolongar la vida útil de la sarta. El diseño de
esta sarta evolucionó para convertirse en un
tubo de espesor variable, con un límite elástico
alto de 90,000 lpc [620 MPa] y suficiente resistencia al ácido sulfhídrico [H2S]. La profundidad
en pies que podía perforarse con estas sartas de
espesor variable se consideraba aceptable, si
bien las sartas de este tipo no podían invertirse.
Las sartas de espesor variable minimizan las
cargas sobre el cabezal del inyector de superficie, reducen los pesos de la sarta al levantar
durante el desarrollo de las operaciones normales y aumentan la sobretracción disponible, en el
fondo del pozo, en situaciones de atascamiento
de tuberías. En comparación con las sartas de
paredes uniformes, se dispone de menos peso
sobre la barrena (WOB, por sus siglas en inglés)
para las operaciones de perforación; sin
embargo, esto no ha constituido una desventaja
debido a la presencia de formaciones relativamente blandas en esta área y gracias al éxito de
los esfuerzos de optimización del desempeño de
las barrenas.
La mayoría de los pozos laterales son de longitud limitada porque el peso de la sarta al
levantar en la profundidad final (TD, por sus
siglas en inglés) se vuelve demasiado grande, no
por el WOB limitado. Además, la perforación de
pozos laterales más largos puede ser restringida
debido al incremento de las caídas de presión
por fricción que tiene lugar durante la perforación, lo que produce una densidad de circulación
equivalente más elevada y un grado de sobrebalance en la barrena que las formaciones no
pueden tolerar.
2. Kavanagh T, Pruitt R, Reynolds M, Ortiz R, Shotenski M,
Coe R, Davis P y Bergum R: “Underbalanced Coiled
Tubing Drilling Practices in a Deep, Low-Pressure Gas
Reservoir,” artículo IPTC-10308-PP, presentado en la
Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,
Dallas, 10 al 12 de octubre de 2005.
Primavera de 2006
Una torre de perforación con tubería flexible,
construida específicamente para las operaciones
del Campo Sajaa, soportaba el inyector de la
tubería flexible; la cabeza de pozo y el conjunto
de preventores de reventón (BOP, por sus siglas
en inglés) soportaban el peso de la sarta de
tubería flexible (abajo).
Preventor anular de 71⁄16 pulg
Preventor de corte/sello de 23⁄8 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 corte/sello de 23⁄8 pulg
Preventor de tubería/desplazamiento de 23⁄8 pulg
> Equipo de superficie para tubería flexible en el Campo Sajaa. Schlumberger
construyó una torre de perforación con tubería flexible de cuatro piezas, específicamente diseñada para el proyecto Sajaa (extremo superior). Esta estructura modular soporta sólo el cabezal del inyector. Si bien fue diseñada para
tolerar los vientos más intensos asociados con las tormentas de arena, su
peso es liviano para facilitar su transporte y montaje. El conjunto de preventores de reventón (BOP) (extremo inferior)—que asegura barreras de presión
duales en todo momento—y la cabeza de pozo, soportan el peso de la sarta
de tubería flexible.
33
Barra de pesas
Barrena de PDC de 33⁄4 pulgadas
ADM de 27⁄8 pulgadas
Barra de pesas
Válvulas de charnela
Orientador hidráulico
Barra de pesas
Junta flexible
Desconexión
mecánica
Mediciones direccionales y mediciones de registros
Sensor direccional
CCL
Monitor de desempeño de la perforación
Control de potencia hidráulica
Desconexión electrónica
Sensores de WOB
Sensores de presión
Conexión rápida inferior
Válvula esférica doble
Sensor de rayos gamma
Paquete de potencia y comunicaciones
Tubería flexible de 23⁄8 pulgadas
Válvula esférica doble y conexión rápida superior
Cable eléctrico de 7⁄16 pulgadas
34
< Conjunto de fondo de pozo (BHA, por sus siglas
en inglés) con tubería flexible para las operaciones de perforación en condiciones de bajo balance llevadas a cabo en los Emiratos Árabes
Unidos. El BHA utilizado para las operaciones de
re-entrada de perforación en condiciones de
bajo balance en el Campo Sajaa incluye dos válvulas esféricas superiores y dos válvulas esféricas inferiores para aislar tanto la presión del
pozo como la presión de la tubería flexible. Esto
elimina la necesidad de purgar la presión interna
de la tubería flexible cada vez que se arma o
desarma el BHA. Además, incluye sensores para
adquirir mediciones de presión interna y externa,
temperatura externa, peso sobre la barrena
(WOB, por sus siglas en inglés), vibraciones laterales y vibraciones por atascamiento-deslizamiento, mediciones del detector de collarines de
la tubería de revestimiento (CCL, por sus siglas
en inglés), azimut direccional e inclinación y
rayos gamma. Baker Hughes Inteq coloca los
componentes electrónicos en el BHA, lo más
lejos posible del motor de perforación con aire
(ADM, por sus siglas en inglés) de fondo, de
27⁄8 pulgadas. Además, BP utiliza ahora una
barrena de un compuesto policristalino de diamante (PDC, por sus siglas en inglés) de 33⁄4 pulgadas en lugar de una barrena de PDC bicéntrica
de 41⁄8pulgadas para reducir las vibraciones de
fondo de pozo y las fallas del BHA relacionadas.
Los pisos de maniobras de la torre se ubicaron de modo de facilitar el acceso a los sistemas
BOP, que proveen barreras dobles durante el
despliegue de las herramientas en pozos presurizados y en operaciones de perforación en
condiciones de bajo balance. El sistema BOP
ofrece además dos barreras mecánicas durante
la ocurrencia de eventos no rutinarios, tales
como fallas del sello del elastómero o fugas en
las esclusas de las válvulas BOP, y otras eventualidades secundarias.
Un múltiple (manifold) de estranguladores
accionado hidráulicamente, ubicado en la línea
de retorno del fluido de perforación, controla el
flujo del pozo y la presión de fondo durante las
operaciones de perforación. Este múltiple está
provisto de válvulas de aislamiento redundantes
para que cada uno de los dos estranguladores
mantenga un flujo constante aunque uno de los
lados se obture o se vuelva inoperable. Todas las
contingencias de perforación y las situaciones
de control de pozos comunes que se produjeron,
fueron manejadas en forma segura utilizando
estos sistemas de superficie.
Si el gas se dirigía directamente a la línea de
conducción, la alta presión presente en la línea
podía impedir la ejecución de operaciones en
condiciones de bajo balance en muchos de los
pozos del Campo Sajaa. En consecuencia, el gas
producido en los fluidos de retorno se envía a un
sistema de antorcha vertical o a un sistema de
compresión. El envío del gas a la planta de pro-
Oilfield Review
Tubería de producción de 5 pulg
Tubería flexible de 23⁄8 pulg
Empacador de 7 pulg
BHA de 3 pulg
ADM de 27⁄8 pulg
Cuña de desviación
expansible bajada a través
de la tubería de producción
Barrena de
PDC de 33⁄4 pulg
Zona 1
Lateral 1
Zona 2
Pozo principal
Lateral 2
Zona 3
Lateral 3
> Re-entrada de perforación de tramos laterales en el Campo Sajaa. BP colocó
una cuña de desviación por encima de los disparos o de las secciones de
agujero descubierto existentes para permitir el fresado de una ventana de salida en la tubería de revestimiento de 7 pulgadas del pozo principal, por debajo
del extremo de la tubería de producción. Los planes demandaban la perforación de al menos tres tramos laterales horizontales en cada pozo, mediante
la utilización de técnicas de tubería flexible y perforación en condiciones de
bajo balance.
cesamiento del Campo Sajaa durante la perforación minimiza el volumen de producción perdida
o diferida.
El conjunto de fondo de pozo (BHA, por sus
siglas en inglés) para las operaciones de perforación en condiciones de bajo balance es un
arreglo de instrumentos cableados con un OD de
3 pulgadas, alimentado con energía desde la
superficie a través de una línea eléctrica que
pasa por el interior de la tubería flexible (página
anterior). Este BHA incluye dos válvulas esféricas superiores y dos válvulas esféricas inferiores
que pueden aislar tanto la presión del pozo
como la presión de la tubería flexible. Las válvulas superiores eliminan la necesidad de purgar
Primavera de 2006
la presión de la tubería flexible cada vez que se
arma o desarma un BHA.
Un sistema de transmisión de datos de fondo
de pozo efectúa mediciones de presión, temperatura, WOB, vibraciones laterales y vibraciones
por atascamiento-deslizamiento, rayos gamma,
detección de collarines de la tubería de revestimiento, azimut e inclinación. BP también ha
utilizado una herramienta de adquisición de
registros de resistividad con múltiples profundidades de investigación durante la perforación de
algunos pozos.
Para reducir las fallas relacionadas con las
vibraciones, Baker Hughes Inteq trasladó los
componentes electrónicos del BHA fuera del
motor de fondo y reemplazó las barrenas bicéntricas de un compuesto policristalino de diamante
(PDC, por sus siglas en inglés) de 41⁄8 pulgadas por
barrenas de PDC de 33⁄4 pulgadas. Las nuevas
barrenas proporcionaron mayor velocidad de
penetración (ROP, por sus siglas en inglés) y
menos vibración sin impactar adversamente el
tamaño y la productividad del pozo. Los ingenieros también monitorearon atentamente las
vibraciones laterales y axiales y redujeron los
regímenes de inyección para minimizar las
vibraciones del BHA durante los viajes de limpieza del pozo.
Estas medidas redujeron las fallas del BHA,
causadas por el exceso de vibraciones durante la
perforación con flujo bifásico gas-líquido. Ahora,
un BHA puede operar entre varios días y más de
una semana por vez. BP utiliza un motor de perforación con aire (ADM, por sus siglas en inglés)
de 27⁄8 pulgadas con excelentes antecedentes de
desempeño, de manera que las fallas del motor son
excepcionales. BP y Baker Hughes Inteq optimizaron el espacio entre el rotor y el estator y los
materiales utilizados en estos motores para
extender la vida operativa del motor ADM bajo
condiciones de pozo rigurosas. La carrera del
motor más larga registrada hasta la fecha duró
más de 12 días y se perforaron 2,975 m [9,763 pies].
BP perfora en condiciones de bajo balance
utilizando nitrógeno [N2] y agua dulce con un
reductor de fricción biodegradable para reducir
los pesos de la sarta al levantar y las presiones
de bombeo. Habitualmente, BP, mediante operaciones de re-entrada en pozos existentes,
perfora tres o más tramos laterales de aproximadamente 914 m [3,000 pies] de longitud cada
uno, a través de una sola ventana de salida cortada en la tubería de revestimiento (izquierda).
El fresado de las ventanas con cuñas de desviación inflables bajadas a través de la tubería de
producción constituyó la parte más desafiante de
este proyecto y la que experimentó más mejoras.
Las técnicas de fresado optimizadas se tradujeron
en mejores ventanas de salida cortadas en la
tubería de revestimiento para facilitar el pasaje
de las barrenas de PDC de 33⁄4 pulgadas. BP desarrolló también una cápsula de resina moldeada,
que se desintegra a los pocos minutos de iniciada
la perforación para guiar las barrenas a través de
la ventana de la tubería de revestimiento.
El BHA para este proyecto fue diseñado para
perforar en agujeros descubiertos y no podría
sobrevivir por mucho tiempo bajo las vibraciones
severas producidas por el fresado de las ventanas utilizando líquido y gas. Por lo tanto, BP
inicialmente realizaba las operaciones de fresado con líquidos monofásicos; sin embargo, esto
a menudo producía la pérdida de grandes volú-
35
Pared del pozo
Anillo de derivación
Cabeza
rotatoria
Boquilla
de chorro
Incrustación
> Remoción mecánica de incrustaciones. La herramienta Jet Blaster está compuesta por una cabeza rotativa, un anillo de derivación y boquillas opuestas,
en ángulo, que remueven el daño de formación y las incrustaciones de las
paredes del pozo o de los tubulares.
menes de agua en la formación. En algunos pozos,
las pérdidas excesivas dificultaban el restablecimiento del flujo del pozo y de las condiciones de
bajo balance a la hora de iniciar la perforación de
pozos de re-entrada porque la formación adyacente estaba saturada, o cargada, de agua.
En los pozos que no toleran pérdidas de
fluido excesivas, BP fresa las ventanas en las
tuberías de revestimiento utilizando fluidos de
perforación bifásicos gas-líquido y barrenas de
PDC diseñadas específicamente para procesos
de fresado sin componentes electrónicos en el
BHA. BP ha fresado con éxito cinco ventanas de
3.8 pulgadas en condiciones de bajo balance, utilizando fluidos bifásicos sin sensores de presión
de fondo de pozo.
BP cierra los pozos antes de movilizar la unidad de tubería flexible para permitir que se
incremente la presión en la zona vecina al pozo.
Los intervalos de presión extremadamente baja
requieren períodos de cierre más prolongados
para que se alcancen y mantengan las condiciones de bajo balance. De esta manera, la presión
del yacimiento disponible se conserva el mayor
tiempo posible durante la perforación. Conforme
avanza la perforación lateral y se incrementan
las caídas de presión por fricción, se debe
encontrar presión de yacimiento adicional para
garantizar las condiciones de bajo balance.
En zonas del yacimiento con presiones más
altas, BP mantiene las condiciones de perforación de bajo balance mediante la manipulación
36
del múltiple de estranguladores en la superficie.
No obstante, en cierto momento la presión de
fondo de pozo supera la presión del yacimiento y
la operación de perforación pasa a realizarse en
condiciones de sobrebalance a partir de ese
momento. Si la permeabilidad de la formación es
suficientemente baja como para tolerar cierto
grado de sobrebalance, la operación de perforación puede continuar para extender los ramales
laterales lo más lejos posible.
Durante la perforación con un leve sobrebalance de presión, los ingenieros limitan la ROP,
realizan viajes de limpieza más cortos para
remover el exceso de recortes, reducen los regímenes de inyección de fluidos y minimizan o
eliminan los barridos con espuma de N2 para evitar incrementos de presión adicionales. BP
continúa perforando hasta que el sobrebalance
se vuelve demasiado elevado, los pesos de la
sarta al levantar se aproximan demasiado al
límite elástico de la tubería flexible o no existe
penetración adicional hacia adelante.
Utilizando estas técnicas, BP Sharjah ha
reingresado en 37 pozos y ha perforado más de
150 pozos de re-entrada laterales con un avance
de la perforación combinado que excede 91,440
m [300,000 pies]. El tramo lateral más largo perforado hasta la fecha es de 1,326 m [4,350 pies]
y la mayor cantidad de pies perforados en una
sola re-entrada es de 14,487 pies [4,416 m] con
ocho laterales. El acceso a las reservas que no
estaban siendo drenadas por los pozos originales
redujo la declinación de la producción en el
Campo Sajaa, extendiendo significativamente la
vida productiva de este campo.
Desde el punto de vista de la salud, la seguridad, el costo y el cuidado del medio ambiente,
este programa también resultó extremadamente
exitoso. Durante más de dos años y medio de
perforación, que abarcaron más de 1 millón de
horas hombre de trabajo, no se registró ninguna
pérdida de días de trabajo.
En las primeras fases de este proyecto, BP
debió enfrentar problemas de montaje, equipos y
operaciones debido a los cuales la terminación del
primer pozo demandó 79 días. Actualmente, los
pozos se perforan en un período que oscila entre
20 y 30 días. Las movilizaciones del equipo de perforación, que en un comienzo insumían casi nueve
días completos, ahora sólo requieren 2.5 días.
BP mantiene una extensiva base de datos
que facilita el intercambio de conocimientos y el
mejoramiento continuo a través de la captación
de las prácticas operacionales y la experiencia
de cada contratista. Esta base de datos incluye
todo, desde el desmontaje, transporte y montaje
del equipo de perforación hasta el fresado de las
ventanas de salida en las tuberías de revestimiento y la perforación de los laterales.
Los pozos multilaterales maximizan el contacto del pozo con un yacimiento, aumentan la
productividad del pozo y contribuyen a optimizar
la recuperación de las reservas. No obstante, el
mejoramiento de la producción y el mantenimiento de la productividad del pozo en este tipo
de terminaciones requieren la implementación
de métodos de ejecución de tratamientos de
estimulación eficaces desde el punto de vista de
sus costos. Además de la perforación de pozos de
re-entrada, la tubería flexible desempeña un rol
esencial en las operaciones de remediación de
pozos y en los tratamientos de estimulación de
yacimientos para pozos multilaterales.
Tratamientos de estimulación
en pozos multilaterales
Los pozos que perfora Talisman Energy en el
Campo Turner Valley de Alberta, Canadá, consisten en un pozo principal y dos o más tramos
laterales horizontales terminados a agujero descubierto, cuyo objetivo son los niveles geológicos
porosos, superior e inferior, de la formación dolomítica Rundle. Las operaciones de remediación
llevadas a cabo en estos pozos demostraron ser
tradicionalmente inefectivas, ineficaces y costosas. Los ingenieros necesitaban una forma
efectiva de transferir el ácido a los ramales individuales de los pozos para optimizar la producción
de los diversos tramos laterales.3
Oilfield Review
Con los métodos previos consistentes en la
búsqueda a ciegas y el acceso errático a los laterales, Talisman y otras compañías operadoras de
esta área a menudo sentían incertidumbre acerca
de la efectividad de las operaciones de limpieza y
los tratamientos ácidos. Schlumberger integró
dos tecnologías—la herramienta multilateral
Discovery MLT y el servicio de remoción de incrustaciones por chorro Jet Blaster—para
acceder y estimular los ramales laterales individuales sin necesidad de disponer del complejo
equipo de terminación de pozos en forma permanente.
Inicialmente, las compañías productoras de
esta área realizaban los tratamientos de estimulación de pozos multilaterales en varios pasos y
efectuaban carreras independientes con dos
configuraciones de BHA diferentes, con la esperanza de poder acceder en forma errática a cada
lateral. El servicio Jet Blaster se utilizó durante
la primera carrera para lavar la pared del pozo
con un chorro de fluido de alta energía y restituir la permeabilidad de la matriz de roca
(página anterior).
Luego se realizó una segunda carrera con un
BHA flexible que poseía ángulos de curvatura
diferentes que la curvatura natural del extremo
inferior de la tubería flexible. La desventaja de la
técnica “buscar y esperar” era que los operadores
no tenían ningún control sobre el lateral en el
que ingresaría el BHA, de manera que un mismo
ramal del pozo quizás se trataba dos veces.
Aunque se aplicara en forma reiterada, este
método no mejoraba en forma sustancial la productividad del pozo. Subsiguientemente, las
compañías comenzaron a utilizar una herramienta de limpieza por chorro sólo en la primera
carrera, seguida por una segunda carrera sin la
herramienta de limpieza por chorro, en la que se
utilizaba únicamente una herramienta Discovery
MLT para localizar y tratar los laterales individuales (arriba a la derecha).
Con esta técnica se accedía rutinariamente
al segundo lateral en una carrera pero sólo el
primero era tratado en forma óptima con la
herramienta rotativa de limpieza por chorro de
alta energía. Los operadores consideraron el
beneficio de remover el daño en forma mecánica
con un chorro de fluido de alta energía en un
solo ramal que ameritaba el costo y el riesgo de
efectuar carreras múltiples.
3. Lesinszki A, Stewart C, Ortiz A, Heap D, Pipchuk D y
Zemlak K: “Multilateral/High-Pressure Jet Wash Tool
System Successfully Employed in Multilateral Wells,”
artículo de la SPE 94370, presentado en la Conferencia y
Exhibición sobre Tubería Flexible de las SPE/ICoTA, The
Woodlands, Texas, EUA, 12 al 13 de abril de 2005.
Primavera de 2006
1
2
3
4
> Intervenciones de pozos multilaterales y acceso a los ramales laterales. La herramienta multilateral
Discovery MLT, resistente a la corrosión, incluye un empalme acodado ajustable y un dispositivo de
orientación controlable para hacer rotar la herramienta. Los ramales laterales del pozo son localizados moviendo la herramienta, que es accionada por el flujo de fluido, en forma ascendente y descendente, 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 ciclo
de accionamiento hace rotar la herramienta 30°, produciendo un perfil de presión desplegado en la
superficie que confirma la orientación del lateral (3). Este sistema permite que la tubería flexible
acceda 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).
En pozos con laterales estrechamente espaciados, aún persistía cierta incertidumbre en
cuanto a qué lateral se había accedido, especialmente si las profundidades medidas eran del
orden de 15 m [50 pies] o si se producía el atascamiento, o flexión helicoidal, de la tubería
flexible. También existía la posibilidad de que un
lateral fuera tratado dos veces o no recibiera
tratamiento alguno. Para encarar estos problemas y facilitar la estimulación efectiva de los
pozos multilaterales, Schlumberger desarrolló
una herramienta integrada de localización de
laterales y limpieza por chorro rotativa.
Este nuevo sistema multilateral de estimulación de pozos de re-entrada y remoción de
incrustaciones Blaster MLT combina las capacidades de una herramienta Discovery MLT con las de
una herramienta Jet Blaster. Este sistema único
puede acceder a todos los ramales laterales de un
pozo para transferir el ácido y lavar el pozo con un
chorro de fluido de alta energía. Se pueden tratar
varios laterales en un solo viaje, lo que reduce el
tiempo de la operación en la localización del pozo.
Las pruebas de calificación y la verificación
de las capacidades del sistema Blaster MLT se
llevaron a cabo en el Centro de Terminaciones
de Yacimientos de Schlumberger en Rosharon,
Texas. Se realizaron varias pruebas para determinar los parámetros operativos, desarrollar los
procedimientos de tratamiento y correlacionar
un modelo teórico que ayuda a predecir el
desempeño de la herramienta frente a tasas de
flujo específicas. Los ingenieros corrieron el
sistema en un pozo de prueba de 2,134 m
[7,000 pies] para comparar los resultados de la
prueba de superficie con los datos de desempeño de fondo de pozo reales y lograron predecir
las tasas de flujo operativas con una precisión
razonable.
Schlumberger también realizó una serie de
pruebas en circuitos cerrados de flujo, con una
duración de 10 a 12 horas, para evaluar la durabilidad de este sistema. A lo largo de los
prolongados períodos operativos, se incrementaron y redujeron los regímenes de inyección
durante el bombeo de agua dulce, N2 o fluidos
37
Herramienta
Discovery MLT
Herramienta
Jet Blaster
> Sistema multilateral de lavado por chorro en un pozo con tres ramales laterales (extremo superior). La herramienta multilateral integrada Blaster MLT combina las capacidades de acceso a los laterales del sistema Discovery MLT con la acción
rotativa de limpieza por chorro de alta energía de la herramienta Jet Blaster. En un solo viaje, esta singular herramienta transfiere una corriente de ácido u otro fluido de estimulación de alta energía directamente sobre la pared del pozo para lavar la
formación con chorro. En comparación con las combinaciones de herramientas y técnicas previas, este método aseguró el
acceso a cada uno de los tramos laterales de un pozo y posibilitó la aplicación más efectiva de los fluidos de tratamiento para
restituir la permeabilidad de la matriz no dañada de la Formación Rundle del Campo Turner Valley, situado en Alberta,
Canadá (extremo inferior).
energizados con N2. El sistema Blaster MLT operó
dentro de los parámetros de diseño iniciales sin
que se produjera falla alguna de la herramienta.
Talisman Energy realizó tratamientos de estimulación en dos pozos similares del Campo
Turner Valley, uno con una herramienta Jet Blaster seguida por una herramienta Discovery MLT
y el otro con la nueva herramienta multilateral
integrada de limpieza por chorro. El sistema
Blaster MLT fue corrido en un pozo multilateral
para realizar tratamientos ácidos independientes en cada ramal lateral, durante un solo viaje
dentro del pozo.
38
Esta terminación a agujero descubierto
recién perforada consistió en un pozo principal y
dos pozos de re-entrada laterales. La profundidad vertical verdadera (TVD, por sus siglas en
inglés) de este pozo fue de 2,709 m [8,888 pies].
El tramo lateral más largo se extendió hasta
3,471 m [11,387 pies] de profundidad medida
(MD, por sus siglas en inglés). La herramienta
multilateral de limpieza por chorro se corrió en
cada lateral terminado a agujero descubierto.
El mecanismo de localización de laterales no
fue necesario para ingresar en el primer ramal
del pozo. No obstante, se activó la herramienta
Blaster MLT para localizar y penetrar los otros
dos ramales. El acceso a los laterales y la localización de la herramienta se verificaron
correlacionando la TVD y la MD de cada ramal,
lo que confirmó la funcionalidad del sistema
Blaster MLT (arriba).
Después de alcanzar el fondo de cada lateral,
se extraía lentamente el BHA en dirección hacia
el punto de entrada, mientras el componente de
limpieza por chorro de alta energía lavaba la
pared del pozo. Los incrementos abruptos de la
presión de circulación confirmaron la continuidad de la acción de limpieza por chorro a lo
Oilfield Review
largo de cada lateral. Las presiones de inyección
y las tasas de flujo indicaron que el desempeño
del sistema era el esperado. Los fluidos de tratamiento fueron transferidos efectivamente a la
formación sin que se registrara tiempo inactivo.
En el tope de cada lateral, el régimen de
inyección de fluido se redujo a cero para ecualizar la presión interna de la herramienta con la
presión del pozo. Después de tratar los tres laterales, el BHA se introdujo en la tubería de
revestimiento intermedia para purgar la herramienta y la tubería de producción, y limpiar el
pozo con N2. Schlumberger no observó indicación
alguna de falla o desgaste de la herramienta
cuando se inspeccionó el sistema en la superficie.
El sistema Blaster MLT aseguró el acceso a
los laterales y redujo el número de viajes dentro
de este pozo, de tres a uno, lo que se tradujo en
una reducción del 50% del tiempo requerido en
la localización del pozo. Luego de tratar con
éxito otros cuatro pozos, Talisman Energy considera que el sistema multilateral de limpieza por
chorro contribuirá con los esfuerzos de optimización de la producción en el Campo Turner
Valley y en otros campos del área. Cada una de
estas operaciones, incluyendo el montaje y desmontaje del equipo de perforación, se ejecutó en
48 horas.
Los pozos multilaterales nuevos pueden ser
tratados efectivamente y es posible reingresar
en los pozos existentes que exhiben desempeños
deficientes para mejorar la producción y recuperación de hidrocarburos. Los pozos exploratorios
con re-entradas en agujeros descubiertos y las
terminaciones de pozos multilaterales en formaciones de baja permeabilidad ahora pueden ser
estimulados en forma más efectiva para evaluar,
caracterizar y producir mejor un yacimiento.
La combinación de herramientas y técnicas
de tubería flexible también provee soluciones
novedosas en otras aplicaciones de estimulación
y remediación de pozos, incluyendo el aislamiento zonal selectivo y la divergencia de los
tratamientos ácidos o los tratamientos por fracturamiento hidráulico.
Aislamiento zonal preciso
Sonatrach necesitaba una técnica confiable sin
equipo de perforación para aislar y estimular
selectivamente una serie de intervalos disparados, estrechamente espaciados, del Campo
Hassi-Messaoud, situado en Argelia.4 Este campo
de África del Norte produce de una arenisca de
gran espesor situada a aproximadamente 3,300 m
[10,827 pies] de profundidad, con cuatro intervalos de yacimiento característicos y una zona
de transición. La mayor parte de los pozos
Primavera de 2006
poseen tuberías de revestimiento cortas cementadas, con múltiples intervalos disparados.
Tradicionalmente, Sonatrach hacía circular
fluidos a base de aceite para controlar estos pozos
antes de ejecutar cualquier operación de intervención, lo que a menudo producía daño de formación
en la zona vecina al pozo. Esta compañía operadora realiza unos 50 tratamientos de estimulación
ácida por año para remover el daño y restituir u
optimizar la productividad de los pozos.
El Pozo MD 264 producía de dos intervalos
disparados: una zona superior fracturada hidráulicamente y dos zonas de baja permeabilidad
más profundas que exhibían desempeños deficientes (derecha). Sólo se disponía de 3 m [10
pies] de tubería de revestimiento sin disparar,
entre 3,430 y 3,433 m [11,253 y 11,263 pies]; es
decir, entre el intervalo superior y el intervalo
inferior que exhibían desempeños deficientes.
Este pozo, que se perforó hasta 3,503 m
[11,493 pies] y fue terminado a agujero descubierto a fines de la década de 1970, produjo
inicialmente 329 m3/d [2,069 bbl/d].
A mediados de la década de 1990, Sonatrach
instaló una tubería de revestimiento corta cementada 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 tratamiento de estimulación por fracturamiento con
apuntalante, la zona no produjo en forma rentable. Sonatrach agregó disparos entre 3,421 y
3,464 m [11,224 y 11,365 pies], lo que produjo un
volumen de 57 m3/d [359 bbl/d] luego de un tratamiento de estimulación ácida. Una prueba de
incremento de presión y un análisis NODAL del
sistema de producción indicaron la existencia de
un alto factor de daño mecánico y una productividad potencial sin daño de 94 m3/d [592 bbl/d].
Sonatrach deseaba tratar selectivamente los
intervalos disparados inferiores, situados entre
3,433 y 3,464 m [11,263 y 11,365 pies], con ácido
orgánico fluorhídrico [HF].
Para evitar daños ulteriores como resultado
de haber matado el pozo, los ingenieros decidieron realizar este tratamiento a través de la
tubería de producción existente utilizando tubería flexible y un empacador inflable para aislar
el intervalo superior fracturado hidráulicamente. El éxito del tratamiento dependía de la
colocación exacta del empacador.
Si el empacador se colocaba demasiado alto,
el fluido de tratamiento podía tomar el camino
que ofrecía menos resistencia y desviarse hacia
la zona superior previamente estimulada por
fracturamiento; si se colocaba demasiado bajo,
una gran porción del intervalo disparado inferior
podía quedar sin tratar, aumentando el riesgo de
Tubería de
revestimiento
de 41⁄2 pulg
10 pies
Empacador
CoilFLATE
inflado
Tratamiento
con ácido
orgánico
> Aislamiento zonal concéntrico y estimulación
selectiva. Sonatrach deseaba aislar una zona
superior fracturada hidráulicamente en el Pozo
MD 264 del Campo Hassi-Messaoud, situado en
Argelia, sin matar el pozo. Esto permitiría la estimulación selectiva de un intervalo disparado
inferior, con ácido orgánico fluorhídrico [HF]. El
éxito del tratamiento realizado a través de la
tubería de producción dependía de la utilización
de tubería flexible para colocar un empacador
inflable en una sección de tubería de revestimiento sin disparar de 3 m [10 pies], entre los dos
intervalos.
daño de los elementos externos del empacador y
del hule interno, lo que podía impedir el inflado.
El empacador inflable debía tolerar las altas
presiones diferenciales presentes en el mismo
sin que se produjeran pérdidas o fallas, porque
los intervalos de baja permeabilidad más profundos podían requerir presiones de inyección de
tratamiento de hasta 3,500 lpc [24 MPa], incluso
con velocidades de bombeo mínimas. Sonatrach
utilizó el empacador inflable operado con tubería flexible a través de la tubería de producción
CoilFLATE, que fue diseñado para tolerar condi4. Boumali A, Wilson S, Amine DM y Kinslow J: “Creative
Combination of New Coiled Tubing Technologies for
Stimulation Treatments,” artículo de la SPE 92081,
presentado en la Conferencia y Exhibición sobre Tubería
Flexible de las SPE/ICoTA, The Woodlands, Texas, 12 al
13 de abril de 2005.
39
Válvula de retención doble
Herramienta de liberación
Herramienta CCL
inalámbrica DepthLOG CT
Herramienta de
orificio de
circulación/inflado CIOT
Empacador de
tratamiento inflable
Aletas cónicas
Elemento elastomérico
Sistema de fijación de la carcasa
Válvula universal
> Empacadores inflables para tubería flexible. Las aletas cónicas para servicio exigente, un sistema
de fijación de la carcaza de alta resistencia, un hule de inflado compuesto y un elemento elastomérico químicamente resistente, anclan los empacadores de alta presión y alta temperatura CoilFLATE
HPHT en su lugar y proveen un sello de alta presión incluso con relaciones de expansión altas; una
presión diferencial de 5,000 lpc [34.5 MPa] con una relación de expansión de 2 a 1 y una presión diferencial de 2,000 lpc [13.7 MPa] con una relación de expansión de 3 a 1. Estos empacadores toleran
una exposición extendida a temperaturas de hasta 191°C [375°F], prácticamente en cualquier entorno
químico. El empacador CoilFLATE HPHT de 21⁄8 pulgadas de diámetro externo (OD, por sus siglas en
inglés) puede expandirse hasta más de tres veces con respecto a su OD inicial y se puede colocar en
tuberías de revestimiento de hasta 75⁄8 pulgadas de OD. Después de su expansión, estos empacadores
permiten 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 empacador se puede volver a desinflar hasta alcanzar aproximadamente su OD original de 21⁄8 pulgadas para
su recuperación a través de restricciones de pozos de aproximadamente 2.205 pulgadas.
ciones de fondo de pozo rigurosas y químicos
para tratamientos corrosivos a lo largo de períodos de exposición prolongados, a temperaturas
de hasta 191°C [375°F] (arriba).
Un intento inicial de colocación e inflado del
empacador sin correlación de la profundidad de
fondo de pozo en tiempo real falló, lo que reforzó
la necesidad de contar con correlaciones de profundidad precisas. Sonatrach no podía inyectar
fluido después de colocar el empacador en base
a mediciones de la longitud de la tubería flexible
de superficie, que sólo poseen una precisión de
unos 3 m/3,048 m [10 pies/10,000 pies]. El daño
40
observado en el empacador después de su recuperación indicó que el mismo había sido
colocado en un intervalo disparado.
Sonatrach consideró dos métodos de correlación de la profundidad en fondo de pozo y de
posicionamiento del empacador. Un método consistía en el empleo de tubería flexible con un
cable interno para la transmisión de datos desde
las herramientas de adquisición de registros de
fondo de pozo y el otro era un registro almacenado en la memoria de la herramienta. La
tubería flexible con cable provee correlaciones
de profundidad en tiempo real pero suma com-
plejidad operacional, riesgo y costo. Además, no
se pueden realizar tratamientos de estimulación
ácida a menos que se instale un cable blindado
con un revestimiento plástico especial.
La adquisición de registros almacenados en
la memoria de la herramienta requiere un viaje
extra para recuperar los datos de la memoria de
fondo de pozo y no provee correlaciones de profundidad en tiempo real. Además, depende del
modelado por computadora para estimar la longitud de la tubería flexible porque la entrada y
salida del pozo en forma plástica deforma y
estira la tubería flexible. Para lograr un mayor
Oilfield Review
nivel de precisión en el segundo intento, Sonatrach utilizó el registro de correlación de la
profundidad DepthLOG CT (derecha).
Este sistema de detector de collarines de la
tubería de revestimiento (CCL, por sus siglas en
inglés) inalámbrico, con capacidad de bombeo
continuo, provee mediciones de profundidad en
tiempo real precisas, permite el bombeo de fluidos
corrosivos y es compatible con el empacador de
alta presión y alta temperatura CoilFLATE HPHT.
La herramienta envía pulsos de telemetría a
la superficie a través del fluido que se encuentra
en el interior de la tubería flexible y da como
salida un registro CCL instantáneo y continuo
sin necesidad de disponer de una línea eléctrica
instalada en el interior de la tubería flexible. Un
registro de correlación de la profundidad en
tiempo real hizo posible que Sonatrach posicionara el empacador con precisión entre los dos
intervalos disparados.
La combinación de estas dos tecnologías innovadoras en una sarta de herramientas modulares
permitió satisfacer todos los objetivos operacionales de esta exigente aplicación. Durante una sola
bajada de la tubería flexible dentro del pozo,
Sonatrach pudo adquirir un registro CCL para la
correlación precisa de la profundidad y la colocación óptima del empacador en la sección de
tubería de revestimiento de 3 m. Además, en la
misma bajada, pudo colocar e inflar el empacador
CoilFLATE HPHT, bombear el tratamiento de
ácido HF, desinflar el empacador e iniciar el flujo
del pozo mediante la inyección de nitrógeno.
El sistema DepthLOG CT requirió un régimen
de fluido mínimo de 0.08 m3/min [0.5 bbl/min]
para producir una señal de presión positiva en la
superficie. Fue necesario agregar un volumen de
0.5 bbl/min para mantener la tubería flexible continuamente llena de fluido. Las pruebas de
superficie verificaron que los pulsos de presión y
las tasas de flujo requeridas para generar señales
CCL inalámbricas no producirían el inflado prematuro del empacador CoilFLATE.
En la localización del pozo, la primera
carrera de la tubería flexible utilizó la herramienta Jet Blaster de alta presión para bombear
fluidos energizados con nitrógeno y limpiar los
tubulares de producción. Esta operación confirmó el pasaje libre hasta la profundidad de
colocación del empacador, limpió los disparos
para garantizar la penetración óptima del ácido
y removió toda posible acumulación de detritos e
incrustaciones de las paredes de la tubería de
revestimiento donde se colocaría el empacador.
Schlumberger adquirió dos registros de correlación DepthLOG para posicionar el empacador
CoilFLATE con precisión dentro de la sección de
Primavera de 2006
Señalizador
Procesador
Reforzador
de señal
Alimentación de
batería para el
procesador de señales
Detector de collarines
de la tubería de
revestimiento
> Control de la profundidad. La herramienta inalámbrica DepthLOG CT utiliza un
detector de collarines de la tubería de revestimiento (CCL, por sus siglas en
inglés) tradicional para detectar las variaciones magnéticas producidas en los
collarines de las tuberías de revestimiento enroscadas (izquierda). El sistema
de telemetría de pulsos de presión hidráulica transmite datos a la superficie a
través del fluido que se encuentra dentro de la tubería flexible, eliminando la
necesidad de una línea eléctrica interna. La capacidad de flujo continuo provee
una sarta de tubería flexible sin obstrucciones para los servicios de bombeo de
cemento y los tratamientos de estimulación. Se puede agregar un reforzador de
señal para la correlación de la profundidad cuando se pasa de una tubería de
producción más pequeña a tuberías de revestimiento de más de 7 pulgadas de
diámetro (derecha).
3 m de la tubería de revestimiento. Sonatrach
confirmó el inflado y el anclaje del empacador
colocando el peso de la tubería flexible sobre el
empacador y realizó una prueba de inyección
para confirmar la presencia de un sello positivo
antes de bombear 19.1 m3 [120 bbl] de ácido HF
energizado con N2. El tratamiento de estimulación se bombeó en dos etapas, cada una de las
cuales consistió en un colchón de prelavado de
ácido clorhídrico [HCl], una etapa de ácido HF y
una etapa de sobredesplazamiento de HCl, con
un sistema de divergencia química entre cada
etapa.
El empacador inflable fue diseñado para tolerar altas presiones diferenciales y de inyección,
de modo de poder bombear este tratamiento a
una presión de 3,500 lpc [24 MPa] y así y todo
mantener un margen de seguridad para evitar la
falla del empacador. La capacidad de inyección
de la formación aumentó de 0.03 a 0.16 m3/min
[0.2 a 1 bbl/min], manteniendo al mismo tiempo
una presión de boca de pozo constante, lo que
indicó que no existían pérdidas en el empacador
y confirmó que el ácido estaba disolviendo el
daño de formación, abriendo los disparos y reduciendo el daño mecánico.
41
42
120 m3/d
120
Régimen de producción, m3/d
Una vez que Sonatrach finalizó este tratamiento, se aplicó sobretracción a la tubería
flexible, en la superficie, para desinflar el empacador CoilFLATE. Luego, se hizo circular
nitrógeno a través de la tubería flexible para reiniciar el flujo del pozo con la mayor rapidez
posible. Esto ayudó a recuperar el ácido consumido, que puede provocar daños severos si
permanece en la formación durante un tiempo
prolongado.
Después de recuperar el empacador CoilFLATE, se efectuó una inspección visual del
elemento externo que reveló la ausencia de
muescas o daño en las aletas metálicas o en el
sello de hule por acción de los disparos o de los
collarines de la tubería de revestimiento, lo que
verificó que el empacador había sido colocado
en la tubería de revestimiento entre las zonas
disparadas.
La reparación propuesta requería sólo un
viaje dentro del pozo y sin necesidad de recuperar la tubería de producción. La correlación de
la profundidad, la acidificación y la iniciación de
la producción se efectuaron en la misma carrera
que la de colocación del empacador, lo que posibilitó el ahorro de dos carreras. Después del
tratamiento de estimulación, la producción de
petróleo se incrementó en más de tres veces, de
38 m 3 /d [239 bbl/d] a 120 m 3 /d [755 bbl/d]
(derecha).
Durante más de un año después del tratamiento, la producción se mantuvo en el mismo
nivel de mejoramiento. El empleo del empacador
de anclaje inflable y de la herramienta CCL inalámbrica acortó la operación con equipo de
perforación convencional que extraía la tubería
de producción antes de efectuar cualquier tratamiento de estimulación selectivo. Esta operación
de reparación fue el comienzo de una campaña
planificada para el tratamiento de pozos adicionales en el mismo campo, que poseía
terminaciones de pozos similares y requería tratamientos de estimulación.
La experiencia de campo que se realizó utilizando un empacador de anclaje inflable
CoilFLATE de 21⁄8 de OD demostró que existen
zonas en pozos con intervalos de terminación
múltiples que pueden ser aisladas y estimuladas
en forma confiable utilizando tubería flexible. Los
tiempos de ejecución rápidos y la colocación precisa de los fluidos permiten el mejoramiento de la
producción en pozos que previamente no podían
ser tratados en forma satisfactoria o económica
con otras técnicas y métodos de intervención.
El aislamiento zonal selectivo y el tratamiento
de intervalos individuales bajo condiciones de
pozo extremas proveen nuevas opciones y alter-
100
Petróleo
80
60
38 m3/d
40
20
0
Antes
Después
> Resultados de un tratamiento de estimulación con tubería flexible en el Campo Hassi-Messaoud de
Argelia. 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 ácido
orgánico fluorhídrico [HF] a través de la tubería flexible utilizando un empacador de anclaje inflable
para aislar el intervalo objetivo inferior de un intervalo superior, que previamente había sido sometido a un tratamiento de fracturamiento hidráulico.
nativas para la construcción de pozos y la evaluación de yacimientos, incluyendo operaciones
basadas en equipos de perforación u operaciones sin equipos de perforación, tales como
pruebas de pozos de zonas individuales, monitoreo de la presión y temperatura, y pruebas de
declinación de la presión. La combinación de
herramientas y operaciones concéntricas múltiples también ha ayudado a mejorar la eficiencia
general de las operaciones de reparación con
fines de remediación y las operaciones de reterminación de pozos en todo un campo de Medio
Oriente.
Operaciones múltiples con un solo montaje
Petroleum Development Oman (PDO) y Schlumberger colaboraron en el desarrollo de una
novedosa metodología para facilitar las operaciones de reterminación de pozos en un campo
maduro del norte de Omán. Esta técnica nueva
combinaba una serie de operaciones en una sola
intervención, eliminando los viajes múltiples
hasta la localización del pozo y la necesidad de
movilizar tanto las unidades de tubería flexible
como los equipos de reparación convencionales
(próxima página).5
La mayoría de los pozos de este campo producen de la formación carbonatada Shuaiba y son
terminados con tuberías de revestimiento cortas
horizontales de 41⁄2 pulgadas de OD, cementadas y
disparadas. La producción de agua actualmente
excede el 90% del rendimiento total del campo, de
modo que estos pozos son producidos por métodos
de levantamiento artificial; levantamiento artificial por gas o bombeo eléctrico sumergible. Las
altas caídas de presión frente a la formación, producen acumulación de incrustaciones, lo que
requiere operaciones de limpieza de pozos antes
de proceder a las operaciones de reparación.
Las intervenciones de pozos incluyen además
la adquisición de un registro de neutrón pulsado
para medir las saturaciones de fluidos y priorizar
los posibles intervalos de terminación, de acuerdo
con el contenido de petróleo y la productividad
potencial. Estas evaluaciones son seguidas por las
operaciones de disparo y estimulación de los
intervalos seleccionados.
Inicialmente, PDO realizaba estas intervenciones utilizando dos unidades de tubería
flexible, una con y otra sin cable interno. El operador también efectuaba operaciones con dos
unidades de tubería flexible y un equipo de repa-
Oilfield Review
> Intervenciones de pozos en el norte de Omán. PDO ha realizado reparaciones de pozos utilizando una unidad de tubería flexible con un cable eléctrico
interno para las operaciones de adquisición de registros y disparos (extremo
superior) y una unidad sin cable eléctrico interno para las operaciones de
limpieza y los tratamientos de estimulación (extremo inferior derecho). Estas
operaciones también se han efectuado con dos unidades de tubería flexible y
un equipo de reparación de pozos o una unidad liviana de extracción de tuberías (extremo inferior izquierdo). No obstante, ambos métodos eran costosos
y requerían múltiples operaciones y viajes a la localización del pozo.
ración de pozos. No obstante, ambos métodos
eran costosos.
Las operaciones sin equipos de reparación de
pozos requerían como mínimo cuatro carreras de
tubería flexible separadas. Durante la primera
carrera, PDO utilizó tubería flexible convencional para limpiar las tuberías de revestimiento
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-Up
Coiled-Tubing Solution,” artículo de la SPE 94125,
presentado en la Conferencia y Exhibición sobre Tubería
Flexible de las SPE/ICoTA, The Woodlands, Texas, 12 al
13 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 Al
Harthy S: “Stimulation Challenges and Solutions in
Complex Carbonate Reservoirs,” artículo de la SPE
93413, presentado en la Muestra y Conferencia de
Petróleo y Gas de Medio Oriente de la SPE, Bahrain, 12
al 15 de marzo de 2005.
Primavera de 2006
cortas del pozo. En la segunda carrera, la compañía utilizó tubería flexible con un cable interno
para adquirir un registro de neutrón pulsado.
En las carreras subsiguientes, PDO disparó
los intervalos nuevos utilizando tubería flexible
convencional con un cabezal de disparo hidráulico y estimuló cada intervalo de terminación
nuevo durante una serie de entradas dentro del
pozo, que implicaron la bajada y recuperación
de los cañones de disparo en pozos presurizados.
Desde la limpieza del pozo y la adquisición
de registros de neutrón pulsado hasta la ejecución de los disparos y el tratamiento de
estimulación, estas operaciones requirieron
unos 10 días en la localización del pozo y un
mínimo de tres meses para cumplimentarse,
aunque no se registraron problemas significativos durante la intervención.
En comparación con estas intervenciones
con tubería flexible múltiples, las operaciones
que implicaban dos intervenciones con tubería
flexible y una intervención con equipo de reparación de pozos requerían más tiempo en la
localización del pozo; unos 12 días, pero menos
tiempo total, aproximadamente dos meses. No
obstante, los costos eran más elevados. Durante
la primera operación, PDO utilizó tubería flexible convencional para limpiar el pozo. En la
segunda operación, se corrió un registro de neutrón pulsado utilizando tubería flexible con un
cable eléctrico interno.
Los procesos de disparo y estimulación se
realizaron durante las operaciones con equipo
de reparación de pozos. Las operaciones de limpieza y adquisición de registros no se efectuaron
con el equipo de reparación de pozos porque los
registros de neutrón pulsado necesitaban ser
adquiridos bajo condiciones de pozos “activos” o
en condiciones de flujo.
Con este enfoque se evitaba que los fluidos
del pozo invadieran la región vecina al pozo bajo
condiciones de presión estática o presión de
sobrebalance, lo que puede generar lecturas de
saturación falsas en zonas de alta permeabilidad
disparadas y en zonas naturalmente fracturadas.
PDO observó además que los resultados de las
operaciones de estimulación con un sistema
divergente a base de polímeros no eran óptimos
en esta formación naturalmente fracturada, aún
cuando se combinaran con sistemas de divergencia mecánica tales como los empacadores de
intervalo inflables.
PDO evaluó algunos métodos alternativos de
adquisición de registros de neutrón pulsado y la
utilización inmediata de esta información para
identificar oportunidades de optimización de la
producción y reterminación de pozos. Se consideraron diversos métodos para maximizar la
productividad de los pozos y reducir los costos,
incluyendo un sistema de ácido autodivergente
basado en tecnología de surfactantes que no
producen daños.6
PDO y Schlumberger propusieron una solución innovadora para estos pozos con
levantamiento artificial por gas: una intervención con un solo montaje de herramientas
utilizando tubería flexible. Durante una operación continua, se utilizaría una sola unidad de
tubería flexible para las operaciones de limpieza
de pozos, adquisición de registros, disparos y tratamientos de estimulación. Schlumberger
desarrolló una sarta de tubería flexible especial
y arreglos de fondo de pozo modulares para ejecutar estas operaciones y adquirir perfiles de
43
producción con el fin de evaluar la necesidad de
aislar la producción de agua (derecha).
Esta sarta de tubería flexible incluye un cable
eléctrico modificado con una envoltura externa
blindada, o camisa, que provee estabilidad bajo
condiciones de carga inestables y fuerzas de
compresión repentinas dentro de la tubería flexible. Un revestimiento plástico especial protege el
cable de los fluidos de tratamiento corrosivos
que podrían deteriorar su rendimiento mecánico
o eléctrico.
El sistema es compatible con el detonador
Secure que requiere más de 200 voltios para
activar e iniciar el tiro de las cargas de disparo,
es seguro frente a la presencia de voltaje parásito o estático y no requiere que se suspendan
las radioemisiones en las localizaciones. Las
operaciones de disparos en condiciones de bajo
balance también pueden realizarse durante
estas intervenciones mediante la activación del
sistema de levantamiento artificial por gas o a
través del desplazamiento de fluidos más livianos en el pozo.
PDO aplicó por primera vez este sistema en
el Pozo A para llevar a cabo los procesos de disparos y estimulación en una sola operación, con
la misma unidad de tubería flexible. Este pozo
producía 430 m3/d [2,705 bbl/d] de fluido total,
29 m3/d [182 bbl/d] de petróleo y aproximadamente 93% de agua antes de efectuar esta
intervención con fines de remediación, que
habría de incrementar la producción en 30 m3/d
[189 bbl/d].
El operador disparó los intervalos nuevos en
tres carreras. Después de los disparos, la producción del pozo aumentó a 500 m3/d [3,145 bbl/d],
con 57 m3/d [359 bbl/d] de petróleo y aproximadamente 89% de agua. Luego de la estimulación de
los dos intervalos disparados superiores con un
sistema de ácido autodivergente basado en tecnología de surfactantes, el pozo produjo 572 m3/d
[3,598 bbl/d] de fluido total con 63 m3/d [396
bbl/d] de petróleo; es decir, el incremento de la
producción de petróleo fue de 34 m3/d [214 bbl/d].
Durante la segunda aplicación, PDO efectuó
una operación de reparación en el Pozo B con
un solo montaje de herramientas utilizando
tubería flexible, para aislar los disparos existentes y disparar los intervalos nuevos que exhibían
una saturación de petróleo superior al 65%. PDO
realizó una carrera de prueba para tocar la TD
seguida de una operación de limpieza del pozo y
una carrera de adquisición de registros de neutrón pulsado.
En base a la evaluación de los registros de
neutrón pulsado, los ingenieros decidieron aislar
los disparos existentes con un tapón puente y
disparar 41 m [135 pies] cerca del extremo de la
44
Tubería flexible
Conector de tubería flexible
Cabezal de sobretracción y de
adquisición de registros y operaciones
de disparos con mecanismo doble de
desconexión y válvula de
retención interna
Limpieza
de pozos
Adquisición de registros
Desconexión
mecánica
Disparos
Desconexión
mecánica
Estimulación
Desconexión
mecánica
Boquilla
de chorro
Filtro de fondo
de pozo
Herramienta de
unión giratoria
Jet Blaster
Barra de
despliegue
Herramientas
de adquisición
de registros
Cañones
de disparo
Conjunto de
boquillas
Jet Blaster
> Intervenciones de pozos con tubería flexible y un solo montaje. PDO y
Schlumberger desarrollaron una sarta de tubería flexible especial y conjuntos
de herramientas modulares específicamente para efectuar operaciones de limpieza de pozos, adquisición de registros, operaciones de disparos y tratamientos de estimulación. El cabezal de adquisición de registros y disparos requiere
el bombeo simultáneo de fluido a un régimen dado y con una sobretracción
predeterminada para desconectar el cabezal. Este mecanismo doble de desconexión impide la desconexión accidental del cabezal.
sección horizontal. Durante la misma operación,
PDO estimuló estos disparos con el sistema de
ácido autodivergente basado en tecnología de
surfactantes. Los ingenieros esperaban una producción de petróleo adicional de 24 m3/d [151
bbl/d]. El pozo produjo 523 m3/d [3,290 bbl/d] de
fluido total con 25 m3/d [157 bbl/d] de petróleo.
PDO evaluó los objetivos, los procedimientos,
los riesgos y los resultados en estos primeros dos
pozos para optimizar la eficiencia operacional y
reducir aún más los requisitos de tiempo y los
costos de estas operaciones. Como resultado de
estas evaluaciones, PDO eliminó la carrera de
prueba en los trabajos subsiguientes. Este
método integrado de intervención de pozos
requería aproximadamente seis días en la localización durante un período de 15 días. En
comparación con los 10 a 12 días totales, a lo
largo de dos a tres meses, requeridos para los
métodos de entradas múltiples previos, esto significó un ahorro de US$ 60,000 a US$ 100,000 por
pozo para PDO (próxima página, arriba).
PDO aplicó esta nueva técnica de remediación de pozos para adquirir los valores de
saturación de fluidos e identificar rápidamente
las oportunidades de reterminación en 10 pozos,
lo que se tradujo en una reducción del diferimiento de la producción y en un retorno
temprano sobre la inversión realizada en técnicas
de reparación de pozos. Utilizando este enfoque
para realizar varias combinaciones de operaciones de remediación, PDO superó los objetivos de
producción para este campo y logró un ahorro de
más de US$ 1 millón en el año 2004. PDO actualmente está evaluando la aplicación de esta
técnica en otras áreas.
Oilfield Review
firmemente en diversas áreas de la actividad
relacionada con el petróleo y el gas que no pueden encararse adecuadamente utilizando
operaciones, técnicas y servicios de intervención
de pozos convencionales.
La naturaleza modular de los sistemas de
tubería flexible, las operaciones sin equipos de
400
perforación, los tiempos de ejecución de pozos
350
$327,000
más rápidos y la colocación de fluidos o los trata$287,000
300
Ahorro entre US$ 60,000 y US$ 100,000
mientos de estimulación selectivos y precisos
250
$228,000
están ayudando a las compañías de producción a
200
optimizar el desempeño de los pozos. Cada vez
150
con más frecuencia, los operadores están reva100
Menos producción diferida
luando los campos y pozos individuales para
50
Retorno de la inversión más rápido
ejecutar operaciones de intervención de pozos
0
7
8
9
10
11
12 con fines de remediación u operaciones de reter0
1
2
3
4
5
6
Días
minación con tubería flexible, incluyendo
Adquisición
muchos pozos que previamente se consideraban
Limpieza
Operaciones de disparos y estimulación
Sistema 1
de registros
demasiado riesgosos incluso para las operaciones
Adquisición
convencionales (izquierda, extremo inferior).
Limpieza
Operaciones de disparos y estimulación con grúa
Sistema 2
de registros
Sin embargo, no todas las operaciones concénAdquisición
Operaciones
tricas
requieren tecnología nueva u obligan a los
Estimulación
Limpieza
Sistema 3
de registros
de disparos
equipos y técnicas de tubería flexible existentes a
> Mejoramiento de la rentabilidad de las operaciones concéntricas. Las operaciones de remediación
traspasar sus límites actuales. Los operadores y
con entradas múltiples, sin equipo de reparación de pozos, requirieron que PDO ejecutara como míproveedores de servicios de tubería flexible tamnimo cuatro carreras de tubería flexible separadas, lo que insumió aproximadamente 10 días en la
bién están colaborando para desarrollar
localización del pozo, con un período total de tres meses (rojo). Las intervenciones de pozos consiscombinaciones de herramientas innovadoras y sistentes en dos operaciones con tubería flexible y una operación con equipo de reparación de pozos
temas integrados, mejores prácticas operacionales
requirieron menos tiempo total, aproximadamente dos meses, pero 12 días totales en la localización
del pozo con costos más elevados (azul). El método de un solo montaje integrado que utiliza una
y nuevos enfoques que pueden mejorar la producsarta de tubería flexible especial y una unidad de tubería flexible sólo requirió unos seis días en la
tividad de los pozos y aumentar la recuperación de
localización del pozo durante un período de 15 días (negro).
reservas tanto en campos nuevos como en campos
maduros. En base a estos esfuerzos de colaboración, Schlumberger está mejorando y expandiendo
los servicios concéntricos a través de los procesos
de desarrollo y optimización de equipos, procedimientos y técnicas de tubería flexible en curso.
El mejoramiento de los materiales y las prácticas de fabricación, los avances registrados en
términos de programas de diseño asistidos por
computadoras y las prácticas de monitoreo y
control en tiempo real han reducido signifiPozo principal
cativamente la frecuencia de las fallas de los
equipos de tubería flexible y han aumentado el
éxito de las operaciones implementadas a través
Primera
de la tubería de producción. Algunas compañías
re-entrada
operadoras aún no han olvidado las limitaciones
Agosto de 2003
y problemas asociados con las primeras sartas y
equipos de tubería flexible. No obstante, a través
del intercambio de conocimientos y el estableSegunda
re-entrada
cimiento de mejores comunicaciones, más
Diciembre de 2004
compañías petroleras utilizan equipos de tubería
flexible con tranquilidad para intervenir pozos
con operaciones concéntricas.
—MET
en las herramientas, técnicas y operaciones concéntricas con tubería flexible aseguran la
ejecución de operaciones cotidianas más seguras y más eficientes. Como resultado de ello, la
tecnología de tubería flexible se ha establecido
Costo, US$ 1,000
Tubería continua, mejoramiento continuo
La confiabilidad de los equipos de tubería flexible y de las prácticas operacionales continúa
mejorando. Desde las aplicaciones más básicas
hasta las más complejas, los avances registrados
> Expansión de la aplicación de las operaciones de re-entrada de perforación con tubería flexible. Las
compañías productoras están adquiriendo más confianza en la ejecución de intervenciones con fines
de remediación o reterminaciones a través de los tubulares de producción existentes. Durante el mes
de diciembre de 2004, BP Sharjah Oil Company reingresó en un pozo del Campo Sajaa por segunda vez y
perforó cuatro laterales adicionales utilizando técnicas de bajo balance y tubería flexible. BP había
reingresado inicialmente en este pozo con tubería flexible, perforando tres laterales en agosto de 2003.
Primavera de 2006
45