Aislamiento y estimulación selectivos

Aislamiento y estimulación selectivos
En términos de costos, el fracturamiento con tubería flexible es una buena alternativa frente a
las técnicas convencionales de estimulación de yacimientos. Este innovador método mejora las
productividades de los campos de hidrocarburos y sus factores de recuperación, ya que permite
el emplazamiento preciso y confiable de los fluidos de tratamiento y de los apuntalantes. Aquello
que comenzó como un servicio de fracturamiento, ha ido evolucionando para convertirse en un
conjunto de soluciones técnicas para nuevas terminaciones de pozos, así como también para la
reparación de pozos en campos maduros.
Kalon F. Degenhardt
Jack Stevenson
PT. Caltex Indonesia
Riau, Duri, Indonesia
Byron Gale
Tom Brown Inc.
Denver, Colorado, EUA
Duane Gonzalez
Samedan Oil Corporation
Houston, Texas, EUA
Scott Hall
Texaco Exploration and Production Inc.
(una compañía de ChevronTexaco)
Denver, Colorado
Jack Marsh
Olympia Energy Inc.
Calgary, Alberta, Canadá
Warren Zemlak
Sugar Land, Texas
CIearFRAC, CoilFRAC, CT Express, DepthLOG, FMI
(Imágenes Microeléctricas de Cobertura Toral), Mojave,
NODAL, PowerJet, PowerSTIM, PropNET, SCMT (herramienta Delgada de Mapeo de Cemento) y StimCADE son
marcas registradas de Schlumberger.
Por su colaboración en la preparación de este artículo, se
agradece a Taryn Frenzel y Bernie Paoli, Englewood,
Colorado; Badar Zia Malik, Duri, Indonesia; y Eddie
Martínez, Houston, Texas.
60
Tradicionalmente los operadores se basan en programas de perforación para obtener la máxima
productividad, mantener los niveles de producción deseados y optimizar la recuperación de
hidrocarburos. Sin embargo, a medida que los
desarrollos de los campos maduran, el agotamiento de los yacimientos de petróleo y de gas
reduce la productividad de los campos y se restringen las oportunidades para perforar nuevos
pozos. Los programas de perforación por sí solos
no pueden eficazmente frenar la declinación natural de la producción. Asimismo, los pozos de
relleno y los de reentrada normalmente resultan
menos rentables y presentan mayores riesgos
operacionales y económicos en relación con su
mayor necesidad de inversiones de capital.
En muchos campos, los operadores, en forma
intencionada y accidental, pasan por alto algunas
zonas productivas durante las fases iniciales de
desarrollo del campo y se centran solamente en
los horizontes más prolíficos. En total, estos
intervalos de producción marginal contienen
importantes volúmenes de hidrocarburos que se
pueden producir, especialmente de formaciones
laminadas y de yacimientos de baja permeabilidad. El acceso a las zonas productivas dejadas de
lado es económicamente atractivo para mejorar
la producción y aumentar la recuperación de
reservas, pero plantea varios desafíos.
Por lo general, las zonas pasadas por alto presentan menores permeabilidades y requieren tratamientos de fracturamiento para lograr una
producción comercial sustentable. Los métodos
convencionales de intervención y estimulación
de pozos implican extensas operaciones correctivas, como el aislamiento mecánico de los disparos (punzados, cañoneos, perforaciones)
existentes o la cementación forzada (cementación a presión) de éstos con múltiples viajes para
efectuar disparos en la zona previamente ignorada. Estos procedimientos son caros y no se
pueden justificar para zonas con un potencial de
producción limitado. Antiguamente no era común
que se realizaran fracturamientos hidráulicos en
zonas pasadas por alto, especialmente cuando
había varias intercalaciones impermeables.
La condición mecánica de los pozos también
puede ser una limitación. Si no se consideran los
fracturamientos hidráulicos durante la planificación del pozo, es posible que no se diseñen adecuadamente los tubulares de terminación
(completación) de modo que puedan soportar las
operaciones de bombeo a alta presión.
Asimismo, la acumulación de incrustaciones y la
corrosión derivadas de una prolongada exposición a los fluidos de formación y a las temperaturas y presiones del yacimiento, pueden poner en
riesgo la integridad de los tubulares en los pozos
más antiguos. En los pozos de diámetro reducido
(pozos delgados), las opciones de reparación
(reacondicionamiento) están además limitadas
por tubulares pequeños. Estas limitaciones operacionales y económicas normalmente significan
que las zonas pasadas por alto o marginales permanecen sin explotarse. Finalmente, los hidrocarburos en estos intervalos se pierden cuando
los pozos se taponan y abandonan.
Oilfield Review
> Unidad de tubería flexible CT Express adaptada a necesidades específicas en un tratamiento de fracturamiento selectivo en
Medicine Hat, Alberta, Canadá.
Invierno de 2001/2002
61
Prof.,
pies
XX800
XX900
X1000
X1100
Total de Concentración
GR,
de arena
2ª pasada Escandio
0a6
Total de
API,
0 a 200 Estroncio lbm/pies2
Ancho de
GR de pozo Total
entubado de Iridio fractura, pulg
Escasa a nula
contribución a
la producción
Intervalos no
estimulados
adecuadamente
Formación
Formación
Estroncio
Estroncio
Escandio
Escandio
Iridio
Iridio
Estroncio
Iridio
Escandio
Gasto, B/D
> Divergencia del tratamiento en una sola etapa: trazadores radioactivos y registros de producción. Con las técnicas
de entrada limitada, algunas zonas no son eficazmente estimuladas y otras pueden quedar sin tratar. En este ejemplo,
se fracturaron seis zonas productivas a lo largo de un intervalo de 90 m [300 pies] a través de 24 disparos. Un estudio
con trazadores radioactivos demuestra que las tres zonas superiores recibieron la mayor parte de los fluidos y del
apuntalante de tratamiento, mientras que las tres zonas inferiores no fueron adecuadamente estimuladas (izquierda).
Si no ingresaba fluido en un intervalo al comienzo del tratamiento, la erosión de los disparos en otras arenas eliminaba la contrapresión necesaria para la divergencia. La zona más baja no contribuye a la producción y las otras dos
aportan muy poco flujo, según se observa en los registros de producción (derecha).
Las operaciones de fracturamiento con tubería flexible solucionan muchas de las limitaciones
asociadas con la estimulación de zonas pasadas
por alto o marginales mediante técnicas convencionales, lo cual convierte en económicamente
viable la explotación de reservas adicionales.
Sartas de tubería flexible de alta resistencia
transportan fluidos de tratamiento y apuntalantes (agentes de sostén) hasta los intervalos de
interés y protegen los tubulares de pozos existentes de las operaciones de bombeo a alta presión, mientras que herramientas especiales de
fondo de pozo aíslan en forma selectiva las zonas
disparadas existentes con mayor precisión.
En este artículo, se describen los aspectos
operacionales y de diseño de los tratamientos de
fracturamiento con tubería flexible, incluidas las
tecnologías requeridas, como son las mejoras de
los equipos de superficie, la tubería flexible de alta
presión, los fluidos de fracturamiento de baja fricción y las nuevas herramientas de aislamiento de
intervalo. Existen casos que demuestran que esta
técnica reduce el tiempo y el costo de terminación, mejora la limpieza posterior al tratamiento,
aumenta la producción y ayuda a aprovechar las
reservas dejadas de lado por los métodos convencionales de terminación y fracturamiento.
62
Estimulaciones convencionales
Los factores de recuperación promedio para la
mayoría de los yacimientos con mecanismos de
drenaje primarios y secundarios son sólo del 25
al 35% de los hidrocarburos originalmente en
sitio. También se dejan en sitio las reservas producibles en las zonas delgadas de menor
permeabilidad de muchos yacimientos maduros.
Por ejemplo, un estudio en el Mar del Norte
determinó que más del 25% de las reservas recuperables se encuentran en horizontes laminados
de baja permeabilidad de los yacimientos de las
areniscas Brent.1
Las acidificaciones de la matriz y los fracturamientos hidráulicos son técnicas comunes de
estimulación de yacimientos utilizadas para
incrementar la productividad, aumentar la eficiencia de recuperación y mejorar la rentabilidad
de los pozos.2 Sin embargo, la terminación y estimulación eficaz de yacimientos heterogéneos y
de zonas productivas discontinuas entre numerosos intervalos de lutitas implica un gran desafío,
particularmente cuando se requieren fracturamientos hidráulicos. Al escoger las estrategias de
terminación, se debe considerar el espesor, la
calidad, la presión y el estado de agotamiento del
horizonte productivo, así como también el costo
que implica el fracturamiento de tal horizonte.
Los fracturamientos hidráulicos convencionales tienen por objetivo conectar la mayor cantidad de zonas productivas posibles con un solo o
varios tratamientos llevados a cabo durante operaciones independientes. Históricamente, las
zonas productivas que se extienden a través de
cientos de pies se agrupan en “etapas,” y cada
etapa se estimula mediante un tratamiento independiente. Estos trabajos de fracturamiento
hidráulico masivo, bombeando directamente a
través del revestimiento o de tuberías de producción estándar, están destinados a maximizar la
altura de la fractura y optimizar su longitud. Sin
embargo, la incertidumbre asociada con la predicción del crecimiento vertical de la fractura, a
menudo compromete los objetivos de estimulación de grandes tratamientos, e impide la creación de las longitudes de fractura requeridas
para optimizar el radio efectivo del pozo y el drenaje de las reservas.
Oilfield Review
Secuencia de areniscas/lutitas
Aumento de profundidad
Aumento de las tensiones
Rayos gamma, API
Perfil de tensiones
> Variaciones de las tensiones de las formaciones. En los tratamientos de múltiples zonas, se supone que los cambios de presión están relacionados con la
profundidad (extremo izquierdo). Las zonas agotadas hacen que la presión disminuya abruptamente (centro a la izquierda). Las arenas excesivamente agotadas también reducen la presión en intervalos extensos (centro a la derecha).
En algunos casos, las formaciones tienen variaciones de presión y de tensión
que hacen extremadamente difícil la divergencia de fluidos de tratamiento y
la cobertura de la estimulación durante un tratamiento de una sola etapa
(extremo derecho).
Cuando se utiliza un solo tratamiento a través
de numerosas zonas abiertas, es difícil emplazar
apuntalante en cada una de las zonas (página
anterior). Las zonas delgadas o de baja permeabilidad agrupadas con las zonas de mayor espesor pueden quedar sin tratamiento o pueden no
ser estimuladas en forma eficiente y, en ocasiones, algunas zonas se dejan de lado intencionalmente para asegurar la estimulación efectiva de
intervalos más prolíficos. Los disparos de entrada
limitada y los selladores de bolas distribuyen eficientemente el fluido durante la inyección del colchón del tratamiento, pero menos eficientemente
durante el emplazamiento del apuntalante, dado
que los disparos se agrandan por la erosión o los
fluidos de tratamiento fluyen preferentemente
dentro de zonas de mayor permeabilidad.3
Las zonas pasadas por alto y no tratadas en
forma accidental también se atribuyen a la variación de las tensiones del subsuelo. En los antiguos diseños de fracturamiento convencional, se
suponía que el gradiente de fractura, o perfil de
tensiones, era lineal y que aumentaba en forma
gradual con la profundidad. En realidad, normalmente las tensiones de las formaciones no son
uniformes a través de un horizonte geológico
entero y, nuevamente, puede ser difícil tratar y
estimular algunas zonas en forma eficaz (arriba).
El agrupamiento de las zonas productivas en
etapas más pequeñas ayuda a superar algunas
de estas limitaciones y contribuye a asegurar una
cobertura suficiente de la fractura, pero los trata-
Invierno de 2001/2002
mientos de múltiples etapas normalmente
requieren varias operaciones sucesivas de disparos y fracturamiento. El aislamiento de zonas
individuales para su fracturamiento hidráulico
convencional con equipos de reparación de pozos
y tuberías de producción convencionales también
es complicado, y requiere equipos y procedimientos de reparación adicionales. En las operaciones
de fracturamiento de múltiples etapas, cada una
de las etapas tiene costos fijos. Las operaciones
de fracturamiento convencionales agregan
redundancia a las operaciones de estimulación y
aumentan los costos generales.
Cada vez que se trasladan hasta los pozos unidades de registros y equipos de bombeo para rea1. Hatzignatiou DG y Olsen TN: “Innovative Production
Enhancement Interventions Through Existing Wellbores,”
artículo de la SPE 54632 presentado en la Reunión
Regional Occidental de la SPE, Anchorage, Alaska, EUA,
26 al 28 de mayo, 1999.
2. En los tratamientos de la matriz, se inyecta ácido por
debajo de las presiones de fracturamiento para disolver
el daño natural o inducido, que obstruye la garganta de
los poros.
El fracturamiento hidráulico utiliza fluidos especiales que
se inyectan a presiones por encima de la tensión de
fractura de la formación para crear dos alas de fractura,
o grietas opuestas 180°, que se extienden desde el pozo
hacia la formación. Estas alas de fractura se propagan
en forma perpendicular a la dirección del esfuerzo
mínimo de la roca en un plano preferencial de fracturamiento (PFP, por sus siglas en inglés). Estas vías conductoras, que se mantienen abiertas mediante un
apuntalante, aumentan el radio efectivo del pozo, lo que
permite que el flujo lineal penetre en las fracturas y
hacia el pozo. Los apuntalantes comunes son las arenas
naturales o con revestimiento de resinas y los productos
sintéticos de bauxita o cerámica de alta resistencia,
dimensionados de acuerdo con los cedazos de mallas
norteamericanos estándar.
lizar operaciones de disparos y estimulación, hay
gastos de movilización y montaje asociados con
cada equipo. También hay costos asociados con
las unidades de tubería flexible y equipos de línea
de acero (líneas de arrastre, slickline) para limpiar
los tapones de arena o fijar y recuperar tapones
puente, los cuales se deben comprar o arrendar. El
acarreo, la manipulación y el almacenamiento de
los fluidos de estimulación y de desplazamiento
para cada operación de fracturamiento no consecutiva representan costos adicionales. La prueba
de cada etapa individual en un pozo nuevamente
requiere varios montajes y aumenta considerablemente el tiempo de terminación del pozo.
La terminación de algunos pozos de gas con
múltiples etapas de tratamiento puede tomar
semanas. Rápidamente se acumulan costos
redundantes sobre los pozos con más de tres o
cuatro etapas de tratamiento, lo cual influye considerablemente en los costos de estimulación.
Por lo general, estos mayores costos influyen en
forma importante en las decisiones y estrategias
de terminación o reparación del pozo y pueden
limitar el desarrollo de zonas productivas marginales que acumulativamente contienen enormes
volúmenes de petróleo y de gas.
Para estimular zonas dejadas de lado en pozos
existentes, el fracturamiento convencional exige
aislar las zonas productivas inferiores mediante
un tapón de arena o una herramienta mecánica de
fondo de pozo, como un tapón puente recuperable
o perforable. Los disparos superiores quedan herméticamente sellados mediante cementación forzada que normalmente es difícil de lograr,
requiere tiempo adicional de equipo de reparación y agrega costos a la terminación del pozo.
También existe el riesgo de que los disparos
sellados a presión se reabran durante las operaciones de bombeo a alta presión.
El fracturamiento con ácido sin apuntalantes establece
la conductividad atacando con ácido en forma diferencial las superficies de las alas de fractura en rocas carbonatadas que impiden que las fracturas se cierren
completamente después del tratamiento.
3. La entrada limitada implica bajas densidades de disparos—1 tiro por pie o menos—a lo largo de una o más
zonas con diferentes tensiones y permeabilidades, para
garantizar el emplazamiento uniforme de ácido o apuntalante mediante la creación de contrapresiones y la limitación de los diferenciales de presión entre los
intervalos con disparos. El objetivo es maximizar la eficiencia y los resultados de la estimulación sin recurrir al
aislamiento mecánico, como el uso de tapones puente
perforables y empacadores recuperables. Se pueden utilizar selladores de bolas de caucho para tapar los orificios de los disparos abiertos y aislar los intervalos una
vez estimulados, de modo de poder tratar el intervalo
siguiente. Debido a que los disparos se deben sellar
completamente, el diámetro y la uniformidad de los orificios son importantes.
El colchón de un tratamiento de fracturamiento hidráulico es el volumen de fluido que crea y propaga la fractura. El colchón no contiene apuntalante.
63
Estas limitaciones, inherentes a las técnicas
de fracturamiento convencionales, reducen la eficacia de la estimulación. Se necesitan técnicas
no convencionales de intervención y estimulación de pozos para garantizar la producción de
hidrocarburos de la mayor cantidad de intervalos
posibles, especialmente de zonas que antiguamente no se podían terminar a un costo razonable. Las técnicas de fracturamiento con tubería
flexible eliminan muchas de las limitaciones asociadas con los tratamientos de fracturamiento
convencionales (derecha).4
Estimulaciones selectivas
La combinación de los servicios de tubería flexible y de estimulación no es nueva. En 1992, se
utilizó tubería flexible para fracturar pozos en la
Bahía Prudhoe, Alaska, EUA. La tubería flexible
de 31⁄2 pulgadas se conectó a la boca del pozo y
se dejó como tubería de producción para ayudar
a mantener la velocidad de flujo. Esta técnica
nunca tuvo mucha aceptación porque se limitaba
a los intervalos más pequeños, a bajas presiones
de tratamiento y a pozos en los que se pretendía
terminar un solo intervalo.
Hacia 1996, se escogió el fracturamiento con
tubería flexible como estrategia de terminación
preferida para los yacimientos someros de gas
en el sudeste de Alberta, Canadá.5 El emplazamiento selectivo de apuntalante en todos los
intervalos productivos redujo el tiempo de terminación del pozo y aumentó su productividad. Los
mejores candidatos fueron los pozos con varias
zonas de baja permeabilidad, en los que la producción de gas se mezclaba después del fracturamiento. Anteriormente, estos pozos se
estimulaban mediante el fracturamiento de un
intervalo por pozo para luego ir al pozo siguiente.
Mientras una cuadrilla de fracturamiento trataba
el primer intervalo del pozo siguiente, otra cuadrilla preparaba los pozos tratados anteriormente
para el fracturamiento de posteriores intervalos.
Se requería considerable tiempo de montaje y
desmontaje de equipo para tratar hasta cuatro
pozos por día. En términos de tratamientos realizados, este proceso era eficiente, pero movilizar
los equipos de un lugar a otro tomaba más tiempo
que el bombeo de los tratamientos de fracturamiento. Los operadores evaluaron la posibilidad
de agrupar las zonas en etapas para realizar estimulaciones convencionales de varias zonas,
mediante operaciones de disparos de entrada
limitada, el uso de selladores de bolas u otras
técnicas divergentes para aislar las zonas en
forma individual, pero no podían justificar los costos de estas prácticas estándar de la industria.
64
Fracturamiento
convencional
Fracturamiento
selectivo
Etapa
Etapa
4
9
8
Longitud de
fractura inadecuada
3
Longitud de
fractura óptima
7
6
Zona productora
marginal
5
4
2
Insuficiente cobertura
del intervalo
3
Zona productiva
pasada por alto
2
1
Disparos
Pozo
Reservas adicionales
Completa cobertura
del intervalo
Reservas
adicionales
1
Fractura
Revestimiento
> Estimulaciones convencionales y selectivas. El fracturamiento de varias
zonas agrupadas en grandes intervalos, o etapas, es una técnica ampliamente utilizada. Sin embargo, la divergencia de los fluidos y el emplazamiento de
apuntalante son problemáticos en formaciones discontinuas y heterogéneas.
Los tratamientos convencionales, como este ejemplo de cuatro etapas, maximizan el crecimiento vertical de las fracturas, por lo general a costa de sus
longitudes y de la completa cobertura del intervalo (izquierda). Algunas zonas
quedan sin tratar o pueden no ser adecuadamente estimuladas; otras son intencionalmente pasadas por alto para asegurar el tratamiento efectivo de
zonas más permeables. El aislamiento y la estimulación selectivos con tubería flexible, en este caso nueve etapas, superan estas limitaciones, permitiendo a los ingenieros diseñar fracturas óptimas para cada zona de un intervalo
productivo (derecha).
Una solución para el aislamiento de las zonas,
consistía en utilizar tubería flexible con un empacador mecánico de anclaje por tensión y tapones de
arena. Primero se trataron las zonas más profundas
anclando el empacador encima del intervalo a fracturar. El programa del apuntalante para cada zona
incluía arena extra para dejar un tapón de arena en
los intervalos fracturados una vez finalizado el bombeo y previo al tratamiento de la zona siguiente.
Cada tratamiento se efectuó con un desplazamiento
incompleto y los pozos se cerraron para dejar que la
arena extra decantara y formara un tapón.
Mediante una prueba de presión, se verificaba la
integridad del tapón de arena y se volvía a colocar
el empacador encima del siguiente intervalo. Este
procedimiento se repetía hasta estimular todos los
intervalos de interés (página siguiente, arriba).
La unidad de tubería flexible más grande se desmontaba y se reemplazaba por unidades de tubería
flexible más pequeñas para lavar la arena e iniciar
el flujo del pozo.
4. Zemlak W: “CT-Conveyed Fracturing Expands Production
Capabilities,” The American Oil & Gas Reporter 43, no. 9
(Septiembre de 2000): 88-97.
5. Lemp S, Zemlak W y McCollum R: “An Economical
Shallow-Gas Fracturing Technique Utilizing a Coiled
Tubing Conduit,” artículo de la SPE 46031 presentado en
la Mesa Redonda sobre Tuberías Flexibles de las
SPE/ICOTA, Houston, Texas, EUA, 15 y 16 de abril de 1998.
Zemlak W, Lemp S y McCollum R: “Selective Hydraulic
Fracturing of Multiple Perforated Intervals with a Coiled
Tubing Conduit: A Case History of the Unique Process,
Economic Impact and Related Production Improvements,”
artículo de la SPE 54474 presentado en la Mesa Redonda
sobre Tuberías Flexibles de las SPE/ICOTA, Houston,
Texas, EUA, 25 y 26 de mayo de 1999.
Oilfield Review
Unidad de tubería flexible
Etapa 2
Etapa 1
Revestimiento
Etapa 3
Tubería flexible
Zona productora 1
Empacador
Disparos
Tapón de arena 2
Zona productora 2
Empacador
Tapón de arena 1
Zona productora 3
Fractura
> Fracturamiento con tubería flexible con un solo empacador mecánico de anclaje por tensión y tapones de arena.
Tubería flexible
Disparos
abiertos o
revestimiento
dañado
Empacador
de anclaje
por tensión
Zona pasada
por alto,
fracturada con
tubería flexible
> Fracturamiento con tubería flexible con un solo
empacador mecánico de anclaje por tensión para
protección del revestimiento y de la tubería de
producción.
Desde entonces, el fracturamiento con tubería flexible se ha expandido a los pozos de diámetro reducido—tubulares de 23⁄8, 27⁄8 y 31⁄2
pulgadas cementados como revestimiento de
producción—y a los pozos con disparos abiertos
o con integridad tubular cuestionable que impedían el fracturamiento a través del revestimiento.
Invierno de 2001/2002
Las reparaciones y las estimulaciones convencionales que requieren cementación forzada para
aislar disparos abiertos tienen un alto costo y
representan un riesgo en estas condiciones. Las
estimulaciones con tubería flexible de pozos
someros de gas y de pozos más profundos de
zonas maduras de petróleo y de gas de la región
continental de los Estados Unidos, constituyeron
la base para los servicios de aislamiento y estimulación selectivos CoiIFRAC.
En el este de Texas, EUA, las tuberías flexibles se utilizaron para estimular pozos con disparos abiertos encima de las zonas pasadas por
alto y en pozos con revestimientos de producción
de 27⁄8 pulgadas debilitados por la corrosión.
Después de disparar la zona objetivo, se fija un
empacador mecánico de anclaje por tensión con
tubería flexible para aislar los disparos superiores y el pozo (izquierda). En el sur de Texas, se
estimularon con éxito las zonas pasadas por alto
ubicadas entre disparos abiertos en pozos con
daños en el revestimiento cerca de la superficie,
mediante la colocación de un tapón puente
debajo de la zona objetivo y luego colocando un
empacador mecánico de anclaje por tensión con
la tubería flexible (derecha). Estos fracturamientos hidráulicos se realizaron sin cementar los disparos existentes, ni exponer el revestimiento de
producción a altas presiones.
Las primeras técnicas CoiIFRAC con empacadores mecánicos de anclaje por tensión mejoraron
los resultados de las estimulaciones, pero seguían
requiriendo mucho tiempo, y eran limitadas por el
hecho de tener que colocar y retirar tapones.
Tubería flexible
Disparos
abiertos o
revestimiento
dañado
Empacador
de anclaje
por tensión
Fracturamiento
previo
Zona pasada por
alto, fracturada
con tubería flexible
Tapón puente
mecánico
Zona agotada
> Fracturamiento con tubería flexible con un solo
empacador y tapones puente mecánicos. En el sur
de Texas, utilizando tubería flexible, se estimuló
con éxito un pozo con daño en el revestimiento
cerca de la superficie y con una zona pasada por
alto ubicada entre disparos abiertos. El operador
colocó un tapón puente para aislar la zona inferior
antes de asentar un empacador mecánico de
anclaje por tensión con la tubería flexible destinada a aislar la zona superior y proteger el
revestimiento. Esta técnica eliminó las costosas
operaciones de reparación del pozo y de cementación forzada de los disparos.
65
Unidad de tubería flexible
Etapa 1
Etapa 2
Revestimiento
Tubería flexible
Etapa 3
Herramienta de aislamiento
de intervalo
Zona productora 1
Disparos
Fractura
Zona productora 2
Fractura
Zona productora 3
> Operación de fracturamiento con tubería flexible en varias etapas con las primeras herramientas de aislamiento de intervalo.
Desconexión
mecánica
Desconexión
mecánica
Cuñas
Conjunto
superior
de sellos
Puertos de
salida del
fluido de
tratamiento
Conjunto
inferior
de sellos
Conjunto
inferior de sellos
Cuñas
Empacador mecánico
de anclaje por tensión
66
Empacador mecánico
inferior con elementos
de sello superiores
Empacador de aislamiento
de intervalo con dos
elementos de sello
El siguiente paso fue desarrollar una herramienta
de aislamiento de intervalo (straddle packer),
operada por tubería flexible y que sellara arriba y
abajo de un intervalo para eliminar operaciones
independientes destinadas a emplazar arena o
colocar tapones puente con una unidad operada
a cable (arriba). Esta modificación permitió mover
rápidamente la sarta de tubería flexible de una
zona a otra sin extraerla del pozo.
Sobre un empacador mecáncio de anclaje por
tensión, se agregaron sellos del tipo copa de
elastómero para aislar los intervalos disparados
y eliminar las distintas operaciones de colocación de tapones. Sin embargo, se necesitaron
otras modificaciones para reducir aún más el
tiempo y los costos. En Canadá, se desarrolló una
< Herramientas de aislamiento de tubería flexible. Las primeras operaciones CoiIFRAC utilizaron
un solo empacador mecánico de anclaje por tensión sobre una zona aislada con tapones de
arena o tapones puente de la zona inferior
(izquierda). Posteriores versiones se modificaron
para incluir una copa sellante superior de elastómero sobre la zona a estimular y un empacador
inferior para aislar la zona de abajo (centro). Esta
herramienta de segunda generación fue seguida
por un diseño de aislamiento de intervalo con
copas de sello de elastómero en la parte superior
e inferior de un empalme roscado con orificios; lo
que aumentó la velocidad de los movimientos del
empacador y redujo el tiempo de ejecución y los
costos operacionales (derecha). Estas herramientas especiales eliminaron operaciones del
equipo de reparación y de herramientas operadas a cable, porque no se necesitaron tapones de
arena ni tapones puente. Las tuberías flexibles
pueden pasar rápidamente de una zona a otra sin
sacarlas del pozo.
Oilfield Review
Tensión
20,000 lbf
Calibre Y
0
ALBERTA
Porosidad neutrón
125
mm
375
Rayos gamma
0
API
Calibre X
125
mm
%
-15
Porosidad de densidad
45
%
-15
150
Corrección volumétrica
Prof, Factor fotoeléctrico
de la densidad
375 pies 0.00
10.00 450
kg/m3
-50
Edmonton
45
Wildcat Hills
Calgary
CANADÁ
X250
Terminación principal en
la arena Viking superior
X275
Terminación principal en
la arena Viking inferior
Tapón puente mecánico
Disparos
> Pozo 3-3-27-5W5M, campo Wildcat Hills. Los intentos previos para estimular la formación Viking como
si fuese un intervalo continuo no dieron resultado, debido a lo difícil que es estimular varias zonas con
tratamientos de fracturamiento convencional de sólo una etapa. Los intervalos abiertos con muy poco
espacio entre sí, imposibilitaban el aislamiento con un empacador y tapones de arena o tapones
puente. El emplazamiento selectivo del tratamiento CoilFRAC permitió tratar cuatro zonas en forma individual para aumentar la recuperación, mediante el aislamiento y el fracturamiento de las zonas productivas que generalmente se pasan por alto o se dejan sin tratar. Los objetivos secundarios fueron simplificar las operaciones de terminación y reducir el tiempo de ejecución de varios días a un solo día, así
como reducir los costos.
herramienta de aislamiento de intervalo con
copas de elastómero arriba y abajo de un
empalme roscado con orificios, o mandril, para
poder tratar varias zonas en un solo viaje (página
anterior, abajo).
Esta versión de la herramienta de aislamiento
de intervalo que no tenía cuñas mecánicas para
facilitar los rápidos movimientos y su pesca, se
utilizó en Canadá en más de 200 pozos someros
de gas y en 1000 tratamientos CoiIFRAC. Las continuas mejoras introducidas a esta herramienta
permiten estimular zonas pasadas por alto y marginales a un costo adicional razonable. El eficiente aislamiento y la estimulación de arenas
individuales maximizaron el espesor neto terminado y convirtió en económicamente viables a
aquellas zonas que anteriormente se consideraban marginales.
Invierno de 2001/2002
Otras experiencias en Canadá
El campo Wildcat Hills está ubicado al oeste de
Calgary, Alberta, Canadá, en la ladera este de las
Montañas Rocallosas en un área protegida con
pastizales.6 Este área ha producido gas natural de
yacimientos profundos de la formación
Mississippi desde 1958. Durante los primeros
años de la década de 1990, se probaron las arenas menos profundas de la formación Viking en
dos pozos de Olympia Energy. Los pozos produjeron inicialmente alrededor de 900 Mpc/D [25,485
m3 /d], pero la producción declinó rápidamente a
400 Mpc/D [11.330 m3 /d]. Aunque las pruebas de
incremento de presión y de producción indicaban
que había importantes reservas, la baja presión
del yacimiento, su baja productividad y los altos
costos de terminación impidieron el desarrollo de
las zonas marginales de la formación Viking.
Un estudio de sísmica realizado en 1998 identificó un tercer objetivo en la formación Viking en
un área donde la formación se había elevado por
más de 914 m [3000 pies], posiblemente creando
fracturas naturales que podrían mejorar la producción de gas. En el pozo 3-3-27-5W5M se
encontraron alrededor de 14 m [45 pies] de espesor neto en cinco zonas comprendidas por un
intervalo de 25 m [82 pies] de espesor total
(arriba). Un registro de microresistividades de la
herramienta de Imágenes Microeléctricas de
Cobertura Total FMI ayudó a verificar la existencia de fracturas naturales en el yacimiento, pero
6. Marsh J, Zemlak WM y Pipchuk P: “Economic Fracturing
of Bypassed Pay: A Direct Comparison of Conventional
and Coiled Tubing Placement Techniques,” artículo de la
SPE 60313 presentado en el Simposio sobre Yacimientos
de Baja Permeabilidad de la Regional de las Montañas
Rocallosas de la SPE, Denver, Colorado, EUA, 12 al 15 de
marzo de 2000.
67
las pruebas de formación efectuadas a través de
la sarta (columna) de perforación indicaron una
baja presión del yacimiento, de 1100 lpc [7.6
MPa]. Las pruebas de incremento de presión
antes de instalar el revestimiento de 41⁄2 pulgadas
y después de efectuar los disparos mostraron
invasión de fluido de perforación en las fracturas
naturales y más daños en la formación producidos por los fluidos de terminación.
Un tratamiento con solvente de lodo no logró
remover el daño de formación, de modo que se
escogió un tratamiento de fracturamiento para
aumentar la productividad del pozo. El fracturamiento a través del revestimiento con entrada
limitada como técnica divergente no era una
alternativa válida porque ya se habían efectuado
los disparos en el pozo. El operador evaluó la
divergencia con selladores de bolas, así como
también el aislamiento zonal mecánico con tapones de arena, tapones puente o tubería flexible.
La eficacia del sellador de bola es cuestionable,
especialmente durante los tratamientos de fracturamiento, de modo que el aislamiento mecánico fue considerado el método más confiable
como técnica divergente, para asegurar la estimulación de todas las zonas productivas.
Se disponía sólo de 4 a 5 m [13 a 16 pies]
entre las cuatro zonas. Los ingenieros entonces
eliminaron el uso de tapones de arena ya que el
estrecho espacio hacía difícil emplazar en forma
precisa los correctos volúmenes de arena. Las
tuberías de producción convencionales con
empacadores y tapones puente para aislamiento
implicaban operaciones separadas para tratar
cada zona en operaciones independientes, de
abajo hacia arriba. Esto requería la repetida
movilización y desmovilización de los equipos,
servicios redundantes para cada zona y la recuperación o el movimiento de los tapones puente
después de cada tratamiento, todo lo cual hacía
que los costos fueran prohibitivos.
El operador seleccionó los servicios CoilFRAC
para estimular cada zona por separado y tratar
varias zonas en un solo día. Durante el primer día,
se sacó del pozo la tubería de producción utilizada
para realizar las pruebas de producción y el tratamiento con solventes. En el segundo día, se llevó
al lugar la unidad de tubería flexible y los equipos
de fracturamiento y de pruebas, mientras que una
unidad colocaba un tapón puente operado a cable
para aislar la formación Viking inferior. El intervalo máximo recomendado que la herramienta de
aislamiento pudo cubrir en ese momento fue de
3.7 m [12 pies], que era menor a la longitud del
intervalo inferior, por lo que hubo que utilizar un
empacador mecánico de anclaje por tensión para
fracturar la primera zona.
68
Total de apuntalante,
1000 Ibm
242
141
Zonas terminadas
versus intentadas, %
71
86
Total de días
de terminación
3 pozos con estimulación convencional
19
3 pozos con estimulación CoilFRAC
4
271
Costo por Mpc/D, $
60
0
50
100
150
200
250
300
> Comparación de terminaciones con estimulaciones convencionales y con
tratamientos CoilFRAC en las arenas Viking. Los fracturamientos hidráulicos
con tubería flexible requirieron en total un 58% menos de apuntalante, redujeron las operaciones generales de terminación de 19 a 4 días y mejoraron la
limpieza y la recuperación de fluido de fracturamiento. El emplazamiento del
tratamiento CoilFRAC y el contraflujo simultáneo mejoraron la recuperación
de fluido y ahorraron a Olympia Energy cerca de $300,000 por pozo en el
campo Wildcat Hills. Todo esto redujo un 78% el costo por Mpc/D.
Durante el tercer día se intentaron tres fracturamientos hidráulicos. Problemas de atascamiento
hicieron necesario retirar la herramienta de aislamiento de intervalo para reparar las copas sellantes de elastómero. Se utilizó un raspador de
revestimiento para alisarlo. Actualmente, este
paso se ejecuta en forma rutinaria antes de los
tratamientos CoilFRAC, como parte de la preparación del pozo. La presión del espacio anular
aumentó mientras se bombeaba el colchón en el
segundo intervalo, lo que indicaba la posible
comunicación detrás de la tubería o el fracturamiento en una zona adyacente. Este tratamiento
se canceló antes de iniciar el bombeo del apuntalante, y se movió la herramienta al tercer intervalo.
Después de estimular el cuarto intervalo, se
extrajo la herramienta de aislamiento de intervalo
para poder utilizar la tubería flexible para limpiar
la arena y desalojar los fluidos. En el cuarto día,
se montó una unidad de contra presión (snubbing
unit) y se bajó la tubería de producción en el pozo
en condiciones de bajo balance para impedir el
daño de la formación causado por la invasión del
fluido de terminación.
En lugar de unidades de contra presión,
actualmente se utilizan tuberías flexibles para
bajar el empacador con un tapón de aislamiento.
Una vez anclado el empacador, se libera la tubería flexible y se la extrae del pozo. El tapón del
empacador controla la presión del yacimiento
hasta que se instala la tubería de producción.
Posteriormente, una unidad de línea de acero
recupera el tapón de aislamiento, iniciando así el
flujo del pozo.
Antes de la estimulación, el pozo 3-3-275W5M producía 3.5 MMpc/D [99,120 m3 /d] de
gas a una presión de superficie de 350 lpc [2.4
MPa]. Después de fracturar con éxito tres de las
cuatro zonas superiores, el pozo produjo inicialmente 6 MMpc/D [171,818 m3 /d] a 350 lpc. El
pozo continuó produciendo a 5 MMpc/D [143,182
m3 /d] a 450 lpc [3.1 MPa] durante varios meses.
El tratamiento CoilFRAC generó un incremento
económico en la producción, además de reducir
el tiempo de limpieza y simplificar las operaciones de terminación (arriba). La menor cantidad de
operaciones y la mayor rapidez de limpieza permitieron poner el pozo en producción más pronto,
al reducir el tiempo del ciclo de terminación de
19 a 4 días.
Olympia Energy perforó seis pozos más en el
campo Wildcat Hills después de la terminación
del pozo 3-3-27-5W5M. Debido a que la formación Viking varía de un pozo a otro, el operador
seleccionó las técnicas de fracturamiento basándose en el espesor de las arenas, las barreras de
contención de las fracturas hidráulicas, el espacio vertical entre arenas y el número de tratamientos requeridos. Tres de estos pozos
contenían dos o tres arenas Viking de buen espesor que se fracturaron a través del revestimiento.
Las zonas más extensas requirieron mayores
velocidades de bombeo para optimizar la altura y
la longitud de la fractura, lo que descartaba el
uso de tuberías flexibles debido a las potencialmente excesivas presiones de tratamiento requeridas en superficie.
Oilfield Review
Tensión
0
API
Calibre Y
125
mm
Resultados del medidor de flujo
Disparos
10,000 kg
0
Rayos gamma
Sónico compensado por efectos del pozo
150
Prof,
0 pies 500
Lentitud
µseg/m
Previo a la
estimulación con
tubería flexible
(flujo de gas)
Posterior a la
estimulación con
tubería flexible
(flujo de gas)
1.0 MMpc/D
0 MMpc/D
(sin estimulación)
0 MMpc/D
0.40 MMpc/D
0 MMpc/D
0.72 MMpc/D
1.0 MMpc/D
1.0 MMpc/D
0 MMpc/D
2.4 MMpc/D
100
X625
X650
Flujo total de gas
2.0 MMpc/D
4.52 MMpc/D
> Evaluación previa a la estimulación (izquierda) y posterior a la estimulación (derecha). Los registros
de producción frente a la formación Viking en el pozo 4-21-27-5W5M, confirmaron que los tratamientos CoilFRAC de fracturamiento selectivo en cada arena Viking mejoraron el perfil de producción y el
flujo total de gas (derecha).
Al igual que el pozo 3-3-27-5W5M, los otros
tres pozos tenían secuencias similares de arenas
y lutitas entre capas y zonas productivas de 2 a 4
m [6 a 13 pies], de modo que Olympia Energy
recurrió a las estimulaciones selectivas con tratamientos CoiIFRAC. Este enfoque permitió
aumentar la productividad y la recuperación al
tratar en forma selectiva las zonas productivas
pasadas por alto o no tratadas en forma eficiente,
y ello condujo a una disminución de los costos
operacionales.
En el pozo 4-21-27-5W5M, se corrieron registros de producción antes y después del tratamiento para evaluar el aumento de la producción
de las zonas de uno de los pozos fracturado con
tubería flexible (arriba). Antes del fracturamiento,
el pozo producía 2 MMpc/D [57,300 m3 /d] con el
flujo proveniente de dos intervalos. Después de
efectuar los tratamientos CoiIFRAC en cinco intervalos, la producción de gas aumentó a 4.5
MMpc/D [128,900 m3 /d] con el flujo proveniente
de cuatro de los cinco intervalos. Olympia Energy
ahorró $300,000 por pozo en operaciones de fracturamiento solamente, mediante el uso de las técnicas CoiIFRAC para estimular la formación Viking
en los pozos del campo Wildcat Hills. Uno de los
pozos de gas originales de la formación Viking ha
Invierno de 2001/2002
sido reevaluado e identificado como candidato
para la estimulación con tubería flexible.
A una profundidad de 2500 m [8200 pies], la
técnica CoilFRAC demostró las bondades de combinar tecnologías de tubería flexible y de estimulación en la productividad y la recuperación de
las reservas de los pozos, por los menores requerimientos de espacio en la superficie, el menor
tiempo en la localización del pozo, y menos operaciones de montaje y desmontaje en el pozo,
todo esto combinado con menos emisiones y
quemado de gas como resultado del flujo, de las
pruebas y de la limpieza de todas las zonas productivas a la vez. Los tratamientos CoiIFRAC se
vuelven particularmente atractivos en áreas
ambientalmente sensibles, como los pastizales
que rodean el campo Wildcat Hills.
Diseños y operaciones de fracturamiento
El fracturamiento con tubería flexible está limitado por restricciones en los volúmenes de fluidos y de apuntalante asociados principalmente
con los tamaños de tubulares más pequeños y
limitaciones de presión. Las aplicaciones de los
servicios CoiIFRAC requieren diseños de fracturamiento alternativos, fluidos especializados, equipos de tubería flexible de alta presión, y equipos
de trabajo integrados de servicios de fracturamiento y de tubería flexible para garantizar estimulaciones eficaces y operaciones seguras.7
Las velocidades de inyección, los parámetros
de los fluidos, los volúmenes de tratamiento, las
tensiones en sitio y las características de las formaciones, determinan la presión neta disponible
de fondo de pozo para crear una geometría de
fractura específica: ancho, altura y longitud. Se
requieren velocidades de bombeo mínimas para
generar la altura de fractura deseada y para
transportar apuntalante a lo largo de la fractura.
Se necesitan concentraciones mínimas de apuntalante para lograr la conductividad adecuada de
la fractura.
7. Olejniczak SJ, Swaren JA, Gulrajani SN y Olmstead CC:
“Fracturing Bypassed Pay in Tubingless Completions,”
artículo de la SPE 56467 presentado en la Conferencia y
Exhibición Técnica Anual de la SPE, Houston, Texas,
EUA, 3 al 6 de octubre de 1999.
Gulrajani SN y Olmstead CC: “Coiled Tubing Conveyed
Fracture Treatments: Evolution, Methodology and Field
Application,” artículo de la SPE 57432 presentado en la
Reunión Regional del Este de la SPE, Charleston, West
Virginia, EUA, 20 al 22 de octubre de 1999.
69
70
20
18
16
Presión de superficie, lpc
Las sartas de tubería flexible tienen un diámetro interno (ID, por sus siglas en inglés) más
pequeño que las sartas de tuberías estándar utilizadas en operaciones de fracturamiento convencionales. A las velocidades de inyección
requeridas para el fracturamiento hidráulico, las
pérdidas de presión por fricción asociadas con las
lechadas cargadas de apuntalante, pueden originar altas presiones de tratamiento que sobrepasen los límites de seguridad de los equipos de
superficie y de las tuberías flexibles. La utilización
de tuberías flexibles más grandes reduce las pérdidas de presión por fricción, pero aumenta los
costos de los equipos, la logística y el mantenimiento, y puede resultar impráctica para pozos
delgados de un solo diámetro interno.
Esto significa que las velocidades de tratamiento y los volúmenes de apuntalante para el
fracturamiento con tubería flexible deben ser reducidos en comparación con los del fracturamiento
convencional. El desafío es lograr velocidades de
inyección y concentraciones de apuntalante que
transporten el apuntalante en forma eficaz y
generen la geometría de fractura requerida. El
fracturamiento con tubería flexible requiere equipos y diseños de tratamientos alternativos para
garantizar presiones de tratamiento de superficie
aceptables sin comprometer los resultados de la
estimulación.
La caracterización de los yacimientos es la
clave para cualquier tratamiento de estimulación
exitoso. Al igual que los trabajos de fracturamiento convencionales, los tratamientos con
tubería flexible deben generar una geometría de
fractura acorde con la estimulación óptima del
yacimiento. El método preferido es diseñar programas de bombeo CoiIFRAC que equilibren las
velocidades de inyección requeridas y las concentraciones de apuntalante óptimas con las restricciones de presión de tratamiento de la tubería
flexible. La selección del fluido para fracturamiento depende de las características del yacimiento y de las pérdidas de fluido, de las
condiciones de fondo de pozo, de la geometría de
fractura requerida y del transporte de apuntalante. Los fluidos para los tratamientos CoiIFRAC
incluyen sistemas base agua o polímeros y el surfactante viscoelástico (VES, por sus siglas en
inglés) CIearFRAC libre de polímero.8
En el pasado, los polímeros proporcionaban la
viscosidad del fluido para transportar el apuntalante. Sin embargo, los residuos de estos fluidos
pueden dañar los empaques de apuntalante y
reducir la permeabilidad conservada. Los ingenieros, por lo general, aumentan los volúmenes de
apuntalante para compensar cualquier reducción
Fluido ClearFRAC VES
Fluido a base de polímeros
14
12
10
8
6
4
2
0
0
2000
4000
6000
8000
10,000
Longitud de la tubería flexible, pies
> Efecto de los fluidos reductores de la fricción. A medida que las aplicaciones
CoilFRAC se amplían para extenderse a pozos más profundos, los fluidos de
baja fricción serán una clave para el éxito futuro. Este diagrama compara la
presión de tratamiento de superficie versus profundidad para una tubería flexible de 2 pulgadas en un fracturamiento con un fluido a base de polímeros y
otro con el surfactante viscoelástico ClearFRAC (VES, por sus siglas en inglés),
ambos con concentraciones de 4 libras de apuntalante agregado (laa).
en la conductividad de la fractura, pero la fricción
de la lechada aumenta exponencialmente con
mayores concentraciones de apuntalante y puede
limitar la eficacia de los tratamientos CoiIFRAC.
La mayor presión de tratamiento de superficie,
derivada de las pérdidas de presión por fricción,
es el factor dominante en el fracturamiento con
tubería flexible. Por lo tanto, reducir las presiones
de bombeo de superficie es vital en las aplicaciones CoiIFRAC, particularmente en los yacimientos
más profundos.
Debido a su estructura molecular única, los fluidos VES exhiben caídas de presión por fricción hasta
dos tercios menores que los fluidos a base de polímeros (arriba). Los fluidos no dañinos CIearFRAC
pueden proveer una adecuada conductividad de
fractura con menores concentraciones de apuntalante, a presiones de tratamiento de superficie aceptables. Esto facilita la optimización de los diseños de
fracturas. Estas características de los fluidos facilitan el fracturamiento con tubería flexible a las profundidades de pozos más comunes.
Otra ventaja de los fluidos CIearFRAC es la
reducida sensibilidad de la geometría de la fractura
a la velocidad de inyección del fluido. Se contiene
mejor el crecimiento vertical de la fractura, obteniéndose mayores longitudes de fractura efectivas,
lo que es particularmente importante cuando se
tratan zonas delgadas y con muy poco espacio
entre sí. Los fluidos tipo VES son también menos
sensibles a las temperaturas y a las condiciones de
fondo de pozo, que aceleran la descomposición
prematura de los fluidos de fracturamiento.
Si se detiene el bombeo debido a un problema
operacional o al arenamiento inducido de la fractura, las características estables de suspensión y
transporte de los fluidos CIearFRAC impiden que
los apuntalantes decanten demasiado rápido,
especialmente entre las copas sellantes de las
herramientas de aislamiento de intervalo. Esto
deja tiempo para limpiar el resto de apuntalante y
disminuye el riesgo de atascamiento de tuberías.
Asimismo, estos fluidos proveen un respaldo de
contingencia en entornos de alto riesgo, tales
como los pozos altamente desviados u horizontales, donde la decantación del apuntalante también
puede ser un problema.
Recuperar los fluidos de tratamiento es fundamental cuando las zonas de interés tienen baja
permeabilidad o baja presión en el fondo del
pozo. Otro beneficio de los fluidos tipo VES es que
proveen una limpieza más eficaz después de la
estimulación. La experiencia de campo ha demos8. Chase B, Chmilowski W, Marcinew R, Mitchell C, Dang Y,
Krauss K, Nelson E, Lantz T, Parham C y Plummer J:
“Clear Fracturing Fluids for Increased Well Productivity,”
Oilfield Review 9, no. 3 (Otoño 1997): 20-33.
9. Un arenamiento se produce por la acumulación de apuntalante en la fractura, lo cual interrumpe la entrada de
fluido y la propagación de la fractura. Si se produce un
arenamiento inducido al inicio de un tratamiento, la presión de bombeo puede subir demasiado y el trabajo
podría tener que interrumpirse antes de obtener una
fractura óptima.
10. Pessin JL y Boyle BW: “Accuracy and Reliability of
Coiled Tubing Depth Measurement,” artículo de la SPE
38422 presentado en la Segunda Mesa Redonda sobre
Tuberías Flexibles en Norteamérica, Montgomery, Texas,
EUA, 1 al 3 de abril de 1997.
Oilfield Review
trado que los fluidos tipo VES se descomponen
completamente al entrar en contacto con los
hidrocarburos del yacimiento, a través de una
extensa dilución con el agua de formación o bajo
la prolongada exposición a la temperatura del
yacimiento, y son transportados fácilmente hacia
los pozos por los fluidos producidos. Con los fluidos tipo VES, la permeabilidad conservada es
cercana al 100% de la permeabilidad original.
Asimismo, la aplicación del tratamiento y el contraflujo de todas las zonas a la vez mejora la recuperación de fluido y la limpieza de la fractura.
Se utilizan tuberías flexibles de alta resistencia de 13⁄4 a 27⁄8 pulgadas para tolerar las mayores
presiones de inyección. Las tuberías flexibles
para las operaciones de fracturamiento están
fabricadas con aceros de óptima calidad y alta
resistencia y de alta presión de ruptura. Por
ejemplo, las tuberías flexibles de 13⁄4 pulgadas
cuyo límite de elasticidad es de 90,000 lpc [621
MPa], tienen una presión de ruptura de 20,700
lpc [143 MPa] y pueden resistir presiones de
colapso de 18,700 lpc [129 MPa]. Las tuberías flexibles se prueban hidrostáticamente hasta el
80% de su presión de ruptura—16,700 lpc [115
MPa] para esta tubería de 13⁄4 pulgadas—antes
de las operaciones de bombeo, y la presión
máxima de bombeo se fija en un 60% de su presión de ruptura de diseño, o alrededor de 12,500
lpc [86 MPa] para este ejemplo.
Debido a que toda la sarta de tubería flexible
contribuye a las caídas de presión por fricción,
independientemente de cuánto se introduzca en
un pozo, la longitud de la tubería flexible en un
carrete debería reducirse al mínimo respecto del
intervalo más profundo a tratar. Se temía que las
fuerzas centrífugas en el apuntalante erosionaran la pared interna de la tubería flexible enrollada en el carrete. Sin embargo, la inspección
visual y ultrasónica antes y después del fracturamiento no detectó erosión dentro de la tubería
flexible, y sólo se detectó una erosión menor en
los conectores de la tubería flexible después de
bombear hasta en nueve tratamientos.
La seguridad operacional es fundamental a
las altas presiones requeridas para los tratamientos de fracturamiento hidráulico. Por ejemplo, no debería permitirse la presencia de
personal cerca de la boca de pozo o de equipos
de tubería flexible durante las operaciones de
bombeo. El fracturamiento con tubería flexible
requiere equipos de superficie especiales y modificaciones innovadoras para garantizar operaciones seguras y hacer frente a las contingencias en
caso de un arenamiento inducido.9 En la superficie, los equipos de tubería flexible, tales como
Invierno de 2001/2002
las válvulas de alivio operadas a gas y de respuesta rápida, los múltiples de fracturamiento
operados en forma remota, y las modificaciones
a los carretes y múltiples de las tuberías flexibles, permiten altas velocidades de bombeo de
lechadas abrasivas.
El control preciso de la profundidad también es
importante para las estimulaciones selectivas. El
posicionamiento inexacto de la tubería flexible produce problemas graves y de alto costo, como son
los disparos a una profundidad incorrecta, la colocación de un tapón de arena en un lugar equivocado, los problemas en el posicionamiento de las
herramientas de aislamiento o la estimulación de
la zona errónea. Las herramientas de aislamiento
se deben posicionar en forma precisa a través de
los intervalos abiertos. Se utilizan cinco tipos de
mediciones de profundidad: mediciones estándar
de la tubería a medida que ésta sale del carrete,
un sistema de monitoreo de la profundidad en el
cabezal del inyector, los localizadores mecánicos
de collares del revestimiento, y dos nuevos sistemas independientes utilizados por Schlumberger:
la medición de superficie del Monitor Universal de
Longitudes de Tuberías (UTLM, por sus siglas en
inglés) y el localizador de collares del revestimiento DepthLOG.
En el pasado, la exactitud de las mediciones
de profundidad estándar de las tuberías flexibles
era de alrededor de 9.1 m [30 pies] por cada 3048
m [10,000 pies] en las mejores condiciones y
hasta 61 m [200 pies] por cada 3048 m en los
peores casos. La medición de superficie del
UTLM de doble rueda se alínea automáticamente
en las tuberías flexibles, minimiza el deslizamiento, ofrece mayor resistencia al desgaste y
mide la tubería sin estiramiento (derecha).10 Dos
ruedas de medición construidas de materiales
resistentes al desgaste, el procesamiento de
datos en boca de pozo y la calibración de rutina,
eliminan los efectos del desgaste de las ruedas
en la repetibilidad de la medición de superficie y
proveen redundancia automática, además de la
detección de deslizamiento.
El resto de los factores que influye en la precisión y la confiabilidad de las mediciones son los
contaminantes y su acumulación en las superficies de las ruedas, y los efectos térmicos que
hacen cambiar las dimensiones de las ruedas. Un
sistema antiacumulación impide la contaminación
de las superficies de las ruedas. La deformación
de las tuberías flexibles dentro del pozo se evalúa
mediante simulación por computadora. Para el
modelado térmico de la deformación de la tubería,
un simulador de pozo provee un perfil de temperatura. La deformación total se puede estimar con
una precisión de 1.5 m [5 pies] por cada 10.000
pies. La combinación de mediciones de superficie
más exactas y el modelado, así como los mejores
procedimientos operacionales permiten obtener
una precisión de alrededor de 3.4 m [11 pies] por
cada 10.000 pies y una repetibilidad de aproximadamente 1.2 m [4 pies]. En la mayoría de los
casos, se obtiene un valor inferior a 0.6 m [2 pies].
Anteriormente, las correcciones de profundidad de tuberías flexibles efectuadas con cable
eléctrico o herramientas de registro de rayos
gama de memoria alojados dentro de la tubería,
pintando “marcas” en el exterior de las tuberías
flexibles y utilizando localizadores mecánicos de
los collares del revestimiento, por lo general eran
inexactas, y requerían considerable tiempo y
dinero. En la actualidad, Schlumberger utiliza la
herramienta inalámbrica DepthLOG que detecta
las variaciones magnéticas en los collares del
revestimiento a medida que las herramientas se
corren dentro del pozo y envían una señal a la
superficie mediante cambios en la presión
hidráulica. Las profundidades del subsuelo se
determinan en forma rápida y precisa mediante
comparación con los registros de rayos gamma
de correlación. El uso de la tecnología inalámbrica disminuye la cantidad de viajes de tubería
flexible al pozo y permite ahorrar hasta 12 horas
por operación en operaciones típicas de disparos
y de estimulación con tubería flexible.
> Dispositivo de superficie de medición de la
profundidad de doble rueda UTLM.
71
En el pasado, cuando se requería, se utilizaban servicios de tubería flexible independientes
después de las operaciones de fracturamiento
para limpiar completamente el exceso de apuntalante. Sin embargo, el fracturamiento con tubería
flexible requiere el trabajo mancomunado del personal de fracturamiento y de tubería flexible.
Inicialmente, las cuadrillas de servicios enfrentaron una severa curva de aprendizaje al tener que
trabajar juntos para reducir el tiempo necesario
para las diversas operaciones. Con el tiempo, los
proyectos CoilFRAC aumentaron la eficiencia
operacional y redujeron el tiempo de terminación.
Para aumentar aún más la eficiencia,
Schlumberger ha formado equipos CoiIFRAC
dedicados a integrar la experiencia en tubería flexible y en fracturamiento.
Prof, pies
Formación
2000
Wasatch
Campo Hiawatha
Denver
COLORADO
Grand
Junction
3000
Revitalización de un campo maduro
Texaco Exploration and Production Inc. (TEPI),
actualmente una compañía de ChevronTexaco,
extendió la vida productiva del campo Hiawatha
Occidental en el condado de Moffat, Colorado,
EUA, con técnicas CoiIFRAC.11 Descubierto en la
década de 1930, este campo tiene 18 zonas productivas a través de un intervalo de 1067 m [3500
pies]. La producción de gas proviene de las formaciones Wasatch, Fort Union, Fox Hills, Lewis y
Mesaverde (derecha). Anteriormente, los pozos
se terminaron con revestimientos de 41⁄2, 5, ó 7
pulgadas y se estimularon con tratamientos convencionales de fracturamiento en etapas.
Una práctica común era estimular las zonas
desde abajo hacia arriba hasta que la producción
fuera satisfactoria. En consecuencia, las zonas
delgadas por lo general se dejaban de lado y existía un potencial sin desarrollar en todo el campo.
En 1999, la compañía TEPI evaluó las zonas pasadas por alto en el campo para identificar y clasificar las posibilidades de reparación sobre la base
de la calidad del yacimiento, la integridad del
cemento, la edad de la terminación y la integridad del pozo. Después de una exitosa reparación
en el Pozo 3 de la Unidad 1 de Duncan, se identificaron nuevos sitios, pero el desafío era desarrollar una estrategia que permitiera estimular en
forma eficaz todas las zonas productivas durante
las operaciones de terminación de pozos.
El operador escogió los servicios CoilFRAC
para estimular en forma selectiva las arenas
Wasatch y Fort Union, que comprenden varias
arenas de 1.5 a 18 m [5 a 60 pies] de espesor y de
600 a 1200 m [2000 a 4000 pies] de profundidad.
11. DeWitt M, Peonio J, Hall S y Dickinson R: “Revitalization
of West Hiawatha Field Using Coiled-Tubing Technology,”
artículo de la SPE 71656 presentado en la Conferencia y
Exhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns,
Luisiana, EUA, 30 de septiembre al 3 de octubre de 2001.
72
EUA
Fort Union
Fox Hills
4000
Lewis
Mesaverde
5000
< Horizontes productores del campo
Hiawatha. En el campo Hiawatha, situado al noroeste de Colorado
(inserto), las zonas productivas históricamente se agrupaban en intervalos, o etapas, de 46 a 61 m [150 a
200 pies] y se estimulaban con un
solo tratamiento de fractura. Las
arenas delgadas se agrupaban con
las de mayor espesor y en ocasiones, se pasaban por alto las arenas
delgadas para evitar la estimulación
menos eficaz de arenas más prolíficas. Aún así se requerían varias etapas de fracturamiento hidráulico
para tratar todo el pozo. Cada etapa
de fracturamiento se aisló con un
tapón de arena o un tapón puente
mecánico. Era difícil justificar la terminación de arenas delgadas con
un potencial de producción de 100 a
200 Mpc/D [2832 a 5663 m3/d].
Disparos
Este enfoque proporcionó la flexibilidad para
diseñar tratamientos de fracturas óptimos para
cada zona, en lugar de grandes trabajos para tratar varias zonas a través de intervalos más largos.
En el primer pozo nuevo, se fracturaron 13
zonas en tres días con tratamientos CoiIFRAC. Se
trataron siete zonas en un solo día. La producción
promedio del primer mes de este pozo fue de 2.3
MMpc/D [65,900 m3/d]. El segundo pozo nuevo
involucró ocho tratamientos en un día. La producción promedio del segundo pozo durante el
primer mes fue de 2 MMpc/D. Las presiones de
tratamiento oscilaron entre 3200 lpc [22 MPa] y
7000 lpc [48 Mpa]; el máximo permisible.
Oilfield Review
2000
Flujo de gas (Mpc/D)
Se fracturaron zonas separadas por 3 a 4.6 m
[10 a 15 pies] sin comunicación entre etapas. Las
pruebas de inyectividad verificaron que los gradientes de fractura entre las zonas variaban de
0.73 a 1 lpc/pie [16.5 a 22.6 kPa/m]. La variación
en el gradiente de fractura en cada zona confirmó
la dificultad de estimular varias zonas con tratamientos convencionales en etapas (abajo).
Además de ocho reparaciones con éxitos y fracasos, se perforaron con éxito nueve pozos en el
campo Hiawatha desde mayo de 2000 hasta julio
de 2001. Estos nuevos pozos se estimularon con
tratamientos CoiIFRAC en las formaciones
Wasatch y Fort Union, y con fracturamientos convencionales en los intervalos más continuos de
Fox Hills, Lewis y Mesaverde, debajo de 1220 m
[4000 pies].
Para cuantificar los resultados de la estimulación con tubería flexible, se compararon las terminaciones CoiIFRAC con los pozos fracturados
mediante métodos convencionales entre 1992 y
1996 (derecha). La producción promedio de las
terminaciones con tratamientos CoiIFRAC
aumentó 787 Mpc/D [22,500 m3/d], ó 114% por
Tratamientos de fracturamiento CoilFRAC
1500
Promedio +787 Mpc/D
1000
Tratamientos de fracturamiento convencional
500
10
0
1
2
3
4
Meses de producción
sobre los valores históricos. Sin embargo, la producción de los pozos individuales puede inducir a
error si las reservas se drenan de los pozos vecinos. La producción del campo no aumentará
como se espera cuando haya interferencia entre
los pozos; la declinación natural de la presión
debería hacer que los pozos nuevos produjeran
menos, y no más.
De 1993 a 1996, la producción del campo
Hiawatha aumentó de 7 a 16 MMpc/D [200,500
a 460,000 m3/d] gracias al programa de perforación de 12 pozos nuevos. La producción se duplicó nuevamente de 11 a 22 MMpc/D [315,000 a
630,000 m3/d] con las reparaciones y los pozos
nuevos terminados principalmente con estimulaciones con tubería flexible. La producción
del campo alcanzó su mayor nivel en 80 años.
Profundidad del pozo, pies
3480
3540
3600
Concentración
de apuntalante
en lbm/pies2
3660
0.0 a 0.1
0.1 a 0.2
0.2 a 0.3
0.3 a 0.4
0.4 a 0.5
0.5 a 0.6
0.6 a 0.7
0.7 a 0.8
> 0.8
Profundidad del pozo, pies
3570
3630
3690
3750
3810
0.1 0.2 0
0
2.8
3.6 -0.2 -0.1
Esfuerzo, 1000 lpc Ancho de fractura en el pozo, pulg
Invierno de 2001/2002
6
> Análisis de los resultados del fracturamiento con tubería flexible en el campo
Hiawatha. La producción de los pozos terminados con tratamientos de aislamiento y estimulación selectivos CoilFRAC (rojo) se comparó con la producción
de los pozos fracturados anteriormente con métodos convencionales (negro).
La producción diaria promedio del pozo para cada mes se normalizó a tiempo
cero y se representó para los primeros seis meses. La producción inicial de
las terminaciones CoilFRAC fue de alrededor de 787 Mpc/D [22.500 m3/d], ó
114%, por sobre los valores históricos.
3420
2
5
100
200
300
Longitud de fractura, pies
400
500
< Evaluación de fracturamientos hidráulicos de
una sola etapa en el campo Hiawatha. Sin el aislamiento selectivo de arenas individuales, las variaciones en los gradientes de fractura dificultan
la optimización de las longitudes de fractura con
un solo tratamiento convencional y disparos de
entrada limitada. En dos zonas de la formación
Wasatch que serían agrupadas para estimular
varios intervalos con un solo tratamiento, los diagramas del simulador de fracturamiento hidráulico StimCADE indican que aproximadamente dos
tercios del apuntalante queda en el intervalo superior (arriba). Esto da como resultado una fractura más extensa y más conductiva, cuya longitud es casi un 50% mayor que en el intervalo
inferior (abajo). Si hay más de dos zonas, este
problema se complica aún más por las variaciones en las arenas discontinuas de un pozo a otro.
73
Se estima que la estimulación de cada zona en
forma individual durante las operaciones de terminación del pozo es la clave para mejorar la producción y aumentar la recuperación de reservas
en este campo maduro.
Herramientas de fondo de pozo
de última generación
Las herramientas de aislamiento de intervalo han
evolucionado junto con los tratamientos CoiIFRAC
y los requisitos específicos provenientes de las
diversas aplicaciones de estimulación. Las operaciones de fracturamiento con tubería flexible se
llevan a cabo bajo condiciones dinámicas de estimulación de yacimientos. Los tratamientos se
desarrollan en pozos activos a las presiones y
temperaturas de formación. Con la estimulación
selectiva de cada intervalo estas condiciones
varían. En consecuencia, las aplicaciones cada vez
más exigentes en pozos de mayor profundidad
requieren herramientas más confiables de aislamiento de anclajes múltiples.
Guiados por la necesidad de reducir al mínimo
los riesgos operacionales y financieros, así como
también el impacto de los eventos imprevistos,
tales como el arenamiento de apuntalante,
Schlumberger desarrolló la línea de herramientas
de fondo de pozo Mojave CoiIFRAC (derecha).
Este avanzado sistema de aislamiento de intervalo consta de tres tecnologías: la desconexión
con presión equilibrada o balanceada, el conjunto
modular de aislamiento de intervalo con un
empalme roscado con orificios, y la válvula de
descarga de la lechada. Estos tres componentes
combinados permiten el emplazamiento selectivo
de ácido o apuntalante mediante estimulaciones
secuenciales y de tratamientos de matriz con
ácido, de control de producción de arena sin filtros, o con inhibidores de incrustaciones en un
solo viaje con tubería flexible.
El desconector con presión equilibrada presenta un desconector por esfuerzo de corte de presión equilibrada con la presión de tratamiento de
la tubería flexible. Sólo las cargas mecánicas de la
tubería flexible se transportan a los pernos de
seguridad de rotura por cizallamiento; la presión
de tratamiento no afecta la función de liberación
del perno de seguridad. Esto reduce la posibilidad
de dejar la herramienta en un pozo como resultado
de la elevación inesperada de las presiones de tratamiento en el pozo durante las estimulaciones
CoiIFRAC, tales como un arenamiento inducido. El
desconector con presión equilibrada permite profundizar la tubería flexible ya que no requiere pernos adicionales para soportar las cargas de
presión durante los tratamientos. Si la herramienta queda atascada, se puede pescar con un
pescante externo o de cuello de pesca interno.
74
Mandril
de filtro
superior
Elemento
de sello
superior
Desconexión con
presiones
equilibradas
Secciones modulares
Espacio anular del
mandril interno y
pasaje de derivación
del fluido
Empalme roscado con orificios
Elemento de
sello inferior
Pasaje de
derivación
del fluido
Elemento de
sello invertido
Mandril de
filtro inferior
Orificio de
descarga
Válvula de
descarga de
la lechada
> Herramientas de aislamiento Mojave CoilFRAC. La gama de herramientas CoilFRAC se ha ampliado e
incluye ensamblajes de aislamiento especialmente diseñados; desde empacadores mecánicos simples hasta combinaciones de empacadores y copas de elastómero, y las primeras versiones de herramientas de copas de elastómero enfrentadas y de aislamiento de intervalo. Las tecnologías de sellos
más confiables han contribuido a la eficiencia de los ensamblajes de aislamiento CoilFRAC para el aislamiento de intervalos. Un pasaje del flujo anular dentro del ensamblaje permite su fácil anclaje y
recuperación.
La herramienta de aislamiento de intervalo
Mojave CoiIFRAC tiene copas de elastómero
enfrentadas para revestimientos de 41⁄2 a 7 pulgadas. La herramienta funciona en pozos verticales u
horizontales y no tiene cuñas mecánicas ni partes
móviles. Una vía interna de derivación o puenteo
del fluido en el armazón de la herramienta, permite operar a mayores profundidades (hasta
10,000 pies, en lugar de menos de 4000 pies). Esta
función aliviana las cargas de la tubería flexible
durante los viajes de entrada y salida de los pozos
para reducir el desgaste del elastómero, minimizar
las fuerzas producidas por las operaciones de sua-
veo o pistoneo y por el flujo en las formaciones, y
para disminuir el riesgo de atascamiento de la
herramienta entre las zonas. El diseño modular y
el empalme roscado de 0.6 m [2 pies] con orificios,
permiten ensamblar secciones de 1.2 m [4 pies]
hasta alcanzar un espacio máximo de 9.1 m [30
pies] entre las copas de elastómero.
El empalme roscado CoilFRAC también
incluye una vía interna de derivación del fluido y
es resistente a la erosión cuando se bombea
hasta 136,100 kg [300.000 Ibm] de arena. Es posible bombear hasta 226,800 kg [500,000 Ibm] de
apuntalantes sintéticos de cerámica y revestidos
Oilfield Review
TEXAS
> Pozo Martínez B54 en el campo Rincón Norte, al sur de Texas (cortesía de Samedan Oil Corporation).
con resina, que son menos erosivos. Se requiere
circulación inversa para limpiar la tubería flexible
y la herramienta de aislamiento de intervalo
Mojave CoiIFRAC cuando funcionan sin una válvula de descarga de la lechada. Durante la circulación inversa, se sella una copa inferior
invertida en el fondo para mejorar la limpieza
posterior al tratamiento. Se construye un puerto
de mediciones en la herramienta para registrar la
presión y temperatura en el pozo.
Dado que la válvula de descarga de la
lechada (SDV, por sus siglas en inglés) se opera
por flujo, no es necesario mover la tubería flexible. La válvula SDV se provee en dos tamaños
compatibles con revestimientos estándar de 41⁄2 a
7 pulgadas. Las herramientas Mojave CoilFRAC
funcionan en pozos verticales u horizontales. La
incorporación de una válvula SDV permite descargar la lechada de la tubería flexible entre
zonas y facilita las estimulaciones en yacimientos de baja presión y formaciones con gradientes
de presión inferiores al gradiente hidrostático, ó
0.4 lpc/pie [9 kPa/m].
La herramienta SDV se cierra y actúa como
una válvula de relleno cuando se corre en un
pozo. También reduce los daños de la formación
durante los tratamientos de múltiples zonas en
un pozo. No se requiere la circulación inversa
para la limpieza de la tubería flexible, lo cual
reduce los requisitos de fluidos para la estimulación, elimina el impacto ambiental de la lechada
que retorna a la superficie, reduce el desgaste
del elastómero al igualar la presión en las copas
sellantes de elastómero y disminuye el desgaste
abrasivo de las tuberías flexibles y de los equipos
de superficie.
Invierno de 2001/2002
Optimización de la recuperación
en el sur de Texas
Samedan Oil Corporation opera el campo Rincón
Norte en el sur de Texas. Este campo produce gas
de diversas zonas de la formación Vicksburg,
localizada a 1800 a 2100 m [6000 a 7000 pies] de
profundidad. El pozo Martínez B54, terminado en
una sola zona de 7.6 m [25 pies] de espesor, tenía
una producción inicial de 4.5 MMpc/D antes de
declinar a 1 MMpc/D. En diciembre del año 2000,
Samedan evaluó el fracturamiento de esta zona
por primera vez, así como también la terminación
de la zona más profunda en el pozo Martínez B54.
Los registros del pozo abierto habían identificado
varias otras zonas productivas que se habían
pasado por alto intencionalmente, porque se las
consideraba económicamente marginales. En
febrero de 2001, Schlumberger formó un equipo
multidisciplinario para integrar los conocimientos petrofísicos y de yacimientos con los servicios de diseño, ejecución y evaluación de
terminaciones mediante la iniciativa de optimización de estimulaciones PowerSTIM.12
Samedan y el equipo PowerSTIM analizaron
los datos del pozo para determinar el tamaño del
yacimiento y las reservas remanentes en la zona
productiva. Estos cálculos mostraron un área de
drenaje de 7700 m2 [19 acres] y confirmaron que
una discontinuidad geológica circundante actuaba como sello. Los análisis NODAL y de producción reprodujeron la producción de 1MMpc/D e
indicaron que, sobre la base de un área de drenaje limitada y de un reducido daño de la formación, las reservas remanentes se podrían
recuperar en unos pocos meses.13 Este intervalo
no era candidato a estimulación.
Samedan decidió agotar la zona existente
antes de terminar las zonas pasadas por alto más
atractivas. La reinterpretación de los registros
reveló la existencia de un intervalo de 23 m [77
pies] de buena calidad, con considerables reservas recuperables en cinco zonas profundas localizadas a través de 213 m [700 pies] de espesor
total. Las técnicas de estimulación convencionales requerían disparos de entrada limitada para
la divergencia de los altos volúmenes de fluido y
apuntalante bombeados a altas velocidades para
cubrir y fracturar todo este intervalo.
El operador consideró la instalación de tuberías de producción y el anclaje de un empacador
debajo de los disparos existentes, y terminar sólo
una o dos de las zonas pasadas por alto de más
arriba. Sin embargo, este enfoque dejaría un
importante volumen de reservas adicionales sin
aprovechar detrás de la tubería. El equipo
PowerSTIM recomendó los servicios CoiIFRAC de
aislamiento selectivo, con diseños de fracturamiento optimizados para terminar y estimular en
forma individual las cinco zonas pasadas por
alto. Se escogió una sarta de tubería flexible de
2 pulgadas para transportar los fluidos de fracturamiento y apuntalante a las velocidades de
inyección requeridas. Un registro de la herramienta Delgada de Mapeo de Cemento (SCMT,
por sus siglas en inglés) confirmó la integridad
del cemento y un aislamiento zonal adecuado
detrás de la tubería a través de los intervalos de
terminación propuestos. Los disparos existentes
se sellaron mediante cementación forzada antes
de las operaciones de tratamiento CoiIFRAC.
En mayo de 2001, Samedan y Schlumberger
llevaron a cabo una estimulación selectiva
CoiIFRAC en cinco etapas (arriba). En el primer día,
se perforaron las cinco zonas con cargas de calidad superior de penetración profunda PowerJet,
para maximizar el tamaño del orificio de entrada
de los disparos y su penetración en el yacimiento.
12. AI-Qarni A0, Ault B, Heckman R, McClure S, Denoo S,
Rowe W, Fairhurst D, Kaiser B, Logan D, McNally AC,
Norville MA, Seim MR y Ramsey L: “De las propiedades
de los yacimientos a las soluciones de estimulación,”
Oilfield Review 12, no. 4 (Primavera de 2001): 44-65.
13. El análisis NODAL combina la capacidad de un yacimiento de producir fluidos hacia un pozo con la capacidad de los tubulares para conducir el flujo a la
superficie. El nombre de la técnica refleja lugares discretos—nodos—donde ecuaciones independientes describen la entrada y la salida de fluidos, estableciendo
una relación entre las pérdidas de presión y las velocidades de flujo desde los límites externos del yacimiento
hasta los tanques de almacenamiento, pasando por los
equipamientos de terminación y las tuberías de producción del pozo, y por las líneas de conducción instaladas
en superficie. Este método permite calcular la productividad de los pozos y ayuda a determinar los efectos del
daño, o factor de daño, de las presiones de las estimulaciones, la presión en boca de pozo y de los separadores,
los tamaños de tubulares y las caídas de presión a través de los disparos y de los reguladores de flujo.
También permite estimar la producción futura en base a
los parámetros del yacimiento y del pozo.
75
Espesor
Espesor neto,
neto, pies
pies
Porosidad,
Porosidad, %
%
Saturación
Saturación de
de agua,
agua, %
%
Profundidad
Profundidad de
de
los
los disparos,
disparos, pies
pies
Producción
Producción de
de gas,
gas, MMpc/D
MMpc/D
11
22
26
26
88
21
21
16
16
41
41
41
41
X370
X370 aa X380
X380
X502
X502 aa X510
X510
4.3
4.3
0.17
0.17
33
44
10
10
88
15
15
15
15
60
60
48
48
X860
X860 aa X870
X870
X922 a X922
X930 aX990
X930a X998
0.32
0.32
0.21
0.21 0
6.4
6.4
4.2
4.2 0
55
15
15
16
16
52
52
X990 a X998
0
0
Total
Total
55
100
100
Kgas_F1
mD
0.1
Análisis de fluido
Agua
0.5
vol/vol 0
Agua ligada
Gas
Gas
Cuarzo
Petróleo
Petróleo
Kgas_F1
Gas
Agua
100 mD
0.1
Petróleo
Hidrocarburo movible
Kpetróleo_F1
Agua
SW
Agua movible
Profundidad 100 mD
0.1
Saturación de agua Agua irreducible Hidrocarburo movible
1:240 pies
Intrínseca
pie3/pie3 0 0.5 pie3/pie3 0 Agua movible
100 mD
0.1 1
X360
100
X380
X400
X420
X440
X460
X480
X500
X520
X840
X860
X880
X900
X920
X940
X960
X980
76
Contribución
Contribución al
al total
total
de
de la
la producción,
producción, %
%
Zona
Zona
86
86
3.4
3.4
< Resultados de la estimulación para tratamientos
CoilFRAC en cinco zonas del pozo Martínez B54.
Después de las operaciones de disparos y
durante una prueba previa a la estimulación, la
producción mezclada de las zonas alcanzó 1.1
MMpc/D [31,500 m3 /d].
En el segundo día, se aisló cada zona en
forma secuencial con la herramienta Mojave
CoilFRAC de aislamiento de intervalo de 5 pulgadas y se estimuló la fractura con el fluido no
dañino CIearFRAC, y 136,000 Ibm [61,700 kg] de
apuntalante sintético de cerámica. Las cinco
zonas se trataron dentro de un período de 24
horas. Las velocidades de bombeo fluctuaron
entre 8 y 10 bbl/min [1.3 a 1.6 m3/min] y las presiones de tratamiento alcanzaron hasta 11,000
lpc [76 MPa]. Debido a las producciones de gas
potencialmente altas, se incorporaron aditivos de
fibra PropNET al final de los programas de bombeo para impedir el contraflujo de apuntalante.14
Una vez que todas las zonas estuvieron mezcladas y probadas, el pozo fluía a razón de 5.1
MMpc/D [146,000 m3/d] y 120 B/D [19 m3/d] de
condensado, lo que coincidió estrechamente con
los pronósticos de producción. Un registro de producción indicó que cuatro de las cinco zonas de la
formación Vicksburg habían sido estimuladas con
éxito (arriba e izquierda). Un mes más tarde, el
pozo aún producía cerca de 5 Mpc/D; no mostró la
declinación esperada. El tratamiento se amortizó
en sólo tres meses. Los ingenieros de Samedan
evaluaron otros tres pozos, pero ninguno de estos
pozos nuevos resultó ser buen candidato para el
fracturamiento hidráulico con tubería flexible.
La terminación de cinco zonas en un solo
viaje disminuyó el riesgo de daños en la formación, producidos por múltiples intervenciones del
pozo y el riesgo de suaveo del fluido asociado con
las operaciones de fracturamiento y con las
tuberías de producción convencionales, así como
con las herramientas estándar de fondo de pozo.
Este tratamiento CoiIFRAC se efectuó en sólo dos
días, mientras que el trabajo de fracturamiento
convencional en cinco etapas podría haber
tomado hasta dos semanas.
Oilfield Review
Tratamiento con
inhibidor químico
Formación
Terminación sin filtro
Revestimiento
Disparo
Apuntalante recubierto con resina o arena
sujeta en su lugar por las fibras PropNET
Fractura
Formación porosa o fractura apuntalada que contiene un
prelavado con inhibidor de incrustaciones o apuntalante
impregnado con inhibidor de incrustaciones
> Tratamientos no convencionales con tubería flexible. Los tratamientos CoilFRAC también son aplicables a operaciones de control de producción de arena y de inhibición de incrustaciones químicas. La
tubería flexible es mucho más eficaz que las técnicas de tratamiento convencional, para colocar inhibidores de incrustaciones en el prelavado antes del fracturamiento o apuntalante impregnado con
inhibidores de incrustaciones (izquierda). Las nuevas terminaciones sin filtro permiten controlar la
producción de arena sin cedazos mecánicos ni empaques de grava en el pozo, mediante el uso de
tecnologías tales como apuntalantes revestidos con resina y fibras PropNET para controlar el contraflujo de apuntalante y la producción de arena (derecha). El principal desafío de aplicar estas técnicas
es asegurar la cobertura de todas las zonas productivas disparadas.
Aplicaciones adicionales
La combinación de tecnologías de estimulación
de yacimientos y de tratamiento de pozos con
tubería flexible está expandiendo la técnica de
estimulación selectiva CoiIFRAC para incluir aplicaciones tales como el fracturamiento con ácido,
y técnicas de terminación especiales, tales como
la inhibición de las incrustaciones, el control del
contraflujo de apuntalante y el control de la producción de arena sin filtros (arriba).
Con los avances introducidos en los fluidos
que reducen la fricción, las velocidades de inyección son suficientes para que las tuberías flexibles y las herramientas CoiIFRAC se utilicen
como divergentes mecánicos durante el fracturamiento con ácido. Esta capacidad es cada vez
más importante en los yacimientos carbonatados
maduros, cuando pequeñas zonas dentro de
intervalos de producción más grandes requieren
estimulación. Las estimulaciones CoiIFRAC ayudan a los operadores a explotar las reservas de
manera uniforme a través de todo un intervalo
que contiene hidrocarburos y facilitan el manejo
de los yacimientos.
La acumulación de incrustaciones, asfaltenos
o la migración de finos y la obstrucción de los disparos y de los dispositivos de terminación, afectan
la permeabilidad y pueden restringir o impedir por
completo la producción. El emplazamiento selectivo preciso de los tratamientos CoilFRAC permite
que los inhibidores de incrustaciones se transporten a una mayor profundidad en la formación
durante los tratamientos de fracturamiento o la
Invierno de 2001/2002
estimulación con ácidos. La integración de los
inhibidores de incrustaciones y de los fluidos para
estimulaciones en un solo paso, asegura el tratamiento de todo el intervalo productivo, incluyendo
el empaque de apuntalante.
La ejecución de múltiples tratamientos de fracturas más pequeñas es una alternativa que permite reducir la acumulación de incrustaciones y la
producción de arena. Esta técnica reduce la caída
de presión que ocurre frente a la formación, lo que
disminuye, y en algunos casos impide, la formación de incrustaciones y de asfaltenos. Durante la
producción, la caída de presión aumenta la tensión vertical en los intervalos productivos y exacerba la producción de arena. Una alternativa es
tratar intervalos más pequeños y reducir la caída
de presión frente a la formación.
ble, con su capacidad de tratar numerosas zonas,
aumenta la eficiencia de las terminaciones sin filtro y reduce los costos generales a la vez que
aumenta el potencial del espesor neto. Los tratamientos en Norteamérica han reducido en cinco
veces el contraflujo de apuntalante.
PT. Caltex Pacific Indonesia, una filial de
ChevronTexaco, opera el campo Duri en la cuenca
de Sumatra Central.15 La recuperación primaria es
baja, de manera que se utiliza inyección de vapor
para mejorar los factores de recuperación. Esta
inyección de miles de millones de barriles de
vapor cubre 14 millones m2 [35,000 acres] y produce 280,000 B/D [44,500 m3/d] de petróleo
crudo de alta viscosidad. Las arenas petrolíferas,
altamente no consolidadas, son formaciones del
Mioceno con permeabilidades tan altas como
Terminaciones sin filtro para controlar la
producción de arena
Innovadoras terminaciones sin filtro permiten
controlar la producción de arena sin necesidad
de instalar cedazos mecánicos y empaque de
grava en el pozo, mediante el uso de técnicas
tales como apuntalantes revestidos con resina y
fibras PropNET para controlar el contraflujo de
apuntalante y la producción de arena. El principal
desafío al aplicar la tecnología sin filtro es asegurar la cobertura de todas las zonas productivas
disparadas. En general, la longitud del intervalo
es el factor de control. Los intervalos más gruesos
normalmente reducen los indicadores de éxito del
tratamiento. El fracturamiento con tubería flexi-
14. Armstrong K, Card R, Navarrete R, Nelson E, Nimerick K,
Samuelson M, Collins J, Dumont G, Priaro M, Wasylycia
N y Slusher G: “Advanced Fracturing Fluids Improve Well
Economics,” 0ilfield Review 7, no. 3 (Otoño 1995): 34-51.
15. Kesumah S, Lee W y Marmin N: “Startup of Screenless
Sand Control Coiled Tubing Fracturing in Shallow,
Unconsolidated Steamflooded Reservoir,” artículo de la
SPE 74848 presentado en la Conferencia y Exhibición
Técnica sobre Tubería Flexible de las SPE/ICOTA,
Houston, Texas, EUA, 9 al 10 de abril de 2002.
77
Prof, pies
X200
TAILANDIA
LAOS
Campo Duri
X300
MALASIA
Área bajo
recuperación por
inyección de vapor
DO
IN
NE
SIA
X400
X500
Revestimiento de superficie
de 7 pulgadas
Revestimiento de producción
de 4 pulgadas
Tubería de producción
de 23⁄8 pulgadas
X600
Bomba de 13⁄4 pulgadas
X700
Disparos
> Horizontes productivos y típica terminación de pozo en el campo Duri, Indonesia.
4000 mD (arriba). El espesor productivo combinado suma unos 43 m [140 pies] a lo largo del
intervalo comprendido entre X430 y X700 pies.
Además de 3600 pozos de producción, el operador
mantiene alrededor de 1600 pozos de inyección de
vapor y de observación de la temperatura.
Los requerimientos de calor son menores en
áreas con altas temperaturas en donde se ha
estado inyectando vapor por un período prolongado. La inyección de vapor se puede reducir, lo
que permite al operador convertir los pozos
inyectores y de observación en productores. La
baja presión de los yacimientos produce problemas de perforación, terminación y producción,
incluidas las pérdidas de circulación, el colapso
del pozo y la producción de arena. La producción
de arena severa conduce a intervenciones fre-
78
cuentes de pozos para reemplazar equipos de
levantamiento artificial dañados y atascados. La
naturaleza marginal de estos pozos, inicialmente
terminados con revestimiento de un diámetro
externo único de 4, 7, ó 95⁄8 pulgadas, limita los
filtros de grava convencionales para el control de
la producción de arena. En la mayoría de los
pozos, no se instalan cedazos, debido al acceso
restringido del pozo. Los tamaños de bombas son
más pequeños y, en consecuencia, los regímenes
de producción no son favorables.
En una reciente prueba de campo, llevada a
cabo en varios pozos, el operador del campo Duri
utilizó las técnicas CoiIFRAC para realizar terminaciones sin filtro usando arena curable revestida con resina y diseños de fracturamiento con
limitación del largo de la fractura a través de are-
namiento inducido (TSO, por sus siglas en inglés)
para evitar contraflujos de apuntalante y migración de granos de la formación.16 Una vez que se
coloca y cura la arena revestida con resina, los
empaques de apuntalante se colocan en el lugar
para crear un filtro estable contra la formación en
los túneles de los disparos y en las regiones cercanas al pozo.
16. En el fracturamiento estándar, la punta de la fractura es
el área final donde se empaca con apuntalante. Un
diseño de arenamiento inducido para controlar el crecimiento longitudinal de la fractura (TSO, por sus siglas en
inglés) hace que la zona cercana al extremo de las fracturas se rellene, o se obstruya, con apuntalante en las
primeras etapas de un tratamiento. A medida que se
bombea más fluido cargado de apuntalante, las fracturas ya no se pueden seguir propagando dentro de la formación y comienzan a ensancharse. Esta técnica crea
un trayecto más ancho y más conductor a medida que el
apuntalante se empaca cerca del pozo.
Oilfield Review
Invierno de 2001/2002
correcto de la herramienta de aislamiento de
intervalo. El operador verificó la adherencia y la
calidad del cemento para asegurar el aislamiento
detrás de la tubería e impedir la canalización del
apuntalante. La arena extra revestida con resina
depositada después de cada tratamiento, aisló a
ese intervalo de los posteriores tratamientos. Una
vez tratadas todas las zonas, el operador dejó el
pozo en reposo durante horas para permitir que se
asentara la resina y así obtener una resistencia
adecuada. La arena revestida con resina parcialmente curada en el pozo, se limpió por completo
antes de poner el pozo en producción.
Con excepción de un pozo, las terminaciones
sin filtro aumentaron significativamente la producción acumulada de petróleo durante nueve
meses de evaluación (abajo). La frecuencia promedio de falla antes de las terminaciones sin filtro con tratamientos CoilFRAC era de 0.5 por
pozo por mes. El operador asignó 36 días de
equipo de reparación y 32,000 bbl [5080 m3] de
producción de petróleo diferida para limpiar la
arena de los cuatro pozos. Después de aplicar los
tratamientos CoilFRAC sin filtro, la frecuencia de
falla disminuyó a 0.14 por pozo por mes, lo que
dio como resultado cinco meses extra de producción de petróleo por pozo por año. Los tratamientos CoiIFRAC sin filtro se amortizaron entre 35 y
59 días. Sin embargo, se descubrieron algunas
limitaciones en el uso de arena revestida con
resina en condiciones de inyección de vapor a
temperaturas extremadamente altas.
Servicios al pozo y frecuencia de reparaciones, trabajos por mes
Pozo
Antes de la terminación sin filtro
Después de la terminación sin filtro
1
2
3
4
4
3
8
3
0
3
3
0
Pozo
Antes de la terminación sin filtro
Después de la terminación sin filtro
1
2
3
4
213
105
169
360
0
115
58
0
Relleno de arena acumulado, pies
Producción acumulada a los 270 días, bbl
Pozo
Antes de la terminación sin filtro
Después de la terminación sin filtro
Fluido total Total de petróleo Fluido total Total de petróleo Petróleo adicional
1158
56,520
42,136
90,430
1
2
3
4
191
10,083
11,407
8274
83,580
60,686
96,321
68,920
20,485
4456
25,378
14,910
20,294
-5597
13,971
6636
100,000
10,000
Producción, bbl por pozo
La utilización de apuntalante revestido con
resina para controlar la producción de arena sin filtros mecánicos no es algo nuevo. En 1995, en un
proyecto piloto en el campo Duri, se utilizó el fracturamiento convencional con arena revestida con
resina para completar las arenas de la formación
Rindu alrededor de X450 pies de profundidad. Se
intentaron tratamientos de fracturamiento de una
etapa con limitación del largo de la fractura para
emplazar apuntalante revestido con resina en
varias zonas a través de 15 a 30 m [50 a 100 pies]
de espesor. Esta técnica no produjo resultados
aceptables porque el intervalo total era demasiado largo y no todos los disparos recibían arena
revestida con resina. Asimismo, la arena de formación producida cubría algunas zonas inferiores
y la inyección de vapor no curaba la arena revestida con resina en toda la sección.
Los principales objetivos de la última prueba
efectuada en el campo fueron asegurar que el tratamiento cubriera por completo todos los disparos y
efectuar fracturamientos con limitación del largo de
las fracturas para obtener el correcto empaque de
apuntalante en las mismas. El contacto grano a
grano y la tensión de cierre mejoran el proceso de
curado y aseguran un resistente filtro compactado.
Los fluidos a base de calor o de alcohol curan las
resinas fenólicas. El operador utiliza ambos métodos para garantizar un asentamiento completo de
las resinas. El aislamiento selectivo y el emplazamiento logrado con el tratamiento CoilFRAC permitieron una cobertura precisa y completa de los
disparos, lo que hizo de las terminaciones sin filtro
una alternativa válida frente al empaque de grava o
el fracturamiento seguido de empaque de grava con
filtros, así como a las terminaciones sin filtro anteriores que se intentaron en forma convencional.
Se diseñaron programas de bombeo y tratamientos de fracturas para lograr el largo y la conductividad de la fractura requeridas. Las
velocidades de bombeo relativamente bajas controlan la cobertura vertical, mientras que se
necesitan mayores concentraciones de apuntalante para asegurar la conductividad de la fractura y lograr el arenamiento inducido que limita
el crecimiento longitudinal de la fractura.
Normalmente la velocidad de bombeo máxima es
de alrededor de 6 bbl/min [1 m3/min] en concentraciones de 8 libras de apuntalante agregado
(laa). La cantidad de etapas de tratamiento en un
pozo dado se determinó mediante la evaluación
de la longitud del intervalo con disparos y el
espaciamiento entre zonas.
Se necesitaba que la longitud del intervalo
fuera inferior a 25 pies para asegurar la cobertura completa, con un mínimo de 2 m [7 pies]
entre intervalos a fin de permitir el anclaje
1000
Después de la terminación sin filtro
Antes de la terminación sin filtro
100
10
0
90
180
Petróleo adicional acumulado, bbl por pozo
270
> Resultados de la terminación sin filtro y tratamiento CoilFRAC en el campo
Duri, Indonesia.
79
A comienzos de las aplicaciones de terminaciones sin filtro, el operador reconoció la necesidad de controlar el contraflujo de apuntalante
inerte. El revestimiento de resina utilizado inicialmente en terminaciones sin filtro y con tratamientos CoilFRAC era térmicamente estable a 191°C
[375°F], pero podía fallar en ambientes con vapor
de 204°C [400°F]. Como resultado de esto, la
inyección periódica de vapor y el contraflujo para
estimular la producción de petróleo provocarían
ciclos de tensión y falla del empaque de apuntalante que originó la producción de arena. El control del contraflujo de apuntalante, mediante la
utilización de fibras PropNET que resisten hasta
450°F [232°C] ha resultado ser una solución para
este problema.
El operador seleccionó una arena local combinada con fibras PropNET en lugar de arena revestida con resina para ocho terminaciones sin filtro
recientes en el campo Duri. Las fibras PropNET se
agregaron en todas las etapas de tratamiento para
asegurar la cobertura completa del intervalo.
También se han incorporado técnicas de disparos
optimizadas para el control de la producción de
arena sin filtros. Estos pozos tienen datos de producción mínimos, pero los resultados de la producción inicial son estimulantes.
Hitos en las estimulaciones selectivas
El aislamiento y la estimulación selectivos con
tubería flexible han establecido un punto de referencia para futuras reparaciones de pozos exis-
> Tratamiento CoilFRAC de fracturamiento hidráulico en el campo Medicine
Hat, Alberta, Canadá.
80
tentes y terminaciones de pozos nuevos. La metodología CoiIFRAC permite la provisión controlada
y el emplazamiento preciso de apuntalante y fluidos de tratamiento en intervalos de producción
existentes o pasados por alto, con un costo adicional casi inexistente porque los menores volúmenes de fluidos y la eliminación de operaciones
redundantes reducen los gastos de movilización,
de equipos y de materiales.
Los tratamientos CoiIFRAC son útiles para el
fracturamiento de zonas simples o múltiples no
explotadas, para la protección del revestimiento
y de los ensamblajes de terminación, y para el
desarrollo de reservas de metano en capas de
carbón. Esta técnica también es valiosa en entornos donde se pueden requerir métodos de
inhibición química, modificaciones en el desplazamiento de fluidos de yacimiento, así como en el
control de la producción de agua o de arena.
Schlumberger ha ejecutado más de 12,000 fracturamientos con tratamientos CoiIFRAC en más
de 2000 pozos. Actualmente, los tratamientos
con tubería flexible se pueden realizar en pozos
verticales, altamente desviados y horizontales,
cuyas profundidades verticales medidas alcanzan
los 3720 m [12,200 pies]. Las velocidades de
bombeo pueden oscilar entre 8 y 25 bbl/min [1.3
a 4 m3/min] con concentraciones de 5 a 12 libras
de apuntalante agregado.
El fracturamiento con tubería flexible se desarrolló originalmente para yacimientos someros
de gas y de múltiples capas de Canadá, y posteriormente se introdujo en EUA (izquierda). Sin
embargo, la aplicación de estos tratamientos
CoiIFRAC se está refinando en todo el mundo,
desde Indonesia, Argentina y Venezuela hasta
México y ahora, Argelia.
El mayor volumen total de apuntalante emplazado en un solo pozo fue de 385,555 kg [850,000
Ibm], para el tratamiento de un pozo en el norte
de México. Un pozo en el sudeste de Nuevo
México, EUA, fue el primer pozo horizontal en ser
estimulado por fracturamiento con la herramienta
Mojave CoiIFRAC. Se trataron dos zonas separadas a una profundidad de 2781 y 2885 m [9123 y
9464 pies]. Recientemente tuvo lugar el tratamiento CoiIFRAC realizado a mayor profundidad
hasta la fecha—3350 m [10,990 pies]—para
Sonatrach en Argelia. El avance registrado hasta
ahora en estimulaciones selectivas ha sido
impresionante. Se espera que la investigación
continua y la experiencia de campo permitan
ampliar más aún el rango de aplicaciones y el
alcance de esta innovadora técnica.
—MET
Oilfield Review