Métodos de control de la producción de arena sin cedazos

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1 Métodos de control de la producción de arena sin cedazos La combinación de tecnologías probadas en los campos petroleros permite a los operadores obtener una producción libre de sólidos en muchos de los desarrollos de petróleo y gas que se se llevan a cabo en la actualidad y que presentan serios retos. Este enfoque provee alternativas viables y efectivas en materia de costos con respecto a los métodos convencionales de control de la producción de arena para la terminación o rehabilitación de pozos que producen arena, especialmente cuando se aplican sin utilizar equipos convencionales de perforación o reparación de pozos. Andrew Acock Aberdeen, Escocia Norbert Heitmann Caracas, Venezuela Steve Hoover Houston, Texas, EUA Badar Zia Malik Stavanger, Noruega Enzo Pitoni División de E&P de Eni S.p.A. Milán, Italia Claud Riddles J.M. Huber Corp. Houston, Texas J. Ricardo Solares Saudi ARAMCO Udhailiyah, Arabia Saudita ClearFRAC, CoilFRAC, CoilFRAC ST, DataFRAC, DSI (herramienta de generación de Imágenes Sónica Dipolar), FMI (herramienta de generación de Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total), HSD (Pistolas de Alta Densidad de Disparos), NODAL, OrganoSEAL, OrientXact, PowerSTIM, PropNET, SandCADE, SANDLOCK, SPAN (Programa de Análisis de Operaciones de Disparos de Schlumberger) y SqueezeCRETE son marcas de Schlumberger. Por su colaboración en la preparación de este artículo se agradece a Joseph Ayoub, Ernie Brown, Leo Burdylo, Jorge Manrique, Lee Ramsey y Saliya Wickramasuriya, Sugar Land, Texas, EUA; Simon James, Clamart, Francia; y Hugo Morales, Houston, Texas. La producción de arena causa diversos problemas que van desde el tratamiento y la eliminación del relleno acumulado dentro de la tubería de revestimiento o en el equipo de superficie hasta la provocación de fallas de terminación graves. Estos problemas a menudo se agravan, poniendo en peligro las futuras intervenciones de los pozos y la capacidad de los mismos en el largo plazo. Si la arena erosiona los componentes de terminación, las cabezas de pozos, o los tubulares e instalaciones de superficie, pueden producirse pérdidas, demoras en la producción y obtenerse bajos factores de recuperación, o hasta perderse el control del pozo. Ante una falla catastrófica, se puede perder el acceso a las reservas si los costos de perforación de un pozo de re-entrada o de un pozo nuevo resultan prohibitivos. En ciertos yacimientos, es posible terminar zonas poco consolidadas pero relativamente competentes sin necesidad de instalar cedazos (filtros) mecánicos para impedir que ingrese arena granos de formación y finos de migración, o pequeñas partículas de roca en el pozo. En el pasado, los operadores recurrían al empaque de grava o al fracturamiento y empaque para este tipo de formaciones. Estos dos métodos se basan en las características de puenteo de las partículas y en los mecanismos de filtrado de los cedazos de exclusión de arena utilizados en agujero descubierto o dentro de la tubería de revestimiento con empaques de grava anulares, así como también en las fracturas hidráulicas apuntaladas resultantes de los tratamientos de fracturamiento y empaque. Las terminaciones de pozos sin cedazos utilizan técnicas distintas a las empleadas para los empaques internos convencionales diseñadas a fin de evitar fallas en los túneles de los disparos (perforaciones, cañoneos, punzados) con la consiguiente producción de sólidos de formación (próxima página). Los métodos de terminación de pozos sin cedazos mantienen la productividad del pozo y el influjo libre de arena, mediante la combinación de una o más de las siguientes seis tecnologías probadas en los campos petroleros: fase, orientación y tamaño óptimo de los disparos fracturas hidráulicas anchas con el control del crecimiento longitudinal de la fractura (arenamiento inducido), (TSO, por sus siglas en inglés) a través de todos los disparos control del contraflujo de apuntalante consolidación química o estabilización de la formación cementación de intervalos permeables indeseados, previamente empacados tratamientos selectivos con tubería flexible. Si se planifican e implementan con cuidado, estas técnicas ayudan a controlar la producción de arena, a reducir el costo y el riesgo global, a mejorar la productividad del pozo y a incrementar la recuperación de hidrocarburos. 40 Oilfield Review

2 Fractura apuntalada Cemento Tubería de revestimiento Empaque externo Disparos Control del contraflujo de apuntalante Las fibras PropNET mantienen a los granos del apuntalante en su lugar Aceite Grano de arena de la formación Resina Consolidación de la formación > Terminación de pozos sin cedazos (filtros). Los métodos de terminación de pozos que impiden la entrada de arena sin necesidad de recurrir a cedazos ni empaques anulares, lo hacen combinando operaciones de disparos optimizadas con la consolidación o estabilización química de la formación, y con el fracturamiento hidráulico con el control del crecimiento longitudinal de la fractura (arenamiento inducido), (TSO, por sus siglas en inglés) que incluye fibras para prevenir el contraflujo de apuntalante a fin de crear un empaque externo (arriba a la izquierda). Los apuntalantes cubiertos de resina (RCP, por sus siglas en inglés) y los aditivos de empaque de apuntalante para fracturamiento hidráulico PropNET, o ambos, ayudan a detener la producción de apuntalante y de arena de formación (arriba a la derecha). La consolidación de la formación implica la inyección de un sistema de resina en la formación para crear una adherencia más resistente entre los granos individuales (abajo a la izquierda). Verano de

3 Fracturamiento Herramientas Bombeo Tubería flexible Miles de dólares 100 Disparos Equipo de terminación Terminaciones de pozos sin equipos convencionales y sin cedazos Fracturamiento y empaque con cedazos 0 > Terminación de pozos sin cedazos versus tratamiento de fracturamiento y empaque con cedazos internos. Los métodos de control de la producción de arena sin equipos convencionales de terminación de pozos requieren servicios adicionales de bombeo y de tubería flexible, pero la eliminación de los arreglos de cedazos mecánicos, de los equipos de fondo de pozo más complejos y de las operaciones con equipos convencionales de terminación de pozos, permite reducir sustancialmente los costos. Este artículo analiza los métodos de control de la producción de arena sin cedazos y las técnicas asociadas que se llevan a cabo sin equipos convencionales de reparación de pozos, cuya utilización se fue generalizando entre mediados y fines de la década de Para ilustrar la eficacia de las técnicas nuevas y antiguas empleadas en los campos petroleros en combinaciones innovadoras que previenen la producción de arena, se presentan los resultados de diversas aplicaciones efectuadas en Arabia Saudita, el Golfo de México e Italia. Intervenciones sin equipos convencionales Las terminaciones de pozos sin cedazos evitan las limitaciones y restricciones de productividad causadas por los empaques de grava internos y los cedazos. Las terminaciones de pozos sin cedazos no restringen el tamaño del pozo frente a los intervalos productivos. El mantenimiento del diámetro completo del pozo ofrece mayor flexibilidad para las posteriores operaciones de adquisición de registros y recolección de datos, reparaciones de remediación y nuevas terminaciones, vigilancia rutinaria del yacimiento y manejo de la producción, así como el control del influjo de agua o gas. Además de simplificar las operaciones de terminación de pozos y mitigar los riesgos de instalación, este criterio permite reducir los costos porque se eliminan los arreglos de cedazos y equipos asociados con los mismos, las complejas herramientas de fondo de pozo, así como los volúmenes de fluido y las operaciones de bombeo necesarias para emplazar la grava alrededor de los cedazos (arriba). Las terminaciones de pozos sin cedazos ofrecen control primario de la producción de arena en pozos nuevos o en tramos de drenaje laterales, especialmente para diámetros de tuberías de revestimiento y configuraciones de pozos que impiden la instalación de cedazos mecánicos de exclusión de arena. Por otra parte, se utilizan para la terminación de zonas pasadas por alto en pozos existentes. Los pozos terminados sin cedazos ni empaques de grava que comienzan a producir arena pueden repararse utilizando técnicas de terminación de pozos sin cedazos. Las técnicas de terminación de pozos sin cedazos no requieren equipos convencionales de perforación o reparación de pozos. Estos métodos pueden aplicarse utilizando tubería flexible, lo que reduce aún más los costos de terminación e intervenciones de remediación. Esto hace que los métodos de terminación de pozos sin cedazos resulten particularmente atractivos y efectivos en materia de costos para la terminación inicial de zonas pasadas por alto. Estos métodos también son aplicables para la reparación de pozos cuyos empaques de grava están taponados o sus cedazos se encuentran erosionados. Técnicas en evolución A principios de la década de 1990, las compañías operadoras comenzaron a evaluar diversos métodos para prevenir el influjo de arena, mediante la disminución de las fallas que ocurren en la formación y en los túneles de los disparos en formaciones inestables. Desde ese entonces, los operadores y las compañías de servicios han trabajado en forma conjunta para desarrollar y optimizar las técnicas de control de la producción de arena que no requieren equipos de perforación o de terminación de pozos. Estos esfuerzos se tradujeron en operaciones de disparos optimizadas para el manejo control y prevención de la producción de arena y en un mayor número de fracturas hidráulicas y tratamientos de fracturamiento y empaque para el control de la producción de arena. 1 Amoco utilizó la técnica de fracturamiento vertical indirecto (IVF, por sus siglas en inglés), o up-and-under, en el campo Valhall del Mar del Norte durante la década de Statoil aplicó una técnica similar para controlar la producción de arena en el campo Gullfaks en el Mar del Norte sin instalar cedazos ni efectuar empaques de grava. 3 Estos métodos consisten en disparar las lutitas competentes u otros intervalos de gran resistencia adyacentes a las zonas productivas de interés más débiles, a fin de aplicar luego tratamientos de fracturamiento diseñados para 42 Oilfield Review

4 estimular el crecimiento vertical de la fractura dentro de la formación productiva (derecha). La iniciación de las fracturas hidráulicas desde una zona resistente y estable retarda o impide el comienzo de la producción de arena causada por la caída de presión. 4 La técnica IVF requiere datos detallados de la litología y de los esfuerzos locales, pero resulta eficaz si se aplica con sensatez. Dalen Resources Oil & Gas Company y Ely & Associates dispararon intervalos limitados de 9 m [30 pies] de espesor con fase de 0 y utilizaron la técnica de fracturamiento hidráulico TSO para prevenir la producción de arena. 5 El objetivo era crear una fractura hidráulica estable, ancha, empacada con apuntalante cubierto con resina (RCP, por sus siglas en inglés) para reducir la caída de presión frente a la formación y detener el contraflujo de apuntalante, así como también la arena producida. En el campo Duri, PT. Caltex Pacific Indonesia, ahora una división de Chevron- Texaco, aplicó una técnica similar efectuando disparos con fase de 180. Se trataba de un proyecto de inyección de vapor de agua en un yacimiento de crudo pesado de Indonesia. 6 A mediados de la década de 1990, Amoco Norway, ahora BP Norge, utilizó con éxito el mismo enfoque general para impedir la producción de creta de más de 70 pozos horizontales perforados a través de formaciones débiles de creta del Mar del Norte. 7 Las operaciones de disparos de intervalos cortos de 1.5 m [5 pies] o menores al comienzo (talón), y al final (punta), de los tramos horizontales facilitaron la creación de fracturas hidráulicas a través de todos los intervalos disparados. Pruebas rigurosas confirmaron que, dentro de ciertas limitaciones, el tratamiento con apuntalante RCP podía controlar el contraflujo de apuntalante. La conductividad de la fractura ancho afecta la caída de presión que se puede aplicar antes de la producción de arena a través de los disparos no cubiertos por la fractura y el empaque de apuntalante. Arco E&P Technology, Arco Indonesia, Inc. y Vastar Resources, una subsidiaria de Arco en aquel momento, desarrollaron y aplicaron una técnica para predecir las geometrías y propiedades de la fractura que previenen la producción de arena. 8 Corpoven, anteriormente una unidad de Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA), también aplicó este concepto para controlar la producción de arena de pozos profundos en formaciones sometidas a grandes esfuerzos locales. 9 Además, al forzar el cierre de las fracturas dinámicas inmediatamente después de las operaciones de estimulación, se minimizó la temprana producción de arena. Cemento Tubería de revestimiento Disparos 1. Ali S, Norman D, Wagner D, Ayoub J, Desroches J, Morales H, Price P, Shepherd D, Toffanin E, Troncoso J y White S: Método combinado de estimulación y control de la producción de arena, Oilfield Review 14, no. 2 (Otoño de 2002): Behrmann L, Brooks JE, Farrant S, Fayard A, Venkitaraman A, Brown A, Michel C, Noordermeer A, Smith P y Underdown D: Técnicas de diseño de los disparos para optimizar la productividad, Oilfield Review 12, no. 1 (Verano de 2000): Moschovidis ZA: Interpretation of Pressure Decline for Minifrac Treatments Initiated at the Interface of Two Formations, artículo de la SPE 16188, presentado en el Simposio de Operaciones de Producción de la SPE, Oklahoma City, Oklahoma, EUA, 8 al 10 de marzo de Bale A, Owren K y Smith MB: Propped Fracturing as a Tool for Sand Control and Reservoir Management, artículo de la SPE 24992, presentado en la Conferencia Europea del Petróleo de la SPE, Cannes, Francia, 16 al 18 de noviembre de Morita N, Burton RC y Davis E: Fracturing, Frac-Packing and Formation Failure Control: Can Screenless Completions Prevent Sand Production? artículo de la SPE 36457, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Denver, Colorado, EUA, 6 al 9 de octubre de 1996; también en SPE Drilling and Completions 13, no. 3 de la SPE (Septiembre de 1998): Kirby RL, Clement CC, Asbill SW y Ely JW: Screenless Frac Pack Completions Utilizing Resin Coated Sand in the Gulf of Mexico, artículo de la SPE 30467, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Dallas, Texas, EUA, 22 al 25 de octubre de Putra PH, Nasution RDj, Thurston FK, Moran JH y Malone BP: TSO Frac-Packing: Pilot Evaluation to Full- Scale Operations in a Shallow Unconsolidated Heavy Oil Reservoir, artículo de la SPE 37533, presentado en el Simposio Internacional de Operaciones Termales y de Petróleo Pesado de la SPE, Bakersfield, California, EUA, 10 al 12 de febrero de Capa competente Capa débil Fractura apuntalada Capa competente > Terminación temprana sin cedazos en el Mar del Norte. Amoco utilizó la técnica de fracturamiento vertical indirecto (IVF, por sus siglas en inglés), o up-andunder, en el campo Valhall para controlar la producción de creta y Statoil aplicó una técnica similar en el campo Gullfaks para controlar la producción de arena en yacimientos con capas relativamente gruesas e interestratificadas de areniscas y lutitas. Los tratamientos por fracturamiento hidráulico diseñados para que la fractura se propague dentro de una formación vecina con hidrocarburos se inician disparando una lutita o una zona más sólida. El crecimiento longitudinal y vertical de la fractura se produce rápidamente a lo largo del intervalo de producción más débil. La sección inicial de la fractura queda en la capa más competente y de este modo se excluye la arena de formación del pozo. Malone BP, Moran JH, Nasution RDj, Putra PH y Thurston FK: Start-Up of a TSO Fracturing Campaign in a Shallow, Heavy Oil Steamflood, artículo de la SPE 38096, presentado en la Conferencia de Petróleo y Gas del Pacífico Asiático de la SPE, Kuala Lumpur, Malasia, 14 al 16 de abril de Norris MR, Berntsen BA, Myhre P y Winters WJ: Multiple Proppant Fracturing of a Horizontal Wellbore: An Integration of Two Technologies, artículo de la SPE 36899, presentado en la Conferencia Europea del Petróleo de la SPE, Milán, Italia, 22 al 24 de octubre de Norris MR, Berntsen BA, Skartveit L y Teesdale C: Multiple Proppant Fracturing of Horizontal Wellbores in a Chalk Formation: Evolving the Process in the Valhall Field, artículo de la SPE 50608, presentado en la Conferencia Europea del Petróleo de la SPE, La Haya, Holanda, 20 al 22 de octubre de Fletcher PA, Montgomery CT, Ramos GG, Miller ME, Rich DA, Guillory RJ y Francis MJ: Using Fracturing as a Technique for Controlling Formation Failure, artículo de la SPE 27899, presentado en la Reunión Regional Occidental de la SPE, Long Beach, California, EUA, 23 al 25 de marzo de Ortega L, Brito L y Ben-Naceur K: Hydraulic Fracturing for Control of Sand Production and Asphaltene Deposition in Deep Hot Wells, artículo de la SPE 36461, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Denver, Colorado, EUA, 6 al 9 de octubre de Verano de

5 Fractura dinámica Control del crecimiento longitudinal de la fractura (arenamiento inducido) Ensanchamiento de la fractura Apuntalante Disparo Cemento Los resultados varían de una aplicación a la otra, pero los métodos de terminación de pozos sin cedazos generalmente proveen un control efectivo de la producción de arena. Los operadores atribuyen este éxito al trabajo en equipo, a las prácticas eficientes de terminación de pozos y a las lecciones aprendidas en todo el mundo; además de los efectivos diseños y ejecuciones de tratamientos de fracturamiento, y de los deseos de probar tecnología nueva y técnicas combinadas. Las técnicas de terminación de pozos sin cedazos crean una variedad de oportunidades para la terminación de pozos que compensan infinitamente cualquier limitación debido a la ausencia física de cedazos mecánicos. Abertura del espacio anular Fractura apuntalada Empaque de apuntalante externo Subsiguientemente, para asegurar tratamientos de fracturamiento exitosos, los operadores pusieron mayor énfasis en controlar los gastos de producción (tasas de flujo, velocidad de flujos, ratas, caudales) y las caídas de presión provocadas durante la limpieza y recuperación de los fluidos de tratamiento, y durante las pruebas de pozos y la producción inicial. Debido a que las fallas de los disparos se inician a una presión crítica, el mantenimiento de las presiones diferenciales debajo del nivel crítico durante la producción ayuda a conservar la estabilidad a largo plazo. Los operadores pueden establecer los gastos de producción que optimicen las caídas de presión durante el tratamiento de limpieza y durante la producción de hidrocarburos, para prevenir la falla de la formación y de los túneles de Tubería de revestimiento > Fracturamiento para pozos terminados sin cedazos. Los diseños especializados de estimulación generan fracturas TSO utilizando fluidos de transporte de apuntalante que presentarán pérdidas tempranas en un tratamiento. La deshidratación de esta lechada provoca que los apuntalantes se empaquen en los extremos de la fractura de doble ala, deteniendo la propagación longitudinal, o extensión de la misma (arriba). El bombeo adicional de apuntalante provoca que las fracturas dinámicas se ensanchen mientras los apuntalantes se empacan en dirección al pozo (centro). Esto promueve el contacto grano por grano después del cierre de la fractura y crea fracturas anchas, de alta conductividad que conectan capas de la formación y establecen el flujo lineal hacia el pozo. Un tratamiento TSO provoca suficiente desplazamiento de la formación sobre cortos intervalos para crear una abertura anular alrededor del pozo. Este empaque externo se llena de apuntalante y cubre los disparos que no están alineados con el PFP. Esto previene la producción de arena a través de los disparos no alineados, y reduce aún más la caída de presión cerca del pozo (abajo). los disparos que podrían iniciar la producción de arena inmediatamente después de las operaciones de terminación. Estas técnicas contribuyen a lograr exitosas terminaciones de pozos sin cedazos. Sin embargo, la optimización de los procedimientos de limpieza después del fracturamiento hidráulico requiere la consideración cuidadosa de varios factores. El régimen de flujo (una, dos o tres fases), la viscosidad de los fluidos de retorno de la estimulación y del yacimiento, la velocidad de flujo máxima permitida en los túneles de los disparos y el tipo de apuntalante desempeñan roles importantes en el mantenimiento de la integridad de la terminación de pozos sin cedazos después de la ejecución del tratamiento. Operaciones de disparos y fracturamiento Para los pozos nuevos y las zonas pasadas por alto en los pozos existentes, las terminaciones de pozos sin cedazos comienzan con operaciones de disparos optimizadas. El primer paso aborda la fase y orientación de los disparos, la longitud del intervalo disparado, así como el tamaño y número de agujeros, o densidad de disparos. 10 Para los tratamientos de fracturamiento hidráulico y de control de la producción de arena exitosos, las estrategias de disparo deberían diseñarse de modo que los disparos se sitúen en o cerca del plano preferencial de fracturamiento (PFP, por sus siglas en inglés), o dirección del esfuerzo local máximo. Luego de la operación de disparo, se llevan a cabo tratamientos de fracturamiento hidráulico TSO para ensanchar las fracturas dinámicas y crear anchos apuntalados mayores, que generen un anillo de apuntalante, o un empaque externo (izquierda). 11 Estos tratamientos de fracturamiento especializados atraviesan el daño cerca del pozo y estimulan la productividad del pozo conectando las capas o laminaciones de la formación individuales y estableciendo un trayecto de flujo duradero, estable y conductivo desde el yacimiento hasta el pozo. Los métodos de terminación de pozos sin cedazos son exitosos sólo cuando las fracturas TSO bien desarrolladas con empaques de apuntalante estables cubren todos los disparos y evitan el ingreso de arena en el pozo. Las operaciones de disparos no tratadas que no se hallan óptimamente alineadas y conectan directamente la formación al pozo dejan trayectorias potenciales para la producción de arena. Si se desconocen las direcciones de los esfuerzos, una fase de 0 maximiza el número de disparos que se comunican con la fractura hidráulica (próxima página, arriba). Si, por el contrario, se conocen las direcciones de los 44 Oilfield Review

6 S H Ala de la fractura TSO Plano preferencial de fracturamiento (PFP) S h Empaque externo Disparos con fase de 0 Esfuerzo horizontal mínimo (S h ) Cemento Tubería de revestimiento PFP Esfuerzo horizontal máximo (S H ) > Fase óptima. La mecánica de las rocas indica que las fracturas hidráulicas se propagan en la dirección del máximo esfuerzo horizontal (S H ), o a lo largo del plano preferencial de fracturamiento (PFP, por sus siglas en inglés). Cuando se desconocen las direcciones de los esfuerzos locales, la utilización de una fase de 0 para disparar las cargas aumenta la probabilidad de que todos los disparos se conecten con la fractura TSO. Los disparos con otros ángulos de fase 30, 60 y 90 podrían no intersectar la fractura. Esfuerzo horizontal máximo (S H ) Disparos Plano preferencial de fracturamiento (PFP) Empaque externo Esfuerzo horizontal mínimo (S h ) Pared del pozo Cemento Tubería de revestimiento Cargas con fase de 180 esfuerzos, las pistolas (cañones) con cargas cuya fase está comprendida entre 0 y 180 y los disparos orientados en el PFP, mitigan la falla del túnel de disparo y el influjo de arena; ambos con o sin tratamientos de consolidación (abajo, a la izquierda). Los disparos orientados o con fases óptimas también reducen las restricciones del flujo cerca del pozo, o la tortuosidad. La tortuosidad incrementa la presión de iniciación de la fractura y las caídas de presión que se producen a través de los intervalos de terminación durante la inyección de los fluidos de fracturamiento y de apuntalantes. La orientación de los disparos en la dirección correcta requiere el conocimiento de la magnitud y dirección de los esfuerzos locales de la formación, además de la capacidad técnica para orientar las pistolas de disparo en forma económica. Las herramientas especiales tales como los calibradores orientados de cuatro brazos, la herramienta de generación de Imagen Sónica Dipolar DSI y el generador de Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total FMI, en combinación con el conocimiento local y mapas de esfuerzos regionales, ayudan a los ingenieros a determinar las magnitudes y direcciones de los esfuerzos. En el pasado, sólo las herramientas de fondo de pozo motorizadas operadas a cable o las pistolas bajadas con la tubería de producción (TCP, por sus siglas en inglés), rotadas desde la superficie podían orientar activamente los disparos. Recientemente, sin embargo, Schlumberger introdujo su herramienta de Disparos Orientados Operada a Cable (WOPT, por sus siglas en inglés) para orientar las pistolas en pozos casi verticales y con alto ángulo inclinaciones que varían entre 0.3 y 60 y el sistema OrientXact de disparos orientados con pistolas bajadas con la tubería de producción para pozos casi horizontales. 12 S h 180 PFP Ala de la fractura TSO > Orientación de los disparos en la dirección correcta. Si se desconocen las direcciones de los esfuerzos locales, las pistolas de disparos con fase de 0 o 180 se pueden alinear en el plano preferencial de fracturamiento (PFP), en forma perpendicular a la dirección del esfuerzo horizontal mínimo (S h ), de modo que la fractura TSO cubrirá todos los disparos. La orientación correcta reduce o elimina el flujo complejo en las cercanías del pozo (tortuosidad). La tortuosidad incrementa la presión de iniciación de la fractura y las presiones del tratamiento. S H 10. Behrmann et al, referencia En el fracturamiento estándar, la punta de la fractura es la última parte que se empaca con apuntalante. Un diseño con el control del crecimiento longitudinal de la fractura (arenamiento inducido) (TSO, por sus siglas en inglés) provoca que el apuntalante se empaque, o bloquee, casi al final de las fracturas en las primeras etapas de un tratamiento. Al bombear más fluido con apuntalante, las fracturas ya no se pueden propagar más profundo dentro de la formación y comienzan a ensancharse. Esta técnica crea una trayectoria más ancha y más conductiva a medida que el apuntalante se empaca en el pozo. Para obtener mayor información acerca de fracturamiento y empaque, consulte: Ali et al, referencia Almaguer J, Manrique J, Wickramasuriya S, Habbtar A, López-de-Cárdenas J, May D, McNally AC y Sulbarán A: Orientación de los disparos en la dirección correcta, Oilfield Review 14, no. 1 (Verano de 2002): Verano de

7 Debido al estado emergente de las técnicas de terminación de pozos sin cedazos, los disparos en los pozos verticales deberían restringirse a un intervalo máximo de 6 a 12 m [20 a 40 pies]; al menos hasta que la experiencia indique que este intervalo puede extenderse sin riesgo alguno. Para los pozos de alto ángulo y con inclinaciones mayores a 10, en los que pueden iniciarse varias fracturas, los intervalos disparados deben ser menores a 1.8 m [6 pies]. El control del largo de los intervalos disparados mejora el emplazamiento del fluido, y aumenta la probabilidad de que las fracturas TSO cubran los disparos y formen un efectivo empaque externo alrededor del pozo. 13 Los intervalos más cortos también mejoran el empaque de apuntalante, mediante la provisión de una alta presión neta cerca del pozo. Los ingenieros de terminación de pozos seleccionan el tipo de carga y la densidad de disparos en base a las caídas de presión requeridas > Control del contraflujo de apuntalante. Las fibras de carbono mezcladas y bombeadas con apuntalantes y fluidos de fracturamiento forman una estructura aleatoria, tipo reticular en los empaques de apuntalante de las fracturas hidráulicas. Los anchos de las fibras PropNET son varias veces menores que los diámetros del apuntalante promedio. Los largos especialmente diseñados de las fibras permiten el contacto con más de 30 partículas de apuntalante. Estos factores aseguran la conductividad y estabilidad del empaque, aun cuando el flujo localizado excede las velocidades críticas y causa que algunas pocas partículas de apuntalante se muevan o trituren. Las fibras consolidan y refuerzan el empaque entretejiéndose entre los granos individuales de apuntalante. Esto promueve la obturación de las partículas y distribuye el esfuerzo para una mayor estabilidad del empaque, a la vez que permite altos gastos de producción. durante el tratamiento de fracturamiento y durante la producción del pozo. El diámetro de los disparos debe ser lo suficientemente grande para evitar el bloqueo del apuntalante y los arenamientos prematuros; pero lo suficientemente pequeño como para que después del cierre de la fractura dinámica, el ancho de la fractura apuntalada en el pozo cubra completamente los agujeros de entrada en las paredes de la tubería de revestimiento, bloqueando de esta manera el influjo de arena. La limitación del número de disparos minimiza los disparos que quedan sin tratar. El fracturamiento hidráulico reduce la caída de presión a través de los intervalos de terminación, lo cual minimiza las fallas de los túneles de los disparos y la producción de arena. El empaque externo y la extensa superficie de los empaques de apuntalante, creados durante el fracturamiento TSO también previenen la entrada de arena al pozo. La mayoría de las estimulaciones sin cedazos incluyen medidas adicionales para estabilizar el empaque de apuntalante. Control del contraflujo de apuntalante Las fracturas apuntaladas se extienden más allá de la zona de menor permeabilidad afectada por el daño de perforación y terminación del pozo, a fin de crear una trayectoria de flujo lineal y conductiva hacia el pozo. Al igual que la producción de arena, el contraflujo de apuntalante es dañino para la productividad del pozo y las operaciones de producción, y también para la estabilidad de la fractura. Las terminaciones de pozos sin cedazos carecen de empaques de grava anulares internos y de cedazos mecánicos dentro de la tubería de revestimiento para evitar que la arena entre al pozo con los fluidos producidos. Por lo tanto, es imperativo que el apuntalante permanezca dentro de las fracturas hidráulicas, especialmente cuando las formaciones deben consolidarse químicamente. Los apuntalantes que fluyen a altas velocidades erosionan los componentes de la terminación, los tubulares, las válvulas de control y las cabezas de pozos. En los pozos de bajo gasto de producción, los apuntalantes que retornan al pozo se pueden acumular dentro de la tubería de revestimiento y causar el cese de la producción si los intervalos productivos se cubren por completo. El contraflujo de apuntalante también contribuye a la falla de la formación y al colapso de los túneles de los disparos, crea trayectorias para el influjo de arena de la formación, y reduce la producción. Los materiales especializados, tales como el apuntalante cubierto de resina (RCP) y los aditivos PropNET de Schlumberger para empaque de apuntalante de fracturamiento hidráulico, o ambos aplicados a la vez, ayudan a mantener la estabilidad e integridad de la fractura. Hoy en día, se dispone de varios tipos de apuntalantes RCP, pero sólo unos pocos son apropiados para las terminaciones de pozos sin cedazos. El apuntalante RCP curable interactúa con los fluidos de tratamiento y se puede acumular dentro de la tubería de revestimiento luego de un arenamiento prematuro, dificultando su remoción. El apuntalante RCP pre-curado no provee suficiente control del contraflujo y no debería utilizarse en terminaciones de pozos sin cedazos en ningún caso porque la resina funciona fundamentalmente para aumentar la resistencia al trituramiento. En general, se prefriere un apuntalante RCP parcialmente curado debido a que minimiza las interacciones entre los fluidos y provee estabilidad a la fractura, al mismo tiempo que disminuye el riesgo de acumulación de apuntalante dentro del pozo. La tecnología PropNET utiliza fibras de carbono orientadas al azar que crean una barrera física que refuerza los empaques de apuntalante e inhibe el contraflujo del mismo (izquierda). 14 Las fibras se agregan continuamente a los fluidos de fracturamiento en la localización del pozo y se mezclan con apuntalantes durante el bombeo. La experiencia indica que las fibras PropNET permiten el contraflujo inmediato que mejora la recuperación del fluido de tratamiento después del fracturamiento. Esta capacidad se atribuye a la construcción de una red mecánicamente reforzada que entrelaza y traba los granos de apuntalante. A diferencia del apuntalante RCP, esta tecnología no depende de procesos curativos sensibles a la temperatura o a ciertas reacciones químicas. Las fibras son inertes y compatibles con todos los fluidos de fracturamiento, incluyendo los fluidos de fracturamiento libres de polímeros ClearFRAC y los fluidos a base de surfactantes viscoelásticos (VES, por sus siglas en inglés). Las fibras y apuntalantes PropNET son más fáciles de remover que el apuntalante RCP solamente, el cual se puede curar y adherir dentro del pozo bajo ciertas condiciones. Estas fibras especializadas no poseen limitaciones respecto de la temperatura, del esfuerzo de cierre o del tiempo de cierre antes, durante o después del fracturamiento. Debido a que las fibras PropNET no se unen con los apuntalantes, el resultado del tratamiento no se ve afectado por el agotamiento del yacimiento, el trituramiento de granos individuales o por las variaciones de presión asociadas con los ciclos de producción y cierre de los pozos. Cuando se requieren altos gastos de producción y un máximo control del contraflujo de apuntalante, las fibras combinadas con apuntalante cubierto de resina proveen un control confiable del contraflujo de apuntalante bajo un 46 Oilfield Review

8 b i ASIA EUROPA IRAQ IRÁN ÁFRICA ARABIA SAUDITA Hawiyah Golfo Pérsico KATAR Riyadh Ghawar EAU OMÁN M a r R o j o g o á YEMEN M a r A r millas km > Campo Ghawar, Arabia Saudita. rango más amplio de condiciones que el provisto por el apuntalante RCP o las fibras PropNET solamente. Las fibras PropNET refuerzan el apuntalante RCP para proporcionar resistencia adicional a los cambios de velocidades, ciclos de producción y esfuerzos de cierre en aumento a medida que se agotan los yacimientos, especialmente para pozos con gastos de producción extremadamente altos. 15 Las fibras PropNET 13. Upchurch ER: Near-Wellbore Halo Effect Resulting from Tip Screenout Fracturing: Its Direct Measurement and Implication for Sand Control, artículo de la SPE 56589, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Houston, Texas, EUA, 3 al 6 de octubre de 1999; también SPE Drilling and Completions 16, no. 1 de la SPE (Marzo de 2001): 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, Oilfield Review 7. no. 3 (Otoño de 1995): Bartko KM, Robertson B y Wann D: Implementing Fracturing Technology to the UKCS Carboniferous Formation, artículo de la SPE 38609, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas, EUA, 5 al 8 de octubre de Solares JR, Bartko KM y Habbtar AH: Pushing the Envelope: Successful Hydraulic Fracturing for Sand Control Strategy in High Gas Rate Screenless Completions in the Jauf Reservoir, Saudi Arabia, artículo de la SPE 73724, presentado en el Simposio y Exhibición Internacional de la SPE sobre Control del Daño de Formación, Lafayette, Luisiana, EUA, 20 al 21 de febrero de también mejoran la suspensión y el transporte de apuntalante en los tubulares de los pozos y en las fracturas dinámicas, además de reducir las caídas de presión por fricción durante las operaciones de bombeo, tal como lo demuestran las mediciones de campo. Fracturamiento para el control de la producción de arena en Arabia Saudita En 1995, Saudi ARAMCO comenzó a desarrollar yacimientos de gas no asociados en el campo Ghawar de Arabia Saudita, incluyendo la construcción de instalacione de producción de gas (arriba). 16 Para operar eficientemente, la recientemente construida planta de gas en Hawiyah, con una capacidad de procesamiento de 1600 millones de pc/día [46 millones m 3 /d], requería una producción de 400 MMpc/D [11.5 millones m 3 /d] de gas dulce sin ácido sulfhídrico [H 2 S]. La producción de pozos del yacimiento Jauf, una arenisca débil con presión y temperatura de fondo de pozo de 8750 lpc [60 Mpa] y 300 F [149 C] respectivamente, resultaba crítica para satisfacer este requisito. Esta formación yace a una profundidad de 4115 a 4390 m [13,500 a 14,400 pies]. Los pozos producen gas dulce con gastos que van de 10 a 60 MMpc/D [286,000 a 1.7 millones m 3 /d]; pero, a estos altos gastos, es difícil mantener una producción libre de sólidos. El influjo de arena excesivo necesita repetidas limpiezas de pozo y causa la corrosión interna de la tubería al remover los inhibidores químicos de las paredes de las tuberías. Durante la planificación del desarrollo del campo, no se incluyeron los métodos convencionales de control de la producción de arena. Los cedazos empacados con grava restringirían los gastos de producción y los pozos podrían no satisfacer los objetivos de producción de la planta, requiriendo que Saudi ARAMCO perforara pozos adicionales. Además, los tratamientos de estimulación con fracturas TSO no siempre resultaron exitosos porque los disparos no alineados provocaban tortuosidad cerca del pozo, o restricciones en el trayecto del flujo, que incrementaban la presión de iniciación de la fractura y las presiones de inyección. Esto limitaba la presión de fracturamiento neta y la capacidad para obtener el ancho, alto y largo de fractura óptimos. Las operaciones de disparos convencionales daban como resultado disparos no empacados que se convertían en trayectorias para la arena producida. Verano de

9 Inclinómetro para herramientas de Disparos Operadas a Cable (WPIT) y localizador de collares de revestimiento (CCL) Dispositivo de posicionamiento con flejes contrapesados (WSPD) de la parte superior Adaptador superior de indexación Adaptador inferior de indexación Dispositivo de posicionamiento con flejes contrapesados (WSPD) de la parte inferior Cabeza giratoria operada a cable Transportador del giroscopio Pistola de Alta Densidad de Disparo (HSD) con fase de 180 PFP Plano preferencial de fracturamiento Corrida inicial del giroscopio Cargas Orientación relativa, 0 Corrida de disparo Orientación relativa, % 20% Ovalización del 60 pozo por ruptura 10% 180 Tubería de revestimiento Cargas Pistola HSD PFP Pistola HSD Tubería de revestimiento 10% 30 20% % > Operaciones de disparos orientados con herramienta operada a cable. La herramienta de Disparos Orientados Operada a Cable (WOPT, por sus siglas en inglés) de Schlumberger puede bajarse en pozos casi verticales y altamente inclinados, con ángulos de inclinación de 0.3 a cerca de 60 (izquierda). La herramienta WOPT, que fue desarrollada inicialmente para fracturamiento orientado, también se utiliza para prevenir la producción de arena y para terminaciones de pozos sin cedazos. Esta herramienta orienta los transportadores huecos de acero de pistolas estándar para cargas con fase óptima de 0 o 180 en una dirección predeterminada. Saudi ARAMCO, el mayor usuario de la técnica de disparos orientados, utilizó el sistema WOPT para simplificar el fracturamiento TSO. El equipo PowerSTIM del campo Ghawar recurrió a la ovalización del pozo por ruptura identificada en los registros de Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total FMI para confirmar la dirección esteoeste del esfuerzo máximo y la orientación del PFP en la formación Jauf, a un azimut de alrededor de 80 o 260 (derecha). 120 Los intentos para controlar la producción de arena con técnicas convencionales sin cedazos no tuvieron éxito, de modo que un equipo de expertos de Saudi ARAMCO y de Schlumberger volvieron a evaluar las estrategias para el fracturamiento hidráulico y el contraflujo de apuntalante. 17 Utilizando el proceso de optimización de pozos PowerSTIM, estos especialistas compilaron un amplio conjunto de datos de evaluación de formaciones, caracterización de yacimientos, estimulación mediante fracturamiento hidráulico y pruebas de pozos para mejorar el diseño, la ejecución y la evaluación de las estimulaciones y terminaciones. 18 Este enfoque ayudó al equipo de trabajo conjunto a analizar, optimizar e implementar varias prácticas innovadoras. En base a los mejores datos disponibles y a los resultados de campo actualizados, el equipo de trabajo conjunto desarrolló y calibró modelos mejorados de las propiedades petrofísicas y mecánicas de la formación. El nuevo modelo de predicción de la producción de arena diferenció las capas más competentes o estables de aquellas propensas a la producción de arena. Esta mejora ayudó a los ingenieros a tomar decisiones acerca de las operaciones de disparos y del emplazamiento de los mismos. El equipo de trabajo conjunto asignado al campo Jauf investigó y mejoró a fondo dos aspectos clave de estas terminaciones de pozos. En primer lugar, desarrollaron técnicas de fracturamiento utilizando la mejor combinación de disparos orientados, fluidos de tratamiento, apuntalantes y aditivos para el control del contraflujo de apuntalante. Luego implementaron técnicas de terminación de pozos sin cedazos, incluyendo especificaciones de las operaciones de disparos longitud del intervalo, tamaño y ubicación de los agujeros tipo de apuntalante y tamaño, y sistemas químicos y de fluidos para optimizar la producción de gas y minimizar la producción de arena. Los métodos de terminación de pozos sin cedazos han sido la clave para lograr terminaciones de pozos de gas exitosas en el yacimiento Jauf. El objetivo de producir gas libre de arena a gastos de producción rentables y caídas de presión razonables se logró de diferentes maneras: disparando sólo intervalos estables disparando un intervalo por pozo limitando el largo del intervalo disparado utilizando apuntalante RCP de resistencia intermedia utilizando aditivos de fibras para el control del contraflujo orientando los disparos en el PFP forzando el cierre de la fractura inmediatamente después de los tratamientos diseñando procedimientos especiales de contraflujo. Con la nueva estrategia de terminación de pozos se evitaron los disparos dentro de los 3 a 6 m [10 a 20 pies] de zonas débiles identificadas en los perfiles de esfuerzos. El largo de los intervalos disparados se limitó a 30 o 40 pies para asegurar que todos los disparos cubrieran la fractura, crearan un empaque externo en el pozo y previnieran el flujo de arena en los disparos que quedaban sin tratar. 48 Oilfield Review

10 Por otro lado, se utilizó la combinación del apuntalante RCP de resistencia intermedia y las fibras PropNET Gold de alta temperatura para detener el contraflujo de apuntalante y ayudar a controlar la producción de arena. Finalmente, la cuidadosa evaluación y el ajuste de la producción posterior al tratamiento ayudaron a Saudi ARAMCO a obtener y mantener gastos de producción iniciales libres de arena. Los disparos correctamente alineados con el PFP minimizan el número de túneles que quedan sin empacar, los cuales pueden contribuir a la producción de arena. Saudi ARAMCO escogió la herramienta de Disparos Orientados Operada a Cable (WOPT) y pistolas orientadas a 180 para disparar en la dirección del esfuerzo máximo de la formación y en la orientación del PFP con un azimut de 80 o 260 (página anterior). Los disparos orientados reducen las presiones de tratamiento y crean fracturas más anchas, lo cual también reduce el flujo turbulento, o no darciano, y la caída de presión durante la producción, mitigando aún más la producción de arena (derecha). Las estimulaciones por fracturamiento hidráulico previas a las operaciones de disparos orientados no dieron los resultados esperados de altas producciones de gas libre de arena, pero Saudi ARAMCO observó resultados positivos con la primera operación de disparos orientados y terminaciones de pozos sin cedazos. El análisis de la capacidad de inyección previa al fracturamiento y la inyectividad resultante de los tratamientos de minifracturas utilizando los servicios de determinación de datos de fracturas DataFRAC, confirmó reducciones importantes en la presión de iniciación de la fractura para pozos con disparos orientados. Las pérdidas de presión observadas durante las operaciones de bombeo cayeron de alrededor de 2000 lpc [13.8 Mpa] para operaciones de disparos convencionales a menos de 600 lpc [4.1 Mpa] en pozos terminados con disparos orientados. La ejecución de tratamientos de fracturamientos hidráulicos mejorados y el aumento de productividad de los pozos obtenido demuestran la efectividad de los disparos orientados. Los tra- 17. Al-Qahtani MY, Rahim Z, Biterge M, Al-Adani N, Safdar M y Ramsey L: Development and Application of Improved Reservoir Characterization for Optimizing Screenless Fracturing in the Gas Condensate Jauf Reservoir, Saudi Arabia, artículo de la SPE 77601, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas, EUA, 29 de septiembre al 2 de octubre Para obtener mayor información acerca de la estimulación PowerSTIM y optimización de la terminación, consulte: Al-Qarni AO, 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): Esfuerzo horizontal máximo (S H ) Disparos Plano preferencial de fracturamiento (PFP) Acuñamientos Fractura de una sola ala Disparos correctamente alineados tamientos de estimulación por fracturamiento hidráulico ejecutados con anterioridad a la implementación de las nuevas estrategias de terminación de pozos concebidas por el equipo de trabajo conjunto, dieron como resultado períodos de flujo más largos para limpiar los pozos después de los tratamientos. En un caso, se había logrado obtener una producción libre de sólidos después de 55 días. Las tecnologías de terminación de pozos sin cedazos optimizadas y los procedimientos mejorados de control del contraflujo redujeron este período de limpieza a tan sólo 5 días en algunos casos. Esfuerzo horizontal mínimo (S h ) 90 S h Pared del pozo Cemento Tubería de revestimiento Cargas con fase de 90 Múltiples puntos de iniciación y fracturas anulares PFP Disparos no alineados > Consideraciones para el fracturamiento. Si los disparos no están alineados con el plano preferencial de fracturamiento (PFP), o con el esfuerzo horizontal máximo (S H ), la iniciación de una fractura hidráulica puede ocurrir en varios puntos discretos en el radio del pozo. Las fracturas en desarrollo se propagan alrededor de la tubería de revestimiento y del cemento, o se tuercen para alinearse con el PFP. Esto da como resultado trayectorias de flujo complejas en las cercanías del pozo, o tortuosidad, incluyendo fracturas que compiten entre sí, restricciones al flujo con puntos de acuñamiento y alas de fractura que se curvan o se hallan pobremente alineadas con el pozo (arriba). Los disparos orientados cerca del PFP, o trayectoria de menor resistencia, minimizan la presión de iniciación de la fractura y las presiones de tratamiento. En las pruebas de laboratorio a escala completa efectuadas en bloques de la formación sometidos a esfuerzo triaxial, los disparos en el PFP dieron como resultado una fractura dominante de una sola ala con mínima tortuosidad y presiones de inyección más bajas (abajo a la izquierda). En la misma prueba, los disparos no alineados provocaron múltiples puntos de iniciación de fractura (abajo a la derecha). Saudi ARAMCO limita rutinariamente los intervalos disparados, y es uno de los mayores usuarios de los servicios de disparos orientados. La compañía termina la mayoría de los pozos que han de estimularse en la formación Jauf con el sistema WOPT. Hasta la fecha, las técnicas de terminación de pozos sin cedazos han logrado producciones de gas libre de arena por varios meses, aún a altos gastos de producción y después de ciclos con períodos de producción y de cierre alternados. S H Verano de

11 Consolidación de la formación Las terminaciones existentes y algunos nuevos pozos poseen disparos que no están orientados en el plano preferencial de fracturamiento ni con fase óptima de 0 o 180. Estos disparos no alineados pueden convertirse en una fuente de producción de arena, especialmente a altos gastos de producción y a altas caídas de presión. Para consolidar la formación, históricamente por inyección de resinas orgánicas, se unen los granos individuales de la formación (derecha). 19 En combinación con el fracturamiento TSO y las fibras PropNET, esta técnica estabiliza un volumen limitado con forma de collar alrededor del pozo y de los disparos cuando las resinas se distribuyen en forma pareja a través de los intervalos disparados. 20 Algunas resinas crean una región consolidada de alta resistencia, a la vez que sólo reducen moderadamente la permeabilidad de la formación. La utilización de estos sistemas mantiene algo de productividad después de la consolidación aún sin fracturamiento. Otros sistemas disminuyen considerablemente la permeabilidad de la formación o sellan completamente la región vecina al pozo. Tratamientos TSO subsiguientes extienden las fracturas apuntaladas más allá de la zona alterada para conectar al pozo con la formación no dañada y controlar la producción de arena. La consolidación de la formación fortalece las formaciones pobremente consolidadas y minimiza el riesgo del influjo de arena provocado por disparos no alineados y potencialmente no tratados. Los aditivos para el control del contraflujo en empaques de apuntalantes previenen la producción de arena a través de los disparos comunicados con la fractura hidráulica. La resina estabiliza la formación alrededor de los disparos que no se comunican con la fractura. Esta zona es menos propensa a producir arena. En pozos que ya cuentan con empaques de grava convencionales, la consolidación estabiliza la grava en los disparos y en los empaques del espacio anular que hay entre los cedazos y la tubería de revestimiento. Esta consolidación puede mejorar o extender la productividad del pozo. Durante el fracturamiento TSO, las técnicas de consolidación también ayudan a prevenir los arenamientos prematuros limitando las pérdidas del fluido de tratamiento en los empaques de grava existentes, altamente permeables o en la región vecina al pozo. El éxito de estos tratamientos depende fuertemente de la química del sistema de fluido, del emplazamiento diseñado y controlado del fluido y de la física del pozo. Schlumberger ofrece el servicio SANDLOCK, sistemas a base de epoxi para controlar la producción de arena que utilizan resina y sistemas Aceite y agua de la formación antes de la consolidación Agua de la formación Aceite El colchón de tratamiento, que incluye el catalizador, desplaza sin mezclar la resina y activa el curado de la misma Colchón de tratamiento Grano de arena de la formación Resina K300 a base de furano. La profundidad recomendada de penetración dentro de la formación para estos sistemas es de 0.6 a 0.9 m [2 a 3 pies]. Estos sistemas dependen de múltiples etapas de fluidos inyectados, que limitan el emplazamiento efectivo en intervalos heterogéneos. La utilización de los actuales sistemas de resinas se limita a tratar intervalos de alrededor de 20 pies. Los tratamientos SANDLOCK comienzan con la inyección de un pre-colchón para limpiar el volumen de la formación cercana al pozo y dejar El pre-colchón desplaza en forma miscible el aceite y el agua de la formación Pre-colchón La solución con resinas desplaza el pre-colchón Solución de resina Pozo listo para la producción > Consolidación de la formación. La consolidación química antes del fracturamiento estabiliza los intervalos de terminación que no poseen disparos óptimos u orientados (arriba a la izquierda). Típicamente, se inyecta un sistema con resinas dentro de la formación utilizando servicios convencionales de bombeo o tubería flexible. Estos tratamientos consisten de tres etapas básicas: inyección de un pre-colchón ácido con surfactante previo al tratamiento para desplazar el agua y los hidrocarburos de la formación (arriba al medio), inyección de resinas (arriba a la derecha), inyección de un colchón viscoso con catalizadores, seguido de un período de cierre que permite el curado de la resina (abajo a la izquierda). A continuación de este procedimiento, se efectúa un fracturamiento TSO para atravesar la región consolidada y reconectar el pozo con la roca no alterada (abajo a la derecha). Aceite Resina las superficies de granos de arena húmedas con aceite (petróleo) y listas para adherirse a la resina. El sistema de resina se mezcla dentro de un fluido de transporte a base de agua, generalmente un polímero hidroxietilceluloso lineal (HEC, por sus siglas en inglés), y se bombea dentro de la matriz de la roca. El sistema SANDLOCK posee un catalizador interno, y un agente curativo que se mezcla con la resina, de modo que la reacción comienza inmediatamente después del mezclado. La concentración del catalizador deter- 50 Oilfield Review

12 EUA MÉXICO TEXAS LUISIANA Nueva Orleáns MISSISSIPPI ALABAMA GEORGIA FLORIDA Bloque 21 Campo Timbalier Sur G o l f o de x i M é c o millas km > Bloque 21 del campo Timbalier Sur, Golfo de México, EUA. mina el tiempo de bombeo disponible. Este sistema ha sido utilizado con éxito en operaciones de remediación de contraflujo de apuntalante, pero su aplicación se limita prácticamente sólo a tratamientos de remediación de empaques de grava, porque este sistema no penetra las formaciones con permeabilidades inferiores a 1 darcy. El sistema K300 utiliza un catalizador externo que se bombea luego de colocar la resina en la formación para iniciar la curación. Por consiguiente, los procedimientos del tratamiento son más complicados. Al igual que con el sistema SANDLOCK, primero se bombea un pre-colchón, seguido de resina K300; no se utiliza un fluido de transporte. El paso siguiente consiste en bombear un colchón viscoso, generalmente fluido HEC lineal, para barrer el exceso de resina de la región vecina al pozo. En la etapa final, se bombea un catalizador externo. Una ventaja de esta técnica, es el tiempo ilimitado para el emplazamiento de la resina, pero su desventaja es la incertidumbre acerca del mezclado efectivo en el fondo del pozo del catalizador con la resina. En los pozos terminados sin cedazos se fracturan las formaciones, de modo que no es necesario utilizar sistemas que retengan la permeabilidad de la formación. Esto simplifica en gran medida los tratamientos de consolidación en sitio. Como resultado, Schlumberger emplea una técnica novedosa que utiliza el sistema de gel orgánico reticulado a base de agua, OrganoSEAL, el cual fue desarrollado para aplicaciones de control de la producción de agua. Este tratamiento de una sola etapa llena completamente los espacios porosos de la matriz y bloquea la permeabilidad cerca del pozo. Luego, la productividad del pozo se restaura con el fracturamiento hidráulico TSO. El sistema OrganoSEAL-R puede bombearse dentro de las tuberías del pozo con agentes divergentes sólidos para tratar intervalos de hasta 15 m [50 pies] de longitud, pero el método de emplazamiento preferido es con tubería flexible. Este sistema de consolidación cuesta considerablemente menos, es menos agresivo con el medio ambiente y es más fácil de limpiar y remover del pozo que los sistemas de resinas. Los fluidos OrganoSEAL-R se pueden bombear fácilmente dentro de los empaques de grava anulares, pero fluyen con más dificultad dentro de la formación debido a las diferencias de permeabilidad entre la matriz de la roca y la grava. Esto posibilita el emplazamiento del fluido a través de una zona completa para remediar el empaque de grava. Pozos de re-entrada de diámetro reducido en el Golfo de México En noviembre de 2000, J.M. Huber Corporation asumió la responsabilidad operacional del Bloque 21 del campo Timbalier en el Golfo de México, al sur de Luisiana, EUA (arriba). 21 En ese momento, la compañía identificó un compartimiento del yacimiento pasado por alto y perforó un pozo desviado direccional desde el Pozo 48 para desarrollar reservas echado (buzamiento, inclinación) arriba. Los registros de pozos y núcleos laterales confirmaron 22 pies de arenisca con aceite desde 3588 m de profundidad medida (MD, por sus siglas en inglés) hasta 3595 m [11,772 a 11,794 pies]. La arenisca de interés del Mioceno superior era relativamente limpia con una porosidad promedio de 28%, una permeabilidad que varía entre 100 y 500 md, y una presión de fondo de pozo de 5800 lpc [40 Mpa] mantenida por un acuífero potente. Típicamente, estas formaciones del Mioceno requieren medidas para controlar la producción de arena. En base a la historia de la producción de arena en el campo y a un intervalo previamente terminado de la misma zona en el Pozo 48, los ingenieros de terminación de pozos planificaron empacar con grava cedazos de pulgadas de diámetro, colocados dentro de una tubería de revestimiento de 5 pulgadas. 19. Parlar M, Ali SA, Hoss R, Wagner DJ, King L, Zeiler C y Thomas R: New Chemistry and Improved Placement Practices Enhance Resin Consolidation: Case Histories from the Gulf of Mexico, artículo de la SPE 39435, presentado en el Simposio Internacional de la SPE sobre Control del Daño de Formación, Lafayette, Luisiana, EUA, 18 al 19 de febrero de Ott WK y Woods JD: World Oil Modern Sandface Completion Practices Handbook. Houston, Texas, EUA: Gulf Publishing Company (2003): Nelson EB, Brown JE y Card RJ: Sand Control Without Requiring a Gravel Pack Screen, U.S. Patent No. 5,551,514 (3 de septiembre de 1996). 21. Riddles C, Acock A y Hoover S: Rigless, Screenless Completions Solve Sand Control Problems in Two Offshore Fields Part 1, Offshore 62, no. 6 (Junio de 2000): 48 50, 98. Verano de

13 Sin embargo, durante las operaciones de perforación, la tubería de revestimiento de 5 pulgadas quedó aprisionada por presión diferencial arriba de la profundidad total (PT) planificada. Esto forzó al operador a cementar la tubería a 3384 m [11,101 pies] MD como tubería de revestimiento intermedia y a bajar otra tubería de revestimiento de pulgadas hasta PT a 3706 m [12,160 pies] MD (derecha). Un empaque de grava convencional más pequeño no resultaba práctico porque restringiría la producción. J.M. Huber y Schlumberger resolvieron este dilema recurriendo a las técnicas de terminación de pozos sin cedazos. Las nuevas prácticas de terminación de pozos combinaron operaciones de disparos optimizadas con la consolidación de la formación y el fracturamiento TSO. Este último incluía un aditivo para prevenir el contraflujo de apuntalante. Además, se implementó un cuidadoso control y la vigilancia de los flujos de limpieza y de los gastos iniciales de producción. El análisis de terminaciones anteriores sin cedazos y las experiencias adquiridas en todo el mundo, particularmente de terminaciones no exitosas, confirmaron que cuando alguna de estas técnicas o las recomendaciones asociadas con las mismas se aplican incorrectamente, las oportunidades de éxito se reducen considerablemente. El Pozo 48, originalmente perforado en la década de 1960, no permitía una intervención con equipo convencional de reparación debido a la pequeñez de su estructura montada sobre cajones neumáticos y sumergibles. Por esta razón, el operador utilizó un equipo autoelevable para ejecutar las operaciones de terminación, incluyendo una unidad de herramientas de registros operada a cable, una de tubería flexible y equipos de bombeo de alta presión. Luego de perforar el cemento acumulado dentro de la tubería de pulgadas, se llevó a cabo la terminación del pozo sin cedazos en cuatro etapas: operaciones de disparos optimizadas acidificación y consolidación con tubería flexible fracturamiento TSO con fibras PropNET limpieza de pozo con tubería flexible. El análisis NODAL del sistema de producción indicaba que un intervalo disparado de 6 pies podía producir 400 B/D [63.6 m 3 /d] de aceite con menos de 100 lpc [689 kpa] de caída de presión frente a la formación. En base a los resultados de la aplicación de modelado para el Análisis de los Disparos de Schlumberger SPAN, J.M. Huber y representantes de Schlumberger seleccionaron cargas para crear un agujero cuyo diámetro de entrada en la tubería de revestimiento era de 8.4 mm [0.33 pulgadas]. Esta operación de disparos fue diseñada para obtener los gastos de producción requeridos y prevenir el influjo de arena, asegurando que la fractura apuntalada cubriría los disparos completamente. La densidad de los disparos se limitó a 6 disparos por pie (dpp) para mejorar el emplazamiento del tratamiento y reducir la probabilidad de que quedaran disparos sin tratar. Una fase de 0 aseguraba aún más que los disparos establecerían comunicación con la fractura apuntalada. Al equipo de ingenieros, sin embargo, todavía le preocupaba que el contraflujo de apuntalante pudiera iniciar la producción de arena. Esto dictó la necesidad de un tratamiento de consolidación previo al fracturamiento. Los ingenieros escogieron la resina K300 a base de furano, que podía colocarse a través del corto intervalo disparado utilizando tubería flexible para estabilizar un volumen de formación alrededor del pozo. Las resinas tienden a reducir la permeabilidad de la formación hasta cierto punto, pero las fracturas hidráulicas se extienden más allá de la región consolidada vecina al pozo. La consolidación mecánica previene la producción temprana de arena en la vida de un pozo, pero puede que por sí sola no controle el influjo de arena cuando el yacimiento muestra signos avanzados de agotamiento. Esta formación blanda, o pobremente consolidada, también requirió una fractura apuntalada ancha y corta para controlar la producción de arena mediante la reducción de la caída de presión asociada con el flujo y el impedimento del influjo de arena a través de los disparos. Para este trabajo, el operador utilizó un sistema de fracturamiento reticulado con borato, con bajo contenido de guar, compatible con los fluidos del yacimiento. Se seleccionó un apuntalante cerámico RCP, malla 20/40, curado para evitar el trituramiento del apuntalante sometido a esfuerzos de la formación de 8000 lpc [55 Mpa]. Se agregaron fibras PropNET a las etapas de inyección de fluido con apuntalante. El tratamiento de fracturamiento TSO, llevado a cabo desde una embarcación de estimulación, emplazó en la formación 4126 kg [9096 lbm] de un total de 5989 kg [13,204 lbm] de apuntalante bombeados. La reducción del régimen de bombeo al final del trabajo evitó las excesivas presiones de superficie del tratamiento. El contraflujo controlado inmediatamente después de detener el bombeo forzó el rápido cierre de la fractura hidráulica. Inicialmente, el pozo se probó a un gasto de 535 B/D [85 m 3 /d] de aceite y 4 MMpc/D [114,560 m 3 /D] de gas, con una presión en la tubería de producción de 3700 lpc [25.5 Mpa]. El análisis NODAL confirmó una permeabilidad de fractura de 200 md y un factor de daño ligeramente negativo. Esto indicó que la zona estaba estimulada y Tubería de pulgadas con mandriles de levantamiento artificial por gas Tubería de 7 pulgadas Empacador Colgador de la tubería de revestimiento: 7652 pies MD Cemento Colgador de la tubería de revestimiento: 10,811 pies MD Receptáculo de diámetro interior pulido (PBR) y tubería de revestimiento de pulgadas: 11,101 pies MD Fractura apuntalada Disparos: 11,774 a 11,780 pies MD Profundidad del tapón de abandono: 12,100 pies MD Tubería de revestimiento de pulgadas: 12,160 pies MD > Nuevo diseño de terminación. Durante la perforación del tramo lateral del Pozo 48 con un ángulo de inclinación de 40, las zonas someras de baja presión provocaron que la tubería de revestimiento de 5 pulgadas se aprisionara a 3384 m [11,101 pies] de MD, de modo que tuvo que cementarse en sitio. Esta complicación requirió la bajada de una tubería de revestimiento adicional de pulgadas hasta PT, a 3706 m [12,160 pies] MD. Se bajó un receptáculo de diámetro interior pulido (PBR, por sus siglas en inglés) diseñado para acomodar un arreglo de sello en el tope de la tubería de revestimiento de pulgadas. La nueva terminación poseía un empacador con una tubería de producción de pulgadas por encima y por debajo del mismo. Este empacador estaba anclado en la tubería de revestimiento de 7 pulgadas para permitir las operaciones de fracturamiento a través de la tubería de producción. Los cálculos del movimiento de la tubería de producción verificaron la estabilidad de los componentes de fondo de pozo, y las simulaciones de fracturamiento efectuadas con computadora determinaron los límites de seguridad durante el tratamiento de fracturamiento TSO. 52 Oilfield Review

14 Tubería de 7 pulgadas Empacador de tubería de producción dual EUROPA ASIA Cemento ÁFRICA Empacador ITALIA Roma Campo Giovanna A d r i á M a r Empaque de grava interno con pozo entubado Nápoles t i c o o Empacador r M a r r T i e n Empaque de grava interno con pozo entubado Empacador > Campo Giovanna en la zona marina oriental de Italia millas km Empaque de grava con agujero descubierto > Configuración típica de un pozo en el campo Giovanna. produciría mejor que una formación no dañada. Después de más de un mes, los gastos de producción de hidrocarburo se estabilizaron alrededor de 500 B/D [79.5 m 3 /d] de aceite y 2.5 MMpc/D [71,591 m 3 /D] de gas, con una presión de flujo en la tubería de producción (ftp, por sus siglas en inglés) de 3500 lpc [24.1 MPA]. 22. Pitoni E, Devia F, James SG y Heitmann N: Screenless Completions: Cost-Effective Sand Control in the Adriatic Sea, artículo de la SPE 58787, presentado en el Simposio Internacional de la SPE sobre Control del Daño de Formación, Lafayette, Luisiana, EUA, 23 al 24 de febrero de 2000; también en Terminaciones y Perforación 15, no. 4 de la SPE (Diciembre de 2000): Heitmann N, Pitoni E, Ripa G y England K: Fiber- Enhanced Visco-Elastic Surfactant Enables Cost- Effective Screenless Sand Control, artículo de la SPE 78323, presentado en la 13 ra Conferencia Europea del Petróleo de la SPE, Aberdeen, Escocia, Reino Unido, 29 al 31 de octubre de Pitoni E, Ripa G y Heitmann N: Rigless, Screenless Completions Solve Sand Problems in Two Offshore Fields Part II, Offshore 62, no. 7 (Julio de 2002): 64 68, 109. Un año después de efectuar el tratamiento de consolidación de la arenisca, este pozo todavía fluía 220 B/D [35 m 3 /d] de aceite, 850 B/D [135 m 3 /d] de agua y 380,000 pc/día [10,882 m 3 /d] de gas a una ftp de 1520 lpc [10.5 Mpa]. No hubo una producción de arena considerable durante el primer año de producción. Terminaciones de pozos de gas seco en una zona marina de Italia La división de E&P de Eni S.p.A. aplicó la tecnología de terminación de pozos sin cedazos para resolver los problemas de producción de arena en los campos del Mar Adriático, en la zona marina oriental de Italia (arriba, a la derecha). 22 Muchos yacimientos en esta área comprenden capas de arenisca, limolita y arcilla interestratificadas. Los intervalos productivos poseen una permeabilidad que varía de baja a moderada e históricamente producen sólidos de la formación, lo cual requiere terminaciones de pozos con métodos para controlar la producción de arena. Típicamente, Eni combina varios grupos sedimentarios en depósitos (pools) que se terminan con empaques de grava convencionales y que producen en forma separada. Algunos pozos poseen más de 10 depósitos distintos. La mayoría de los pozos incluyen terminaciones duales con dos arreglos paralelos de tubería de producción de pulgadas. En estos pozos, no es factible la instalación de un empaque de grava en la tubería de revestimiento de 7 pulgadas, que limita el número de depósitos que se pueden terminar en un solo pozo (arriba a la izquierda). El acceso a otros depósitos requiere costosas operaciones de reparación con equipos convencionales de reparación de pozos. En una tubería de revestimiento de pulgadas o más, se puede instalar un único empaque de grava selectivo para el arreglo corto, pero se necesitan reparaciones de gran escala para terminar los intervalos adicionales. Eni generalmente produce desde el arreglo corto sólo después de agotar intervalos más bajos a través del arreglo largo. Sin métodos de control de la producción de arena, sin embargo, las zonas superiores se ahogan con arena en poco tiempo; generalmente menos de dos años. Los métodos de terminación de pozos sin cedazos efectivos y confiables permiten la terminación de múltiples capas a través del arreglo corto sin importar el tamaño de la tubería de revestimiento y sin pasar por alto o diferir la producción de las reservas. Este procedimiento reduce los costos de perforación y de terminación considerablemente y permite que se produzcan eficientemente más zonas de gas en un pozo, aún con diámetros de pozos inferiores a pulgadas y tuberías de revestimiento de menos de 5 pulgadas de diámetro. Verano de

15 Tubería de 7 pulgadas Cemento Empacador doble Tubería de producción de pulgadas Tubería de extensión ranurada Fractura apuntalada Disparos Empacador > Terminación sin cedazos en el Pozo 6 del Depósito 10 del campo Giovanna. Al igual que otros campos desarrollados en esta área, el campo Giovanna consiste de yacimientos heterogéneos laminados y estratificados, cuyas permeabilidades relativas al gas son bajas; alrededor de 12 md. Estas areniscas sucias poseen un alto contenido de arcilla; hasta de 50%. La arena producida y la migración de finos provocan declinaciones de productividad que reducen considerablemente la producción del campo. En el Pozo 6 del campo Giovanna, se seleccionó una zona superior para efectuar una prueba de campo de terminación de pozos sin cedazos. En diciembre de 1992, Eni terminó inicialmente este pozo con dos tuberías de producción de pulgadas cada una, pero el pozo se llenó de arena en menos de dos años y tuvo que cerrarse (arriba). Eni y Schlumberger evaluaron cada paso del proceso de terminación de pozos sin cedazos; operaciones de disparos, consolidación de la formación, fracturamiento para el control de la producción de arena y selección del fluido de tratamiento óptimo. Las operaciones de disparos optimizadas no fueron una opción porque el pozo poseía disparos existentes y una contaba con una tubería de extensión ranurada frente al intervalo de interés. La baja permeabilidad limitó los regímenes de inyección en la matriz y previno el uso de resinas convencionales para la consolidación de la formación. La opción remanente consistía en remover el relleno de arena del pozo y llevar a cabo un tratamiento de fracturamiento TSO con control efectivo del contraflujo de apuntalante. Un relativamente bajo esfuerzo de cierre de fractura 3000 lpc [20.7 Mpa] ayudó a simplificar la selección del apuntalante, pero la selección de la malla resultó más difícil. Los granos más grandes de apuntalante maximizan la conductividad de la fractura, pero los más pequeños previenen la migración de partículas de la formación. Las fracturas TSO anchas redujeron la probabilidad del transporte de finos mediante la disminución de la caída de presión y de la velocidad del flujo de gas en la formación durante la producción. Por lo tanto, se escogió un apuntalante cuyo tamaño permitiera controlar la producción de arena, pero no la invasión de finos. Luego de exhaustivos estudios y simulaciones de operaciones de fracturamiento, Eni seleccionó un fluido ClearFRAC para satisfacer los objetivos de la estimulación. Los fluidos ClearFRAC VES demuestran consistentemente características superiores de suspensión y transporte de apuntalante, aún a bajas viscosidades. La minimización de la viscosidad del fluido de fracturamiento y la optimización de la pérdida de fluido ayudó a lograr una fractura TSO corta y ancha en las formaciones del Depósito 10 del campo Giovanna, que no había sido posible previamente con los fluidos convencionales de fracturamiento a base de polímeros. Se agregaron fibras PropNET para mantener los apuntalantes dentro de la fractura. Antes de fracturar, se removió el relleno de arena dentro y alrededor de la tubería de extensión ranurada mediante operaciones de limpieza con tubería flexible. Se colocó un tapón de arena con el tope a 1754 m [5754 pies], dejando 12 m [39 pies] de disparos abiertos para el tratamiento de fracturamiento. Debido a limitaciones en el espacio de la plataforma, todas las etapas de la lechada para el tratamiento de fracturamiento fueron mezcladas por baches en tanques que incluían paletas controladas independientemente y bombas de recirculación para asegurar una mejor mezcla y consistencia del fluido. Se bombeó el tratamiento a través de la terminación existente y se llevó a cabo sin un equipo convencional de reparación de pozos. La vigilancia de la presión neta aseguró la generación de una fractura TSO madura con un ancho adecuado. Las observaciones en la localización del pozo de los tanques de superficie y de las líneas de tratamiento confirmaron que las fibras PropNET ayudaron a suspender el apuntalante en la lechada de baja viscosidad. Se realizó una limpieza del pozo con tubería flexible y el pozo fue puesto en producción. La zona de 30 pies produjo gas sin arena de la formación, ni finos, ni apuntalantes o fibras; y a más del doble del gasto inicial de producción de gas, con una presión de fluencia equivalente a la de la terminación original. El Pozo 6 del campo Giovanna produjo gas libre de arena y de finos por dos meses y medio. La efectividad de las fibras PropNET depende de la fricción entre las partículas de apuntalante y las fibras individuales. El tamaño de grano del apuntalante, su redondez y textura superficial, y la presión de cierre de la fractura, al igual que el largo de la fibra contribuyen a producir fracturas sólidas y estabilizadas. En las pruebas de laboratorio, las fibras PropNET crean empaques extremadamente estables, aún en ausencia de esfuerzos de cierre. Esto se confirmó en el Pozo 6 del campo Giovanna. No se produjo apuntalante del empaque anular libre de esfuerzos, emplazado detrás de la tubería de extensión ranurada. Mejoras en una zona marina de Italia En base a la rehabilitación exitosa del Depósito 10, Eni programó inmediatamente reparaciones mayores para este y otros dos pozos. Eni utilizó un equipo mezclador continuo y programable para llevar a cabo tratamientos adicionales en dos zonas producidas a través del arreglo corto del Pozo 20 del campo Giovanna. Las zonas no han sido aún puestas en producción debido a que los planes de desarrollo del campo requerían primero el agotamiento de otros intervalos. Sin embargo, las altas presiones netas obtenidas durante estos dos tratamientos sin cedazos indicaron geometrías de fractura favorables que deberían prevenir la producción de arena. En el campo vecino Annalisa, se terminó una zona secundaria a través del arreglo corto de producción de un pozo terminado con dos arreglos de tuberías de producción. Esta terminación se efectuó utilizando métodos de terminación de pozos sin cedazos. Este intervalo no podría haber sido terminado ni producido sin la tecnología de terminación de pozos sin cedazos. El pozo produjo inicialmente con gastos de producción de gas rentables, pero la producción de arena ocurrió antes de que se cerrara la zona secundaria para abrir la zona primaria. El análisis posterior al tratamiento indicó que la frac- 54 Oilfield Review

16 tura TSO no desarrolló el ancho suficiente porque no se logró una presión neta suficiente durante el tratamiento. La escasez de fluido premezclado durante el fracturamiento y empaque del campo Annalisa remarcaron la importancia de la mezcla continua y de la combinación en sitio de los fluidos de tratamiento, apuntalantes y aditivos para la consistencia del tratamiento y el control de calidad. El incremento adecuado de la presión neta para crear la geometría de fractura óptima es difícil de obtener en formaciones blandas, tales como las de estos yacimientos del Mar Adriático. Eni prefiere utilizar fluidos a base de salmuera de baja viscosidad, compatibles con las formaciones del Mar Adriático, sin embargo, sus características de alta pérdida de fluido generalmente no generan la geometría de fractura requerida. Los fluidos a base de polímeros que presentan bajas pérdidas de fluido, crean fracturas que son largas y angostas, y pueden ocasionar un crecimiento vertical excesivo de la fractura sin lograr un fracturamiento TSO. Utilizando fluidos ClearFRAC no dañinos, Eni y Schlumberger identificaron las características de fluidos que serían compatibles con las características del yacimiento y optimizarían la geometría de la fractura. Sin embargo, aún utilizando fluidos con viscosidades extremadamente bajas, la posibilidad de obtener capacidades efectivas de suspensión del apuntalante, a la vez que se mantiene suficiente pérdida de fluido, es posible sólo reduciendo los regímenes de bombeo en una etapa temprana; generalmente a mitad de camino de un tratamiento. Esto requiere la toma de decisiones rápidas en el sitio del pozo en base a la vigilancia en tiempo real de la presión neta de fracturamiento para lograr un fracturamiento TSO óptimo. Algunas terminaciones de pozos sin cedazos en el Mar Adriático fueron consideradas exitosas, mientras que otras tuvieron resultados diversos debido a limitaciones operacionales más que técnicas. Todos estos intentos proporcionaron lecciones valiosas respecto de esta tecnología emergente y de implementaciones novedosas sin equipos convencionales de reparación de pozos en terminaciones futuras e intervenciones de remediación. Remediación con empaque de grava en una zona marina de Italia Las terminaciones de pozos sin cedazos proveen medios efectivos en materia de costos para restituir la producción en terminaciones empacadas con grava que fallan porque los cedazos están erosionados por la arena o taponados con finos, con depósitos de hidrocarburo o con incrustaciones. Este método se puede implementar sin utilizar equipos convencionales de reparación de pozos para extraer las tuberías, componentes y cedazos de terminación. Las aplicaciones iniciales apuntaban a empaques de grava de hasta 50 pies de largo y utilizaban tubería flexible. Estos tratamientos de remediación constituyen un proceso de múltiples etapas, que utilizan técnicas y fluidos estándar, tales como el sistema OrganoSEAL, para consolidar empaques de grava anulares entre los cedazos existentes y la tubería de revestimiento antes de las operaciones de disparos y del fracturamiento (abajo). Las soluciones de fluidos de cementación SqueezeCRETE creadas para aplicaciones específicas, pueden taponar las secciones no deseadas de empaques de grava que sobrepasen los 50 pies de largo. Estas lechadas de cemento, especialmente diseñadas, penetran más profundo en los empaques de apuntalante que otros micro cementos sin causar obturaciones o deshidratarse durante su emplazamiento. Esta técnica ayuda a evitar la pérdida excesiva de fluido de tratamiento y los arenamientos prematuros en los empaques de grava existentes. 23 La utilización de la técnica lanza chorros sobre un intervalo tratado con herramientas que incluyen boquillas de fluido en una cabeza rotativa, bajadas con tubería flexible, remueve los químicos del tratamiento de consolidación del interior de los cedazos. No se realiza ningún 23. Boisnault JM, Guillot D, Bourahla A, Tirlia T, Dahl T, Holmes C, Raiturkar AM, Maroy P, Moffett C, Mejía GP, Martínez IR, Revil P y Roemer R: Concrete Developments in Cementing Technology, Oilfield Review 11, no. 1 (Primavera de 1999): Formación consolidada Empaque de grava anular consolidado Fractura TSO apuntalada Disparos iniciales Cemento Tubería de revestimiento Disparos de remediación con fase de 180 El cemento SqueezeCRETE sella las secciones no deseadas de empaques de grava existentes > Reparación de un empaque de grava. Las técnicas de terminación de pozos sin cedazos proveen alternativas para la rehabilitación de terminaciones existentes que han erosionado (izquierda) o taponado (derecha) los cedazos. Se baja una tubería flexible para limpiar al pozo, desplazar los fluidos producidos y colocar un agente químico de consolidación a través y encima de los cedazos de exclusión de arena. Estos pasos continúan con una inyección forzada de los fluidos de tratamiento dentro del espacio anular del empaque de grava (centro). El objetivo principal consiste en bloquear la permeabilidad del empaque de grava y prevenir un arenamiento de la fractura provocada por la pérdida del fluido del espacio anular. La consolidación química del empaque anular también mantiene abiertos los túneles de los disparos luego de re-disparar y ejecutar un tratamiento de fracturamiento TSO. La tecnología de micro cementación, tal como la de las lechadas SqueezeCRETE elaboradas con fines específicos, puede penetrar y sellar las secciones no deseadas de los cedazos empacados con grava. Verano de

17 intento de remover el sistema de consolidación de la grava colocada detrás de los cedazos. Entonces, los pozos se reparan con operaciones de disparos optimizadas, utilizando cargas de penetración profunda para proveer la suficiente penetración dentro de la formación y crear agujeros de entrada en la tubería de revestimiento lo suficientemente grandes para facilitar el éxito del fracturamiento. Luego de las nuevas operaciones de disparos, el cedazo y el empaque de grava consolidado se estimulan con un tratamiento de fracturamiento TSO que incluye aditivos para controlar el contraflujo de apuntalante. Debido a los éxitos logrados con las terminaciones de pozos sin cedazos en el campo Giovanna, Eni reconoce a la aplicación de métodos de terminación de pozos sin cedazos como una alternativa práctica para rehabilitar pozos que en alguna oportunidad se creyó requerían intervenciones con equipos convencionales de reparación de pozos. Las técnicas que no requieren tales equipos también permiten la reparación de pozos con cedazos empacados con grava que fallan o se taponan. El Pozo 14 del campo Giovanna fue el primer pozo candidato para la rehabilitación sin cedazos, sin tener que extraer o reemplazar los componentes de terminación. Las condiciones de fondo de pozo, la compactación del yacimiento y el largo intervalo de terminación presentaron retos operacionales. La sección inferior del cedazo y empaque de grava fue cegada con una lechada SqueezeCRETE diseñada Unidad de tubería flexible Empacador Fractura Tapón de arena Zona productiva 1 Zona productiva 2 Zona productiva 3 para reducir el intervalo de interés por debajo de los 30 pies. Además, el intervalo re-disparado permitió el acceso con tubería flexible justo hasta los primeros 12 pies [3.7 m], de modo que la fractura TSO probablemente no cubrió todos los disparos, lo cual resultó en la temprana migración de finos. Se identificó y programó otra terminación sin cedazos para un intervalo pasado por alto en el Pozo 16 del campo Giovanna, pero la compactación del yacimiento torció la sarta de la tubería de producción e imposibilitó la re-entrada. Se están planificando varias terminaciones de pozos sin cedazos adicionales en otros campos, donde el dilema que enfrentan los ingenieros de terminación de pozos es que las reservas remanentes de gas en las capas de interés son insuficientes para justificar el costo y el riesgo de operaciones con equipos convencionales de reparación de pozos. Las terminaciones de pozo duales estaban equipadas con una camisa lateral deslizante (SSD, por sus siglas en inglés) en uno o más intervalos disparados y producidos a través de las tuberías de producción cortas o largas. Antes de que se realizaran las terminaciones de pozos sin cedazos bajo estas condiciones, se utilizaban pruebas de superficie para verificar la probabilidad de fracturar a través de una camisa SSD. Se efectuaron pruebas de taller a escala completa para evaluar la erosión potencial y la integridad de la presión de la camisa SSD luego de bombear volúmenes considerables de fluido con apuntalante bajo condiciones de campo. Unidad de tubería flexible Herramienta de aislamiento de intervalos Fractura Zona productiva 1 Zona productiva 2 Zona productiva 3 > Fracturamiento con tubería flexible. La estimulación CoilFRAC efectuada a través de tubería flexible facilita la consolidación de la formación y el fracturamiento hidráulico de zonas individuales o múltiples en una sola operación. Para el aislamiento por zonas pueden utilizarse empacadores de anclaje por tensión y tapones de arena. Los programas de bombeo para cada zona incluyen apuntalante extra para colocar un tapón a través de los intervalos fracturados antes desplazarse hacia arriba para tratar la próxima zona (izquierda). La herramienta de aislamiento de intervalo CoilFRAC ST sella por encima y por debajo de los intervalos de interés a fin de aislar las zonas individuales para la estimulación selectiva. La herramienta se puede desplazar rápidamente de una zona a otra sin extraerla del pozo (derecha). Estas pruebas de superficie se realizaron en cuatro etapas con pruebas de presión e inspecciones visuales llevadas a cabo luego de cada etapa. Luego de bombear 39,462 kg [87,000 lbm] de apuntalante, se probó la válvula de la camisa SSD a 3000 lpc [20.7 Mpa]. La inspección visual confirmó sólo efectos de erosión superficiales menores, verificando que es posible bombear grandes volúmenes de fluido con apuntalante a través de una válvula de la camisa SSD sin poner en peligro su integridad hidráulica y sin erosión significante. Subsiguientemente, después de efectuar tratamientos sin cedazos en varios pozos del Mar Adriático, se cerraron los dispositivos de la camisa SSD instalados en el fondo del pozo, se efectuaron pruebas de presión y se reabrieron dichos dispositivos; todo esto exitosamente. Tratamientos selectivos Además de controlar el contraflujo de apuntalante, el éxito de las terminaciones de pozos sin cedazos depende en gran medida del emplazamiento efectivo de los fluidos de estimulación y de la cobertura completa de la fractura a través de todos los disparos abiertos. Utilizando la tubería flexible como el conducto para los fluidos de fracturamiento con apuntalante, se pueden tratar las zonas productivas múltiples en forma consecutiva durante una única movilización (izquierda). El servicio de estimulación CoilFRAC realizado a través de tuberías de producción utilizando un sistema de herramientas de aislamiento de intervalo CoilFRAC ST, aísla selectivamente intervalos individuales para obtener el ancho y la conductividad de fractura óptimos sin la intervención de equipos convencionales de perforación o reparación de pozos. 24 Las terminaciones de pozos sin cedazos ofrecen una alternativa viable cuando los métodos convencionales de control de la producción de arena resultan económicamente poco atractivos o no se pueden aplicar. Este procedimiento permite la producción de zonas que previamente no pudieron ser terminadas. Las técnicas de terminación de pozos sin cedazos son simples y pueden volver a aplicarse más adelante en la vida productiva de un pozo si surge la necesidad. Cada vez más, los operadores reconocen a esta tecnología como una estrategia que posibilita la terminación de pozos, así como también facilita la rehabilitación de la producción. 24. Degenhardt KF, Stevenson J, Gale B, González D, Hall S, Marsh J y Zemlak W: Aislamiento y estimulación selectivos, Oilfield Review 13, no. 3 (Invierno de 2001/2002): Oilfield Review

18 Modelos geomecánicos del subsuelo Modelos de predicción de producción de arena Modelos de análisis económicos y de riesgo Adquisición de registros de producción Detección de producción de arena Terminaciones inteligentes Predicción Vigilancia rutinaria Flujo de fondos Terminación 3 Terminación 2 Terminación 1 Terminación tradicional Tiempo Reparaciones Intervenciones sin equipos convencionales Prevención y control Remediación Disminución de la estabilidad de la formación Terminación natural Terminación estimulada Manejo de la Métodos de terminaciones arena producida de pozos sin cedazos Operaciones de disparos óptimas Operaciones de disparos óptimas Estimulación por fracturamiento TSO Operaciones de disparos óptimas Diseño de levantamiento artificial Desarenador de fondo de pozo Operaciones de disparos óptimas Estimulación por fracturamiento TSO Control del contraflujo de apuntalante Consolidación de la formación Tecnología de cementación Tratamientos selectivos con tubería flexible Métodos convencionales de exclusión de arena Operaciones de disparos óptimas Emplazamiento correcto de la grava Empaque de grava con pozo entubado Empaque de grava con agujero descubierto Fracturamiento y empaque Cedazos expansibles > Soluciones de manejo de la producción de arena. Soluciones para el manejo de la arena Los problemas operacionales asociados con el influjo de arena afectan negativamente al pozo y a la productividad del yacimiento, ponen en peligro la longevidad del pozo, limitan las opciones de intervenciones de remediación e impactan la rentabilidad del campo desfavorablemente. El asegurar que los túneles de los disparos y la formación circundante permanezcan estables es clave en los esfuerzos realizados para el manejo de la arena (arriba). La selección de los candidatos para terminaciones de pozos sin cedazos, por lo tanto, es un aspecto importante del planeamiento y ejecución de terminaciones de pozos que requiere la cuidadosa evaluación y caracterización de la formación, utilizando los datos de producción de la más alta calidad como datos de entrada para los modelos de predicción de la producción de arena, para los programas de diseño de tratamientos de fracturamiento hidráulico y para los simuladores de yacimientos. El programa de computación SandCADE y otros modelos mecánicos establecen caídas de presión y velocidades de flujo críticas máximas para evitar el contraflujo de apuntalante durante las fases de producción y limpieza. Actualmente, los pozos que más se benefician de los métodos de terminación de pozos sin cedazos son aquellos con configuraciones que hacen la instalación de arreglos internos de componentes de terminación difícil, indeseada o incluso imposible. Sin embargo, las aplicaciones para las técnicas que no requieren equipos convencionales de perforación o de terminación de pozos involucrarán cada vez más la reparación de pozos para explotar las reservas marginales que no justifican económicamente las operaciones con aquellos equipos. Los resultados de las terminaciones de pozos sin cedazos obtenidos hasta el momento prueban claramente la viabilidad de esta tecnología emergente, la cual provee soluciones atractivas para evitar, de lo contrario, una producción diferida o la pérdida de reservas. Las técnicas de terminación de pozos sin cedazos constituyen un elemento importante en las estrategias avanzadas de manejo de la arena, pero no reemplazarán a los métodos convencionales de control de la producción de arena. En algunos yacimientos, sin embargo, éstas proveen estrategias alternativas efectivas en materia de costos para eliminar o manejar la producción de arena a lo largo de la vida productiva de un pozo o durante el desarrollo de un campo. Los esfuerzos de investigación y desarrollo actuales están dirigidos a mejorar los modelos de computación diseñados para predecir la producción de arena y proveer una evaluación mejorada de los riesgos. Estos esfuerzos asegurarán la efectividad de las cada vez más sofisticadas técnicas de disparos y terminaciones de pozos. MET Verano de

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