Sistemas integrados de limpieza de pozos: Mejoramiento de la eficiencia y reducción del riesgo

Transcripción

1 Sistemas integrados de limpieza de pozos: Mejoramiento de la eficiencia y reducción del riesgo La acumulación de arena y sólidos en los pozos perjudica significativamente la producción de petróleo y gas. De hecho, prácticamente la mitad de las operaciones con tubería flexible conllevan trabajos de limpieza de pozos para la remoción de los escombros. La integración innovadora de equipos, los programas de computación, los sistemas de limpieza a base de fluidos y la vigilancia rutinaria de los tratamientos ayuda a los ingenieros a reducir el costo y el riesgo de las operaciones de limpieza de pozos y restituye la producción en menos tiempo. Azhar Ali PETRONAS Carigali Sdn Bhd (PCSB) Kerteh, Malasia Curtis G. Blount ConocoPhillips Anchorage, Alaska, EUA Stephen Hill Jai Pokhriyal Xiaowei Weng Sugar Land, Texas, EUA M. J. Loveland ConocoPhillips Kuparuk, Alaska Shahril Mokhtar Kemaman, Malasia Jessica Pedota Prudhoe Bay, Alaska Mads Rødsjø BP Norge AS Stavanger, Noruega Radovan Rolovic Stonehouse, Inglaterra Wei Zhou Stavanger, Noruega Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Marc Allcorn, Sugar Land, Texas, EUA, y a Markus Andre Karlsen, Bergen, Noruega. CoilCADE y PowerCLEAN son marcas de Schlumberger. El movimiento de la arena y la acumulación de escombros pueden producir un impacto considerable sobre el flujo de fluido. En la superficie, un río puede depositar un volumen tan grande de limo que llega a obstaculizar su propio flujo, modificando su curso y amenazando quizás las zonas agrícolas y las comunidades. De un modo similar, en un pozo, el influjo de arena puede afectar o detener el flujo de petróleo proveniente de un yacimiento. El relleno de arena y los escombros no son problemas nuevos con los pozos de petróleo. Varias generaciones de ingenieros de campos petroleros han tenido que enfrentar el desafío de mantener sus pozos limpios. En el año 90, del Pozo Clement Nº situado en el sudoeste de Luisiana, EUA, y perteneciente a Jennings Oil Company, salían a borbotones unos,3 m 3 /d [7,000 bbl/d] de petróleo. Lamentablemente para estos primeros pioneros de la industria petrolera, la prosperidad duró poco. Luego de siete horas de producción, la arena de formación taponó más de 305 m [,000 pies] de tubería de revestimiento, extinguiendo la producción de petróleo y con ella todos los sueños de opulencia y riqueza. Los esfuerzos por remover la arena de este pozo finalmente fracasaron y se procedió a abandonar el área prospectiva. Aproximadamente para la misma época, los exploradores de petróleo de Texas comenzaron a utilizar una técnica innovadora para evitar que declinara la producción de petróleo; el torpedo. 2 Un torpedista bajaba cuidadosamente en el pozo cantidades sustanciales de nitroglicerina. Una vez que los recipientes con nitroglicerina alcanzaban su objetivo, se dejaba caer un peso en el pozo, poniéndose en marcha una secuencia de eventos que culminaban con una explosión espectacular y, con un poco de suerte, estimulaban el pozo removiendo sus escombros y reiniciando el flujo de petróleo. Hoy en día, los ingenieros utilizan métodos más seguros y más eficaces para eliminar la arena y otros escombros del pozo. En este artículo, algunos ejemplos de América del Norte, el Mar del Norte y Malasia demuestran cómo los procesos de limpieza de pozos cuidadosamente diseñados e integrados ahorran tiempo, reducen costos y riesgos, así como también mejoran la eficiencia operacional, permitiendo al mismo tiempo que los operadores produzcan más petróleo. Transporte de sólidos hacia la superficie El relleno del pozo constituye una preocupación importante para los operadores de todo el mundo. Este problema, que inhibe la producción, se encara normalmente a través de intervenciones con tubería flexible (TF). No obstante, a medida que aumenta la complejidad de los pozos y de las terminaciones y la producción de reservas se lleva a cabo en condiciones cada vez más dificultosas, se presentan ambientes en los que las técnicas de limpieza con TF convencionales no resultan adecuadas para una remoción efectiva del relleno. Las operaciones de limpieza de pozos constituyeron unas de las primeras aplicaciones para 4 Oilfield Review

2 los servicios de TF. Las estimaciones globales indican que casi un 50% de las operaciones con TF se llevan a cabo para remover sólidos y escombros móviles, tales como arena producida o restos de apuntalante provenientes de los tratamientos de fracturamiento hidráulico. 3 En general, los desarrollos continuos registrados en los sistemas de operaciones con TF han permitido que los operadores avancen al mismo tiempo que se incrementan las profundidades y tortuosidades de los pozos y aumentan las complejidades de las condiciones ambientales de fondo de pozo. 4 La técnica más común para la limpieza de pozos desviados utiliza una herramienta de limpieza por chorro que se baja en el pozo con TF. Durante el bombeo del fluido de limpieza por la tubería de producción, esta herramienta se baja o lava dentro de la arena u otros escombros, comúnmente llamados relleno. Una vez penetrado, o mordido el relleno, el movimiento descendente se detiene. Mientras se sigue haciendo circular el fluido de limpieza, la herramienta de limpieza a chorro se sube levemente y en forma lenta en un proceso que se conoce como barrido.. Adaptado a partir de un artículo de Shelia Esthay, Jennings Daily News, first-well.ssi (Se examinó el 2 de marzo de 2005). 2. Olien RM: The Oil Field Shooters, OilenOilShooter.htm (Se examinó el 2 de marzo de 2005). 3. Rolovic R, Weng X, Hill S, Robinson G, Zemlak K y Najafov J: An Integrated System Approach to Wellbore Cleanouts with Coiled Tubing, artículo de la SPE 89333, presentado en la Conferencia y Exhibición sobre Tubería Flexible de las SPE/ICoTA, The Woodlands, Texas, EUA, 23 al 24 de marzo de Para más información sobre TF, consulte: Afghoul AC, Amaravadi S, Boumali A, Calmeto JCN, Lima J, Lovell J, Tinkham S, Zemlak K y Staal T: Tubería flexible: La próxima generación, Oilfield Review 6, no. (Primavera de 2004): Otoño de

3 A B C Cuán grande es el bocado tomado y cuánto se sube la herramienta en dirección a la superficie dependen de numerosos factores incluyendo el gasto (la tasa de flujo), el tipo de relleno, el diámetro de la tubería de producción y de la tubería de revestimiento, el fluido de limpieza utilizado, el diseño de las boquillas, la presión de fondo de pozo y la trayectoria del pozo. Ocasionalmente, el barrido tendrá que ser llevado nuevamente a la superficie antes de proceder a tomar el siguiente bocado. Una vez que el relleno ha sido barrido en sentido ascendente hasta una profundidad predeterminada, se hace retornar la herramienta al fondo para tomar el siguiente bocado de relleno. El proceso se reitera hasta que todo el relleno ha sido movilizado y removido del pozo (izquierda). La herramienta de limpieza por chorro, o boquilla de lavado, generalmente está diseñada para producir turbulencia en el fluido, lo que ayuda a movilizar y dejar en suspensión las partículas sólidas. No obstante, en lo que respecta a los pozos inclinados, la turbulencia se reduce al aumentar la distancia con respecto a las boquillas y los sólidos a menudo forman capas en el lado bajo del pozo al caer, o desprenderse, de la suspensión. A medida que aumenta la altura de esta capa de sólidos, se dispone de menos sección transversal de pozo para el flujo, de manera que la velocidad del fluido a lo largo de la superficie de la capa aumenta hasta que alcanza una velocidad de movilización crítica. Una vez alcanzada esta velocidad, la totalidad o parte del relleno se dispersa, se vuelve a mezclar con el fluido de limpieza y es transportado hacia la superficie, formando a menudo una nueva capa un poco más arriba dentro del pozo. D < Pasos del proceso de limpieza. Un proceso de limpieza de pozo típico consta de varios pasos. Primero, se baja la herramienta de limpieza con TF hasta el tope del relleno (A). En la imagen B, la herramienta penetra en el relleno durante la circulación, lava y moviliza los sólidos y toma un bocado. Luego, en la imagen C, se ha alcanzado una longitud de bocado previamente planificada y se está subiendo la herramienta de limpieza por chorro hacia el extremo superior de la tubería de revestimiento corta (liner), para dar comienzo al proceso de barrido. En la imagen D, el relleno está siendo barrido a través de una porción de la sección angular crítica (40 a 65 grados) del pozo. En general, una vez que los sólidos son barridos hacia el extremo superior de la tubería de revestimiento corta, la boquilla vuelve al fondo, se toma el siguiente bocado y el proceso se repite hasta remover todos los sólidos del pozo. 6 Oilfield Review

4 > Simulaciones de circuitos cerrados de pruebas de flujo en gran escala. Los ingenieros del IPC utilizaron el circuito cerrado de pruebas de flujo transparente de 7.0 pulgadas (extremo superior) y diversos tamaños de TF para evaluar el transporte de sólidos en relación con diversos fluidos y configuraciones de boquillas de lavado, en desviaciones que oscilan entre 45 y 75 respecto de la vertical. La eficiencia del proceso de limpieza se evaluaba a la vez que se variaba el tipo de relleno, las velocidades anulares y la carga de sólidos. Las pruebas ayudaron además a optimizar el diseño de las boquillas para lograr velocidades de penetración, suspensión de partículas y velocidades de barrido máximas (extremo inferior). A medida que la herramienta de limpieza por chorro se desplaza en dirección ascendente, hacia una capa recién formada, la turbulencia generada por la acción del chorro también ayuda a movilizar el relleno, transportándolo en dirección a la superficie hasta que los sólidos se precipitan nuevamente. El ciclo se repite, empujando la capa hacia la superficie a medida que se extrae la TF del pozo. Si la velocidad de la TF es demasiado elevada o la boquilla de limpieza por chorro resulta inadecuada para la aplicación, los sólidos serán esquivados y distribuidos en forma irregular a lo largo del pozo, lo que se traducirá en una limpieza parcial y en la necesidad de realizar un tratamiento correctivo adicional. Este problema también puede producirse cuando los gastos son muy bajos o el diseño del fluido portador es incorrecto. Integración de los sistemas de limpieza Los ingenieros consideran diversos factores a la hora de diseñar operaciones de limpieza de pozos, incluyendo la geometría de las operaciones de terminación de pozos, la desviación del pozo, las propiedades de los fluidos de limpieza, el gasto, los límites de la presión de circulación, la presión y la temperatura de fondo de pozo, el tipo de sólidos que debe removerse y la distancia a lo largo de la cual se deben transportar los sólidos. Con mucha frecuencia, los gastos más altos, las terminaciones de pozos de menor tamaño, los sólidos más livianos y con formas más angulares, las desviaciones y temperaturas de fondo de pozo menores, y las distancias más cortas para el transporte de sólidos se traducen en operaciones de limpieza más sencillas. No obstante, con ángulos que oscilan entre 40 y 65 grados, los efectos de la inclinación del pozo pueden dificultar la limpieza de casi todo tipo de pozo. 5 Schlumberger comenzó a integrar los sistemas de limpieza de pozos en el año 2002 en el Centro Integrado de Productividad y Operación de Herramientas (IPC) que posee la compañía en Sugar Land, Texas. Los ingenieros utilizaron primero los datos de los circuitos cerrados de pruebas de flujo para validar y mejorar los modelos teóricos y los algoritmos existentes (arriba). Al darse cuenta de que el éxito o el fracaso no dependen de un único aspecto del proceso de limpieza, los ingenieros explotaron las sinergias de los sistemas y desarrollaron el sistema integrado de remoción de relleno PowerCLEAN. 5. Rolovic et al, referencia 3. Otoño de

5 Viscosidad a 70 seg -, cp Reología de diversos fluidos de limpieza Temperatura, F 0.5 gal/bbl Gel PowerCLEAN.75 lbm/bbl de goma welan.75 lbm/bbl de goma xantan.75 lbm/bbl de goma guar Caída de presión cada,000 pies, lpc Caída de presión por fricción de fluido en TF recta de.5 pulgadas de diámetro exterior Gasto (Tasa de flujo), bbl/min Longitud de transporte de sólidos (arena malla 20/40 a una velocidad de fluido de 30 pies/min) Longitud de transporte normalizada Agua.75 lbm/bbl de goma welan.75 lbm/bbl de goma guar.75 lbm/bbl de goma xantan 0.5 gal/bbl de gel PowerCLEAN.05 gal/bbl de reductor de fricción 0.25 gal/bbl de gel PowerCLEAN.75 lbm/bbl de goma xantan.75 lbm/bbl de goma guar > Evaluación de fluidos de limpieza. El análisis de laboratorio indica que el fluido PowerCLEAN exhibe estabilidad térmica a una temperatura inmediatamente inferior a 325 F (curva naranja - izquierda). Las pruebas de laboratorio han demostrado que las caídas de presión por fricción de circulación del gel PowerCLEAN (naranja) son bajas si se comparan con las de los fluidos de limpieza comunes (centro). En esta prueba, se muestra con fines comparativos una solución de baja fricción consistente en agua y reductor de fricción (curva azul claro). Además, si se compara con el fluido a base de goma xantan (rosa), el fluido PowerCLEAN (naranja) muestra un mejoramiento del 00% en la capacidad de transporte a menores concentraciones (derecha). Fluido Las aplicaciones de los programas de computación, los fluidos de limpieza, el diseño de las herramientas de limpieza por chorro y las boquillas, y la vigilancia rutinaria de la remoción de sólidos se combinaron en un solo sistema, posibilitando a los ingenieros el diseño de soluciones de limpieza de pozos eficaces desde el punto de vista de sus costos para la arena, la bauxita y otros escombros, bajo una amplia gama de condiciones de pozo. Esto incluye pozos con tuberías de revestimiento de gran diámetro, altas temperaturas y trayectorias dificultosas. Las técnicas básicas que subyacen las operaciones de limpieza de pozos con TF modernas son todas similares. La verdadera diferenciación existe en la integración de los elementos técnicos clave, tales como los programas de computación, los fluidos de limpieza, las boquillas y el control de sólidos. Programas de computación El programa de diseño de operaciones PowerCLEAN sirve como plataforma de integración para la optimización de los procesos de limpieza de pozos. Para cualquier conjunto de condiciones de pozo y condiciones de operación dado, el programa evalúa y optimiza los fluidos de limpieza con respecto a una serie de variables, entre las que se encuentran el gasto máximo para una presión de circulación admisible máxima; las limitaciones de la presión de fondo de pozo; la máxima velocidad de bajada de la TF en el pozo (RIH, por sus siglas en inglés) y la longitud del bocado cuando se penetra el relleno; la formación y el comportamiento de la capa de sólidos respecto de los requisitos de barrido; la velocidad de extracción óptima de la TF para el proceso de barrido y la longitud del barrido antes de tomar el siguiente bocado de relleno. En el programa de diseño se pueden definir parámetros adicionales para garantizar una operación de limpieza segura, eficaz y libre de problemas. Por ejemplo, el programa puede predecir la altura de las capas de sólidos que se forman en el lado bajo de un pozo inclinado. Mediante el ajuste de los procedimientos operacionales, los ingenieros aseguran que la altura de las capas de sólidos no exceda una porción predeterminada del área en la sección transversal del pozo, minimizando así la fricción y el arrastre de la tubería de producción, la densidad de circulación equivalente (ECD, por sus siglas en inglés) y el riesgo de atascamiento de la tubería. 6 Fluidos de limpieza Los fluidos utilizados en las operaciones de limpieza de pozos a menudo se elaboraban para otras operaciones de campos petroleros, tales como los tratamientos de fracturamiento hidráulico y empaque de grava. En las operaciones con TF, las exigencias que impone el desempeño del proceso de limpieza sobre los sistemas de fluidos son significativas. Los diámetros de los elementos hidráulicos son a menudo pequeños y requieren que los ingenieros balanceen los requisitos de eficiencia del transporte de sólidos y la viscosidad del fluido en función de los gastos y las temperaturas y presiones de fondo de pozo. Éstas y otras demandas hacen que muchos de los fluidos de limpieza existentes resulten inadecuados en ambientes de pozos dificultosos. Para encarar esta necesidad crítica, los investigadores de Schlumberger desarrollaron el sistema de fluido PowerCLEAN. Los ingenieros consideraron cuidadosamente las implicancias de los efectos térmicos sobre la viscosidad y eficiencia de la limpieza del pozo subsiguiente. Si bien la velocidad desempeña un rol más importante en lo que respecta a la eficiencia de transporte bajo condiciones dinámicas, el incremento de la viscosidad del fluido puede impedir la sedimentación estática. 7 El incremento de las viscosidades de los fluidos tiende a incrementar las caídas de presión por fricción y reducir los gastos a expensas de una 8 Oilfield Review

6 operación de limpieza de pozo efectiva. Los efectos térmicos pueden producir significativos efectos perjudiciales sobre los fluidos a base de polímeros, reduciendo la viscosidad y limitando la capacidad de suspensión estática (página anterior, arriba). Los ingenieros del IPC utilizaron circuitos cerrados de pruebas de flujo horizontales para investigar la velocidad de asentamiento de las partículas bajo diversas condiciones de flujo. El perfil de viscosidad de una solución con gel PowerCLEAN exhibió una fluidificación por esfuerzo de corte pronunciada. Las pruebas posteriores demostraron que el sistema de fluido provee una viscosidad aceptable a temperaturas de hasta 63 C [325 F]. En ciertos casos, no se necesitan sistemas de fluidos de avanzada y los fluidos ordinarios, tales como el agua, la goma guar, la hidroxietilcelulosa (HEC), la goma xantan, la goma welan y los fluidos a base de surfactantes viscoelásticos, pueden ser utilizados en forma efectiva con el sistema PowerCLEAN. Un factor importante de este proceso es la selección del fluido correcto para una aplicación dada, lo que complementa los requisitos de velocidad, el diseño de las boquillas y las condiciones de pozo. Boquillas Los diseños disponibles incluyen boquillas con chorros progresivos y regresivos, boquillas que poseen chorros progresivos solamente, boquillas que sólo tienen chorros regresivos y boquillas que pueden pasar de chorro progresivo a regresivo en función de la demanda. Cualquiera de estas combinaciones puede incluir características de inducción del efecto de remolino radial. Los ingenieros de IPC diseñaron las nuevas boquillas utilizando estudios teóricos y pruebas de operaciones de limpieza empíricas en circuitos de pruebas de 3.5 y 7 pulgadas. Las boquillas están diseñadas para asegurar la remoción completa y eficaz de los sólidos de la mayoría de las configuraciones de pozos utilizando fluidos que comprenden desde el agua hasta fluidos de limpieza viscosificados. Las boquillas PowerCLEAN no tienen piezas móviles y proveen un chorro continuo para crear un efecto de remolino. El enfoque, la dirección, el tamaño y el espaciamiento de las boquillas están diseñados específicamente para operaciones de limpieza de pozos con relleno no consolidado, lo que optimiza la energía de fluido disponible para la elevación y suspensión de las partículas (derecha). La caída de presión que se produce a través de la boquilla PowerCLEAN es relativamente pequeña y varía típicamente de 00 a 400 lpc [689 a 2,758 kpa] con gastos que oscilan entre y 3 bbl/min [59 y 477 L/min]. Velocidad de extracción de la TF, pies/min Desempeño de diversas boquillas (agua, 60 grados de desviación) Velocidad del fluido anular, pies/min Boquilla PowerCLEAN Chorros progresivos y regresivos Chorros progresivos solamente Chorros regresivos solamente > Remoción del relleno del pozo por lavado. El desempeño de la boquilla PowerCLEAN (extremo inferior derecho) es superior al de otros diseños de boquillas. En las pruebas de laboratorio que utilizan circuitos cerrados de pruebas de flujo de 90.5 mm [7.5 pulgadas], el incremento de las velocidades de bombeo y de las velocidades anulares factible, sumado a los efectos de remolino (izquierda) logrados por el diseño de la boquilla, ayuda a mantener los sólidos en suspensión por más tiempo, lo que permite que la TF se extraiga a mayor velocidad, ahorrando tiempo y mejorando la eficiencia (extremo superior derecho). La pequeña caída de presión producida a lo largo de la boquilla posibilita la existencia de gastos y velocidades de fluido más elevadas en el pozo, que son esenciales para la remoción efectiva de su relleno. Control de sólidos Asegurar que los sólidos del pozo se remuevan a las velocidades previstas es crucial para el éxito de la operación. Un componente importante del sistema PowerCLEAN es el dispositivo de control de sólidos, un sensor acústico que mide la energía asociada con las colisiones de los sólidos en la superficie interna 6. La densidad de circulación equivalente es la densidad efectiva ejercida por un fluido de circulación contra la formación que toma en cuenta la caída de presión producida en el espacio anular, por encima del punto en consideración. 7. Rolovic et al, referencia 3. Otoño de

7 Presión de circulación Profundidad corregida Velocidad de bombeo Volumen total de sólidos removidos Velocidad de retorno de sólidos Salida de datos en tiempo real PowerCLEAN 800 6, ,000 Velocidad de retorno de sólidos, lbm/min Presión, lpc Profundidad, pies 5,000 4,000 3,000 2,000, Velocidad de bombeo, bbl/min 3,000 2,000,000 Volumen total de sólidos removidos, lbm :07:9 5:53:59 8:40:39 Tiempo 2:27:9 00:3:59 > Vigilancia rutinaria de la remoción de sólidos del pozo. El sistema de control de sólidos utiliza las señales acústicas para monitorear la cantidad de sólidos que se remueven del pozo. El dispositivo de medición es no invasivo y se fija a la línea de retorno proveniente del cabezal de producción del pozo (extremo superior izquierdo y derecho). Una interfase computarizada monitorea el dispositivo a lo largo de toda la operación. Los datos de salida (derecha) muestran la velocidad de retorno de sólidos en función del tiempo (rojo) y una estimación del total de sólidos removidos (negro). Los cambios inusuales producidos en los datos alertan a los ingenieros acerca de la presencia de problemas potenciales durante la operación. de un tubo (arriba). Esta energía es procesada para detectar el volumen de sólidos que pasa por la posición del sensor como una función del tiempo. La observación de la tendencia de los sólidos que retornan a la superficie durante una operación de limpieza proporciona una alternativa para la verificación del desempeño de los sistemas PowerCLEAN. Se pueden anticipar problemas potenciales y adoptar medidas correctivas. Limpieza de trayectorias onduladas en Alaska La integración de los componentes de los sistemas de limpieza de pozos permite a los ingenieros remover con éxito los sólidos y escombros de los pozos, que previamente se consideraban demasiado complejos para la operación de limpieza, o pozos en los que los tratamientos de remediación no resultaban efectivos desde el punto de vista de sus costos. Los pozos operados por ConocoPhillips en la Unidad Kuparuk River, situada en el Talud Norte de Alaska, EUA, a menudo tienen un relleno que obstaculiza la producción e incrementa el costo operativo en algún punto de su ciclo de vida. 8 Las trayectorias de los pozos pueden ser tortuosas; en ciertos casos, ondulaciones de más de 43 m [40 pies], de cresta a valle, dificultan los esfuerzos de remoción de la arena (próxima página). A comienzos del año 2003, los perforadores terminaron un pozo a lo largo de,524 m [5,000 pies] de sección horizontal de la arenisca West Sak de baja presión. Con la ayuda de una bomba de chorro, el pozo produjo inicialmente hasta 05 m 3 /d [660 bbl/d] de petróleo. En septiembre de 2003, el pozo fue cerrado para cambiar el sistema de levantamiento artificial. Durante la reparación, utilizando línea de acero, se encontró relleno cerca del extremo superior de la tubería de revestimiento corta a 2,006 m [6,580 pies]. Durante el mes siguiente, los especialistas de campo de Schlumberger bajaron la TF en el pozo haciendo contacto con el relleno a 2,675 m [8,775 pies] de profundidad medida de la TF (TFMD, por sus siglas en inglés). Si bien se bombeó agua oleosa con píldoras de gel a base de biopolímero y diesel oleoso combinado con píldoras de diesel gelificado a través de la TF para remover los escombros del pozo, no se logró 0 Oilfield Review

8 0 Sarta de tubería de producción de 4 2 pulgadas Profundidad vertical verdadera, pies,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000 8,750 pies,250 pies Empacador/colgador para tubería de revestimiento corta/arreglo de sello 2, ,000-4,000 Desplazamiento horizontal, pies Tubería de revestimiento corta de 5 2 pulgadas ciega 2,300 pies 40 pies Zapata de tubería de revestimiento de pulgadas a 6,767 pies Tubería de revestimiento corta de 5 2 pulgadas disparada unión por medio > Una trayectoria de pozo dificultosa en Alaska. La naturaleza intensamente estratificada de las arenas con objetivos múltiples como una de las areniscas West Sak de la Unidad Kuparuk River, Alaska, condujo a ConocoPhillips a perforar el Pozo IC-72 con un agujero torcido e intensamente ondulado (extremo superior derecho). A 6,52 pies de profundidad medida, (,98 m [3,930 pies] de profundidad vertical verdadera), el pozo se abre a una tubería de revestimiento corta pre-disparada de 5 2 pulgadas que llega hasta 3,648 m [,970 pies]. La naturaleza ondulada del pozo permite un significativo desarrollo de la capa de sólidos y dificulta la limpieza. llevar a la superficie una cantidad significativa de sólidos. 9 Posteriormente, un examen del registro de peso durante la operación indicó que la TF no se había posado en la arena sino que había alcanzado su límite de fricción por deslizamiento, o una condición que se conoce como atascamiento helicoidal. En noviembre de 2003, se reiteró el intento de limpieza con TF de mayor diámetro exterior (OD, por sus siglas en inglés). El especialista de campo a cargo de la operación con TF observó una resistencia mayor que la normal al reingresar en el pozo, lo que indicó que había arena distribuida a lo largo de todo el pozo. Se hizo contacto con un tapón de arena sólido justo por encima del extremo superior de la tubería de 8. Loveland MJ y Pedota J: Case History: Efficient Coiled-Tubing Sand Cleanout in a High-Angle Well Using a Complete Integrated Cleaning System, artículo de la SPE 9479, presentado en la Conferencia y Exhibición sobre Tubería Flexible de las SPE/ICoTA, The Woodlands, Texas, 2 al 3 de abril de El término agua oleosa se refiere a un fluido a base de agua con aditivos destinados a reducir la caída de presión por fricción. La expresión diesel oleoso se refiere a un fluido a base de aceite con aditivos reductores de la fricción. revestimiento corta (liner), a,987 m [6,52 pies] de TFMD. Luego se bombearon 2. bbl/min [333.8 L/min] de fluido de limpieza a base de diesel por la tubería de producción, a la vez que se tomaban bocados de relleno de 30.5 m [00 pies] antes de efectuar el barrido hasta el extremo inferior de la tubería de producción o cola de la tubería de producción. A 2,270 m [7,449 pies], se perdieron los retornos y se extrajo la TF inmediatamente del pozo. Mientras se extraía la TF en dirección a la superficie, el especialista de campo notó un importante sobreesfuerzo de tracción de la TF, lo que indicó que se estaban dejando algunos sólidos a lo largo del pozo, que se deslizaban en sentido descendente por la tubería de producción. No obstante, a medida que la herramienta de limpieza por chorro se acercaba a la superficie, se recuperaban los retornos y los ingenieros observaron que un volumen significativo de arena, humedecida con diesel gelificado, retornaba a la superficie. Luego de este proceso de limpieza, el pozo se mantuvo en producción durante aproximadamente un mes antes de reiterarse su arenamiento. Los ingenieros de ConocoPhillips y Schlumberger planificaron una tercera operación de limpieza, utilizando esta vez el sistema de limpieza integrado PowerCLEAN. Los módulos de diseño de limpieza de pozos del programa de diseño y evaluación de tubería flexible CoilCADE permitieron a los ingenieros evaluar diversos fluidos de limpieza disponibles a nivel local, incluyendo 2% de cloruro de potasio [KCl], diesel a base de goma welan y a base de goma xantan, diesel gelificado y el sistema de gel PowerCLEAN. Debido a las bajas presiones de fondo de pozo (BHP, por sus siglas en inglés), todas las opciones de fluidos requerían operaciones de levantamiento artificial por gas, utilizando gas natural o nitrógeno o ambos elementos. Dada la geometría ondulada de este pozo, se desconocía la concentración exacta de relleno. Otoño de 2005

9 Demoras atribuibles a las condiciones climáticas, 6% Tiempo no productivo, 6% Demoras resultantes del equipo de perforación y otras demoras, 8% Desmontaje final del equipo de perforación, 3% Montaje inicial del equipo de Operaciones perforación, con tubería de 8% revestimiento corta, 9% Fracturamiento hidráulico, 5% Limpieza con apuntalante, 35% NORUEGA Stavanger Campo Valhall Campo Hod DINAMARCA REINO UNIDO ALEMANIA > Remoción de apuntalante en el Mar del Norte. En el Campo Valhall, centrado aproximadamente entre Noruega, Dinamarca, Alemania y el Reino Unido en el Mar del Norte (extremo inferior derecho), los ingenieros de BP pasan aproximadamente un tercio de su tiempo (extremo superior) concentrados en operaciones de limpieza de pozos posteriores a los tratamientos de estimulación. Para comparar los volúmenes de fluido, los ingenieros asumieron la ejecución de las operaciones de limpieza con incrementos de 52 m [500 pies], comenzando a 6,52 pies de profundidad medida. Las simulaciones de las operaciones de limpieza con un solo barrido indicaron que la utilización del gel PowerCLEAN permitiría la terminación de las operaciones de limpieza en 6 horas utilizando 59 m 3 [,000 bbl] de fluido y 6,230 m 3 [220,000 pies 3 ] de nitrógeno. Los geles con goma xantan requerirían aproximadamente 24 horas, 826m 3 [5,200 bbl] de fluido y 20,956 m 3 [740,000 pies 3 ] de nitrógeno, mientras que los fluidos con goma welan necesitarían 29 horas, 5,200 bbl de fluido y 26,054 m 3 [920,000 pies 3 ] de nitrógeno. En cuanto a los fluidos a base de diesel, las altas estimaciones de tiempo para una operación de limpieza con un solo barrido y los requisitos en términos de volúmenes de fluido excluyeron toda consideración ulterior. Antes de alcanzar la tubería de revestimiento corta de producción, se eliminaron los hidratos de gas y los múltiples puentes de arena presentes en la tubería de producción. 0 El modelo del programa PowerCLEAN recomendaba un gasto de 4.6 bbl/min [73 L/min] con 25.5 m 3 /min [900 pies 3 /min] de nitrógeno a través de la boquilla optimizada. El modelo indicaba además que era posible una operación que implicara un solo barrido, con una velocidad de penetración de 2.2 m/min [7.2 pies/min] y bocados de 37.8 m [24 pies]. Cada bocado tendría que hacerse circular durante 4 minutos antes de tomar el siguiente. Durante la ejecución, se produjo un incremento inesperado de la presión en boca de pozo. Antes de arriesgarse a perder los retornos, los ingenieros de ConocoPhillips y Schlumberger reevaluaron el diseño de la operación y redujeron el gasto a 3 bbl/min. El diseño remodelado, basado en este nuevo gasto, limitó el flujo de nitrógeno a 22.6 m 3 /min [800 pies 3 /min], disminuyó la velocidad de penetración a 2. m/min [7 pies/min] y redujo el tamaño de los bocados a 36.6 m [20 pies]. La reducción del gasto impidió la ejecución de una operación de limpieza con un solo barrido, de modo que los ingenieros volvieron a adoptar un proceso de barridos múltiples, llevando cada barrido hasta el extremo superior de la tubería de revestimiento corta. 2 Oilfield Review

10 A lo largo de toda la operación, el ingeniero de campo de Schlumberger monitoreó la velocidad de remoción de sólidos por medio del sistema de control de sólidos, verificando la eficiencia del diseño de la operación de limpieza y la capacidad de transporte de sólidos del sistema PowerCLEAN. A diferencia de los sistemas de limpieza convencionales previos, no se observaron cargas de arena pesadas durante la eliminación, mediante limpieza por chorro, de los últimos,000 pies en la superficie. El muestreo manual periódico de los retornos de fluido permitió verificar la precisión del sistema de control de sólidos automatizado. Se bombeó un total de aproximadamente 477 m 3 [3,000 bbl] de fluido PowerCLEAN y 42 m 3 [,20 gal] de nitrógeno, seguidos de unos 79 m 3 [500 bbl] de diesel. El equipo de tratamiento de fluidos en superficie tenía una capacidad de remoción de nitrógeno limitada, de manera que no fue posible volver a hacer circular el fluido PowerCLEAN y se requirió un volumen de fluido mayor al esperado. Se espera que las mejoras logradas en los métodos de desgasificación reduzcan significativamente los requerimientos de volumen de fluido PowerCLEAN en trabajos futuros. Después de la limpieza, las fuerzas de bajada de la TF previstas por el modelado CoilCADE se ajustaron estrechamente a los valores medidos reales, lo que indicó que no quedaba relleno de arena en la tubería de revestimiento corta limpiada. La experiencia adquirida trabajando con ConocoPhillips en Alaska ayudó a los ingenieros de Schlumberger a ajustar los módulos del programa PowerCLEAN para simular y planificar en forma más precisa la totalidad del proceso de limpieza del pozo. Los gastos iniciales posteriores a la operación registrados en este pozo fueron del orden de,000 bbl/d, estabilizándose posteriormente en 79 m 3 /d [500 bbl/d] de petróleo. El sistema de limpieza integrado resultó exitoso en un pozo con baja BHP, con terminación de gran diámetro interno y un agujero horizontal ondulado y largo. ConocoPhillips y Schlumberger proyectan seguir utilizando el sistema para ayudar a mejorar la eficiencia de los procesos de limpieza en otros pozos complejos de la Unidad Kuparuk River. Mejoramiento de la eficiencia de la limpieza con posterioridad a la estimulación A medida que los operadores desarrollan más yacimientos de baja permeabilidad, los tratamientos de estimulación por fracturamiento hidráulico de pozos altamente desviados o pozos horizontales también complejos se han convertido relativamente en práctica habitual. No obstante, después de un tratamiento de fracturamiento, quedan atrás cantidades variables de apuntalante que deben ser removidas antes de que comience la producción (Nuevas fibras para tratamientos de fracturamiento hidráulico, página 36). Desde 996, el fracturamiento hidráulico se ha convertido en el método de estimulación preferido elegido por la compañía operadora BP, previamente Amoco, para el Campo Valhall situado en el área marina de Noruega. En el Mar del Norte, el costo de las operaciones que utilizan TF es elevado y a menudo se requiere una embarcación para tratamientos de estimulación y un equipo de más de 20 especialistas en terminación de pozos y operaciones. Dado que las operaciones de limpieza con apuntalante representan más del 35% del tiempo de utilización de TF en el Campo Valhall, el mejoramiento de la eficiencia de las operaciones de limpieza no sólo reduciría el costo, sino que además permitiría volver a poner el pozo en producción más rápido, generando ingresos incrementales por producción anticipada (página anterior). Durante el año 2004, los ingenieros de BP y Schlumberger construyeron una base de datos y documentaron los procesos de limpieza con TF utilizados durante 29 carreras en cuatro terminaciones. Cada uno de los pasos del proceso de limpieza se cotejó frente a 24 parámetros entre los que se encontraban las propiedades de los apuntalantes, la profundidad inicial, la velocidad y las velocidades de penetración, las profundidades de alcance del barrido, la velocidad de circulación, el tiempo en el fondo del pozo, la velocidad de extracción de las herramientas (POOH, por sus siglas en inglés) y el tiempo insumido en cada paso. De estos parámetros, los ingenieros se centraron en la optimización del tiempo efectivo total (TET, por sus siglas en inglés), definido como la suma del tiempo de penetración, el tiempo de circulación de los escombros del fondo del pozo y el tiempo de lavado desde el fondo hasta la superficie. Utilizando los módulos del programa PowerCLEAN, los ingenieros analizaron las operaciones de limpieza previas e identificaron las oportunidades de mejoramiento de la eficiencia. De particular interés resultó el hecho de que el apuntalante para fracturamiento residual aparecía en el pozo con patrones de distribución variables, lo que requería que cada uno de los elementos de diseño tuviera que optimizarse para cada sección de pozo específica. Como parte del proceso de optimización, los ingenieros verificaron que un simple fluido de limpieza a base de agua de mar, que ya se utilizaba, proporcionaba suficiente capacidad de transporte para los procesos de limpieza en una sola carrera. El análisis, modelado y estimulación ulteriores, llevados a cabo con los módulos del programa PowerCLEAN, ayudaron a estimar la velocidad máxima para la TF a la hora de penetrar el relleno o de comenzar el proceso de remoción del relleno. Los parámetros específicos, tales como la determinación de si los sólidos formaban una capa en el lado bajo de un pozo y el largo más eficaz de los bocados de relleno tomados, ayudaron a determinar la selección de las boquillas, los gastos y los requisitos reológicos de los fluidos. El nuevo diseño y las recomendaciones ayudaron a los ingenieros a optimizar la velocidad de circulación y a seleccionar las boquillas adecuadas para cada aplicación. Además, permitieron determinar los requisitos reológicos de los fluidos de limpieza, calcular las velocidades de operación y los incrementos de los bocados, así como minimizar o eliminar el tiempo insumido en el fondo del pozo haciendo circular los escombros del fondo. Durante el barrido del relleno fuera del pozo, se obtuvieron velocidades de hasta 20 m/min [66 pies/min] en las secciones correspondientes a la tubería de revestimiento corta y a la tubería de producción. Para BP, el proyecto de optimización de las operaciones de limpieza con apuntalante del Campo Valhall alcanzó sus objetivos mediante el mejoramiento de la eficiencia operacional y la confiabilidad y la reducción del riesgo de atascamiento de las tuberías. Se utilizó el sistema de 0. Un hidrato de gas es una estructura cristalina sólida compuesta por moléculas de agua y de gas que conforman una configuración similar al hielo. Las moléculas de agua forman una estructura reticulada en la que se pueden acomodar diversos tipos de moléculas de gas. La mayoría de los gases, salvo el hidrógeno y el helio, pueden formar hidratos.. Zhou W, Amaravadi S y Roedsjoe M: Valhall Field Coiled Tubing Post-Frac Proppant Cleanout Process Optimization, artículo de la SPE 943, presentado en la Conferencia y Exhibición sobre Tubería Flexible de las SPE/ICoTA, The Woodlands, Texas, 2 al 3 de abril de Otoño de

11 35 Tiempos de limpieza de pozos con apuntalante en el Campo Valhall 30 Tiempo de limpieza efectivo, h Promedio = 7.6 h/carrera Promedio =. h/carrera Carreras A B C Terminaciones > Mejoramiento de la eficiencia de las operaciones de limpieza. La evaluación de las operaciones de limpieza con TF en cuatro terminaciones (, 2, 3 y 4) del Campo Valhall (azul) indicó que el tiempo de ejecución promedio era de 7.6 horas. Después de aplicar el sistema integrado PowerCLEAN, los ingenieros redujeron el tiempo promedio en tres terminaciones (A, B y C) a. horas por carrera (verde), generando un significativo ahorro de tiempo y costos para BP, a la vez que los pozos eran puestos nuevamente en producción con mayor rapidez. limpieza integrado PowerCLEAN en un total de 22 carreras, en tres terminaciones. El tiempo TET promedio se redujo de 7.6 h/carrera a un nuevo promedio de. h/carrera (arriba). Un ahorro de 6.5 h/carrera representa una reducción del 37.2% en el tiempo de limpieza efectivo promedio e indica una mejora significativa de la eficiencia del desempeño. Mejoramiento de la eficiencia de las operaciones de limpieza en campos maduros Ubicado a aproximadamente 70 km [05.6 millas] al nordeste de Kemaman, Terengganu, en el área marina de Malasia, en el Mar del Sur de China, el Campo Dulang entró en producción a principios de la década de 980. Operado por PETRONAS, este campo petrolero comprende cuatro plataformas cada una de las cuales consta de 5 a 22 pozos. Como ocurre en muchos campos que se encuentran en proceso de maduración, mantener el gasto de producción en el Campo Dulang constituye una tarea ardua. Si bien los pozos de petróleo y gas del Campo Dulang experimentan problemas de acumulación de ceras, incrustaciones y alto corte de agua, la producción de arena sigue siendo la causa fundamental de la declinación de la producción. En el año 2004, se cerraron como mínimo ocho pozos debido a la presencia de relleno de arena, mientras que la producción declinó lentamente en muchos otros. Los pozos del Campo Dulang a menudo requieren operaciones de intervención, cada tres a seis meses, por problemas de producción de arena. Para PETRONAS, la velocidad y eficiencia de las operaciones de limpieza de pozos afectan directamente la producción del campo, los ingresos económicos y el retorno de la inversión. Las tuberías de revestimiento de gran diámetro, los pozos altamente desviados, la elevada temperatura del pozo, la baja presión del yacimiento y el espacio limitado disponible en el piso de las plataformas de producción constituían un desafío para la eficiencia de las operaciones de limpieza de pozos. A comienzos del año 2004, los ingenieros de PETRONAS y Schlumberger evaluaron ocho pozos para eliminar las acumulaciones de arena y ceras presentes utilizando el sistema integrado PowerCLEAN (próxima página). Mediante el empleo del módulo de limpieza de pozos del programa CoilCADE, los ingenieros desarrollaron soluciones de tratamiento únicas para cada uno de los ocho pozos. Los fluidos de limpieza variaban entre gel y agua, y una combinación de agua de mar nitrificada y solvente parafínico y estaban diseñados para adaptarse a las condiciones y configuraciones de pozo específicas. Para restituir y mejorar potencialmente la producción de petróleo, los ingenieros necesitaban eliminar la arena y los escombros de los pozos permitiendo así la bajada de las herramientas de evaluación de yacimientos con línea de acero. De este modo, cada pozo pudo ser evaluado, estimulado si resultaba necesario y puesto nuevamente en producción en un lapso de tiempo mínimo. La mayoría de los pozos del campo eran similares, con desviaciones de aproximadamente 63 grados y temperaturas de fondo de pozo (BHT, por sus siglas en inglés) que oscilaban entre 82 y 2 C [80 y 250 F]. Dependiendo de los requisitos de diseño, los ingenieros optimizaron el costo de los fluidos en varios pozos mediante la selección de dos sistemas de fluidos de limpieza diferentes, un fluido a base de HEC para la limpieza de la tubería de producción y el sistema de fluido PowerCLEAN para remover la arena del espacio anular más grande y más difícil de limpiar existente entre la tubería de producción y la tubería de revestimiento. 4 Oilfield Review

12 Trayectoria del Pozo C-8L Número Pozo Tratamiento Profundidad en el tope del relleno, pies B-22L Eliminación de arena 2,986 2 B-L Eliminación de arena 6,08 3 B-6 Eliminación de cera N/A 4 C-22L Eliminación de arena 3,035 5 C-9L Eliminación de arena 4,954 6 C-7S Eliminación de arena 7,888 7 C-8L Eliminación de arena 6,677 8 D09L Eliminación de arena 6,309 Desviación, grados Número de carreras 2 Tubería de producción, pulgadas 3 2 Tubería de revestimiento, pulgadas Profundidad vertical verdadera, pies 0,000 2,000 3,000 4,000-2, ,000 Norte, pies 4,000 2,000 Este, pies 0 > Mejoramiento de la eficiencia de las operaciones de limpieza en un campo maduro. En el Mar del Sur de China, PETRONAS ha operado el Campo Dulang durante más de 25 años. La desviación promedio de los pozos es de 65 grados, lo que dificulta las operaciones de limpieza. Ocho pozos con trayectorias similares a la del Pozo C-8L (derecha) fueron evaluados como candidatos para mejorar la eficiencia utilizando el sistema integrado PowerCLEAN (izquierda). Con excepción del Pozo C-22L, todas las operaciones de limpieza se ejecutaron en un solo paso. Cada tratamiento se evaluó con línea de acero para confirmar la efectividad de la remoción de la arena. En varios pozos, los ingenieros modificaron el diseño optando por fluidos a base de espuma nitrificada para compensar la pérdida de circulación y las fugas de la tubería de terminación. El diseño integrado de las operaciones mejoró la eficiencia y redujo el tiempo en el pozo mediante la optimización de las velocidades de bombeo, la definición de las secuencias de toma de bocados de arena, la selección adecuada de las boquillas para la movilización y suspensión de la arena y la estimación precisa del consumo de químicos. La producción fue restituida en siete de los ocho pozos inmediatamente después del tratamiento, mientras que el pozo restante fue puesto nuevamente en producción luego de un tratamiento de estimulación ácida. En promedio, el procedimiento de limpieza de pozos utilizando los sistemas integrados PowerCLEAN redujo el tiempo en el pozo en un 75%. El tiempo promedio insumido por la operación se redujo de dos días a aproximadamente medio día por tratamiento. El operador ahorró tiempo, mejoró el retorno de la inversión y volvió a poner los pozos en producción mucho más rápido, logrando obtener hasta 43 m 3 [900 bbl] de petróleo incremental por día. Eficiencia del proceso La eficiencia es esencial en la optimización de la producción proveniente de campos petroleros en proceso de maduración y yacimientos que resultan difíciles de producir. A través de la comprensión de las interrelaciones y las sinergias potenciales de los elementos del proceso, emergen nuevas tecnologías que ayudan a los operadores a volver a poner en producción los pozos en menos tiempo. Al reducirse el tiempo no productivo, se reducen también los costos y se incrementa el rendimiento del campo. La comprensión de los elementos clave del proceso no siempre es directa y a menudo requiere los conocimientos de especialistas de diversas disciplinas. Por ejemplo, los químicos generalmente elaboran fluidos de limpieza, mientras que los ingenieros mecánicos y los especialistas en mecánica de fluidos desarrollan la tecnología de las boquillas; el sistema de limpieza de pozos integrado PowerCLEAN es un ejemplo de este tipo de colaboración multidisciplinaria. Los ingenieros poseen las herramientas y el soporte computacional para modelar y ejecutar rápidamente iteraciones múltiples y optimizar el desempeño de los sistemas de limpieza para la mayoría de las condiciones y requisitos de los pozos. La integración exitosa de los procesos de limpieza de pozos está ayudando a muchos operadores a mantener el petróleo fluyendo de sus campos. Este conocimiento básico de los procesos interdependientes mostrará el camino para la implementación de muchas más mejoras en la eficiencia de los sistemas de exploración y producción. DW Otoño de