Mejoras en la eficiencia de los servicios de campos petroleros La eficiencia operacional permite a las compañías de energía desarrollar, en forma económica, los campos en declinación y los campos nuevos situados en localizaciones remotas. En estos ambientes desafiantes, dos servicios de campos petroleros—los tratamientos de fracturamiento hidráulico y la adquisición de registros de resistividad—han aprovechado muy bien las significativas mejoras en la eficiencia de las operaciones.

Salvador Ayala Tom Barber Marie Noelle Dessinges Mark Frey Jack Horkowitz Ed Leugemors Jean-Louis Pessin Chin SeongWay Sugar Land, Texas, EUA Rob Badry Calgary, Alberta, Canadá Ismail El Kholy Atyrau, Kazajstán Aaron Galt Michelle Hjelleset Midland, Texas Delaney Sock Nefteyugansk, Rusia Rishat Radikovich Yamilov Sibneft-Khantos Khanty-Mansiysk, Rusia Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Luc Argentier, Mike Parris, Mike Ross y Vassilis Varveropoulos, Sugar Land, Texas; Gregoire Jacob, Fahud, Omán; y Cyrille Picoche, Moscú, Rusia. arcVISION, CDR (Resistividad Dual Compensada), CemSTREAK, CleanGEL, CT XPRESS, DataFRAC, FracCAT, GelSTREAK, InterACT, mcrVISION, PCM (mezclador continuo de precisión), Platform Express, POD (densidad óptima programable), PodSTREAK, PowerPulse, ProCADE, PropNET, SlimPulse e YF son marcas de Schlumberger.

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El logro de eficiencia operacional es obligatorio para tener éxito en el ambiente de negocios de nuestros días. Las publicaciones y los programas de televisión de índole comercial están colmados de artículos y crónicas que describen cómo las compañías industriales están analizando sus procesos y técnicas, buscando alternativas de reducción de costos, incremento de ingresos, mejoramiento de la satisfacción del cliente, y maximización de la productividad de los empleados. La industria de los servicios de campos petroleros no constituye una excepción. Para satisfacer la demanda creciente de petróleo y gas, las compañías operadoras están centrando más atención en los campos maduros, muchos de los cuales con su producción en declinación. Los pozos de estos campos requieren operaciones de intervención para mantener los niveles de producción. Además, los operadores están extrayendo petróleo y gas de zonas pasadas por alto y están descubriendo y desarrollando nuevos campos en localizaciones remotas. Los campos maduros generalmente requieren un gran número de tratamientos relativamente pequeños para sustentar la producción. Para que los operadores obtengan suficiente retorno sobre su inversión, el nivel de eficiencia debe ser alto e involucrar una cantidad mínima de equipos y personal. Por otra parte, el tiempo requerido para realizar el tratamiento debe ser corto. Las localizaciones remotas a menudo plantean desafíos logísticos, tales como distancias largas entre las localizaciones de pozos, limitaciones en la infraestructura de transporte, climas hostiles y condiciones de almacenamiento primitivas. Al igual que los campos maduros, estos

ambientes requieren operaciones eficientes y libres de excesos durante los procesos de construcción, estimulación y producción de pozos. La ejecución de servicios en pozos nuevos y existentes implica el transporte hasta la localización del pozo de un arreglo autoportante de equipos eléctricos y mecánicos, personal, y en muchos casos, productos químicos. Según la aplicación, la inversión de capital asociada puede ascender a varios millones de dólares. Tradicionalmente, las compañías de servicios de campos petroleros han diseñado conjuntos de equipos y procesos que abordan virtualmente todos los escenarios, desde tratamientos de remediación pequeños hasta operaciones de fracturamiento masivas. En los campos maduros y en las localizaciones remotas, dichos equipos a menudo exceden significativamente los requisitos de los servicios, y pueden resultar demasiado costosos y complicados. Para promover la eficiencia en las localizaciones remotas y en los campos maduros, Schlumberger ha introducido equipos y tecnología de procesos perfeccionados y adecuados con fines específicos. Algunos ejemplos recientes incluyen el equipo de cementación de despliegue rápido CemSTREAK, la unidad de tubería flexible de despliegue rápido CT EXPRESS y herramientas de adquisición de registros, tales como la herramienta integrada de adquisición de registros con cable Platform Express.1 En este artículo destacamos los ejemplos más recientes: la flotilla de fracturamiento de alta eficiencia y el servicio de adquisición de registros de resistividad de propagación durante la perforación de bajo riesgo mcrVISION.

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Principales campos de petróleo y gas de Siberia Occidental

Mar de Kara

Petróleo Gas

Gydansk

Ob

Yamal

Surgut Priobskoe

KhantyMansiysk Irty

sh

Nefteyugansk Tyumen

0 0

Ob

km

300 millas

300

> Principales campos de petróleo y gas de Siberia Occidental. Los principales campos de petróleo y gas se encuentran ubicados a cientos de millas de distancia entre sí y se comunican por ferrocarril o caminos primitivos. Esta geografía plantea desafíos logísticos que deben ser superados para llevar a cabo los tratamientos de servicios de pozos en forma eficiente.

Fracturamiento hidráulico eficiente en Siberia Siberia Occidental, la principal región productora de petróleo de Rusia, cubre una vasta superficie (arriba). Los principales campos petroleros se encuentran a cientos de millas de

distancia entre sí y se comunican por ferrocarril o caminos primitivos. A la limitada infraestructura de transporte, se suma un clima riguroso. Durante el invierno, las temperaturas se mantienen por debajo del punto de congelamiento,

1. Para obtener más información sobre equipos adecuados con fines específicos, consulte: Barber T, Jammes L, Smits JW, Klopf W, Ramasamy A, Reynolds L, Sibbit A y Terry R: “Evaluaciones de hueco abierto en tiempo real,” Oilfield Review 11, no. 2 (Verano de 1999): 38–61. “New Design Simplifies Coiled-Tubing Operations,” Oil & Gas Journal 98, no. 2 (10 de enero de 2000): 38. Swinstead N: “Una mejor manera de trabajar,” Oilfield Review 11, no. 3 (Otoño de 1999): 50–64. Braun B, Foda S, Kohli R, Landon I, Martin J y Waddell D: “Un equipo bombeador liviano y poderoso,” Oilfield Review 12, no. 2 (Otoño de 2000): 18–31. 2. Para obtener más información sobre fracturamiento hidráulico, consulte: Brady B, Elbel J, Mack M, Morales H, Nolte K y Poe B: “Cracking Rock: Progress in Fracture Treatment Design,” Oilfield Review 4, no. 4 (Octubre de 1992): 4–17. 3. Si se agrega al agua, la goma guar se hidrata y produce un fluido viscoso que se conoce como gel lineal. La

viscosidad del gel lineal se reduce significativamente conforme se incrementa la temperatura del fluido. La pérdida de viscosidad se evita mediante el agregado de reticuladores—sustancias que ligan las hebras de polímero entre sí y aumentan el peso molecular efectivo, en más de un orden de magnitud. Los sistemas reticulados a base de goma guar pueden ser utilizados a temperaturas de fluido de hasta 177°C [350°F] aproximadamente. Para obtener más información sobre estos fluidos de fracturamiento, consulte: Armstrong K, Card R, Navarrette R, Nelson E, Nimerick K, Samuelson M, Collins J, Dumont G, Piraro M, Wasylycia N y Slusher G: “Advanced Fracturing Fluids Improve Well Economics,” Oilfield Review 7, no. 3 (Otoño de 1995): 34–51. 4. Los agentes de demora de la reticulación son compuestos que forman un complejo químico con el reticulador. Si se agregan a un gel lineal, el complejo desasocia y libera lentamente el reticulador.

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alcanzando a veces valores de tan sólo –50°C [–58°F]. Desde la perspectiva de los servicios de campos petroleros, estas condiciones plantean dificultades logísticas serias. El desplazamiento de los equipos y suministros a las localizaciones de pozos puede ser dificultoso, y el almacenamiento de suministros, en especial productos químicos, es problemático en climas rigurosos. El fracturamiento hidráulico es uno de los servicios de campos petroleros más complejos, que implica el empleo de equipos para transportar y almacenar agua y productos químicos, preparar el fluido de fracturamiento, mezclar el fluido con el apuntalante, bombear el fluido en el pozo y monitorear el tratamiento. 2 Para la ejecución del tratamiento de fracturamiento se requiere un equipo de personal altamente entrenado, cuyos integrantes deben estar en constante comunicación entre sí. El clima y la logística compleja de Siberia plantean obstáculos adicionales que deben ser superados para lograr el éxito. Fluidos de fracturamiento—La preparación de los fluidos de fracturamiento constituye una parte vital del tratamiento y, sin importar las condiciones climáticas, debe ser llevada a cabo en forma segura y eficaz. El fluido de fracturamiento más común en Siberia es un sistema de polímeros a base de goma guar reticulado con borato.3 Previo al tratamiento de fracturamiento, la solución de goma guar lineal se mezclaba tradicionalmente por cargas en tanques de 50 a 60 m3 [315 a 377 bbl]. El agua obtenida de fuentes locales debe calentarse hasta 20°C [68°F] como mínimo para lograr la hidratación competa del polímero. El proceso de hidratación puede insumir hasta 10 horas. Durante este período, la solución polimérica puede experimentar ataque bacteriano y degradación, por lo que se debe agregar un bactericida. La mezcla por cargas es un proceso antieconómico. Concluida la operación, los residuos del tanque, o el fluido que no puede ser extraído por succión, permanecen en el tanque. Los residuos del tanque normalmente representan al menos un 7% del volumen de fluido original y deben ser tratados y transportados a un sitio de disposición final seguro. Por otra parte, la duración del gel lineal en almacenamiento es de dos días como máximo. Si el tratamiento se pospone más allá de este tiempo, es probable que se tenga que descartar toda la carga de gel, lo que usualmente implica un costo elevado. Además, antes del tratamiento se prepara una solución con reticulador. La solución contiene un reticulador de borato y aditivos que controlan el pH del fluido, demorando de este modo el proceso de reticulación.4 La reticulación demorada minimiza la viscosidad del fluido en la

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superficie y reduce el requerimiento de potencia del sistema de bombeo. Idealmente, la reticulación debería producirse en el pozo justo antes de que el fluido ingrese en los disparos. La solución con reticulador se mide continuamente en el gel lineal durante el tratamiento de fracturamiento. Además, se agregan varios otros aditivos, tales como estabilizadores de arcilla, surfactantes, agentes de control de pérdidas de fluidos y rompedores de gel. La concentración de cada aditivo debe ser controlada cuidado samente; de lo contrario, puede afectarse negativamente el rendimiento del fluido. Equipos de alta eficiencia—Los tratamientos de fracturamiento hidráulico requieren una flota sofisticada de equipos eléctricos y mecánicos. Además de los tanques de fluidos, una operación de fracturamiento típica en Siberia incluye cuatro camiones de bombeo de alta presión, un mezclador de densidad óptima programable POD para agregar la solución con reticulador, otros químicos y el apuntalante, un vehículo para tratamientos de fracturamiento asistido por computadora FracCAT para el control y monitoreo de la operación, un remolque para el transporte de los químicos, una grúa y cuatro sistemas de almacenamiento y acarreo del apuntalante. Debido a la logística de transporte de Siberia, una flota de este porte no puede desplazarse en forma eficaz entre una localización y otra. La capacidad de trabajo se limita a unas ocho operaciones por mes, lo que incide negativamente en la eficiencia. El incremento de la actividad en los campos petroleros de Siberia instó a los ingenieros de Schlumberger a buscar alternativas para mejorar la eficiencia y posibilitar una tasa de utilización de equipos más alta. Sus objetivos eran dos: construir una flota de equipos de fracturamiento que pudiera encarar el 80% de las operaciones de Siberia Occidental y eliminar la mezcla por cargas. El análisis de los principales campos petroleros reveló que, para alcanzar estos objetivos, el equipo y el sistema de fluidos deben poseer la capacidad de tratar pozos de hasta 5,029 m [16,500 pies] de profundidad, con temperaturas de fondo de pozo que van de 52 a 93°C [125 a 200°F] y permeabilidades de formación de entre 2 y 20 mD. Los espesores de las zonas productivas varían entre 3 y 30 m [10 y 100 pies], y algunos pozos poseen zonas productivas múltiples. El tiempo de bombeo hasta los disparos varía entre 2.5 y 4.5 minutos; en consecuencia, la demora de la reticulación debe ser ajustable. La magnitud de la operación varía entre un campo y otro, implicando aproximadamente 100 a 1,100 m3 [630 a 6,920 bbl] de fluido y hasta 500,000 kg

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Tanque de hidratación

Colector múltiple de succión

Bomba centrífuga de 8 x 6 Estructura antivuelco de minimización de daños

Sistema de acondicionamiento para invierno

Consola del operador

Medidor de flujo

Eductor

Medidor de la alimentación de polímero

Depósito de almacenamiento de polímeros

Caja de conexión interfacial para la conexión con el vehículo FracCAT

Tanque de hidratación

Colector múltiple de descarga

> Componentes principales de la unidad de hidratación polimérica GelSTREAK. Armado sobre un chasis de construcción rusa, este equipo se encuentra completamente acondicionado para invierno, como respuesta al clima de Siberia Occidental. A diferencia de los sistemas de mezcla continua previos, la unidad GelSTREAK utiliza polímero seco para producir un gel lineal, con concentraciones de hasta 6 kg/m3 y tasas de salida de hasta 6.4 m3/min. El depósito de almacenamiento de abordo contiene 1,810 kg de polímero en polvo seco. La operación del equipo es automatizada y es controlada en forma remota desde el vehículo de tratamiento asistido con computadora FracCAT.

[1,100,000 lbm] de apuntalante. El tamaño del apuntalante varía entre una malla de 20/40 hasta una malla de 10/14. Teniendo en cuenta estas especificaciones, los ingenieros y químicos desarrollaron equipos perfeccionados de preparación y mezcla de fluidos y un fluido con goma guar reticulado con borato. En gran parte del mundo, el mezclador continuo de precisión PCM para tratamientos de fracturamiento suplantó al proceso de mezcla por cargas durante muchos años. Durante el tratamiento de fracturamiento, la unidad PCM mezcla agua con una lechada de polímero a base de goma guar en combustible diesel. La mezcla circula a través de los compartimentos de hidra-

tación y el gel lineal se descarga en los mezcladores y las bombas. El sistema PCM también está provisto de alimentadores de aditivos líquidos.5 Originalmente desarrollada para ser utilizada en América del Norte, la técnica PCM fue diseñada para tratamientos mucho más grandes que los realizados en Siberia. La unidad es demasiado grande para el transporte eficiente sobre las carreteras de Siberia Occidental. Dado que el combustible diesel se espesa ante las bajas temperaturas del invierno siberiano, la lechada con goma guar utilizada en el sistema PCM sería demasiado viscosa para utilizar en gran parte del año.

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Válvula esclusa

Salida del eductor 1

2

3

4

5 Eductor de mezcla

Entrada del eductor

Las limitaciones del sistema PCM y de la goma guar en forma de lechada han sido superadas con el advenimiento de la unidad de hidratación y mezcla continua de gel GelSTREAK y los fluidos de fracturamiento a base de polímeros, sin hidrocarburos, CleanGEL. Armado sobre un chasis de camión ruso de 6 x 6, y alimentado por un motor de 400 HP, el vehículo GelSTREAK es un sistema PCM compacto, fácil de transportar (página anterior). Dado que los fluidos CleanGEL emplean polímero en polvo seco, se eliminan los problemas de manipuleo de fluidos durante los meses de invierno. La falta de combustible diesel es además ventajosa desde el punto de vista ambiental. Un depósito de almacenamiento a bordo de 1,810 kg [4,000 lbm] transporta el polímero en polvo hasta la localización del pozo. Para producir una solución sin grumos, el polímero en polvo debe estar completamente dispersado en el agua. El sistema de mezcla GelSTREAK logra estos objetivos mediante la utilización de un dispositivo denominado eductor. El eductor posee una boquilla tipo venturi que genera una corriente de agua de alta velocidad, creando una intensa fuerza de succión que introduce el polvo en la cámara de mezcla. La zona de mezcla es suficientemente turbulenta como para producir una mezcla homogénea. Después de la mezcla en el eductor, el polímero se debe hidratar hasta que el gel lineal alcanza su viscosidad de diseño. La hidratación requiere tiempo y la cizalladura del fluido, y el índice de hidratación es directamente proporcional a la temperatura del fluido. Para permitir suficiente tiempo de hidratación, la unidad GelSTREAK posee un tanque de retención de cinco compartimentos (derecha). Los compartimentos de 23.8 m3 [150 bbl] se agitan y el fluido pasa a través de ellos en forma secuencial, proveyendo un flujo de tipo “primero en entrar, primero en salir.” Los sensores de nivel del tan-

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Compartimentos de hidratación

2 3

5

1 4

> Sistema eductor y compartimentos de hidratación GelSTREAK. El eductor (extremo superior derecho) toma el polímero seco, lo introduce en una corriente de agua de alta velocidad, y prepara una mezcla homogénea. La mezcla es transferida luego a un tanque de cinco compartimentos (extremo superior izquierdo). La hidratación del polímero se produce a medida que la mezcla pasa en forma secuencial por los cinco tanques (extremo inferior). Los agitadores de cada compartimiento proveen la energía adicional para la mezcla y ayudan a mantener el flujo de tipo “primero en entrar, primero en salir.”

que y los medidores de flujo magnético monitorean los niveles de fluido y las tasas de flujo dentro de los compartimentos, posibilitando el control remoto de la hidratación. El equipo GelSTREAK puede preparar el gel lineal con concentraciones de polímero de hasta 6 g/L [50 lbm/1,000 galEUA] y tasas de salida que oscilan entre 0.95 y 6.36 m3/min [6 y 40 bbl/min]. El gel hidratado sale por el múltiple de descarga y viaja desde la unidad GelSTREAK hasta el equipo de mezcla en el que se introducen los aditivos químicos y el apuntalante. Desde comienzos de la década de 1980, el mezclador POD ha sido el equipo estándar de Schlumberger para la preparación de fluidos de fracturamiento. La característica singular de esta unidad es un mezclador de vórtice programable

que controla con precisión la concentración de apuntalante en el fluido de fracturamiento. El volumen de apuntalante puede aumentarse gradualmente durante el tratamiento o ajustarse en pasos incrementales.6 El mezclador POD se ha vuelto más sofisticado con el paso de los años, incorporando un arreglo de alimentadores de aditivos secos y líquidos y un sistema especial para el agregado de fibras, tales como los aditivos de empaque de apuntalante para fracturamiento hidráulico PropNET. 5. McIntire WR: “Apparatus and Method for Mixing Fluids,” Patente de EUA No. 5,046,856 (10 de septiembre de 1991). 6. Althouse JW: “Apparatus for Mixing Solids and Fluids,” Patente de EUA No. 4,453,829 (12 de junio de 1984).

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Tanque maestro

Tanque de aceite hidráulico

Cabina de control Aditivo líquido Antena satelital Alimentadores de aditivos secos

Colector múltiple de descarga Tolva elevada

Antena satelital Plataforma de trabajo Tanque maestro

Estructura antivuelco de minimización de daños

Alimentador PropNET Densitómetro

Módulo de control de apoyo Medidor de flujo de succión Colector múltiple de succión

Colector múltiple intermedio de descarga

Plataforma de acceso a aditivos líquidos

> Componentes principales del mezclador PodSTREAK. Este equipo combina un mezclador POD con una unidad de monitoreo de tratamientos FracCAT en un vehículo. La unidad posee un número suficiente de alimentadores de aditivos, incluyendo un alimentador PropNET, para permitir la mezcla continua de todos los químicos requeridos para el tratamiento de fracturamiento. El mezclador puede suministrar 5.1 m3/min [32.1 bbl/min] de fluido de fracturamiento, con una concentración de apuntalante de 8 ppa, y 3.8 m3/min [23.9 bbl/min] con una concentración de 12 ppa. Controles de pantallas táctiles en la cabina del vehículo FracCAT controlan todos los aspectos de la operación. La antena satelital a bordo transmite los datos de la operación a localizaciones remotas, en tiempo real. Al igual que la unidad GelSTREAK, este equipo está acondicionado para invierno, con fines de adecuación al clima de Siberia.

Durante la década de 1990, el control remoto de los tratamientos de fracturamiento se volvió práctica común después de la introducción de la unidad FracCAT. Este vehículo posee una cabina de tipo oficina desde la que el personal controla todos los aspectos de la operación, incluyendo el mezclador POD. Un sistema de computación a bordo registra y analiza los datos del tratamiento en tiempo real y puede transmitir la información por satélite a la oficina de un operador o a un centro de tecnología regional.7 En Siberia Occidental, las capacidades del mezclador POD y del vehículo FracCAT exceden

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en forma considerable las capacidades necesarias para ejecutar la mayoría de los tratamientos de fracturamiento. Existen situaciones similares en áreas con yacimientos maduros, tales como Alberta, Canadá, y Texas Oeste en EUA. Por ejemplo, el vehículo FracCAT contiene suficientes equipos electrónicos y espacio para que el personal manipule tratamientos de fracturamiento masivos. Por lo tanto, los ingenieros de Schlumberger diseñaron una unidad perfeccionada que combina el mezclador POD con la cabina de control FracCAT en un vehículo; la unidad de monitoreo y control de operaciones de

Plataforma de acceso a la tolva elevada Mezclador POD

estimulación PodSTREAK (izquierda). Esta combinación simplifica el montaje y reduce el número de personas requeridas en la localización. La unidad PodSTREAK posee un mezclador de vórtice, con una compuerta elevada y un sistema de tolva que recibe el apuntalante desde un sistema de almacenamiento de apuntalante o transportador de banda. Un tanque maestro de 1.6 m3 [10 bbl] de capacidad, aumentada por una bomba centrífuga de transmisión directa, de 8 x 6, suministra el gel lineal al mezclador. El equipo adicional incluye tornillos de alimentación de aditivos secos, sistemas de medición de aditivos líquidos y un alimentador especial para suministrar las fibras PropNET. Este equipo permite la mezcla continua de todos los químicos requeridos para el tratamiento de fracturamiento. La cabina FracCAT contiene componentes electrónicos de avanzada y pantallas táctiles que controlan la unidad GelSTREAK, el mezclador POD y hasta ocho bombas de estimulación triplex (próxima página, arriba). El software FracCAT registra y analiza los datos del tratamiento en forma permanente, y una antena a bordo, en forma de plato y autodesplegable, permite que el sistema de monitoreo y entrega de datos en tiempo real InterACT transmita la información del trabajo a localizaciones remotas en tiempo real. La cabina está provista además de una estación de muestras de fluidos y un laboratorio pequeño para la ejecución de pruebas de control de calidad estándar.

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Módulos de control con pantallas táctiles Monitores FracCAT

Banco de laboratorio

> Cabina FracCAT en el vehículo PodSTREAK. Las estaciones para controlar la unidad GelSTREAK, el mezclador POD, los alimentadores de aditivos y las bombas triplex de alta presión se encuentran juntas. Existe espacio suficiente como para alojar a los operadores correspondientes y a un cliente observador (testigo). La ergonomía facilita la comunicación rápida y posibilita una mejor comprensión del avance de las operaciones en tiempo real.

30 3 g/L de goma guar CleanGEL 3 g/L de goma guar convencional

28 Viscosidad a 511 s-1, cP

26 24 22 20 18 16 14 12 10 7

17

27 Temperatura, °C

37

1,000

140

900

120 100

700 600

80

500 60

400 300

YF100RGD (4.2 g/L de goma guar CleanGEL) 4.2 g/L de goma guar convencional 4.8 g/L de goma guar convencional Temperatura

200 100 0 0

20

40

60 Tiempo, min

80

100

Temperatura, °C

Viscosidad a 100 s-1, cP

800

40 20 0 120

> Comparación del rendimiento de los polímeros convencionales y los polímeros a base de goma guar de alto rendimiento. Las viscosidades de gel lineal de los fluidos que contienen goma guar de alto rendimiento son significativamente superiores a las preparadas con goma guar convencional (extremo superior). La ventaja en términos de rendimiento posibilita una reducción del 20% de la concentración de polímero en los fluidos YF100RGD (extremo inferior). Obsérvese que se necesitan 4.8 g/L [40 lbm/1,000 galEUA] de goma guar convencional (verde) para lograr la misma viscosidad que con 4.2 g/L [35 lbm/1,000 galEUA] de goma guar CleanGEL de alto rendimiento (marrón).

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Fluido avanzado—Para aprovechar al máximo las capacidades que ofrecen las unidades PodSTREAK y GelSTREAK, los químicos de Schlumberger desarrollaron un fluido de fracturamiento reticulado con borato, simplificado y robusto, que es compatible con los componentes logísticos de la preparación de fluidos y el clima de Siberia; el fluido de fracturamiento reticulado a base de agua YF100RGD. RGD es la sigla en inglés correspondiente a “goma guar reducida, demorada;” esto es, que se requiere menos goma guar para lograr una determinada viscosidad del fluido y que se demora la reticulación para reducir la caída de presión por fricción durante la colocación del fluido. El sistema de fluido aumenta la eficiencia operacional mediante la eliminación del proceso de mezcla por cargas y la combinación de químicos en la localización, y a través de la minimización del número de corrientes de aditivos. El polímero CleanGEL es una goma guar seca, refinada, de hidratación rápida con mayor peso molecular que los productos convencionales. 8 Como resultado, la nueva goma guar imparte viscosidades de gel lineal y reticulado más altas (izquierda). El mejoramiento del rendimiento posibilita una reducción de la con7. Para obtener más información sobre entrega de datos en tiempo real, consulte: Brown T, Burke T, Kletzky A, Haarstad I, Hensley J, Murchie S, Purdy C y Ramasamy A: “Entrega de datos a tiempo,” Oilfield Review 11, no. 4 (Primavera de 2000): 34–55. 8. Karstens T y Stein A: “Method for Improving the Exploitability and Processability of Guar Endosperm and Products Obtained Using Said Method,” Patente de Estados Unidos No. 6,348,590 (19 de febrero de 2002). Chowdhary MS y White WM: “Method and Product for Use of Guar Powder in Treating Subterranean Formations,” Solicitud de Patente de Estados Unidos No. 20,030,054,963 (30 de marzo de 2003).

75

76

Incremento de la permeabilidad retenida, %

250 200 150 100 50 0 2

3

4 Carga de polímero, g/L

5

6

> Permeabilidad retenida por el empaque de apuntalante, como una función de la concentración de polímero. Los experimentos se realizaron a 96°C [205°F], con una carga de 2 lbm/pie2 de apuntalante de malla 16/30. El esfuerzo de cierre fue de 5,000 lpc [34.5 MPa]. Todos los fluidos contenían 0.6 g/L [5 lbm/1,000 galEUA] de rompedor de persulfato de amonio. Los resultados muestran que la reducción de la carga de polímero, de 4.8 g/L a 4.2 g/L, produce un incremento de la permeabilidad retenida del 23%.

8 7 Tiempo de demora, min

centración de polímero del 20%. La utilización de menos cantidad de polímero es ventajosa porque se deposita menos revoque de filtración en el frente de la fractura, y el empaque de apuntalante contiene menos residuo de polímero después de la limpieza del fluido. Ambas mejoras ayudan a incrementar la permeabilidad de la fractura y la productividad del pozo (derecha). En Siberia, el rango de concentración de polímero típico para los fluidos YF100RGD se encuentra entre 3.0 y 4.2 g/L [25 y 35 lbm/1,000 galEUA]. El sistema de mezcla por cargas tradicional requería hasta 5.4 g/L [45 lbm/1,000 galEUA]. En lugar de la mezcla por cargas, la goma guar se agrega continuamente al agua y se hidrata en la unidad GelSTREAK. El gel lineal resultante se bombea luego al mezclador PodSTREAK, donde se agrega el resto de los químicos. El reticulador de borato y el agente de demora se entregan en la localización del pozo, como una mezcla seca granulada. Durante la operación, la mezcla se incorpora al gel lineal en forma continua a través de uno de los alimentadores de aditivos sólidos. La eliminación de la preparación de la solución con reticulador es más segura y requiere menos tiempo. El tiempo de demora de la reticulación varía con la temperatura y la composición del agua de la mezcla (véase “Química de los campos petroleros en condiciones extremas,” página 4). Las impurezas disueltas pueden interferir con el proceso de reticulación. Cuando las pruebas de control de calidad previas a la operación indican un tiempo de demora de la reticulación inadecuado, los ingenieros lo compensan mediante el ajuste del pH del fluido (derecha). En la localización del pozo, se agrega la cantidad adecuada de hidróxido de sodio en el mezclador PodSTREAK. Los otros aditivos YF100RGD principales, un estabilizador de arcilla y un surfactante amigable con el medio ambiente, también se combinan en un paquete. Los estabilizadores impiden que las arcillas de la formación productiva se expandan y reduzcan la permeabilidad. Los surfactantes reducen la presión capilar de la formación, mejorando la limpieza del fluido de fracturamiento.9 El estabilizador y el surfactante son líquidos y el punto de congelamiento de la mezcla es de –34°C [–29°F], lo que minimiza los problemas de manipuleo durante los meses de invierno en Siberia. Otros alimentadores de aditivos del vehí culo PodSTREAK suministran materiales, tales como los rompedores encapsulados y las fibras PropNET. El fluido de fracturamiento tradicional, mezclado por cargas, requería hasta 15 aditivos.

6 5 4 3 2 1 0 7

8

9

10 pH del fluido

11

12

13

> Efecto del pH del fluido sobre el tiempo de demora de la reticulación de un fluido YF100RGD que contiene 3.0 g/L [25 lbm/1,000 galEUA] de goma guar CleanGEL. La temperatura del fluido era de 24°C [75°F]. Si las pruebas de control de calidad previas a las operaciones indican una demora inadecuada de la reticulación, los ingenieros la compensan mediante el ajuste del pH.

Debido a la consolidación del material, el nuevo fluido involucra como mucho ocho aditivos, que en su totalidad se miden continuamente. Los fluidos de fracturamiento YF100RGD pueden utilizarse a temperaturas estáticas de fondo de pozo, que oscilan entre 52 y 163°C [125 y 325°F], lo que excede el rango de temperatura observado en Siberia. Con características de pérdida de fluido similares a las de otros fluidos de fracturamiento reticulados con borato, los fluidos crean y propagan fracturas de una manera típica. La flota de alta eficiencia (HEF), que incorpora los vehículos GelSTREAK y PodSTREAK, fue introducida en la región de Priobskoe, en Siberia Occidental, en octubre de 2005. Los campos son operados por Sibneft-Khantos. Desde entonces, se han realizado más de 150 trata-

mientos de fracturamiento con el nuevo equipo y fluido. En promedio, la duración total del tratamiento—incluido el transporte hasta y desde la localización del pozo, el montaje, el bombeo, el desmontaje y la limpieza—es de unas ocho horas menos por pozo que el método de mezcla por cargas tradicional (próxima página). Como resultado, la flota puede realizar hasta 26 operaciones por mes; más del doble de la capacidad previa. El éxito del tratamiento, definido como la colocación del 100% del apuntalante en la formación, se incrementó del 60% de las operaciones al 88% gracias al nuevo servicio. Este mejoramiento puede atribuirse directamente a la confiabilidad mejorada del equipo, la composición y preparación simplificadas del fluido, y el mejor control de los parámetros del fluido

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durante el bombeo. La mezcla continua posibilitó un ahorro de más de 3,000 m3 [18,870 bbl] de gel lineal y aditivos, eliminando las costosas operaciones de disposición final de los desechos químicos.10 En estos momentos, una flota HEF está operando en Siberia. Debido a su éxito, están previstas cuatro más para la región. Fracturamiento de formaciones maduras en la Cuenca Pérmica La flota HEF y el fluido YF100RGD también están teniendo éxito en América del Norte, sobre todo porque sus capacidades resultan particularmente adecuadas para la ejecución de tratamientos de estimulación en campos maduros. La Cuenca Pérmica de Texas Oeste y Nuevo México, EUA, ha sido una cuenca productora de petróleo y gas prolífica durante más de 85 años. A pesar de su edad, aún quedan en reserva significativos volúmenes de hidrocarburos; sin embargo, la política económica dictamina que los operadores estimulen y recuperen estas reservas en forma eficiente. La unidad PodSTREAK, las ventajas logísticas y ambientales de la goma guar seca, y la menor cantidad de aditivos constituyen una combinación ideal para esta situación. Muchos operadores de la Cuenca Pérmica están refracturando los yacimientos, bombeando fluido y apuntalante a través de los disparos existentes o recién creados. El objetivo en ambos casos es restituir la comunicación óptima entre el pozo y la roca productora.11 Para evitar daños a la tubería de revestimiento vieja, que quizás no pueda tolerar la presión de tratamiento, el fracturamiento se realiza a menudo a través de la tubería de producción. La tubería de producción también permite la selección precisa de los disparos individuales, a través de los cuales se bombeará el fluido. La tubería de producción es significativamente más chica que la tubería de revestimiento; en consecuencia, las caídas de presión por fricción durante los tratamientos de fracturamiento constituyen una inquietud importante. La caída de presión por fricción excesiva incrementa los requerimientos de potencia de los sistemas de bombeo en la superficie y limita la tasa de suministro del fluido a través de los disparos para crear y propagar una fractura. Como se analizó previamente, la reticulación demorada reduce la caída de presión por fricción, lo que hace que el fluido YF100RGD resulte particularmente adecuado para este escenario. Los primeros tratamientos de fracturamiento de la Cuenca Pérmica que utilizaron el fluido YF100RGD y la flota HEF se realizaron en el

Invierno de 2006/2007

Transporte hasta la localización y montaje Tratamiento DataFRAC Carga de apuntalante, tanques de mezcla Reunión de seguridad, puesta en marcha del equipo

Bombeo del tratamiento principal Limpieza posterior a la operación Transporte de regreso al campamento

Operaciones tradicionales 9.5

3.5

10

1

3

2

1

Flota de alta eficiencia 7

0

3.5

5

5

10

1

15

3

1.5

20

1

25

30

> Comparación del tiempo promedio requerido para completar los tratamientos con la flota de alta eficiencia (HEF) en Siberia, versus el método tradicional. Las operaciones con la flota HEF permiten habitualmente un ahorro de unas ocho horas, fundamentalmente porque se elimina el proceso de mezcla por cargas y la preparación de la solución con reticulador. La reducción del número de equipos en la localización y el mejoramiento de la movilidad de los equipos también contribuyen a la eficiencia.

Campo Pinon del Condado de Pecos, en Texas. El objetivo era estimular la Formación Caballos, productora de gas. Los tratamientos realizados previamente en el campo implicaron 4.8 g/L [40 lbm/1,000 galEUA] de gel lineal con guar o 4.2 g/L [35 lbm/1,000 galEUA] de fluido con guar, reticulado con borato y no demorado. La caída de presión por fricción se mantuvo baja durante los tratamientos con gel lineal. Sin embargo, la viscosidad del fluido era insuficiente como para crear la geometría de fracturamiento y la productividad de pozos deseadas. La incorporación de un fluido de reticulación instantánea permitió el desarrollo de viscosidad suficiente pero la caída de presión por fricción era excesiva. Por lo tanto, el operador decidió probar el nuevo sistema de fluido. En un pozo, se bajó la tubería de producción de 31⁄2 pulgadas a través de la tubería de revestimiento de 95⁄8 pulgadas, hasta una profundidad de 2,012 m [6,600 pies]. La temperatura de la formación era de 76.7°C [170°F] y la permeabilidad, de aproximadamente 1 mD. La concentración de guar en el fluido de fracturamiento se redujo de 4.2 a 3.0 g/L, lo que refleja la mayor eficiencia del polímero seco refinado. El régimen de bombeo durante la operación fue de 7.9 m3/min [50 bbl/min], y en la fractura se colocaron 99,790 kg [220,000 lbm] de apuntalante con arena de malla 20/40. De acuerdo con el software de análisis de pozos ProCADE, la producción acumulada de gas del pozo fracturado con el fluido YF100RGD fue 17% superior que en los pozos fracturados con el gel lineal, y superó en un 4% a la producción de los pozos fracturados con el gel de reticulación instantánea. En términos económicos, este pozo

generó una ganancia adicional de US$ 1,800,000. En el momento de la redacción de este artículo, 12 pozos de este campo habían sido estimulados con el sistema de alta eficiencia. Adquisición eficiente de registros de resistividad Conrad y Marcel Schlumberger inventaron el proceso de adquisición de registros de resistividad en el año 1927.12 Desde entonces, las mediciones de resistividad han sido herramientas esenciales que permiten a los operadores determinar la ubicación de los hidrocarburos en las formaciones subterráneas. Las herramientas de adquisición de registros de resistividad por inducción están provistas de antenas de transmisión con bobinas, que generan campos electromagnéticos. Los campos interactúan con la roca adyacente, generando señales que indican la resistividad de la formación. La resistividad de la formación por lo general varía directamente con el contenido de agua, la salinidad del agua, la temperatura y el 9. Hinkel JJ, Brown JE, Gadiyar BR y Beyer E: “New Environmentally Friendly Surfactant Enhances Well Cleanup,” artículo de la SPE 82214, presentado en la Conferencia Europea sobre Daño de Formación de la SPE, La Haya, 13 al 14 de mayo de 2003. 10. Kirilov V, Yamilov R, Lyubin G, Dessinges M-N, Parris M, El Kholy I, Leugemors E, Ayala S, Pessin J-L, Fu D, Sock D, Maniére J y Butula K: “A New Hydraulic Fracturing Package Fit for Arctic Conditions Improves Operational Efficiency and Fracture Conductivity and Enhances Production in Western Siberia,” artículo de la SPE 102623, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica del Petróleo y del Gas Rusa de la SPE, Moscú, 3 al 6 de octubre de 2006. 11. Dozier G, Elbel J, Fielder E, Hoover R, Lemp S, Reeves S, Siebrits E, Wisler D y Wolhart S: “Operaciones de fracturamiento hidráulico,” Oilfield Review 15, no. 3 (Invierno de 2003/2004): 42–59. 12. Schlumberger AG: The Schlumberger Adventure. New York City: ARCO Publishing, Inc., 1982.

77

das con agua y, con las mediciones de porosidad que los acompañan, cuantificar el volumen de hidrocarburos presentes en las rocas. Durante los últimos 80 años, las herramientas de adquisición de registros de resistividad y las técnicas de interpretación se han vuelto mucho más sofisticadas. Las herramientas

6.1 m

volumen de minerales conductivos, tales como las arcillas. La mayoría de las formaciones con hidrocarburos poseen alta resistividad. En consecuencia, los registros de resistividad pueden utilizarse para identificar y correlacionar las capas de rocas individuales, distinguir las rocas saturadas con hidrocarburos de las rocas satura-

T1

R1

R2

T2

> La herramienta de resistividad de propagación mcrVISION y el collar. La herramienta (izquierda) posee una longitud de 6.1 m. T1 y T2 son las antenas transmisoras, y R1 y R2 son las antenas receptoras. Las ranuras del collarín (derecha) en cada posición de las antenas hacen que el collarín sea básicamente transparente para las mediciones de cambio de fase y resistividad de atenuación.

78

modernas proveen registros de alta resolución con correlaciones por los efectos de la invasión y rugosidad del pozo. Las técnicas de interpretación de avanzada ayudan a esclarecer la respuesta de las herramientas en los pozos altamente desviados y horizontales, comunes en muchos campos maduros. Sin embargo, en muchos campos maduros, la economía no justifica los riesgos que implican las pérdidas de materiales en el pozo, asociadas con las técnicas estándares de operación con cable y las técnicas LWD. En consecuencia, la eficiencia operacional, el bajo costo y el riesgo mínimo son los impulsores del programa de adquisición de registros. Estos desafíos han incentivado un avance significativo en términos de eficiencia y logística; el servicio de adquisición de registros de resistividad de propagación durante la perforación de bajo riesgo mcrVISION.13 Las herramientas MWD, en las que los sensores y los componentes electrónicos están contenidos en una probeta recuperable y reemplazable colocada en el interior del portamecha (lastrabarrena), han estado disponibles durante muchos años para proveer registros de rayos gamma y levantamientos direccionales durante la perforación.14 La arquitectura de esta herramienta posee numerosos beneficios en ambientes que demandan alta eficiencia: • Los costos de las pérdidas de materiales en el pozo se reducen porque la probeta es recuperable por cable. • La capacidad de recuperación permite recuperar los datos en situaciones de atascamiento de las tuberías. • En caso de falla de la probeta, ésta puede ser reemplazada sin extraer la sarta de perforación a la superficie. • Se dispone de collarines de tamaños múltiples para una probeta, lo que reduce el número de equipos necesarios para cubrir tamaños de pozos múltiples. • La herramienta es fácil de transportar. Las herramientas MWD emplean collarines de acero. Estos collarines no interfieren con las señales empleadas en las mediciones de rayos gamma o en los levantamientos direccionales, pero son básicamente opacos para los campos electromagnéticos. Para extender las ventajas logísticas de la arquitectura de las herramientas MWD a las mediciones de resistividad de propagación LWD, los ingenieros de Schlumberger construyeron un collarín especial de acero inoxidable, con ranuras que permiten la transmisión y recepción, sin impedimentos, de las señales electromagnéticas. Como resultado, por primera vez, una herramienta de resistividad puede ser

Oilfield Review

440

460

460

480

480

500

500

520

520

Profundidad, pies

Profundidad, pies

440

540

560

540

560

580 Herramienta descubierta de 2 MHz Herramienta descubierta de 400 kHz Collarín de 2 MHz600 y 4.75 pulgadas Collarín de 400 kHz y 4.75 pulgadas Collarín de 2 MHz y 6.75 pulgadas 620 Collarín de 400kHz y 6.75 pulgadas

580

640

640

600

620

660

660 101

102

Resistividad de cambio de fase, ohm.m

101

102

Resistividad de atenuación, ohm.m

> Efecto del collarín mcrVISION sobre los registros de cambio de fase (izquierda) y de resistividad de atenuación (derecha). Los registros fueron registrados en un pozo de prueba de 305 m [1,000 pies], en Houston. El pozo atraviesa una serie de capas horizontales de arena-lutita con laminaciones de lutita interestratificadas. Ambos registros constituyen seis mediciones superpuestas obtenidas con la herramienta descubierta de resistividad y con una herramienta alojada en el interior de dos tamaños de collarines. El superpuesto transparente de los resultados muestra que el collarín posee poco efecto sobre la respuesta de las mediciones.

asentada o recuperada con cable, del mismo modo que las herramientas MWD. La herramienta mcrVISION posee un diámetro de 4.45 cm [1.75 pulgada] y es completamente autónoma; aloja las antenas, los componentes electrónicos, la memoria y una batería (página anterior). Los componentes físicos de las mediciones y las especificaciones son comparables con las de otras herramientas de resistividad de propagación, tales como la herramienta de Resistividad de Arreglo Compensada arcVISION y la herramienta de Resistividad Dual Compensada CDR.15 Dos antenas de transmisión se encuentran posicionadas simétricamente, 83.8 cm [33 pulgadas] por encima y por debajo del punto medio de dos antenas de recepción separadas por una distancia de 55.9 cm [22 pulgadas]. Cada transmisor transmite en forma secuencial señales de 2 MHz y 400 kHz, y los receptores miden el cambio de fase y la atenuación en cada frecuencia. Por lo tanto, la herramienta provee cuatro mediciones de resistividad independientes con diferentes profundidades de investigación. La medición de 2 MHz se adecua mejor a las regiones de alta

Invierno de 2006/2007

resistividad, y la medición de 400 kHz es óptima para las áreas de baja resistividad. Cada par de cambio de fase y atenuación se promedia para proveer la compensación por efectos del pozo, cancelando las derivas electrónicas y los efectos de la rugosidad del pozo. En cada posición de las antenas, existen tres conjuntos de ranuras en la pared del collarín. Las ranuras permiten que las señales elec tromagnéticas atraviesen el collarín; como resultado, el collarín es básicamente transparente para las mediciones de cambio de fase y atenuación (arriba). Tanto la herramienta como el collarín poseen una longitud de aproximadamente 6.1 m [20 pies]. En consecuencia, ambos son suficientemente cortos para ser transportados por aire. Actualmente se dispone de collarines con tres diámetros externos: 12.1, 17.1 y 21.0 cm [4.75, 6.75 y 8.25 pulgadas]. Las capacidades nominales máximas de temperatura y presión de la herramienta son: 150°C [302°F] y 20,000 lpc [138 MPa]. La gran capacidad de memoria y el bajo consumo de potencia permiten operar durante 300 horas, antes de que

se sature la memoria o sea necesario cambiar la batería. La velocidad de adquisición de datos puede ser de hasta una medición por segundo, lo que posibilita velocidades de adquisición de registros de hasta 549 m [1,800 pies] por hora, con mediciones obtenidas cada 15 cm [6 pulgadas]. Para la operación LWD en tiempo real, el collarín y la herramienta mcrVISION se combinan con un sistema MWD de diámetro reducido, de tercera generación, SlimPulse, de 4.45 cm [1.75 pulgadas] de diámetro, que provee una medición de rayos gamma. La herramienta de resistividad está conectada directamente entre el extremo inferior de la herramienta SlimPulse y su aguijón de orientación, formando un sistema combinado que puede ser recuperado y re-asentado en una operación con cable, con la misma facilidad que con la herramienta MWD sola. Esta combinación de herramientas también puede conectarse al sistema de telemetría MWD PowerPulse para incrementar la densidad de los datos en tiempo real y posibilitar la evaluación de formaciones en tiempo real durante la perforación a altas velocidades. El sistema mcrVISION puede operar durante la perforación o durante los viajes de entrada y salida del pozo, en modo de registración, autónomo, o en combinación con el módulo de rayos gamma de la herramienta MWD. Para la adquisición de registros durante los viajes de entrada y salida del pozo (LWT), el collarín se baja sin la herramienta durante la perforación. Finalizada la carrera de la barrena de perforación, la herramienta se baja a través de la sarta de perforación y se introduce en el collarín, y las mediciones se registran durante el viaje de salida. La adquisición de registros LWT puede ser una opción efectiva en términos de costos cuando no se requieren datos en tiempo real y la adquisición de registros con cable, en agujero descubierto, es 13. Frey MT, Argentier L, Ross M y Varveropoulos V: “A Retrievable and Reseatable Propagation Resistivity Tool for Logging While Drilling and Logging While Tripping,” artículo de la SPE 103066, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas, EUA, 24 al 27 de septiembre de 2006. 14. Hache J-M y Till P: “New-Generation Retrievable MWD Tool Delivers Superior Performance in Harsh Drilling Environments,” artículo de las SPE/IADC 67718, presentado en la Conferencia de Perforación de las SPE/IADC, Ámsterdam, 27 de febrero al 1° de marzo de 2001. 15. Clark B, Luling M, Jundt J, Ross M y Best D: “A Dual Depth Resistivity Measurement for FEWD,” Transcripciones del 29o. Simposio Anual sobre Adquisición de Registros de la SPWLA, San Antonio, Texas, 5 al 8 de junio de 1988, artículo A. Bonner SD, Tabanou JR, Wu PT, Seydoux JP, Moriarty KA, Seal BK, Kwok EY y Kuchenbecker MW: “New 2MHz Multiarry Borehole-Compensated Resistivity Tool Developed for MWD in Slim Holes,” artículo de la SPE 30547, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Dallas, 22 al 25 de octubre de 1995.

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Adquisición de registros de resistividad en tiempo real con el sistema MWD recuperable Para probar la nueva tecnología, Apache Corporation corrió el servicio mcrVISION en tiempo real con el sistema MWD de diámetro reducido, en un pozo del Golfo de México. El agujero de 24.4 cm [9 5⁄8 pulgadas] fue perforado con lodo a base de agua, con una resistividad de 0.35 ohm.m. La comparación entre los registros LWD y los registros adquiridos con cable muestra la correlación existente entre los dos tipos de registros (derecha). Las dos curvas de resistividad combinadas , obtenidas con la herramienta mcrVISION, exhiben una excelente concordancia cuantitativa con las curvas obtenidas con cable. Un ejemplo del sur de Texas demuestra la flexibilidad operacional provista por la combinación mcrVISION-SlimPulse. En este pozo de 3,962 m [13,000 pies], el objetivo era desviarse de la vertical a través de una ventana cortada en la tubería de revestimiento y aumentar la desviación del pozo con un número mínimo de viajes. El arreglo estaba compuesto por el collarín de la herramienta mcrVISION, colocado por encima de un motor y por debajo del collarín SlimPulse. El arreglo BHA se bajó hasta el fondo del pozo sin que las herramientas estuvieran dentro del mismo. Luego, se bajó un giróscopo con cable a través de la sarta de perforación, y se asentó en el collarín de la herramienta mcrVISION. La operación de perforación avanzó a través de la ventana de la tubería de revestimiento con el giróscopo proveyendo la información de orientación del pozo hasta que el efecto de la tubería de revestimiento sobre los levantamientos magnetométricos fue mínimo. Los ingenieros retiraron el giróscopo y tiraron hacia atrás el arreglo BHA, colocándolo nuevamente dentro de la tubería de revestimiento para evitar el atasca-

80

Rayos gamma con cable 20

°API

120

Calibrador 8

Pulgadas

Resistividad de 90 pulgadas con cable Profundidad, pies

poco práctica o riesgosa; tal es el caso de los pozos altamente desviados o pobremente acondicionados. Las mediciones de resistividad mcrVISION y de rayos gamma SlimPulse pueden combinarse ulteriormente con los registros de densidad y de porosidad-neutrón para proveer el equivalente de un registro triple combo adquirido en agujero descubierto. La herramienta mcrVISION ha sido operada más de 10,000 horas en el fondo del pozo, en ambientes que cubren sus especificaciones mecánicas y operacionales. Este servicio está ahorrando tiempo operacional y posibilitando que los pozos sean perforados más rápido y entren en producción más pronto.

18

Potencial espontáneo –80

mV

20

Rayos gamma mcrVISION 20

°API

120

0.2

ohm.m

20

Resistividad de atenuación mcrVISION 0.2

ohm.m

20

Resistividad de cambio de fase mcrVISION 0.2

ohm.m

20

X,450

X,500

> Comparación entre los registros LWD y los registros adquiridos con cable, en un pozo del Golfo de México, que muestra una excelente concordancia cuantitativa. El Carril 1 contiene las mediciones de rayos gamma. El Carril 2 contiene las mediciones de resistividad, y las curvas de cambio de fase y resistividad de atenuación combinadas mcrVISION. Los espaciamientos de los registros de inducción por cable de 1 pie de resolución se presentan a profundidades de investigación que oscilan entre 10 y 90 pulgadas.

miento en la sección abierta y desviada. Mediante el cable, bajaron el sistema mcrVISION-SlimPulse y lo insertaron en los collarines. Una vez asentadas las herramientas, se extrajo el cable, el arreglo BHA volvió al fondo, y la perforación siguió adelante. Los datos de resistividad, rayos gamma y levantamientos direccionales se transmitieron a la superficie en tiempo real. Después de varios días de perforación, la herramienta MWD falló. Previamente, la reparación de este problema habría exigido que los ingenieros levantaran el BHA entero y las herramientas para llevarlos a la superficie. En cambio, pudieron tirar hacia atrás el BHA colocándolo en la tubería de revestimiento, bajar el cable y recuperar la combinación de herramienta de resistividad–herramienta MWD. En la superficie, los ingenieros descargaron los datos de la memoria de la herramienta que había fallado e instalaron una unidad de reemplazo. Luego bajaron la combinación reparada en el pozo, volvieron a llevar la sarta de perforación al fondo y reanudaron la perforación. El tiempo total para el nuevo procedimiento fue de aproxi-

madamente 6 horas. Un viaje completo, de ida y vuelta, habría insumido al menos 12 horas; por lo tanto, el operador ahorró un tiempo de equipo de perforación significativo. En otro pozo del sur de Texas, se emplazó una combinación de herramientas mcrVISIONSlimPulse por encima de un motor, en un BHA orientable. La información de resistividad y MWD fue transmitida en tiempo real. Durante la primera carrera durante la perforación, la desviación del pozo aumentó respecto de la vertical, hasta 90°. La segunda carrera durante la perforación continuó con una desviación de 90°; sin embargo, después de perforar varios cientos de pies, el BHA se atascó a 46 m [150 pies] de la profundidad total. Los ingenieros pudieron recuperar las herramientas con un sistema de pesca por cable, evitando una erogación de más de US$ 500,000 en concepto de pérdidas de materiales en el pozo. Además, desde ambas herramientas se descargaron datos registrados, lo que permitió a los ingenieros generar un registro de resistividad-rayos gamma.

Oilfield Review

Invierno de 2006/2007

Desviación -10

Grados

90

Rayos gamma en pozo entubado 0

°API

0.6

0

0.6

°API

-1

mm

0.05

Calibrador 175

mm

425

m3/m3

0 0.2

m3/m3

0 0.2

Porosidad-densidad en pozo entubado 0.6

m3/m3

0 0.2

ohm.m

200

ohm.m

0 0.2

Efecto fotoeléctrico en agujero descubierto

ohm.m

Sw en agujero descubierto

200

Fase 2 MHz

m3/m3

0

200

Atenuación 2 MHz

Porosidad-neutrón en pozo entubado 0.6

ohm.m

Fase 400 kHz

Porosidad-densidad en agujero descubierto

150

Localizador de collarines de la tubería de revestimiento

Atenuación 400 kHz

Porosidad-neutrón en agujero descubierto

150

Rayos gamma en agujero descubierto Profundidad medida, m

Adquisición de registros durante los viajes de entrada y salida del pozo y en pozo entubado Durante la perforación de varios pozos en Alberta, Canadá, los ingenieros de Schlumberger combinaron los registros de resistividad mcrVISION con los registros de porosidad en pozo entubado subsiguientes, eliminando la necesidad de contar con registros adquiridos con cable en agujero descubierto. Todos los pozos tenían una profundidad de aproximadamente 200 m [656 pies] y sus diámetros eran de 22.2 cm [81⁄2 pulgadas]. Cada pozo fue perforado en aproximadamente 2.5 días. La adquisición de registros de resistividad con cable, en agujero descubierto, habría sumado 12 horas al proceso. Como resultado de la omisión del proceso de adquisición de registros en agujero descubierto, el cliente pudo perforar más pozos en la misma cantidad de tiempo, reduciendo significativamente el costo por pozo. Después de entubar cada uno de los pozos, se desplazó el equipo de perforación a la localización siguiente. Luego de que el equipo de perforación perforara una serie de pozos y se desplazara, los ingenieros de Schlumberger registraron registros de rayos gamma y de porosidad-densidad y porosidad-neutrón en pozo entubado, en cada pozo. Los registros obtenidos durante la perforación y los registros de pozo entubado se ajustaron luego en profundidad y se combinaron para proveer una interpretación petrofísica de la formación. En un pozo se corrieron registros con cable, en agujero descubierto, para comparar la combinación de registros mcrVISION y registros de porosidad en pozo entubado con los registros triple combo adquiridos con cable en agujero descubierto. Se observó buena concordancia entre las interpretaciones de la saturación de agua (arriba). En un pozo, la herramienta mcrVISION registró durante los viajes de entrada y salida del pozo en lugar de hacerlo durante la perforación. El collarín se bajó como parte del BHA, a medida que se perforaba el pozo. Después de alcanzar la profundidad objetivo, los ingenieros utilizaron el cable para bajar la herramienta a través de la sarta de perforación e insertarla en el collar. Una vez asentada la herramienta, se retiró el cable y se extrajo la sarta de perforación a una velocidad de 396 m [1,300 pies] por hora. Después de extraída la herramienta del pozo, los ingenieros descargaron la memoria de la herramienta y generaron un registro a partir de la información registrada. La operación de adquisición de registros durante los viajes de entrada y salida del pozo sumó menos de una hora a la operación y generó un registro de la misma calidad que el registro adquirido durante la perforación.

1 200

Resistividad de 90 pulg con cable

20 0.2

ohm.m

200 1

0

Sw LWD en pozo entubado 0

X25

X30

> Comparación de la combinación de los registros mcrVISION y los registros de porosidad adquiridos en pozo entubado, con los registros adquiridos con cable en agujero descubierto. El Carril 1 muestra las mediciones de rayos gamma obtenidas en pozo entubado y en agujero descubierto. El Carril 2 exhibe las mediciones de porosidad-densidad y porosidad-neutrón obtenidas en pozo entubado con un superpuesto transparente de los datos de porosidad-densidad y porosidad-neutrón obtenidos en agujero descubierto. El Carril 3 presenta un superpuesto transparente de los datos de resistividad mcrVISION, de atenuación y cambio de fase, de 400 kHz y 2 MHz, con la medición de resistividad más profunda adquirida con cable. El Carril 4 muestra buena concordancia entre las saturaciones de agua, Sw, calculadas a partir de los registros adquiridos con cable en agujero descubierto y las derivadas de la combinación de registros mcrVISION/porosidad, en pozo entubado.

Un compromiso con la eficiencia Los servicios de campos petroleros de nuestros días están logrando eficiencias operacionales que eran impensables en el pasado, y las compañías operadoras están cosechando los beneficios. El incremento de la eficiencia en equipos, procesos y personal está permitiendo que los operadores continúen produciendo económicamente desde campos maduros y desarrollen nuevos campos en localizaciones remotas. Este artículo presenta algunos ejemplos de dos nuevas tecnologías que simplifican las operaciones durante los procesos de construcción, estimulación y producción de pozos. La he rramienta de obtención de mediciones de resistividad durante la perforación mcrVISION y la flota de fracturamiento de alta eficiencia se

integran con un sinfín de otros servicios que generan ahorros de tiempo y costos, tales como la cupla de cementación CemSTREAK, la unidad de tubería flexible CT EXPRESS y la sarta de herramientas de adquisición de registros Platform Express. Estas tecnologías mejoran la confiabilidad y permiten a los operadores perforar, registrar, terminar y mantener los pozos en forma más eficaz y económica. El tiempo es dinero, y Schlumberger sigue aumentando la eficiencia en todos sus segmentos de negocios. Se esperan más ganancias, a medida que más operadores prueben la tecnología disponible actualmente y ejerzan presión para que se logren mejoras adicionales en todos los aspectos de las operaciones de campos petroleros. —EBN

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