Perfilaje de Produccion

Invierno de 2004/2005

Avances en adquisicin de registros de produccin

Lo ltimo en fracturamiento y empaque

Nuevos mtodos de transporte de herramientas en el pozo

Captacin y almacenamiento de CO2

Oilfield Review

04_OR_004_S

1No existe duda alguna de que las temperaturas del globoterrestre estn incrementando y que parte de ese incrementoproviene del efecto invernadero producido por las emisionesde gas hacia la atmsfera provocadas por el hombre. El dixidode carbono [CO2] ha sido identificado como el principal res-ponsable y la mayor porcin del CO2 emitido proviene de lacombustin de fsiles.

Se han tomado medidas para aliviar el calentamiento global.Las fuentes de energa renovables, tales como la energa solary elica, estn ms difundidas en la actualidad, y una investi-gacin reciente sobre el hidrgeno como fuente de combusti-ble resulta prometedora. Sin embargo, estas nuevas fuentes deenerga requieren tiempo e inversin antes de contribuir enforma significante al abastecimiento seguro de energa.

Sera poco realista el desear simplemente dejar de dependerde los combustibles fsiles. Las economas mundiales se hanconstruido y mantenido, y continan avanzando, basadas en elbajo costo de los combustibles fsiles y sus asociadas infraes-tructuras. Existe un gran abismo entre la realidad de nuestrasnecesidades de energa diarias y la visin futura de un mundodesprovisto de emisiones de CO2 provocadas por el hombre.Podramos superar el abismo captando y almacenando el CO2,que de otra manera, sera emanado hacia la atmsfera.

La Agencia Internacional de Energa (IEA, por sus siglas eningls) considera que encarar el problema de las emisiones enel corto plazo requiere ms que un avance firme hacia lasfuentes de energa renovables y hacia un aumento de la efi-ciencia. La IEA soporta totalmente el concepto de captacin yalmacenamiento de CO2 en el subsuelo. (vase Captacin yalmacenamiento de CO2: Una solucin al alcance de la mano,pgina 48).

Statoil capt y almacen CO2 a nivel comercial por primeravez en el Campo Sleipner en el Mar del Norte. Desde el princi-pio del proyecto en el ao 1996, Statoil involucr una ampliagama de disciplinas cientficas para estudiar las operacionesdel Campo Sleipner, incluyendo el modelado y monitoreo (vigi-lancia rutinaria) de los volmenes de CO2 en el subsuelo.

Comenzando en 1998, extensos estudios de almacenamientode CO2 en el Campo Sleipner llevados a cabo por el primer ysegundo proyecto de Almacenamiento de CO2 del AcuferoSalino (SACS y SACS2) han incluido expertos en geologa, geo-fsica y geoqumica, y fueron respaldados por el programa Ter-mia de la Comisin Europea. El actual proyecto CO2STORE,respaldado por la Unin Europea, ha iniciado otros proyectosen sociedad con productores de energa europeos.

El proyecto Sleipner se beneficia de la participacin de seisinstituciones de geociencia de cinco pases diferentes. Estaamplia participacin asegura una objetiva interpretacin delos datos y el mejor xito del proyecto. El fracaso o los proble-mas en los das iniciales de captacin y almacenamiento decarbono podran ensombrecer la percepcin pblica y delgobierno acerca del proceso. El camino hacia el entendimiento

Puede nuestra industria ayudar a reducir las emisiones de CO2?

pblico es el acceso a los resultados; por ello, Statoil y sussocios han puesto a disposicin los resultados del estudio.

As como el nio necesita dos robustas piernas para apren-der a caminar, la captacin y el almacenamiento de CO2requieren dos soportes para avanzar. El primer soporte es elbajo costo de captacin del CO2 a travs de mejores metodolo-gas: la captacin representa actualmente entre el 70 y el 80%del total de los costos de procesamiento del CO2. El segundosoporte lo constituye un mtodo de almacenamiento seguro yconfiable, que se vuelva ms confiable con mayores conoci-mientos. Las tcnicas slidas de monitoreo mejoran nuestrosconocimientos acerca de los procesos de almacenamiento deCO2, ayudan a validar los modelos y simulaciones, y refuerzanla confianza del pblico en el proceso de almacenamiento.

El trabajo de colaboracin de cientficos e ingenieros deSchlumberger y Statoil, junto con los socios de SACS, hamejorado las reas de monitoreo, modelado y simulacin. Laindustria tambin ha perfeccionado la permanencia de lospozos de almacenamiento de CO2. Por ejemplo, los cementosde pozos son elaborados de manera que resisten la degrada-cin provocada por el CO2 por largos periodos en condicionesde subsuelo.

En las dcadas por venir, la captacin y el almacenamientoseguro del CO2 ayudarn a reducir los niveles de emisin entodo el mundo. El almacenamiento de CO2 utiliza la tecnologaexistente para aliviar el efecto de los combustibles fsiles quese consumen hoy en da y proporcionan un puente mientras lasfuentes de energa del futuro se hallan bajo desarrollo. Captary almacenar un porcentaje significativo de las emisiones deCO2 en el mundo ser un compromiso enorme para las indus-trias y gobiernos. A pesar de los retos, esta misin de colabora-cin se halla en pie y preparndose para avanzar firme en elfuturo.

Tore A. Torp Asesor de Almacenamiento de CO2Centro de Investigacin de StatoilTronheim, Noruega

Tore Torp estudi metalurgia en la Norges Teknisk-Naturvitenskapelige Universitet (NTNU, por sus siglas en ingls), en Trondheim, Noruega. Tore reci-bi su doctorado en 1972. Ingres a Statoil en 1984, trabajando con tecnolo-gas para el desarrollo de campos marinos, tales como aquellos conceptos hoyutilizados para el Campo Snohvit. Luego de algunos aos trabajando enplaneacin a largo plazo para el desarrollo de la Plataforma ContinentalNoruega, retorn a investigacin y desarrollo (R&D, por sus siglas en ingls), yahora concentra sus esfuerzos en el rea del CO2 y los desafos climticos.Lder del esfuerzo de almacenamiento de CO2 de R&D para Statoil desde 1998,Tore ha estado recientemente involucrado tambin, en cooperacin interconti-nental en el Panel Intergubernamental sobre Cambios Climticos y en el Forode Liderazgo en Captacin de Carbono (IPCC y CSLF, por sus siglas en inglsrespectivamente).

Schlumberger

Oilfield Review4 Perfilaje y cuantificacin de

flujos multifsicos complejos

La medicin exacta del flujo multifsico en pozos horizontales ysumamente desviados ha sido siempre una tarea difcil. Laherramienta ms moderna de adquisicin de registros de pro-duccin se cre teniendo en cuenta el diseo de los materiales,la metodologa de interpretacin de datos y el programa decomputacin de visualizacin de datos. Ejemplos de campo pro-venientes de Medio Oriente comprueban la efectividad de estanueva herramienta y su asociado ahorro en costos.

14 Perforacin de pozos verticales

Las operaciones de perforacin direccional complicadas consistemas rotativos direccionales frecuentemente generan visibi-lidad, pero los sistemas rotativos direccionales tambin mejo-ran las operaciones de perforacin vertical. Un nuevo sistemarotativo direccional para perforacin vertical mantiene la verti-calidad y vuelve verticales a los pozos inclinados. Este sistemarota continuamente con la columna de perforacin para pro-porcionar un pozo de mejor calidad, un alto porcentaje depenetracin y un mnimo riesgo de aprisionamiento mecnico.

18 Optimizacin de los tratamientos de facturamiento y empaque

Este artculo describe un mtodo ms confiable para determinarla presin de cierre de fractura y otros criterios, tales como laseleccin del fluido de tratamiento, que son crticos en el trata-miento de fracturamiento y empaque con control del creci-miento longitudinal de la fractura. La experiencia adquirida enmateria de terminacin de pozos en las aguas ultra profundas delos Campos Aconcagua y Camden Hills del Golfo de Mxicodemuestra cmo los ingenieros disearon y emplazaron fractu-ras apuntaladas altamente conductivas para reducir el dao determinacin, o el factor de dao, de 10 a menos de 5.

Editor ejecutivo yeditor de produccinMark A. Andersen

Editor consultorGretchen M. Gillis

Editores seniorMark E. TeelMatt Garber

EditoresDon WilliamsonRoopa GirMatt Varhaug

ColaboradoresRana RottenbergJoan Mead

Diseo y produccinHerring DesignSteve Freeman

IlustracionesTom McNeffMike MessingerGeorge Stewart

ImpresinWetmore Printing CompanyCurtis Weeks

Traduccin y produccinLincED Internationa, Inc.E-mail: [email protected];http://www.linced.com

EdicinAntonio Jorge TorreSubedicinNora RosatoDiagramacinDiego SnchezRevisin de la traduccinJess Mendoza RuizDepartamento de MercadotecniaMxico y Amrica Central (MCA)

Dirigir la correspondencia editorial a:Oilfield Review1325 S. Dairy Ashford Houston, Texas 77077 EUA(1) 281-285-7847Facsmile: (1) 281-285-1537E-mail: [email protected]

Dirigir las consultas de distribucin a:Jess Mendoza RuizTelfono: (52) 55 5263 3010Facsmile: (52) 55 5263 3191E-mail: [email protected]

Enlaces de inters:

Schlumbergerwww.slb.com

Archivo del Oilfield Reviewwww.slb.com/oilfieldreview

Glosario del Oilfield Reviewwww.glossary.oilfield.slb.com

Portada:

La adquisicin de registros de produc-cin se utiliza para determinar el flujodel pozo y los puntos de entrada del flui-do. Mltiples minimolinetes en unanueva sonda de adquisicin de registrosde produccin miden las velocidades deflujo a travs del dimetro del pozo, ysondas en el brazo trasero de la herra-mienta miden la fraccin volumtrica decada fase. El tractor de fondo de pozoque se muestra en el fondo de la imagense utiliza para transportar herramientasen pozos horizontales y de alto ngulo.

2

Invierno de 2004/2005Volumen 16

Nmero 3

74 Colaboradores

77 Prximamente en Oilfield Review

78 Nuevas Publicaciones

3

66 Fluidos de perforacin de emulsin reversible para un mejor desempeo del pozo

Los fluidos de perforacin que no son a base de petrleo se uti-lizan generalmente para optimizar las condiciones de perfora-cin, sin embargo suelen ser difciles de limpiar y puedenponer en peligro la productividad del pozo. En este artculo, sedescriben varios ejemplos mostrando cmo un operador estutilizando fluidos de perforacin de emulsin reversible paramejorar la limpieza del pozo y minimizar el dao de formacin.

32 Sistemas avanzados de operacin de herramientas en el fondo del pozo

Los requisitos del transporte de herramientas y equipos dentrode un pozo se han vuelto ms exigentes debido a la mayor com-plejidad de las trayectorias de los pozos y a las mayores pro-fundidades de los mismos. Este artculo describe los mtodosde transporte, con especial atencin en los cables de perfilajeultra fuertes para pozos verticales profundos y un tractor defondo de pozo para pozos horizontales o de alto ngulo.

48 Captacin y almacenamiento de CO2:Una solucin al alcance de la mano

El petrleo y el gas han sido siempre los combustibles de bajocosto de preferencia. Sin embargo, la combustin de combusti-bles fsiles provoca la emisin de dixido de carbono [CO2], loque se convierte en el principal tema de atencin en el debateactual sobre calentamiento global. Muchos cientficos creenque la captacin y almacenamiento en el subsuelo de CO2 pro-meten una manera de neutralizar las emisiones, y mejorar laproductividad y recuperacin de hidrocarburos. El artculodescribe la captacin y almacenamiento de CO2, y muestraejemplos de cmo la colaboracin gubernamental, institucio-nal y de la industria beneficia tanto al medio ambiente comoal campo petrolero.

Abdulla I. Al-DaaloujSaudi AramcoUdhailiyah, Arabia Saudita

Syed A. AliChevronTexaco E&P Technology Co.Houston, Texas, EUA

George KingBPHouston, Texas

Anelise LaraPetrobrasRo de Janeiro, Brasil

David Patrick MurphyShell Technology E&P CompanyHouston, Texas

Eteng A. SalamPERTAMINAYakarta, Indonesia

Y.B. SinhaOil & Natural Gas CorporationNueva Delhi, India

Sjur TalstadStatoilStavanger, Noruega

Richard WoodhouseConsultor independienteSurrey, Inglaterra

Consejo editorial

Oilfield Review es una publicacin trimes-tral de Schlumberger destinada a los pro-fesionales de la industria petrolera, cuyoobjetivo consiste en brindar informacinacerca de los adelantos tcnicos relacio-nados con la bsqueda y produccin dehidrocarburos. Oilfield Review se distribu-ye entre los empleados y clientes deSchlumberger y se imprime en losEstados Unidos de Norteamrica.

Cuando se menciona slo el lugar deresidencia de un colaborador, significaque forma parte del personal deSchlumberger.

2005 Schlumberger. Todos los dere-chos reservados. Ninguna parte de estapublicacin puede ser reproducida, archi-vada o transmitida en forma o medioalguno, ya sea electrnico o mecnico,fotocopiado o grabado, sin la debidaautorizacin escrita de Schlumberger.

Oilfield Review da la bienvenida a YogeshB. Sinha al Consejo editorial. Yogesh esDirector de Exploracin para Oil & NaturalGas Corporation (ONGC) en Nueva Delhi,India. Desde que ingres a ONGC en 1966,se ha dedicado a la exploracin de hidro-carburos y desarrollo de campos, y ha tra-bajado en varias locaciones de negocios yde investigacin de ONGC. Yogesh ayud aformular una estrategia para desarrollar unconjunto de campos marinos marginales, yayud a integrar la estrategia general deexploracin de la compaa. Representa aONGC en la direccin de Petronet LNGLtd y es Director Internacional de la Direc-cin del Petrotechnical Open StandardConsortium (POSC). Yogesh posee unamaestra en geologa de la UniversidadLucknow, India.

4 Oileld Review

Una edad dorada es un tiempo de prosperidad yfelicidad. En el campo petrolero, los tiempos dempetu exploratorio podran parecer una pocadorada, pero la realidad cambia de repentecuando comienzan las erogaciones masivas decapital para el desarrollo de campos. Quizs laverdadera edad dorada para un campo productorllegue tarde en su vida, cuando modestas inversio-nes puedan traducirse en grandes retornos. Unamanera ecaz de capitalizar el dinero ya invertidoconsiste en disear ptimas estrategias de produc-cin y operaciones de remediacin. Los registrosde produccin que identifican los puntos deentrada del uido y diagnostican los problemas enpozos productores constituyen las claves para elmanejo exitoso del campo petrolero.

En los pozos verticales o casi verticales, el com-portamiento del uido es relativamente simple, ylos sensores convencionales de los registros de pro-duccin son razonablemente precisos para medirlos parmetros del ujo de uido zona por zona.1

La situacin puede ser bastante diferente en pozoshorizontales y sumamente desviados, donde eluso de registros de produccin para medir el perlde entrada del uido y las contribuciones de cadauna de las fases provenientes de cada zona ha signi-cado un reto mucho mayor. Los experimentos delaboratorio de ujos multifsicos en varios tamaosy desviaciones de pozos revelan perles y regme-nes de ujo complejos, incluyendo la estraticacinde fases, el ujo en bache, el ujo tapn, el ujocon burbujas dispersas y el ujo anular (abajo).2

Perlaje y cuanticacin de ujos multifsicos complejos

John BaldauffTrevor RungeGulf of Suez Petroleum CompanyCairo, Egipto

John CadenheadMarian FaurRemi MarcusClamart, Francia

Cholid MasCairo, Egipto

Rob NorthPekn, China

Gary OddieCambridge, Inglaterra

La medicin del ujo multifsico complejo en pozos desviados y horizontales ha

representado siempre un verdadero reto. La nueva tendencia para comprender y

diagnosticar estos regmenes de ujo consiste en combinar el diseo de materiales,

la metodologa de interpretacin y la visualizacin de datos.

> Principales regmenes de ujo para sistemas lquido-gas. Los factores que inuyen en los regmenesde ujo incluyen la desviacin del pozo y la proporcin de cada fase; las diferencias relativas en lasdensidades de las fases, la tensin supercial y viscosidad de cada fase; y la velocidad promedio. Enun sistema lquido-gas, cuando las pequeas burbujas de gas estn uniformemente distribuidas, el r-gimen de ujo se denomina ujo con burbujas dispersas. Cuando algunas de estas burbujas se agreganpara formar burbujas ms grandes, conduce a ujo tapn o ujo en bache. El ujo anular es caracte-rstico del ujo de gas a altas velocidades en el centro del pozo con el uido connado a una na pelcu-la en las paredes del pozo. El ujo estraticado ocurre en pozos horizontales cuando dos o ms fasesse separan debido a la atraccin gravitatoria. El ujo ondulante resulta en sistemas estraticados cuandose produce interferencia entre las dos fases viajando a diferentes velocidades.

Flujo estratificado Flujo estratificado ondulante

Flujo tapn Flujo en bache

Flujo con burbujas dispersas Flujo anular

Por su colaboracin en la preparacin de este artculo seagradece a Franois Besse y Dat Vu-Hoang, Clamart, Francia; Alan Monsegue, Houston, Texas, EUA; AntoineElkadi, Abu Dhabi, EAU; y Chris Lenn, Dubai, EAU.BorFlow, FloScan (herramienta de generacin de Imgenesde Flujo), FloView, GHOST (herramienta con Sensor pticopara Determinar la Fraccin Volumtrica del Gas), MapFlo,MaxTRAC, NODAL, PIPESIM, PL Flagship, PLA (Asesor deRegistros de Produccin), PS Platform y RSTPro (herra-mienta de Control de Saturacin del Yacimiento) son marcasde Schlumberger.ANSYS es una marca registrada de SAS IP, Inc., una subsi-diaria enteramente propia de ANSYS, Inc.1. Bamforth S, Besson C, Stephenson K, Whittaker C, Brown

G, Catala G, Rouault G, Thron B, Conort G, Lenn C y Roscoe B: Revitalizing Production Logging, OilfieldReview 8, no. 4 (Invierno de 1996): 4460.

2. Catala G, Thron B, Conort G y Ferguson J: Fluid FlowFundamentals, Oilfield Review 8, no. 4 (Invierno de 1996):6164.

Invierno de 2004/2005 5

6 Oileld Review

An ms importante, estos experimentosdemuestran una sensibilidad extrema del rgi-men de fluido con respecto a la desviacin delpozo, particularmente en o cerca de la orienta-cin horizontal. En tales casos, una herramientade adquisicin de registros de produccin con-vencional puede conducir a una interpretacinambigua y resultados menos que ptimos.

Para encarar este problema, los investigadoresdel Centro de Investigaciones de Schlumbergeren Cambridge, Inglaterra y del Centro de Pro-ductos Riboud de Schlumberger en Clamart,Francia, (SRC y SPRC, por sus siglas en inglsrespectivamente), llevaron a cabo cientos depruebas en el circuito de flujo y simulacionescomputarizadas de la dinmica del flujo paracomprender ms profundamente los mecanismosdel flujo multifsico en pozos desviados y hori-zontales. Estos experimentos y simulacionesproveyeron a los ingenieros y cientcos la infor-macin necesaria para optimizar la arquitectura

de la herramienta y la instalacin de los senso-res, para minimizar la perturbacin del fluidocomo resultado de la presencia de la herra-mienta en el pozo, para entender la respuesta dela herramienta, y para proporcionar una metodo-loga efectiva de interpretacin de datos.

Esta amplia investigacin condujo al desarro-llo del sistema de registros de produccin depozos horizontales y desviados con la herramientade generacin de Imgenes de Flujo FloScan,que incorpora mltiples minimolinetes que abar-can la seccin transversal de un pozo, junto consondas pticas y elctricas ubicadas muy cerca delos molinetes (abajo). La herramienta FloScanmide la velocidad del uido en cinco puntos dis-tribuidos a travs del dimetro vertical de unpozo, y ofrece una estimacin de la fraccin volu-mtrica (holdup) del agua, del gas y del petrleocon una nica herramienta.3 Se trata del primerdispositivo que ofrece una medicin directa de lavelocidad del gas en un ujo multifsico.4

En este artculo, se describe rpidamente ladinmica del ujo multifsico y los mtodos deregistros de produccin para medir las entradasde uidos en presencia de complejos regmenesde ujo de pozo. Tambin se tratan los avancestcnicos que condujeron al desarrollo de la tec-nologa de la herramienta FloScan. Ejemplos decampo de Medio Oriente realzan la versatilidadde esta novedosa tecnologa en aras de la efecti-vidad operacional y el mayor retorno de lainversin en campos maduros.

Comprensin del ujo multifsico complejoEl flujo de fluidos en el pozo est influenciadopor varios factores, incluyendo el dimetro de latubera, la velocidad de ujo, el tipo de uido ylas caractersticas del mismodensidad y visco-sidady la desviacin del pozo. En SCR sellevaron a cabo varios experimentos en el cir-cuito de ujo con un dimetro de tuberas de 6pulgadas con dos fases de fluidopetrleo yaguauyendo con la misma velocidad.

Con la tubera perfectamente horizontal, elflujo se estratifica naturalmente, ocupando elpetrleo la parte superior la tubera, y el agua, laparte inferior. Ambas fases viajan a velocidadessimilares, y la fraccin volumtrica est cerca de50:50 (prxima pgina). Bajo estas condiciones,una herramienta de adquisicin de registros deproduccin convencional medira la velocidad defase promedio de la combinacin de las fases.Multiplicando la fraccin volumtrica medidapor la velocidad de la combinacin de las fases esposible deducir la velocidad de ujo de cada fase,pero es difcil hacer esto en forma exacta si elpozo no es perfectamente horizontal.

Los pozos rara vez son perfectamente hori-zontales. Una inclinacin de 2 provoca unadistribucin del fluido diferente al de un casohorizontal, y el ujo vara en gran manera depen-diendo de la direccin de la inclinacin de latubera. A una inclinacin de 88, los uidos uyenen forma ascendente. El agua, el uido ms denso,experimenta un incremento de fraccin volum-trica y se moviliza ms lentamente que en un casode inclinacin de 90. El petrleo se mueve en unabanda ms estrecha en la parte superior, y conuna mayor velocidad. A una desviacin de 92,pasa lo contrario: la fase de petrleo queda detrsde la del agua, y la fraccin volumtrica del aguadecrece considerablemente. En ambos casos, elmayor deslizamiento entre las fases incrementa lacombinacin en la interfase y tambin conduce auna interfase no tan bien denida.5 Inclusive des-viaciones ms pequeas, de menos de 1 conrespecto a la horizontal, tambin causan esteefecto dramtico en el comportamiento del ujo,particularmente a velocidades de ujo bajas.

> Ubicacin de los minimolinetes y sondas. La herramienta de generacin deImgenes de Flujo FloScan incorpora 17 sensores: cuatro minimolinetes en unbrazo, cinco sondas elctricas y cinco sondas pticas en otro brazo, y unjuego de sensores incluyendo un molinete y sondas elctricas y pticas en elcuerpo de la herramienta que se asienta en el fondo del pozo. La herramientase transporta dentro del pozo con los brazos retrados dentro del cuerpo de la misma. El cuerpo de la herramienta se asienta en el fondo de la tuberadurante la adquisicin de registros y el brazo motorizado se extiendecubriendo el dimetro completo del pozo.

Sonda ptica GHOST

Sonda elctrica FloView

Cartucho de minimolinetes condetector integrado de un cable

> Efecto de la desviacin en la fraccin volumtrica y el ujo. Se condujeron ex-perimentos en el circuito de ujo en una tubera de 6 pulgadas de dimetro con dos fases deuidopetrleo y aguacada una uyendo a 240 m3/d [1,500 B/D]. Se inyect una tintura roja soluble enpetrleo desde la parte superior de la tubera, y se inyect una tintura azul soluble en agua desde la parteinferior. En una tubera perfectamente horizontal, las fracciones volumtricas del petrleo y el agua son iguales, y ambasfases viajan a la misma velocidad. Una pequea desviacin con respecto a la horizontal, provoca un dramtico impacto en lafraccin volumtrica y la velocidad. A 92, el agua se mueve ms rpido que el petrleo, con la fraccin volumtrica del agua descendiendoa cerca del 20%. A 88 de desviacin, las diferencias en densidad hacen que el petrleo se mueva ms rpido que el agua, y la fraccin volumtricadel agua aumenta a cerca del 80%. A 70, el petrleo viaja a una velocidad mucho mayor y el agua cae detrs, provocando la recirculacin.


A una desviacin de 70, el petrleo viaja a lolargo de la parte superior de la tubera a unavelocidad an ms alta que la del caso de 88 y elagua cae detrs hacia el fondo del pozo, condu-ciendo a la recirculacin del agua y a unavelocidad del agua negativa en la parte baja dela tubera. Estos experimentos de laboratorioilustran cun desafiante es obtener una veloci-dad de fase representativa con la presencia dedos fases.

La presencia de gas en el pozo agrega unacomplejidad an mayor en los patrones de ujo;aparecen ujos tales como ujo en bache, ujotapn, flujo disperso y flujo anular. Una he-rramienta de adquisicin de registros deproduccin convencional con un molinete de di-metro completo responde tanto a la velocidadcomo a la cantidad de movimiento de la fase en la

porcin central del pozo a una profundidad ytiempo determinado, haciendo que la velocidaddel gas no se detecte. Cuando vuelve a circular elflujo, un molinete de dimetro completo puedevariar en la direccin de rotacin o no girar deltodo.6 En tales casos, el ujo de uido provenientede diversos intervalos no puede ser cuanticado,distorsionando severamente los resultados de losregistros.

Las soluciones, tales como el servicio avan-zado de diagnstico del flujo de pozo PLFlagship, se desarrollaron para evaluar los per-les de flujo entrante en regmenes de flujocomplejos en pozos horizontales y sumamentedesviados.7 Presentado en 1996, este juego inte-grado de herramientas para la adquisicin deregistros de produccin consiste en una sonda depresin y temperatura, un detector de rayosgamma, una herramienta de activacin de pulsosde neutrones, dos herramientas alineadas degeneracin de imgenes del fluido, un inyectorde marcador de uido, y uno o dos molinetes cen-tralizados. Cada uno de estos dispositivos mideuna parte especca de la informacin del ujo.La informacin se combina e interpreta luegopara derivar el tipo y velocidad de uido prove-niente de cada intervalo de produccin.

Este juego de medicin de ujo abarca desde30.5 hasta 42.7 m [100 a 140 pies] de largo,dependiendo de la configuracin de la herra-mienta. En un rgimen de ujo no estacionariocomplejo, tal como aquellos ilustrados por losexperimentos de laboratorio, los sensores podranestar posicionados en diferentes regmenes deujo al variar la desviacin del pozo. La situacindinmicamente cambiante puede hacer difcil lainterpretacin de los registros de produccin.Otra dicultad con las herramientas de adquisi-

cin de registros de produccin convencionaleses la incapacidad para medir directamente lavelocidad del gas. Una nueva herramienta espec-ficamente diseada para pozos sumamentedesviados y pozos horizontales encara estos retosen los regmenes de ujo complejos.

Tecnologas avanzadas de registros de produccinEl dispositivo FloScan es la primera herramientade adquisicin de registros de produccin desarro-llada utilizando simulaciones computarizadas dela dinmica del uido para optimizar su forma ypara estudiar la perturbacin del uido en ujosascendentes y descendentes, con diferentes di-metros de pozos y distintas viscosidades del uido.El diseo de la sonda fue sujeto a simulaciones yexperimentos cinemticos. Las simulaciones deresistencia mecnica utilizando el programa decomputacin ANSYS vericaron la compatibilidadde la herramienta para las operaciones con tube-ra exible.

La herramienta ha sido diseada para operardescentralizada, lo cual simplica su transporteen pozos horizontales y sumamente desviados, ygarantiza la instalacin correcta de los sensoresa travs del eje vertical del pozo. Las medicionesde la orientacin de la herramienta y el calibra-dor permiten el clculo de la posicin de lossensores en tiempo real.

Un aspecto nico de la herramienta es que elarreglo de los sensores permite ubicar los mis-mos lo suficientemente cerca entre s paramedir el mismo rgimen de fluido a la mismaprofundidad y tiempo. Por lo tanto, a una pro-fundidad determinada, se obtiene un perfil deujo de tres fases completo con velocidad y frac-cin volumtrica en tiempo real.

3. La fraccin volumtrica es la porcin del rea de la tube-ra ocupada por cada fase en un ujo multifsico.

4. Complex Flows in Nonvertical Wells Pose Logging-ToolChallenges, Journal of Petroleum Technology 54, no. 4(Abril de 2004): 2627.

5. El deslizamiento ocurre en el ujo multifsico cuando unafase uye ms rpido que otra, o, en otras palabras, seadelanta. Debido a este fenmeno, existe una diferenciaentre las fracciones volumtricas (secciones transversa-les) y los cortes (tasas de ujo volumtrico) de las fases.

6. En los pozos desviados a velocidades de ujo medias abajas, la fase ms liviana viaja a lo largo de la parte altade la tubera y arrastra algo de la fase pesada, impartien-do un corte al cuerpo del ujo. Esto, a su vez, genera unarecirculacin en la fase ms pesada. Luego existe unperl de velocidad no lineal, desde el fondo de la tuberahacia el tope, con uidos viajando ms rpidamente a lolargo del tope y ms lentamente o inclusive hacia abajoen la parte baja. Bajo estas condiciones, el molinete dedimetro completo promediar las velocidades y regis-trar ujo descendente; velocidad negativa, o a vecesausencia de ujo.

7. Akhnoukh R, Leighton J, Bigno Y, Bouroumeau-Fuseau P,Quin E, Catala G, Silipigno L, Hemingway J, Horkowitz J,Herv X, Whittaker C, Kusaka K, Markel D y Martin A:Keeping Producing Wells Healthy, Oilfield Review 11,no. 1 (Primavera de 1999): 3047.

90

92

88

70

> Respuesta de la sonda ptica. La sonda de la herramienta con Sensor ptico para Determinar la Fraccin Volumtrica del Gas GHOST discrimina el gasdel petrleo o el agua por la cantidad de luz que reeja la punta de la sonda. Para la herramienta, la reectividad es una funcin del ndice refractivo. La fraccin volumtrica del gas se determina por la longitud de tiempo de alta reectancia sobre un umbral predeterminado.

01.11 1.3

ndice refractivo1.2 1.4 1.61.5

20

40

60

Luz r

efle

jada

, %

80

100

120

Aire

Gas (n = 1.1)

Agua (n = 1.33)

Condensado (n = 1.4) Petrleo(n = 1.5)

TiempoUmbral

Flujo

Fraccin volumtrica del gas = Tiempo por encima del umbralTiempo total

GasAgua Petrleo

Schlumberger ha desarrollado sensores derotacin de baja energa que presentan mnimafriccin. Los molinetes poseen un dimetroaproximado de 2.5 cm [1 pulgada]. La optimiza-cin de los molinetes, llevada a cabo por variosmeses, incluy pruebas en flujos arenosos, flui-dos corrosivos y fluidos de alta velocidad.Numerosas pruebas muestran una respuesta develocidad precisa cuando el brazo se extiendedentro de tuberas con dimetros internos deentre 278 y 9 pulgadas.

Mientras los molinetes determinan las velo-cidades del fluido, las sondas determinan lasfases del fluido y sus fracciones volumtricas.Las sondas elctricas en la herramienta demedicin de la fraccin volumtrica FloView dis-

criminan el agua de los hidrocarburos utilizandouna medicin de resistencia elctrica del uido,mientras que la herramienta con Sensor pticopara Determinar la Fraccin Volumtrica delGas GHOST distingue el gas del lquido utili-zando una medicin ptica del ndice derefraccin.8 Las herramientas GHOST y FloViewson tecnologas probadas en el campo, y sus sen-sores han sido integrados en el diseo de laherramienta FloScan.

Al pasar el uido por la punta de las sondaselctricas en la herramienta FloScan, la herra-mienta mide la conductividad en el agua o laconductividad debajo de cierto umbral en elpetrleo o gas (arriba). La fraccin volumtricadel agua se calcula a partir de la cantidad de

tiempo que toma completar el circuito en compa-racin con el tiempo total de medicin.

La fraccin volumtrica del gas se obtienepticamente. El petrleo y el agua poseen ndi-ces de refraccin altos, mientras que el gasposee un ndice de refraccin bajo, y reeja msdel 80% de luz (abajo). Cuando la reectividadexcede un umbral predeterminado, la sondaindica gas. Ahora bien, con sondas en la herra-mienta FloScan indicando la posicin del gas ypequeos molinetes midiendo el flujo a travsdel dimetro del pozo, es posible determinar lavelocidad del gas en forma precisa.

Las mediciones se toman mientras se muevela herramienta, con los brazos extendidos paratocar el tope de la tubera mientras que elcuerpo de la herramienta yace en el fondo.Resortes de ejes operan la abertura de los bra-zos, y un activador hidrulico motorizado operasu cierre. La posicin de cada sensor se deter-mina en tiempo real en base a la posicinrelativa de los brazos y las mediciones del cali-brador. Cuando se desea, se pueden obtenerdatos con la sonda sujeta a una estacin (pr-xima pgina, arriba). En ujos estraticados, laubicacin de las interfases del fluido se puededeterminar precisamente haciendo medicionesmientras se cierra el brazo utilizando la funcinde escaneo con el brazo en una posicin determi-nada, con resultados disponibles en tiempo real.

La sonda bsica FlowScan es de 3.4 m [11 pies]de largo e idealmente adaptada para pozos noverticales. A diferencia de la sarta de adquisi-cin de registros de produccin tpica de 100pies, la longitud total de la sarta es aproximada-mente de 7.6 m [25 pies] cuando se hallacombinada como la tpica sarta de adquisicin

8 Oileld Review

> Operacin de la sonda elctrica. La sonda FloView posee una punta conductiva separada de la tierra.Cuando se halla rodeada por un medio conductivo, como el agua, uye la corriente. Cuando la puntaencuentra gas o petrleo, el circuito se rompe. La fraccin volumtrica del agua se calcula en base altiempo en que se completa el circuito.

Fraccin volumtrica del agua = Tiempo en circuito corto

Tiempo total

GasAgua Petrleo

Tiempo

Flujo

Conector Brazo de soporte de la sonda

Extremo conductivo

Aislante cermico

Electrodo de tierra (para fases continuas de petrleo)


de registros de produccin, incluyendo sensoresde presin y temperatura. La herramienta sepuede operar en pozos con dimetro interno de278 a 9 pulgadas y puede transportarse mediantetubera exible, cable de acero o con un sistemade tractor de fondo de pozo MaxTRAC. Opera atemperaturas por encima de 149C [300F] y bajopresiones de 103 Mpa [15,000 lpc].

Perl de ujo en tiempo realCuando la sonda FloScan est operando, losdatos en tiempo real emanan de 17 sensores, elcalibrador y el dispositivo de orientacin relativaen la sarta. Una novedosa tendencia hacia lainterpretacin de datos incorpora un programade computacin especializado para la visualiza-cin en tiempo real de la velocidad de la fase ylas fracciones volumtricas a lo largo del dime-tro vertical de la seccin del pozo. Otro paquetede computacin ofrece un fcil despliegue dedatos no procesados durante las operaciones deadquisicin de registros o ms tarde durante sureproduccin.

El programa de computacin de visualizacinemplea una moderna tcnica de modelado utili-zando una calibracin del molinete que tiene encuenta la inclinacin terica del mismo y losvalores del umbral de rotacin en el petrleo,agua y gas. Esta tcnica automatizada provee

procesamiento de datos en tiempo real en unasola pasada durante la adquisicin de registros.La precisin del molinete se puede vericar com-parando los resultados del procesamiento depasadas a diferentes velocidades de adquisicinde registros, y los valores predeterminados pue-den ser reemplazados, si es necesario, porvalores derivados subsecuentemente de un gr-fico de calibracin del molinete tradicional. Lacalibracin mediante mltiples pasadas de losmolinetes generalmente conduce a resultadosms precisos que los valores predeterminados.9

Este programa de computacin tambin sepuede utilizar para convertir los datos de la herra-mienta FloScan en datos promedios a cadaprofundidad de medicin, y como valor de entradaal algoritmo de inversin del programa de compu-tacin de la herramienta de adquisicin deregistros de produccin BorFlow. El programa deinterpretacin BorFlow realiza calibraciones delmolinete y clculos del ujo multifsico en estado

estacionario, respaldando las nuevas medicionesde registros de produccin incluyendo la herra-mienta FloScan.

El mtodo de procesamiento es secuencial.Los perfiles de las fases de la fraccin volum-trica del gas y la fraccin volumtrica del agua segeneran en base a las lecturas de la sonda elc-trica y ptica. El perl de la fraccin volumtricadel petrleo se deduce luego de aquellas del gas ydel agua. Los lmites superiores e inferiores de lasinterfases del ujo se denen como las regionesdonde el ujo es localmente multifsico. Las velo-cidades de cada fase se derivan despus de unacalibracin del molinete (abajo). La velocidad decada fase se multiplica por la fraccin volum-trica para determinar la velocidad de ujo.

Se llevaron a cabo experimentos de laboratorioadicionales en SCR y SRPC con la herramientaFloScan con flujo trifsico y con la tubera adiferentes desviaciones para verificar la res-puesta de la herramienta en flujos complejos.

> Brazo de la herramienta FloScan escaneando a travs de la interfase del uido. La herramienta FloScan provee una funcin de escaneo de estacin parala determinacin precisa de las ubicaciones y velocidades de la interfase. El calibrador y dispositivo de orientacin relativa provee las posiciones del sensordurante el escaneo. La herramienta se posiciona en una zona de inters, y los sensores graban las fracciones volumtricas continuas y las respuestas delmolinete a travs de toda la seccin transversal del pozo al irse cerrando el brazo.

Gas

Petrleo

Agua

8. Thron B, Vu-Hoang D, Rezgui F, Catala G, McKeon D ySilipigno L: Improved Determination of Gas Holdup UsingOptical Fiber Sensors, Transcripciones del 41 SimposioAnual sobre Registros de la SPWLA, Dallas, 4 al 7 dejunio de 2000, artculo GG.

9. La calibracin del molinete de mltiple pasada es una tc-nica para interpretar los resultados de un medidor de ujoa molinete utilizando varias corridas de registro sobre lazona de inters a diferentes velocidades hacia arriba yhacia abajo. La velocidad del molinete es una funcin casilineal de la velocidad efectiva del uido. Si bien esta fun-cin se puede medir en supercie, vara con el uido y elpatrn del uido, y es mucho ms conable determinadaen sitio. Luego de varias pasadas, se puede calibrar lafuncin para determinar la inclinacin local y los valoresdel umbral para cada molinete. Las mediciones localesde la fraccin volumtrica asociadas se pueden utilizarpara discriminar la inclinacin individual y los valores delumbral para cada fase. La velocidad del molinete se con-vierte a velocidad de fase local. La velocidad de ujo sedetermina multiplicando la velocidad de la fase por lafraccin volumtrica.

> Flujo de procesamiento en tiempo real. La secuencia de tareas del procesamiento utiliza unalgoritmo secuencial (izquierda). El perl de la fraccin volumtrica y el perl de velocidad se estnactualizando y mostrando continuamente en tiempo real (derecha). La pantalla muestra el clculode la fraccin volumtrica, velocidad y tasa de ujo del agua, petrleo y gas, dentro de la cajanegra en la parte inferior derecha. Los datos desplegados provienen de una prueba efectuada en elcircuito de ujo equipado con una tubera de 6 pulgadas, a 88 de desviacin, con petrleo y aguauyendo a 240 m3/d y gas uyendo a 352 m3/d [12.4 Mpc/D].

Identificar la fase del fluido

Calcular las fracciones volumtricas

Localizar la interfase del fluido

Aplicar la calibracin del minimolinete

Calcular las velocidades

Calcular la tasa de flujo

Los datos no procesados son continuamenteactualizados en la caja del monitor de desplie-gue, ofreciendo una toma en cualquier instantede tiempo. El programa de procesamiento cal-cula la distribucin del fluido a travs deldimetro de la tubera en tiempo real (abajo).

Optimizacin de los programas de reparacinUna nueva secuencia de tareas de procesa-mientoel Asesor de Registros de Produccin

PLAha sido diseada por el Centro de Geo-ciencia de Schlumberger en Pekn para evaluarel comportamiento del ujo en el fondo del pozode terminaciones de mltiples horizontes y paraguiar las decisiones de reparacin de maneraoportuna. Esta secuencia de tareas incorporaherramientas interactivas para tener en cuentavarios parmetros de terminacin y del yaci-miento, as como para visualizar sus efectos enel perfil de produccin. Los resultados grficos

permiten obtener una rpida seleccin de posi-bles escenarios y mostrar el perl pronosticadodespus de la intervencin (prxima pgina,arriba). La entrega de datos combina la produc-tividad del yacimiento definida por lasmediciones de los registros de produccin con elanlisis de sistemas de produccin NODAL.

Las tcnicas del anlisis NODAL proveen unmtodo para modelar los efectos de las caracte-rsticas del fluido y la configuracin de laterminacin del pozo al producir los uidos a lasupercie. La combinacin de las respuestas delos registros de produccin con el anlisisNODAL ofrece un panorama nico para entendermejor el comportamiento de la terminacin delyacimiento y el potencial para introducir mejo-ras. Se puede modelar rpidamente el impactode modificar una terminacin para pronosticarlos cambios resultantes en el perfil de produc-cin. Cuando los costos de la intervencin sonaltos, la capacidad para evaluar el posible resul-tado de una reparacin y para tomar decisionessensatas de manera oportuna, se vuelve crucial.

Retos en pozos desviados y horizontalesLos campos petroleros del Golfo de Suez presen-tan una variedad de retos para las mediciones delos registros de produccin. Esta madura reginproductora contiene cerca de 100 plataformas en45 campos con ms de 300 pozos de produccin y100 inyectores de agua.10 Los registros de produc-cin ayudan a mantener la produccin corrientede petrleo de 20,657 m3/d [130,000 B/D]. Losyacimientos viejos que producen petrleos visco-sos con altos cortes de agua, combinados conterminaciones desviadas u horizontales que se

10 Oileld Review

< Experimentos efectuados en el circuito de ujoutilizando la sonda FloScan con procesamientoen tiempo real. El despliegue muestra la fraccinvolumtrica y las velocidades en tiempo real enun ujo de tres fases. El petrleo y el agua estnuyendo en una tubera de 6 pulgadas a 240 m3/d,y el gas est uyendo a 352 m3/d. Los cincominimolinetes atraviesan la seccin transversalvertical de la tubera. A 92, el agua tiene una ve-locidad mayor que el petrleo y el gas, y la frac-cin volumtrica del agua es baja (arriba). Lasfases del uido aparecen bien separadas con elgas y el petrleo ocupando la mayor parte de latubera. A 88 de desviacin, el agua se retardadebido a la atraccin gravitatoria mientras el ujose mueve en forma ascendente (centro). El petr-leo y el gas ocupan la mitad superior de la tuberay se mueven mucho ms rpido que el agua. A 70de desviacin del pozo, el ujo es complejo (abajo)El agua que se muestra en azul, es una fase do-minante, con gotitas de petrleo (verde) disper-sas en todas partes y el gas (rojo) principalmenteen la parte superior. El agua queda atrs, movin-dose mucho ms lento que el petrleo y el gas.Los dos molinetes del fondo leen una velocidadnegativa, indicando recirculacin de agua.

88

92

70


encuentran tpicamente en ambientes marinos,conducen a regmenes de ujo complicados. Enmuchos casos, les resulta difcil proveer las res-puestas necesarias bajo estas condiciones conlas herramientas de adquisicin de registros deproduccin convencionales.

Un campo del Golfo de Suez que se puso enproduccin en 1978 tiene una estructura anticli-nal inclinada, caracterizada por areniscashomogneas bien conectadas. La permeabilidaddel yacimiento generalmente aumenta con laprofundidad, y abarca desde 200 hasta 1,000 mDen la base. En 1996, se inici un programa deinyeccin de agua para proveer el influjo limi-tado del acufero con mantenimiento de lapresin. Cuando el campo se va aproximando asu lmite econmico, los registros de produccinjuegan un rol importante en el reconocimientode las reas para el aislamiento del agua (WSO,por sus siglas en ingls) para maximizar la recu-peracin del petrleo.

Uno de los pozos en este campo consideradopara un posible WSO posee una inclinacin de37 y produce con la ayuda de levantamiento arti-cial por gas a travs de seis intervalos abiertos.Las pruebas de pozos efectuadas a nes de 2003indicaron un gasto total de produccin de 327m3/d [2,058 B/D] con un corte de agua del 97%.Fue necesario adquirir registros de produccinpara evaluar las contribuciones del intervaloindividual y para identicar las fuentes de pro-duccin de agua. La utilizacin de registros deproduccin convencionales para determinar lascontribuciones del intervalo, produjo resultadosambiguos, debido a los regmenes de ujo com-plejos asociados con alto corte de agua ydesviacin relativamente alta. En un intento porsuperar estas limitaciones y proveer un anlisisde ujo cuantitativo, se puso en funcionamientola herramienta FloScan el 29 de enero de 2004utilizando cable de acero para transportar laherramienta dentro del pozo.

Los datos de la fraccin volumtrica obtenidoscon las herramientas FloScan y FloView indicanclaramente estructuras de flujo complejas a lolargo del pozo (derecha). Los resultados de la ima-gen de velocidad muestran varias reas de aguarecirculante en la parte baja del pozo. Los datosde la herramienta FloView demuestran claramenteque el petrleo est fluyendo en una pequearea en la parte superior del pozo. Los datos de laherramienta GHOST indican que no se detectgas a lo largo de la seccin entera.

> Secuencia de tareas de interpretacin del sistema Asesor de Registros de Produccin PLA. Utili-zando la informacin de la presin de la formacin (izquierda) como punto de partida, el programa decomputacin dene los parmetros zonales del yacimiento en trminos del ndice de productividad, elcorte de agua y la relacin gas/petrleo (arriba al centro). Estos datos se pasan al paquete deanlisis del sistema de produccin NODAL, al programa de anlisis del sistema de produccinPIPESIM (derecha), que crea un modelo para aparejar las velocidades medidas y las presiones tancercanamente como sea posible. El modelo resultante se utiliza para evaluar varias actividades demodicacin de terminacin en trminos de los resultados de produccin. La interfase incluyeherramientas interactivas para ingresar datos de varias modicaciones de terminacin y parmetrosdel yacimiento, permitiendo la visualizacin de los efectos en el perl de produccin. Los resultadosson entregados en despliegues de registros grcos y datos tabulares.

Interpretacin de registros de produccin Anlisis NODAL PIPESIM

Asesor de Registrosde Produccin PLA

Resultados de produccin

10. Borling DC, Powers BS y Ramadan N: Water Shut-offCase History Using Through Tubing Bridge Plugs; October Field, Nubia Formation, Gulf of Suez, Egypt, artculo de la SPE 36213, presentado en la 7a Exhibicin y Conferencia Internacional del Petrleo de Abu Dhabi,EAU, 13 al 16 de octubre de 1996.

> Respuesta de los minimolinetes individuales y de la fraccin volumtrica del agua con la herramientaFloView. Las respuestas del molinete para ocho pasadas a cinco velocidades diferentes del cable sepueden observar a la izquierda. Las curvas slidas representan cinco pasadas descendentes y lascurvas punteadas indican tres pasadas ascendentes. La respuesta del molinete aumenta desde elmolinete #0 en el lado inferior del pozo desviado a 37 al molinete #4 en el lado superior del pozo. Demodo similar, los valores de la fraccin volumtrica del agua decrecen desde la sonda #0 a la sonda#5 (derecha). Se despliegan las imgenes de velocidad y fraccin volumtrica para una de las pasa-das con la parte baja a la izquierda y la parte alta a la derecha. La imagen de velocidad del molinetemuestra una velocidad positiva en la parte superior del pozo desde el fondo del levantamiento. Laimagen de la fraccin volumtrica con FloView (bien a la derecha) muestra claramente algo de petr-leo presente en la parte alta del pozo desde el fondo del levantamiento. El petrleo ms liviano queuye a lo largo de la parte superior del pozo establece reas de recirculacin local, corroboradas porvalores bajos y negativos en la imagen de velocidad.

Imag

en d

e la

frac

cin

vo

lum

tric

a de

l agu

a de

la h

erra

mie

nta

FloV

iew

Imag

en d

e ve

loci

dad

del m

olin

ete

pies/min

Prof

undi

dad,

pie

s

9010API

Rayo

s ga

mm

a

Datos de la fraccin volumtricadel agua de la herramienta FloView

Datos de los minimolinetes

#5#4#3#2#1#0#4#3#2#1#0rps

X350

X400

Parte baja Parte alta Parte baja Parte alta

-40 40-10 10 0.8 1.0 0.8 1.0 0.8 1.0 0.8 1.0 0.8 1.0 0.8 1.0rps

-10 10rps

-10 10rps

-10 10rps

-10 10 0.92 1.0

El perl de ujo derivado de la combinacinde los datos de la fraccin volumtrica y la velo-cidad, obtenidos con la herramienta FloScan,muestra que cerca del 25% del petrleo y el 85%del agua son producidos de los disparos ubicadosdebajo de los X400 pies de profundidad(izquierda). El resto del agua y alguna contribu-cin de petrleo provienen de disparos ubicadosa 390 pies de profundidad. Los disparos superio-res estn produciendo petrleo limpio con msde la mitad de la produccin del petrleo prove-niente del disparo menos profundo.

Los sensores de los registros de produccinconvencionales pierden la entrada significantede petrleo de los disparos superiores debido alefecto de recirculacin del agua en el molinete.La baja resolucin del gradiomanmetro paradeterminar la densidad del uido resulta en unapobre determinacin de las contribuciones depetrleo.11 Esto lleva a una interpretacin err-nea que atribuye el 90% de la entrada depetrleo a los disparos ms profundos.

En base a los resultados de la herramientaFloScan, se planific una operacin de repara-cin de pozo para optimizar la produccin depetrleo. El intervalo entre X375 y X400 pies deprofundidad fue evaluado para una posible colo-cacin de tapn para aislar la mayora de laszonas con alto corte de agua. La excelentecorrespondencia entre los resultados del regis-tro de produccin con la informacin geolgicarespecto de la ubicacin de la arcilla sellante,motiv al operador a colocar el tapn a X400pies de profundidad.

Se utiliz un programa de computacin espe-cializado para pronosticar los resultados de laoperacin de remediacin (izquierda). Losresultados pronosticaron una produccin depetrleo de 97 m3/d [609 B/D] y una produccinde agua de 389 m3/d [2,447 B/D]. Estos valoresestn muy cerca de los resultados reales de 88m3/d [556 B/D] para el petrleo y 402 m3/d[2,532 B/D] para el agua. Un incremento denueve veces ms en la produccin de petrleo yuna recuperacin de la inversin en menos de

12 Oileld Review

> Comparacin de las herramientas de adquisicin de registros de produccin convencionales (PL) ylos perles del ujo de la herramienta FloScan. Cada carril muestra la parte baja del pozo a la izquierday la parte alta del pozo a la derecha. La imagen de velocidad generada por la herramienta FloScanmuestra el rango de color desde el azul al rojo, con el rojo indicando la velocidad negativa (Carril 2). Elperl de ujo resultante (Carril 6) de la combinacin de la imagen de velocidad y fraccin volumtrica(Carril 4) obtenidas con la herramienta FloScan, muestra que cerca del 25% de petrleo y el 85% deagua se producen de los disparos ubicados debajo de X400 pies de profundidad. El resto del agua yalgo de petrleo provienen de los disparos localizados a X390 pies de profundidad. Los dos disparossuperiores estn produciendo petrleo seco, y ms de la mitad de la produccin de petrleo del pozoproviene del disparo superior. El molinete de dimetro completo est fuertemente inuenciado por larecirculacin del agua en la parte baja del pozo. Las estaciones del molinete en el tope del intervalomuestran gran evidencia de ello. El resultado es que las velocidades del molinete de dimetro completoson insensibles a las pequeas entradas de petrleo que se mueve a lo largo de la parte alta del pozo.De modo similar, la densidad del uido obtenida con el gradiomanmetro (Carril 3) posee una pobreresolucin para detectar los pequeos cambios en la fraccin volumtrica del agua, que son detecta-dos por la sonda FlowView ubicada en la parte alta.

Velocidad delmolinete de

dimetro completo

PL Convencional

Estaciones delmolinete

rps pies/min0 3 -40 40 0.92 1.0

FloScan

Densidad del fluidoobtenida con el

gradiomanmetro

PL Convencional FloScan

Perfil de flujo

FloScan

Diag

ram

aes

quem

tic

o de

l poz

o

Prof

undi

dad,

pie

sPerfil de flujo

PL Convencional

X350

X400

Velocidad

Imagen de velocidadImagen de la fraccin volumtrica del agua

pies/min0 40

Estaciones de la densidad

g/cm30.9 1.2

Densidad del fluidog/cm30.9 1.2 Flujo de agua

Flujo de petrleo

Flujo de agua

Flujo de petrleo

< Resultados pronosticados del registro para laoperacin de remediacin planicada. Un tapn(cuadrado azul en el diagrama esquemtico delpozo) colocado a X400 pies de profundidad eliminala produccin de los tres disparos ms profundos.El Carril 4 despliega la presin de ujo inicial juntocon el pronstico del anlisis NODAL de la presinde ujo luego de colocar el tapn (presin de re-paracin). Al no requerirse que el pozo levantearticialmente la produccin de agua de las zonasms profundas, se observa una presin de ujodecreciente a travs de las zonas ms altas. Estaincrementada cada de presin en las zonas msaltas provee un aumento nueve veces mayor enla produccin de petrleo.

Gas

Petrleo

Agua

Gas

Petrleo

Agua

Flujo inicialde agua

Rayos gamma

APIRayos gamma

0 100

Flujo inicialde petrleo

Temperaturay presin

Perfil de flujo inicial

Perfil de flujopronosticado

Diag

ram

a es

quem

tic

o de

l poz

o

Prof

undi

dad,

pie

s

X350

X400

B/D0.0 2,500

Agua

B/D0.0 100

Petrleo

lpcPresin de reparacin1,625 2,497

lpcPresin del pozo

1,625 2,497

grados FTemperatura del pozo249 250

B/DFlujo total inicial

0 4,000

B/DFlujo de lquido inicial0 4,000

B/DFlujo de agua inicial

Flujo total estimado

Flujo de lquido estimado

Flujo de agua estimado0 4,000

B/D0 4,000

B/D0 4,000

B/D0 4,000

> Un ejemplo de un pozo horizontal del Golfo de Suez. Las imgenes de velocidad y fraccin volumtri-ca obtenidas con la herramienta FloScan se despliegan para una de las pasadas de la herramienta enla parte superior del pozo a 15.3 m/min [50 pies/min]. El perl de velocidad muestra poca actividad hastaY120 pies de profundidad, donde la velocidad aumenta en la parte baja del pozo y el agua aparece enla imagen de la fraccin volumtrica. A pesar de que la mayor parte de la velocidad se atribuye al aguaen la parte baja, los niveles de la fraccin volumtrica indican que algo de petrleo est tambin u-yendo en este punto. El molinete de dimetro completo convencional indica un leve ujo ascendenteen este intervalo, posiblemente atribuido a alguna recirculacin reversa del petrleo que est siendoarrastrado abajo del pozo y luego circula de vuelta hacia arriba. El perl de ujo derivado de la herra-mienta FloScan (arriba) resulta de la combinacin de los perles de velocidad y fraccin volumtrica.La herramienta convencional de adquisicin de registros de produccin no detecta la entrada de pe-trleo ms signicante proveniente del disparo ubicado cerca de los Y100 pies de profundidad (abajo).

DisparosContacto agua/petrleo

X300

rps

-46

Z442

Z400

Frac

cin

volu

mt

rica

TVD

Velo

cida

d TV

DZ4

42Z4

00

Profundidad medida, pies

Molinete de dimetro completo

Y500Fraccin

volumtrica0 1

Velocidadpies/min-120 100

Perfi

l de

flujo

B/D

05,

000

Fluj

o de

agu

a

Fluj

o de

pet

rle

o

Profundidad medida, pies

X300

X400

X500

X600

X700

X800

X900

Y000

Y100

Y200

Y300

Y400

Y500


una semana, demuestran la efectividad de laherramienta FloScan.

En otro campo en el Golfo de Suez, la presindel yacimiento declin de una presin inicial de17.9 MPa [2,600 lpc] a una presin muy baja,cercana a 7.6 MPa [1,100 lpc] en algunos pozos.La columna de 37 m [120 pies] de petrleo dealta viscosidad queda entre la capa de gas y unacufero bastante activo, y existe conicacin degas y agua. Las lecturas de la prueba muestranque el corte de agua puede abarcar desde 70%hasta 98%. Esto significa que la produccin depetrleo vara entre el 2% y el 30% del ujo total;un factor de 15 en la variacin.

El operador corri la herramienta FloScanpara obtener una evaluacin precisa del corte deagua y localizar los puntos de entrada del uidopara el petrleo y el agua. El costo de interven-cin del pozo es tpicamente cercano a US$250,000; por lo tanto, es vital evitar una interven-cin innecesaria o inecaz.

Las terminaciones de pozos de gran dimetro,los regmenes de flujo multifsico y los pozoshorizontales con perles desaantes representanuna complicacin para obtener una estimacinexacta de qu es lo que est uyendo en el pozo.Para planicar una intervencin ecaz, el opera-dor baj la herramienta FloScan con tuberaexible, equipada con cable elctrico junto con laherramienta de adquisicin de registros de pro-duccin de nueva generacin PS Platform parapoder efectuar comparaciones. Las pasadasascendentes y descendentes se condujeron a tresvelocidades distintas del cable. En otra pasada deregistro, se corri la herramienta de Control deSaturacin del Yacimientos RSTPro con unasonda FloScan para determinar los contactospetrleo/agua y gas/petrleo.

El perl del pozo muestra un punto bajo en latrayectoria; ms all del taln del pozo, el pozosube nuevamente. Las zonas perforadas estn enla seccin horizontal del pozo (abajo). La imagen

de velocidad muestra un aumento en velocidaden el lado bajo del pozo cerca de los Y120 pies deprofundidad. Mientras que el incremento envelocidad se atribuye en gran medida al agua, laimagen de la fraccin volumtrica muestra clara-mente algo de petrleo a esta profundidad. Elmolinete convencional de dimetro completomuestra poca actividad con pequeas indicacio-nes de recirculacin a la misma profundidad y nopuede detectar la zona de produccin ms impor-tante. Los datos de la herramienta FloScanindicaron que los disparos ubicados a una pro-fundidad vertical verdadera ms profunda (TDV,por sus siglas en ingls) producen la mayorcantidad de agua. El contacto agua/petrleo deter-minado por la medicin de la herramienta RSTProconrm este resultado. En base a estos resulta-dos, el programa de reparacin recomendadoimplic cerrar las zonas ms bajas y volver a dis-parar cerca de 244 a 305 m [800 a 1,000 pies]menos profundo sobre el taln del pozo a cerca de70 de desviacin. La produccin total de petrleoaument de 48 m3/d [300 B/D] a 79 m3/d [500B/D]. El aumento de produccin pag las inter-venciones en otros dos pozos.

Prolongacin de la vida de un campoSiendo que el 70% de la produccin actual depetrleo proviene de los campos maduros, losavances tecnolgicos cumplen un rol siemprecreciente en prolongar la vida de los campos yen maximizar el retorno de las inversiones.Estos campos tienen la capacidad de aumentarsu produccin en el futuro con una mnimainversin. Como lo demuestran estos ejemplosde Medio Oriente, la herramienta FloScan iden-tifica correctamente los puntos de entrada deluido en regmenes de ujo complejos en pozosdesviados y horizontales. Los aumentos en pro-duccin y los retornos rpidos ilustran laefectividad operacional y en costos de esta tec-nologa. Es a travs de este tipo de innovacin,que tiende a integrar el diseo de herramientas,el procesamiento de datos y los programas decomputacin de interpretacin, que la industriapuede resolver los retos para incrementar la pro-ductividad en los campos maduros. RG

11. Un gradiomanmetro mide la densidad promedio del uidoa diferentes profundidades, para producir un registro dedensidad del uido. El conocimiento de la densidad de lasfases individuales permite determinar sus fracciones volu-mtricas directamente en el caso de ujo bifsico, y encombinacin con otras mediciones para el ujo trifsico.Presentado a nes de 1950, el dispositivo mide la diferen-cia de presin entre dos sensores de presin, colocadosaproximadamente a 0.6 m [2 pies] de distancia entre s.La diferencia de presin reeja la densidad promedio deluido a travs del pozo dentro de aquel intervalo de pro-fundidad.

14 Oileld Review

Perforacin de pozos verticales

Guido BruscoEni S.p.A.Falconara, Italia

Pete LewisMiln, Italia

Mike WilliamsSugar Land, Texas, EUA

Por su colaboracin en la preparacin de este artculo seagradece a Denny Adelung, Emma Bloor y Steve Siswanto,Sugar Land, Texas, EUA; Matt Bible, Ian Carne y Brian Stevens, Stonehouse, Inglaterra; y Dipesh Pattni y Geertjanvan Og, Ravenna, Italia.PowerDrive, PowerPak, PowerV y SlimPulse son marcas deSchlumberger.

La tecnologa de perforacin direccional contina su rpida evolucin

con un nuevo sistema diseado especcamente para perforar pozos verticales.

1. Williams M: Un nuevo giro en la perforacin rotativadireccional, Oilfield Review 16, no. 1 (Verano de 2004): 49.

2. Drilling Levels Will Continue Upward, World Oil 225,no. 2 (Febrero de 2004): 41, 4345, 47.Heightened Activity Will Continue in Some Areas,World Oil 225, no. 2 (Febrero de 2004): 6365, 69.

3. Para un ejemplo: Williams, referencia 1.4. Para mayor informacin sobre perforacin en reas tec-

tnicamente activas, consulte: Addis T, Last N, Boulter D,Roca-Ramisa L y Plumb D: The Quest for Borehole Stability in the Cusiana Field, Colombia, Oilfield Review5, no. 2/3 (Abril/Julio de 1993): 3343.

5. Para mayor informacin sobre el proyecto KTB, consulte:Bram K, Draxler J, Hirschmann G, Zoth G, Hiron S y KhrM: The KTB BoreholeGermanys Superdeep Telescope into the Earths Crust, Oilfield Review 7,no. 1 (Enero de 1995): 422.Calderoni A, Savini A, Treviranus J y Oppelt J: Outstanding Economic Advantages Based on NewStraight-Hole Drilling Device Proven in Various OileldLocations, artculo de la SPE 56444, presentado en laConferencia y Exhibicin Tcnica Anual de la SPE, Houston, 3 al 6 de octubre de 1999.

La vasta mayora de los pozos se consideran rec-tos, pero llamarlos rectos es ignorar la tendencianatural de los pozos a desviarse de la vertical. Sintecnologa o procedimientos de perforacin espe-ciales, los pozos tienden tpicamente a penetrarplanos de estraticacin y otras caractersticasgeolgicas a un ngulo correcto. Antes del adveni-miento de la tecnologa de levantamientos depozos, las compaas de exploracin y produccin(E&P) no se percataban del grado de desviacin otortuosidad de un pozo hasta que las operacionesde adquisicin de registros o de bajada de tuberade revestimiento se entorpecan por un perl depozo complejo. Adems de la deriva natural, lasprcticas de perforacin tambin pueden crearpozos con patas de perro u otras irregularidadesen su forma o direccin, que tambin podranpasar inadvertidas hasta que stas entorpecieranlas operaciones.

La tecnologa de levantamiento y perforacindireccional de pozos ha permitido a las compaasde E&P ejercer un mayor control sobre las trayec-torias de los pozos. Adems, los perforadores hanestado actualizando continuamente las prcticasde perforacin con muchsimas mejoras que inclu-yen el perfeccionamiento continuo en la seleccinde barrenas, la optimizacin del peso sobre labarrena y la mejora en la limpieza del pozo. La adi-cin de los sistemas rotativos direccionales alarsenal de tecnologas de los perforadores comple-menta muchas de estas mejoras.

Introducida en la ltima dcada, la tecnolo-ga de perforacin rotativa direccional sigueavanzando.1 Los novedosos sistemas rotativosdireccionales facilitan la perforacin de largassecciones horizontales con un control direccio-nal excelente, la perforacin con barrenasbicntricas, la perforacin en ambientes difci-les y la perforacin en formaciones blandas opoco consolidadas. Adems de aquellas opera-ciones complicadas o que marcan un rcord y

que generalmente son noticia, los sistemasrotativos direccionales estn mejorando apa-rentemente las operaciones comunes deperforacin vertical.

Un nuevo sistema rotativo direccional paraperforacin vertical es capaz de prevenir que sedesven los pozos de la vertical y tambin puedevolver verticales a los pozos inclinados. Disponi-ble para una gran variedad de tamaos de pozos,el sistema rota continuamente para proveer unasuperior calidad y limpieza del pozo, que mini-miza el riesgo de atascamiento mecnico y lograuna velocidad de penetracin (ROP, por sus siglasen ingls) ms alta.

En este artculo, se presenta el sistema deperforacin vertical PowerV y se demuestra suaplicacin en Italia. Comenzamos explorando elinters por la perforacin vertical.

Por qu perforar recto?De los 70,000 pozos que se perforan cada aoaproximadamente, la mayor parte son pozos sim-ples y verticales.2 Las compaas de E&Pgeneralmente luchan por minimizar el costo deestos pozos y por lo general no hacen unesfuerzo especial para mantenerlos rectos. Sinembargo, ciertas situaciones exigen que las com-paas perforen pozos verticales que son muyrectos y parejos.

Una compaa de E&P preferira perforar unpozo parejo que penetra un yacimiento verti-calmente.3 Un pozo vertical parejo facilita bajartubera de revestimiento ms grande con mnimoespacio y permite la posibilidad de utilizar unatubera de revestimiento extra en una etapaposterior en las operaciones de construccin depozos. Un pozo que no mantiene la verticalidadpuede eliminar esta opcin. Un beneficio anmayor es que la perforacin vertical de altacalidad brinda la oportunidad de minimizar eltamao del pozo desde el comienzo. Un pozo ms


> Sistema de perforacin vertical PowerV. Basado en el probado sistema rotativo direccional PowerDrive,esta simple y robusta herramienta puede tener conguraciones tan cortas como de 4 m [12 pies] paraperforar pozos desde 534 hasta 22 pulgadas de dimetro. El modelo estndar opera a temperaturas porencima de 125C [257F]; el modelo de alta temperatura opera a temperaturas por encima de 150C[302F]. Todos los modelos operan a presiones hidrostticas de hasta 138 MPa [20,000 lpc].

475

250

257/302*

50

4

220 a 400

600 a 800

20,000

automtico

53/4 a 61/2

825

220

257/302*

65

16

480 a 1,900 480 a 1,900

600 a 800 600 a 800

20,000

automtico

105/8

675

220

257/302*

65

16

320 a 650

600 a 800

20,000

automtico

/81 2 a 97/8

900/1,100

200

257/302*

65

48

20,000

automtico

*Versin de alta temperatura disponible

Herramienta PowerV

Mxima velocidad de rotacin (rpm)

Mxima temperatura de operacin (F)

Mximo peso sobre la barrena (lbf x 1,000)

Mximo esfuerzo de torsin en la barrena (lbf-pie x 1,000)

Rango de flujo (gal/min)

Cada de presin requerida a travs de la barrena (lpc)

Mxima presin de operacin (lpc)

Sistema de control vertical automtico

Dimetros de pozos disponibles (pulgadas)

Especificaciones de la herramienta PowerV

121/4 a 22

pequeo es tpicamente ms rpido de perforar yrepresenta menos costos tanto para la elimina-cin de recortes como en materia de tubulares ycemento.

Muchos operadores minimizan la huella de lasoperaciones de perforacin en la supercie perfo-rando varios pozos direccionalmente desde unalocalizacin de superficie a localizaciones defondo de pozos ampliamente espaciadas. En estasoperaciones, la perforacin vertical, es una tcnicaesencial para evitar colisiones en las secciones

superiores del pozo perforadas desde plantillas deplataformas marinas y localizaciones de perfora-cin en tierra rme. Los pozos que se desplazanan levemente de la vertical sobre el punto decomienzo de la desviacin ponen en peligro lacapacidad del operador para utilizar todas lasbocas disponibles del pozo.

Adems de las restricciones de la supercieen las operaciones de perforacin, las condicio-nes del subsuelo juegan un rol importante en losdiseos de pozos. Por ejemplo, perforar hasta

objetivos de perforacin debajo de rocas confallas, en capas con echados muy pronunciados oen reas tectnicamente activas, a vecesrequiere un esfuerzo especial para mantener latrayectoria deseada.4 La tecnologa de perfora-cin vertical es una opcin para alcanzar unobjetivo de perforacin especco.

Los proyectos de perforacin especiales tam-bin se benefician con la perforacin vertical.Por ejemplo, en el Programa Alemn de Perfora-cin Continental Profunda, KontinentalesTiefbohrprogramm der Bundesrepublik Deutsch-land (KTB), se perfor un pozo vertical de 9,101 m[29,860 pies] de profundidad para estudiaraspectos fundamentales de la corteza terrestre.5

Un sistema de perforacin vertical restringi laconstruccin de ngulo y minimiz el tamaodel agujero y la friccin.

La perforacin vertical de las secciones supe-riores de los pozos es tambin crtica para elxito de las operaciones de perforacin de largoalcance. La tortuosidad excesiva en la partesuperior del pozo causa un mayor esfuerzo detorsin y arrastre en las secciones subsiguientesdel pozo, lo que puede conducir al desgaste de lasarta de perforacin y la tubera de revesti-miento. La tortuosidad tambin aumenta elpotencial de problemas de perforacin, talescomo una pobre limpieza del pozo, atasca-miento/deslizamiento e incapacidad paraalcanzar la profundidad planeada debido alesfuerzo de torsin y arrastre. Un pozo parejo yen calibre generalmente genera registros depozos superiores que simplifican la evaluacinde la formacin. Resulta claro que las compaasde E&P tienen muchas razones apremiantespara perforar pozos rectos y parejos.

En el pasado, se bajaban simples arreglos depndulo para mantener bajos los ngulos deinclinacin del pozo, pero su eficacia era limi-tada en las formaciones duras o con inclinacinpronunciada. Las bajadas de correccin paravolver el pozo a la verticalidad resultaban costo-sas y no evitaban que el problema volviera aocurrir. A fin de responder a la necesidad depozos rectos y verticales, se dispone ahora de unsistema rotativo direccional para los casos deperforacin vertical. Este nuevo sistema man-tiene vertical al pozo todo el tiempo y ofrece laventaja adicional de una ROP alta; su continuarotacin minimiza el riesgo de atascamientomecnico, y la carencia de componentes estacio-narios de fondo de pozo elimina el efecto deanclaje de una parte no rotativa.

Nueva tecnologa de perforacin verticalLa herramienta PowerV ofrece un conjuntonico de capacidades (arriba a la izquierda).

16 Oileld Review

Programada desde la superficie para buscar ymantener automticamente la verticalidad, laherramienta, una vez instalada en el pozo, direc-ciona activamente la columna de perforacinpara mantener en forma constante la verticali-dad del pozo sin ninguna interaccin desde lasupercie. Los sensores en el paquete de levan-tamiento triaxial completo dentro de laherramienta PowerV, determinan si la inclina-cin est cambiando a lo largo de qu azimut ypor cunto. Si han ocurrido cambios, la herra-mienta determina automticamente la direccinnecesaria para volver a la orientacin vertical,utilizando almohadillas que empujan activa-mente contra la parte superior del pozo. Estaautomatizacin signica que perforar con el sis-tema PowerV no requiere adaptacin en el pozo.

Este sistema rotativo direccional no dependede un sistema de medicin durante la perfora-cin (MWD, por sus siglas en ingls) paraoperar. No obstante, un simple dispositivo deinclinacinslo el dispositivo MWDpermitemediciones de la inclinacin en tiempo real.

La velocidad de rotacin puede ajustarsepara optimizar la densidad de circulacin equi-valente (ECD, por sus siglas en ingls) y lalimpieza del espacio anular del pozo. La rotacincompleta para asistir la limpieza del pozo ymanejar la ECD es importante an en pozos ver-ticales y particularmente en operaciones detierra firme donde el equipo de perforacinpuede estar restringido por la capacidad debombeo o la presin. La ECD y la limpieza delpozo tambin son importantes en pozos de aguas

profundas con rangos crticos de densidad dellodo, y en rocas fracturadas o sometidas aesfuerzos locales y formaciones sensibles.6

Otras ventajas del slido sistema PowerVincluyen la colocacin precisa del pozo, pozos dealta calidad, ROPs altas y limpieza eficaz delpozo. Adems de mejorar los resultados de laperforacin, la instalacin de este sistemarequiere una brigada de menos personal en lalocalizacin del pozo, lo cual reduce el costo yminimiza la aglomeracin en las localizacionesde perforacin compactas.

I T A L I A

Pescara

Roma

CampoMiglianico

Ma r M e d i t e r r n e o

> Campo Miglianico cerca de Pescara, Italia.


calidad en tiempo real. Para mejorar la ecien-cia de la perforacin y aumentar la ROP, elsistema se instal con un motor direccionablePowerPak integrado en el arreglo de fondo depozo.

La herramienta PowerV perfor la seccindel pozo de 16 pulgadas, una longitud de 1,736 m[5,696 pies], en una sola bajada (abajo a laizquierda). La velocidad de penetracin fue 21%ms alta que la ROP promedio de los pozos veci-nos. La seccin de 1214 pulgadas, perforada enocho corridas, fue de 1,060 m [3,478 pies] delargo y la ROP fue 24% ms alta que la de pozosvecinos. Ambas secciones se perforaron sinfallas de la herramienta y con un ahorro de 15das comparado con el plan de perforacin(abajo a la derecha).

Alentada por el xito de la perforacin delPozo Miglianco 2, Eni utiliz una herramientaPowerV de 22 pulgadas especialmente cons-truida para perforar la seccin superior del pozoMonte Enoc 5 en el Campo Grumento Nova delsur de Italia. El sistema PowerV perfor tierrade aluvin problemtica rica en arcilla en lasupercie y calizas duras justo debajo del puntoen el cual se coloca la tubera de revestimientode superficie, y realiz esto a velocidades depenetracin ms altas que un arreglo convencio-nal de fondo de pozo.

Una solucin efectiva en costos para el reto verticalA pesar de que la perforacin vertical aparentaser relativamente simple, puede presentar retossimilares a la perforacin direccional, y serequiere en algunas de las ms caras zonas deoperacin, tales como desarrollos subsalinos enaguas profundas. Un sistema rotativo direccionalque se distingue por perforar verticalmenteofrece nuevas posibilidades para reducir los cos-tos de construccin de pozos para las compaasde E&P, eliminando corridas correctivas demo-rosas para enderezar pozos errantes y/oincrementando la ROP.

Como otros sistemas rotativos direccionalesdesarrollados por Schlumberger, la continuarotacin del sistema PowerV con la perforacinofrece las ventajas de minimizar el riesgo ymejorar la calidad del pozo. GMG

Perforacin vertical en formaciones difcilesEn Pescara, Italia central, Eni est perforandopozos de desarrollo en el Campo Miglianico(pgina anterior). El yacimiento carbonatadoyace debajo de lutitas plsticas duras que hacendifcil la perforacin de pozos de perforacin degran dimetro. En particular, los cortes de luti-tas interfieren con la optimizacin de lahidrulica.

Eni seleccion la herramienta PowerV paraperforar el Pozo Miglianico 2. En particular, lacompaa quera mejorar la eficiencia, la lim-pieza del pozo y la calidad del mismo. Laherramienta MWD de dimetro reducido detercera generacin SlimPulse conrm la verti-

> Utilizacin de la moderna tecnologa de perfo-racin vertical para mantener el ngulo del pozoa un promedio de 0.18 mientras se perforan2,796 m [9,173 pies] en secciones de 16 pulgadasy 1214 pulgadas de dimetro. Perforando la seccinde 16 pulgadas en una sola bajada y la seccinde 1214 pulgadas en ocho corridas con la herra-mienta PowerV, Eni obtuvo ROPs que fueron porencima del 20% ms altas en el Pozo Miglianico 2que en pozos vecinos.

-5-10-15-20 0 5 10 15 20

750

900

1,050

1,200

1,350

1,500

1,650

1,800

1,950

2,100

2,250

2,400

2,550

2,700

2,850

3,000

3,150

3,300

3,450

3,600

Prof

undi

dad

verti

cal v

erda

dera

, m

Seccin vertical, mAzimut = 288Origen = 0N/S, 0 E/O

> Perforacin ms rpida con el sistema PowerV. Eni perfor el PozoMiglianico 2, con una anticipacin de 15 das respecto de lo planeado.

4,000

3,500

3,000

2,500

2,000

1,500

1,000

500

0

Prof

undi

dad

med

ida,

m

0 20 40 60 80 100 120

Das desde el inicio de la perforacin

Punto de asentamiento de la tuberade revestimiento de 1858 pulgadas

Seccin del agujerode 16 pulgadas

Fin del servicio a 3,600 m

Punto deasentamientode la tubera de revestimiento de 1312 pulgadas

Seccin del agujero de 1214 pulgadas

Planeado Real

6. Bratton T, Edwards S, Fuller J, Murphy L, Goraya S,Harrold T, Holt J, Lechner J, Nicholson H, Standird W yWright B: Prevencin de problemas durante la perfora-cin, Oilfield Review 13, no. 2 (Otoo de 2001): 3251.Ali AHA, Brown T, Delgado R, Lee D, Plumb D, Smirnov N,Marsden R, Prado-Velarde E, Ramsey L, Spooner D, StoneT y Stouffer T: Observacin del cambio de las rocas:modelado mecnico del subsuelo, Oilfield Review 15,no. 2 (Otoo de 2003): 2241.

18 Oilfield Review

A medida que el desarrollo de yacimientos depetrleo y de gas en reas marinas ingresa enambientes de aguas profundas ms exigentes yrigurosos, la utilizacin y los mtodos de fractu-ramiento y empaque continan expandindose yevolucionando en base a requisitos y experien-cias de campo especficos. Estos tratamientos defracturamiento con control del crecimiento lon-gitudinal de la fractura (TSO, por sus siglas eningls), ejecutados en conjunto con el empaquede grava con filtros mecnicos, representanactualmente casi un 65% de las terminacionescon control de la produccin de arena en elGolfo de Mxico, EUA. Desde su primera aplica-cin a comienzos de la dcada de 1990, latcnica de fracturamiento y empaque se ha con-vertido en uno de los mtodos ms utilizadospara las operaciones de terminacin de pozos enformaciones pobremente consolidadas.

Esta tcnica combinada de estimulacin ycontrol de la produccin de arena ha resultadoefectiva en una amplia gama de formaciones conslidos mviles, especialmente en yacimientos dealta permeabilidad.1 Los tratamientos de fractu-ramiento y empaque proporcionan aumentos dela produccin sostenidos, en forma consistente,comparados con los empaques con lechada o losempaques con agua a alto rgimen de inyeccin.

Los tratamientos de fracturamiento y empa-que evitan muchos de los deterioros de laproductividad que son comunes en los empaquesde grava en pozos entubados, sorteando en formaefectiva el dao de formacin, o dao mecnico,y creando un empaque externo para estabilizarlos disparos que no estn alineados con la frac-tura apuntalada (prxima pgina).

Un diseo TSO limita la extensin, o longi-tud, de la fractura hidrulica mediante lautilizacin de fluidos de estimulacin menos efi-caces con altas tasas de prdida de fluido quehacen que las etapas de lechada cargadas deapuntalante se deshidraten en los primeros ins-tantes de un tratamiento. Los apuntalantes seobturan cerca del extremo, o punta, de las frac-turas dinmicas haciendo que stas se inflencomo un globo mientras se inyecta lechada adi-cional. Luego, el apuntalante se empaca endireccin hacia el pozo, lo que promueve el con-tacto entre los granos y genera una trayectoriams conductiva y ms ancha despus decerrarse la fractura dinmica.

En muchos aspectos, el tratamiento de frac-turamiento y empaque constituye una tecnologamadura. Las compaas de servicios tienen equi-pos de bombeo, embarcaciones de estimulacin,herramientas de fondo de pozo y soporte de

Optimizacin de los tratamientos de fracturamiento y empaque

Bala Gadiyar Nueva Orlens, Luisiana, EUA

Craig MeeseGreg Stimatz Marathon Oil CompanyHouston, Texas, EUA

Hugo Morales Houston, Texas

Jos Piedras Total E&P USA, Inc.Houston, Texas

Jrme Pronet Total, Elf Petroleum Nigeria, Ltd.Port Harcourt, Nigeria

Pau, FranciaPau, France

Por su colaboracin en la preparacin de este artculo, seagradece a Billy Greeson, Houston, Texas, EUA.AFIV (Sistema FIV Controlado por el Espacio Anular), CoolFRAC, DataFRAC, DeepSTIM, FIV (Vlvula de Aislamientode la Formacin), QUANTUM, QUANTUM maX y SenTREEson marcas de Schlumberger.AllFRAC, AllPAC y Alternate Path son marcas de Mobil OilCorporation, ahora ExxonMobil. La licencia de esta tecnolo-ga ha sido otorgada a Schlumberger.

La tcnica de fracturamiento para el control de la produccin de arena ha evo-

lucionado con la expansin de las aplicaciones a yacimientos ms profundos y

ms desaantes. Una prueba conable para establecer la presin de cierre de

la fractura, sumada al mejoramiento de los criterios de seleccin de uidos, ha

ayudado a los ingenieros a reducir el dao de terminacin en los pozos perfora-

dos en aguas ultraprofundas. Estas tcnicas comprobadas en el campo tambin

pueden ser aplicadas en otras reas para asegurar el xito de los tratamientos

de fracturamiento con control del crecimiento longitudinal de la fractura y del

emplazamiento de empaques de apuntalante altamente conductivos.


laboratorio comparables. Adems proveen flui-dos, apuntalantes, aditivos para tratamientos ytcnicas de remocin de daos similares. Otrastecnologas de pozosterminacin de pozosinteligentes, vigilancia rutinaria y control de laproduccin de zonas mltiples, transferencia dedatos e informacin en tiempo real, control de laseguridad y la calidadtambin han alcanzadoun nivel de madurez relativamente alto.

El dao de terminacin promedio para lostratamientos de fracturamiento y empaque estpicamente menor que el dao correspondientea otros mtodos de control de la produccin dearena; sin embargo, existen posibilidades demejoramiento. La productividad resultante delos tratamientos de fracturamiento y empaquepuede ser inferior a la esperada debido a unacombinacin de diversos factores, incluyendo eldao de los disparos, la imposibilidad de lograrel arenamiento inducido en el extremo de lafractura, la cobertura incompleta de la fractura odel empaque de apuntalante, y las grandes ca-das de presin a travs de los filtros de exclusinde arena y del equipo de terminacin de pozos.

La optimizacin de la tcnica de fractura-miento y empaque implica el abordaje de todosestos factores de diseo de la terminacin depozos para reducir el dao mecnico global ymejorar la productividad del pozo, maximizar larecuperacin de hidrocarburos y ayudar a losoperadores a evitar futuras operaciones de inter-vencin de pozos. Este ltimo objetivo escrticamente importante en campos de aguasprofundas, particularmente aquellos que inclu-yen pozos submarinos, donde las operacionescorrectivas destinadas a remover daos o reesti-mular pozos son extremadamente dificultosas,complejas y costosas.

Total, Marathon y Schlumberger refinaron lasprcticas de terminacin y las tcnicas de frac-turamiento y empaque existentes en el Golfo deMxico mediante la utilizacin de la experienciade campo y el mejoramiento del modelado decomputacin de los procesos de fracturamiento,y fracturamiento y empaque. Los ingenieros determinacin ahora seleccionan fluidos de trata-miento ptimos y ajustan el diseo de lostratamientos de fracturamiento y empaque paradar cuenta de las temperaturas y del corte delfluido en sitio durante la ejecucin de los trata-mientos.

En este artculo se analizan mtodos de lim-pieza de los disparos y de seleccin de los fluidosde tratamiento que permiten lograr fracturasTSO efectivas, incluyendo una alternativa confia-ble para determinar la presin de cierre de lafractura. Adems se presentan equipos de termi-

nacin de pozos que aseguran la estimulacin yel empaque de grava completos a travs de inter-valos largos, maximizan el rea de flujo interno ypermiten la evaluacin de la eficiencia del trata-miento de fracturamiento y empaque. Seproporciona adems un resumen de la experien-cia de campo y los resultados de los campospetroleros de aguas ultraprofundas Aconcagua yCamden Hills del proyecto Canyon Express delGolfo de Mxico, que contribuyeron a una mejorcomprensin de la tcnica de fracturamiento yempaque.

Disparos efectivosLa estimulacin de yacimientos, o la conductivi-dad de la fractura, por s solas no garantizan untratamiento de fracturamiento y empaqueptimo. Se requiere adems un empaque deapuntalante externo efectivo. Un anillo de apun-

talante alrededor del pozo estabiliza todos losdisparos y los conecta hidrulicamente con lafractura apuntalada. Esto minimiza an ms eldao mecnico del tratamiento de fractura-miento y empaque y reduce la cada de presin alo largo del intervalo de terminacin para ayudara evitar fallas de la formacin y la subsiguienteproduccin de arena. Un empaque externo tam-bin constituye la base para las operaciones determinacin de pozos sin filtros (cedazos) quecontrolan la produccin de arena sin filtrosmecnicos ni empaques de grava internos.2

> Tratamiento de fracturamiento y empaque. Los diseos de tratamientos de fracturamiento con controldel crecimiento longitudinal de la factura (TSO, por sus siglas en ingls) utilizan uidos que son admiti-dos en los primeros instantes del tratamiento, lo que hace que el apuntalante se empaque en los extre-mos de las fracturas (extremo superior). A medida que se bombea uido cargado con apuntalante, olechada adicional, las fracturas de doble ala se inan y el apuntalante se empaca en direccin hacia elpozo (centro). La tcnica TSO genera suciente desplazamiento de las formaciones blandas para crearuna abertura del espacio anular alrededor del pozo que se rellena con apuntalante. Este empaque ex-terno previene la produccin de arena desde los disparos no alineados y reduce an ms la cada depresin que se produce en las cercanas de la pared del pozo (extremo inferior).

Fractura dinmica

Arenamiento inducido en el extremo de la fractura

Apuntalante

Tubera de revestimiento

Cemento

Disparo

Inflado de la fractura

Abertura del espacio anular

Filtro (cedazo)

Tubo lavador

Fractura apuntalada

Empaque de apuntalante externo

Empaque de apuntalante en el espacio anular

1. Ali S, Norman D, Wagner D, Ayoub J, Desroches J, Morales H, Price P, Shepard D, Toffanin E, Troncoso J yWhite S: Mtodo combinado de estimulacin y controlde la produccin de arena, Oilfield Review 14, no. 2(Otoo de 2002): 3254.

2. Acock A, Heitmann N, Hoover S, Malik BZ, Pitoni E, RiddlesC y Solares JR: Mtodos de control de la produccin dearena sin cedazos, Oilfield Review 15, no. 1 (Primavera de2003): 4057.

20 Oilfield Review

El modelado de computacin indica que losdisparos no alineados, que estn orientados a dis-tancia del plano preferencial de fracturamiento(PPF, por sus siglas en ingls), contribuyen con un50% del influjo proveniente de formaciones de altapermeabilidad (arriba). Esto resta importancia ala eliminacin de las restricciones al flujo en todoslos disparos y sus adyacencias.

Los disparos con cargas explosivas huecas omoldeadas producen una zona de dao trituradaalrededor de los tneles dejados por los disparos.Este dao puede ser encarado mediante el bom-beo de cido para eliminar el dao de los disparosy los detritos previo al tratamiento de fractura-miento y empaque o mediante la aplicacin deprcticas de disparo ms efectivas, tales como las

tcnicas de bajo balance dinmico.3 El anlisis delas terminaciones de pozos del Golfo de Mxicoindica que los factores de dao resultaron altoscuando se utilizaron volmenes de cido demenos de 0.24 m3/m [20 gal/pie] a travs de losintervalos disparados; el bombeo de volmenes decido de 0.5 a 0.6 m3/m [40 a 50 gal/pie] condivergencia efectiva en la zona completa permitiminimizar el dao de terminacin (izquierda).

Adems, debera considerarse con cuidado laseleccin de los intervalos disparados para evi-ta

Documents

Perfilaje de Produccion