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Métodos de control de la producción de arena sin cedazos

Andrew Acock Aberdeen, Escocia

Norbert Heitmann Caracas, Venezuela

Steve Hoover Houston, Texas, EUA

Badar Zia Malik Stavanger, Noruega

Enzo Pitoni División de E&P de Eni S.p.A.Milán, Italia

Claud Riddles J.M. Huber Corp.Houston, Texas

J. Ricardo Solares Saudi ARAMCO Udhailiyah, Arabia Saudita

ClearFRAC, CoilFRAC, CoilFRAC ST, DataFRAC, DSI (herra-mienta de generación de Imágenes Sónica Dipolar), FMI(herramienta de generación de Imágenes Microeléctricasde Cobertura Total), HSD (Pistolas de Alta Densidad deDisparos), NODAL, OrganoSEAL, OrientXact, PowerSTIM,PropNET, SandCADE, SANDLOCK, SPAN (Programa deAnálisis de Operaciones de Disparos de Schlumberger) ySqueezeCRETE son marcas de Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo seagradece a Joseph Ayoub, Ernie Brown, Leo Burdylo,Jorge Manrique, Lee Ramsey y Saliya Wickramasuriya,Sugar Land, Texas, EUA; Simon James, Clamart, Francia; yHugo Morales, Houston, Texas.

La combinación de tecnologías probadas en los campos petroleros permite a los

operadores obtener una producción libre de sólidos en muchos de los desarrollos de

petróleo y gas que se se llevan a cabo en la actualidad y que presentan serios retos.

Este enfoque provee alternativas viables y efectivas en materia de costos con res-

pecto a los métodos convencionales de control de la producción de arena para la

terminación o rehabilitación de pozos que producen arena, especialmente cuando se

aplican sin utilizar equipos convencionales de perforación o reparación de pozos.

La producción de arena causa diversos proble-mas que van desde el tratamiento y la elimina-ción del relleno acumulado dentro de la tuberíade revestimiento o en el equipo de superficiehasta la provocación de fallas de terminacióngraves. Estos problemas a menudo se agravan,poniendo en peligro las futuras intervenciones delos pozos y la capacidad de los mismos en el largoplazo. Si la arena erosiona los componentes determinación, las cabezas de pozos, o los tubula-res e instalaciones de superficie, pueden produ-cirse pérdidas, demoras en la producción yobtenerse bajos factores de recuperación, ohasta perderse el control del pozo. Ante una fallacatastrófica, se puede perder el acceso a lasreservas si los costos de perforación de un pozode re-entrada o de un pozo nuevo resultan prohi-bitivos.

En ciertos yacimientos, es posible terminarzonas poco consolidadas pero relativamentecompetentes sin necesidad de instalar cedazos(filtros) mecánicos para impedir que ingresearena—granos de formación y finos de migra-ción, o pequeñas partículas de roca—en el pozo.En el pasado, los operadores recurrían al empa-que de grava o al fracturamiento y empaquepara este tipo de formaciones. Estos dos méto-dos se basan en las características de puenteode las partículas y en los mecanismos de filtradode los cedazos de exclusión de arena utilizadosen agujero descubierto o dentro de la tubería de

revestimiento con empaques de grava anulares,así como también en las fracturas hidráulicasapuntaladas resultantes de los tratamientos defracturamiento y empaque.

Las terminaciones de pozos sin cedazos utili-zan técnicas distintas a las empleadas para losempaques “internos” convencionales diseñadas afin de evitar fallas en los túneles de los disparos(perforaciones, cañoneos, punzados) con la con-siguiente producción de sólidos de formación(próxima página). Los métodos de terminaciónde pozos sin cedazos mantienen la productividaddel pozo y el influjo libre de arena, mediante lacombinación de una o más de las siguientes seistecnologías probadas en los campos petroleros:• fase, orientación y tamaño óptimo de los disparos • fracturas hidráulicas anchas con el control del

crecimiento longitudinal de la fractura (arena-miento inducido), (TSO, por sus siglas eninglés) a través de todos los disparos

• control del contraflujo de apuntalante• consolidación química o estabilización de la for-

mación • cementación de intervalos permeables indese-

ados, previamente empacados• tratamientos selectivos con tubería flexible.

Si se planifican e implementan con cuidado,estas técnicas ayudan a controlar la producciónde arena, a reducir el costo y el riesgo global, amejorar la productividad del pozo y a incremen-tar la recuperación de hidrocarburos.

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AceiteResinaGrano de arena

de la formación

Consolidación dela formación

Control del contraflujode apuntalante

Las fibras PropNETmantienen a los granos del

apuntalante en su lugar

Fractura apuntalada Cemento Tubería derevestimiento

Disparos

Empaque “externo”

> Terminación de pozos sin cedazos (filtros). Los métodos de terminación de pozos que impiden laentrada de arena sin necesidad de recurrir a cedazos ni empaques anulares, lo hacen combinandooperaciones de disparos optimizadas con la consolidación o estabilización química de la formación, y con el fracturamiento hidráulico con el control del crecimiento longitudinal de la fractura (arena-miento inducido), (TSO, por sus siglas en inglés) que incluye fibras para prevenir el contraflujo deapuntalante a fin de crear un empaque “externo” (arriba a la izquierda). Los apuntalantes cubiertosde resina (RCP, por sus siglas en inglés) y los aditivos de empaque de apuntalante para fractura-miento hidráulico PropNET, o ambos, ayudan a detener la producción de apuntalante y de arena deformación (arriba a la derecha). La consolidación de la formación implica la inyección de un sistemade resina en la formación para crear una adherencia más resistente entre los granos individuales(abajo a la izquierda).

Este artículo analiza los métodos de control dela producción de arena sin cedazos y las técnicasasociadas que se llevan a cabo sin equipos conven-cionales de reparación de pozos, cuya utilizaciónse fue generalizando entre mediados y fines de ladécada de 1990. Para ilustrar la eficacia de lastécnicas nuevas y antiguas empleadas en los cam-pos petroleros en combinaciones innovadoras queprevienen la producción de arena, se presentanlos resultados de diversas aplicaciones efectua-das en Arabia Saudita, el Golfo de México e Italia.

Intervenciones sin equipos convencionalesLas terminaciones de pozos sin cedazos evitan laslimitaciones y restricciones de productividadcausadas por los empaques de grava internos ylos cedazos. Las terminaciones de pozos sin ceda-zos no restringen el tamaño del pozo frente a losintervalos productivos. El mantenimiento del diá-metro completo del pozo ofrece mayor flexibili-dad para las posteriores operaciones deadquisición de registros y recolección de datos,reparaciones de remediación y nuevas termina-ciones, vigilancia rutinaria del yacimiento ymanejo de la producción, así como el control delinflujo de agua o gas.

Además de simplificar las operaciones de ter-minación de pozos y mitigar los riesgos de insta-lación, este criterio permite reducir los costosporque se eliminan los arreglos de cedazos y

equipos asociados con los mismos, las complejasherramientas de fondo de pozo, así como losvolúmenes de fluido y las operaciones de bombeonecesarias para emplazar la grava alrededor delos cedazos (arriba).

Las terminaciones de pozos sin cedazos ofre-cen control primario de la producción de arenaen pozos nuevos o en tramos de drenaje laterales,especialmente para diámetros de tuberías derevestimiento y configuraciones de pozos queimpiden la instalación de cedazos mecánicos deexclusión de arena. Por otra parte, se utilizanpara la terminación de zonas pasadas por alto enpozos existentes. Los pozos terminados sin ceda-zos ni empaques de grava que comienzan a pro-ducir arena pueden repararse utilizando técnicasde terminación de pozos sin cedazos.

Las técnicas de terminación de pozos sincedazos no requieren equipos convencionales deperforación o reparación de pozos. Estos métodospueden aplicarse utilizando tubería flexible, loque reduce aún más los costos de terminación eintervenciones de remediación. Esto hace que losmétodos de terminación de pozos sin cedazosresulten particularmente atractivos y efectivos enmateria de costos para la terminación inicial dezonas pasadas por alto. Estos métodos tambiénson aplicables para la reparación de pozos cuyosempaques de grava están taponados o sus ceda-zos se encuentran erosionados.

Técnicas en evoluciónA principios de la década de 1990, las compañíasoperadoras comenzaron a evaluar diversos méto-dos para prevenir el influjo de arena, mediante ladisminución de las fallas que ocurren en la for-mación y en los túneles de los disparos en forma-ciones inestables. Desde ese entonces, losoperadores y las compañías de servicios han tra-bajado en forma conjunta para desarrollar y opti-mizar las técnicas de control de la producción dearena que no requieren equipos de perforación ode terminación de pozos. Estos esfuerzos se tra-dujeron en operaciones de disparos optimizadaspara el manejo—control y prevención—de laproducción de arena y en un mayor número defracturas hidráulicas y tratamientos de fractura-miento y empaque para el control de la produc-ción de arena.1

Amoco utilizó la técnica de fracturamientovertical indirecto (IVF, por sus siglas en inglés),o up-and-under, en el campo Valhall del Mar delNorte durante la década de 1980.2 Statoil aplicóuna técnica similar para controlar la producciónde arena en el campo Gullfaks en el Mar delNorte sin instalar cedazos ni efectuar empaquesde grava.3 Estos métodos consisten en dispararlas lutitas competentes u otros intervalos degran resistencia adyacentes a las zonas producti-vas de interés más débiles, a fin de aplicar luegotratamientos de fracturamiento diseñados para

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0

100

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Mile

s de

dól

ares

Terminaciones de pozos sin equipos convencionales

y sin cedazos

Fracturamiento yempaque con cedazos

Fracturamiento

Herramientas

Bombeo

Tubería flexible

Disparos

Equipo de terminación

> Terminación de pozos sin cedazos versus tratamiento de fracturamiento y empaque con cedazosinternos. Los métodos de control de la producción de arena sin equipos convencionales de termina-ción de pozos requieren servicios adicionales de bombeo y de tubería flexible, pero la eliminación delos arreglos de cedazos mecánicos, de los equipos de fondo de pozo más complejos y de las operacio-nes con equipos convencionales de terminación de pozos, permite reducir sustancialmente los costos.

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estimular el crecimiento vertical de la fracturadentro de la formación productiva (derecha). Lainiciación de las fracturas hidráulicas desde unazona resistente y estable retarda o impide elcomienzo de la producción de arena causada porla caída de presión.4 La técnica IVF requieredatos detallados de la litología y de los esfuerzoslocales, pero resulta eficaz si se aplica con sensa-tez.

Dalen Resources Oil & Gas Company y Ely &Associates dispararon intervalos limitados de 9 m[30 pies] de espesor con fase de 0° y utilizaron latécnica de fracturamiento hidráulico TSO paraprevenir la producción de arena.5 El objetivo eracrear una fractura hidráulica estable, ancha,empacada con apuntalante cubierto con resina(RCP, por sus siglas en inglés) para reducir lacaída de presión frente a la formación y detenerel contraflujo de apuntalante, así como tambiénla arena producida. En el campo Duri, PT. CaltexPacific Indonesia, ahora una división de Chevron-Texaco, aplicó una técnica similar efectuandodisparos con fase de 180°. Se trataba de un pro-yecto de inyección de vapor de agua en un yaci-miento de crudo pesado de Indonesia.6 A media-dos de la década de 1990, Amoco Norway, ahoraBP Norge, utilizó con éxito el mismo enfoquegeneral para impedir la producción de creta demás de 70 pozos horizontales perforados a travésde formaciones débiles de creta del Mar delNorte.7 Las operaciones de disparos de intervaloscortos—de 1.5 m [5 pies] o menores—alcomienzo (talón), y al final (punta), de los tra-mos horizontales facilitaron la creación de frac-turas hidráulicas a través de todos los intervalosdisparados. Pruebas rigurosas confirmaron que,dentro de ciertas limitaciones, el tratamiento conapuntalante RCP podía controlar el contraflujode apuntalante.

La conductividad de la fractura—ancho—afecta la caída de presión que se puede aplicarantes de la producción de arena a través de losdisparos no cubiertos por la fractura y el empa-que de apuntalante. Arco E&P Technology, ArcoIndonesia, Inc. y Vastar Resources, una subsidia-ria de Arco en aquel momento, desarrollaron yaplicaron una técnica para predecir las geome-trías y propiedades de la fractura que previenenla producción de arena.8 Corpoven, anterior-mente una unidad de Petróleos de VenezuelaS.A. (PDVSA), también aplicó este concepto paracontrolar la producción de arena de pozos pro-fundos en formaciones sometidas a grandesesfuerzos locales.9 Además, al forzar el cierre delas fracturas dinámicas inmediatamente despuésde las operaciones de estimulación, se minimizóla temprana producción de arena.

1. Ali S, Norman D, Wagner D, Ayoub J, Desroches J,Morales H, Price P, Shepherd D, Toffanin E, Troncoso J yWhite S: “Método combinado de estimulación y controlde la producción de arena,” Oilfield Review 14, no. 2(Otoño de 2002): 32–53. Behrmann L, Brooks JE, Farrant S, Fayard A,Venkitaraman A, Brown A, Michel C, Noordermeer A,Smith P y Underdown D: “Técnicas de diseño de los dis-paros para optimizar la productividad,” Oilfield Review12, no. 1 (Verano de 2000): 54–79.

2. Moschovidis ZA: “Interpretation of Pressure Decline forMinifrac Treatments Initiated at the Interface of TwoFormations,” artículo de la SPE 16188, presentado en elSimposio de Operaciones de Producción de la SPE,Oklahoma City, Oklahoma, EUA, 8 al 10 de marzo de 1987.

3. Bale A, Owren K y Smith MB: “Propped Fracturing as aTool for Sand Control and Reservoir Management,” artí-culo de la SPE 24992, presentado en la ConferenciaEuropea del Petróleo de la SPE, Cannes, Francia, 16 al 18de noviembre de 1992.

4. Morita N, Burton RC y Davis E: “Fracturing, Frac-Packingand Formation Failure Control: Can ScreenlessCompletions Prevent Sand Production?” artículo de laSPE 36457, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, Denver, Colorado, EUA, 6 al 9de octubre de 1996; también en SPE Drilling andCompletions 13, no. 3 de la SPE (Septiembre de 1998):157–162.

5. Kirby RL, Clement CC, Asbill SW y Ely JW: “ScreenlessFrac Pack Completions Utilizing Resin Coated Sand in theGulf of Mexico,” artículo de la SPE 30467, presentado enla Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Dallas, Texas, EUA, 22 al 25 de octubre de 1995.

6. Putra PH, Nasution RDj, Thurston FK, Moran JH yMalone BP: “TSO Frac-Packing: Pilot Evaluation to Full-Scale Operations in a Shallow Unconsolidated Heavy OilReservoir,” artículo de la SPE 37533, presentado en elSimposio Internacional de Operaciones Termales y dePetróleo Pesado de la SPE, Bakersfield, California, EUA,10 al 12 de febrero de 1997.

Cemento

Tubería derevestimiento

Disparos

Capa competente

Capa débil

Fractura apuntalada

Capa competente

> Terminación temprana sin cedazos en el Mar del Norte. Amoco utilizó la téc-nica de fracturamiento vertical indirecto (IVF, por sus siglas en inglés), o up-and-under, en el campo Valhall para controlar la producción de creta y Statoil aplicóuna técnica similar en el campo Gullfaks para controlar la producción de arenaen yacimientos con capas relativamente gruesas e interestratificadas de arenis-cas y lutitas. Los tratamientos por fracturamiento hidráulico diseñados para quela fractura se propague dentro de una formación vecina con hidrocarburos seinician disparando una lutita o una zona más sólida. El crecimiento longitudinal yvertical de la fractura se produce rápidamente a lo largo del intervalo de produc-ción más débil. La sección inicial de la fractura queda en la capa más compe-tente y de este modo se excluye la arena de formación del pozo.

Malone BP, Moran JH, Nasution RDj, Putra PH yThurston FK: “Start-Up of a TSO Fracturing Campaign ina Shallow, Heavy Oil Steamflood,” artículo de la SPE38096, presentado en la Conferencia de Petróleo y Gasdel Pacífico Asiático de la SPE, Kuala Lumpur, Malasia,14 al 16 de abril de 1997.

7. Norris MR, Berntsen BA, Myhre P y Winters WJ:“Multiple Proppant Fracturing of a Horizontal Wellbore:An Integration of Two Technologies,” artículo de la SPE36899, presentado en la Conferencia Europea delPetróleo de la SPE, Milán, Italia, 22 al 24 de octubre de1996. Norris MR, Berntsen BA, Skartveit L y Teesdale C:“Multiple Proppant Fracturing of Horizontal Wellbores ina Chalk Formation: Evolving the Process in the ValhallField,” artículo de la SPE 50608, presentado en laConferencia Europea del Petróleo de la SPE, La Haya,Holanda, 20 al 22 de octubre de 1998.

8. Fletcher PA, Montgomery CT, Ramos GG, Miller ME, RichDA, Guillory RJ y Francis MJ: “Using Fracturing as aTechnique for Controlling Formation Failure,” artículo dela SPE 27899, presentado en la Reunión RegionalOccidental de la SPE, Long Beach, California, EUA, 23 al25 de marzo de 1994.

9. Ortega L, Brito L y Ben-Naceur K: “Hydraulic Fracturingfor Control of Sand Production and AsphalteneDeposition in Deep Hot Wells,” artículo de la SPE 36461,presentado en la Conferencia y Exhibición TécnicaAnual de la SPE, Denver, Colorado, EUA, 6 al 9 de octu-bre de 1996.

Subsiguientemente, para asegurar tratamien-tos de fracturamiento exitosos, los operadorespusieron mayor énfasis en controlar los gastos deproducción (tasas de flujo, velocidad de flujos,ratas, caudales) y las caídas de presión provoca-das durante la limpieza y recuperación de los flui-dos de tratamiento, y durante las pruebas depozos y la producción inicial. Debido a que lasfallas de los disparos se inician a una presión crí-tica, el mantenimiento de las presiones diferen-ciales debajo del nivel crítico durante la produc-ción ayuda a conservar la estabilidad a largoplazo. Los operadores pueden establecer los gas-tos de producción que optimicen las caídas depresión durante el tratamiento de limpieza ydurante la producción de hidrocarburos, para pre-venir la falla de la formación y de los túneles de

los disparos que podrían iniciar la producción dearena inmediatamente después de las operacio-nes de terminación.

Estas técnicas contribuyen a lograr exitosasterminaciones de pozos sin cedazos. Sinembargo, la optimización de los procedimientosde limpieza después del fracturamiento hidráu-lico requiere la consideración cuidadosa devarios factores. El régimen de flujo (una, dos otres fases), la viscosidad de los fluidos deretorno de la estimulación y del yacimiento, lavelocidad de flujo máxima permitida en los túne-les de los disparos y el tipo de apuntalantedesempeñan roles importantes en el manteni-miento de la integridad de la terminación depozos sin cedazos después de la ejecución deltratamiento.

Los resultados varían de una aplicación a laotra, pero los métodos de terminación de pozossin cedazos generalmente proveen un controlefectivo de la producción de arena. Los operado-res atribuyen este éxito al trabajo en equipo, alas prácticas eficientes de terminación de pozosy a las lecciones aprendidas en todo el mundo;además de los efectivos diseños y ejecuciones detratamientos de fracturamiento, y de los deseosde probar tecnología nueva y técnicas combina-das. Las técnicas de terminación de pozos sincedazos crean una variedad de oportunidadespara la terminación de pozos que compensaninfinitamente cualquier limitación debido a laausencia física de cedazos mecánicos.

Operaciones de disparos y fracturamientoPara los pozos nuevos y las zonas pasadas poralto en los pozos existentes, las terminaciones depozos sin cedazos comienzan con operaciones dedisparos optimizadas. El primer paso aborda lafase y orientación de los disparos, la longitud delintervalo disparado, así como el tamaño ynúmero de agujeros, o densidad de disparos.10

Para los tratamientos de fracturamiento hidráu-lico y de control de la producción de arena exito-sos, las estrategias de disparo deberían diseñarsede modo que los disparos se sitúen en o cerca delplano preferencial de fracturamiento (PFP, porsus siglas en inglés), o dirección del esfuerzolocal máximo.

Luego de la operación de disparo, se llevan acabo tratamientos de fracturamiento hidráulicoTSO para ensanchar las fracturas dinámicas ycrear anchos apuntalados mayores, que generenun anillo de apuntalante, o un “empaqueexterno” (izquierda).11 Estos tratamientos defracturamiento especializados atraviesan eldaño cerca del pozo y estimulan la productividaddel pozo conectando las capas o laminaciones dela formación individuales y estableciendo un tra-yecto de flujo duradero, estable y conductivodesde el yacimiento hasta el pozo.

Los métodos de terminación de pozos sincedazos son exitosos sólo cuando las fracturasTSO bien desarrolladas con empaques de apun-talante estables cubren todos los disparos y evi-tan el ingreso de arena en el pozo. Las operacio-nes de disparos no tratadas que no se hallanóptimamente alineadas y conectan directamentela formación al pozo dejan trayectorias potencia-les para la producción de arena.

Si se desconocen las direcciones de losesfuerzos, una fase de 0˚ maximiza el número dedisparos que se comunican con la fracturahidráulica (próxima página, arriba). Si, por elcontrario, se conocen las direcciones de los

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Fractura dinámica

Control del crecimientolongitudinal de la fractura

(arenamiento inducido)

Apuntalante

Ensanchamientode la fractura

Abertura del espacio anular

Disparo

Cemento

Tubería derevestimiento

Fractura apuntalada

Empaque deapuntalante “externo”

> Fracturamiento para pozos terminados sin cedazos. Los diseños especializados de estimulacióngeneran fracturas TSO utilizando fluidos de transporte de apuntalante que presentarán pérdidas tem-pranas en un tratamiento. La deshidratación de esta lechada provoca que los apuntalantes se empa-quen en los extremos de la fractura de doble ala, deteniendo la propagación longitudinal, o extensiónde la misma (arriba). El bombeo adicional de apuntalante provoca que las fracturas dinámicas seensanchen mientras los apuntalantes se empacan en dirección al pozo (centro). Esto promueve elcontacto grano por grano después del cierre de la fractura y crea fracturas anchas, de alta conducti-vidad que conectan capas de la formación y establecen el flujo lineal hacia el pozo. Un tratamientoTSO provoca suficiente desplazamiento de la formación sobre cortos intervalos para crear una aber-tura anular alrededor del pozo. Este “empaque externo” se llena de apuntalante y cubre los disparosque no están alineados con el PFP. Esto previene la producción de arena a través de los disparos noalineados, y reduce aún más la caída de presión cerca del pozo (abajo).

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esfuerzos, las pistolas (cañones) con cargas cuyafase está comprendida entre 0˚ y 180˚ y los dispa-ros orientados en el PFP, mitigan la falla deltúnel de disparo y el influjo de arena; ambos cono sin tratamientos de consolidación (abajo, a laizquierda). Los disparos orientados o con fasesóptimas también reducen las restricciones delflujo cerca del pozo, o la tortuosidad. La tortuosi-dad incrementa la presión de iniciación de lafractura y las caídas de presión que se producena través de los intervalos de terminación durantela inyección de los fluidos de fracturamiento y deapuntalantes.

La orientación de los disparos en la direc-ción correcta requiere el conocimiento de lamagnitud y dirección de los esfuerzos locales dela formación, además de la capacidad técnicapara orientar las pistolas de disparo en formaeconómica. Las herramientas especiales talescomo los calibradores orientados de cuatro bra-zos, la herramienta de generación de ImagenSónica Dipolar DSI y el generador de ImágenesMicroeléctricas de Cobertura Total FMI, en com-binación con el conocimiento local y mapas deesfuerzos regionales, ayudan a los ingenieros adeterminar las magnitudes y direcciones de losesfuerzos.

En el pasado, sólo las herramientas de fondode pozo motorizadas operadas a cable o las pis-tolas bajadas con la tubería de producción (TCP,por sus siglas en inglés), rotadas desde la super-ficie podían orientar activamente los disparos.Recientemente, sin embargo, Schlumbergerintrodujo su herramienta de Disparos Orienta-dos Operada a Cable (WOPT, por sus siglas eninglés) para orientar las pistolas en pozos casiverticales y con alto ángulo—inclinaciones quevarían entre 0.3˚ y 60˚—y el sistema OrientXactde disparos orientados con pistolas bajadas conla tubería de producción para pozos casi hori-zontales.12

10. Behrmann et al, referencia 1. 11. En el fracturamiento estándar, la punta de la fractura es

la última parte que se empaca con apuntalante. Undiseño con el control del crecimiento longitudinal de lafractura (arenamiento inducido) (TSO, por sus siglas eninglés) provoca que el apuntalante se empaque, o blo-quee, casi al final de las fracturas en las primeras eta-pas de un tratamiento. Al bombear más fluido conapuntalante, las fracturas ya no se pueden propagarmás profundo dentro de la formación y comienzan aensancharse. Esta técnica crea una trayectoria másancha y más conductiva a medida que el apuntalante seempaca en el pozo.Para obtener mayor información acerca de fractura-miento y empaque, consulte: Ali et al, referencia 1.

12. Almaguer J, Manrique J, Wickramasuriya S, Habbtar A,López-de-Cárdenas J, May D, McNally AC y Sulbarán A:“Orientación de los disparos en la dirección correcta,”Oilfield Review 14, no. 1 (Verano de 2002): 18–33.

Esfuerzo horizontalmínimo (Sh)

SH

Esfuerzohorizontal

máximo (SH)

Sh

Plano preferencialde fracturamiento (PFP)

Ala de la fractura TSO

Empaque externoCemento

Tubería de revestimiento

PFPDisparos con fase de 0°

> Fase óptima. La mecánica de las rocas indica que las fracturas hidráulicas se propagan en la direc-ción del máximo esfuerzo horizontal (SH), o a lo largo del plano preferencial de fracturamiento (PFP, porsus siglas en inglés). Cuando se desconocen las direcciones de los esfuerzos locales, la utilización deuna fase de 0° para disparar las cargas aumenta la probabilidad de que todos los disparos se conectencon la fractura TSO. Los disparos con otros ángulos de fase—30, 60 y 90°—podrían no intersectar lafractura.

Esfuerzohorizontal

máximo (SH)

Esfuerzo horizontalmínimo (Sh)

Plano preferencial defracturamiento (PFP)

Empaque externo

Pared del pozo

CementoTubería de revestimiento

Cargas con fase de 180°

PFP

Ala de la fractura TSO180°

Disparos

SH

Sh

> Orientación de los disparos en la dirección correcta. Si se desconocen las direcciones de losesfuerzos locales, las pistolas de disparos con fase de 0° o 180° se pueden alinear en el plano prefe-rencial de fracturamiento (PFP), en forma perpendicular a la dirección del esfuerzo horizontal mínimo(Sh), de modo que la fractura TSO cubrirá todos los disparos. La orientación correcta reduce o eliminael flujo complejo en las cercanías del pozo (tortuosidad). La tortuosidad incrementa la presión de ini-ciación de la fractura y las presiones del tratamiento.

Debido al estado emergente de las técnicasde terminación de pozos sin cedazos, los dispa-ros en los pozos verticales deberían restringirsea un intervalo máximo de 6 a 12 m [20 a 40 pies];al menos hasta que la experiencia indique queeste intervalo puede extenderse sin riesgoalguno. Para los pozos de alto ángulo y con incli-naciones mayores a 10˚, en los que pueden ini-ciarse varias fracturas, los intervalos disparadosdeben ser menores a 1.8 m [6 pies]. El controldel largo de los intervalos disparados mejora elemplazamiento del fluido, y aumenta la probabi-lidad de que las fracturas TSO cubran los dispa-ros y formen un efectivo empaque externo alre-dedor del pozo.13 Los intervalos más cortostambién mejoran el empaque de apuntalante,mediante la provisión de una alta presión netacerca del pozo.

Los ingenieros de terminación de pozos selec-cionan el tipo de carga y la densidad de disparosen base a las caídas de presión requeridas

durante el tratamiento de fracturamiento ydurante la producción del pozo. El diámetro delos disparos debe ser lo suficientemente grandepara evitar el bloqueo del apuntalante y los are-namientos prematuros; pero lo suficientementepequeño como para que después del cierre de lafractura dinámica, el ancho de la fractura apunta-lada en el pozo cubra completamente los agujerosde entrada en las paredes de la tubería de reves-timiento, bloqueando de esta manera el influjo dearena. La limitación del número de disparos mini-miza los disparos que quedan sin tratar.

El fracturamiento hidráulico reduce la caídade presión a través de los intervalos de termina-ción, lo cual minimiza las fallas de los túneles delos disparos y la producción de arena. El empa-que externo y la extensa superficie de los empa-ques de apuntalante, creados durante el fractu-ramiento TSO también previenen la entrada dearena al pozo. La mayoría de las estimulacionessin cedazos incluyen medidas adicionales paraestabilizar el empaque de apuntalante.

Control del contraflujo de apuntalanteLas fracturas apuntaladas se extienden más allá dela zona de menor permeabilidad afectada por eldaño de perforación y terminación del pozo, a finde crear una trayectoria de flujo lineal y conductivahacia el pozo. Al igual que la producción de arena,el contraflujo de apuntalante es dañino para la pro-ductividad del pozo y las operaciones de produc-ción, y también para la estabilidad de la fractura.Las terminaciones de pozos sin cedazos carecen deempaques de grava anulares internos y de cedazosmecánicos dentro de la tubería de revestimientopara evitar que la arena entre al pozo con los flui-dos producidos. Por lo tanto, es imperativo que elapuntalante permanezca dentro de las fracturashidráulicas, especialmente cuando las formacionesdeben consolidarse químicamente.

Los apuntalantes que fluyen a altas velocida-des erosionan los componentes de la terminación,los tubulares, las válvulas de control y las cabezasde pozos. En los pozos de bajo gasto de produc-ción, los apuntalantes que retornan al pozo sepueden acumular dentro de la tubería de revesti-miento y causar el cese de la producción si losintervalos productivos se cubren por completo. Elcontraflujo de apuntalante también contribuye ala falla de la formación y al colapso de los túnelesde los disparos, crea trayectorias para el influjode arena de la formación, y reduce la producción.Los materiales especializados, tales como elapuntalante cubierto de resina (RCP) y los aditi-vos PropNET de Schlumberger para empaque deapuntalante de fracturamiento hidráulico, oambos aplicados a la vez, ayudan a mantener laestabilidad e integridad de la fractura.

Hoy en día, se dispone de varios tipos deapuntalantes RCP, pero sólo unos pocos sonapropiados para las terminaciones de pozos sincedazos. El apuntalante RCP curable interactúacon los fluidos de tratamiento y se puede acumu-lar dentro de la tubería de revestimiento luegode un arenamiento prematuro, dificultando suremoción. El apuntalante RCP pre-curado noprovee suficiente control del contraflujo y nodebería utilizarse en terminaciones de pozos sincedazos en ningún caso porque la resina fun-ciona fundamentalmente para aumentar la resis-tencia al trituramiento. En general, se prefriereun apuntalante RCP parcialmente curadodebido a que minimiza las interacciones entrelos fluidos y provee estabilidad a la fractura, almismo tiempo que disminuye el riesgo de acu-mulación de apuntalante dentro del pozo.

La tecnología PropNET utiliza fibras de car-bono orientadas al azar que crean una barrerafísica que refuerza los empaques de apuntalantee inhibe el contraflujo del mismo (izquierda).14

Las fibras se agregan continuamente a los flui-dos de fracturamiento en la localización delpozo y se mezclan con apuntalantes durante elbombeo. La experiencia indica que las fibrasPropNET permiten el contraflujo inmediato quemejora la recuperación del fluido de tratamientodespués del fracturamiento. Esta capacidad seatribuye a la construcción de una red mecánica-mente reforzada que entrelaza y traba los granosde apuntalante. A diferencia del apuntalanteRCP, esta tecnología no depende de procesoscurativos sensibles a la temperatura o a ciertasreacciones químicas. Las fibras son inertes ycompatibles con todos los fluidos de fractura-miento, incluyendo los fluidos de fracturamientolibres de polímeros ClearFRAC y los fluidos abase de surfactantes viscoelásticos (VES, por sussiglas en inglés).

Las fibras y apuntalantes PropNET son másfáciles de remover que el apuntalante RCP sola-mente, el cual se puede curar y adherir dentrodel pozo bajo ciertas condiciones. Estas fibrasespecializadas no poseen limitaciones respectode la temperatura, del esfuerzo de cierre o deltiempo de cierre antes, durante o después delfracturamiento. Debido a que las fibras PropNETno se unen con los apuntalantes, el resultado deltratamiento no se ve afectado por el agotamientodel yacimiento, el trituramiento de granos indivi-duales o por las variaciones de presión asociadascon los ciclos de producción y cierre de los pozos.

Cuando se requieren altos gastos de produc-ción y un máximo control del contraflujo deapuntalante, las fibras combinadas con apunta-lante cubierto de resina proveen un control con-fiable del contraflujo de apuntalante bajo un

46 Oilfield Review

> Control del contraflujo de apuntalante. Lasfibras de carbono mezcladas y bombeadas conapuntalantes y fluidos de fracturamiento formanuna estructura aleatoria, tipo reticular en losempaques de apuntalante de las fracturashidráulicas. Los anchos de las fibras PropNETson varias veces menores que los diámetros delapuntalante promedio. Los largos especialmentediseñados de las fibras permiten el contacto conmás de 30 partículas de apuntalante. Estos facto-res aseguran la conductividad y estabilidad delempaque, aun cuando el flujo localizado excedelas velocidades críticas y causa que algunaspocas partículas de apuntalante se muevan o tri-turen. Las fibras consolidan y refuerzan el empa-que entretejiéndose entre los granos individua-les de apuntalante. Esto promueve la obturaciónde las partículas y distribuye el esfuerzo parauna mayor estabilidad del empaque, a la vez quepermite altos gastos de producción.

Verano de 2003 47

rango más amplio de condiciones que el provistopor el apuntalante RCP o las fibras PropNETsolamente. Las fibras PropNET refuerzan elapuntalante RCP para proporcionar resistenciaadicional a los cambios de velocidades, ciclos deproducción y esfuerzos de cierre en aumento amedida que se agotan los yacimientos, especial-mente para pozos con gastos de producciónextremadamente altos.15 Las fibras PropNET

también mejoran la suspensión y el transportede apuntalante en los tubulares de los pozos y enlas fracturas dinámicas, además de reducir lascaídas de presión por fricción durante las opera-ciones de bombeo, tal como lo demuestran lasmediciones de campo.

Fracturamiento para el control de la producción de arena en Arabia SauditaEn 1995, Saudi ARAMCO comenzó a desarrollaryacimientos de gas no asociados en el campoGhawar de Arabia Saudita, incluyendo la cons-trucción de instalacione de producción de gas(arriba).16 Para operar eficientemente, la recien-temente construida planta de gas en Hawiyah, conuna capacidad de procesamiento de 1600 millonesde pc/día [46 millones m3/d], requería una pro-ducción de 400 MMpc/D [11.5 millones m3/d] degas “dulce” sin ácido sulfhídrico [H2S]. La pro-ducción de pozos del yacimiento Jauf, una are-nisca débil con presión y temperatura de fondo depozo de 8750 lpc [60 Mpa] y 300˚F [149˚C] res-pectivamente, resultaba crítica para satisfacereste requisito.

Esta formación yace a una profundidad de4115 a 4390 m [13,500 a 14,400 pies]. Los pozosproducen gas dulce con gastos que van de 10 a 60

MMpc/D [286,000 a 1.7 millones m3/d]; pero, aestos altos gastos, es difícil mantener una pro-ducción libre de sólidos. El influjo de arenaexcesivo necesita repetidas limpiezas de pozo ycausa la corrosión interna de la tubería al remo-ver los inhibidores químicos de las paredes delas tuberías.

Durante la planificación del desarrollo delcampo, no se incluyeron los métodos convencio-nales de control de la producción de arena. Loscedazos empacados con grava restringirían losgastos de producción y los pozos podrían nosatisfacer los objetivos de producción de laplanta, requiriendo que Saudi ARAMCO perfo-rara pozos adicionales. Además, los tratamientosde estimulación con fracturas TSO no siempreresultaron exitosos porque los disparos no aline-ados provocaban tortuosidad cerca del pozo, orestricciones en el trayecto del flujo, que incre-mentaban la presión de iniciación de la fracturay las presiones de inyección. Esto limitaba lapresión de fracturamiento neta y la capacidadpara obtener el ancho, alto y largo de fracturaóptimos. Las operaciones de disparos convencio-nales daban como resultado disparos no empa-cados que se convertían en trayectorias para laarena producida.

ASIA

EUROPA

ÁFRICA

IRAQIRÁN

ARABIA SAUDITA

KATAR

EAU

OMÁN

YEMEN

Hawiyah

Riyadh Ghawar

M a r R o j o

Golfo Pérsico

M a r A r á b i go

0 200 400 600 millas

0 250 500 750 1000 km

> Campo Ghawar, Arabia Saudita.

13. Upchurch ER: “Near-Wellbore Halo Effect Resulting fromTip Screenout Fracturing: Its Direct Measurement andImplication for Sand Control,” artículo de la SPE 56589,presentado en la Conferencia y Exhibición TécnicaAnual de la SPE, Houston, Texas, EUA, 3 al 6 de octubrede 1999; también SPE Drilling and Completions 16, no. 1de la SPE (Marzo de 2001): 43–47.

14. Armstrong K, Card R, Navarrete R, Nelson E, Nimerick K,Samuelson M, Collins J, Dumont G, Priaro M, WasylyciaN y Slusher G: “Advanced Fracturing Fluids ImproveWell Economics,” Oilfield Review 7. no. 3 (Otoño de1995): 24–51.

15. Bartko KM, Robertson B y Wann D: “ImplementingFracturing Technology to the UKCS CarboniferousFormation,” artículo de la SPE 38609, presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, SanAntonio, Texas, EUA, 5 al 8 de octubre de 1997.

16. Solares JR, Bartko KM y Habbtar AH: “Pushing theEnvelope: Successful Hydraulic Fracturing for SandControl Strategy in High Gas Rate ScreenlessCompletions in the Jauf Reservoir, Saudi Arabia,” artí-culo de la SPE 73724, presentado en el Simposio yExhibición Internacional de la SPE sobre Control delDaño de Formación, Lafayette, Luisiana, EUA, 20 al 21de febrero de 2002.

Los intentos para controlar la producción dearena con técnicas convencionales sin cedazosno tuvieron éxito, de modo que un equipo deexpertos de Saudi ARAMCO y de Schlumbergervolvieron a evaluar las estrategias para el fractu-ramiento hidráulico y el contraflujo de apunta-

lante.17 Utilizando el proceso de optimización depozos PowerSTIM, estos especialistas compila-ron un amplio conjunto de datos de evaluaciónde formaciones, caracterización de yacimientos,estimulación mediante fracturamiento hidráu-lico y pruebas de pozos para mejorar el diseño,

la ejecución y la evaluación de las estimulacio-nes y terminaciones.18 Este enfoque ayudó alequipo de trabajo conjunto a analizar, optimizare implementar varias prácticas innovadoras.

En base a los mejores datos disponibles y alos resultados de campo actualizados, el equipode trabajo conjunto desarrolló y calibró modelosmejorados de las propiedades petrofísicas ymecánicas de la formación. El nuevo modelo depredicción de la producción de arena diferenciólas capas más competentes o estables de aque-llas propensas a la producción de arena. Estamejora ayudó a los ingenieros a tomar decisionesacerca de las operaciones de disparos y delemplazamiento de los mismos.

El equipo de trabajo conjunto asignado alcampo Jauf investigó y mejoró a fondo dosaspectos clave de estas terminaciones de pozos.En primer lugar, desarrollaron técnicas de frac-turamiento utilizando la mejor combinación dedisparos orientados, fluidos de tratamiento,apuntalantes y aditivos para el control del con-traflujo de apuntalante. Luego implementarontécnicas de terminación de pozos sin cedazos,incluyendo especificaciones de las operacionesde disparos—longitud del intervalo, tamaño yubicación de los agujeros—tipo de apuntalantey tamaño, y sistemas químicos y de fluidos paraoptimizar la producción de gas y minimizar laproducción de arena.

Los métodos de terminación de pozos sincedazos han sido la clave para lograr terminacio-nes de pozos de gas exitosas en el yacimientoJauf. El objetivo de producir gas libre de arena agastos de producción rentables y caídas de pre-sión razonables se logró de diferentes maneras:• disparando sólo intervalos estables• disparando un intervalo por pozo• limitando el largo del intervalo disparado• utilizando apuntalante RCP de resistencia

intermedia • utilizando aditivos de fibras para el control

del contraflujo• orientando los disparos en el PFP• forzando el cierre de la fractura inmediata-

mente después de los tratamientos• diseñando procedimientos especiales de con-

traflujo.Con la nueva estrategia de terminación de

pozos se evitaron los disparos dentro de los 3 a 6m [10 a 20 pies] de zonas débiles identificadasen los perfiles de esfuerzos. El largo de los inter-valos disparados se limitó a 30 o 40 pies paraasegurar que todos los disparos cubrieran lafractura, crearan un empaque externo en el pozoy previnieran el flujo de arena en los disparosque quedaban sin tratar.

48 Oilfield Review

Plano preferencialde fracturamiento

Ovalización delpozo por ruptura

150°210°

240°

10%

20%

30%

30%20%10%

330°

300°

270°

180°

120°

90°

60°

30°0°

Cabeza giratoriaoperada a cable

Inclinómetro paraherramientas de

Disparos Operadasa Cable (WPIT) y

localizador decollares de

revestimiento (CCL)

Transportador del giroscopio

Dispositivo deposicionamiento

con flejescontrapesados

(WSPD) de laparte superior

Adaptadorsuperior deindexación

Pistola de AltaDensidad deDisparo (HSD)con fase de 180°

Adaptador inferiorde indexación

Dispositivo deposicionamiento conflejes contrapesados

(WSPD) de la parte inferior

Corrida inicial del giroscopio

Orientación relativa, 0°

Tubería derevestimiento

Cargas

Pistola HSD

Corrida de disparo

Orientación relativa, 0°

PFP

PFP Pistola HSD

Tubería derevestimiento

Cargas

> Operaciones de disparos orientados con herramienta operada a cable. La herramienta de DisparosOrientados Operada a Cable (WOPT, por sus siglas en inglés) de Schlumberger puede bajarse enpozos casi verticales y altamente inclinados, con ángulos de inclinación de 0.3° a cerca de 60°(izquierda). La herramienta WOPT, que fue desarrollada inicialmente para fracturamiento orientado,también se utiliza para prevenir la producción de arena y para terminaciones de pozos sin cedazos.Esta herramienta orienta los transportadores huecos de acero de pistolas estándar para cargas confase óptima de 0° o 180° en una dirección predeterminada. Saudi ARAMCO, el mayor usuario de latécnica de disparos orientados, utilizó el sistema WOPT para simplificar el fracturamiento TSO. Elequipo PowerSTIM del campo Ghawar recurrió a la ovalización del pozo por ruptura identificada enlos registros de Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total FMI para confirmar la dirección este-oeste del esfuerzo máximo y la orientación del PFP en la formación Jauf, a un azimut de alrededor de80° o 260° (derecha).

Verano de 2003 49

Por otro lado, se utilizó la combinación delapuntalante RCP de resistencia intermedia y lasfibras PropNET Gold de alta temperatura paradetener el contraflujo de apuntalante y ayudar acontrolar la producción de arena. Finalmente, lacuidadosa evaluación y el ajuste de la produc-ción posterior al tratamiento ayudaron a SaudiARAMCO a obtener y mantener gastos de pro-ducción iniciales libres de arena.

Los disparos correctamente alineados con elPFP minimizan el número de túneles que quedansin empacar, los cuales pueden contribuir a laproducción de arena. Saudi ARAMCO escogió laherramienta de Disparos Orientados Operada aCable (WOPT) y pistolas orientadas a 180˚ paradisparar en la dirección del esfuerzo máximo dela formación y en la orientación del PFP con unazimut de 80˚ o 260˚ (página anterior). Los dispa-ros orientados reducen las presiones de trata-miento y crean fracturas más anchas, lo cual tam-bién reduce el flujo turbulento, o no darciano, y lacaída de presión durante la producción, miti-gando aún más la producción de arena (derecha).

Las estimulaciones por fracturamientohidráulico previas a las operaciones de disparosorientados no dieron los resultados esperados dealtas producciones de gas libre de arena, peroSaudi ARAMCO observó resultados positivos conla primera operación de disparos orientados y ter-minaciones de pozos sin cedazos. El análisis de lacapacidad de inyección previa al fracturamiento yla inyectividad resultante de los tratamientos deminifracturas utilizando los servicios de determi-nación de datos de fracturas DataFRAC, confirmóreducciones importantes en la presión de inicia-ción de la fractura para pozos con disparos orien-tados. Las pérdidas de presión observadasdurante las operaciones de bombeo cayeron dealrededor de 2000 lpc [13.8 Mpa] para operacio-nes de disparos convencionales a menos de 600lpc [4.1 Mpa] en pozos terminados con disparosorientados.

La ejecución de tratamientos de fractura-mientos hidráulicos mejorados y el aumento deproductividad de los pozos obtenido demuestranla efectividad de los disparos orientados. Los tra- tamientos de estimulación por fracturamiento

hidráulico ejecutados con anterioridad a laimplementación de las nuevas estrategias de ter-minación de pozos concebidas por el equipo detrabajo conjunto, dieron como resultado perío-dos de flujo más largos para limpiar los pozosdespués de los tratamientos. En un caso, sehabía logrado obtener una producción libre desólidos después de 55 días. Las tecnologías determinación de pozos sin cedazos optimizadas ylos procedimientos mejorados de control delcontraflujo redujeron este período de limpieza atan sólo 5 días en algunos casos.

Saudi ARAMCO limita rutinariamente losintervalos disparados, y es uno de los mayoresusuarios de los servicios de disparos orientados.La compañía termina la mayoría de los pozosque han de estimularse en la formación Jauf conel sistema WOPT. Hasta la fecha, las técnicas determinación de pozos sin cedazos han logradoproducciones de gas libre de arena por variosmeses, aún a altos gastos de producción y des-pués de ciclos con períodos de producción y decierre alternados.

Acuñamientos

Disparos

CementoPared del pozo

Tubería de revestimientoCargas con fase de 90°

Plano preferencial defracturamiento (PFP)

Esfuerzohorizontal

máximo (SH)PFP

Esfuerzo horizontalmínimo (Sh)

SH

Sh

90°

Múltiples puntos de iniciacióny fracturas anulares

Disparos noalineados

Disparos correctamentealineados

Fractura deuna sola ala

> Consideraciones para el fracturamiento. Si los disparos no están alineados con el plano preferen-cial de fracturamiento (PFP), o con el esfuerzo horizontal máximo (SH), la iniciación de una fracturahidráulica puede ocurrir en varios puntos discretos en el radio del pozo. Las fracturas en desarrollose propagan alrededor de la tubería de revestimiento y del cemento, o se tuercen para alinearse conel PFP. Esto da como resultado trayectorias de flujo complejas en las cercanías del pozo, o tortuosi-dad, incluyendo fracturas que compiten entre sí, restricciones al flujo con puntos de acuñamiento yalas de fractura que se curvan o se hallan pobremente alineadas con el pozo (arriba). Los disparosorientados cerca del PFP, o trayectoria de menor resistencia, minimizan la presión de iniciación de lafractura y las presiones de tratamiento. En las pruebas de laboratorio a escala completa efectuadasen bloques de la formación sometidos a esfuerzo triaxial, los disparos en el PFP dieron como resul-tado una fractura dominante de una sola ala con mínima tortuosidad y presiones de inyección másbajas (abajo a la izquierda). En la misma prueba, los disparos no alineados provocaron múltiples pun-tos de iniciación de fractura (abajo a la derecha).

17. Al-Qahtani MY, Rahim Z, Biterge M, Al-Adani N, SafdarM y Ramsey L: “Development and Application ofImproved Reservoir Characterization for OptimizingScreenless Fracturing in the Gas Condensate JaufReservoir, Saudi Arabia,” artículo de la SPE 77601, pre-sentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anualde la SPE, San Antonio, Texas, EUA, 29 de septiembre al2 de octubre 2002.

18. Para obtener mayor información acerca de la estimula-ción PowerSTIM y optimización de la terminación, con-sulte: Al-Qarni AO, Ault B, Heckman R, McClure S,Denoo S, Rowe W, Fairhurst D, Kaiser B, Logan D,McNally AC, Norville MA, Seim MR y Ramsey L: “De laspropiedades de los yacimientos a las soluciones deestimulación,” Oilfield Review 12, no. 4 (Primavera de2001): 44-65.

Consolidación de la formaciónLas terminaciones existentes y algunos nuevospozos poseen disparos que no están orientados enel plano preferencial de fracturamiento ni con faseóptima de 0˚ o 180˚. Estos disparos “no alineados”pueden convertirse en una fuente de producciónde arena, especialmente a altos gastos de produc-ción y a altas caídas de presión. Para consolidar laformación, históricamente por inyección de resi-nas orgánicas, se unen los granos individuales dela formación (derecha).19 En combinación con elfracturamiento TSO y las fibras PropNET, esta téc-nica estabiliza un volumen limitado con forma decollar alrededor del pozo y de los disparos cuandolas resinas se distribuyen en forma pareja a travésde los intervalos disparados.20

Algunas resinas crean una región consolidadade alta resistencia, a la vez que sólo reducenmoderadamente la permeabilidad de la forma-ción. La utilización de estos sistemas mantienealgo de productividad después de la consolidaciónaún sin fracturamiento. Otros sistemas disminu-yen considerablemente la permeabilidad de la for-mación o sellan completamente la región vecinaal pozo. Tratamientos TSO subsiguientes extien-den las fracturas apuntaladas más allá de la zonaalterada para conectar al pozo con la formaciónno dañada y controlar la producción de arena.

La consolidación de la formación fortalecelas formaciones pobremente consolidadas yminimiza el riesgo del influjo de arena provocadopor disparos no alineados y potencialmente notratados. Los aditivos para el control del contra-flujo en empaques de apuntalantes previenen laproducción de arena a través de los disparoscomunicados con la fractura hidráulica. Laresina estabiliza la formación alrededor de losdisparos que no se comunican con la fractura.Esta zona es menos propensa a producir arena.

En pozos que ya cuentan con empaques degrava convencionales, la consolidación estabilizala grava en los disparos y en los empaques delespacio anular que hay entre los cedazos y latubería de revestimiento. Esta consolidaciónpuede mejorar o extender la productividad delpozo. Durante el fracturamiento TSO, las técni-cas de consolidación también ayudan a prevenirlos arenamientos prematuros limitando las pér-didas del fluido de tratamiento en los empaquesde grava existentes, altamente permeables o enla región vecina al pozo. El éxito de estos trata-mientos depende fuertemente de la química delsistema de fluido, del emplazamiento diseñado ycontrolado del fluido y de la física del pozo.

Schlumberger ofrece el servicio SANDLOCK,sistemas a base de epoxi para controlar la pro-ducción de arena que utilizan resina y sistemas

K300 a base de furano. La profundidad recomen-dada de penetración dentro de la formación paraestos sistemas es de 0.6 a 0.9 m [2 a 3 pies]. Estossistemas dependen de múltiples etapas de fluidosinyectados, que limitan el emplazamiento efec-tivo en intervalos heterogéneos. La utilización delos actuales sistemas de resinas se limita a tratarintervalos de alrededor de 20 pies.

Los tratamientos SANDLOCK comienzan conla inyección de un pre-colchón para limpiar elvolumen de la formación cercana al pozo y dejar

las superficies de granos de arena húmedas conaceite (petróleo) y listas para adherirse a laresina. El sistema de resina se mezcla dentro deun fluido de transporte a base de agua, general-mente un polímero hidroxietilceluloso lineal(HEC, por sus siglas en inglés), y se bombea den-tro de la matriz de la roca. El sistema SANDLOCKposee un catalizador interno, y un agente curativoque se mezcla con la resina, de modo que la reac-ción comienza inmediatamente después del mez-clado. La concentración del catalizador deter-

50 Oilfield Review

Soluciónde resina

La solución con resinasdesplaza el pre-colchón

Aceite y agua de la formaciónantes de la consolidación

Aceite

El pre-colchón desplaza en forma miscibleel aceite y el agua de la formación

Pre-colchón

Aceite

Pozo listo parala producción

Resina

El colchón de tratamiento, que incluye elcatalizador, desplaza sin mezclar la resina

y activa el curado de la misma

ResinaColchón detratamiento

Agua de laformación

Grano de arenade la formación

> Consolidación de la formación. La consolidación química antes del fracturamiento estabiliza losintervalos de terminación que no poseen disparos óptimos u orientados (arriba a la izquierda). Típica-mente, se inyecta un sistema con resinas dentro de la formación utilizando servicios convencionalesde bombeo o tubería flexible. Estos tratamientos consisten de tres etapas básicas: inyección de unpre-colchón ácido con surfactante previo al tratamiento para desplazar el agua y los hidrocarburosde la formación (arriba al medio), inyección de resinas (arriba a la derecha), inyección de un colchónviscoso con catalizadores, seguido de un período de cierre que permite el curado de la resina (abajoa la izquierda). A continuación de este procedimiento, se efectúa un fracturamiento TSO para atrave-sar la región consolidada y reconectar el pozo con la roca no alterada (abajo a la derecha).

Verano de 2003 51

mina el tiempo de bombeo disponible. Este sis-tema ha sido utilizado con éxito en operacionesde remediación de contraflujo de apuntalante,pero su aplicación se limita prácticamente sólo atratamientos de remediación de empaques degrava, porque este sistema no penetra las forma-ciones con permeabilidades inferiores a 1 darcy.

El sistema K300 utiliza un catalizador externoque se bombea luego de colocar la resina en laformación para iniciar la curación. Por consi-guiente, los procedimientos del tratamiento sonmás complicados. Al igual que con el sistemaSANDLOCK, primero se bombea un pre-colchón,seguido de resina K300; no se utiliza un fluido detransporte. El paso siguiente consiste en bom-bear un colchón viscoso, generalmente fluidoHEC lineal, para barrer el exceso de resina de laregión vecina al pozo. En la etapa final, se bom-bea un catalizador externo. Una ventaja de estatécnica, es el tiempo ilimitado para el emplaza-miento de la resina, pero su desventaja es laincertidumbre acerca del mezclado efectivo en elfondo del pozo del catalizador con la resina.

En los pozos terminados sin cedazos se fractu-ran las formaciones, de modo que no es necesarioutilizar sistemas que retengan la permeabilidadde la formación. Esto simplifica en gran medidalos tratamientos de consolidación en sitio. Comoresultado, Schlumberger emplea una técnicanovedosa que utiliza el sistema de gel orgánicoreticulado a base de agua, OrganoSEAL, el cualfue desarrollado para aplicaciones de control de

la producción de agua. Este tratamiento de unasola etapa llena completamente los espaciosporosos de la matriz y bloquea la permeabilidadcerca del pozo. Luego, la productividad del pozose restaura con el fracturamiento hidráulico TSO.

El sistema OrganoSEAL-R puede bombearsedentro de las tuberías del pozo con agentes diver-gentes sólidos para tratar intervalos de hasta 15m [50 pies] de longitud, pero el método deemplazamiento preferido es con tubería flexible.Este sistema de consolidación cuesta considera-blemente menos, es menos agresivo con el medioambiente y es más fácil de limpiar y remover delpozo que los sistemas de resinas. Los fluidosOrganoSEAL-R se pueden bombear fácilmentedentro de los empaques de grava anulares, perofluyen con más dificultad dentro de la formacióndebido a las diferencias de permeabilidad entrela matriz de la roca y la grava. Esto posibilita elemplazamiento del fluido a través de una zonacompleta para remediar el empaque de grava.

Pozos de re-entrada de diámetro reducido en el Golfo de MéxicoEn noviembre de 2000, J.M. Huber Corporationasumió la responsabilidad operacional del Bloque21 del campo Timbalier en el Golfo de México, alsur de Luisiana, EUA (arriba).21 En ese momento,la compañía identificó un compartimiento delyacimiento pasado por alto y perforó un pozo des-viado direccional desde el Pozo 48 para desarro-llar reservas echado (buzamiento, inclinación)

arriba. Los registros de pozos y núcleos lateralesconfirmaron 22 pies de arenisca con aceite desde3588 m de profundidad medida (MD, por sus siglasen inglés) hasta 3595 m [11,772 a 11,794 pies].

La arenisca de interés del Mioceno superiorera relativamente limpia con una porosidad pro-medio de 28%, una permeabilidad que varía entre100 y 500 mD, y una presión de fondo de pozo de5800 lpc [40 Mpa] mantenida por un acuíferopotente. Típicamente, estas formaciones del Mio-ceno requieren medidas para controlar la pro-ducción de arena. En base a la historia de la pro-ducción de arena en el campo y a un intervalopreviamente terminado de la misma zona en elPozo 48, los ingenieros de terminación de pozosplanificaron empacar con grava cedazos de 23⁄8pulgadas de diámetro, colocados dentro de unatubería de revestimiento de 5 pulgadas.

19. Parlar M, Ali SA, Hoss R, Wagner DJ, King L, Zeiler C yThomas R: “New Chemistry and Improved PlacementPractices Enhance Resin Consolidation: Case Historiesfrom the Gulf of Mexico,” artículo de la SPE 39435, pre-sentado en el Simposio Internacional de la SPE sobreControl del Daño de Formación, Lafayette, Luisiana, EUA,18 al 19 de febrero de 1998. Ott WK y Woods JD: World Oil Modern SandfaceCompletion Practices Handbook. Houston, Texas, EUA:Gulf Publishing Company (2003): 113-114.

20. Nelson EB, Brown JE y Card RJ: “Sand Control WithoutRequiring a Gravel Pack Screen,” U.S. Patent No.5,551,514 (3 de septiembre de 1996).

21. Riddles C, Acock A y Hoover S: “Rigless, ScreenlessCompletions Solve Sand Control Problems in TwoOffshore Fields–Part 1,” Offshore 62, no. 6 (Junio de2000): 48–50, 98.

EUA

MÉXICO

TEXAS

LUISIANAMISSISSIPPI

ALABAMA GEORGIA

FLORIDA

Nueva Orleáns

Bloque 21Campo Timbalier Sur

G o l f o de M é x i c o0 100 400 millas300200

0 200 600 km400

> Bloque 21 del campo Timbalier Sur, Golfo de México, EUA.

Sin embargo, durante las operaciones de per-foración, la tubería de revestimiento de 5 pulga-das quedó aprisionada por presión diferencialarriba de la profundidad total (PT) planificada.Esto forzó al operador a cementar la tubería a3384 m [11,101 pies] MD como tubería de reves-timiento intermedia y a bajar otra tubería derevestimiento de 31⁄2 pulgadas hasta PT a 3706 m[12,160 pies] MD (derecha). Un empaque degrava convencional más pequeño no resultabapráctico porque restringiría la producción. J.M.Huber y Schlumberger resolvieron este dilemarecurriendo a las técnicas de terminación depozos sin cedazos.

Las nuevas prácticas de terminación de pozoscombinaron operaciones de disparos optimiza-das con la consolidación de la formación y elfracturamiento TSO. Este último incluía un adi-tivo para prevenir el contraflujo de apuntalante.Además, se implementó un cuidadoso control yla vigilancia de los flujos de limpieza y de los gas-tos iniciales de producción. El análisis de termi-naciones anteriores sin cedazos y las experien-cias adquiridas en todo el mundo,particularmente de terminaciones no exitosas,confirmaron que cuando alguna de estas técni-cas o las recomendaciones asociadas con las mis-mas se aplican incorrectamente, las oportunida-des de éxito se reducen considerablemente.

El Pozo 48, originalmente perforado en ladécada de 1960, no permitía una intervencióncon equipo convencional de reparación debido ala pequeñez de su estructura montada sobrecajones neumáticos y sumergibles. Por estarazón, el operador utilizó un equipo autoelevablepara ejecutar las operaciones de terminación,incluyendo una unidad de herramientas de regis-tros operada a cable, una de tubería flexible yequipos de bombeo de alta presión. Luego deperforar el cemento acumulado dentro de latubería de 31⁄2 pulgadas, se llevó a cabo la termi-nación del pozo sin cedazos en cuatro etapas:• operaciones de disparos optimizadas• acidificación y consolidación con tubería

flexible• fracturamiento TSO con fibras PropNET• limpieza de pozo con tubería flexible.

El análisis NODAL del sistema de producciónindicaba que un intervalo disparado de 6 piespodía producir 400 B/D [63.6 m3/d] de aceite conmenos de 100 lpc [689 kPa] de caída de presiónfrente a la formación. En base a los resultados dela aplicación de modelado para el Análisis de losDisparos de Schlumberger SPAN, J.M. Huber yrepresentantes de Schlumberger seleccionaroncargas para crear un agujero cuyo diámetro deentrada en la tubería de revestimiento era de 8.4mm [0.33 pulgadas]. Esta operación de disparos

fue diseñada para obtener los gastos de produc-ción requeridos y prevenir el influjo de arena,asegurando que la fractura apuntalada cubriríalos disparos completamente.

La densidad de los disparos se limitó a 6 dis-paros por pie (dpp) para mejorar el emplaza-miento del tratamiento y reducir la probabilidadde que quedaran disparos sin tratar. Una fase de0˚ aseguraba aún más que los disparos establece-rían comunicación con la fractura apuntalada. Alequipo de ingenieros, sin embargo, todavía lepreocupaba que el contraflujo de apuntalantepudiera iniciar la producción de arena. Estodictó la necesidad de un tratamiento de consoli-dación previo al fracturamiento. Los ingenierosescogieron la resina K300 a base de furano, quepodía colocarse a través del corto intervalo dis-parado utilizando tubería flexible para estabili-zar un volumen de formación alrededor del pozo.

Las resinas tienden a reducir la permeabili-dad de la formación hasta cierto punto, pero lasfracturas hidráulicas se extienden más allá de laregión consolidada vecina al pozo. La consolida-ción mecánica previene la producción tempranade arena en la vida de un pozo, pero puede quepor sí sola no controle el influjo de arena cuandoel yacimiento muestra signos avanzados de agota-miento. Esta formación blanda, o pobrementeconsolidada, también requirió una fractura apun-talada ancha y corta para controlar la producciónde arena mediante la reducción de la caída depresión asociada con el flujo y el impedimentodel influjo de arena a través de los disparos.

Para este trabajo, el operador utilizó un sis-tema de fracturamiento reticulado con borato,con bajo contenido de guar, compatible con losfluidos del yacimiento. Se seleccionó un apunta-lante cerámico RCP, malla 20/40, curado para evi-tar el trituramiento del apuntalante sometido aesfuerzos de la formación de 8000 lpc [55 Mpa].Se agregaron fibras PropNET a las etapas deinyección de fluido con apuntalante. El trata-miento de fracturamiento TSO, llevado a cabodesde una embarcación de estimulación, emplazóen la formación 4126 kg [9096 lbm] de un total de5989 kg [13,204 lbm] de apuntalante bombeados.La reducción del régimen de bombeo al final deltrabajo evitó las excesivas presiones de superficiedel tratamiento. El contraflujo controlado inme-diatamente después de detener el bombeo forzóel rápido cierre de la fractura hidráulica.

Inicialmente, el pozo se probó a un gasto de535 B/D [85 m3/d] de aceite y 4 MMpc/D [114,560m3/D] de gas, con una presión en la tubería deproducción de 3700 lpc [25.5 Mpa]. El análisisNODAL confirmó una permeabilidad de fracturade 200 mD y un factor de daño ligeramente nega-tivo. Esto indicó que la zona estaba estimulada y

52 Oilfield Review

Tubería de 27⁄8 pulgadascon mandriles delevantamiento artificialpor gas

Tubería de 7 pulgadas

Empacador

Colgador de la tuberíade revestimiento:7652 pies MD

Cemento

Colgador de la tuberíade revestimiento:10,811 pies MD

Receptáculo de diámetrointerior pulido (PBR) ytubería de revestimiento de 51⁄2 pulgadas: 11,101 pies MD

Fracturaapuntalada

Disparos: 11,774 a 11,780 pies MDProfundidad del tapón de abandono: 12,100 pies MDTubería de revestimiento de 31⁄2 pulgadas: 12,160 pies MD

> Nuevo diseño de terminación. Durante la perfo-ración del tramo lateral del Pozo 48 con un ángulode inclinación de 40°, las zonas someras de bajapresión provocaron que la tubería de revesti-miento de 5 pulgadas se aprisionara a 3384 m[11,101 pies] de MD, de modo que tuvo quecementarse en sitio. Esta complicación requirió labajada de una tubería de revestimiento adicionalde 31⁄2 pulgadas hasta PT, a 3706 m [12,160 pies]MD. Se bajó un receptáculo de diámetro interiorpulido (PBR, por sus siglas en inglés) diseñadopara acomodar un arreglo de sello en el tope dela tubería de revestimiento de 31⁄2 pulgadas. Lanueva terminación poseía un empacador con unatubería de producción de 27⁄8 pulgadas por encimay por debajo del mismo. Este empacador estabaanclado en la tubería de revestimiento de 7 pulga-das para permitir las operaciones de fractura-miento a través de la tubería de producción. Loscálculos del movimiento de la tubería de produc-ción verificaron la estabilidad de los componen-tes de fondo de pozo, y las simulaciones de frac-turamiento efectuadas con computadoradeterminaron los límites de seguridad durante eltratamiento de fracturamiento TSO.

Verano de 2003 53

produciría mejor que una formación no dañada.Después de más de un mes, los gastos de produc-ción de hidrocarburo se estabilizaron alrededorde 500 B/D [79.5 m3/d] de aceite y 2.5 MMpc/D[71,591 m3/D] de gas, con una presión de flujo enla tubería de producción (ftp, por sus siglas eninglés) de 3500 lpc [24.1 MPA].

Un año después de efectuar el tratamiento deconsolidación de la arenisca, este pozo todavíafluía 220 B/D [35 m3/d] de aceite, 850 B/D [135m3/d] de agua y 380,000 pc/día [10,882 m3/d] degas a una ftp de 1520 lpc [10.5 Mpa]. No hubouna producción de arena considerable durante elprimer año de producción.

Terminaciones de pozos de gas seco en una zona marina de ItaliaLa división de E&P de Eni S.p.A. aplicó la tecno-logía de terminación de pozos sin cedazos pararesolver los problemas de producción de arena enlos campos del Mar Adriático, en la zona marinaoriental de Italia (arriba, a la derecha).22 Muchosyacimientos en esta área comprenden capas dearenisca, limolita y arcilla interestratificadas.Los intervalos productivos poseen una permeabi-lidad que varía de baja a moderada e histórica-mente producen sólidos de la formación, lo cualrequiere terminaciones de pozos con métodospara controlar la producción de arena.Típicamente, Eni combina varios grupos sedi-mentarios en “depósitos” (pools) que se termi-nan con empaques de grava convencionales y queproducen en forma separada. Algunos pozosposeen más de 10 depósitos distintos.

La mayoría de los pozos incluyen terminacio-nes duales con dos arreglos paralelos de tuberíade producción de 23⁄8 pulgadas. En estos pozos,

no es factible la instalación de un empaque degrava en la tubería de revestimiento de 7 pulga-das, que limita el número de depósitos que sepueden terminar en un solo pozo (arriba a laizquierda). El acceso a otros depósitos requierecostosas operaciones de reparación con equiposconvencionales de reparación de pozos. En unatubería de revestimiento de 95⁄8 pulgadas o más,se puede instalar un único empaque de gravaselectivo para el arreglo corto, pero se necesitanreparaciones de gran escala para terminar losintervalos adicionales. Eni generalmente pro-duce desde el arreglo corto sólo después de ago-tar intervalos más bajos a través del arreglolargo.

Sin métodos de control de la producción dearena, sin embargo, las zonas superiores se aho-gan con arena en poco tiempo; generalmentemenos de dos años. Los métodos de terminaciónde pozos sin cedazos efectivos y confiables per-miten la terminación de múltiples capas a travésdel arreglo corto sin importar el tamaño de latubería de revestimiento y sin pasar por alto odiferir la producción de las reservas. Este proce-dimiento reduce los costos de perforación y determinación considerablemente y permite quese produzcan eficientemente más zonas de gasen un pozo, aún con diámetros de pozos inferio-res a 61⁄8 pulgadas y tuberías de revestimiento demenos de 5 pulgadas de diámetro.

22. Pitoni E, Devia F, James SG y Heitmann N: “ScreenlessCompletions: Cost-Effective Sand Control in the AdriaticSea,” artículo de la SPE 58787, presentado en elSimposio Internacional de la SPE sobre Control delDaño de Formación, Lafayette, Luisiana, EUA, 23 al 24de febrero de 2000; también en Terminaciones yPerforación 15, no. 4 de la SPE (Diciembre de 2000):293–297.Heitmann N, Pitoni E, Ripa G y England K: “Fiber-Enhanced Visco-Elastic Surfactant Enables Cost-Effective Screenless Sand Control,” artículo de la SPE78323, presentado en la 13ra Conferencia Europea delPetróleo de la SPE, Aberdeen, Escocia, Reino Unido, 29al 31 de octubre de 2002.Pitoni E, Ripa G y Heitmann N: “Rigless, ScreenlessCompletions Solve Sand Problems in Two OffshoreFields–Part II,” Offshore 62, no. 7 (Julio de 2002): 64–68,109.

EUROPA ASIA

ÁFRICA

ITALIA

Roma

Nápoles

CampoGiovanna

A d r i á t i c o

Ma r

M a r T i r r e n o

0 100 300 millas200

0 100 300 400 500 km200

> Campo Giovanna en la zona marina oriental de Italia.

Empaque degrava conagujerodescubierto

Tubería de 7 pulgadas

Empacador detubería de producción dual

Cemento

Empacador

Empacador

Empacador

Empaque degrava interno conpozo entubado

Empaque degrava interno conpozo entubado

> Configuración típica de un pozo en el campoGiovanna.

Al igual que otros campos desarrollados enesta área, el campo Giovanna consiste de yaci-mientos heterogéneos laminados y estratificados,cuyas permeabilidades relativas al gas son bajas;alrededor de 12 mD. Estas areniscas “sucias”poseen un alto contenido de arcilla; hasta de50%. La arena producida y la migración de finosprovocan declinaciones de productividad quereducen considerablemente la producción delcampo. En el Pozo 6 del campo Giovanna, seseleccionó una zona superior para efectuar unaprueba de campo de terminación de pozos sincedazos. En diciembre de 1992, Eni terminó ini-cialmente este pozo con dos tuberías de produc-ción de 23⁄8 pulgadas cada una, pero el pozo sellenó de arena en menos de dos años y tuvo quecerrarse (arriba).

Eni y Schlumberger evaluaron cada paso delproceso de terminación de pozos sin cedazos;operaciones de disparos, consolidación de la for-mación, fracturamiento para el control de la pro-

ducción de arena y selección del fluido de trata-miento óptimo. Las operaciones de disparos opti-mizadas no fueron una opción porque el pozoposeía disparos existentes y una contaba con unatubería de extensión ranurada frente al intervalode interés. La baja permeabilidad limitó los regí-menes de inyección en la matriz y previno el usode resinas convencionales para la consolidaciónde la formación. La opción remanente consistíaen remover el relleno de arena del pozo y llevar acabo un tratamiento de fracturamiento TSO concontrol efectivo del contraflujo de apuntalante.

Un relativamente bajo esfuerzo de cierre defractura—3000 lpc [20.7 Mpa]—ayudó a simpli-ficar la selección del apuntalante, pero la selec-ción de la malla resultó más difícil. Los granosmás grandes de apuntalante maximizan la con-ductividad de la fractura, pero los más pequeñosprevienen la migración de partículas de la forma-ción. Las fracturas TSO anchas redujeron la pro-babilidad del transporte de finos mediante la dis-minución de la caída de presión y de la velocidaddel flujo de gas en la formación durante la pro-ducción. Por lo tanto, se escogió un apuntalantecuyo tamaño permitiera controlar la producciónde arena, pero no la invasión de finos.

Luego de exhaustivos estudios y simulacionesde operaciones de fracturamiento, Eni seleccionóun fluido ClearFRAC para satisfacer los objetivosde la estimulación. Los fluidos ClearFRAC VESdemuestran consistentemente característicassuperiores de suspensión y transporte de apunta-lante, aún a bajas viscosidades. La minimizaciónde la viscosidad del fluido de fracturamiento y laoptimización de la pérdida de fluido ayudó alograr una fractura TSO corta y ancha en las for-maciones del Depósito 10 del campo Giovanna,que no había sido posible previamente con losfluidos convencionales de fracturamiento a basede polímeros. Se agregaron fibras PropNET paramantener los apuntalantes dentro de la fractura.

Antes de fracturar, se removió el relleno dearena dentro y alrededor de la tubería de exten-sión ranurada mediante operaciones de limpiezacon tubería flexible. Se colocó un tapón de arenacon el tope a 1754 m [5754 pies], dejando 12 m[39 pies] de disparos abiertos para el trata-miento de fracturamiento. Debido a limitacionesen el espacio de la plataforma, todas las etapasde la lechada para el tratamiento de fractura-miento fueron mezcladas por baches en tanquesque incluían paletas controladas independiente-mente y bombas de recirculación para aseguraruna mejor mezcla y consistencia del fluido.

Se bombeó el tratamiento a través de la ter-minación existente y se llevó a cabo sin unequipo convencional de reparación de pozos. Lavigilancia de la presión neta aseguró la genera-

ción de una fractura TSO madura con un anchoadecuado. Las observaciones en la localizacióndel pozo de los tanques de superficie y de laslíneas de tratamiento confirmaron que las fibrasPropNET ayudaron a suspender el apuntalanteen la lechada de baja viscosidad.

Se realizó una limpieza del pozo con tuberíaflexible y el pozo fue puesto en producción. Lazona de 30 pies produjo gas sin arena de la for-mación, ni finos, ni apuntalantes o fibras; y amás del doble del gasto inicial de producción degas, con una presión de fluencia equivalente a lade la terminación original. El Pozo 6 del campoGiovanna produjo gas libre de arena y de finospor dos meses y medio.

La efectividad de las fibras PropNETdepende de la fricción entre las partículas deapuntalante y las fibras individuales. El tamañode grano del apuntalante, su redondez y texturasuperficial, y la presión de cierre de la fractura,al igual que el largo de la fibra contribuyen aproducir fracturas sólidas y estabilizadas. En laspruebas de laboratorio, las fibras PropNETcrean empaques extremadamente estables, aúnen ausencia de esfuerzos de cierre. Esto se con-firmó en el Pozo 6 del campo Giovanna. No seprodujo apuntalante del empaque anular “librede esfuerzos,” emplazado detrás de la tuberíade extensión ranurada.

Mejoras en una zona marina de ItaliaEn base a la rehabilitación exitosa del Depósito10, Eni programó inmediatamente reparacionesmayores para este y otros dos pozos.

Eni utilizó un equipo mezclador continuo yprogramable para llevar a cabo tratamientos adi-cionales en dos zonas producidas a través delarreglo corto del Pozo 20 del campo Giovanna.Las zonas no han sido aún puestas en produccióndebido a que los planes de desarrollo del camporequerían primero el agotamiento de otros inter-valos. Sin embargo, las altas presiones netas obte-nidas durante estos dos tratamientos sin cedazosindicaron geometrías de fractura favorables quedeberían prevenir la producción de arena.

En el campo vecino Annalisa, se terminó unazona secundaria a través del arreglo corto deproducción de un pozo terminado con dos arre-glos de tuberías de producción. Esta termina-ción se efectuó utilizando métodos de termina-ción de pozos sin cedazos. Este intervalo nopodría haber sido terminado ni producido sin latecnología de terminación de pozos sin cedazos.El pozo produjo inicialmente con gastos de pro-ducción de gas rentables, pero la producción dearena ocurrió antes de que se cerrara la zonasecundaria para abrir la zona primaria. El análi-sis posterior al tratamiento indicó que la frac-

54 Oilfield Review

Empacador

Tubería de7 pulgadas

Cemento

Empacadordoble

Tubería deproducción de23⁄8 pulgadas

Tubería deextensiónranurada

Fracturaapuntalada

Disparos

> Terminación sin cedazos en el Pozo 6 del Depósito 10 del campo Giovanna.

Verano de 2003 55

tura TSO no desarrolló el ancho suficiente por-que no se logró una presión neta suficientedurante el tratamiento. La escasez de fluido pre-mezclado durante el fracturamiento y empaquedel campo Annalisa remarcaron la importanciade la mezcla continua y de la combinación ensitio de los fluidos de tratamiento, apuntalantesy aditivos para la consistencia del tratamiento yel control de calidad.

El incremento adecuado de la presión netapara crear la geometría de fractura óptima esdifícil de obtener en formaciones blandas, talescomo las de estos yacimientos del Mar Adriático.Eni prefiere utilizar fluidos a base de salmuerade baja viscosidad, compatibles con las formacio-nes del Mar Adriático, sin embargo, sus caracte-rísticas de alta pérdida de fluido generalmenteno generan la geometría de fractura requerida.Los fluidos a base de polímeros que presentanbajas pérdidas de fluido, crean fracturas que sonlargas y angostas, y pueden ocasionar un creci-miento vertical excesivo de la fractura sin lograrun fracturamiento TSO.

Utilizando fluidos ClearFRAC no dañinos, Eniy Schlumberger identificaron las característicasde fluidos que serían compatibles con las carac-terísticas del yacimiento y optimizarían la geo-metría de la fractura. Sin embargo, aún utili-zando fluidos con viscosidades extremadamentebajas, la posibilidad de obtener capacidadesefectivas de suspensión del apuntalante, a la vez

que se mantiene suficiente pérdida de fluido, esposible sólo reduciendo los regímenes de bom-beo en una etapa temprana; generalmente amitad de camino de un tratamiento. Estorequiere la toma de decisiones rápidas en el sitiodel pozo en base a la vigilancia en tiempo real dela presión neta de fracturamiento para lograr unfracturamiento TSO óptimo.

Algunas terminaciones de pozos sin cedazosen el Mar Adriático fueron consideradas exito-sas, mientras que otras tuvieron resultadosdiversos debido a limitaciones operacionalesmás que técnicas. Todos estos intentos propor-cionaron lecciones valiosas respecto de esta tec-nología emergente y de implementaciones nove-dosas sin equipos convencionales de reparaciónde pozos en terminaciones futuras e intervencio-nes de remediación.

Remediación con empaque de grava en una zona marina de ItaliaLas terminaciones de pozos sin cedazos proveenmedios efectivos en materia de costos para resti-tuir la producción en terminaciones empacadascon grava que fallan porque los cedazos estánerosionados por la arena o taponados con finos,con depósitos de hidrocarburo o con incrustacio-nes. Este método se puede implementar sin utili-zar equipos convencionales de reparación depozos para extraer las tuberías, componentes ycedazos de terminación. Las aplicaciones iniciales

apuntaban a empaques de grava de hasta 50 piesde largo y utilizaban tubería flexible. Estos trata-mientos de remediación constituyen un procesode múltiples etapas, que utilizan técnicas y fluidosestándar, tales como el sistema OrganoSEAL, paraconsolidar empaques de grava anulares entre loscedazos existentes y la tubería de revestimientoantes de las operaciones de disparos y del fractu-ramiento (abajo).

Las soluciones de fluidos de cementaciónSqueezeCRETE creadas para aplicaciones espe-cíficas, pueden taponar las secciones no desea-das de empaques de grava que sobrepasen los 50pies de largo. Estas lechadas de cemento, espe-cialmente diseñadas, penetran más profundo enlos empaques de apuntalante que otros “micro”cementos sin causar obturaciones o deshidra-tarse durante su emplazamiento. Esta técnicaayuda a evitar la pérdida excesiva de fluido detratamiento y los arenamientos prematuros enlos empaques de grava existentes.23

La utilización de la técnica lanza chorrossobre un intervalo tratado con herramientas queincluyen boquillas de fluido en una cabeza rota-tiva, bajadas con tubería flexible, remueve losquímicos del tratamiento de consolidación delinterior de los cedazos. No se realiza ningún

Empaque de gravaanular consolidado

El cemento SqueezeCRETEsella las secciones nodeseadas de empaques de grava existentes

Disparos de remediacióncon fase de 180°

Fractura TSOapuntalada

Formación consolidada

Disparos iniciales

CementoTubería de revestimiento

> Reparación de un empaque de grava. Las técnicas de terminación de pozos sin cedazos proveen alternativas para la rehabilitación de terminacionesexistentes que han erosionado (izquierda) o taponado (derecha) los cedazos. Se baja una tubería flexible para limpiar al pozo, desplazar los fluidos produ-cidos y colocar un agente químico de consolidación a través y encima de los cedazos de exclusión de arena. Estos pasos continúan con una inyecciónforzada de los fluidos de tratamiento dentro del espacio anular del empaque de grava (centro). El objetivo principal consiste en bloquear la permeabilidaddel empaque de grava y prevenir un arenamiento de la fractura provocada por la pérdida del fluido del espacio anular. La consolidación química del empa-que anular también mantiene abiertos los túneles de los disparos luego de re-disparar y ejecutar un tratamiento de fracturamiento TSO. La tecnología de“micro” cementación, tal como la de las lechadas SqueezeCRETE elaboradas con fines específicos, puede penetrar y sellar las secciones no deseadas delos cedazos empacados con grava.

23. Boisnault JM, Guillot D, Bourahla A, Tirlia T, Dahl T,Holmes C, Raiturkar AM, Maroy P, Moffett C, Mejía GP,Martínez IR, Revil P y Roemer R: “ConcreteDevelopments in Cementing Technology,” OilfieldReview 11, no. 1 (Primavera de 1999): 16–29.

intento de remover el sistema de consolidaciónde la grava colocada detrás de los cedazos.Entonces, los pozos se reparan con operacionesde disparos optimizadas, utilizando cargas depenetración profunda para proveer la suficientepenetración dentro de la formación y crear agu-jeros de entrada en la tubería de revestimientolo suficientemente grandes para facilitar el éxitodel fracturamiento. Luego de las nuevas opera-ciones de disparos, el cedazo y el empaque degrava consolidado se estimulan con un trata-miento de fracturamiento TSO que incluye aditi-vos para controlar el contraflujo de apuntalante.

Debido a los éxitos logrados con las termina-ciones de pozos sin cedazos en el campo Gio-vanna, Eni reconoce a la aplicación de métodosde terminación de pozos sin cedazos como unaalternativa práctica para rehabilitar pozos queen alguna oportunidad se creyó requerían inter-venciones con equipos convencionales de repara-ción de pozos. Las técnicas que no requierentales equipos también permiten la reparación depozos con cedazos empacados con grava quefallan o se taponan. El Pozo 14 del campo Gio-vanna fue el primer pozo candidato para la reha-bilitación sin cedazos, sin tener que extraer oreemplazar los componentes de terminación.

Las condiciones de fondo de pozo, la compac-tación del yacimiento y el largo intervalo de termi-nación presentaron retos operacionales. La sec-ción inferior del cedazo y empaque de grava fuecegada con una lechada SqueezeCRETE diseñada

para reducir el intervalo de interés por debajo delos 30 pies. Además, el intervalo re-disparado per-mitió el acceso con tubería flexible justo hasta losprimeros 12 pies [3.7 m], de modo que la fracturaTSO probablemente no cubrió todos los disparos,lo cual resultó en la temprana migración de finos.

Se identificó y programó otra terminación sincedazos para un intervalo pasado por alto en elPozo 16 del campo Giovanna, pero la compacta-ción del yacimiento torció la sarta de la tuberíade producción e imposibilitó la re-entrada. Seestán planificando varias terminaciones de pozossin cedazos adicionales en otros campos, dondeel dilema que enfrentan los ingenieros de termi-nación de pozos es que las reservas remanentesde gas en las capas de interés son insuficientespara justificar el costo y el riesgo de operacionescon equipos convencionales de reparación depozos. Las terminaciones de pozo duales estabanequipadas con una camisa lateral deslizante(SSD, por sus siglas en inglés) en uno o másintervalos disparados y producidos a través delas tuberías de producción cortas o largas. Antesde que se realizaran las terminaciones de pozossin cedazos bajo estas condiciones, se utilizabanpruebas de superficie para verificar la probabili-dad de fracturar a través de una camisa SSD. Seefectuaron pruebas de taller a escala completapara evaluar la erosión potencial y la integridadde la presión de la camisa SSD luego de bombearvolúmenes considerables de fluido con apunta-lante bajo condiciones de campo.

Estas pruebas de superficie se realizaron encuatro etapas con pruebas de presión e inspec-ciones visuales llevadas a cabo luego de cadaetapa. Luego de bombear 39,462 kg [87,000 lbm]de apuntalante, se probó la válvula de la camisaSSD a 3000 lpc [20.7 Mpa]. La inspección visualconfirmó sólo efectos de erosión superficialesmenores, verificando que es posible bombeargrandes volúmenes de fluido con apuntalante através de una válvula de la camisa SSD sin poneren peligro su integridad hidráulica y sin erosiónsignificante. Subsiguientemente, después deefectuar tratamientos sin cedazos en variospozos del Mar Adriático, se cerraron los disposi-tivos de la camisa SSD instalados en el fondo delpozo, se efectuaron pruebas de presión y se rea-brieron dichos dispositivos; todo esto exitosa-mente.

Tratamientos selectivosAdemás de controlar el contraflujo de apuntalante,el éxito de las terminaciones de pozos sin cedazosdepende en gran medida del emplazamiento efec-tivo de los fluidos de estimulación y de la coberturacompleta de la fractura a través de todos los dispa-ros abiertos. Utilizando la tubería flexible como elconducto para los fluidos de fracturamiento conapuntalante, se pueden tratar las zonas producti-vas múltiples en forma consecutiva durante unaúnica movilización (izquierda). El servicio de esti-mulación CoilFRAC realizado a través de tuberíasde producción utilizando un sistema de herra-mientas de aislamiento de intervalo CoilFRAC ST,aísla selectivamente intervalos individuales paraobtener el ancho y la conductividad de fracturaóptimos sin la intervención de equipos convencio-nales de perforación o reparación de pozos.24

Las terminaciones de pozos sin cedazos ofre-cen una alternativa viable cuando los métodosconvencionales de control de la producción dearena resultan económicamente poco atractivoso no se pueden aplicar. Este procedimiento per-mite la producción de zonas que previamente nopudieron ser terminadas. Las técnicas de termi-nación de pozos sin cedazos son simples y pue-den volver a aplicarse más adelante en la vidaproductiva de un pozo si surge la necesidad.Cada vez más, los operadores reconocen a estatecnología como una estrategia que posibilita laterminación de pozos, así como también facilitala rehabilitación de la producción.

56 Oilfield Review

Unidad de tubería flexible

Zona productiva 1

Zona productiva 2

Zona productiva 3

Tapón de arena

Empacador

Unidad de tubería flexible

Zona productiva 1

Zona productiva 2

Zona productiva 3

Fractura

Herramienta deaislamiento de intervalos

Fractura

> Fracturamiento con tubería flexible. La estimulación CoilFRAC efectuada a través de tubería flexiblefacilita la consolidación de la formación y el fracturamiento hidráulico de zonas individuales o múlti-ples en una sola operación. Para el aislamiento por zonas pueden utilizarse empacadores de anclajepor tensión y tapones de arena. Los programas de bombeo para cada zona incluyen apuntalante extrapara colocar un tapón a través de los intervalos fracturados antes desplazarse hacia arriba para tra-tar la próxima zona (izquierda). La herramienta de aislamiento de intervalo CoilFRAC ST sella porencima y por debajo de los intervalos de interés a fin de aislar las zonas individuales para la estimula-ción selectiva. La herramienta se puede desplazar rápidamente de una zona a otra sin extraerla delpozo (derecha).

24. Degenhardt KF, Stevenson J, Gale B, González D, Hall S,Marsh J y Zemlak W: “Aislamiento y estimulación selec-tivos,” Oilfield Review 13, no. 3 (Invierno de 2001/2002):60–80.

Verano de 2003 57

Soluciones para el manejo de la arenaLos problemas operacionales asociados con elinflujo de arena afectan negativamente al pozo ya la productividad del yacimiento, ponen en peli-gro la longevidad del pozo, limitan las opcionesde intervenciones de remediación e impactan larentabilidad del campo desfavorablemente. Elasegurar que los túneles de los disparos y la for-mación circundante permanezcan estables esclave en los esfuerzos realizados para el manejode la arena (arriba).

La selección de los candidatos para termina-ciones de pozos sin cedazos, por lo tanto, es unaspecto importante del planeamiento y ejecuciónde terminaciones de pozos que requiere la cuida-dosa evaluación y caracterización de la forma-ción, utilizando los datos de producción de lamás alta calidad como datos de entrada para losmodelos de predicción de la producción dearena, para los programas de diseño de trata-mientos de fracturamiento hidráulico y para lossimuladores de yacimientos. El programa de

computación SandCADE y otros modelos mecáni-cos establecen caídas de presión y velocidades deflujo críticas máximas para evitar el contraflujode apuntalante durante las fases de producción ylimpieza.

Actualmente, los pozos que más se beneficiande los métodos de terminación de pozos sin ceda-zos son aquellos con configuraciones que hacenla instalación de arreglos internos de componen-tes de terminación difícil, indeseada o inclusoimposible. Sin embargo, las aplicaciones para lastécnicas que no requieren equipos convenciona-les de perforación o de terminación de pozosinvolucrarán cada vez más la reparación de pozospara explotar las reservas marginales que no jus-tifican económicamente las operaciones conaquellos equipos. Los resultados de las termina-ciones de pozos sin cedazos obtenidos hasta elmomento prueban claramente la viabilidad deesta tecnología emergente, la cual provee solu-ciones atractivas para evitar, de lo contrario, unaproducción diferida o la pérdida de reservas.

Las técnicas de terminación de pozos sincedazos constituyen un elemento importante enlas estrategias avanzadas de manejo de la arena,pero no reemplazarán a los métodos convencio-nales de control de la producción de arena. Enalgunos yacimientos, sin embargo, éstas proveenestrategias alternativas efectivas en materia decostos para eliminar o manejar la producción dearena a lo largo de la vida productiva de un pozoo durante el desarrollo de un campo. Los esfuer-zos de investigación y desarrollo actuales estándirigidos a mejorar los modelos de computacióndiseñados para predecir la producción de arenay proveer una evaluación mejorada de los ries-gos. Estos esfuerzos asegurarán la efectividad delas cada vez más sofisticadas técnicas de dispa-ros y terminaciones de pozos. —MET

Predicción

Flujo defondos Terminación tradicional

Tiempo

Terminación 3Terminación 2

Terminación 1

Prevención y control Remediación

Vigilancia rutinaria

Adquisición de registros de producción

Detección de producción de arena

Terminacionesinteligentes

Reparaciones

Intervenciones sin equipos convencionales

Operaciones dedisparos óptimas

Operaciones de disparos óptimas

Estimulación porfracturamiento TSO

Operaciones de disparos óptimas

Diseño de levantamientoartificial

Desarenador de fondo de pozo

Operaciones de disparos óptimas

Estimulación por fracturamiento TSO

Control del contraflujo de apuntalante

Consolidación de la formación

Tecnología de cementación

Tratamientos selectivos con tubería flexible

Operaciones de disparos óptimas

Emplazamiento correcto de la grava

Empaque de grava con pozo entubado

Empaque de grava con agujero descubierto

Fracturamiento y empaque

Cedazos expansibles

Terminación natural Terminación estimulada Métodos de terminacionesde pozos sin cedazos

Métodos convencionalesde exclusión de arena

Manejo de laarena producida

Disminución de la estabilidad de la formación

Modelos geomecánicosdel subsuelo

Modelos de predicción de producción de arena

Modelos de análisis económicos y de riesgo

> Soluciones de manejo de la producción de arena.