slb hidratación decrypted

7/17/2019 SLB Hidratación Decrypted

http://slidepdf.com/reader/full/slb-hidratacion-decrypted 1/12

70 Oilfield Review

Mejoras en la eficiencia delos servicios de campos petroleros

Salvador AyalaTom Barber

Marie Noelle Dessinges

Mark Frey

Jack Horkowitz

Ed Leugemors

Jean-Louis Pessin

Chin SeongWay

Sugar Land, Texas, EUA

Rob Badry

Calgary, Alberta, Canadá

Ismail El Kholy

Atyrau, Kazajstán

Aaron Galt

Michelle Hjelleset

Midland, Texas

Delaney Sock

Nefteyugansk, Rusia

Rishat Radikovich Yamilov

Sibneft-Khantos

Khanty-Mansiysk, Rusia

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Luc Argentier, Mike Parris, Mike Ross y VassilisVarveropoulos, Sugar Land, Texas; Gregoire Jacob, Fahud,Omán; y Cyrille Picoche, Moscú, Rusia.

arcVISION, CDR (Resistividad Dual Compensada),CemSTREAK, CleanGEL, CT XPRESS, DataFRAC, FracCAT,GelSTREAK, InterACT, mcrVISION, PCM (mezcladorcontinuo de precisión), Platform Express, POD (densidadóptima programable), PodSTREAK, PowerPulse, ProCADE,PropNET, SlimPulse e YF son marcas de Schlumberger.

La eficiencia operacional permite a las compañías de energía desarrollar, en forma

económica, los campos en declinación y los campos nuevos situados en localizaciones

remotas. En estos ambientes desafiantes, dos servicios de campos petroleros—los

tratamientos de fracturamiento hidráulico y la adquisición de registros de resistivi-

dad—han aprovechado muy bien las significativas mejoras en la eficiencia de las

operaciones.

El logro de eficiencia operacional es obligatoriopara tener éxito en el ambiente de negocios de

nuestros días. Las publicaciones y los programas

de televisión de índole comercial están colmados

de artículos y crónicas que describen cómo las

compañías industriales están analizando sus

procesos y técnicas, buscando alternativas de

reducción de costos, incremento de ingresos,

mejoramiento de la satisfacción del cliente, y

maximización de la productividad de los emplea-

dos. La industria de los servicios de campos

petroleros no constituye una excepción.

Para satisfacer la demanda creciente de

petróleo y gas, las compañías operadoras estáncentrando más atención en los campos maduros,

muchos de los cuales con su producción en decli-

nación. Los pozos de estos campos requieren

operaciones de intervención para mantener los

niveles de producción. Además, los operadores

están extrayendo petróleo y gas de zonas pasadas

por alto y están descubriendo y desarrollando

nuevos campos en localizaciones remotas. Los

campos maduros generalmente requieren un

gran número de tratamientos relativamente

pequeños para sustentar la producción. Para que

los operadores obtengan suficiente retorno sobre

su inversión, el nivel de eficiencia debe ser alto einvolucrar una cantidad mínima de equipos y

personal. Por otra parte, el tiempo requerido

para realizar el tratamiento debe ser corto.

Las localizaciones remotas a menudo plan-

tean desafíos logísticos, tales como distancias

largas entre las localizaciones de pozos, limita-

ciones en la infraestructura de transporte, climas

hostiles y condiciones de almacenamiento primi-

tivas. Al igual que los campos maduros, estos

ambientes requieren operaciones eficientes y libres de excesos durante los procesos de cons-

trucción, estimulación y producción de pozos.

La ejecución de servicios en pozos nuevos y

existentes implica el transporte hasta la locali-

zación del pozo de un arreglo autoportante de

equipos eléctricos y mecánicos, personal, y en

muchos casos, productos químicos. Según la

aplicación, la inversión de capital asociada

puede ascender a varios millones de dólares.

Tradicionalmente, las compañías de servicios de

campos petroleros han diseñado conjuntos de

equipos y procesos que abordan virtualmente

todos los escenarios, desde tratamientos deremediación pequeños hasta operaciones de

fracturamiento masivas. En los campos maduros

y en las localizaciones remotas, dichos equipos a

menudo exceden significativamente los requisi-

tos de los servicios, y pueden resultar demasiado

costosos y complicados.

Para promover la eficiencia en las localizacio-

nes remotas y en los campos maduros,

Schlumberger ha introducido equipos y tecnolo-

gía de procesos perfeccionados y adecuados con

fines específicos. Algunos ejemplos recientes

incluyen el equipo de cementación de despliegue

rápido CemSTREAK, la unidad de tubería flexiblede despliegue rápido CT EXPRESS y herramien-

tas de adquisición de registros, tales como la

herramienta integrada de adquisición de regis-

tros con cable Platform Express.1 En este artículo

destacamos los ejemplos más recientes: la flotilla

de fracturamiento de alta eficiencia y el servicio

de adquisición de registros de resistividad de pro-

pagación durante la perforación de bajo riesgo

mcrVISION.



Invierno de 2006/2007 71

Fracturamiento hidráulico eficiente en Siberia

Siberia Occidental, la principal región produc-

tora de petróleo de Rusia, cubre una vasta

superficie (arriba) . Los principales campos

petroleros se encuentran a cientos de millas de

> Principales campos de petróleo y gas de Siberia Occidental. Los principales campos de petróleo ygas se encuen tran ubicados a cientos de millas de distancia entre sí y se comunican por ferrocarril o

caminos primi tivos. Esta geografía plantea desafíos logísticos que deben ser superados para llevar acabo los tratamientos de servicios de pozos en forma eficiente.

Yamal

Gydansk

M a r d e

K a r a

0 300km

millas0 300

Priobskoe

Tyumen

Khanty-Mansiysk

Surgut

Nefteyugansk

O b

O b

I r t y s h

Principales campos de petróleo y gas de Siberia Occiden tal

Petróleo

Gas

1. Para obtener más información sobre equipos adecuadoscon fines específicos, consulte: Barber T, Jammes L,Smits JW, Klopf W, Ramasamy A, Reynolds L, Sibbit A yTerry R: “Evaluaciones de hueco abierto en tiempo real,”Oilfield Review 11, no. 2 (Verano de 1999): 38–61.“New Design Simplifies Coiled-Tubing Operations,”Oil & Gas Journal 98, no. 2 (10 de enero de 2000): 38.Swinstead N: “Una mejor manera de trabajar,” Oilfield Review 11, no. 3 (Otoño de 1999): 50–64.

Braun B, Foda S, Kohli R, Landon I, Martin J y Waddell D:“Un equipo bombeador liviano y poderoso,” Oilfield Review 12, no. 2 (Otoño de 2000): 18–31.

2. Para obtener más información sobre fracturamientohidráulico, consulte: Brady B, Elbel J, Mack M, MoralesH, Nolte K y Poe B: “Cracking Rock: Progress in FractureTreatment Design,” Oilfield Review 4, no. 4 (Octubre de1992): 4–17.

3. Si se agrega al agua, la goma guar se hidrata y produceun fluido viscoso que se conoce como gel lineal. La

viscosidad del gel lineal se reduce significativamenteconforme se incrementa la temperatura del fluido. Lapérdida de viscosidad se evita mediante el agregado dereticuladores—sustancias que ligan las hebras depolímero entre sí y aumentan el peso molecular efectivo,en más de un orden de magnitud. Los sistemas

reticulados a base de goma guar pueden ser utilizados a temperaturas de fluido de hasta 177°C [350°F] aproxima-damente. Para obtener más información sobre estosfluidos de fracturamiento, consulte: Armstrong K, Card R,Navarrette R, Nelson E, Nimerick K, Samuelson M,Collins J, Dumont G, Piraro M, Wasylycia N y Slusher G:“Advanced Fracturing Fluids Improve Well Economics,”Oilfield Review 7, no. 3 (Otoño de 1995): 34–51.

4. Los agentes de demora de la reticulación soncompuestos que forman un complejo químico con elreticulador. Si se agregan a un gel lineal, el complejodesasocia y libera lentamente el reticulador.

distancia entre sí y se comunican por ferrocarril

o caminos primitivos. A la limitada infraestruc-

tura de transporte, se suma un clima riguroso.

Durante el invierno, las temperaturas se mantie-

nen por debajo del punto de congelamiento,

alcanzando a veces valores de tan sólo –50°C

[–58°F]. Desde la perspectiva de los servicios de

campos petroleros, estas condiciones plantean

dificultades logísticas serias. El desplazamiento

de los equipos y suministros a las localizaciones

de pozos puede ser dificultoso, y el almacena

miento de suministros, en especial producto

químicos, es problemático en climas rigurosos.

El fracturamiento hidráulico es uno de los ser

vicios de campos petroleros más complejos, que

implica el empleo de equipos para transportar y

almacenar agua y productos químicos, preparar e

fluido de fracturamiento, mezclar el fluido con e

apuntalante, bombear el fluido en el pozo y moni

torear el tratamiento.2 Para la ejecución de

tratamiento de fracturamiento se requiere un

equipo de personal altamente entrenado, cuyo

integrantes deben estar en constante comunica

ción entre sí. El clima y la logística compleja de

Siberia plantean obstáculos adicionales que

deben ser superados para lograr el éxito.

Fluidos de fracturamiento—La preparación

de los fluidos de fracturamiento constituye unaparte vital del tratamiento y, sin importar las con

diciones climáticas, debe ser llevada a cabo en

forma segura y eficaz. El fluido de fracturamient

más común en Siberia es un sistema de polímero

a base de goma guar reticulado con borato. 3 Pre

vio al tratamiento de fracturamiento, la solución

de goma guar lineal se mezclaba tradicional

mente por cargas en tanques de 50 a 60 m3 [315 a

377 bbl]. El agua obtenida de fuentes locale

debe calentarse hasta 20°C [68°F] como mínimo

para lograr la hidratación competa del polímero

El proceso de hidratación puede insumir hasta

10 horas. Durante este período, la solución polimérica puede experimentar ataque bacteriano y

degradación, por lo que se debe agregar un bac

tericida.

La mezcla por cargas es un proceso antieco

nómico. Concluida la operación, los residuos de

tanque, o el fluido que no puede ser extraído por

succión, permanecen en el tanque. Los residuo

del tanque normalmente representan al menos

un 7% del volumen de fluido original y deben ser

tratados y transportados a un sitio de disposición

final seguro. Por otra parte, la duración del ge

lineal en almacenamiento es de dos días como

máximo. Si el tratamiento se pospone más allá deeste tiempo, es probable que se tenga que des

cartar toda la carga de gel, lo que usualmente

implica un costo elevado.

Además, antes del tratamiento se prepara

una solución con reticulador. La solución con

tiene un reticulador de borato y aditivos que

controlan el pH del fluido, demorando de este

modo el proceso de reticulación.4 La reticulación

demorada minimiza la viscosidad del fluido en la



Consola del operador

EductorMedidorde flujo

Bomba centrífugade 8 x 6

Colector múltiplede succión

Medidor de laalimentación de polímero

Tanque de hidratación

Sistema de acondicionamientopara invierno

Colector múltiple dedescarga

Caja de conexión interfacial para laconexión con el vehículo FracCAT

Estructura antivuelco deminimización de daños

Depósito de almacenamientode polímeros

Tanque de hidratación

> Componentes principales de la unidad de hidratación polimérica GelSTREAK. Armado sobre un chasisde construcción rusa, este equipo se encuentra completamente acondicionado para invierno, comorespuesta al clima de Siberia Occidental. A diferencia de los sistemas de mezcla continua previos, launidad GelSTREAK utiliza polímero seco para producir un gel lineal, con concentraciones de hasta6 kg/m3 y tasas de salida de hasta 6.4 m3 /min. El depósito de almacenamiento de abordo contiene1,810 kg de polímero en polvo seco. La operación del equipo es automatizada y es controlada enforma remota desde el vehículo de tratamiento asistido con computadora FracCAT.

superficie y reduce el requerimiento de potencia

del sistema de bombeo. Idealmente, la reticula-

ción debería producirse en el pozo justo antes de

que el fluido ingrese en los disparos.

La solución con reticulador se mide continua-

mente en el gel lineal durante el tratamiento de

fracturamiento. Además, se agregan varios otros

aditivos, tales como estabilizadores de arcilla,

surfactantes, agentes de control de pérdidas de

fluidos y rompedores de gel. La concentración de

cada aditivo debe ser controlada cuidado-

samente; de lo contrario, puede afectarse

negativamente el rendimiento del fluido.

Equipos de alta eficiencia—Los tratamien-

tos de fracturamiento hidráulico requieren una

flota sofisticada de equipos eléctricos y mecáni-

cos. Además de los tanques de fluidos, una

operación de fracturamiento típica en Siberia

incluye cuatro camiones de bombeo de alta pre-

sión, un mezclador de densidad óptima

programable POD para agregar la solución con

reticulador, otros químicos y el apuntalante, un

vehículo para tratamientos de fracturamientoasistido por computadora FracCAT para el con-

trol y monitoreo de la operación, un remolque

para el transporte de los químicos, una grúa y

cuatro sistemas de almacenamiento y acarreo

del apuntalante.

Debido a la logística de transporte de Siberia,

una flota de este porte no puede desplazarse en

forma eficaz entre una localización y otra. La

capacidad de trabajo se limita a unas ocho opera-

ciones por mes, lo que incide negativamente en

la eficiencia. El incremento de la actividad en los

campos petroleros de Siberia instó a los ingenie-

ros de Schlumberger a buscar alternativas para mejorar la eficiencia y posibilitar una tasa de uti-

lización de equipos más alta. Sus objetivos eran

dos: construir una flota de equipos de fractu -

ramiento que pudiera encarar el 80% de las

operaciones de Siberia Occidental y eliminar la

mezcla por cargas.

El análisis de los principales campos petrole-

ros reveló que, para alcanzar estos objetivos, el

equipo y el sistema de fluidos deben poseer la

capacidad de tratar pozos de hasta 5,029 m

[16,500 pies] de profundidad, con temperaturas

de fondo de pozo que van de 52 a 93°C [125 a

200°F] y permeabilidades de formación de entre2 y 20 mD. Los espesores de las zonas productivas

varían entre 3 y 30 m [10 y 100 pies], y algunos

pozos poseen zonas productivas múltiples. El

tiempo de bombeo hasta los disparos varía entre

2.5 y 4.5 minutos; en consecuencia, la demora de

la reticulación debe ser ajustable. La magnitud

de la operación varía entre un campo y otro,

implicando aproximadamente 100 a 1,100 m3

[630 a 6,920 bbl] de fluido y hasta 500,000 kg

[1,100,000 lbm] de apuntalante. El tamaño del

apuntalante varía entre una malla de 20/40

hasta una malla de 10/14. Teniendo en cuenta

estas especificaciones, los ingenieros y químicos

desarrollaron equipos perfeccionados de prepa-

ración y mezcla de fluidos y un fluido con goma guar reticulado con borato.

En gran parte del mundo, el mezclador conti-

nuo de precisión PCM para tratamientos de

fracturamiento suplantó al proceso de mezcla

por cargas durante muchos años. Durante el tra-

tamiento de fracturamiento, la unidad PCM

mezcla agua con una lechada de polímero a base

de goma guar en combustible diesel. La mezcla

circula a través de los compartimentos de hidra-

tación y el gel lineal se descarga en los mezclado-

res y las bombas. El sistema PCM también está

provisto de alimentadores de aditivos líquidos.5

Originalmente desarrollada para ser utili-

zada en América del Norte, la técnica PCM fue

diseñada para tratamientos mucho más grandesque los realizados en Siberia. La unidad es

demasiado grande para el transporte eficiente

sobre las carreteras de Siberia Occidental. Dado

que el combustible diesel se espesa ante las

bajas temperaturas del invierno siberiano, la

lechada con goma guar utilizada en el sistema

PCM sería demasiado viscosa para utilizar en

gran parte del año.

72 Oilfield Review




Compartimentos de hidratación

1

2

4

3

5

Válvula esclusa

Entrada del eductor

Salida del eductor

Eductor de mezcla

21 3 4 5

> Sistema eductor y compartimentos de hidratación GelSTREAK. El eductor (extremo superior derecho )

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

Las limitaciones del sistema PCM y de la

goma guar en forma de lechada han sido supe-

radas con el advenimiento de la unidad de

hidratación y mezcla continua de gel GelSTREAK

y los fluidos de fracturamiento a base de políme-

ros, sin hidrocarburos, CleanGEL. Armado sobre

un chasis de camión ruso de 6 x 6, y alimentado

por un motor de 400 HP, el vehículo GelSTREAK es un sistema PCM compacto, fácil de transpor-

tar (página anterior). Dado que los fluidos

CleanGEL emplean polímero en polvo seco, se

eliminan los problemas de manipuleo de fluidos

durante los meses de invierno. La falta de com-

bustible diesel es además ventajosa desde el

punto de vista ambiental. Un depósito de alma-

cenamiento a bordo de 1,810 kg [4,000 lbm]

transporta el polímero en polvo hasta la localiza-

ción del pozo.

Para producir una solución sin grumos, el

polímero en polvo debe estar completamente

dispersado en el agua. El sistema de mezcla GelSTREAK logra estos objetivos mediante la

utilización de un dispositivo denominado educ-

tor. El eductor posee una boquilla tipo venturi

que genera una corriente de agua de alta veloci-

dad, creando una intensa fuerza de succión que

introduce el polvo en la cámara de mezcla. La

zona de mezcla es suficientemente turbulenta

como para producir una mezcla homogénea.

Después de la mezcla en el eductor, el polí-

mero se debe hidratar hasta que el gel lineal

alcanza su viscosidad de diseño. La hidratación

requiere tiempo y la cizalladura del fluido, y el

índice de hidratación es directamente propor-cional a la temperatura del fluido. Para permitir

suficiente tiempo de hidratación, la unidad

GelSTREAK posee un tanque de retención de

cinco compartimentos (derecha). Los comparti-

mentos de 23.8 m3 [150 bbl] se agitan y el fluido

pasa a través de ellos en forma secuencial, pro-

veyendo un flujo de tipo “pr imero en entrar,

primero en salir.” Los sensores de nivel del tan-

que y los medidores de flujo magnético monito-

rean los niveles de fluido y las tasas de flujo

dentro de los compartimentos, posibilitando el

control remoto de la hidratación.

El equipo GelSTREAK puede preparar el gel

lineal con concentraciones de polímero de hasta

6 g/L [50 lbm/1,000 galEUA] y tasas de salida que

oscilan entre 0.95 y 6.36 m3 /min [6 y 40 bbl/min].

El gel hidratado sale por el múltiple de descarga y viaja desde la unidad GelSTREAK hasta el equipo

de mezcla en el que se introducen los aditivos

químicos y el apuntalante.

Desde comienzos de la década de 1980, el

mezclador POD ha sido el equipo estándar de

Schlumberger para la preparación de fluidos de

fracturamiento. La característica singular de esta

unidad es un mezclador de vórtice programable

que controla con precisión la concentración de

apuntalante en el fluido de fracturamiento. E

volumen de apuntalante puede aumentarse gra

dualmente durante el tratamiento o ajustarse en

pasos incrementales.6 El mezclador POD se ha

vuelto más sofisticado con el paso de los años

incorporando un arreglo de alimentadores de

aditivos secos y líquidos y un sistema especia

para el agregado de fibras, tales como losaditivos de empaque de apuntalante para fractu

ramiento hidráulico PropNET.

5. McIntire WR: “Apparatus and Method for Mixing Fluids,Patente de EUA No. 5,046,856 (10 de septiembre de 1991)

6. Althouse JW: “Apparatus for Mixing Solids and Fluids,”Patente de EUA No. 4,453,829 (12 de junio de 1984).



Plataforma de trabajo

Plataforma deacceso a la tolvaelevada

Alimentador PropNET

Densitómetro

Alimentadores deaditivos secos

Mezclador POD

Antena satelital

Cabina de controlAditivo líquido

Tanque maestroTanque deaceite hidráulico

Colector múltiple de descarga

Tolva elevada

Estructura antivuelco deminimización de daños

Tanque maestro

Plataforma deacceso a aditivoslíquidos

Colectormúltipleintermediode descarga

Colector múltiplede succión

Módulode controlde apoyo

Medidor de flujode succión

Antena satelital

Durante la década de 1990, el control remoto

de los tratamientos de fracturamiento se volvió

práctica común después de la introducción de la

unidad FracCAT. Este vehículo posee una cabina de tipo oficina desde la que el personal controla

todos los aspectos de la operación, incluyendo el

mezclador POD. Un sistema de computación a

bordo registra y analiza los datos del trata-

miento en tiempo real y puede transmitir la

información por satélite a la oficina de un opera-

dor o a un centro de tecnología regional. 7

En Siberia Occidental, las capacidades del

mezclador POD y del vehículo FracCAT exceden

en forma considerable las capacidades necesa-

rias para ejecutar la mayoría de los tratamientos

de fracturamiento. Existen situaciones similares

en áreas con yacimientos maduros, tales como Alb erta, Canadá, y Texa s Oeste en EUA. Por

ejemplo, el vehículo FracCAT contiene suficien-

tes equipos electrónicos y espacio para que el

personal manipule tratamientos de fractura-

miento masivos. Por lo tanto, los ingenieros de

Schlumberger diseñaron una unidad perfeccio-

nada que combina el mezclador POD con la

cabina de control FracCAT en un vehículo; la

unidad de monitoreo y control de operaciones de

74 Oilfield Review

> Componentes principales del mezclador PodSTREAK. Este equipo combina un mezclador POD con unaunidad de monitoreo de tratamientos FracCAT en un vehículo. La unidad posee un número suficientede alimentadores de aditivos, incluyendo un alimentador PropNET, para permitir la mezcla continua de

todos los químicos requeridos para el tratamiento de fracturamiento. El mezclador puede suministrar5.1 m3 /min [32.1 bbl/min] de fluido de fracturamiento, con una concentración de apuntalante de 8 ppa,y 3.8 m3 /min [23.9 bbl/min] con una concentración de 12 ppa. Controles de pantallas táctiles en la ca-bina del vehículo FracCAT controlan todos los aspectos de la operación. La antena satelital a bordo

transmite los datos de la operación a localizaciones remotas, en tiempo real. Al igual que la unidadGelSTREAK, este equipo está acondicionado para invierno, con fines de adecuación al clima de Siberia.

estimulación PodSTREAK (izquierda). Esta com-

binación simplifica el montaje y reduce el número

de personas requeridas en la localización.

La unidad PodSTREAK posee un mezclador

de vórtice, con una compuerta elevada y un sis-

tema de tolva que recibe el apuntalante desde un

sistema de almacenamiento de apuntalante o

transportador de banda. Un tanque maestro de

1.6 m3 [10 bbl] de capacidad, aumentada por una

bomba centrífuga de transmisión directa, de 8 x 6,suministra el gel lineal al mezclador. El equipo

adicional incluye tornillos de alimentación de

aditivos secos, sistemas de medición de aditivos

líquidos y un alimentador especial para suminis-

trar las fibras PropNET. Este equipo permite la

mezcla continua de todos los químicos requeri-

dos para el tratamiento de fracturamiento.

La cabina FracCAT contiene componentes

electrónicos de avanzada y pantallas táctiles que

controlan la unidad GelSTREAK, el mezclador

POD y hasta ocho bombas de estimulación tri-

plex (próxima página, arriba). El software

FracCAT registra y analiza los datos del trata-miento en forma permanente, y una antena a

bordo, en forma de plato y autodesplegable, per-

mite que el sistema de monitoreo y entrega de

datos en tiempo real InterACT transmita la

información del trabajo a localizaciones remotas

en tiempo real. La cabina está provista además

de una estación de muestras de fluidos y un

laboratorio pequeño para la ejecución de prue-

bas de control de calidad estándar.




Flui do avan za do—Para aprovechar a

máximo las capacidades que ofrecen las unida

des PodSTREAK y GelSTREAK, los químicos de

Schlumberger desarrollaron un fluido de fracturamiento reticulado con borato, simplificado y

robusto, que es compatible con los componentes

logísticos de la preparación de fluidos y el clima

de Siberia; el fluido de fracturamiento reticu

lado a base de agua YF100RGD. RGD es la sigla

en inglés correspondiente a “goma guar redu

cida, demorada;” esto es, que se requiere menos

goma guar para lograr una determinada viscosi

dad del fluido y que se demora la reticulación

para reducir la caída de presión por fricción

durante la colocación del fluido. El sistema de

fluido aumenta la eficiencia operaciona

mediante la eliminación del proceso de mezclapor cargas y la combinación de químicos en la

localización, y a través de la minimización de

número de corrientes de aditivos.

El polímero CleanGEL es una goma gua

seca, refinada, de hidratación rápida con mayor

peso molecular que los productos convenciona

les.8 Como resultado, la nueva goma gua

imparte viscosidades de gel lineal y reticulado

más altas (izquierda). El mejoramiento de

rendimiento posibilita una reducción de la con

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

Módulos de con trolcon pan tallas táctiles

Banco delaboratorio

Monitores FracCAT

> Comparación del rendimiento de los polímeros convencionales y los polímeros abase de goma guar de alto rendimiento. Las viscosidades de gel lineal de los fluidosque contienen goma guar de alto rendimiento son significativamente superiores alas preparadas con goma guar convencional (extremo superior ). La ventaja en

términos de rendimiento posibilita una reducción del 20% de la concentración depolímero en los fluidos YF100RGD (extremo inferior ). Obsérvese que se necesitan4.8 g/L [40 lbm/1,000 galEUA] de goma guar convencional (verde) para lograr lamisma viscosidad que con 4.2 g/L [35 lbm/1,000 galEUA] de goma guar CleanGELde alto rendimiento (marrón).

V i s c o s i d a d a 1 0 0 s - 1

, c P

T e m p e r a t u r a ,

° C

0 20 40 60

Tiempo, min

80 100 1200 0

20

40

60

80

100

120

140

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1,000

V i s c o s i d a d a 5 1 1 s - 1

, c P

7 17 27 37Temperatura, °C

10

12

14

16

18

20

22

24

26

28

30

3 g/L de goma guar CleanGEL

3 g/L de goma guar convencional

YF100RGD (4.2 g/L de goma guar CleanGEL)

4.2 g/L de goma guar convencional

4.8 g/L de goma guar convencional

Temperatura

7. Para obtener más información sobre entrega de datosen tiempo real, consulte: Brown T, Burke T, Kletzky A,Haarstad I, Hensley J, Murchie S, Purdy C y RamasamyA: “Entrega de datos a tiempo,” Oilfield Review 11, no. 4(Primavera de 2000): 34–55.

8. Karstens T y Stein A: “Method for Improving theExploitability and Processability of Guar Endosperm andProducts Obtained Using Said Method,” Patente deEstados Unidos No. 6,348,590 (19 de febrero de 2002).

Chowdhary MS y White WM: “Method and Product forUse of Guar Powder in Treating SubterraneanFormations,” Solicitud de Patente de Estados Unidos No20,030,054,963 (30 de marzo de 2003).



centración de polímero del 20%. La utilización

de menos cantidad de polímero es ventajosa por-

que se deposita menos revoque de filtración en el

frente de la fractura, y el empaque de apunta-

lante contiene menos residuo de polímero

después de la limpieza del fluido. Ambas mejoras

ayudan a incrementar la permeabilidad de la

fractura y la productividad del pozo (derecha). En

Siberia, el rango de concentración de polímero

típico para los fluidos YF100RGD se encuentra

entre 3.0 y 4.2 g/L [25 y 35 lbm/1,000 galEUA]. El

sistema de mezcla por cargas tradicional requería

hasta 5.4 g/L [45 lbm/1,000 galEUA].

En lugar de la mezcla por cargas, la goma guar

se agrega continuamente al agua y se hidrata en

la unidad GelSTREAK. El gel lineal resultante se

bombea luego al mezclador PodSTREAK, donde

se agrega el resto de los químicos. El reticulador

de borato y el agente de demora se entregan en la

localización del pozo, como una mezcla seca gra-

nulada. Durante la operación, la mezcla se

incorpora al gel lineal en forma continua a través

de uno de los alimentadores de aditivos sólidos.La eliminación de la preparación de la solución

con reticulador es más segura y requiere menos

tiempo.

El tiempo de demora de la reticulación varía

con la temperatura y la composición del agua de

la mezcla (véase “Química de los campos petrole-

ros en condiciones extremas,” página 4). Las

impurezas disueltas pueden interferir con el pro-

ceso de reticulación. Cuando las pruebas de

control de calidad previas a la operación indican

un tiempo de demora de la reticulación inade-

cuado, los ingenieros lo compensan mediante el

ajuste del pH del fluido (derecha). En la localiza-ción del pozo, se agrega la cantidad adecuada de

hidróxido de sodio en el mezclador PodSTREAK.

Los otros aditivos YF100RGD principales, un

estabilizador de arcilla y un surfactante ami-

gable con el medio ambiente, también se

combinan en un paquete. Los estabilizadores

impiden que las arcillas de la formación produc-

tiva se expandan y reduzcan la permeabilidad.

Los surfactantes reducen la presión capilar de la

formación, mejorando la limpieza del fluido de

fracturamiento.9 El estabilizador y el surfactante

son líquidos y el punto de congelamiento de la

mezcla es de –34°C [–29°F], lo que minimiza losproblemas de manipuleo durante los meses de

invierno en Siberia.

Otros alimentadores de aditivos del vehí-

culo PodSTREAK suministran materiales, tales

como los rompedores encapsulados y las fibras

PropNET. El fluido de fracturamiento tradicional,

mezclado por cargas, requería hasta 15 aditivos.

Debido a la consolidación del material, el nuevo

fluido involucra como mucho ocho aditivos, que

en su totalidad se miden continuamente.

Los fluidos de fracturamiento YF100RGD pue-

den utilizarse a temperaturas estáticas de fondo

de pozo, que oscilan entre 52 y 163°C [125 y

325°F], lo que excede el rango de temperatura

observado en Siberia. Con características de pér-

dida de fluido similares a las de otros fluidos de

fracturamiento reticulados con borato, los fluidoscrean y propagan fracturas de una manera típica.

La flota de alta eficiencia (HEF), que incor-

pora los vehículos GelSTREAK y PodSTREAK,

fue introducida en la región de Priobskoe, en

Siberia Occidental, en octubre de 2005. Los cam-

pos son operados por Sibneft-Khantos. Desde

entonces, se han realizado más de 150 trata-

mientos de fracturamiento con el nuevo equipo y

fluido. En promedio, la duración total del trata-

miento—incluido el transporte hasta y desde la

localización del pozo, el montaje, el bombeo, el

desmontaje y la limpieza—es de unas ocho horas

menos por pozo que el método de mezcla por car-

gas tradicional (próxima página). Como resultado,

la flota puede realizar hasta 26 operaciones por

mes; más del doble de la capacidad previa.

El éxito del tratamiento, definido como la colocación del 100% del apuntalante en la

formación, se incrementó del 60% de las opera-

ciones al 88% gracias al nuevo servicio. Este

mejoramiento puede atribuirse directamente a

la confiabilidad mejorada del equipo, la compo-

sición y preparación simplificadas del fluido, y el

mejor control de los parámetros del fluido

76 Oilfield Review

> Efecto del pH del fluido sobre el tiempo de demora de la reticulación de unfluido YF100RGD que contiene 3.0 g/L [25 lbm/1,000 galEUA] de goma guar

CleanGEL. La temperatura del fluido era de 24°C [75°F]. Si las pruebas decontrol de calidad previas a las operaciones indican una demora inadecuadade la reticulación, los ingenieros la compensan mediante el ajuste del pH.

T i e m p o d e d e m o r a ,

m i n

7 8 9 10pH del fluido

11 12 13

1

0

2

3

4

5

6

7

8

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

I n c r e m e n t o d e l a p e r m e a b i l i d a d r e t e n i d a ,

%

2 3 54

Carga de polímero, g/L

60

50

100

150

200

250



9.5

Operaciones tradicionales

Flota de alta eficiencia

7 3.5 5 1 3 1.5 1

3.5

0 5 10 15 20 25 3

10 1 3 2 1

Transporte hasta la localización y montaje

Tratamiento DataFRAC

Carga de apuntalante, tanques de mezcla

Reunión de seguridad, puesta en marcha del equipo

Bombeo del tratamiento principal

Limpieza posterior a la operación

Transporte de regreso al campamento


durante el bombeo. La mezcla continua posibi-

litó un ahorro de más de 3,000 m3 [18,870 bbl]

de gel lineal y aditivos, eliminando las costosas

operaciones de disposición final de los desechos

químicos.10 En estos momentos, una flota HEF

está operando en Siberia. Debido a su éxito,

están previstas cuatro más para la región.

Fracturamiento de formaciones

maduras en la Cuenca Pérmica

La flota HEF y el fluido YF100RGD también están

teniendo éxito en América del Norte, sobre todo

porque sus capacidades resultan particularmente

adecuadas para la ejecución de tratamientos de

estimulación en campos maduros. La Cuenca Pér-

mica de Texas Oeste y Nuevo México, EUA, ha sido

una cuenca productora de petróleo y gas prolífica

durante más de 85 años. A pesar de su edad, aún

quedan en reserva significativos volúmenes de

hidrocarburos; sin embargo, la política económica

dictamina que los operadores estimulen y recupe-

ren estas reservas en forma eficiente. La unidad

PodSTREAK, las ventajas logísticas y ambientalesde la goma guar seca, y la menor cantidad de aditi-

vos constituyen una combinación ideal para esta

situación.

Muchos operadores de la Cuenca Pérmica

están refracturando los yacimientos, bombeando

fluido y apuntalante a través de los disparos exis-

tentes o recién creados. El objetivo en ambos

casos es restituir la comunicación óptima entre

el pozo y la roca productora.11 Para evitar daños

a la tubería de revestimiento vieja, que quizás no

pueda tolerar la presión de tratamiento, el frac-

turamiento se realiza a menudo a través de la

tubería de producción. La tubería de produccióntambién permite la selección precisa de los

disparos individuales, a través de los cuales se

bombeará el fluido.

La tubería de producción es significati-

vamente más chica que la tubería de revesti-

miento; en consecuencia, las caídas de presión

por fricción durante los tratamientos de fractura-

miento constituyen una inquietud importante. La

caída de presión por fricción excesiva incremen-

ta los requerimientos de potencia de los sistemas

de bombeo en la superficie y limita la tasa de

suministro del fluido a través de los disparos para

crear y propagar una fractura. Como se analizópreviamente, la reticulación demorada reduce la

caída de presión por fricción, lo que hace que el

fluido YF100RGD resulte particularmente ade-

cuado para este escenario.

Los primeros tratamientos de fracturamiento

de la Cuenca Pérmica que utilizaron el fluido

YF1 00RGD y la flota HEF se reali zar on en el

Campo Pinon del Condado de Pecos, en Texas. El

objetivo era estimular la Formación Caballos,

productora de gas.

Los tratamientos realizados previamente en elcampo implicaron 4.8 g/L [40 lbm/1,000 galEUA] de

gel lineal con guar o 4.2 g/L [35 lbm/1,000 galEUA]

de fluido con guar, reticulado con borato y no

demorado. La caída de presión por fricción se

mantuvo baja durante los tratamientos con gel

lineal. Sin embargo, la viscosidad del fluido era

insuficiente como para crear la geometría de frac-

turamiento y la productividad de pozos deseadas.

La incorporación de un fluido de reticulación ins-

tantánea permitió el desarrollo de viscosidad

suficiente pero la caída de presión por fricción era

excesiva. Por lo tanto, el operador decidió probar

el nuevo sistema de fluido.En un pozo, se bajó la tubería de producción

de 3 1 ⁄ 2 pulgadas a través de la tubería de revesti-

miento de 95 ⁄ 8 pulgadas, hasta una profundidad de

2,012 m [6,600 pies]. La temperatura de la forma-

ción era de 76.7°C [170°F] y la permeabilidad, de

aproximadamente 1 mD. La concentración de

guar en el fluido de fracturamiento se redujo de

4.2 a 3.0 g/L, lo que refleja la mayor eficiencia

del polímero seco refinado. El régimen de

bombeo durante la operación fue de 7.9 m3 /min

[50 bbl/min], y en la fractura se colocaron 99,790 kg

[220,000 lbm] de apuntalante con arena de

malla 20/40.De acuerdo con el software de análisis de

pozos ProCADE, la producción acumulada de gas

del pozo fracturado con el fluido YF100RGD fue

17% superior que en los pozos fracturados con el

gel lineal, y superó en un 4% a la producción de

los pozos fracturados con el gel de reticulación

instantánea. En términos económicos, este pozo

generó una ganancia adicional de US$ 1,800,000

En el momento de la redacción de este artículo

12 pozos de este campo habían sido estimulados

con el sistema de alta eficiencia.

Adquisición eficiente de registros

de resistividad

Conrad y Marcel Schlumberger inventaron el pro

ceso de adquisición de registros de resistividad en

el año 1927.12 Desde entonces, las mediciones de

resistividad han sido herramientas esenciales que

permiten a los operadores determinar la ubica

ción de los hidrocarburos en las formaciones

subterráneas. Las herramientas de adquisición de

registros de resistividad por inducción están pro

vistas de antenas de transmisión con bobinas, que

generan campos electromagnéticos. Los camposinteractúan con la roca adyacente, generando

señales que indican la resistividad de la forma

ción. La resistividad de la formación por lo

general varía directamente con el contenido de

agua, la salinidad del agua, la temperatura y e

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

9. Hinkel JJ, Brown JE, Gadiyar BR y Beyer E: “New Envi-ronmentally Friendly Surfactant Enhances Well Cleanup,”artículo de la SPE 82214, presentado en la ConferenciaEuropea sobre Daño de Formación de la SPE, La Haya, 13al 14 de mayo de 2003.

10. Kirilov V, Yamilov R, Lyubin G, Dessinges M-N, Parris M,El Kholy I, Leugemors E, Ayala S, Pessin J-L, Fu D, SockD, Maniére J y Butula K: “A New Hydraulic FracturingPackage Fit for Arctic Conditions Improves Operational

Efficiency and Fracture Conductivity and EnhancesProduction in Western Siberia,” artículo de la SPE102623, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica del Petróleo y del Gas Rusa de la SPE, Moscú, 3al 6 de octubre de 2006.

11. Dozier G, Elbel J, Fielder E, Hoover R, Lemp S, Reeves S,Siebrits E, Wisler D y Wolhart S: “Operaciones defracturamiento hidráulico,” Oilfield Review 15, no. 3(Invierno de 2003/2004): 42–59.

12. Schlumberger AG: The Schlumberger Adventure . NewYork City: ARCO Publishing, Inc., 1982.



T1

T2

R1

R2

6 . 1

m

78 Oilfield Review

> La herramienta de resistividad de propagación mcrVISION y el collar. Laherramienta (izquierda) posee una longitud de 6.1 m. T1 y T2 son las antenas

transmisoras, y R1 y R2 son las antenas receptoras. Las ranuras del collarín(derecha) en cada posición de las antenas hacen que el collarín sea básica-mente transparente para las mediciones de cambio de fase y resistividad deatenuación.

volumen de minerales conductivos, tales como las

arcillas. La mayoría de las formaciones con

hidrocarburos poseen alta resistividad. En conse-

cuencia, los registros de resistividad pueden

utilizarse para identificar y correlacionar las

capas de rocas individuales, distinguir las rocas

saturadas con hidrocarburos de las rocas satura-

das con agua y, con las mediciones de porosidad

que los acompañan, cuantificar el volumen de

hidrocarburos presentes en las rocas.

Durante los últimos 80 años, las herramien-

tas de adquisición de registros de resistividad y

las técnicas de interpretación se han vuelto

mucho más sofisticadas. Las herramientas

modernas proveen registros de alta resolución

con correlaciones por los efectos de la invasión y

rugosidad del pozo. Las técnicas de interpreta-

ción de avanzada ayudan a esclarecer la

respuesta de las herramientas en los pozos alta-

mente desviados y horizontales, comunes en

muchos campos maduros. Sin embargo, en

muchos campos maduros, la economía no justi-

fica los riesgos que implican las pérdidas de

materiales en el pozo, asociadas con las técnicas

estándares de operación con cable y las técnicas

LWD. En consecuencia, la eficiencia operacio-

nal, el bajo costo y el riesgo mínimo son los

impulsores del programa de adquisición de

registros. Estos desafíos han incentivado un

avance significativo en términos de eficiencia y

logística; el servicio de adquisición de registros

de resistividad de propagación durante la perfo-

ración de bajo riesgo mcrVISION.13

Las herramientas MWD, en las que los sen-

sores y los componentes electrónicos están

contenidos en una probeta recuperable y reem-

plazable colocada en el interior del portamecha (lastrabarrena), han estado disponibles durante

muchos años para proveer registros de rayos

gamma y levantamientos direccionales durante

la perforación.14 La arquitectura de esta herra-

mienta posee numerosos beneficios en ambientes

que demandan alta eficiencia:

• Los costos de las pérdidas de materiales en el

pozo se reducen porque la probeta es recupe-

rable por cable.

• La capacidad de recuperación permite recupe-

rar los datos en situaciones de atascamiento

de las tuberías.

• En caso de falla de la probeta, ésta puede serreemplazada sin extraer la sarta de perfora-

ción a la superficie.

• Se dispone de collarines de tamaños múltiples

para una probeta, lo que reduce el número de

equipos necesarios para cubrir tamaños de

pozos múltiples.

• La herramienta es fácil de transportar.

Las herramientas MWD emplean collarines

de acero. Estos collarines no interfieren con las

señales empleadas en las mediciones de rayos

gamma o en los levantamientos direccionales,

pero son básicamente opacos para los campos

electromagnéticos. Para extender las ventajaslogísticas de la arquitectura de las herramientas

MWD a las mediciones de resistividad de propa-

gación LWD, los ingenieros de Schlumberger

construyeron un collarín especial de acero inoxi-

dable, con ranuras que permiten la transmisión

y recepción , sin impedimentos, de las señales

electromagnéticas. Como resultado, por primera

vez, una herramienta de resistividad puede ser




asentada o recuperada con cable, del mismo

modo que las herramientas MWD.

La herramienta mcrVISION posee un diámetrode 4.45 cm [1.75 pulgada] y es completamente

autónoma; aloja las antenas, los componentes

electrónicos, la memoria y una batería (página

anterior). Los componentes físicos de las medi-

ciones y las especificaciones son comparables

con las de otras herramientas de resistividad de

propagación, tales como la herramienta de Resis-

tividad de Arreglo Compensada arcVISION y la

herramienta de Resistividad Dual Compensada

CDR.15 Dos antenas de transmisión se encuentran

posicionadas simétricamente, 83.8 cm [33 pulga-

das] por encima y por debajo del punto medio de

dos antenas de recepción separadas por una dis-tancia de 55.9 cm [22 pulgadas]. Cada transmisor

transmite en forma secuencial señales de 2 MHz

y 400 kHz, y los receptores miden el cambio de

fase y la atenuación en cada frecuencia. Por lo

tanto, la herramienta provee cuatro mediciones

de resistividad independientes con diferentes

profundidades de investigación. La medición de

2 MHz se adecua mejor a las regiones de alta

resistividad, y la medición de 400 kHz es óptima

para las áreas de baja resistividad. Cada par de

cambio de fase y atenuación se promedia para proveer la compensación por efectos del pozo,

cancelando las derivas electrónicas y los efectos

de la rugosidad del pozo.

En cada posición de las antenas, existen tres

conjuntos de ranuras en la pared del collarín.

Las ranuras permiten que las señales elec -

tromagnéticas atraviesen el collarín; como

resultado, el collarín es básicamente transpa-

rente para las mediciones de cambio de fase y

atenuación (arriba). Tanto la herramienta como

el collarín poseen una longitud de aproximada-

mente 6.1 m [20 pies]. En consecuencia, ambos

son suficientemente cortos para ser transporta-dos por aire. Actualmente se dispone de

collarines con tres diámetros externos: 12.1, 17.1

y 21.0 cm [4.75, 6.75 y 8.25 pulgadas].

Las capacidades nominales máximas de tem-

peratura y presión de la herramienta son: 150°C

[302°F] y 20,000 lpc [138 MPa]. La gran capaci-

dad de memoria y el bajo consumo de potencia

permiten operar durante 300 horas, antes de que

se sature la memoria o sea necesario cambiar la

batería. La velocidad de adquisición de dato

puede ser de hasta una medición por segundo, l

que posibilita velocidades de adquisición de regis

tros de hasta 549 m [1,800 pies] por hora, con

mediciones obtenidas cada 15 cm [6 pulgadas].

Para la operación LWD en tiempo real, e

collarín y la herramienta mcrVISION se combi

nan con un sistema MWD de diámetro reducido

de tercera generación, SlimPulse, de 4.45 cm

[1.75 pulgadas] de diámetro, que provee una

medición de rayos gamma. La herramienta de

resistividad está conectada directamente entr

el extremo inferior de la herramienta SlimPulse

y su aguijón de orientación , formando un sis

tema combinado que puede ser recuperado y

re-asentado en una operación con cable, con l

misma facilidad que con la herramienta MWD

sola. Esta combinación de herramientas tam

bién puede conectarse al sistema de telemetría

MWD PowerPulse para incrementar la densida

de los datos en tiempo real y posibilitar la eva

luación de formaciones en tiempo real durantela perforación a altas velocidades.

El sistema mcrVISION puede operar durante

la perforación o durante los viajes de entrada y

salida del pozo, en modo de registración, autó

nomo, o en combinación con el módulo de rayo

gamma de la herramienta MWD. Para la adquisi

ción de registros durante los viajes de entrada y

salida del pozo (LWT), el collarín se baja sin la

herramienta durante la perforación. Finalizada l

carrera de la barrena de perforación, la

herramienta se baja a través de la sarta de per

foración y se introduce en el collarín, y la

mediciones se registran durante el viaje de salidaLa adquisición de registros LWT puede ser una

opción efectiva en términos de costos cuando no

se requieren datos en tiempo real y la adquisición

de registros con cable, en agujero descubierto, e

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

560

540

520

500

480

460

440

620

640

660

580

600

101 102

Resistividad de atenuación, ohm.mResistividad de cambio de fase, ohm.m

P r o f u n d i d a d

, p i e s


, p i e s

560

540

520

500

480

460

440

620

640

660

580

600

101 102

Herramienta descubierta de 2 MHz

Herramienta descubierta de 400 kHz

Collarín de 2 MHz y 4.75 pulgadas

Collarín de 400 kHz y 4.75 pulgadas

Collarín de 2 MHz y 6.75 pulgadas

Collarín de 400kHz y 6.75 pulgadas

13. Frey MT, Argentier L, Ross M y Varveropoulos V: “ARetrievable and Reseatable Propagation Resistivity Toolfor Logging While Drilling and Logging While Tripping,”artículo de la SPE 103066, presentado en la Conferenciay Exhibición Técnica Anual de la SPE, San Antonio,Texas, EUA, 24 al 27 de septiembre de 2006.

14. Hache J-M y Till P: “New-Generation Retrievable MWDTool Delivers Superior Performance in Harsh DrillingEnvironments,” artículo de las SPE/IADC 67718,presentado en la Conferencia de Perforación de las

SPE/IADC, Ámsterdam, 27 de febrero al 1° de marzo de2001.

15. Clark B, Luling M, Jundt J, Ross M y Best D: “A DualDepth Resistivity Measurement for FEWD,”Transcripciones del 29o. Simposio Anual sobre Adquisición de Registros de la SPWLA, San Antonio,Texas, 5 al 8 de junio de 1988, artículo A.

Bonner SD, Tabanou JR, Wu PT, Seydoux JP, MoriartyKA, Seal BK, Kwok EY y Kuchenbecker MW: “New 2-MHz Multiarry Borehole-Compensated Resistivity ToolDeveloped for MWD in Slim Holes,” artículo de la SPE30547, presentado en la Conferencia y Exhibición TécnicaAnual de la SPE, Dallas, 22 al 25 de octubre de 1995.



80 Oilfield Review

poco práctica o riesgosa; tal es el caso de los

pozos altamente desviados o pobremente acon-

dicionados.

Las mediciones de resistividad mcrVISION y

de rayos gamma SlimPulse pueden combinarse

ulteriormente con los registros de densidad y de

porosidad-neutrón para proveer el equivalente

de un registro triple combo adquirido en agujero

descubierto.

La herramienta mcrVISION ha sido operada

más de 10,000 horas en el fondo del pozo, en

ambientes que cubren sus especificaciones

mecánicas y operacionales. Este servicio está

ahorrando tiempo operacional y posibilitando

que los pozos sean perforados más rápido y

entren en producción más pronto.

Adquisición de registros de resistividad en

tiempo real con el sistema MWD recuperable

Para probar la nueva tecnología, Apache Corpora-

tion corrió el servicio mcrVISION en tiempo real

con el sistema MWD de diámetro reducido, en un

pozo del Golfo de México. El agujero de 24.4 cm[9 5 ⁄ 8 pulgadas] fue perforado con lodo a base de

agua, con una resistividad de 0.35 ohm.m.

La comparación entre los registros LWD y los

registros adquiridos con cable muestra la corre-

lación existente entre los dos tipos de registros

(derecha). Las dos curvas de resistividad

combinadas, obtenidas con la herramienta

mcrVISION, exhiben una excelente concordan-

cia cuantitativa con las curvas obtenidas con

cable.

Un ejemplo del sur de Texas demuestra la fle-

xibilidad operacional provista por la combinación

mcrVISION-SlimPulse. En este pozo de 3,962 m[13,000 pies], el objetivo era desviarse de la ver-

tical a través de una ventana cortada en la

tubería de revestimiento y aumentar la desvia-

ción del pozo con un número mínimo de viajes. El

arreglo estaba compuesto por el collarín de la

herramienta mcrVISION, colocado por encima de

un motor y por debajo del collarín SlimPulse. El

arreglo BHA se bajó hasta el fondo del pozo sin

que las herramientas estuvieran dentro del

mismo. Luego, se bajó un giróscopo con cable a

través de la sarta de perforación, y se asentó en

el collarín de la herramienta mcrVISION.

La operación de perforación avanzó a travésde la ventana de la tubería de revestimiento con

el giróscopo proveyendo la información de orien-

tación del pozo hasta que el efecto de la tubería

de revestimiento sobre los levantamientos

magnetométricos fue mínimo. Los ingenieros

retiraron el giróscopo y tiraron hacia atrás el

arreglo BHA, colocándolo nuevamente dentro de

la tubería de revestimiento para evitar el atasca-

miento en la sección abierta y desviada.

Mediante el cable, bajaron el sistema mcrVI-

SION-SlimPulse y lo insertaron en los collarines.Una vez asentadas las herramientas, se extrajo el

cable, el arreglo BHA volvió al fondo, y la perfora-

ción siguió adelante. Los datos de resistividad,

rayos gamma y levantamientos direccionales se

transmitieron a la superficie en tiempo real.

Después de varios días de perforación, la

herramienta MWD falló. Previamente, la repara-

ción de este problema habría exigido que los

ingenieros levantaran el BHA entero y las herra-

mientas para llevarlos a la superficie. En

cambio, pudieron tirar hacia atrás el BHA colo-

cándolo en la tubería de revestimiento, bajar el

cable y recuperar la combinación de herra-mienta de resistividad–herramienta MWD. En la

superficie, los ingenieros descargaron los datos

de la memoria de la herramienta que había

fallado e instalaron una unidad de reemplazo.

Luego bajaron la combinación reparada en el

pozo, volvieron a llevar la sarta de perforación al

fondo y reanudaron la perforación. El tiempo

total para el nuevo procedimiento fue de aproxi-

madamente 6 horas. Un viaje completo, de ida y

vuelta, habría insumido al menos 12 horas; por

lo tanto, el operador ahorró un tiempo de equipode perforación significativo.

En otro pozo del sur de Texas, se emplazó

una combinación de herramientas mcrVISION-

SlimPulse por encima de un motor, en un BHA

orientable. La información de resistividad y

MWD fue transmitida en tiempo real. Durante la

primera carrera durante la perforación, la des-

viación del pozo aumentó respecto de la vertical,

hasta 90°. La segunda carrera durante la perfo-

ración continuó con una desviación de 90°; sin

embargo, después de perforar varios cientos de

pies, el BHA se atascó a 46 m [150 pies] de la

profundidad total. Los ingenieros pudieron recu-perar las herramientas con un sistema de pesca

por cable, evitando una erogación de más de

US$ 500,000 en concepto de pérdidas de mate-

riales en el pozo. Además, desde ambas

herramientas se descargaron datos registrados,

lo que permitió a los ingenieros generar un

registro de resistividad-rayos gamma.

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

X,450

X,500


, p i e s8 18

–80 20

20 120

20 120

Calibrador

Pulgadas

Potencial espontáneo

mV

Rayos gamma con cable

°API

Rayos gamma mcrVISION

°API 0.2 20ohm.m

0.2 20ohm.m

0.2 20

Resistividad de cambio de fase mcrVISION

Resistividad de atenuación mcrVISION

Resistividad de 90 pulgadas con cable

ohm.m



I i d 2006/2007 81

Adquisición de registros durante los viajes de

entrada y salida del pozo y en pozo entubado

Durante la perforación de varios pozos en Alberta,

Canadá, los ingenieros de Schlumberger combina-

ron los registros de resistividad mcrVISION con

los registros de porosidad en pozo entubado sub-

siguientes, eliminando la necesidad de contar con

registros adquiridos con cable en agujero descu-

bierto. Todos los pozos tenían una profundidad de

aproximadamente 200 m [656 pies] y sus diáme-

tros eran de 22.2 cm [81 ⁄ 2 pulgadas]. Cada pozo fue

perforado en aproximadamente 2.5 días. La

adquisición de registros de resistividad con cable,

en agujero descubierto, habría sumado 12 horas

al proceso. Como resultado de la omisión del

proceso de adquisición de registros en agujero

descubierto, el cliente pudo perforar más pozos

en la misma cantidad de tiempo, reduciendo sig-

nificativamente el costo por pozo.

Después de entubar cada uno de los pozos, se

desplazó el equipo de perforación a la localización

siguiente. Luego de que el equipo de perforación

perforara una serie de pozos y se desplazara, losingenieros de Schlumberger registraron registros

de rayos gamma y de porosidad-densidad y porosi-

dad-neutrón en pozo entubado, en cada pozo. Los

registros obtenidos durante la perforación y los

registros de pozo entubado se ajustaron luego en

profundidad y se combinaron para proveer una

interpretación petrofísica de la formación. En un

pozo se corrieron registros con cable, en agujero

descubierto, para comparar la combinación de

registros mcrVISION y registros de porosidad en

pozo entubado con los registros triple combo

adquiridos con cable en agujero descubierto. Se

observó buena concordancia entre las interpreta-ciones de la saturación de agua (arriba).

En un pozo, la herramienta mcrVISION regis-

tró durante los viajes de entrada y salida del

pozo en lugar de hacerlo durante la perforación.

El collarín se bajó como parte del BHA, a

medida que se perforaba el pozo. Después de

alcanzar la profundidad objetivo, los ingenieros

utilizaron el cable para bajar la herramienta a

través de la sarta de perforación e insertarla en

el collar. Una vez asentada la herramienta, se

retiró el cable y se extrajo la sarta de perfora-

ción a una velocidad de 396 m [1,300 pies] por

hora. Después de extraída la herramienta delpozo, los ingenieros descargaron la memoria de

la herramienta y generaron un registro a partir

de la información registrada. La operación de

adquisición de registros durante los viajes de

entrada y salida del pozo sumó menos de una

hora a la operación y generó un registro de la

misma calidad que el registro adquirido durante

la perforación.

Un compromiso con la eficiencia

Los servicios de campos petroleros de nuestros

días están logrando eficiencias operacionales que

eran impensables en el pasado, y las compañías

operadoras están cosechando los beneficios. El

incremento de la eficiencia en equipos, procesos

y personal está permitiendo que los operadores

continúen produciendo económicamente desde

campos maduros y desarrollen nuevos campos en

localizaciones remotas.

Este artículo presenta algunos ejemplos dedos nuevas tecnologías que simplifican las ope-

raciones durante los procesos de construcción,

estimulación y producción de pozos. La he-

rramienta de obtención de mediciones de

resistividad durante la perforación mcrVISION y

la flota de fracturamiento de alta eficiencia se

integran con un sinfín de otros servicios que

generan ahorros de tiempo y costos, tales como

la cupla de cementación CemSTREAK, la unidad

de tubería flexible CT EXPRESS y la sarta de

herramientas de adquisición de registros

Platform Express. Estas tecnologías mejoran la

confiabilidad y permiten a los operadores perfo

rar, registrar, terminar y mantener los pozos en

forma más eficaz y económica.

El tiempo es dinero, y Schlumberger sigue

aumentando la eficiencia en todos sus segmentosde negocios. Se esperan más ganancias, a medida

que más operadores prueben la tecnología dispo

nible actualmente y ejerzan presión para que se

logren mejoras adicionales en todos los aspecto

de las operaciones de campos petroleros. —EBN

> Comparación de la combinación de los registros mcrVISION y los registros de porosidad adquiridosen pozo entubado, con los registros adquiridos con cable en agujero descubierto. El Carril 1 muestralas mediciones de rayos gamma obtenidas en pozo entubado y en agujero descubierto. El Carril 2 ex-hibe las mediciones de porosidad-densidad y porosidad-neutrón obtenidas en pozo entubado con unsuperpuesto transparente de los datos de porosidad-densidad y porosidad-neutrón obtenidos en aguje-ro descubierto. El Carril 3 presenta un superpuesto transparente de los datos de resistividad mcrVISION,de atenuación y cambio de fase, de 400 kHz y 2 MHz, con la medición de resistividad más profundaadquirida con cable. El Carril 4 muestra buena concordancia entre las saturaciones de agua, Sw,

calculadas a partir de los registros adquiridos con cable en agujero descubierto y las derivadas de lacombinación de registros mcrVISION/porosidad, en pozo entubado.


m e d i d a ,

m

X25

X30

175 425

-1 0.05

0 150

0 150

-10 90

0 20

m3 /m30.6 0

m3 /m30.6 0

m3 /m30.6 0

m3 /m30.6 0

Efecto fotoeléctrico en agujero descubierto

Porosidad-neutrón en pozo entubado

Porosidad-densidad en pozo entubado

Porosidad-densidad en agujero descubierto

Porosidad-neutrón en agujero descubierto

0.2 200ohm.m

0.2 200

Resistividad de 90 pulg con cable

ohm.mFase 2 MHz

Atenuación 2 MHz

0.2 200ohm.m

0.2 200ohm.m

Fase 400 kHz

0.2 200ohm.m

Atenuación 400 kHz

1 0

1 0

Sw LWD en pozoentubado

Sw en agujerodescubierto

Calibrador

mm

Localizador decollarines de la

tubería de

revestimiento

°API

Rayos gamma enagujero descubierto

°API

Rayos gamma enpozo entubado

Grados

Desviación

mm

slb hidratación decrypted

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