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  • 7/30/2019 Limpieza Tuberia Flexible

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    Abderrahmane Boumali

    SonatrachArgel, Argelia

    Mark E. Brady

    Doha, Qatar

    Erik Ferdiansyah

    Santhana Kumar

    Stan van Gisbergen

    Petroleum Development OmanMuscat, Omn

    Tom Kavanagh

    Sharjah, Emiratos rabes Unidos

    Avel Z. Ortiz

    Sugar Land, Texas, EUA

    Richard A. Ortiz

    BP Sharjah Oil CompanySharjah, Emiratos rabes Unidos

    Arun Pandey

    Muscat, Omn

    Doug PipchukCalgary, Canad

    Stuart Wilson

    Mosc, Rusia

    M u c h a s c o m p a a s o p e r a d o r a s s e e s t n vo l -c a n d o a e f e c t u a r o p e r a c i o n e s a t r a v s d e l atubera de produccin, u operaciones concntri -c a s , p a r a r e s o l ve r p r o b l e m a s d e p r o d u c c i ncomplejos y satisfacer los exigentes desafos quep l a n t e a n l a s o p e r a c i o n e s d e i n t e r v e n c i n ore t erm inacin de pozos . La pronunciada d ec l i-n a c i n d e l o s vo l m e n e s d e p r o d u c c i n y e lr e e m p l a z o i n su fi c ie n t e d e l a s r e se rv a s d e p e -t r l e o y g a s h a n o b l i g a d o a l o s o p e ra d o re s areexaminar las est rategias de desarrol lo de cam-

    pos y l os esfuerzos de m anejo de yac imientos .Los responsables de l ma nejo de l os ac t ivos delas compaas nece si tan cada vez ms opt imizarel desemp eo tan to de los pozos nuevos como delos pozos existentes para sat isfacer la demandaglobal de petrleo.

    Las sartas largas de tubera de acero de di-metro relat ivamente pequeo, o tubera flexible,pueden movi l i zarse rp idamente para perforarpozos nuevos o pozos de re-entrada a t ravs delos t ubulares ex i s t en t es . Es t a t ecnologa t am-b i n s e u t i li z a p a r a r e a l iz a r o p e r a c i o n e s d et e r m i n a c i n i n i c i a le s , o p e r a c i o n e s d e i n t e r -

    v e n c i n y r e p a r a c i n d e p o z o s c o n fi n e s d eremediac in , u operac iones de re t erminacin .En compa racin con la perforacin rotat iva con-vencional , los equipos de reparacin de pozos ylas unidades para entu bar pozos presurizados, latuber a flexib l e enro l lada en un carre t e para sut ranspor t e y e l equipo de superf i c i e necesar iopara su despl iegue e insercin en el pozo, ofre-cen numerosas ventajas.

    El incremento de la eficiencia es el resultadodel despl i egue y recuperac in cont inuos de l a

    tuber a en pozos presurizados o activos sin n ece-sidad de controlar o matar el pozo. Adems, no esnecesario extraer los tubulares de produccin delpozo y ejecutar operaciones de fondo de pozo vol-viendo a b ajar los tramos individuales de una sartade ser vicio convencional con conexiones roscada s.

    La flexibil idad d e poder t rabajar con el pozopresurizado y la capacidad nica de bombear flui-dos en cualquier momento, independientementede la profundidad o de la direccin de viaje de latubera flexible en un pozo, ofrecen ventajas cla-

    ras y versat i l idad operacional . En comparacincon las operaciones con cable o lnea de acero, latubera flexible provee capacidades de carga rela-t i va m e n t e g r a n d e s e n p o z os v e r t i c a le s m sprofundos y de alto ngulo y mayor capacidad detracc in, o sobretr accin, en el fondo del pozo.

    Est as capa cidades fac i li t an l as operac ionesde limpieza de pozos; las oper aciones de limpiezapor chorro, o la extraccin de fluidos de pozoscon gases inertes o fluidos ms livianos; los trata-mientos de est imulacin cida o de est imulacinpor fracturamiento hidrul ico; los t ratamientosde consol idacin o de control de la produccin

    de aren a, las operaciones de ceme ntacin, pescao fresado y las operaciones d e per foracin direc-cional tanto como las de per foracin de p ozos encondiciones de bajo balance. La instalacin del neas e lct ricas, cables de t ransm isin de d atos,o cables de al imentacin en e l interior de las sar-tas de tubera flexible permite la adquisicin deregist ros de pozos en t iempo re al , el moni toreo ycontrol de fondo de pozo, la adquisicin de medi-ciones durante la perforacin y la operacin debombas e lct ricas sumergibles.1

    Tubera flexible: mtodos innovadoresde intervencin de pozos

    Con el objetivo de maximizar la rentabilidad, las operaciones de re-entrada de per-foracin, estimulacin de yacimientos y reterminacin de pozos a menudo deben

    ejecutarse sin equipos de perforacin rotativos o equipos de reparacin de pozos

    convencionales. La utilizacin de tubera flexible permite que se lleven a cabo ope-

    raciones de remediacin de pozos presurizados o activos sin extraer los tubulares

    del pozo. La cooperacin entre los operadores y los proveedores de esta tecnologa

    contina aportando herramientas y tcnicas que mejoran la productividad tanto en

    campos nuevos como en campos maduros.

    Por su colaboracin en la preparacin de este artculo, seagradece a Fardin Ali Neyaei, Ruwi, Omn, y a AllanLesinszki, Talisman Energy Company, Calgary, Alberta,Canad.

    Blaster MLT, CoilFLATE, DepthLOG, Discovery MLT,Jet Blaster, NODAL y Secure son marcas de Schlumberger.

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    Utilizando sistemas de fondo de pozo especfi-c o s p a r a c a d a a p l i c a c i n , l a s o p e r a c i o n e sconcntricas con tube ra flexible estn ayudandoa los operadores a incrementar la product ividadde los pozos y los campos petroleros a lo largo detodo el ciclo de vida de los yacimientos producti-vos. Incluso en condiciones e conmicas adversasy en ambientes operat ivos subterrneos riguro-so s , e l e m p l e o d e t u b e r a f l e x i b l e f a c i l i t a l a

    ejecucin de operaciones de intervencin efica-ces desde e l punto de v i s t a de sus cos tos quepermiten opt imizar la produccin de hidrocarbu-ros, incrementar la recuperacin de reservas del o s ya c i m i e n t o s y m e j o ra r su s t a n c i a l m e n t e l arentab i lidad de los campos petroleros.

    La tubera flexible constituye una alternativaviable para maximizar la rentabilidad en muchasapl icaciones demandantes que deben l levarse a

    1. Bigio D, Rike A, Christensen A, Collins J, Hardman D,Doremus D, Tracy P, Glass G, Joergensen NB y StephensD: Coiled Tubing Takes Center Stage, Oilfield Review6,no. 4 (Octubre de 1994): 923.Ackert D, Beardsell M, Corrigan M y Newman K: TheCoiled Tubing Revolution, Oilfield Review1, no. 3(Octubre de 1989): 416.

    Blount CG: La revolucin de la tubera flexiblecontina, Oilfield Review16, no. 1 (Verano de 2004): 1.

    Afghoul AC, Amaravadi S, Boumali A, Calmeto JCN, LimaJ, Lovell J, Tinkham S, Zemlak K y Staal T: Tuberaflexible: La prxima generacin, Oilfield Review16, no. (Verano de 2004): 4061.

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    cabo sin equipos de perforacin rotativos o equi-pos de reparacin de pozos. Los nuevos sistemasintegrados y las innovadoras combinaciones deherr amient as y tcnicas han sido la clave del xitoobtenido recientemente con el empleo de tube raflexible en diversas aplicaciones especiales.

    Est e a r t cu lo comienza con un a re vi s in delos equipos de tubera flexible y las prct icas quese real izan con dichos equipos para efectuar ope-

    raciones de perforacin en condiciones de bajobal ance e n Medio Ori ent e . Luego presentamosun n uevo sistema de fondo de pozo que se ut i l izpara local izar y est imular los ramales lateralesindividuales de diversos pozos multilaterales deCanad . A cont inuacin de ese anl i s is se pr e-sent a un e j emplo de Argel i a que demuest ra e laislamiento y estimulacin selectivos de interva-l o s e s t r e c h a m e n t e e s p a c i a d o s . E l a r t c u l oconcluye con la present acin de un a me todologade ejecucin de operaciones ml t iples a t ravsde l a t uber a de produccin mediante una so l aoperacin de montaje en la local izacin d el pozo.

    Re-entrada de perforacin

    en condiciones de bajo balance

    El Campo Sajaa de los Emiratos rabes Unidos(UAE) produce de un yacimiento carbonatadoprofundo de baja presin. Amoco, ahora BP, per-for los primeros pozos de este prol fico campod e g a s a c o m i e n z o s d e l a d c a d a d e 1 9 8 0 . L aact ividad de desarr ol lo inicial impl ic la pe rfora-cin de un os 40 pozos vert icales en con dicionesde sobrebalance, ut i l izando equipos de perfora-c in ro t a t i vos convencional es . Pos t er iormente ,

    muchos de estos pozos fueron reterminados contuber as de reves t imiento cor t as de 7 pulgadasconectadas a la superficie y tuberas de produc-c i n d e 5 p u l g a d a s s in e m p a c a d o re s d e fon d o(izquierda) .

    Durante la dcada d e 1990, BP Sharjah deci-d i desvi ar l a t rayector i a de a lgunos de es tospozos ut i l izando equipos de perforacin rotat i -v o s y t c n i c a s d e p e r f o r a c i n a p t a s p a r ac o n d i c i on e s d e b a j o b a l a n c e . E n f o r m a m sre c i e n t e , e s t a e x p e r i e n c i a r e su l t d e u t i l id a ddurante l a p l aneacin e implementac in de unan u e v a c a m p a a d e p e r f or a c i n d e p o z o s d e

    re l l eno . Ante l a dec l inac in de l a pres in de lyacimiento y la product ividad de los pozos, BPdecidi i r t ras las reser vas almacena das en re asque no es t aban s i endo drenadas efec t ivamentepor los pozos origina les.

    Un equipo de profesionales de BP a ca rgo delas operaciones del Talud Norte de Alaska y gru-p o s d e i n g e n i e r a y o p e r a c i o n e s d e H o u s t o nEngineering Technical Pra ct ices ( ETP), UK ETP,Sunbury Research y Sharjah evaluaron diversosmtodos de perforacin mediante re-entradas en

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    FRICA

    EUROPA

    ARABIA SAUDITA

    QATAR

    EMIRATOS RABES UNIDOS

    Dubai

    Campo Sajaa

    IRN

    OMN

    Tub. de revest. de30 pulg a 100 pies

    Tub. de revest. de1334 pulg a 6,000 pies

    Tub. de revest. de958 pulg. a 11,000 pies

    Empacador de7 pulgadas a 12,000 pies

    Tub. de prod. de 5 pulg

    Cua de desviacin de 7 pulgBarrena de6 pulgadas

    Motor de

    434 pulgadas

    Sarta de perf. de 312 pulg

    Tub. de revest. de7 pulg a 14,000 pies

    Tub. de revest. de

    20 pulg a 600 pies

    > Configuracin de pozo tpica en el campo de gas Sajaa situado en MedioOriente. BP Sharjah Oil Company inici operaciones de re-entrada de perfora-cin en condiciones de bajo balance con tubera flexible en pozos del campode gas Sajaa situado en los Emiratos rabes Unidos (extremo superior). La ma-yora de estos pozos haban sido reterminados con tuberas de revestimiento de7 pulgadas cementadas y conectadas a la superficie y tubera de produccinde 5 pulgadas (extremo inferior izquierdo). En la dcada de 1990, se reingresen algunos pozos para perforar desviaciones laterales con equipos de perfo-racin rotativos convencionales y tcnicas de perforacin en condiciones debajo balance (extremo inferior derecho).

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    condiciones de ba jo balanc e, llegand o a la conclu-s in de que l a t ube r a f lex ib le rep resenta ba l am e j o r o p c i n . E n m a rz o d e 2 0 0 3 , B P S h a r j a hcomenz a perforar pozos de re-entrada mul t i la-t e r a l e s d e sd e l o s p o z o s e x i s t e n t e s u t i l i z a n d otubera flexible para las opera ciones e n condicio-nes de ba jo balance.2

    El equipo de BP opt por una tubera fle xiblede 238 pulgadas de dime tro exterior ( OD, por sus

    siglas en ingls) con una l nea elct rica internacomo medio de t ransmisin cont inua de datos ymediciones de fondo de pozo a la superficie. Ini -cialmente, BP ut i l iz un tubo cuya pared tenaun espesor uni forme, su l mi t e e l s t i co era de80,000 lpc [552 MPa] y cuyos extremos podanin t ercambiarse , o i nver t i rse , en e l carre t e paraprolongar la vida t i l de la sarta. El diseo dee s t a s a r t a e v o l u c i o n p a ra c o n v e r t i r s e e n u ntubo de espesor variable, con un l mite elst icoal to de 90,000 lpc [620 MPa] y suficiente resis-tencia a l cido sulfhdrico [H2S]. La profundidaden pies que poda perforarse con estas sartas dee sp e so r v a r i a b l e s e c o n s i d e ra b a a c e p t a b l e , s ibien las sartas de e ste t ipo no podan invert i rse.

    Las sartas de espesor variable minimizan lascargas sobre el cabezal del inyector de superfi-c i e , r e d u c e n l o s p e so s d e l a s a r t a a l l e v a n t a rdurante el desarrol lo de las operaciones norma-les y aumentan la sobret raccin disponible, en elfondo del pozo, en si tuaciones de atascamientode tuber as . En comparac in con l as sar t as dep a re d e s u n i fo rm e s , s e d i sp on e d e m e n o s p e sosobre la barrena (WOB, por sus siglas en ingls)p a r a l a s o p e r a c i o n e s d e p e r f o r a c i n ; s i n

    embargo, esto no ha const i tuido una desventajadebido a l a pre senci a de formaciones re l a t i va-mente blandas en esta rea y gracias al xi to delos esfuerzos de opt imizacin d el desempe o delas barrenas.

    La mayora de los pozos laterales son de lon-g it u d l i m i t a d a p o r q u e e l p e s o d e l a s a r t a a ll e va n t a r e n l a p ro fu n d i d a d f in a l ( T D, p o r su ssiglas en ingls) se vuelve de masiado grande, n opor el WOB limitado. Adems, la perforacin depozos laterales ms largos puede ser rest ringidadebido a l i ncremento de l as ca das de pres inpor friccin que t iene lugar durante la perfora-

    cin, lo que p roduce un a den sidad de ci rculacinequival ent e ms e l evada y un grado de sobre-b a l a n c e e n l a b a r r e n a q u e l a s f o rm a c io n e s n opueden tolerar.

    Una torre de p erforacin con tubera flexible,construida especficamente para las operacionesd e l C a m p o S a j a a , so p or t a b a e l i n ye c t o r d e l atubera flexible; la cabeza de pozo y el conjunto

    de pr eventores de reventn ( BOP, por sus siglase n i n g l s ) s o p o r t a b a n e l p e s o d e l a s a r t a d etuber a flexible (abajo) .

    2. Kavanagh T, Pruitt R, Reynolds M, Ortiz R, Shotenski M,Coe R, Davis P y Bergum R: Underbalanced CoiledTubing Drilling Practices in a Deep, Low-Pressure GasReservoir, artculo IPTC-10308-PP, presentado en laConferencia y Exhibicin Tcnica Anual de la SPE,Dallas, 10 al 12 de octubre de 2005.

    Preventor de corte/sello de 238 pulg

    Preventor anular de 7116 pulg

    Preventor de tubera/desplazamiento invertido de 3 pulg

    Preventor de tubera/desplazamiento de 3 pulg

    Preventor de tubera/desplazamiento de 238 pulg

    Vlvulas

    Preventor de tubera/desplazamiento de 23

    8 pulg

    Preventor de corte/sello de 238 pulg

    > Equipo de superficie para tubera flexible en el Campo Sajaa. Schlumbergerconstruy una torre de perforacin con tubera flexible de cuatro piezas, es-pecficamente diseada para el proyecto Sajaa (extremo superior). Esta estruc-

    tura modular soporta slo el cabezal del inyector. Si bien fue diseada paratolerar los vientos ms intensos asociados con las tormentas de arena, supeso es liviano para facilitar su transporte y montaje. El conjunto de preven-

    tores de reventn (BOP) (extremo inferior)que asegura barreras de presinduales en todo momentoy la cabeza de pozo, soportan el peso de la sartade tubera flexible.

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    Los pisos de maniobras de la torre se ubica-ron de modo de faci l itar e l acceso a los sistemasB OP, q u e p ro v e e n b a r r e r a s d o b l e s d u ra n t e e ldespl iegue de las herramientas en pozos presu-r i z a d o s y e n o p e r a c i o n e s d e p e r f o r a c i n e ncondic iones de ba jo ba l ance . E l s i s t ema BOPofrece adems dos barreras mecnicas durantel a o c u r r e n c i a d e e v e n t o s n o ru t i n a r i o s , t a l e s

    como fal las del sel lo del elastmero o fugas enlas esclusas de las vlvulas BOP, y otras eventua-l idades secundarias.

    Un mlt iple (manifold) de es t ranguladoresaccionado hidrul icamente, ubicado en la l neade retorno del fluido de perforacin, controla elflujo del pozo y la presin de fondo durante lasoperac iones de p erforac in . Es t e ml t i p l e es t provisto de vlvulas de aislamiento re dunda ntesp a ra q u e c a d a u n o d e l os d o s e s t r a n g u la d o re smantenga un flujo const ant e aunque uno de l oslados se obture o se vuelva inoper able. Todas lascont ingencias de perforac in y l as s it uac iones

    de control de pozos comunes que se produjeron,fu e ro n m a n e j a d a s e n fo rm a s e g u ra u t i l i za n d oestos sistemas de super ficie.

    Si el gas se di riga di rectam ente a la l nea deconduccin, la al ta presin presente en la l neapoda impedi r l a e j ecucin de operac iones encondic iones de ba jo ba l ance en muchos de l ospozos del Campo Sajaa. En conse cuencia, el gasproducido en los fluidos de retorno se en va a uns i st ema de antorcha ver t i ca l o a un s i st ema decompresin. El envo del gas a la planta de pro-

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    < Conjunto de fondo de pozo (BHA, por sus siglasen ingls) con tubera flexible para las operacio-nes de perforacin en condiciones de bajo ba-lance llevadas a cabo en los Emiratos rabesUnidos. El BHA utilizado para las operaciones dere-entrada de perforacin en condiciones debajo balance en el Campo Sajaa incluye dos vl-vulas esfricas superiores y dos vlvulas esf-ricas inferiores para aislar tanto la presin delpozo como la presin de la tubera flexible. Estoelimina la necesidad de purgar la presin interna

    de la tubera flexible cada vez que se arma odesarma el BHA. Adems, incluye sensores paraadquirir mediciones de presin interna y externa,

    temperatura externa, peso sobre la barrena(WOB, por sus siglas en ingls), vibraciones late-rales y vibraciones por atascamiento-desliza-miento, mediciones del detector de collarines dela tubera de revestimiento (CCL, por sus siglasen ingls), azimut direccional e inclinacin yrayos gamma. Baker Hughes Inteq coloca loscomponentes electrnicos en el BHA, lo mslejos posible del motor de perforacin con aire(ADM, por sus siglas en ingls) de fondo, de278 pulgadas. Adems, BP utiliza ahora unabarrena de un compuesto policristalino de dia-mante (PDC, por sus siglas en ingls) de 3 34 pul-

    gadas en lugar de una barrena de PDC bicntricade 418pulgadas para reducir las vibraciones defondo de pozo y las fallas del BHA relacionadas.

    Vlvulaesfricadobleyconexinrpidasuperior

    Tuberaflexiblede238pulgadasC

    ableelctricode716pulgadas

    Conexinrpida

    inferior

    Vlvulaesfricadoble

    Paquetedepotenciaycomunicaciones

    Desconexinelectrnica

    Monitordedesempeodelaperforacin

    Sensoresdepresin

    SensoresdeWOB

    Medicionesdireccionalesymedicionesderegistros

    Sensordireccional

    Sensorderayos

    gamma

    CCL

    Controldep

    otenciahidrulica

    Orientadorhidrulico

    Barradepesas

    Barradepesas

    Juntaflexible

    Desconexin

    mecnica

    Vlvulasde

    charnela

    ADMde278pulgadas

    BarrenadePDCde334pulgadas

    Barradepesas

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    cesamiento del Campo Sajaa durante la perfora-cin minimiza el volumen de produccin per didao diferida.

    El conjunto de fondo de pozo (BHA, por sus

    siglas en ingls) para las opera ciones de perfora-c i n e n c o n d i c i o n e s d e b a j o b a l a n c e e s u narre glo de inst rumen tos cableados con un OD de3 p u l g a d a s , a l i m e n t a d o c o n e n e rg a d e sd e l asu p e r f ic i e a t r a v s d e u n a l n e a e l c t r i ca q u epasa por e l interior de la tubera fle xible (pginaanter ior) . Este BHA incluye dos vlvulas esfri-cas su periores y dos vlvulas esfricas inferioresq u e p u e d e n a i s l a r t a n t o l a p r e s i n d e l p o z ocomo la pre sin de la t ubera fle xible. Las vlvu-l as super iores e l iminan l a n eces idad de p urgar

    la presin de la tubera flexible cada vez que searma o desar ma un BHA.

    Un sistema d e t ran smisin de da tos de fondode pozo efecta m ediciones de presin, tempera-

    tura, WOB, vibraciones laterales y vibracionespor a t ascamiento-des l izamiento , rayos gamma,deteccin de col larines de la tubera de revest i -m i e n t o , a z im u t e i n c l in a c i n . B P t a m b i n h au t i l i z a d o u n a h e r r a m i e n t a d e a d q u i s i c i n d eregist ros de r esist ividad con ml t iples profundi-dades de invest igacin dura nte la per foracin dealgunos pozos.

    Para reduci r l as fa l las re l ac ionadas con l asvi b r a c i o n e s , B a k e r H u g h e s In t e q t r a s l a d l o sc o m p o n e n t e s e l e c t r n i c o s d e l B H A fu e ra d e l

    motor de fondo y reemplaz las barre nas bicntricas de un compuesto pol icristal ino de diamante(P DC, por sus siglas en ingls) de 418 pulgadas pob a r r e n a s d e P D C d e 3 34 pulgadas . Las nuevab a r r e n a s p ro p o rc i o n a ro n m a y o r v e l o c i d a d d epenet rac in (ROP, por sus s ig l as en ingl s) ymenos v ibrac in s in impactar adversamente etama o y la pr oduct ividad de l pozo. Los ingenier o s t a m b i n m o n i t or e a r o n a t e n t a m e n t e l a s

    v ibrac iones l a t era l es y ax ia l es y redujeron lor e g m e n e s d e i n y e c c i n p a r a m i n i m i z a r l avibraciones del BHA durante los viajes de l impieza del pozo.

    Estas medidas redujeron las fal las del BHAcausada s por el exceso de vibraciones duran te laperforacin con flujo bifsico gas-lquido. Ahoraun BHA puede operar e ntre varios das y ms deuna sem ana por vez. BP ut i l iza un motor de pe rforacin con aire (ADM, por sus siglas en ingls)de 278 pulgadas con excel ent es an t eceden tes dedesempe o, de manera que las fallas del motor sonexcepcionales. BP y Baker Hughes Inteq optimizaron el espacio entre el rotor y el estator y losm a t e r i a l e s u t i li z a d o s e n e s t o s m o t o r e s p a r aextender la vida operat iva del motor ADM bajocondic iones de pozo r igurosas . La carrera demotor ms l a rga regi st rada h as t a l a fecha durms de 12 das y se per foraron 2,975 m [ 9,763 pies]

    BP perfora en condic iones de ba jo ba l anceut i l izando n i t rgeno [ N2] y agua dulce con unreductor de friccin biodegradable para reducirlos pesos de la sarta al levantar y las presionesde bombeo. Habi tualmente, BP, mediante operac i on e s d e r e - e n t r a d a e n p o z os e x i s t e n t e s

    perfora t res o ms t ram os latera les de aproximad a m e n t e 9 1 4 m [3 , 0 00 p i e s ] d e l o n gi t u d c a d auno, a t ravs de una sola ventana de sal ida cortada en la tuber a de revest imiento (izquierda) .

    El fresado de las ventanas con cuas de desviacin inflables bajadas a travs de la tubera deproduccin const i tuy la parte m s desafiante deeste proyecto y la que experiment ms mejorasLas tcnicas de fresado opt imizadas se t radujerone n m e j ore s v e n t a n a s d e s a l i d a c o r t a d a s e n l atubera de revest imiento para faci l i tar el pasajede las barrenas de PDC de 334 pulgadas. BP desarrol l tambin una cpsula de resina moldeada

    que se desintegra a los pocos minutos de iniciadala perforacin para guiar las barre nas a t ravs dela ventana de la tubera de revest imiento.

    El BHA para este proyecto fue diseado par aperforar en agujeros descubier tos y no podr asobrevivir por mucho t iempo ba jo las vibracioneseveras producidas por el fresado de las ventanas u t i l i zando l quido y gas . Por l o t an to , BPini c i a lmente rea l i zaba l as operac iones de f resado con l quidos monofsicos; sin em bargo, estoa menudo produca la prdida de grandes vol

    Pozo principal

    Lateral 1

    Zona 1

    Zona 2

    Zona 3

    Lateral 2

    Lateral 3

    Tubera de produccin de 5 pulg

    Tubera flexible de 238 pulg

    BHA de 3 pulg

    ADM de 278 pulg

    Barrena dePDC de 334 pulg

    Empacador de 7 pulg

    Cua de desviacinexpansible bajada a travsde la tubera de produccin

    > Re-entrada de perforacin de tramos laterales en el Campo Sajaa. BP colocuna cua de desviacin por encima de los disparos o de las secciones deagujero descubierto existentes para permitir el fresado de una ventana de sa-lida en la tubera de revestimiento de 7 pulgadas del pozo principal, por debajodel extremo de la tubera de produccin. Los planes demandaban la perfora-cin de al menos tres tramos laterales horizontales en cada pozo, mediantela utilizacin de tcnicas de tubera flexible y perforacin en condiciones debajo balance.

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    men es de agua en la formac in. En algunos pozos,las prdidas excesivas dificultaban el restableci -miento del flujo del pozo y de las condiciones debajo balance a la hora de iniciar la perforacin depozos de re-ent rada porque l a formacin adya-cente estaba saturada, o cargada, de agua.

    E n l o s p o z os q u e n o t o l e r a n p r d i d a s d ef lu ido exces ivas , BP f resa l as ventanas en l astuberas de revest imiento ut i l izando fluidos de

    perforacin bifsicos gas-l quido y barrenas dePDC di seadas espec f i camente para procesosde f resado s in componentes e l ec t rnicos en e lBHA. BP ha fresado con xito cinco ventana s de3.8 pulgadas en condiciones de bajo balance , ut i -l izando fluidos bi fsicos sin sensores de p resinde fondo de pozo.

    BP cierra los pozos antes de m ovi lizar la uni-d a d d e t u b e r a f l e xi b le p a r a p e r m i t ir q u e s eincremen te la presin en la zona vecina al pozo.Los intervalos de presin extremadamente bajarequieren per odos de c i er re ms pro longadospara que se alcancen y mantengan las condicio-

    nes de bajo balance. De esta manera, la presindel yacimiento disponible se conserva el mayort iempo posible duran te la pe rforacin. Conformeavanza l a perforac in l a t era l y se i ncrem entanl a s c a d a s d e p r e s i n p o r f r i c c i n , s e d e b eencontrar presin de yacimiento adicional paragarant izar las condiciones de b ajo balance.

    En zonas del yacimiento con presiones msal t as , BP m ant i ene l as condic iones de perfora-cin de bajo balance mediante la manipulacin

    del ml t iple de est ranguladores en la superficie.No obst ant e , en c i er to momento l a pres in defondo de pozo supera la pr esin del yacimiento yla operacin de perforacin pasa a real izarse enc o n d i c io n e s d e s o b r e b a l a n c e a p a r t i r d e e s emomen to. Si la perme abi l idad de la formacin essuf i c i en t emente ba j a como para t o l erar c i er togrado de sobrebalance, la operacin de perfora-cin puede cont inuar para extender los ramales

    laterales lo m s lejos posible.Durante la perforacin con un leve sobreba-lance de presin, los ingenieros l imitan la ROP,r e a l i z a n v ia j e s d e l i m p i e z a m s c o r t o s p a r aremover el exceso de recortes, reducen los reg-menes de i nyeccin de f l u idos y minimizan oel iminan los barridos con espuma d e N2 para evi-t a r i n c r e m e n t o s d e p r e s i n a d i c i o n a l e s . B Pcont ina perforando has t a que e l sobrebal ancese v u e l ve d e m a s i a d o e l e va d o , l o s p e so s d e l as a r t a a l l e v a n t a r s e a p r o xi m a n d e m a s i a d o a ll mite e lst ico de la tube ra flexible o no existepenetracin adicional hacia adelante.

    Ut i l iz a n d o e s t a s t c n i c a s , B P S h a r j a h h areingresado en 37 pozos y ha perforado ms de150 pozos de re-entrada laterales con un avancede la perforacin combinado que excede 91,440m [ 300,000 pies]. El t ram o lateral ms largo per-forado hasta la fecha es de 1,326 m [4,350 pies]y la ma yor cant idad de p i es perforados en unasola re-entrada es de 14,487 pies [4,416 m] conocho l a t era l es . E l acceso a l as reservas que noestaba n siendo dren adas por los pozos originales

    r e d u j o l a d e c l i n a c i n d e l a p ro d u c c i n e n e lCampo Sajaa, extendiendo significat ivamente lavida product iva de este cam po.

    Desde el pun to de vista de la salud, la seguri -dad, el costo y el cuidado del medio ambiente,es t e programa t ambin resul t ex t remadamenteexi toso . Durante ms de dos aos y medio deperforacin, que abarcaron ms de 1 mil ln dehoras hombre de t rabajo, no se regist r ninguna

    prdida de das de t ra bajo.En l as pr imeras fases de es t e proyecto , BP

    debi enfrentar problemas de montaje, equipos yoperaciones deb ido a los cuales la term inacin delprimer pozo demand 79 das. Actualmente, lospozos se perforan en un perodo que oscila entre20 y 30 das. Las movilizaciones del equipo de per-foracin, que en un comienzo insuman ca si nuevedas completos, ahora slo requiere n 2.5 das.

    B P m a n t i e n e u n a e x t e n s i v a b a se d e d a t o sque faci l ita e l intercamb io de conocimientos y elmejoramiento cont inuo a t ravs de la captacinde las prct icas operacionales y la experienciade cada contrat ista. Esta base de datos incluyetodo, desde el desmontaje, t ransporte y montajedel equipo de per foracin ha sta el fresado de lasve n t a n a s d e s a l i d a e n l a s t u b e r a s d e r e v e s t i -miento y la perforacin de los latera les.

    Los pozos mul t i laterales maximizan el con-tacto del pozo con un yacimiento, aumentan laproduct ividad del pozo y contribuyen a opt imizarla recuperacin de las reservas. No obstante, elm e j o ra m i e n t o d e l a p ro d u c c i n y e l m a n t e n i -miento de la pr oduct ividad del pozo en este t ipode t e rm inaciones requieren l a implementac in

    d e m t o d o s d e e j e c u c i n d e t r a t a m i e n t o s d eest imulacin eficaces desd e el punto de vista desus costos. Adem s de la perforacin de pozos dere-entrada, la tubera flexible desempea un rolesenci a l en l as operac iones de re mediac in depozos y en los t ratamientos de est imulacin deyacimientos pa ra pozos mul t i laterales.

    Tratamientos de estimulacin

    en pozos multilaterales

    L o s p o zo s q u e p e r fo r a T a li sm a n E n e rg y e n e lCampo Turner Valley de Alberta, Canad, consis-t e n e n u n p o z o p r i n c i p a l y d o s o m s t r a m o s

    laterales horizontales terminados a agujero des-cubierto, cuyo objetivo son los niveles geolgicosporosos, superior e infer ior, de la formacin dolo-mt ica Rundle. Las operaciones de remediacinl levadas a cabo en estos pozos demostraron sert radicionalmente inefect ivas, ineficaces y costo-s a s . L os i n g e n i e r o s n e c e s i t a b a n u n a f o r m aefectiva de tran sferir el cido a los ramales indivi-duales de los pozos para optimizar la produccinde los diversos tramos latera les.3

    36 Oilfield Re view

    Cabezarotatoria

    Boquillade chorro Incrustacin

    Anillo de derivacin

    Pared del pozo

    > Remocin mecnica de incrustaciones. La herramienta Jet Blaster est com-puesta por una cabeza rotativa, un anillo de derivacin y boquillas opuestas,en ngulo, que remueven el dao de formacin y las incrustaciones de lasparedes del pozo o de los tubulares.

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    Con los mtodos previos consi s t en t es en l absqueda a ciegas y el acceso errtico a los late-rales, Talisman y otras compaas operadoras deesta rea a men udo sent an incert idumbre acercade la efectividad de las operaciones de limpieza yl os t r a t a m i e n t o s c i d os . S c h lu m b e rg e r i n t e grd o s t e c n o l o g a s l a h e r r a m i e n t a m u l t i l a t e r a lDiscovery MLT y el servicio de remocin de in-c r u s t a c io n e s p o r c h o r r o J e t B la s t e r p a r a

    accede r y est imular los rama les laterales indivi-dual es s in neces idad de d i sponer de l comple joequipo de t e rminacin de pozos en forma per-m a n e n t e .

    In i c ia lmente , l as compa as productoras deesta rea real izaban los t ratamientos de est imu-lacin de pozos mul t i laterales en varios pasos ye f e c t u a b a n c a r r e r a s i n d e p e n d i e n t e s c o n d o sconfiguraciones de BHA diferentes, con la espe-ranza de poder acceder en forma err t i ca a cadalateral . El servicio Jet Blaster se ut i l iz duran tela primera carrera para lavar la pared del pozocon un chorro de fluido de al ta energa y rest i -t u i r l a p e r m e a b i l id a d d e l a m a t r i z d e r o c a(pgina an t er ior) .

    Luego se real iz una segunda carrera con unBHA f l exib l e que pose a n gulos de curvatur adiferentes que la curvatura natural del extremoinferior de la tubera flexible. La desventaja de latcnica buscar y esperar era que los operadoresno t en an n ingn cont ro l sobre e l l a t e ra l en e lque ingresara el BHA, de mane ra que un mismoramal del pozo quizs se t rataba dos veces.

    Aunque se apl icara en forma rei terada, estemtodo no mejoraba en forma sustancial la pro-

    d u c t i v i d a d d e l p o z o . S u b s i g u i e n t e m e n t e , l a sc o m p a a s c o m e n z a r o n a u t i l iz a r u n a h e r r a -mienta d e l impieza por chorro slo en la primeracarrera, seguida por una segunda carrera sin laherr amienta de l impieza por chorro, en la que seut i l izaba nicamente una herramienta DiscoveryMLT para local izar y t ratar los laterales indivi-duales (arr iba a l a derecha) .

    Con es t a t cni ca se acceda ru t inar i amentea l segundo l a t era l en una carrera pero s lo e lp r i m e r o e r a t r a t a d o e n f o r m a p t i m a c o n l aherramienta rotat iva de l impieza por chorro dea l t a e n e rg a . L o s o p e ra d o re s c o n s i d e ra ro n e l

    bene ficio de remover el dao en forma mec nicacon un chorro de f l u ido de a l t a energ a en unsolo ramal que am eri taba el costo y el riesgo deefectuar carreras ml t iples.

    En pozos con l a t era l es es t rechamen te espa-c i a d o s , a n p e r s i s t a c ie r t a i n c e r t i d u m b re e ncuanto a qu lateral se haba accedido, especial -m e n t e s i l a s p ro fu n d i d a d e s m e d i d a s e r a n d e lorden de 15 m [ 50 pies] o si se produca el atas-c a m i e n t o , o f l e x i n h e l i c o i d a l , d e l a t u b e r aflexible. Tambin exist a la posibil idad de que unl a t e r a l f u e r a t r a t a d o d o s ve c e s o n o r e c i b i e r at ra t amiento a lguno. Para encarar es tos proble-mas y fac i l it a r l a es t imulac in e fec t iva de l ospozos mul t i l a t e ra l es , Schlumberger desarro l lu n a h e r r a m i e n t a i n t e g ra d a d e l o c a l iz a c i n d elaterales y l impieza por chorr o rotat iva.

    Este nue vo sistema mult i lateral de e st imula-c i n d e p o z o s d e r e - e n t r a d a y r e m o c i n d eincrustac iones Blaster MLT combina las capacida-des de u na h erra mienta Discovery MLT con las deuna herramienta Jet Blaster. Este sistema nicopuede acceder a todos los ramales laterales de unpozo para tr ansferir el cido y lavar el pozo con unchorro de fluido de al ta energa. Se pueden t ratarvarios laterales en un solo viaje, lo que reduce eltiempo de la ope racin en la localizacin del pozo.

    Las pruebas de cal ificacin y la verificacinde las capacidades del sistema Blaster MLT sel levaron a cabo en el Centro de Terminacionede Yacimientos de Schlumber ger en RosharonTexas. Se real izaron varias pruebas para determinar los parmetros operat ivos, desarrol lar losprocedimientos de t ra t amiento y corre l ac ionaru n m o d e l o t e r i c o q u e a yu d a a p r e d e c i r edesempeo de l a herramienta f ren t e a t asas def lu j o e sp e c f i c a s . L os i n g e n i e ro s c o r r i e ro n es i st e m a e n u n p o z o d e p r u e b a d e 2 ,1 3 4 m[7,000 pies] para comparar los resul tados de lap ru e b a d e su p e r f i c ie c o n l o s d a t o s d e d e se m

    peo de fondo de pozo reales y lograron prede cilas tasas de flujo operat ivas con una precisinrazonable.

    Schlumberger t ambin rea l i z una ser i e depruebas en ci rcui tos cerrados de flujo, con unaduracin de 10 a 12 horas, para evaluar la durab i l i d a d d e e s t e s i s t e m a . A l o l a r g o d e l o sprolongados perodos operat ivos, se incremen tar o n y r e d u j e r o n l o s r e g m e n e s d e i n y e c c i ndurante e l bombeo de agua dulce , N2 o fluido

    3. Lesinszki A, Stewart C, Ortiz A, Heap D, Pipchuk D yZemlak K: Multilateral/High-Pressure Jet Wash ToolSystem Successfully Employed in Multilateral Wells,artculo de la SPE 94370, presentado en la Conferencia yExhibicin sobre Tubera Flexible de las SPE/ICoTA, TheWoodlands, Texas, EUA, 12 al 13 de abril de 2005.

    1 2 3 4

    > Intervenciones de pozos multilaterales y acceso a los ramales laterales. La herramienta multilateralDiscovery MLT, resistente a la corrosin, incluye un empalme acodado ajustable y un dispositivo deorientacin controlable para hacer rotar la herramienta. Los ramales laterales del pozo son localiza-dos moviendo la herramienta, que es accionada por el flujo de fluido, en forma ascendente y descen-dente, a lo largo de un intervalo objetivo (1). Cuando el flujo de fluido excede el umbral de velocidad,la seccin inferior de la herramienta cambia su configuracin de derecha a acodada (2). Cada ciclode accionamiento hace rotar la herramienta 30, produciendo un perfil de presin desplegado en lasuperficie que confirma la orientacin del lateral (3). Este sistema permite que la tubera flexibleacceda selectivamente a cualquier tipo de unin lateral para llevar a cabo operaciones de limpieza,adquisicin de registros, disparos, estimulacin y cementacin (4 y extremo inferior derecho).

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    energizados con N2. El sistema Blaster MLT operdentro de los parm etros de d iseo iniciales sinque se p rodujera fal la alguna de la herramienta .

    Tal isman Ener gy real iz t ratamientos de est i -m u l a c i n e n d o s p o z o s s im i l a r e s d e l C a m p oTurne r Val ley, uno con un a he rram ienta J et Blas-ter seguida por una herramienta Discovery MLTy el ot ro con la nueva herramienta mul t i laterali n t e g ra d a d e l i m p ie z a p o r c h o r r o . E l s i s t e m aBlaster MLT fue corr ido en u n pozo mul t i lateralpara r ea l i zar t ra t amientos c idos independien-tes en cada ramal lateral , durante un solo viajedentr o del pozo.

    E s t a t e r m i n a c i n a a g u j e r o d e s c u b i e r t orecin pe rforada consist i en un pozo principal ydos pozos de re-entrada laterales. La profundi-

    dad vert ical verdadera (TVD, por sus siglas eningls) de est e pozo fue de 2,709 m [8,888 pies].E l t r a m o l a t e r a l m s l a rg o s e e x t e n d i h a s t a3 ,471 m [11 ,387 p i es] de profundidad medida(MD, por sus siglas en ingls). La herramientamult i lateral de l impieza por chorro se corri encada latera l terminado a agujero descubierto.

    El mecanismo de local izacin de later ales nofue necesar io para i ngresar en e l pr imer ramaldel pozo. No obstante, se act iv la herramienta

    Blaster MLT para local izar y penetrar los ot rosdos ramales. El acceso a los laterales y la loca-l i z a c i n d e l a h e r r a m i e n t a s e v e r i f i c a r o n

    correlacionando la TVD y la MD de cada rama l ,l o q u e c o n f i rm l a fu n c i o n a l i d a d d e l s i s t e m aBlaster MLT (arr iba) .

    Despus de alcanzar el fondo de cada late ral ,se extraa lentam ente e l BHA en direccin haciae l punto de ent rada , mient ras e l componente del impieza por chorro de a l t a energ a l avaba l apared del pozo. Los incrementos abruptos de lapresin de ci rculacin confirmaron la cont inui-d a d d e l a a c c i n d e l i m p i e z a p o r c h o r ro a l o

    38 Oilfield Re view

    HerramientaDiscovery MLT

    HerramientaJet Blaster

    > Sistema multilateral de lavado por chorro en un pozo con tres ramales laterales (extremo superior). La herramienta multi-lateral integrada Blaster MLT combina las capacidades de acceso a los laterales del sistema Discovery MLT con la accinrotativa de limpieza por chorro de alta energa de la herramienta Jet Blaster. En un solo viaje, esta singular herramienta trans-fiere una corriente de cido u otro fluido de estimulacin de alta energa directamente sobre la pared del pozo para lavar laformacin con chorro. En comparacin con las combinaciones de herramientas y tcnicas previas, este mtodo asegur elacceso a cada uno de los tramos laterales de un pozo y posibilit la aplicacin ms efectiva de los fluidos de tratamiento pararestituir la permeabilidad de la matriz no daada de la Formacin Rundle del Campo Turner Valley, situado en Alberta,Canad (extremo inferior).

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    largo de cada lateral . Las presiones de inyecciny las tasas de flujo indicaron que el desempeodel sistema era e l esperado. Los fluidos de t rata-miento fueron t ransfer idos efec t ivamente a l aformacin sin que se re gist rara t iempo inact ivo.

    E n e l t o p e d e c a d a l a t e r a l , e l r g i m e n d einyeccin de fluido se redujo a cero para ecuali-zar la presin interna de la herramienta con lapresin del pozo. Despus de tratar los tres late-

    r a l e s , e l B H A s e i n t r o d u j o e n l a t u b e r a d ereves t imiento i n t ermedia para purgar l a herra-mienta y la tubera de produccin, y l impiar elpozo con N2. Schlumberger no observ indicacina l g u n a d e f a l l a o d e sg a s t e d e l a h e r r a m i e n t acuando se inspeccion el sistema e n la superficie.

    El sistema Blaster MLT asegur el acceso alos latera les y redujo el nmero de viajes dentr ode este pozo, de t re s a uno, lo que se t ra dujo enuna reduccin del 50% del t iempo requerido enl a l o c a l iz a c i n d e l p o z o . L u e g o d e t r a t a r c o nxito otros cuatro pozos, Talisman Energy consi-dera q ue el sistema mu lt i later al de l impieza porchorro contribuir con los esfuerzos de opt imi-z a c i n d e l a p ro d u c c i n e n e l C a m p o T u rn e rVal ley y en ot ros campos del rea. Cada una deestas operaciones, incluyendo el montaje y des-montaje del equipo de per foracin, se ejecut en48 horas.

    Los pozos mul t i laterales nuevos pueden sert ra t ados efec t ivamente y es pos ib l e re ingresaren los pozos existentes que exhiben desempeosdeficientes para mejorar la produccin y recupe-racin de hidrocarbur os. Los pozos exploratorioscon re-ent radas en agujeros descubier tos y l as

    term inaciones de pozos mul t ilaterales en forma-ciones de baja permeabi l idad ahora pueden serest imulados en forma m s efect iva par a evaluar,caract erizar y producir mejor un yacimiento.

    La combinacin de herramientas y t cni casde tuber a f l ex ib l e t ambin provee so luc ionesnovedosas en ot ras ap l icaciones de est imulaciny r e m e d i a c i n d e p o z o s , i n c l u ye n d o e l a i s l a -miento zonal se l ec t ivo y l a d ivergenci a de l ost ratamientos cidos o los t ratamientos por frac-turamiento hidrul ico.

    Aislamiento zonal preciso

    Sonat rach neces i t aba una t cni ca confiable s ine q u i p o d e p e r fo r a c i n p a r a a i s la r y e s t i m u la rselect ivamente una serie de intervalos dispara-d o s , e s t r e c h a m e n t e e s p a c i a d o s , d e l C a m p oHassi-Messaoud, situado en Argelia.4 Este campode frica del Norte produce de una arenisca degran espesor si tuada a aproximadamente 3,300 m[10,827 pies] de profundidad, con cuatro inter-valos de yacimiento caracterst icos y una zonad e t r a n s i c i n . L a m a y o r p a r t e d e l o s p o z o s

    poseen tuberas de revest imiento cortas cemen-tadas, con m l t iples inter valos disparados.

    Tradic ionalmente , Sonat rach hac a c i rcu l arfluidos a base de aceite para controlar estos pozosantes de ejecutar cualquier operacin de interven-cin, lo que a m enud o produca dao de formacinen la zona vecina al pozo. Esta compaa opera-dora realiza unos 50 tratamientos de estimulacincida por ao para remover el da o y rest itui r u

    optimizar la produc tividad de los pozos.El Pozo MD 264 produca de dos intervalos

    disparados: una zona superior fracturada h idru-l ic a m e n t e y d o s z o n a s d e b a j a p e rm e a b i li d a dms profundas que exhib an desempeos def i -c i en t es (d e re c h a ) . Slo se dispona de 3 m [10pies] de t uber a de reves t imiento s in d i sparar ,entre 3,430 y 3,433 m [11,253 y 11,263 pies]; esdecir, entre el intervalo superior y el intervaloinferior que exhiban desempe os deficientes.

    E s t e p o z o , q u e s e p e r f o r h a s t a 3 , 5 0 3 m[11,493 pies] y fue terminado a agujero descu-b i e r t o a f i n e s d e l a d c a d a d e 1 9 7 0 , p ro d u j oinicialmente 329 m3/d [ 2,0 69 bbl/d] .

    A mediados de la dcada de 1990, Sonatrachinstal una tubera de revestimiento corta cemen-tada de 412 pulgadas y dispar el int ervalo superior,en tre 3,406 y 3,418 m [11,175 y 11,214 pies].

    A pesar de haber s ido somet ida a un t ra t a-miento de est imulacin por fracturamiento conapuntalante, la zona no produjo en forma renta-b l e . S o n a t r a c h a g re g d i sp a ro s e n t r e 3 , 4 2 1 y3,464 m [11,224 y 11,365 pies] , lo que prod ujo unvolumen d e 57 m 3/d [ 35 9 bbl/d] lu e go de un t ra -tamiento de est imulacin cida. Una prueba de

    increme nto de presin y un anl isis NODAL delsistema de pr oduccin indicaron la existencia deun al to factor de dao mecnico y una product i -vidad poten cial sin da o de 94 m 3/d [ 59 2 bbl/d ] .S o n a t r a c h d e s e a b a t r a t a r s e l e c t iva m e n t e l osintervalos disparados inferiores, si tuados entre3,433 y 3,464 m [11,263 y 11,365 pies] , con cidoorgnico fluorhdrico [HF] .

    Para evi tar daos ul teriores como resul tadode ha ber m atado el pozo, los ingenieros decidie-r o n r e a l i z a r e s t e t r a t a m i e n t o a t r a v s d e l atubera de produccin existente ut i l izando tube-ra flexible y un empacador inflable para aislar

    e l i n t e r v a l o s u p e r i o r f r a c t u r a d o h i d r u l i c a -mente. El xi to del t ratamiento dependa de lacolocacin exacta de l empaca dor.

    Si el empacador se colocaba demasiado al to,el fluido de t ratamiento poda tomar el caminoque ofreca menos resistencia y desviarse hacial a z o n a su p e r i o r p r e v i a m e n t e e s t i m u l a d a p o rfracturamiento; si se colocaba demasiado bajo,una gran porcin del inte rvalo disparado inferiorpoda quedar sin t rat ar, aume ntan do el riesgo de

    dao de los elementos externos del empacador ydel hule inter no, lo que poda imped ir el inflado.

    El empacador inflable deba tolerar las al taspres iones d i ferenci a l es presentes en e l mi smosin que se produjeran prdidas o fal las, porquelos inter valos de baja per meabi l idad ms pr ofundos podan requer i r pres iones de i nyeccin detrata miento de h asta 3,500 lpc [ 24 MPa] , inclusocon velocidades de bombeo mnimas. Sonatrachut i l iz el empacador inflable operado con tube

    ra flexible a t ravs de la tubera de produccinCoilFLATE, que fue d iseado p ara tolerar con di

    4. Boumali A, Wilson S, Amine DM y Kinslow J: CreativeCombination of New Coiled Tubing Technologies forStimulation Treatments, artculo de la SPE 92081,presentado en la Conferencia y Exhibicin sobre TuberaFlexible de las SPE/ICoTA, The Woodlands, Texas, 12 al13 de abril de 2005.

    > Aislamiento zonal concntrico y estimulacinselectiva. Sonatrach deseaba aislar una zonasuperior fracturada hidrulicamente en el PozoMD 264 del Campo Hassi-Messaoud, situado enArgelia, sin matar el pozo. Esto permitira la esti-mulacin selectiva de un intervalo disparadoinferior, con cido orgnico fluorhdrico [HF]. Elxito del tratamiento realizado a travs de la

    tubera de produccin dependa de la utilizacinde tubera flexible para colocar un empacadorinflable en una seccin de tubera de revestimien

    to sin disparar de 3 m [10 pies], entre los dos

    intervalos.

    Tubera derevestimientode 412 pulg

    EmpacadorCoilFLATEinflado

    10 pies

    Tratamientocon cidoorgnico

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    ciones de fondo de pozo r igurosas y qumicospara t rata mientos corrosivos a lo largo de pero-dos de exposicin prolongados, a temperaturas

    de hast a 191C [375F] (arr iba) .Un intento inicial de colocacin e inflad o del

    empacador sin correlacin de la profundidad defondo de pozo en t iempo re al fal l, lo que reforzla necesidad de contar con correlaciones de pro-fundidad precisas. Sonatrach no poda inyectarfluido despus de colocar el empacador en basea me diciones de la longitud de la tubera fl exiblede superficie, que slo poseen una precisin deunos 3 m/3,048 m [10 pies/10,000 pies]. El dao

    observado en el empacador despus de su recu-p e r a c i n i n d i c q u e e l m i s m o h a b a s i d ocolocado en un inte rvalo disparado.

    Sonatrach consider dos mtodos de correla-c in de l a profundidad en fondo de pozo y deposicionamiento d el empa cador. Un m todo con-s i s t a en e l empleo de t uber a f l ex ib l e con uncable interno para la t ransmisin de datos desdelas herramientas de adquisicin de regist ros defondo de pozo y el ot ro era un regist ro almace-n a d o e n l a m e m o r i a d e l a h e r r a m i e n t a . Latubera flexible con cable provee correlacionesde profundidad en t i empo rea l pero suma com-

    plejidad operacional, riesgo y costo. Adems, nose pueden real izar t ratamientos de est imulacincida a menos que se instale un cable bl indado

    con un r evest imiento plst ico especial.La adquisicin de regist ros almacenados en

    la memoria de la herramienta requiere un viajeext ra para recuperar l os da tos de l a memori a defondo de pozo y no provee correlaciones de pro-fundidad en t i empo rea l . Adems, depende de lmodelado por computadora para est imar la lon-gi tud de la tubera flexible porque la entrada ys a l id a d e l p o z o e n f o r m a p l s t i c a d e f o r m a yest i ra la tubera flexible. Para lograr un mayor

    40 Oilfield Re view

    > Empacadores inflables para tubera flexible. Las aletas cnicas para servicio exigente, un sistemade fijacin de la carcaza de alta resistencia, un hule de inflado compuesto y un elemento elastom-rico qumicamente resistente, anclan los empacadores de alta presin y alta temperatura CoilFLATEHPHT en su lugar y proveen un sello de alta presin incluso con relaciones de expansin altas; unapresin diferencial de 5,000 lpc [34.5 MPa] con una relacin de expansin de 2 a 1 y una presin dife-rencial de 2,000 lpc [13.7 MPa] con una relacin de expansin de 3 a 1. Estos empacadores toleranuna exposicin extendida a temperaturas de hasta 191C [375F], prcticamente en cualquier entornoqumico. El empacador CoilFLATE HPHT de 218 pulgadas de dimetro externo (OD, por sus siglas eningls) puede expandirse hasta ms de tres veces con respecto a su OD inicial y se puede colocar en

    tuberas de revestimiento de hasta 758 pulgadas de OD. Despus de su expansin, estos empacadorespermiten que la inyeccin se realice por encima o por debajo de los mismos o en ambas posiciones.Luego de un tratamiento de estimulacin, y mientras sigue conectado a la tubera flexible, el empaca-dor se puede volver a desinflar hasta alcanzar aproximadamente su OD original de 218 pulgadas parasu recuperacin a travs de restricciones de pozos de aproximadamente 2.205 pulgadas.

    Vlvula de retencin doble

    Elemento elastomrico

    Empacador detratamiento inflable

    Aletas cnicas

    Sistema de fijacin de la carcasa

    Vlvula universal

    Herramienta de liberacin

    Herramienta CCLinalmbrica DepthLOG CT

    Herramienta deorificio decirculacin/inflado CIOT

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    nivel de precisin en el segundo intento, Sona-t r a c h u t i l i z e l r e g i s t ro d e c o r r e l a c i n d e l aprofundidad DepthLOG CT (d e re c h a ).

    Este sistema de detector de col larines de latubera de revestimiento (CCL, por sus siglas eningls) i na l mbr i co , con capacidad de bombeocont inuo, provee mediciones de profundidad entiempo real prec isas, perm ite el bombeo de fluidoscorrosivos y es compat ible con el emp acador de

    alta presin y alta temperatura CoilFLATE HPHT.La herramienta enva pulsos de telemetra a

    la superficie a t ravs del fluido que se encuentraen e l i n t er ior de l a t uber a f l ex ib l e y da comosal ida un r egi s t ro CCL ins t ant n eo y cont inuosin necesidad de disponer de una l nea elct ricainstalada en el interior de la tub era flexible. Unre g i s t ro d e c o r r e l a c i n d e l a p ro fu n d i d a d e nt iempo real hizo posible que Sonatrach posicio-nara e l empacador con prec i s in ent re l os dosintervalos disparados.

    La combinacin de estas dos tecnologas inno-vadoras en una sarta de herramientas modularesperm iti satisfacer todos los objetivos opera ciona-les de e sta exigente apl icacin. Durante una solabaj ada de l a t uber a f l ex ib l e dent ro de l pozo,Sonatrach pudo adquirir un registro CCL para lacorrelacin precisa de la profundidad y la coloca-c i n p t i m a d e l e m p a c a d o r e n l a s e c c i n d etubera de revest imiento de 3 m. Adems, en lamisma bajada, pudo colocar e inflar el empacadorCoi lFLATE HPHT, bombear e l t ra t amiento decido HF, desinflar el empacador e iniciar el flujodel pozo med iante la inyeccin de nitrgeno.

    El sistema Dept hLOG CT requiri un r gimen

    de fluido mnimo de 0.08 m3

    /m in [ 0.5 bb l/m in ]para p roducir una seal de presin posit iva en lasuperficie. Fue necesario agregar un volumen de0.5 bbl /min par a ma ntener la tubera flexible con-t i n u a m e n t e l l e n a d e f l u i d o . L a s p r u e b a s d esuperficie verificaron que los pulsos de presin ylas tasas de flujo requeridas para generar sealesCCL inalmbricas no produciran e l inflado pre-mat uro de l empa cador CoilFLATE.

    E n l a l o c a l i z a c i n d e l p o z o , la p r i m e r acarrera de l a t uber a f l ex ib l e u t i l i z l a herra-mienta Je t Blas t er de a l t a pres in para bombearfluidos energizados con ni t rgeno y l impiar los

    t u b u l a r e s d e p ro d u c c i n . E s t a o p e ra c i n c o n -f irm e l p a sa j e l ib r e h a s t a l a p r o fu n d i d a d d ecolocacin de l em pacad or , limpi los d i sparospara garant izar la penetracin pt ima del cidoy removi toda posible acum ulacin de de tri tos eincrus t ac iones de l as paredes de l a t uber a derevest imiento donde se colocara el empacador.

    Schlumberger adquiri dos regist ros de corre -lacin DepthLOG para posicionar el empacadorCoilFLATE con precisin dentro de la seccin de

    3 m de l a t uber a de reves t imiento . Sonat rachconfi rm el inflado y el anclaje del empacadorcolocando el peso de la tubera flexible sobre el

    e m p a c a d o r y r e a l iz u n a p ru e b a d e i n ye c c i npara confirmar la presencia de un sel lo posi t ivoantes de b ombear 19.1 m 3 [120 bbl] de cido HFenergizado con N2. El t ratamiento de est imula-c in se bombe en dos e t apas , cada una de l ascuales consist i en un colchn de prelavado decido clorhdrico [HCl], una etapa de cido HF yuna e t apa de sobredesplazamiento de HCl, conun s i s t ema de d ivergenci a qumica ent re cadaet apa .

    El empacador inflable fue diseado para tolerar al tas presiones di ferenciales y de inyeccinde modo de poder bombear es t e t ra t amiento a

    una presin de 3,500 lpc [24 MPa] y as y todomantener un margen de seguridad para evi tar lafal la del empacador. La capacidad de inyeccinde la formacin aument de 0.03 a 0.16 m 3/m in[0.2 a 1 bbl /min], ma nteniend o al mismo t iempouna pr es in de boca de p ozo const ant e , l o queindic que no exist an prdidas en el empacad oy conf i rm que e l c ido es t aba d i so lv i endo edao de formacin, abriendo los disparos y reduciendo el dao mecnico.

    > Control de la profundidad. La herramienta inalmbrica DepthLOG CT utiliza undetector de collarines de la tubera de revestimiento (CCL, por sus siglas eningls) tradicional para detectar las variaciones magnticas producidas en loscollarines de las tuberas de revestimiento enroscadas (izquierda). El sistemade telemetra de pulsos de presin hidrulica transmite datos a la superficie a

    travs del fluido que se encuentra dentro de la tubera flexible, eliminando lanecesidad de una lnea elctrica interna. La capacidad de flujo continuo proveeuna sarta de tubera flexible sin obstrucciones para los servicios de bombeo decemento y los tratamientos de estimulacin. Se puede agregar un reforzador deseal para la correlacin de la profundidad cuando se pasa de una tubera deproduccin ms pequea a tuberas de revestimiento de ms de 7 pulgadas dedimetro (derecha).

    Sealizador

    Procesador

    Reforzadorde seal

    Alimentacin debatera para elprocesador de seales

    Detector de collarinesde la tubera derevestimiento

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    120

    100

    80

    60

    40

    20

    0Antes Despus

    Rgim

    endeprod u

    ccin,m

    3/

    d

    38 m3/d

    120 m3/d

    Petrleo

    Una vez que Sonat rach f i na l i z es t e t ra t a-m i e n t o , s e a p l i c s o b r e t r a c c i n a l a t u b e r aflexible, en la superficie, para desinflar el empa-c a d o r C o i l F L A T E . L u e g o , s e h i z o c i r c u l a rni t rgeno a t ravs de la tubera flexible para rei -n i c i a r e l f l u jo d e l p o z o c o n l a m a y o r r a p i d e zposible. Esto ayud a recuperar el cido consu-m i d o , q u e p u e d e p r o v o c a r d a o s s e v e r o s s ipermanece en l a formacin durante un t i empo

    prolongado.D e sp u s d e r e c u p e ra r e l e m p a c a d o r C o i l -

    F L AT E , s e e f e c t u u n a i n sp e c c i n v i su a l d e le l e m e n t o e x t e r n o q u e r e v e l l a a u s e n c i a d emuescas o dao en l as a l e t as met l i cas o en e lsel lo de hule por accin de los disparos o de loscol larines de la tubera d e revest imiento, lo quever i f ic que e l empa cador h aba s ido colocadoen l a t uber a de reves t imiento ent re l as zonasdisparadas.

    L a r e p a ra c i n p ro p u e s t a r e q u e r a s l o u nviaje dentr o del pozo y sin necesidad de recu pe-rar la tubera de produccin. La correlacin dela profundidad, la ac idificacin y la iniciacin dela produccin se efectuaron en la misma carreraque la de colocacin del emp acador, lo que posi -b i l i t e l a h o r ro d e d o s c a r r e r a s . D e sp u s d e lt ra t amiento de es t imulac in , l a produccin depetrleo se increment en ms de t res veces, de38 m 3/ d [ 2 39 b b l /d ] a 1 2 0 m 3/ d [ 7 5 5 b b l/ d ](d e re c h a ).

    D u ra n t e m s d e u n a o d e sp u s d e l t r a t a -miento, la produccin se mantuvo en el mismonivel de m ejoramiento. El empleo del empacadorde an claje inflable y de la her ramienta CCL ina-

    l m b r i c a a c o r t l a o p e r a c i n c o n e q u i p o d eperforacin convencional que extraa la tuberade produccin antes de efectuar cualquier t rata-miento de est imulacin se lect ivo. Esta opera cinde reparacin fue el comienzo de una campaap l a n i fi c a d a p a ra e l t r a t a m i e n t o d e p o z o s a d i -c i o n a l e s e n e l m i s m o c a m p o , q u e p o s e aterminaciones de pozos similares y requera t ra -tamientos de est imulacin.

    La experiencia de campo que se realiz utili-z a n d o u n e m p a c a d o r d e a n c l a j e i n f l a b l eCoilFLATE de 2 18 de OD demost r que exi s t enzonas en pozos con in t erva los de t e rminacin

    mlt iples que pueden ser aisladas y est imuladasen forma con fiable utilizando tuber a flexible. Lostiempos de ejecucin rpidos y la colocacin pre-cisa de los fluidos permiten el mejoramiento de laproduccin en pozos que previamente no podanser t ratados en forma sat isfactoria o econmicacon otras tcn icas y mtodos de intervencin.

    El aislamiento zonal selectivo y el trat amien tode in t erva los i ndividual es ba jo condic iones depozo extremas proveen nuevas opciones y al ter-

    nat ivas para la construccin de pozos y la eva-luacin de yacimientos, incluyendo operacionesbasadas en equipos de perforac in u operac io-

    n e s s i n e q u i p o s d e p e r f o r a c i n , t a l e s c o m oprueb as de pozos de zonas individuales, moni to-reo de l a pres in y t empera tura , y pruebas dedecl inac in de l a pres in . La combinacin deherramientas y operaciones concntricas ml t i -ples tambin ha ayudado a mejorar la eficienciag e n e ra l d e l a s o p e ra c i o n e s d e r e p a ra c i n c o nfines de remediacin y las operaciones de reter-minacin de pozos en todo un campo de MedioOriente.

    Operaciones mltiples con un solo montaje

    Petr oleum Development Oman ( PDO) y Schlum-

    b e r g e r c o l a b o r a r o n e n e l d e s a r r o l lo d e u n anovedosa metodologa para fac i li t a r l as ope ra-c iones de re t erminacin de pozos en un campomaduro del norte de Omn. Esta tcnica nuevacombinaba un a ser i e de operac iones en una so l ain t ervencin , e l iminando los v i a j es ml t i p l eshasta la local izacin del pozo y la necesidad demovi l izar tanto las unidades de tubera flexiblecomo los equipos de reparacin convencionales(prxima pgina) .5

    La mayora de los pozos de este campo produ-cen de la formacin carbonatada Shuaiba y sonterminados con tube ras de revest imiento cortas

    horizontales de 41

    2 pulgadas de OD, cementadas ydisparadas. La produccin de agua actualmenteexcede e l 90% del ren dimiento total de l campo, demodo que est os pozos son producidos por mt odosde levantamiento art ificial ; levantam iento art ifi-cial por gas o bombeo elctrico sumergible. Lasaltas cadas de presin frente a la formacin, pro-d u c e n a c u m u l a c i n d e i n c ru s t a c i o n e s , lo q u erequiere operaciones de l impieza de pozos antesde proceder a las operaciones de repa racin.

    Las intervenciones de pozos incluyen ademsla adquisicin de un r egist ro de neutrn pulsadopara medir las saturaciones de fluidos y priorizar

    los posibles intervalos de ter minacin, de acue rdocon el contenido de petrleo y la product ividadpoten cial. Estas evaluaciones son seguidas por laso p e ra c i o n e s d e d i sp a ro y e s t i m u l a c i n d e l o sintervalos seleccionados.

    Inicialmente, PDO real izaba estas interven-c i o n e s u t i l i z a n d o d o s u n i d a d e s d e t u b e r aflexible, una c on y ot ra sin cable inte rno. El ope-r a d o r t a m b i n e f e c t u a b a o p e ra c i on e s c o n d o sunidades de tu bera flexible y un equ ipo de repa-

    42 Oilfield Re view

    > Resultados de un tratamiento de estimulacin con tubera flexible en el Campo Hassi-Messaoud deArgelia. La produccin proveniente del Pozo MD 264 se increment ms de tres veces, de 38 m3/d[239 bbl/d] a 120 m3/d [755 bbl/d], despus del bombeo de un tratamiento de estimulacin con cidoorgnico fluorhdrico [HF] a travs de la tubera flexible utilizando un empacador de anclaje inflablepara aislar el intervalo objetivo inferior de un intervalo superior, que previamente haba sido some-

    tido a un tratamiento de fracturamiento hidrulico.

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    rac in de pozos . No obst ant e , ambos mtodoseran c ostosos.

    Las operaciones sin equipos de repara cin depozos requeran como mnimo cuatro carre ras detuber a f l ex ib l e separadas . Durante l a pr imeracarrera, PDO ut i l iz tubera flexible convencio-nal para l impiar l as t uber as de reves t imiento

    cortas del pozo. En la segunda carrer a, la compa-a ut i l iz tubera flexible con un cable internopara adqu iri r un regist ro de neutrn pu lsado.

    En l as ca rreras subsiguient es , PDO di sparlos intervalos nu evos ut i l izando t ubera flexibleconvencional con un cabezal de disparo hidru-l i co y es t imul cada in t erva lo de t e rminacinnuevo durante una ser i e de ent radas dent ro de l

    pozo, que impl icaron l a ba j ada y recu perac inde los caones de disparo en pozos presur izados.

    Desde la l impieza del pozo y la adquisicinde regist ros de neutrn pulsado hasta la ejecu-c i n d e l o s d i s p a r o s y e l t r a t a m i e n t o d ee s t i m u l a c i n , e s t a s o p e r a c i o n e s r e q u i r i e r o nunos 10 d as en l a l oca l i zac in de l pozo y unm n i m o d e t r e s m e s e s p a r a c u m p l i m e n t a r s e ,aunque no se regist raron problemas significat i -vos duran te la intervencin.

    E n c o m p a ra c i n c o n e s t a s i n t e rv e n c i o n econ tu ber a f lex ib le m l t i p les , l as opera c ioneque impli caban dos i n t ervenciones con tub er aflexible y una intervencin con equipo de repar a c i n d e p o z os r e q u e r a n m s t i e m p o e n l alocalizacin del pozo; unos 12 das, pero menost i empo to t a l , aproximadamente dos meses . Noobstante, los costos eran ms elevados. Durantela primera operacin, PDO ut i l iz tubera flexi

    b l e c o n v e n c i o n a l p a r a l i m p i a r e l p o z o . E n l asegunda oper acin, se corri un regist ro de neutrn pulsado ut i l izando tubera flexible con uncable elct rico inter no.

    Los procesos de d i sparo y es t imulac in serea l i zaron durante l as operac iones con equipode re paracin de pozos. Las operaciones de l impieza y adquisicin de re gist ros no se efectuaroncon el equipo de repar acin de pozos porque lor e g i s t ro s d e n e u t r n p u l s a d o n e c e s i t a b a n s e radquiridos bajo condiciones de pozos activos oen cond iciones de flujo.

    Con este enfoque se evi taba que los fluidosdel pozo invadieran la regin vecina al pozo bajoc o n d i c i o n e s d e p r e s i n e s t t i c a o p r e s i n d esobrebalance, lo que puede generar lecturas desatura cin falsas en zonas de al ta perm eabi l idaddi sparadas y en zonas na tura lmente f rac turadasPDO observ adem s que los resu l t ados de l ao p e r a c i on e s d e e s t i m u la c i n c o n u n s i st e m adivergente a base de pol meros no eran pt imoen e s t a formacin na tura lmente f rac turada , ancuand o se combinara n con sistemas de divergenc i a m e c n i c a t a l e s c o m o l o s e m p a c a d o re s d eintervalo inflables.

    PDO evalu algunos m todos al tern at ivos deadquisicin de regist ros de neu trn pu lsado y laut i l izacin inmediata de esta informacin paraident ificar oportunidades de opt imizacin de laproduccin y reterminacin de pozos. Se consid e ra ro n d i v e r so s m t o d o s p a ra m a x i m i z a r l aproduct ividad de los pozos y redu cir los costosincluyendo un sistema de cido autodivergenteb a sa d o e n t e c n o l o g a d e su r f a c t a n t e s q u e n oproducen daos .6

    PDO y Schlumberger p ropusi eron una so luc i n i n n o v a d o r a p a r a e s t o s p o z o s c o nlevantam iento ar t i fi c i a l por gas : una in t erven

    c i n c o n u n s o l o m o n t a j e d e h e r r a m i e n t a sut i l izando tubera flexible. Durante una operacin cont inua, se ut i l izara una sola unidad detuber a flexible para las operaciones de l impiezade p ozos, adquisicin de regist ros, disparos y t rat a m i e n t o s d e e s t i m u l a c i n . S c h l u m b e r g edesarrol l una sarta de tubera flexible especiay arreglos de fondo de pozo modulares para ejecutar es t as operac iones y adqui r i r perf i l es de

    5. Kumar PS, Van Gisbergen S, Harris J, Al Kaabi K,Ferdiansyah E, Brady M, Al Harthy S y Pandey A:Eliminating Multiple Interventions Using a Single Rig-UpCoiled-Tubing Solution, artculo de la SPE 94125,presentado en la Conferencia y Exhibicin sobre TuberaFlexible de las SPE/ICoTA, The Woodlands, Texas, 12 al13 de abril de 2005.

    6. Kumar PS, Van Gisbergen S, Harris JM, Al-Naabi AM,Murshidi A, Brady ME, Ferdiansyah E, El-Banbi A y AlHarthy S: Stimulation Challenges and Solutions inComplex Carbonate Reservoirs, artculo de la SPE93413, presentado en la Muestra y Conferencia dePetrleo y Gas de Medio Oriente de la SPE, Bahrain, 12al 15 de marzo de 2005.

    > Intervenciones de pozos en el norte de Omn. PDO ha realizado reparacio-nes de pozos utilizando una unidad de tubera flexible con un cable elctricointerno para las operaciones de adquisicin de registros y disparos (extremosuperior) y una unidad sin cable elctrico interno para las operaciones delimpieza y los tratamientos de estimulacin (extremo inferior derecho). Estas

    operaciones tambin se han efectuado con dos unidades de tubera flexible yun equipo de reparacin de pozos o una unidad liviana de extraccin de tube-ras (extremo inferior izquierdo). No obstante, ambos mtodos eran costososy requeran mltiples operaciones y viajes a la localizacin del pozo.

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    produccin con el fin de evaluar la necesidad deaislar la produccin de agua (d e re c h a ) .

    Esta sarta de tuber a flexible incluye un cableelct rico modificado con una envol tura externabl indada, o camisa, que provee estabi l idad bajoc o n d i c i o n e s d e c a rg a i n e s t a b l e s y fu e r z a s d ecompresin repent inas de ntro de la tubera flexi-ble. Un revest imiento plst ico especial protege elcable de l os f l u idos de t ra t amiento corros ivos

    que podran deteriorar su rendimiento mecnicoo elctrico.

    El s i s t ema es compat ib l e con e l de tonadorS e c u re q u e r e q u i e r e m s d e 2 0 0 v o l t i o s p a r aact ivar e iniciar el t i ro de las cargas de dispar o,es seguro frente a la presencia de vol taje par-s i t o o es t t ico y no requiere que se suspendanl a s r a d i o e m i s i o n e s e n l a s l o c a l iz a c i o n e s . L a soperaciones de disparos en condiciones de bajob a l a n c e t a m b i n p u e d e n r e a l iz a r s e d u r a n t eestas intervenciones mediante la act ivacin delsistema de levantamiento art i ficial por gas o at ravs del desplazamiento de fluidos ms l ivia-nos en e l pozo.

    PDO apl ic por primera vez este sistema enel Pozo A para l levar a cab o los procesos de dis-paros y est imulacin en una sola opera cin, conla misma unidad de tubera flexible. Este pozoproduca 430 m 3/d [ 2,7 05 bbl/d] de flu id o tot a l,29 m 3/d [ 18 2 b bl/ d ] d e pe t rl e o y a prox im a d a -m e n t e 9 3 % d e a g u a a n t e s d e e f e c t u a r e s t ai n t e r v e n c i n c o n f in e s d e r e m e d i a c i n , q u ehabra de incrementar la produccin en 30 m 3/d[189 bbl /d].

    El operador dispar los intervalos nu evos en

    tres carreras. Despus de los disparos, la produc-cin del pozo aument a 500 m 3/d [ 3,1 45 bb l/d ] ,con 57 m 3/d [ 359 bb l/d ] de pet rle o y a pr oximad a-mente 89% de agua. Luego de la estimulacin delos dos intervalos disparados superiores con unsistema de cido autodivergente basado en tecno-loga de surfactantes, el pozo produjo 572 m 3/d[3 ,598 bbl /d] de f l u ido to t a l con 63 m 3/d [ 39 6bbl /d] de petrleo; es decir, el increment o de laproduccin de pe trleo fue de 34 m 3/d [ 214 bb l/d ] .

    Durante la segunda apl icacin, PDO efectuuna operac in de reparac in en e l Pozo B conu n s o l o m o n t a je d e h e r r a m i e n t a s u t i l iz a n d o

    tubera flexible, para aislar los disparos existen-tes y disparar los inter valos nuevos que e xhibanuna satura cin de pe trleo superior al 65%. PDOreal iz una carrera de prueba para t ocar l a TDseguida de una operacin de l impieza del pozo yuna carrera de adquisicin de regist ros de neu-t rn pulsado.

    En ba se a l a evaluacin de l os reg i s t ros deneutr n pulsado, los ingenieros decidieron a islarlos d i sparos ex i s t en t es con un t apn puente ydisparar 41 m [135 pies] cerca del extrem o de la

    seccin horizontal . Durante la misma operacin,PDO est imul estos disparos con el sistema decido autodivergente basado en t ecnologa desurfactantes. Los ingenieros esperaban una pro-duccin de pe t r l eo adi c ional de 24 m 3/d [ 15 1bbl/d] . El pozo produ jo 523 m3/d [ 3,2 90 bbl/d] defluido total con 25 m 3/d [ 15 7 b bl/d ] de pe t rl eo.

    PDO evalu los objetivos, los procedimientos,los riesgos y los resul tados en estos primer os dospozos para opt imizar la eficiencia operacional yreduci r an ms los requi s i t os de t i empo y loscostos de estas operaciones. Como resul tado dees t as e valuaciones , PDO el imin l a carr era dep r u e b a e n l o s t r a b a j o s s u b s i g u ie n t e s . E s t em t o d o i n t e g r a d o d e i n t e r v e n c i n d e p o z o sreque ra aproximadamen te seis das en la locali -z a c i n d u r a n t e u n p e r o d o d e 1 5 d a s . Encomparac in con los 10 a 12 d as t o t a l es , a l o

    l argo de dos a t res meses , requer idos para l osmtodos de entr adas m l t iples pre vios, esto sig-nific un ah orro de US$ 60,000 a US$ 100,000 porpozo para PDO (pr xima pgina, arriba) .

    PDO apl i c es t a nueva t cni ca de remedia-c i n d e p o z o s p a r a a d q u i r i r l o s v a lo r e s d esaturacin de fluidos e ident i ficar rpidamente

    las oportunidades de reterminacin en 10 pozos,l o que se t radujo en una reduccin de l d i fer i -m i e n t o d e l a p r o d u c c i n y e n u n r e t o r n otempran o sobre la inversin real izada en tcnicasde r eparacin d e pozos. Ut i lizando e ste en foquepara real izar varias combinaciones de operacio-nes de remediacin, PDO super los objetivos deproduccin pa ra este campo y logr un ahorro dems d e US$ 1 milln en el ao 2004. PDO actual-m e n t e e s t e v a l u a n d o l a a p l i c a c i n d e e s t atcnica en ot ras reas.

    44 Oilfield Re view

    Estimulacin

    Tubera flexible

    Conector de tubera flexible

    Cabezal de sobretraccin y deadquisicin de registros y operacionesde disparos con mecanismo doble dedesconexin y vlvula deretencin interna

    Desconexinmecnica

    Disparos

    Caonesde disparo

    Desconexinmecnica

    Barra dedespliegue

    Boquillade chorro

    Desconexinmecnica

    Filtro de fondode pozo

    Herramienta deunin giratoriaJet Blaster

    Conjunto deboquillasJet Blaster

    Limpiezade pozos Adquisicin de registros

    Herramientasde adquisicinde registros

    > Intervenciones de pozos con tubera flexible y un solo montaje. PDO ySchlumberger desarrollaron una sarta de tubera flexible especial y conjuntosde herramientas modulares especficamente para efectuar operaciones de lim-pieza de pozos, adquisicin de registros, operaciones de disparos y tratamien-

    tos de estimulacin. El cabezal de adquisicin de registros y disparos requiereel bombeo simultneo de fluido a un rgimen dado y con una sobretraccinpredeterminada para desconectar el cabezal. Este mecanismo doble de des-conexin impide la desconexin accidental del cabezal.

  • 7/30/2019 Limpieza Tuberia Flexible

    16/16

    Pozo principal

    Primerare-entradaAgosto de 2003

    Segundare-entradaDiciembre de 2004

    Tubera continua, mejoramiento continuo

    La confiabi l idad de los equipos de tubera flexi-b l e y d e l a s p r c t i c a s o p e ra c i o n a l e s c o n t i n amejorando. Desde las apl icaciones ms bsicashasta las ms complejas, los avances regist rados

    en las herramientas, tcnicas y operaciones con-c n t r i c a s c o n t u b e r a f l e x i b l e a s e g u r a n l ae j ecucin de operac iones cot id ianas ms segu-ras y ms eficientes. Como resul tado de el lo, latecnologa de tubera flexible se ha establecido

    f irm e m e n t e e n d i v e r s a s r e a s d e l a a c t i vi d a drelacionada con el pet rleo y el gas que no pued e n e n c a r a r s e a d e c u a d a m e n t e u t i l i z a n d ooperaciones, tcn icas y servicios de inte rvencinde p ozos convencionales.

    L a n a t u r a l e z a m o d u l a r d e l o s s i s t e m a s d etubera flexible, las operaciones sin equipos deperforacin, los t iempos de ejecucin de pozosms rpidos y la colocacin de fluidos o los trata

    mientos de es t imulac in se l ec t ivos y prec i soestn a yudando a las compa as de produccin aopt imizar el desempeo de los pozos. Cada vezcon ms f recuencia , los operadores es t n reval u a n d o l o s c a m p o s y p o zo s i n d i vi d u a l e s p a r ae j ecutar operac iones de i n t ervencin de pozoscon fines de remediacin u operaciones de reterm i n a c i n c o n t u b e r a f l e xi b l e , in c l u y e n d omuchos pozos que previamente se considerabandemasiado riesgosos incluso para las operacioneconvencionales (izquierda, extremo inferior) .

    Sin embargo, no todas las opera ciones concntricas requieren tecnologa nueva u obligan a losequipos y tcnicas de tubera flexible existentes at raspasar sus l mi tes actuales. Los operadores yproveedores de servicios de tubera flexible tamb i n e s t n c o l a b o r a n d o p a r a d e s a r r o l l a rcombinaciones de herramientas innovadoras y sistemas integrados, mejores prcticas operacionalesy nuevos enfoques que pueden mejorar la productividad de los pozos y aume ntar la recupe racin dereservas tanto en campos nuevos como en camposmaduros. En base a estos esfuerzos de colaboracin, Schlumberger est m ejorando y expandien dolos servicios concntricos a travs de los proceso

    de desarrollo y optimizacin de equipos, procedimientos y tcnicas de tubera flexible en curso.El mejoramiento de los mat eriales y las pr c

    t icas de fabricacin, los avances regist rados ent rminos de programas de d i seo as i s t idos poc o m p u t a d o ra s y l a s p r c t i c a s d e m o n i t o r e o yc o n t ro l e n t i e m p o r e a l h a n r e d u c i d o s i g n i f ica t i vamente l a f recuencia de l as fa l l as de l oequipos de tubera flexible y han aumentado exi to de las operaciones implementadas a t ravsde la tubera de produccin. Algunas compaaoperadora s an no han olvidado las l imi tacioney problemas asociados con las primeras sartas y

    equipos de tube ra flexible. No obstante , a t ravdel intercambio de conocimientos y el establec i m i e n t o d e m e j o r e s c o m u n i c a c i o n e s , m compaas petr oleras ut i lizan equipos de tuberaflexible con t ranqui l idad para intervenir pozoscon ope rac ion e s con c n t r ica s. MET

    Costo,U

    S$1,000

    400

    350

    300250

    200

    150

    100

    50

    00 1 2 3 4 5 6

    Das

    Limpieza

    Limpieza

    Adquisicinde registros

    Adquisicinde registros

    Operaciones de disparos y estimulacin

    Operaciones de disparos y estimulacin con gra

    Menos produccin diferidaRetorno de la inversin ms rpido

    Ahorro entre US$ 60,000 y US$ 100,000

    Limpieza

    Sistema 1

    Sistema 2

    Sistema 3

    Adquisicin

    de registros

    $228,000

    $287,000 $327,000

    Operaciones

    de disparosEstimulacin

    7 8 9 10 11 12

    > Expansin de la aplicacin de las operaciones de re-entrada de perforacin con tubera flexible. Lascompaas productoras estn adquiriendo ms confianza en la ejecucin de intervenciones con finesde remediacin o reterminaciones a travs de los tubulares de produccin existentes. Durante el mesde diciembre de 2004, BP Sharjah Oil Company reingres en un pozo del Campo Sajaa por segunda vez yperfor cuatro laterales adicionales utilizando tcnicas de bajo balance y tubera flexible. BP habareingresado inicialmente en este pozo con tubera flexible, perforando tres laterales en agosto de 2003.

    > Mejoramiento de la rentabilidad de las operaciones concntricas. Las operaciones de remediacincon entradas mltiples, sin equipo de reparacin de pozos, requirieron que PDO ejecutara como m-nimo cuatro carreras de tubera flexible separadas, lo que insumi aproximadamente 10 das en lalocalizacin del pozo, con un perodo total de tres meses (rojo). Las intervenciones de pozos consis-

    tentes en dos operaciones con tubera flexible y una operacin con equipo de reparacin de pozosrequirieron menos tiempo total, aproximadamente dos meses, pero 12 das totales en la localizacindel pozo con costos ms elevados (azul). El mtodo de un solo montaje integrado que utiliza unasarta de tubera flexible especial y una unidad de tubera flexible slo requiri unos seis das en lalocalizacin del pozo durante un perodo de 15 das (negro).