slb hidratación decrypted
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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.
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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
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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.
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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).
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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
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> 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.
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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).
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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
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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
Invierno de 2006/2007 77
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.
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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
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Invierno de 2006/2007 79
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 r o f u n d i d a d
, p i e s
560
540
520
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600
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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.
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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 r o f u n d i d a d
, 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
7/17/2019 SLB Hidratación Decrypted
http://slidepdf.com/reader/full/slb-hidratacion-decrypted 12/12
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.
P r o f u n d i d a d
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