Empaques de grava en pozos horizontales de alta productividad · 2019-04-08 · 52 Oilﬁeld Review...

52 Oilfield Review

Empaques de grava en pozos horizontales de alta productividad

Syed Ali Rick Dickerson Chevron Houston, Texas, EUA

Clive Bennett BP Londres, Inglaterra

Pat Bixenman Mehmet Parlar Colin Price-Smith Rosharon, Texas

Steve Cooper BP Aberdeen, Escocia

Jean Desroches Sugar Land, Texas

Bill Foxenberg M-I Drilling FluidsHouston, Texas

Keith Godwin Stone Energy CorporationLafayette, Luisiana, EUA

Tim McPike Shell International E&PRijswijk, Holanda

Enzo Pitoni Giuseppe Ripa Eni AgipMilán, Italia

Bill Steven Texaco Warri, Nigeria

Dave Tiffin BP Houston, Texas

Juan Troncoso Repsol-YPF Yakarta, Indonesia

ClearPAC, MudSOLV, NODAL, QUANTUM y SandCADE sonmarcas de Schlumberger. AllPAC y Alternate Path son mar-cas de ExxonMobil; se ha otorgado la licencia de esta tec-nología exclusivamente a Schlumberger.

Para aumentar la productividad y reducir los costos y la complejidad, los pozos

horizontales se terminan con frecuencia sin tuberías de revestimiento frente a las

zonas de interés. Se han utilizado tubos filtro en pozos abiertos, pero los operadores

están recurriendo cada vez más al empaque de grava de largos intervalos para

estabilizar los pozos, realizar terminaciones más confiables y atenuar los problemas

relacionados con la producción de arena, tales como la erosión, y el manejo y la

eliminación de la arena en la superficie.

De los yacimientos no consolidados, junto con elgas, el petróleo y el agua, se pueden producirgranos de arena sueltos y partículas finas comolas arcillas. La instalación de terminaciones paracontrolar la producción de arena sin sacrificar laproductividad, el control del flujo, o las reservasrecuperables resulta difícil y costosa; hasta $3millones o más en las áreas marinas. Los costosde los posteriores tratamientos para disminuir eldaño y de las intervenciones correctivas futurasson también extremadamente altos; hasta $1millón por trabajo en pozos submarinos y enaguas profundas. Los operadores necesitan medi-das confiables para el control de la producción dearena, implementadas correctamente desde elprimer momento, especialmente para los tramoshorizontales terminados a pozo abierto frente aformaciones de alta permeabilidad.

La producción de arena depende de la resis-tencia de las rocas, de los esfuerzos en sitio, delos fluidos producidos y de los cambios en lastasas de flujo respecto de la caída de presión. Lasaltas tasas de producción, el aumento delesfuerzo efectivo debido al agotamiento, y lairrupción del agua contribuyen a la producción dearena. Los problemas asociados con la produc-ción de arena abarcan desde su manejo y elimi-nación en la superficie hasta la erosión de losequipos de subsuelo o de superficie y la pérdidadel control del pozo.1 Si la arena produce fallas

en los tubulares o en las herramientas de termi-nación, la producción y la recuperación de reser-vas se pueden ver postergadas, e inclusoperdidas cuando los costos para desviar o reper-forar un pozo son prohibitivos.

Los operadores utilizan diversas técnicaspara reducir al mínimo la cantidad de arena enlos fluidos producidos (página siguiente). Entrelos métodos de control de producción de arena seincluyen la limitación del flujo del pozo a veloci-dades inferiores a las del comienzo de la produc-ción de arena, la consolidación en sitio, losdisparos selectivos u orientados, el empaque degrava y el fracturamiento combinado con empa-que de grava.2 El fracturamiento combinado conempaque de grava combina fracturas hidráulicascortas y anchas, o de longitud limitada (TSO, porsus siglas en inglés), con el empaque de grava.Para controlar la producción de arena en termi-naciones a pozos abierto, los operadores utilizantubos filtro (entiéndase filtros de grava sin empa-que, esto es, cedazos solitarios), empaque degrava, fracturamiento combinado con empaquede grava y, recientemente, filtros de grava expan-dibles (véase “Técnicas emergentes de controlde producción de arena,” página 74).

Restringir la producción, si bien resultabapositivo en el pasado, influye en forma negativaen la rentabilidad del pozo y no es posible en laeconomía actual, especialmente en los pozos de

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Hal Riordan, Houston, Texas, EUA, y RayTibbles, Rosharon, Texas.

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alto costo y altas tasas de producción. La consoli-dación en sitio bloquea los granos de arena en ellugar mediante la inyección de resinas y ca-talizadores en las formaciones, generalmente através de disparos en el revestimiento. El empla-zamiento químico y la derivación a través de exten-sas zonas y de los disparos son difíciles. Losdisparos selectivos y orientados tienen como obje-tivo impedir la producción de arena, al evitar losintervalos débilmente consolidados o alinear losdisparos con los esfuerzos máximos en la forma-ción para aumentar la estabilidad de los mismos.3

Tubos filtro en pozoabierto horizontal

Consolidación en sitio y disparos selectivos u orientados

Empaque de grava en pozo entubado

Fracturamiento y empaque de grava en pozo entubado

Empaque de grava en pozo abiertoTubos filtro en pozo abierto

Filtro de grava en pozo abierto horizontal

Tubería de revestimiento

intermedia

Resina

Cemento

Disparos

Fractura

Grava

Filtro de grava

Tubería hermética

Revoque defiltración

Pozo abierto

Filtro de grava

Grava

Tubería derevestimientode producción

Tubería derevestimientode producción

> Control de la producción de arena. Los disparos selectivos u orientados evitan las zonas débiles y minimizan la producción de arena; la tubería de revesti-miento cementada ofrece un positivo aislamiento de las formaciones. El empaque de grava en los pozos entubados permite el control de la producción dearena en formaciones laminadas, arenas de menor calidad o pozos verticales marginalmente económicos. El fracturamiento combinado con empaque degrava combina la estimulación y el control de la producción de arena en espesores apilados o yacimientos con granos pobremente clasificados y de bajatransmisibilidad. En pozos abiertos, los tubos filtro controlan la arena en formaciones “limpias” con grandes granos bien clasificados y en pozos con cortavida productiva. Los empaques de grava o fracturas combinadas con empaques de grava mantienen la productividad o inyectividad por más tiempo que lostubos filtro en formaciones “sucias” con granos pobremente clasificados, en pozos de alta tasa de producción con mayor transmisibilidad y grandes reser-vas, y en terminaciones en aguas profundas o submarinas de alto riesgo y alto costo.

1. Carlson J, Gurley D, King G, Price-Smith C y Walters F:“Sand Control: Why and How?,” Oilfield Review 4, no. 4(Octubre de 1992): 41-53.

2. El fracturamiento hidráulico utiliza fluidos especialesinyectados a presiones mayores que los esfuerzos derotura de la formación para crear dos alas de fractura, ogrietas opuestas 180°, alejándose de la pared del pozo.Estas alas de fractura se propagan en forma perpendicu-lar al esfuerzo mínimo de las rocas en un plano preferen-cial de fracturamiento (PFP, por sus siglas en inglés). Almantenerse abiertas mediante un apuntalante, estas víasconductoras aumentan el radio efectivo del pozo, permi-tiendo que un flujo lineal ingrese en las fracturas y luegohacia el pozo. Los apuntalantes comunes se producen enforma natural, o son de arena recubierta con resina,bauxita de alta resistencia o sintéticos de cerámica yseleccionados mediante tamizado según las mallas norteamericanas estándar.

En el fracturamiento estándar, la punta de la fractura esel área final que se cubre con apuntalante. Un tratamientodiseñado para controlar la longitud de la fractura (TSO,por sus siglas en inglés), provoca que el apuntalante seempaque, o forme una obturación, cerca de la parte finalde la fractura en las primeras etapas del tratamiento. Amedida que se bombea más fluido cargado con apunta-lante, las fracturas ya no se pueden propagar más pro-fundamente dentro de la formación y comienzan aextenderse o ampliarse rápidamente. Esta técnica creauna vía más ancha y conductora puesto que se concen-tra mayor cantidad de apuntalante cerca del pozo.

3. Behrmann L, Brook JE, Farrant S, Fayard A, VenkitaramanA, Brown, A, Michel C, Noordermeer A, Smith P yUnderdown D: “Técnicas de diseño de los disparos paraoptimizar la productividad,” Oilfield Review 12, no. 1(Primavera de 2000): 54-79.

El empaque de grava—método de control deproducción de arena efectivo y ampliamente utili-zado—coloca gránulos, o grava, alrededor de fil-tros mecánicos, o filtros de grava metálicos,dentro de los pozos abiertos o entubados con dis-paros.4 La “grava” es arena natural redonda y lim-pia o material sintético lo suficientementepequeño como para excluir los granos y algunaspartículas finas de los fluidos producidos, pero losuficientemente grande como para mantenerseen su lugar mediante los filtros de grava. Se bom-bea una lechada de fluido de transporte y gravaen los disparos y en el espacio anular que existeentre los filtros de grava y el pozo abierto o entu-bado con disparos. La grava se deposita a medidaque el fluido de transporte se pierde en las for-maciones o circula de regreso a la superficie através de los filtros de grava.

En algunas áreas y bajo ciertas condicionesde la formación, los tubos filtro pueden ser unaalternativa al empaque de grava o al fractura-miento combinado con empaque de grava. Laproductividad inicial de las terminaciones contubos filtro es normalmente buena, pero con eltiempo los sólidos pueden taponar los filtros. Porel contrario, los empaques de grava tienden amantener la productividad y la integridad del con-trol de la producción de arena por períodos máslargos, debido a la mayor estabilidad del pozo.Sin embargo, muchas terminaciones con tubos fil-tro no excluyen adecuadamente la arena. Otrospozos terminados sin empaque de grava no hanfallado completamente, pero producen a menorestasas debido a que los tubos filtro resultan tapo-nados o erosionados.

En consecuencia, hay una tendencia entre losoperadores a utilizar el empaque de grava paraproteger los filtros de grava y lograr mejores ter-

minaciones de pozos. Dimensionar la gravacubriendo correcta y completamente el espacioanular, estabiliza las formaciones y protege losfiltros de grava de la erosión y del taponado gra-dual. Sin embargo, las operaciones estándar deperforación y empaque de grava pueden atraparlodo y residuos de fluidos de transporte entre lagrava y las formaciones, o dentro del empaquede grava, dañando las permeabilidades del yaci-miento y del empaque. El daño inducido por lasterminaciones produce una alta caída de presiónpara la iniciación del flujo y una menor producti-vidad después del empaque de grava. Esto rigeespecialmente cuando se utilizan sistemas defluidos convencionales de bajo costo, sin impor-tar su rendimiento.

Este artículo detalla el empaque de grava depozos horizontales abiertos. Se examinan lasmedidas de control de producción de arena,incluidos los tubos filtro, el empaque con agua yla tecnología Alternate Path, o filtro de grava contubos de derivación. Se analizan los desafíos ylos últimos desarrollos en materia de fluidos detransporte y la remoción del revoque de filtración(enjarre, costra). Historias de casos demuestran laefectividad de los métodos más modernos de lim-pieza del pozo, incluidos los productos químicos,los procedimientos y las herramientas. Tambiénse incluyen la simulación del emplazamiento degrava bombeando por encima de la presión defracturamiento, o con fluidos a base de aceite, asícomo también los filtros de grava expandibles.

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1000100

Transmisibilidad (kh/µ), 1000 mD-pies/cp

Efic

ienc

ia d

e flu

jo, %

1011

10

100

Baja eficiencia de flujo

Alta eficiencia de flujo

Curva del mejor ajuste para 12 pozos de alto flujo Curva del mejor ajuste para 8 pozos de alto flujo

Productividad de pozos entubados fracturados y empacados con grava

> ¿Pozo abierto o entubado? Los datos de producción demostraron el efecto del revesti-miento con disparos en el rendimiento del flujo de entrada al pozo. En yacimientos conmenor transmisibilidad—permeabilidad multiplicada por el espesor neto (kh), dividida porla viscosidad del fluido (µ)—menor a unos 40,000 mD-pies/cp, la eficiencia de flujo es altaen las terminaciones de pozos entubados con disparos y con fracturas combinadas conempaque de grava para el control de la producción de arena y la estimulación. Sin embar-go, en pozos de alta tasa de flujo, los beneficios de la estimulación se pueden perder cuan-do la capacidad de flujo (kh) del yacimiento es alta o la viscosidad del fluido es baja debidoa que el flujo es estrangulado por los disparos. En formaciones con kh/µ mayor a 40,000mD-pies/cp, los operadores deben considerar terminaciones a pozo abierto y, en lo posi-ble, secciones horizontales frente a los intervalos productivos para evitar la reducción dela eficiencia de flujo, como consecuencia de las restricciones y turbulencia causadas porlos disparos. Los tubos filtro, los empaques de grava en pozos abiertos y los filtros de gravaque se expanden contra las paredes del pozo son opciones para controlar la producciónde arena en yacimientos con alta transmisibilidad.

4. Sherlock-Willis TM, Morales RH y Price P: “A GlobalPerspective on Sand Control Treatments,” artículo de laSPE 50652, presentado en la Conferencia Europea sobreel Petróleo de la SPE, La Haya, Holanda, 20 al 22 de octu-bre de 1998.Parlar M y Albino EH: “Challenges, Accomplishments,and Recent Developments in Gravel Packing,” Journal ofPetroleum Technology 52, no. 1 (Enero de 2000): 50-58.

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¿Pozos entubados o abiertos?La perforación de pozos horizontales y de granángulo es común cuando se trata de pozos nue-vos y de reentrada, incluso en los yacimientosque requieren terminaciones diseñadas para con-trolar la producción de arena. Las terminacionesa pozo entubado son poco comunes en los pozoshorizontales porque la cementación de la tuberíade revestimiento es difícil, los costos de los dis-paros son más altos, y para lograr un empaque degrava eficiente, la limpieza de los disparos nor-malmente es problemática. Asimismo, los pozoshorizontales abiertos son menos sensibles aldaño de la perforación y de la terminación debidoa que las áreas de ingreso del flujo son significa-tivamente más grandes. Sin embargo, las seccio-nes horizontales se perforan con un fluido deperforación del yacimiento (RDF, por sus siglas eninglés) especial que contiene polímeros paraaumentar la viscosidad, agentes obturantescomo el carbonato de calcio [CaCO3], o sal de clo-ruro de sodio [NaCl] y aditivos (normalmentealmidón u otro polímero) destinados a controlarlas pérdidas de fluido (derecha).5

Mientras mayor sea la porción del yacimientoexpuesta en un pozo, mayor será la productividade inyectividad y menores la caída de presión y lastasas del flujo en la formación. Las menores caí-das de presión y las menores velocidades de losfluidos minimizan la producción de arena en algu-nas formaciones. Dado que los disparos en pozosentubados y la turbulencia del flujo limitan la pro-ductividad, particularmente en pozos de altastasas de producción, los operadores normal-mente efectúan terminaciones a pozo abierto enlos tramos horizontales para obtener una produc-tividad óptima.6 En base a la transmisibilidad delyacimiento—permeabilidad multiplicada porespesor (kh), dividida por la viscosidad del fluido(µ)—BP evaluó la productividad de los pozosentubados, fracturados y posteriormente empa-cados con grava en términos de la eficiencia deflujo (página anterior).7

A medida que aumenta la viscosidad delfluido del yacimiento o disminuyen la permeabili-dad y la relación entre el espesor neto y eltotal—menos espesor productivo, más limo ymás lutita—los operadores pueden necesitarrecurrir al fracturamiento hidráulico combinado

con empaque de grava, como técnica de estimu-lación y control de la producción de arena enyacimientos laminados o multicapa. A medidaque disminuye la viscosidad del fluido del yaci-miento o aumentan la permeabilidad de la for-mación y la relación entre el espesor neto y eltotal—más espesor productivo, menos limo ymenos lutita—los disparos en la tubería derevestimiento reducen la eficiencia de la produc-ción y podrían no obtenerse los beneficios de laestimulación, porque el flujo es estrangulado porlos disparos.

En las formaciones de alta permeabilidad y dealta productividad, los operadores deben conside-rar las terminaciones a pozo abierto con secciones

horizontales o de gran ángulo en los yacimientos,y tubos filtro, empaques de grava o filtros de gravaexpandibles para el control de la producción dearena. Las terminaciones a pozo abierto querequieren control de la producción de arena prác-ticamente se han duplicado desde 1997 hasta elaño 2000. De estos pozos, aproximadamente el20% tenían empaque de grava en 1997 y 1998, encomparación con el 40% en el año 2000. Se prevéque esta tendencia continúe, y se aproxime al60% en el año 2003.8 El control de la producciónde arena en terminaciones a pozo abierto de sec-ciones largas y horizontales requiere nuevas tec-nologías, ingeniería detallada, planificaciónavanzada y una cuidadosa ejecución.

5. Houwen O, Ladva H, Meeten G, Reid P y Williamson D: “ANew Slogan for Drilling Fluids Engineers,” Oilfield Review9, no. 1 (Primavera de 1997): 2-16.

6. Tiffin D, Stevens B, Park E, Elliott F y Gilchrist J:“Evaluation of Filter Cake Flowback in Sand ControlCompletions,” artículo de la SPE 68933, presentado en laConferencia Europea sobre Daño de la Formación de laSPE, La Haya, Holanda, 21 y 22 de mayo de 2001.

7. Bennett CL: “Sand Control Design for Open HoleCompletions,” presentación como parte del Programa delConferencista Distinguido de la SPE, septiembre de 1999a mayo de 2000.

Revoque de filtración (enjarre, costra) suelto

Revoque de filtración

Velocidad de desplazamiento de 300 pies/min [91 m/min]

Pared del pozo

Formación0.04 pulgadas

1 mm

>Revoque de filtración. Un fluido de perforación del yacimiento (RDF, por sus siglas en inglés) correc-tamente formulado y acondicionado deposita un revoque de filtración de lodo delgado y de baja per-meabilidad en las paredes del pozo que no invade en forma profunda las formaciones. Los componen-tes incluyen polímeros para aumentar la viscosidad, agentes densificantes y obturantes, y aditivos decontrol de pérdidas de fluidos que se sellan dentro de unos pocos diámetros de granos de la formación,para reducir al mínimo la invasión de fluidos y de partículas en los intervalos productivos. Salmuerasbase, sales, CaCO3 y barita son agentes densificantes comunes. Los agentes obturantes y los aditivosde control de pérdidas de fluidos se empacan frente a la pared del pozo. El acondicionamiento correc-to del fluido RDF y los desplazamientos del pozo remueven el material del RDF suelto y minimizan elespesor del revoque de filtración.

8. Parlar M, Bennett CL, Gilchrist J, Elliott F, Troncoso J,Price-Smith C, Brady M, Tibbles RJ, Kelkar S, Hoxha B yFoxenberg WE: “Emerging Techniques in Gravel PackingOpen-Hole Horizontal Completions in High-PerformanceWells,” artículo de la SPE 64412, presentado en la Con-ferencia y Exhibición sobre Petróleo y Gas del PacíficoAsiático de la SPE, Brisbane, Queensland, Australia, 16al 18 de octubre de 2000.

¿Tubos filtro o empaque de grava?En la década de 1980 y principios de 1990, lostubos filtro eran la principal alternativa para elcontrol de la producción de arena para termina-ciones a pozo abierto de secciones horizontales.No se consideraba factible el empaque de gravade largas secciones. Los operadores instalaban fil-tros de grava convencionales con envoltura dealambre en los pozos abiertos sin empaque degrava, pero con el tiempo adoptaron los diseñosde malla premium y preempacadas para lograr unmayor rendimiento y más confiabilidad (derecha).

Debido a las áreas más grandes de entrada deflujo, la productividad inicial de las terminacioneshorizontales con tubos filtro es normalmentemayor y las velocidades de flujo por unidad delongitud del pozo son menores que en los pozosverticales. Sin embargo, muchas terminacionescon tubos filtro pierden productividad dado quelos sólidos de las formaciones taponan los filtros,y con el tiempo fallan por la mayor producción dearena debido a la erosión causada por la altavelocidad en las áreas restantes abiertas de losfiltros de grava. Al comienzo, los tubos filtro sebajaban en ambientes con lodo no acondicio-nado, en vez de hacerlo en medio de fluidos determinación limpios y filtrados. El mal filtrado y elpobre acondicionamiento del fluido, los desplaza-mientos inadecuados después de la perforación yantes de la instalación de los filtros de grava, y lafalta de limpieza del revoque de filtración redun-daron en el taponado de los filtros de grava y enuna baja productividad.

La instalación de filtros de grava en pozosabiertos sin empaque de grava es exitosa enmuchos pozos, pero la eficiencia y la confiabilidadvarían.9 Inicialmente, los porcentajes de fallaspromediaban entre el 50 y el 65% para las termi-naciones con tubos filtro, pero disminuyeron acasi un 20% a medida que mejoraron las técnicasde limpieza y los fluidos de perforación.10 Lospozos con limos y lutitas reactivas siguenteniendo altos porcentajes de fallas provocadaspor la producción de arena y por la menor produc-tividad debido a la obturación de los tubos filtro.En el Mar del Norte, los factores de recuperaciónpara los pozos terminados con tubos filtro gene-ralmente satisfacen las expectativas; las fallas enel control de la producción de arena han sidobajas, sin embargo, han aumentado con el

tiempo. A pesar de ello, algunos pozos termina-dos con tubos filtro tienen porcentajes restringi-dos de producción debido a la producción dearena, la obturación y la erosión de los filtros degrava, pero no se clasifican como fallas.

Las compañías operadoras y los proveedoresde servicios siguen desarrollando pautas y defi-niendo criterios para seleccionar las técnicas decontrol de producción de arena en los pozosabiertos horizontales (próxima página, arriba). Laelección entre tubos filtro y empaque de gravadepende de la permeabilidad de la formación, delcontenido de arcillas y finos, de los tamaños delos granos y de la clasificación de las partículas,además de la estabilidad del pozo y del númerode intervalos de limos y lutitas expuestos a lassecciones abiertas del pozo.

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9. Richard BM, Montagna JM y Penberthy WL Jr :“Horizontal Completions—2 Stand-Alone Screens Varyin Effectiveness,” Oil & Gas Journal 95, no. 32 (11 deagosto de 1997): 63-69.

10. Bennett C, Gilchrist JM, Pitoni E, Burton RC, Hodge RM,Troncoso J, Ali SA, Dickerson R, Price-Smith C y ParlarM: “Design Methodology for Selection of HorizontalOpen-Hole Sand Control Completions Supported by FieldCase Histories,” artículo de la SPE 65140, presentado enla Conferencia Europea sobre Petróleo de la SPE, París,Francia, 24 y 25 de octubre de 2000.

11. Perdue JM: “Completion Experts Study Gulf of MexicoHorizontal Screen Failures”, Petroleum EngineerInternational 69, no. 6 (Junio de 1996): 31-32.McLarty J: “How to Complete a Horizontal Well in theGulf of Mexico: Operators Share Experiences,”Petroleum Engineer International 70, no. 11 (Noviembrede 1997): 63-70.Base de datos interna de pozos horizontales deSchlumberger.

12. Tiffin DL, King GE, Larese RE y Britt LK: “New Criteria forGravel and Screen Selection for Sand Control,” artículode la SPE 39437, presentado en el Simposio Internacionalde la SPE sobre Control del Daño de la Formación,Lafayette, Luisiana, EUA, 18 y 19 de febrero de 1998.Bennett et al, referencia 10.

13. La designación “D” en el análisis de las distribucionesde los tamaños de los granos es la abertura de la mallaque retiene un porcentaje acumulado específico de par-tículas. Por ejemplo, D50 es la abertura de la malla, enmilímetros, pulgadas o micrones (µm) por sobre la cualel 50% de las partículas de la formación o de la grava—arena o apuntalante sintético—es retenido.

Filtro de grava con envoltura de alambre Filtro de grava preempacado

Filtro de grava de malla premium

Tuberíabase perforada

Envoltura de alambre

Capaprotectora

Grava de altapermeabilidad

Membrana porosa,fibra o laminado con

incrustación de metal o fibra

> Filtros de grava para el control de la producción de arena (Cortesía de U.S. Filter/JohnsonScreens). Los filtros de grava con envoltura de alambre—el diseño más común—por lo ge-neral constan de una tubería base perforada o ranurada con filtros de alambre espaciadospara retener tamaños específicos de grava. En las primeras versiones, los fluidos fluían sóloa través de aberturas en la tubería base, de modo que se agregaban aristas, o rebordes, paraformar un espacio anular pequeño que permitiera aumentar la capacidad de flujo y reducir laobturación. Los filtros de grava preempacados están fabricados con grava revestida de resi-na de alta permeabilidad entre dos capas de filtros con envoltura de alambre. Los diseños defiltros de grava de malla premium utilizan un medio de tela de alambre especial alrededor delfiltro de grava con envoltura de alambre. Estos filtros de grava normalmente incluyen un aroprotector con orificios perforados para una mayor protección durante la instalación o bien,tienen orificios para reducir la erosión causada por los granos de arena y las partículas finasque impactan directamente en el filtro interno a alta velocidad.

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La mayoría de las terminaciones con tubos fil-tro en los pozos horizontales del Golfo de Méxicofalla durante los primeros tres años de produc-ción, y el tiempo promedio para las fallas deestas terminaciones en el Mar del Norte es alre-dedor de tres a cuatro años.11 Si las velocidadesdel flujo no son altas y la vida productiva espe-rada es de dos a tres años, los tubos filtro puedenser una buena solución para los pozos con reser-vas limitadas, debido a los menores costos deinstalación. Además de la resistencia y la perme-abilidad de las rocas, los factores determinantesen la elección de los filtros de grava y la gravason la clasificación del tamaño de los granos dela formación, y la uniformidad y el contenido definos (abajo a la izquierda).12 La uniformidad esuna indicación de la variación de tamaños másgrandes a más pequeños en los granos de la for-mación. La clasificación es una medida del rangode partículas finas a gruesas en la formación.

Si el riesgo de que se produzca arena es limi-tado, se pueden usar tubos filtro en arenas “lim-pias” (bajo contenido de finos) y homogéneas conbuena relación entre el espesor neto y el total, ygranos grandes uniformemente clasificados—tamaños medianos (D50) mayores a 200 µm—como los del Mar del Norte.13 En el caso de lasareniscas débiles con granos de medianotamaño—tamaño mediano (D50) de alrededor de125 µm—los principales factores que se debenconsiderar son la uniformidad del tamaño de losgranos y el contenido de finos. Si las formacionestienen granos mal clasificados o un contenido definos superior al 5%, los operadores deberánconsiderar el empaque de grava para detener laerosión provocada por la arena y la obturación delos filtros de grava con la migración de finos.

Las areniscas débilmente consolidadas congranos pequeños, como las de muchas formacio-nes del Golfo de México, por lo general contie-nen altos porcentajes de finos y arcillasdispersas—partículas inferiores a 44 µm—quehacen poco prácticos a los tubos filtro. Los pozosen formaciones no consolidadas “sucias” (altocontenido de finos) o no homogéneas con bajapermeabilidad y granos pequeños mal clasifica-dos—tamaños medianos (D50) de alrededor de80 µm—deben terminarse con empaques degrava porque los tubos filtro podrían no mantenerla productividad, ni permitir un control de la pro-ducción de arena confiable a largo plazo. Los tra-tamientos de fracturamiento combinados conempaque de grava también son una opción.

Mediana

Calidad de la arena (espesor neto, clasificación y uniformidad de las partículas, homogeneidad y permeabilidad de la formación)

Med

iana

Prob

abili

dad

de p

rodu

cció

n de

sól

idos

(re

sist

enci

a de

la ro

ca y

esf

uerz

os e

n si

tio)

Baja

Alta

Baja Alta

Campo I Campo HCampo F

Gran agotamiento esperado (pobre soporte del acuífero, agotamiento, empuje por compactación o por expansión de gas)

Golfo de México Mar del Norte OtrosMantenimiento de la presión (buen soporte del acuífero, inyección de gas o agua)

Empaque de grava en pozo abierto

Empaque o filtros de grava expandibles en pozo abierto

Campo ACampo B

Tubos filtro de malla premium

Tubos filtro convencionales

Campo G

Campo F1 Campo E

Campo D

Campo C

Sin control de producción de arena

> ¿Tubos filtro o empaque de grava en pozo abierto? Una gráfica de interrelación de la probabilidad deproducción de sólidos con respecto a la calidad de la arena de la formación, ayuda a los operadores adesarrollar pautas para evaluar y seleccionar métodos de terminación. Los pozos en yacimientos debaja a mediana calidad con una alta probabilidad de producir arena pueden necesitar terminaciones apozo abierto con empaques de grava, pero los pozos en areniscas de alta calidad con similar probabi-lidad de producción de arena se pueden terminar con tubos filtro con envoltura de alambre convencio-nales, o preempacados, o de malla premium. En los yacimientos con inyección de gas o agua, o congrandes acuíferos que mantienen la presión y con arenas de calidad mediana a alta, las terminacionescon tubos filtro pueden ser adecuadas, mientras que en yacimientos de calidad similar con agotamiento,o empuje por compactación, pueden requerir empaque de grava.

Criterios de uso de tubos filtro y empaques de grava en el diseño de las terminaciones

Características de la formaciónTipo de terminación

Filtros de grava con envoltura de

alambre o preempacados

Filtros de grava de malla premium

Pozo abierto con empaque de grava

Contenido de finosinferior a 44 µm

Inferior a 2%

Inferior a 5%

Superior a 5%

Coeficiente de uniformidad

D40/D90

Inferior a 3

Inferior a 5

Superior a 5

Coeficiente declasificación

D10/D95

Inferior a 10

Inferior a 10

Superior a 10

> Criterios de selección de los filtros de grava y de los empaques de grava. A medida que las formaciones son menos uniformes, la selección del tipo determinación requiere la consideración de parámetros distintos a los tamañosmedios de los granos (D50) del análisis granulométrico. El coeficiente de clasifi-cación D10/D95, el coeficiente de uniformidad D40/D90 y el porcentaje de partícu-las de 44 µm y de menor tamaño, determinan la calidad de la formación e influ-yen en los diseños de los filtros de grava y de los empaques de grava. Porejemplo, probablemente sean la mejor elección las terminaciones con empaquede grava a pozo abierto en aquellos pozos con un coeficiente de clasificaciónsuperior a 10, un coeficiente de uniformidad mayor a 5 y un contenido de finosde 44 micrones superior al 5%.

En los pozos de altas tasas de producción yalto costo, las intervenciones correctivas costo-sas pueden afectar la rentabilidad del campo ydel proyecto en general. De hecho, la mayoría delos contratos de distribución de gas contemplaaltas multas por no cumplir con las cuotas de pro-ducción. Para estas terminaciones sensibles alcosto y al riesgo, la incertidumbre y los histórica-mente altos porcentajes de fallas con los tubosfiltro justifican el uso de empaques de grava.

A menos que las formaciones tengan granosbien clasificados y extremadamente limpios, lospozos de producción e inyección submarinos quepueden producir arena y la mayor parte de lospozos en aguas profundas—más de 1000 a 2000pies [305 a 610 m]—deben terminarse conempaques de grava para evitar las intervencio-nes correctivas de alto costo, especialmentecuando hay grandes volúmenes de reservas enjuego. Los pozos de gas de alta producción tam-bién necesitan empaques de grava cuando la

producción de arena y la erosión de los filtros degrava afectan la seguridad.

Los tubos filtro pueden justificarse en ciertasaplicaciones:• pozos que no son submarinos con una corta

vida productiva y colapso uniforme del pozo,independientemente de su producción

• pozos que no son submarinos y de baja produc-ción, con pocos intervalos de limos o lutitas ycon colapso parcial o sin colapso del pozo

• pozos de inyección que no son submarinos conun espacio anular pequeño entre el filtro degrava y el pozo que limita el flujo alrededor de losfiltros de grava.

La rentabilidad marginal, las limitaciones deinversión de capital, los posibles daños en lasterminaciones o la reducción de la productividady la pérdida del aislamiento de las formaciones,son las razones para no colocar empaques degrava en los pozos horizontales terminados a

pozo abierto. Sin embargo, la mayoría de los ope-radores concuerda en que se prefieren los empa-ques de grava en los pozos horizontalesterminados a pozo abierto para reducir las fallasrelacionadas con la producción de arena y mini-mizar la caída de la productividad asociada conlas mismas. Los pozos de alta presión y alta tem-peratura (HPHT, por sus siglas en inglés) puedenser la excepción, debido a las limitaciones de ren-dimiento y compatibilidad de los fluidos. Estasaplicaciones de control de la producción de arenade pozos HPHT presentan desafíos para los inge-nieros de terminación de pozos y actualmenteestán bajo evaluación.

¿Empaque con agua o filtros de grava Alternate Path?El uso de empaques de grava en terminaciones apozo abierto ha evolucionado a medida que losoperadores y las compañías de servicios hanadquirido experiencia y una mayor comprensiónacerca del daño de las terminaciones y del empla-zamiento de grava en los pozos horizontales. Si serequiere empaque de grava, los operadores debenelegir entre dos técnicas probadas en el campoque se encuentran actualmente disponibles parala terminación de largas secciones de pozos abier-tos; éstas son el empaque con agua y los filtros degrava Alternate Path.

El empaque con agua utiliza bajas concentra-ciones de grava—0.5 a 2 libras de apuntalanteagregado (ppa) por galón [0.06 a 0.2 g/cm3]—transportada por fluidos de baja viscosidad, nor-malmente salmuera (izquierda).14

El lado bajo del espacio anular se empaca pri-mero hasta que la grava llega al extremo final,también llamado punta, o hasta que la grava sedesborda y forma una obturación debido a lasgrandes pérdidas de fluido. Las fuerzas gravita-cionales dominan esta onda “alfa,” de modo quela grava se asienta como las dunas de arenasoplada por el viento en una playa hasta alcanzaruna altura de equilibrio. Si el flujo de fluido per-manece por sobre la velocidad crítica para eltransporte de partículas, la grava descenderá poruna sección horizontal hasta la punta.

Una vez que se detiene la onda alfa, unasegunda onda, u onda “beta,” cubre el espacioanular por el lado superior hacia atrás y hacia elcomienzo de la sección horizontal, también lla-mada talón, desde la punta o desde una obtura-ción. La onda beta requiere una velocidad defluido suficiente para mantener un flujo turbu-lento y mover la grava a lo largo de la parte supe-rior del espacio anular. Esta onda continúa hasta

58 Oilfield Review

Tuberíahermética

1 2 3 4 5

678910

LechadaTalón Punta

Tubería derevestimiento Filtros de grava

Revoque de filtraciónPozo abierto

Filtro de grava Tubo lavador

Duna de gravaTubo lavador

Onda beta

Onda alfa

Típica respuesta de presión de tratamientode superficie para empaque con agua

Etapa de prelavado

Etapa de mezclado

Etapa de desplazamiento

Onda alfa: transporte de la lechada a lo largo de los filtros de grava

Lechada en lapunta del pozo

Onda beta: empacado de grava desde el talón hasta la punta

Cierre anular

Pres

ión

de tr

atam

ient

o de

sup

erfic

ie, l

pc

Duración del tratamiento, min

> Empaque con agua. Los empaques de grava con fluidos de baja viscosidad, normalmente salmuera, sebasan en el depósito de grava alrededor de los filtros de grava en el lado bajo del espacio anular, mien-tras que la lechada con bajas concentraciones de grava se mueve en flujo turbulento a lo largo de laparte superior (parte superior e inferior derecha). El pozo se debe sellar con un revoque de filtracióndel fluido RDF para reducir al mínimo las pérdidas de fluido. Si la circulación—el fluido retorna a la su-perficie—se mantiene, la grava circula hacia el extremo final, o punta, de las secciones horizontalesen una onda “alfa” (1 a 5). Si la lechada se deshidrata y cesa el empaque posterior en los intervaloscon grandes pérdidas de fluido, la grava llena el espacio anular y forma una obturación. El resultado esun empaque incompleto más allá de ese punto. Después de que se produce la obturación o que la gravallega a la punta, el empaque regresa al comienzo, o talón, de una sección horizontal en una onda “beta”(6 a 10). Las presiones de tratamiento de superficie brindan una indicación de la forma en que se estándesarrollando los tratamientos de empaque con agua (parte inferior izquierda).

Otoño de 2001 59

que el espacio entre el empaque y la formaciónse hace relativamente pequeño para el tamañode la partícula de grava. Se requiere un revoquede filtración de baja permeabilidad para impedirla pérdida de fluido hacia las formaciones, man-tener la altura de equilibrio de la grava, evitar laobturación de la grava, que conduce a un empa-que incompleto, y permitir que los filtros de gravase instalen sin que se atasquen por presión dife-rencial. El menor flujo anular que resulta de lapérdida de fluido por la erosión del revoque de fil-tración o de exceder la presión de fractura-miento, aumenta la altura de la grava aguasabajo y la posibilidad de obturación prematura,así como los vacíos en el empaque.

El empaque con agua depende en gran medi-da de la integridad del revoque de filtración ypuede no empacar completamente el espacioanular, lo que puede crear incertidumbre acercadel éxito y de la consistencia de la terminación.Por esta razón, se usa un fluido RDF especial ycuidadosamente diseñado para perforar seccio-nes del yacimiento que serán terminadas a pozoabierto. Un RDF debe formar un revoque de filtra-ción delgado y de baja permeabilidad que seafrágil, pero capaz de soportar la erosión mientrasse bombea la grava. Estas características hacenque el revoque de filtración sea más fácil deremover o, al menos, menos dañino para la per-meabilidad de la formación.15

En caso de que se requieran tratamientos delimpieza, éstos deben seguir el empaque conagua para mantener la integridad del revoque defiltración mientras se coloca la grava. En yaci-mientos con baja relación entre el espesor neto yel total, los intervalos de limos y lutitas expues-tos a los fluidos de terminación pueden ser ero-

sionados y transportados por el flujo de alta velo-cidad por largos períodos, posiblemente redu-ciendo la permeabilidad final de los empaques degrava. El uso de filtros de grava preempacados ode malla premium para controlar la producciónde arena en caso de un empaque incompleto,compensa en cierta forma las limitaciones delempaque con agua. Sin embargo, se necesitabaun método más confiable.

Los empaques de grava con filtros de gravaAlternate Path utilizan tubos de derivación porfuera de los filtros de grava y altas concentracio-nes de grava—4 a 8 ppa [0.48 a 0.96 g/cm3]—enfluidos de transporte viscosos, para asegurarempaques de grava completos por debajo de lasobturaciones que se forman entre los filtros degrava y la tubería de revestimiento o las paredesdel pozo (abajo).16 A diferencia del empaque conagua, esta técnica no depende de la integridaddel revoque de filtración. Si se forma una obtura-ción de grava anular, la presión en el espacioanular aumenta y la lechada se desvía hacia los

tubos de derivación, la única vía de flujo abierta.Los tubos de derivación tienen conductos paraque la lechada se desvíe del pozo colapsado, delos empacadores inflables externos, o de lasobturaciones de grava anulares en la parte supe-rior de los intervalos o junto a las zonas con altaspérdidas de fluido.17

Las pruebas a gran escala que simulan pérdi-das de fluido extremadamente altas demostraronque un solo tubo de derivación podría empacarintervalos horizontales de 2000 pies, incluso sinretornos de fluido hacia la superficie.18 Los inge-nieros adaptaron los filtros de grava AlternatePath para pozos abiertos más largos con eldiseño de boquillas y tubos de derivación quereducen la acumulación de grava dentro de lostubos de derivación, mediante el uso de fluidosno dañinos con buena capacidad de transportede grava y la instalación de protectores de lostubos con orificios perforados alrededor de todoel conjunto para ayudar a centralizar los filtros degrava y proteger los tubos de derivación.

14. Parlar y Albino, referencia 4.Penberthy Jr WL, Bickham KL y Nguyen HT: “HorizontalCompletions—Conclusion: Gravel Packing PreventsProductivity Decline,” Oil & Gas Journal 95, no. 35 (1 de septiembre de 1997): 56-60.

15. Pitoni E, Ballard DA y Kelly RM: “Changes in SolidsComposition of Reservoir Drill in Fluids DuringDrillingand the Impact on Filter Cake Properties,” artí-culo de la SPE 54753, presentado en la ConferenciaEuropea sobre Daño de la Formación de la SPE, LaHaya, Holanda, 31 de mayo al 1 de junio de 1999.

16. Jones LG, Yeh CS, Yates TJ, Bryant DW, Doolittle MW yHealy JC: “Alternate Path Gravel Packing,” artículo de laSPE 22796, presentado en la 66 Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, Dallas, Texas, EUA, 6 al 9 deoctubre de 1991.

17. La tecnología de filtro de grava con tubos de derivaciónfue desarrollada por Mobil (actualmente ExxonMobil), afines de la década de 1980 y comienzos de la década de1990, y se ha entregado bajo licencia a Schlumberger.

18. Jones LG, Tibbles RJ, Myers L, Bryant D, Hardin J yHurst G: “Gravel Packing Horizontal Wellbores withLeak-Off Using Shunts,” artículo de la SPE 38640, pre-sentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anualde la SPE, San Antonio, Texas, EUA, Octubre 5-8, 1997.

Tubería de revestimiento

Talón PuntaTubo de derivación

Tubo de derivación

Boquillas

Boquilla

Lechada

1

2

3

4 5

Tubo lavador Tuberíahermética

Grava Filtro degrava

Pozo abierto Revoque de filtración

Pres

ión

de tr

atam

ient

o de

sup

erfic

ie, l

pc

Duración del tratamiento, min

Etapa de desplazamiento

La presión aumentaa medida que el flujose desvía hacia el tubo de derivación

Etapa demezclado

Onda alfa: transporte de lechada a lo largo de las filtros de grava

Típica respuesta de presión de tratamiento de superficie para filtros de grava con tubos de derivación

Etapa de prelavado Cierre anularLechada en la punta del pozo

Tuberíahermética

Filtro degrava

Empaque de grava

> Empaques de grava con filtros de grava Alternate Path. Esta tecnología asegura un empaque degrava completo alrededor de los filtros de grava en una sección horizontal entera. Los tubos de deriva-ción conectados por fuera de los filtros de grava proveen conductos para que la lechada se desvíe delas obturaciones de grava y llene los vacíos en el espacio anular (parte superior y parte inferior dere-cha). Los tubos de derivación no dependen del revoque de filtración para impedir las pérdidas de fluido.Si el espacio anular entre los filtros de grava y los empaques del pozo abierto se tapona prematura-mente (3), la lechada se desvía hacia los tubos de derivación y el empaque de grava prosigue hacia lapunta, aún cuando no haya retorno del fluido, o circulación hacia la superficie (4 y 5). La velocidad debombeo por lo general disminuye una vez que comienza el flujo a través de los tubos de derivación yaumenta la presión debido al menor diámetro de dichos tubos (parte inferior izquierda).

La grava no gira fácilmente hacia orificios desalida pequeños, de modo que boquillas en granángulo que se extienden hacia la corriente deflujo reducen la tendencia a la decantación de lagrava y a su concentración dentro de los tubos dederivación. Los tubos de derivación con orificios,o boquillas, sirven como tubos de empaque. Paraintervalos extremadamente largos, se conectantubos de derivación de transporte sin orificios desalida a lo largo de todo el conjunto de filtros degrava para limitar la deshidratación de la lechadamediante la reducción de las pérdidas del fluidode transporte en el espacio anular, y dirigir lalechada hacia los tubos de empaque a razón de 4a 6 bbl/min [0.6 a 0.9 m3/min].

Los tubos de transporte se conectan a lostubos de empaque mediante un tubo distribuidoren cada empalme de los filtros de grava. Lalechada fluye hacia abajo por los tubos de empa-que o desde los tubos de transporte hacia lostubos de empaque y sale a través de boquillas decarburo resistentes al desgaste, para empacarlos vacíos detrás de los filtros de grava a 0.5 a 2bbl/min [0.08 a 0.3 m3/min]. También se puedenconectar tubos de transporte a la tubería hermé-tica que se encuentra en la parte de arriba de unconjunto de filtros de grava, para que la lechadapueda pasar en caso de que el orificio colapse ose forme una obturación de grava en la partesuperior del intervalo.

Simulación de emplazamiento de gravaLas herramientas computacionales son parteintegrante del diseño de tratamientos para elcontrol de la producción de arena que reducenlos reacondicionamientos correctivos y las fallasde terminaciones. La simulación de procesos deemplazamiento de grava permite realizar análisisde sensibilidad con diversos parámetros deemplazamiento de grava (derecha). Estas herra-mientas de simulación ayudan a los operadores aevaluar los intervalos de terminación, los fluidosde transporte, los tamaños y las concentracionesde grava, las tasas de bombeo, las pérdidas defluidos hacia la formación y los retornos a la

superficie. Las simulaciones también se utilizanpara optimizar los tubos lavadores, los filtros degrava y las configuraciones de las herramientasde servicio.19 Por ejemplo, el programa de com-putación SandCADE incluye seis módulos—simulación de emplazamiento de grava paraempaque con agua y con tubos de derivación,

programación de bombeo, simulador de fractura-miento combinado con empaque de grava, movi-mientos de la tubería y cálculos de la hidráulicadel empacador, y análisis de torsión y arrastre—que proveen la información necesaria para dise-ñar, ejecutar y evaluar los tratamientos deempaque con agua y con tubos de derivación.

60 Oilfield Review

19. Karlstad S, Sherlock-Willis T, Rajan S, Samsonsen B yMonstad PA: “An Evaluation and Design Approach toGravel-Pack Treatments in the Gullfaks Field,” artículode la SPE 48978, presentado en la Conferencia yExhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns,Luisiana, EUA, 27 al 30 de septiembre de 1998.

20. Sherlock-Willis T, Romero J y Rajan S: “A CoupledWellbore-Hydraulic Fracture Simulator for RigorousAnalysis of Frac-Pack Applications,” artículo de la SPE39477, presentado en el Simposio Internacional sobreControl de Daño de la Formación de la SPE, Lafayette,Luisiana, EUA, 18 al 19 de febrero de 1998.

.

0% 0 a 20% 21 a 40% 41 a 60% 61 a 80% 81 a 99% 100%

Radi

o no

rmal

izado

1.0 0.5

0 -0.5 -1.0

Profundidad medida, pies12,392.0 12,835.7 13,279.4 13,723.0 14,166.7

1.0 0.5

0 -0.5 -1.0

Efecto de la permeabilidad de la formación


Radi

o no

rmal

izado

1.0 0.5 0

-0.5 -1.01.0 0.5 0

-0.5 -1.0

Efecto del daño


Radi

o no

rmal

izado

1.0 0.5

0 -0.5 -1.01.0 0.5

0 -0.5 -1.0

Efecto del diámetro externo del tubo lavador y del diámetro interno del filtro de grava

Radi

o no

rmal

izado

1.0 0.5

0 -0.5 -1.01.0 0.5

0 -0.5 -1.0


Efecto de la viscosidad del fluido

1.0 0.5

0 -0.5 -1.0

Radi

o no

rmal

izado

1.0 0.5

0 -0.5 -1.0


Efecto de la concentración de grava1.0 0.5

0 -0.5 -1.0

Radi

o no

rmal

izado

1.0 0.5

0 -0.5 -1.0


Efecto de la tasa de bombeo

Eficiencia de los empaques de grava

500 mD

5000 mD

DE/DI=0.8

DE/DI=0.3

Factor de daño=10

Factor de daño=100

0.4 cp

4 cp

1 ppa

3 ppa

4 bbl/min

1 bbl/min

> Simulación del emplazamiento de grava. El riesgo de obturación de grava aumenta a medida queaumenta la permeabilidad de la formación y la longitud de los intervalos, o disminuye la viscosidad delos fluidos del yacimiento. Los factores que influyen en el empaque de grava, tales como las caracte-rísticas de la formación, las pérdidas de fluidos, las configuraciones de los filtros de grava, las herra-mientas de terminación del pozo y los parámetros del tratamiento, se pueden modelar con el uso deprogramas de computación. La eficiencia del empaque disminuye a medida que aumenta la per-meabilidad de la formación (parte superior izquierda). El revoque de filtración de baja permeabilidad,o el alto factor de daño, reducen las pérdidas de fluidos y aumentan la eficiencia del empaque (partesuperior derecha). El fluido de transporte tiende a desviarse hacia el espacio anular interno a medidaque aumenta el espacio entre el tubo lavador y el filtro de grava—la relación entre el diámetroexterno (DE) del tubo lavador y el diámetro interno (DI) del filtro de grava—lo que hace disminuir laeficiencia del empaque (centro, a la izquierda). Si bien la diferencia puede ser grande, no es significa-tiva en este ejemplo. El aumento de la viscosidad del fluido de transporte para reducir las pérdidas defluidos puede mejorar las características de transporte de la grava y la eficiencia del empaque (cen-tro, a la derecha). Se puede producir una obturación anular temprana a medida que aumentan lasconcentraciones de grava (parte inferior izquierda). La eficiencia del empaque disminuye a medidaque disminuyen las tasas de bombeo y aumentan las pérdidas de fluidos (parte inferior derecha).

Otoño de 2001 61

Los cálculos del emplazamiento de grava sebasan en un simulador de pozo seudo-tridimen-sional, capaz de modelar empaques de grava enpozos entubados o abiertos, horizontales o verti-cales. Se ha desarrollado un modelo basado enconceptos similares para simular la colocación deempaques de grava mediante filtros de gravaAlternate Path con tubos de derivación. Los trata-mientos se pueden diseñar con herramientas deservicio en modo de inyección forzada o circu-lante. En el modo circulante, también se puedemodelar la presión de la válvula de superficie, ode estrangulación, y la velocidad de retorno delfluido. El módulo de programación de bombeo uti-liza los requisitos específicos del trabajo y datos,tales como la tasa de bombeo, la concentraciónde grava y los parámetros de fracturas para gene-rar tratamientos de emplazamiento de grava,reduciendo así la cantidad de repeticiones que senecesitan para obtener programas de bombeosatisfactorios.

En el pasado, los fracturamientos combina-dos con empaques de grava, que por lo generalfallaban debido a un desborde prematuro degrava, eran diseñados únicamente utilizandosimuladores de fracturamiento hidráulico que noconsideraban las herramientas de terminación defondo de pozo; tales como reducciones de losempacadores, tuberías herméticas, filtros degrava y tubos lavadores. Los usuarios ahora pue-den efectuar diseños para controlar la longitudde la fractura y simular tratamientos de fractura-miento combinados con empaques de grava conun simulador recientemente desarrollado queacopla el pozo a la fractura hidráulica.20 Estesimulador modificado, basado en un simulador defracturamiento hidráulico seudo-tridimensional,calcula parámetros tales como la distribución degrava en las fracturas, la altura de las fracturas,y el flujo del fluido bidimensional como condicio-nes de borde para el simulador de pozo seudo-tri-dimensional.

El flujo de la lechada se simula junto con losefectos de la inclinación del pozo, la decantacióny la obturación de grava alrededor de los filtrosde grava, y el flujo del fluido a través de las mis-mas. Asimismo, el simulador de fractura avan-zado permite efectuar diseños para controlar lalongitud de la fractura en formaciones de altapermeabilidad. También se puede modelar lainducción de la obturación de grava en los pozosmediante la reducción deliberada de la tasa debombeo, o el desplazamiento de la herramientade servicio al final de los tratamientos.

Una vez que se obtiene un programa de bom-beo definitivo, el módulo de movimiento de latubería calcula la fricción, el pandeo, los efectosde sondeo y los efectos térmicos. Además, per-mite a los usuarios diseñar conjuntos de sellosde los empacadores que compensan el potencialmovimiento tubular. Los cálculos de la hidráulicadel empacador ayudan a generar procedimientospara bajar empacadores a utilizar en tratamientosde empaque de grava de manera segura y evitarla liberación prematura. Los análisis de torque yarrastre proporcionan estimaciones para bajar demanera segura conjuntos de terminación hasta laprofundidad final sin quedar atascados ni dañarlos componentes.

Empaque con agua en ChinaDurante mayo de 2001, Schlumberger terminó unpozo marino de petróleo en la Bahía de Bo Hai enChina, donde el operador había perforado unpozo de 81⁄2 pulgadas, a ser terminado con unempaque de grava. No se informaron pérdidas defluido durante la perforación de una sección hori-zontal de 634 m [2080 pies]. Se realizaron variassimulaciones de diseño con el programaSandCADE para optimizar los procedimientos deempaque con agua en pozos abiertos (abajo). Lassimulaciones de emplazamiento de grava indica-ron que una tubería de 31⁄2 pulgadas reduciría almínimo la decantación de grava y mejoraría laeficiencia de bombeo.

Se modelaron velocidades de bombeo de 3 a8 bbl/min [0.5 a 1.25 m3/min] para determinar laeficiencia de empaque. Tanto a 7 y 8 bbl/min [1.1y 1.25 m3/min] las altas presiones y las pérdidasde fluidos tuvieron como resultado una obtura-

ción de grava y una eficiencia de empaque de 58y 88%, respectivamente. Sin pérdidas y conretornos completos en la superficie, las tasas debombeo de 3 a 6 bbl/min [0.95 m3/min] dieroncomo resultado una eficiencia de empaque del100%, pero 3 bbl/min se consideró demasiadobajo, debido a la posibilidad de decantación de lagrava en lugares bajos a lo largo del perfil delpozo horizontal.

Se seleccionó el empaque con agua a 5bbl/min [0.8 m3/min]. Ésta era la tasa más altacon el menor riesgo de obturación que podía pro-porcionar un empaque completo. El siguientepaso consistió en determinar las pérdidas defluido permisibles, mediante la variación del fac-tor de daño o de la permeabilidad de la formaciónen el pozo abierto, de 5 mD y sin pérdidas a 350mD y alrededor de 2 bbl/min [0.3 m3/min] deretornos de fluidos. La onda alfa se detuvocuando las tasas de retorno disminuyeron amenos de 2 bbl/min, y los retornos de menos de3 bbl/min fueron considerados inaceptables porel operador debido al posible aumento de las pér-didas por la erosión del revoque de filtración.

La simulación y el monitoreo del torque y delarrastre durante la bajada y la extracción de lasarta de perforación para desplazar el RDF confluidos libres de sólidos, ayudaron al operador adeterminar los factores de fricción en la tuberíade revestimiento y en el pozo abierto. Estosdatos se utilizaron en el módulo de torque yarrastre del programa SandCADE para estable-cer límites horizontales de las diversas sartasde trabajo. Este análisis predijo el posible pan-deo de los tubulares de 31⁄2 pulgadas durante lainstalación del filtro de grava.

Tasa de flujo,

bbl/min

8

7

6

5

4

3

0.5

0.5

0.5

0.5

0.5

0.5

205

280

369

450

570

759

68

88

100

100

100

100

1.5

2.0

2.8

4.9

5.8

6.8

28

83

158

254

390

536

2625

2000

1465

1020

650

340

2863

2016

1647

1151

733

391

Concentraciónde grava, ppa

Tiempo total de

bombeo, min

Eficiencia deempaque de

grava, %

Altura de la duna, pulgadas

Iniciación deonda beta, min

Presión de circulación, lpc

Presión de superficie, lpc

> Diseño del empaque con agua. Antes de empacar con agua una sección de 2080 pies [634 m] de unpozo horizontal en la Bahía Bo Hai, China, se efectuaron varias simulaciones por computadora paraoptimizar el diseño. Las tasas de bombeo se modelaron en incrementos de 1bbl/min [0.16 m3/min], de 3 a 8 bbl/min [0.5 a 1.25 m3/min] con una concentración de grava constante de 0.5 ppa. A 7 bbl/min [1.1m3/min] y más, se forman nodos de grava durante la propagación de las ondas alfa debido a las altaspresiones diferenciales entre el espacio anular formado por el filtro de grava y el pozo abierto, y el espa-cio anular entre el tubo lavador y el filtro de grava. Los nodos se continúan desarrollando y se producenobturaciones de grava en el talón del pozo mientras la presión aumenta durante la propagación de laonda beta. Se siguen formando obturaciones incluso a 6 bbl/min. A 3 bbl/min, la eficiencia de empaquees del 100%, pero la altura de la onda alfa es cercana al 80% del volumen del espacio anular. Bombear a5 bbl/min [0.8 m3/min] se traduce en un empaque completo con una altura de onda alfa anular del 55%.

A pesar de las precauciones adicionales, seprodujeron problemas de pandeo como se anti-cipó mientras se intentaba instalar filtros degrava con sartas de perforación de 31⁄2 pulgadas,de modo que se extrajo el conjunto de filtros degrava y se volvió a bajar con tubería de perfora-ción de 5 pulgadas. Se llevó a cabo un trata-miento de empaque con agua después decomenzar a trabajar nuevamente con la sarta de31⁄2 pulgadas. Para verificar la circulación, seestablecieron retornos de fluidos de 4.7 bbl/min[0.75 m3/min] bombeando la salmuera filtrada a 5bbl/min antes de emplazar grava con unalechada de 0.5 ppa. Al bombear durante 11 horasa 5 bbl/min se obtuvo una eficiencia de empaqueestimada de 158% basada en el volumen de unpozo de 81⁄2 pulgadas de diámetro. Se aplicó untratamiento de limpieza posterior al empaquepara disolver el revoque de filtración restante.

Empaque con tubos de derivación en KazakhstánEl empaque de grava con filtros de gravaAlternate Path se puede extender a seccionesabiertas extremadamente largas de pozos hori-zontales mediante modificaciones específicas yuna cuidadosa ingeniería. El Campo Buzachi delNorte, en Kazakhstán Occidental, cerca del MarCaspio, está a 300 km [190 millas] al norte deAktau, la ciudad más cercana, y es operado porTexaco. En 1999, el Pozo NB4Z fue uno de los pri-meros pozos horizontales perforados en esteyacimiento de areniscas poco consolidadas ypoco profundas, que produce petróleo relativa-mente viscoso. El emplazamiento de empaque degrava en una sección abierta de 3000 pies [914m] de un pozo de 81⁄2 pulgadas, requería una can-tidad de grava estimada en 85,000 lbm [38,560kg]. Esto indujo a Texaco a evaluar terminacionesque incluyen empaques con agua y con tubos dederivación (arriba a la derecha).21

La sección horizontal NB4Z era mucho máslarga que en las terminaciones anteriores en lasque se habían utilizado filtros de grava con tubosde derivación de 1100 pies [335 m], de modo quese optimizaron los diseños de filtros de grava ylos programas de bombeo para mejorar la efi-

ciencia, reducir el tiempo de instalación, y permi-tir mayores velocidades de bombeo. El diseñoAllPAC consistió de dos tubos de transporte lar-gos que se separaban en cada empalme de losfiltros de grava para alimentar dos tubos deempaque (próxima página). Esta configuraciónredujo el número de conexiones de tubos de deri-vación en un 50% y redujo la posibilidad de pér-didas de fluido y la deshidratación de la lechadaen los filtros de grava.

La grava se bombeó en modo de circula-ción—espacio anular abierto—sin tubos lavado-res dentro de los filtros de grava. Cuando la gravallegó a la parte superior del filtro de grava, lalechada se deshidrató inmediatamente mientrasel fluido de transporte se fugaba por el filtro degrava y se formaba una obturación anular en laparte superior de la sección horizontal. Lalechada se desvió a los tubos de derivación y pro-siguió el empaque de grava. El tratamiento seefectuó a 4 bbl/min hasta que la grava mojadacausó problemas de mezclado y se tuvo que dis-minuir la velocidad para que el mezcladorpudiera seguir operando. La presión de trata-miento de superficie aumentó durante todo eltrabajo y fue lo suficientemente alta como parasobrepasar el esfuerzo de fracturamiento. Sinembargo, no se produjo la rotura de la formacióndebido a la fricción en los tubos de derivación.

La tecnología de tubos de derivación fueclave para la ejecución exitosa de este empaquede grava en una sección horizontal abierta extre-madamente larga en un área remota. El empaquede grava sin tubo lavador redundó en un ahorrodel tiempo de instalación y una conexión roscadaespecial aseguró la alineación correcta del tubode derivación. De 100 empalmes de los filtros degrava, 97 se alinearon exactamente la primeravez. El armado de los filtros de grava y la veloci-dad de bajada fue de casi seis conexiones porhora. Se logró un completo empaque de grava,emplazando un 33% más de grava del volumenanular teórico. La producción inicial del pozollegó a 34 B/D [5 m3/d] de agua y 1257 B/D [200m3/d] de petróleo, tres veces la producción pro-medio en este campo de una terminación hori-zontal con tubería de revestimiento ranurada.

Para escoger entre los métodos de empaquecon agua y empaque con tubos de derivación, losoperadores tuvieron que evaluar la logística, losriesgos y los costos de cada aplicación. Ambastécnicas se habían utilizado con éxito en largostramos horizontales con empaque de grava. Ensecciones largas, el porcentaje de éxito medianteempaque con agua es de alrededor del 70%,mientras que con el empaque con tubos de deri-vación, es superior al 95%.22 El éxito está rela-cionado principalmente con el contenido de lutitay la reactividad de la lutita con los fluidos de per-foración y terminación, con la longitud de la sec-ción del yacimiento y con la permeabilidad de laformación. Cuando se efectúan empaques degrava con los filtros de grava Alternate Path, sepuede remover el revoque de filtración durantelas operaciones de empaque de grava, porque nose requiere un pozo sellado.

62 Oilfield Review

102,000

15

0

3

18

6

405

Empaquecon agua

102,000

9

8

15

29

0.5

4857

Masa de grava con 20% de exceso, lbm

Tiempo de bajada del filtro de grava, hr

Tiempo de bajada y extraccióndel tubo lavador, hr

Tiempo de bombeo de grava, hr

Tiempo total de terminación, hr

Concentración de grava, ppa

Volumen de fluido, bbl

Empaque con tubos de

derivación

< Comparación entre el empaque con agua yel empaque con tubos de derivación. Texacoescogió la tecnología Alternate Path para elpozo NB4Z en el Campo Buzachi del Norte,Kazakhstán, porque los requisitos de tiempode terminación y volumen de fluido eran con-siderablemente menores que los del empa-que con agua. Ensamblar y operar filtros degrava con tubos de derivación requieretiempo adicional, pero el tiempo de bombeose reduce en un 80% puesto que la concen-tración de grava es mucho más alta. Eltiempo total de terminación con empaquecon tubos de derivación, es 30% menor quecon el empaque con agua. Los volúmenes defluido de empaque con tubos de derivaciónson de 10 a 20% de los requeridos por el em-paque con agua. En este caso, resultó menoral 10%, lo cual es importante en áreas remo-tas con suministro limitado de agua.

Foxenberg WE y Lockett CD: “Displacement Technologyto Ensure a Clean Well Bore,” Petroleum EngineerInternational 71, no. 10 (Octubre de 1998): 23-28.Price-Smith C, Bennett C, Ali SA, Hodge RM, Burton RC yParlar M: “Open Hole Horizontal Well Cleanup in SandControl Completions: State of the Art in Field Practiceand Laboratory Development,” artículo de la SPE 50673,presentado en la Conferencia Europea del Petróleo de la SPE, La Haya, Holanda, 20 al 22 de octubre de 1998.

21. Tibbles R, Blessen E, Qian X, Steven B, Pardo C, Hurst G,Kubota R y Mysko P: “Design and Execution of a 3000-ftHorizontal Gravel-Packed Completion (A KazakhstanCase History),” artículo de la SPE 64410, presentado enla Conferencia y Exhibición de Petróleo y Gas delPacífico Asiático de la SPE, Brisbane, Queensland,Australia, 16 al 18 de octubre de 2000.

22. Bennett et al, referencia 10.23. Smejkal KD y Penberthy WL Jr: “Horizontal

Completions—1 Proper Drilling, Displacing Critical forOpen Hole Completions,” Oil & Gas Journal 95, no. 29 (21 de julio de 1997): 71-78.

Otoño de 2001 63

Remoción del revoque de filtraciónLa obturación del empaque de grava durante laproducción depende en gran medida de la lim-pieza del revoque de filtración del RDF. Las deci-siones acerca de la limpieza del revoque defiltración dependen del tipo de filtro de grava, deltamaño de grava y del diseño del pozo; termina-ción con tubos filtro o con empaque de grava, unpozo de producción o de inyección. Si se requierelimpieza, los ingenieros deben decidir los compo-nentes del revoque de filtración que removerán.Las técnicas de limpieza del revoque de filtraciónvarían desde un contraflujo y producción sin lim-pieza hasta agresivos procedimientos de despla-zamiento y tratamientos químicos en múltiplesetapas efectuados con tubería flexible.23

El revoque de filtración formado por el RDFcontiene polímeros, agentes obturantes y densi-ficantes, aditivos para controlar las pérdidas defluido, así como partículas sólidas de la perfora-ción. Los ácidos, oxidantes o enzimas de alfaa-milasa remueven los aditivos de pérdidas defluido, normalmente almidón u otros polímeros.Los agentes obturantes, normalmente carbonatode calcio o sal de cloruro de sodio, son disueltospor ácidos o salmueras no saturadas, respectiva-mente. Cuando no hay partículas sólidas de laperforación, las pruebas de laboratorio indicanque el efecto del revoque de filtración en la pro-ductividad de los empaques de grava es insigni-ficante.

La remoción del revoque de filtración, ya seaformando pequeños orificios o mediante desca-mación, se puede lograr a través del contraflujodurante la producción, si el pozo es relativa-mente estable. No es necesario la rotura total delpolímero. Por lo general, cierta reducción de laresistencia del gel es suficiente para inducir elflujo a bajos diferenciales de presión. Sinembargo, el contraflujo a menudo puede ser pro-blemático, especialmente con tamaños peque-ños de grava, filtros de grava de malla premium opreempacados, y bajas caídas de presión.

Tubo de transporte Boquillas

Tubo de derivación

Protector del filtro de grava

Filtros de grava

Empacador para empaque de grava QUANTUM

Capa petrolíferaFiltro de grava AIIPAC

AZERBAIJÁNTURKMENISTÁN

UZBEKISTÁN

KAZAKHSTÁN

Mar Caspio

Bakú

Aktaú

Campo Buzachidel Norte

> Diseño Alternate Path para el Campo Buzachi del Norte en Kazakhstán (inserto superior). Los filtros degrava AllPAC para el pozo de Texaco constaron de dos grandes tubos de transporte que se separaban encada empalme del filtro de grava para alimentar los tubos de empaque (inserto inferior). Esta configura-ción disminuyó el número de conexiones de derivación en un 50% y redujo considerablemente las pérdi-das de fluido y la posibilidad de deshidratación de la lechada en la sección abierta del pozo de 3000 pies.

El revoque de filtración que contiene partículassólidas del fluido de perforación puede requeriraltas caídas de presión—mayores a 200 lpc [1.38MPa]—para iniciar el flujo cuando el revoque defiltración queda atrapado entre la grava y la for-mación. Además, la permeabilidad retenida des-pués del contraflujo puede ser extremadamentebaja; menos del 1% de la permeabilidad originaldel yacimiento.24 Los resultados de las pruebas ylos datos de campo sugieren que la mayor partede los empaques de grava en pozos horizontalesabiertos requiere algún tipo de limpieza.25

El contraflujo sin limpieza química es viableen ciertas terminaciones horizontales largas apozo abierto, pero se necesitan más datos deregistros de producción para cuantificar su efectoa largo plazo en el manejo del yacimiento. Lairrupción prematura de agua o gas, o la conifica-ción en áreas en que se forman pequeños orifi-cios, o donde el revoque de filtración se descamapueden hacer que los pozos dejen de ser renta-bles antes de que se produzcan todas las reservasrecuperables. La limpieza no uniforme tiene ries-gos similares.

Las enzimas y oxidantes que atacan sola-mente el almidón y los polímeros, o los ácidos que

disuelven los agentes obturantes de CaCO3 y rom-pen los geles polímeros, limpian los componentesdel revoque de filtración. Debido a que las frac-ciones de almidón en formulaciones de RDF sonmucho mayores que las de los polímeros, sólosacando el almidón del revoque de filtración sereduce significativamente la presión de la inicia-ción del flujo y el deterioro de la permeabilidad.Las enzimas u oxidantes se pueden utilizar al finaldel tratamiento, durante el desplazamiento de lalechada para remover el almidón y los polímeros,sin embargo, dejan los agentes obturantes. Lostratamientos convencionales para la remoción delrevoque de filtración en terminaciones con empa-que de grava normalmente incluyen tratamientosde oxidante de un solo paso, enzima y ácido, o deenzima de dos pasos y soluciones de oxidantes,seguidas de ácido.

Hasta hace poco, estos tratamientos se reali-zaban con tubería flexible tras empacar con gravay después de bajar la tubería de producción,requiriendo un segundo viaje de entrada y salidadel pozo. El servicio MudSOLV incluye nuevos sis-temas para remover el revoque de filtración quecombinan una solución de agente quelante (CAS,por sus siglas en inglés) con una enzima para ata-

car el almidón y el CaCO3 simultáneamente, peroen forma lenta para una limpieza más uniformedel pozo durante o después del empaque degrava (arriba).26

Los resultados de las pruebas indican que laremoción del revoque de filtración—el momentoen que se produce un pronunciado aumento delas pérdidas de fluido con impregnaciones sobre-balanceadas—mediante una solución CAS es deun orden de magnitud más lento que cuando seutiliza ácido clorhídrico [HCl], y que los tiemposde remoción se pueden controlar agregando másenzima, o un surfactante viscoelástico (VES, porsus siglas en inglés) para aumentar la viscosidad(próxima página, arriba). Esta baja velocidad dereacción permite emplazar un sistema de unasolución CAS y enzima en largos pozos horizon-tales sin crear zonas ladronas en los puntos decontacto iniciales, algo común cuando se usaácido HCl.

La invasión de sólidos en las formacionesdurante la remoción del revoque de filtración, unriesgo inherente a los tratamientos convenciona-les de dos pasos con enzimas u oxidantes combi-nados con ácido, se minimiza o elimina medianteel impregnado balanceado con soluciones CAS.

64 Oilfield Review

25. Brady ME, Bradbury AJ, Sehgal G, Brand F, Ali SA,Bennett CL, Gilchrist JM, Troncoso J, Price-Smith C,Foxenberg WE y Parlar M: “Filtercake Cleanup in Open-Hole Gravel-Packed Completions: A Necessity or aMyth?,” artículo de la SPE 63232, presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Dallas, Texas, EUA, 1 al 4 de octubre de 2000.

26. Parlar M, Tibbles RJ, Chang FF, Fu D, Morris L, Davison M,Vinod PS y Wierenga A: “Laboratory Development of aNovel, Simultaneous Cake-Cleanup and Gravel- PackingSystem for Long, Highly-Deviated or Horizontal Open-HoleCompletions,” artículo de la SPE 50651, presentado en laConferencia Europea del Petróleo de la SPE, La Haya,Holanda, 20 al 22 de octubre de 1998.

2 cm

0.8 pulgadas

Después de sumergirseen agente quelante

Después desumergirse en HCIAntes de la limpieza

> Limpieza del revoque de filtración. Mediante pruebas de laboratorio en pequeña escala se evaluó elrevoque de filtración que se formó en los núcleos por un fluido de perforación del yacimiento con CaCO3,almidón y polímero antes de la limpieza (izquierda) y después de la limpieza con ácido clorhídrico [HCl]o una solución de agente quelante (CAS, por sus siglas en inglés) a 180°F [82°C]. Existe un único tra-yecto conductor dominante tras sumergirlo en ácido HCl (centro) y una remoción uniforme del revo-que de filtración con la solución CAS (derecha).

24. Hodge RM, Augustine BG, Burton RC, Sanders WW yAtkinson DJ: “Evaluation and Selection of Drill-In FluidCandidates to Minimize Formation Damage,” SPE Drillingand Completion 12, no. 3 (Septiembre de 1997): 174-179.Burton RC y Hodge RM: “The Impact of FormationDamage and Completion Impairment on Horizontal WellProductivity,” artículo de la SPE 49097, presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, NuevaOrleáns, Luisiana, EUA, 27 al 30 de septiembre de 1998.Price-Smith et al, referencia 23.

Brady ME, Ali SA, Price-Smith C, Sehgal G, Hill D y ParlarM: “Near Wellbore Cleanup in Openhole Horizontal SandControl Completions: Laboratory Experiments,” artículode la SPE 58785, presentado en el SimposioInternacional sobre Daño de la Formación de la SPE,Lafayette, Luisiana, EUA, 23 y 24 de febrero de 2000.Stanley FO, Rae P y Troncoso JC: “Single-Step EnzymeTreatment Enhances Production Capacity on HorizontalWells,” artículo de las SPE/IADC 52818, presentado en laConferencia sobre Perforación de las SPE/IADC,Amsterdam, Holanda, 9 al 11 de marzo de 1999.

Otoño de 2001 65

Este nuevo enfoque evita muchos problemas dellodo y de compatibilidad que se producen cuandoácidos fuertes hacen contacto con algunos cru-dos, así como también minimiza las dificultadesasociadas con la manipulación de ácidos enzonas marinas. Otra consideración importante esla corrosión de los filtros de grava cuando se per-mite que productos químicos se impregnen porlargo tiempo. Las pruebas de muestras de filtrosde grava metálicas expuestas a ácido HCl y solu-ción CAS indican que las tasas de corrosión enpresencia de agentes quelantes son mucho másbajas que en presencia de ácido HCl (derecha).

En el pasado, los tratamientos para remover elrevoque de filtración se realizaban después de ins-talar los filtros de grava y los empaques de grava,independientemente del método de emplaza-miento de la grava. Este enfoque implicaba sacarla tubería de producción y los tubos lavadores—entrando al pozo y saliendo del mismo—para des-plazar el fluido de transporte de los filtros de gravay los productos químicos que atacan componentesespecíficos del revoque de filtración.

Este proceso es lento y caro, especialmentecuando se requieren largos períodos de impreg-nación para que las enzimas u oxidantes reaccio-

nen con almidón y polímeros en el revoque de fil-tración. La razón de esta práctica se debe a laincapacidad de circular después del empaque degrava con arreglos de fondo de pozo convencio-nales. Asimismo, si un revoque de filtración debaja permeabilidad estuviera intacto, bombearsoluciones rompedoras y directamente a la sec-ción abierta del pozo, podría ser difícil y produci-ría una remoción ineficiente y no uniforme delrevoque de filtración.

Una simple modificación mecánica de bajocosto provee una vía de circulación hacia el fondodel pozo por la tubería de bombeo y el tubo lava-dor, de regreso por el espacio anular que existeentre el tubo lavador y los filtros de grava, y haciala superficie a través del espacio anular entre latubería de revestimiento y la tubería de trabajo.La nueva herramienta de servicio MudSOLV uti-liza el tubo lavador dentro de los filtros de gravapara colocar soluciones rompedoras de lenta

Volu

men

de

pérd

idas

de

fluid

o, c

m3

60

50

40

30

20

10

00 5 10 15 20 25 30

Tiempo, hr

HCI CAS/enzima CASCAS/enzima/VES

> Velocidad de reacción. Los aumentos repentinos de las pérdidas de fluido durante las im-pregnaciones sobrebalanceadas de laboratorio indican que la remoción del revoque de fil-tración con soluciones de agentes quelantes (CAS) son de un orden de magnitud inferior acuando se utiliza ácido HCI. Las velocidades de reacción para las soluciones combinadas deCAS y enzimas se miden en horas, permitiendo que estos sistemas se emplacen en seccio-nes abiertas de pozos horizontales sin crear zonas ladronas ni altas pérdidas de fluido. Lasvelocidades de reacción se controlan agregando una solución CAS, enzima o un surfactanteviscoelástico (VES, por sus siglas en inglés). Agregar un surfactante VES para una mayor vis-cosidad o más solución CAS disminuye las velocidades de reacción; en cambio, agregarenzima aumenta las velocidades de reacción.

Aberturas de los filtros de grava, µm

7.5% de HCI con 1% de inhibidor

CAS con 0.2% de inhibidor

Materialdel filtro de grava

Acero al carbono J-55 0.0110 0.0037

Acero al cromo 13 0.0130 0.0001

Acero 316-L 0.0580 0.0007

Antes de la exposición 150 150

Después de la exposición 250 150

Velocidad de corrosion, lbm/pies2

> Velocidad de corrosión. Las aberturas de los filtros de grava no cambiaroncuando fueron expuestas a una solución CAS en pruebas de laboratorio, pero elácido HCl aumentó las aberturas de 150 a 250 µm. Esto es suficiente como paraafectar negativamente el control de la producción de arena y la integridad de laterminación del pozo cuando se impregnan por tiempos prolongados a altas tem-peraturas después del empaque de grava.

reacción con el objetivo de efectuar la limpiezadel revoque de filtración inmediatamente despuésdel empaque de grava (arriba).27 Los rompedoresde reacción lenta como los oxidantes, enzimas oenzimas combinadas con una solución CAS sepueden colocar en las secciones horizontales sinuna pérdida significativa de circulación para laremoción más uniforme del revoque de filtraciónen mucho menos tiempo que los tratamientosconvencionales de limpieza con tubería flexible.

Este enfoque elimina la necesidad de tuberíaflexible y permite que las soluciones rompedorasse impregnen mientras los pozos se preparanpara su puesta en producción, normalmente unoa dos días para bajar y extraer la tubería de pro-ducción. Los filtros de grava de control de pro-ducción de arena están expuestas a productosquímicos por largo tiempo y, dependiendo de sumetalurgia, la corrosión puede producir pérdidade la integridad del control de la producción dearena si se deja que fluidos como el ácido HCI seimpregnen durante estas aplicaciones.

En principio, la limpieza del revoque de filtra-ción con rompedores de reacción lenta, como lasenzimas, se puede realizar durante las operacio-nes de empaque con agua, pero esto aumenta laincertidumbre acerca de la integridad del revo-que de filtración. Agregar rompedores de reac-ción lenta durante la propagación de ondas lasbeta previstas, aminora este riesgo en ciertamedida, pero usualmente no elimina completa-mente el riesgo de inducir pérdidas y una obtura-ción prematura. Es posible remover el revoque de

filtración mientras se lleva a cabo el empaquecon grava, pero los tratamientos de limpieza seefectúan con posterioridad por varias razones.

En primer lugar, el empaque con aguarequiere un revoque de filtración eficaz para man-tener la velocidad de lechada crítica para eltransporte de grava y evitar que las ondas alfa sedetengan debido a las pérdidas de fluidos hacialas formaciones y a la deshidratación de lalechada. Por lo tanto, la limpieza del revoque defiltración antes del empaque con agua no es una

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> Herramienta de servicio para circular o forzar empaques y para la limpieza posterior al empaque. La herramienta MudSOLV, que hasido desarrollada recientemente, permite la circulación en tubos lavadores internos después de operaciones de empaque con agua oempaque con tubos de derivación—posición 1: bajándola al pozo; posición 2: lanzamiento de una pequeña bola; posición 3: aumentode la presión para abrir un cruce para el empaque de grava; posición 4: lanzamiento de una bola más grande; posición 5: aumento de lapresión para deshabilitar el cruce del empaque de grava y habilitar un nuevo cruce para circulación. Esta modificación permite colo-car productos químicos en los tubos filtro o empaques de grava para la posterior impregnación, inyección o circulación, eliminando lanecesidad de tratamientos de limpieza con tuberías flexibles. Otra aplicación consiste en desplazar filtros de grava con salmuera trasutilizar ácidos en los fluidos de transporte para remover el revoque de filtración.

Johnson MH, Ashton JP y Nguyen H: “The Effects ofErosion Velocity on Filter-Cake Stability During GravelPlacement of Openhole Horizontal Gravel-PackCompletions,” artículo de la SPE 23773, presentado en elSimposio Internacional de la SPE sobre Control del Dañode la Formación, Lafayette, Luisiana, EUA, 26 y 27 defebrero de 1992.

30. Brady et al, referencia 26.31. Parlar et al, referencia 26.

Parlar et al, referencia 8.32. Saldungaray PM, Troncoso JC y Santoso BT:

“Simultaneous Gravel Packing and Filter Cake Removalin Horizontal Wells Applying Shunt Tubes and NovelCarrier and Breaker Fluid,” artículo de la SPE 68205, pre-sentado en la Exposición de Petróleo de Medio Orientede la SPE, Bahrain, 17 al 20 de marzo de 2001.

27. Parlar et al, referencia 26. Brady et al, referencia 26.Parlar et al, referencia 8.

28. Barrilleaux MF, Ratterman EE y Penberthy WL Jr: “GravelPack Procedures for Productivity and Longevity,” artí-culo de la SPE 31089, Simposio Internacional de la SPEsobre Control del Daño de la Formación, Lafayette,Luisiana, EUA, EUA, 14 y 15 de febrero de 1996.Penberthy et al, referencia 14.

29. Becker TE y Gardiner HN: “Drill-In Fluid Filter CakeBehavior During the Gravel-Packing of HorizontalIntervals—A Laboratory Simulation,” artículo de la SPE50715, presentado en el Simposio Internacional de laSPE sobre la Química de los Campos Petrolíferos,Houston, Texas, EUA, 16 al 19 de febrero de 1999.

Otoño de 2001 67

opción viable.28 En segundo lugar, el desgaste y laabrasión causados por la lechada de grava enflujo turbulento sobre una velocidad crítica,puede erosionar el revoque de filtración y aumen-tar las pérdidas de fluidos.29 Las pruebas indicanque los tiempos de disolución del revoque de fil-tración disminuyen significativamente a medidaque se reduce el espesor del mismo, y sonconsiderablemente menores que los tiemposrequeridos para empacar con grava seccioneshorizontales extremadamente largas.30 Final-mente, los fluidos VES gelificados en solucionesde enzimas, en una solución CAS, o en ambaspara el empaque con tubos de derivación y laremoción del revoque de filtración simultánea-mente, sólo han sido desarrollados y aplicadosrecientemente en el campo.31

El empaque con tubos de derivación es inde-pendiente de la condición del revoque de filtraciónexterno, lo que permite combinar fluidos rompedo-res de reacción lenta con fluidos de transportepara el empaque de grava y la limpieza del revo-que de filtración en un solo paso. Los fluidos rom-pedores se pueden seleccionar para apuntar acomponentes específicos del revoque de filtración,sin afectar las propiedades del fluido de trans-porte. La limpieza y el empaque de grava contubos de derivación llevados a cabo de manerasimultánea, aseguran el contacto del fluido rom-pedor en todo el espacio anular y a través de todoel empaque de grava.

¿Por qué perforar largas secciones de pozoshorizontales abiertos y luego aceptar un flujolimitado o no uniforme? En comparación con las

técnicas convencionales de limpieza, el empaquede grava y la remoción del revoque de filtraciónsimultáneos mejoran la productividad del empa-que de grava y minimizan el riesgo de irrupcionesde agua y de gas o la conificación (abajo). Estemétodo reduce los costos al disminuir los volú-menes de fluidos requeridos y eliminar los poste-riores tratamientos de limpieza con tuberíaflexible.

Empaque de grava y limpieza en un solo paso En 1999, Repsol-YPF y Schlumberger analizaronlas prácticas de construcción de pozos y los datosde producción del Campo Widuri en el Mar deJava indonesio, cerca del sudeste de Sumatra.32

El objetivo era optimizar las terminaciones de los

Operación simultánea de empaque y limpieza del revoque de filtración

Conificación de gas y petróleo despuésde una limpieza no uniforme del revoque de filtración

Influjo uniforme despuésdel tratamiento simultáneo

Tratamiento de limpieza convencional del revoque de filtración después del empaque de grava

Gas

Petróleo

Revoque de filtración sin tratar

Agua

Gas

Petróleo

Agua

Gas

Petróleo

Agua

Gas

Petróleo

Agua

Primer punto de contacto delácido o del rompedor o lámina

de alta permeabilidad

Revoque de filtración sin tratar

> Limpieza simultánea del revoque de filtración. El bombeo de químicos agresivos, como el ácido HCI directamente hacia el fondo por la tubería de produc-ción, por lo general remueve el revoque de filtración en el punto de primer contacto, causando una pérdida preferencial de fluidos en tal ubicación (arribaa la izquierda). La remoción localizada del revoque de filtración deja gran parte del pozo sin tratar, con el revoque de filtración intacto. La menor área resul-tante de entrada de flujo puede inducir a irrupciones de agua y gas, o la conificación (abajo a la izquierda). La colocación de soluciones rompedoras a tra-vés de los filtros de grava con tubería flexible es más eficaz, pero también requiere volúmenes de fluidos y costos adicionales, en comparación con la tareade emplazar la grava y remover el revoque de filtración en un solo paso. El uso de la herramienta MudSOLV de empaque de grava y limpieza simultánea, enconjunto con filtros de grava Alternate Path asegura que sustancias químicas menos agresivas o con reacciones más lentas tomen contacto con el revo-que de filtración alrededor del espacio anular a lo largo de todo el pozo (arriba a la derecha). Como resultado, el proceso de limpieza es más eficiente, sereducen el diferencial de presión para la iniciación del flujo y las caídas de presión durante la producción. Además, la entrada de fluidos a lo largo de lassecciones abiertas del pozo horizontal es más uniforme (abajo a la derecha).

pozos en la formación Talang Akar, un depósito flu-vial no consolidado con granos de tamaño medio,alta permeabilidad y con una alta tendencia a pro-ducir arena. Este campo fue desarrollado con pozosverticales y de alto ángulo hasta 1996, cuando seperforaron y terminaron los primeros pozos hori-zontales con tubos filtro de mallas premium.

En 1997, se utilizó por primera vez el empa-que con agua para empacar con grava seccionesabiertas del pozo, utilizando salmuera y bajasconcentraciones de grava, de 0.5 a 1 ppa [0.12g/cm3]. La eficacia del empaque con grava—lagrava emplazada versus el volumen estimado delpozo—en 15 terminaciones con empaque conagua efectuadas hasta principios de 1998 fue del71%, pero algunos trabajos alcanzaron el 100%.Desde entonces, más de 60 pozos horizontaleshan sido perforados y terminados medianteempaque con agua. Sin embargo, algunos deestos pozos posteriormente produjeron arena ytuvieron fallas en las bombas eléctricas sumergi-bles. Los datos de los registros de producción ylas imágenes de una cámara de fondo de pozosugirieron que la producción de arena podríaestar erosionando los filtros de grava y dañandolas bombas de fondo de pozo.

En 1998, los ingenieros de Repsol-YPF imple-mentaron una serie de mejoras al empaque conagua. Se utilizó un fluido RDF con un revoque defiltración de baja permeabilidad para minimizarlas pérdidas de fluidos. La integridad del revoquede filtración fue confirmada mediante el estable-cimiento de la circulación con anterioridad alempaque de grava. Después del bombeo de lagrava, se removió el revoque de filtraciónmediante tratamientos químicos aplicados contubería flexible. Para fines de 1999, estos proce-dimientos habían aumentado la eficiencia prome-dio del empaque de grava en un 89%, con sólo uncaso de producción de arena.

Para mejorar aún más las terminaciones,Schlumberger recomendó el empaque de grava yla remoción del revoque de filtración de manerasimultánea, utilizando un fluido de transporteMudSOLV libre de sólidos y polímeros con sur-factante viscoelástico ClearPAC y filtros de gravacon tubos de derivación AIIPAC (arriba). Esta téc-nica reduce costos de equipo de perforación, detubería flexible y de fluidos al eliminar los trata-mientos de limpieza post-empaque. Debido a quela tecnología Alternate Path asegura empaquescompletos, también puede eliminar la necesidad

de filtros de grava con malla premium como ele-mento de respaldo para el control de la produc-ción de arena.

La formulación final equilibró las concentra-ciones de soluciones CAS, enzimas y surfactan-tes VES para proporcionar suficiente viscosidadpara el transporte de la grava, pero no tantacomo para causar una difusión lenta a través delrevoque de filtración. El uso de este fluido pararemover el revoque de filtración formado en losnúcleos sintéticos de 1 a 2 darcys con el fluidoRDF propuesto, tuvo como resultado un 92% deretención de permeabilidad.

Se implementó el empaque de grava y la lim-pieza del revoque de filtración de manera simul-tánea en el pozo Aida 10. Este pozo,característico del Campo Widuri, se perforó paradrenar 45 pies [14 m] de arena de 2 a 5 darcys depermeabilidad, 29% de porosidad, 5% de conte-nido de arcilla y granos de tamaño medio querequerían una malla de grava 20/40. El yaci-miento tiene alta transmisibilidad y un acuíferoque provee un fuerte empuje, lo que en generalconduce a rápidas irrupciones de agua y a uncorte de agua superior al 90%. Una vez que sepenetró el intervalo objetivo, se fijó una tuberíade revestimiento de 95⁄8 pulgadas, justo encimade la zona productiva antes de que se reanudarala perforación. Sin embargo, la tubería de reves-timiento fue cementada, inadvertidamente, 100pies [30 m] por encima del objetivo en el pozoAida 10, dejando expuestos 60 pies [18 m] de car-bón y lutita. La sección horizontal de 651 pies[198 m] fue perforada con CaCO3, almidón y polí-mero RDF.

La lutita y el carbón expuestos también fueronuna razón para utilizar filtros de grava con tubosde derivación. Debido a que el empaque contubos de derivación procede desde el talón a lapunta del pozo, los intervalos de carbón y lutitaestán expuestos al fluido de transporte sólo hastaque se empacan las arenas adyacentes. Esto con-trasta con la exposición durante un proceso deempaque con agua a medida que la onda alfaavanza desde el talón hacia la punta del pozo,seguida de una onda beta desde la punta hasta eltalón. Además, los tubos de derivación permitenel desvío anular del pozo abierto en caso de quelas capas de carbón y lutita colapsen.

68 Oilfield Review

Tubo de transporte

Tubo de empaqueCubierta protectora

Boquilla

Filtro de grava Tubería base

> Filtros de grava AllPAC utilizadas en el Campo Widuri. El conjunto de filtrosde grava con tubos de derivación consistió de 12 filtros de grava con envol-tura de alambre en una tubería base de 41⁄2, con cuatro tubos de derivación y una cubierta protectora de los tubos de 7 pulgadas de diámetro. Se utiliza-ron dos tubos de derivación como tubos de transporte, y dos con boquillas decarburo cada 6 pies como tubos de empaque. Los tubos de derivación fue-ron ubicados excéntricamente a lo largo de los filtros de grava para minimi-zar el diámetro general. La cubierta protege y centraliza los filtros de gravaen el pozo abierto para asegurar que al menos 0.8 pulgadas [2 cm] de gravasean colocadas dentro de la cubierta en el lado bajo del espacio anular.

33. Mason SD, Houwen OH, Freeman MA, Brady ME,Foxenberg WE, Price-Smith CJ y Parlar M: “e-Methodology for Selection of Wellbore CleanupTechniques in Open-Hole Horizontal Completions,” artículo de la SPE 68957, presentado en la ConferenciaEuropea de la SPE sobre Daño de la Formación, LaHaya, Holanda, 21 al 22 de mayo de 2001.

Otoño de 2001 69

Antes de bombear grava en abril de 2000, laspruebas de circulación a 8 bbl/min [1.3 m3/min]indicaban pérdidas totales con cero retorno defluidos a la superficie. Con el objetivo de mante-ner simplicidad operacional y lograr una densi-dad homogénea, la lechada se mezcló por tandasy fue bombeada a 6 bbl/min. Inicialmente, casino hubo presión de superficie, pero una vez quecomenzó el desplazamiento, la presión de trata-miento aumentó a 200 lpc [0.14 MPa]; el primerindicio en superficie de la obturación de la gravay del flujo desviándose a los tubos de derivación.La velocidad de bombeo se redujo gradualmentea medida que la presión aumentaba. La presión

de bombeo alcanzó 2300 lpc [15.9 MPa] y siguióen ese valor por varios minutos mientras lalechada fluía por los tubos de derivación y lle-naba los vacíos alrededor de los filtros de grava.

Repsol-YPF evaluó este tratamiento sobre labase de la eficiencia del empaque y del índice deproductividad (IP), utilizando parámetros de refe-rencia de 10 pozos terminados en el mismo yaci-miento durante 1999. Estos pozos tenían unaeficiencia de empaque del 93% y un IP de 97bbl/lpc-D [2.2 m3/kPa-d]. Los 20,700 lbm [9390kg] de grava emplazada superaban el volumenanular teórico en un 12%. Sobre la base delexceso de grava y de la presión de superficie, el

equipo a cargo de la terminación concluyó que elpozo abierto había sido empacado completa-mente. El pozo produjo más de 13,000 B/D [2070m3/d] de fluido total con un corte de agua del 40al 60% y sin arena tras la instalación de unabomba eléctrica sumergible. El IP del pozo Aida10 superó los 409 B/lpc-D [9.4 m3/kPa-d], siendosustancialmente más alto que el de pozos ante-riores de este campo, terminados con empaquecon agua. Un aumento relativamente lento en laproducción de agua, en comparación con termi-naciones de pozos anteriores, indica una caídade presión más uniforme y más baja a lo largo dela sección abierta del pozo. Hasta la fecha, no hahabido producción de arena y se ha cumplido elobjetivo de mejorar la productividad. Estos resul-tados indican que es posible el empaque contubos de derivación y la limpieza de manerasimultánea, sin por ello poner en riesgo la pro-ductividad del pozo y sin requerir circulación niun revoque de filtración resistente para asegurarel emplazamiento de la grava.

Metodología de diseño y selecciónLas compañías petroleras y los proveedores deservicios han establecido aplicaciones y limitacio-nes técnicas para los métodos de emplazamientode grava, las herramientas de fondo de pozo y laquímica de los fluidos. Sin embargo, puesto que elnúmero de soluciones potenciales es elevado, laselección de las mejores opciones de empaque degrava y limpieza del revoque de filtración requiereconocimiento y experiencia de campo mundial entemas que abarcan desde fluidos de perforación,terminación y estimulación de pozos hasta laingeniería de terminación de pozos y las opera-ciones en la localización del pozo.

La experiencia obtenida en los últimos cuatroaños es la base para un riguroso enfoque deselección de los métodos de limpieza del revoquede filtración.33 Hoy se encuentra disponible elprograma de computación de razonamientosegún casos (CBR, por sus siglas en inglés) paraasimilar el conocimiento y la experiencia deempaque de grava, e identificar las técnicas apli-cables para un conjunto dado de condiciones yparámetros de pozos. El programa CBR raciona-liza el número de opciones de remoción del revo-que de filtración, eliminando alternativas sobre labase de las limitaciones técnicas establecidas yclasificando las opciones restantes en base a lainformación aportada por expertos y por lasbases de datos de historias de casos de campo yde laboratorio (izquierda).

Soluciones aplicables, procedimientos y herramientas

de emplazamiento

Soluciones químicas aplicables

Compatibilidad delas soluciones

Soluciones combinadas

Clasificación desoluciones combinadas

Evaluaciónen laboratorio

Conjunto de herramientas de

ingeniería MudSOLV

Evaluación delas soluciones

Requisitos de materiales

Aspectos económicos

Recomendación de la técnica MudSOLV

Datos delproyecto

Buscador desoluciones CBR

Base de datos dehistorias de casos de campo

> Identificación y selección de las técnicas de limpieza. Un enfoque sistemá-tico de la tecnología MudSOLV para la remoción del revoque de filtración entramos horizontales terminados a pozo abierto, utiliza un programa de com-putación de razonamiento según casos (CBR, por sus siglas en inglés) y depredicción de productividad, junto con simples herramientas disponibles enla Internet para efectuar estimaciones volumétricas y de costos. El procesoMudSOLV es un sistema de consultas con tablas que permite comparar esce-narios con casos almacenados en la base de conocimientos, la cual poseedos bases de casos distintas; una para las opciones aplicables de química defluidos, y otra para las opciones de herramientas, emplazamiento de grava yprocedimientos. Una verificación de compatibilidad resuelve las incompatibi-lidades entre las combinaciones de estas bases de casos y las clasifica paraproporcionar las recomendaciones finales. Para actualizar constantementela base de conocimientos, el programa CBR se apoya en bases de datos deexperiencias de campo y resultados de pruebas de laboratorio.

Los ingenieros responden a preguntas cuyasrespuestas son “sí” o “no” sobre casos individua-les, parámetros y condiciones del pozo; variablesde terminación; herramientas de fondo de pozo ytécnicas de limpieza del revoque de filtración. Elsistema usa estas respuestas para conseguir unajuste razonable entre un pozo en particular y loscasos almacenados en la base de conocimientosCBR, planteando preguntas adicionales, segúnsea necesario, para refinar más aún el nivel de

un análisis de laboratorio para decidir entre elcontraflujo por sí solo y varios tratamientos delimpieza química. Para evitar pruebas innecesa-rias, se buscan en una base de datos de labora-torio los datos aplicables existentes para las tresmejores soluciones potenciales. Si no existensuficientes datos disponibles, se llevan a cabomás pruebas. La presión de iniciación del flujo ylos datos de permeabilidad retenida se ingresanal programa de computación de análisis NODALo a sofisticados simuladores de yacimientos parapredecir las tasas de producción, evaluar los cos-tos versus los beneficios, e identificar la solucióntécnica y económicamente más adecuada paraun par dado de fluidos de perforación y de termi-nación.34

70 Oilfield Review

¿Es práctico acondicionar el fluido RDF en las zarandas vibradoras para evitar taponamiento o daños?¿Se instalarán en el pozo filtros de grava de malla premium o preempacados?¿Existe riesgo significativo de dañar o fijar el empacador prematuramente mientras se bajan las herramientas de terminación del pozo en medio del RDF utilizado?¿Se puede formular la salmuera de terminación con una densidad suficiente para el control del pozo?¿Es probable que se requiera circulación de fluido para bajar las herramientas de terminación hasta la profundidad total (PT)? ¿Se ha bajado este conjunto de herramientas de terminación en este campo con salmuera en el pozo abierto y con pérdidas aceptables, tras perforar con el RDF propuesto?¿Es probable que se encuentre un arrastre que pueda llegar a impedir la bajada de lasherramientas de terminación hasta la PT?¿Pasará un RDF limpio y sin usar a través de las herramientas de terminación sin causar taponamientos?¿Se puede formular un fluido viscoso que sea compatible con el revoque de filtración del fluido RDF? ¿Se puede formular un fluido viscoso que sea compatible con los fluidos de la formación?¿Hay instalaciones para cortar y filtrar de manera eficiente un fluido viscoso?¿Se puede formular una salmuera de terminación que sea compatible con el revoque de filtración del fluido RDF?¿Se puede formular una salmuera de terminación que sea compatible con los fluidos de la formación? ¿Se tendrá la capacidad de colocar fluidos en el intervalo abierto del pozo después de instalar las herramientas de terminación?¿Existen herramientas disponibles que permitan la colocación, o la circulación, de los fluidos de tratamiento de limpieza tras la instalación de las herramientas de terminación? ¿Se empacará el pozo con grava? ¿Será el fluido de transporte del empaque de grava un aceite no acuoso o un fluido sintético?¿Será empacado con grava el pozo a través de un proceso que utiliza un fluido viscoso?¿Será ensanchado el pozo abierto? ¿Se usarán en la terminación filtros de grava con tubos de derivación?¿Se terminará el pozo mediante empaque con agua?¿Será ésta una terminación a pozo abierto, con caños filtro o con tubería de revestimiento ranurada?¿Se ha descartado el uso de un fluido de desplazamiento viscoso y claro?¿Se conoce la composición genérica del fluido viscoso y claro que podría usarse como fluidode desplazamiento?¿Se ha descartado el uso de salmuera de terminación como fluido de desplazamiento?¿Se conoce la composición genérica de la salmuera de terminación que podría utilizarse como fluido de desplazamiento?

Consultas CBR

Resultado: posibles soluciones

Antes de bajar los filtros de grava: Desplazamiento 1) fluido RDF acondicionado o 2) fluido RDF no utilizado o 3) fluido viscoso libre de sólidos o 4) salmuera de terminación.Opciones de emplazamiento de grava y limpieza: 1) simultánea o 2) limpieza post-empaque de grava.

Respuesta

Sí

NoNo Sí

No

Sí No Sí

Sí

SíSíSí

Sí

Sí Sí SíNoSíSíSíNoNo

NoSí NoSí

,Consulta sobre el desplazamiento y el empla-zamiento de grava, y potenciales soluciones delprograma CBR para las terminaciones de pozosen el Campo Harding del Mar del Norte. La solu-ción más rentable que no tapona los filtros degrava ni pone en riesgo la estabilidad del pozo,consistió en dejar un fluido RDF acondicionadoen la sección abierta del pozo. El empaque degrava con remoción simultánea del revoque defiltración y la limpieza post-empaque fueron lasopciones identificadas para la remoción delrevoque de filtración, para el caso de empaquede grava con fluido de transporte tipo VES.

34. El análisis NODAL combina la capacidad de un yaci-miento de producir fluidos hacia el pozo con la capaci-dad de las tuberías de producción de conducir el fluidohasta la superficie. El nombre de la técnica refleja lasubicaciones discretas—nodos—en donde ecuacionesindependientes describen el flujo de entrada y de salida,relacionando las pérdidas de presión y las velocidadesde los fluidos desde los límites externos del yacimientohacia la tubería de producción, pasando por los elemen-tos de terminación, y a través de las instalaciones desuperficie hasta los tanques de almacenamiento. Estemétodo permite calcular las tasas de producción que lospozos son capaces de entregar y ayuda a determinar losefectos del daño, de los disparos, de las estimulaciones,de la presión de boca del pozo o del separador, y de lostamaños de las tuberías y de los reguladores de flujo.También es posible estimar la producción futura, enbase a parámetros del pozo y del yacimiento.

ajuste o reducir el número de métodos de limpiezaaplicables. Cada respuesta tiene un impacto en laaplicabilidad del caso, eliminando algunos y ele-vando o bajando el nivel de otros. De este modo,los escenarios posibles se ajustan rápidamente almenor número posible de opciones de remocióndel revoque de filtración y luego se pueden clasifi-car las diferentes opciones.

Debido al costo de la remoción del revoque defiltración, a menudo puede ser necesario efectuar

Otoño de 2001 71

Empaque de grava en pozos del Mar del NorteMuchos pozos operados por BP en el CampoHarding del Mar del Norte requieren medidas decontrol de producción de arena. Partes de esteyacimiento están formadas por secuencias dearenas con cerca de un 40% de lutitas. Los inter-valos productivos son areniscas no consolidadasde 3 a 4 darcys, definidas y bien ordenadas, contamaño de grano medio de 250 µm D50, y un coe-ficiente de uniformidad, D40/D90, de 2. Las lutitas

están compuestas por arcilla altamente reactiva,cuyo espesor varía de unos cuantos metros amenos de un milímetro. El análisis granulomé-trico de las arenas y de las lutitas combinadasindica un alto contenido de finos pobrementeordenados.

Debido a la baja relación entre el espesorneto y el total de las zonas productivas y al altocontenido de finos, BP seleccionó el empaque degrava con filtros de grava Alternate Path paraasegurar un completo empaque de grava. Para

facilitar el empaque de grava con tubos de deri-vación, se especificó un fluido de transporte VES,libre de polímeros y con características de bajodaño y baja fricción. La metodología CBR identi-ficó el fluido RDF acondicionado, el RDF no utili-zado, los fluidos viscosos libres de sólidos y lasalmuera de terminación como cuatro potencia-les opciones de desplazamiento antes de bajarlos filtros de grava (página anterior).

BP prohíbe el ácido clorhídrico y los ácidosorgánicos debido a los potenciales puntos bajosen pozos horizontales, en los que los fluidosestancados pueden causar corrosión. Por ello, lasenzimas de etapa única, los oxidantes de etapaúnica y la combinación de soluciones CAS y enzi-mas son las únicas opciones químicas disponi-bles (izquierda). Los tres casos químicos sonaplicables para tratamientos post-empaque, perorequerían tubería flexible para el emplazamiento,debido a que la herramienta de servicioMudSOLV no estaba disponible para circulacióninmediata después del empaque de grava. Loscostos químicos fueron aproximadamente losmismos para la limpieza simultánea y post-empa-que, de modo que los costos de la tubería flexibley de los equipos de perforación hicieron delempaque de grava y la limpieza simultánea delrevoque de filtración la opción más económica.

Después del análisis, quedaron tres opcio-nes: iniciar el flujo en el pozo y producir sinlimpieza del revoque de filtración, y el empla-zamiento de grava y la limpieza de manerasimultánea con enzima sola o bien, utilizandosolución CAS con enzima en el fluido de trans-porte. Las pruebas de laboratorio proveyeronlas presiones de iniciación de flujo y las per-meabilidades retenidas para estas tres opcio-nes, que se incorporaron a los simuladores

¿Se necesita una salmuera divalente (Ca, Mg, Zn) como fluido de transporte rompedor para aumentar la densidad equivalente del fluido requerida?¿Son los agentes obturantes o las partículas sólidas en el fluido RDF principalmente CaCO3?¿Son los agentes obturantes o las partículas sólidas en el fluido RDF principalmente sal tamizada?¿Es probable que haya puntos bajos en la terminación en donde el fluido rompedor se pueda acumular y permanecer por períodos mayores a los fijados para el comienzo de la inyección o la producción?¿Es la mineralogía de la formación (zeolitas, sideritas, cloritas) sensible a los ácidos minerales?¿Es el fluido de la formación incompatible con el ácido HCI?¿Hay calcitas (carbonatos) en la formación que sean incompatibles con el ácido fórmico en altas concentraciones?¿Prohíbe el operador el uso de ácido HCI? ¿Prohíbe el operador el uso de ácidos orgánicos? ¿Contendrá el fluido RDF una cantidad significativa de polímero de poliacrilamida parcialmente hidrolizada (PHPA, por sus siglas en inglés)?¿Se encuentra la arenisca del intervalo del pozo abierto con un material de cementación de carbonatos? ¿Pueden las instalaciones de superficie—separadores y calentadores—manejar ácidos?¿Será el pozo un inyector sin etapa previa de producción? ¿Es la formación sensible a un inhibidor de corrosión de ácidos? (Si no sabe, llame a un experto.) ¿Es el fluido RDF un fluido sintético a base de aceite?¿Se encuentra el pH del fluido de transporte entre 3 y 10?¿Hay almidón en el fluido RDF?¿Hay xantano en el fluido RDF?¿Hay escleroglucano en el fluido RDF?¿Tiene el gas seco de producción poco o ningún condensado de petróleo?¿Es la salmuera de transporte deseada o requerida compatible con el surfactante VES?¿Han demostrado los fluidos del yacimiento una tendencia a formar emulsiones con el surfactante VES?¿Es aplicable una herramienta de circulación post-empaque de grava para las operaciones de empaque de grava? ¿Es la temperatura de fondo de pozo superior a 250°F [121°C]?

No SíNo

Sí

No

NoNo

SíSíNo

No

NoNoNo

NoSíSíSíNoNoSíNo

No

No

Consultas de CBR

Resultado: posibles soluciones

Sustancias químicas aplicables para la limpieza del revoque de filtración: 1) ninguna (contraflujo) o 2) enzima o 3) oxidante o 4) solución CAS y tratamientos de enzimasProcedimiento y combinación química para: Empaque de grava y remoción del revoque de filtraciónde manera simultánea con 1) surfactante VES y enzima o 2) surfactante VES, solución CAS y enzima.Procedimiento y combinación química para: Remoción del revoque de filtración post-empaque de grava con 1) oxidante o 2) surfactante VES y enzima o 3) surfactante VES, solución CAS y enzimaRequisito para el emplazamiento: Tubería flexible

Respuesta

,Consultas sobre la química de los fluidos y lalimpieza del revoque de filtración y las potencia-les soluciones del programa CBR para las termi-naciones de pozos en el Campo Harding del Mardel Norte. El análisis de los casos químicos alma-cenados en la base de datos indicó como opcio-nes potenciales a las enzimas de una sola etapa,oxidantes de una sola etapa y la combinación desoluciones CAS y enzimas. La incompatibilidadcon un surfactante VES eliminó los oxidantes parael empaque de grava y la remoción del revoquede filtración de manera simultánea, dejandocomo potenciales soluciones al contraflujo sinlimpieza, a las enzimas por sí solas o a la combi-nación de solución CAS y enzimas.

para predecir las tasas de producción (abajo, ala derecha). Los pronósticos de producción fue-ron esencialmente los mismos, independiente-mente del tratamiento químico o delcontraflujo sin limpieza, pero se garantizabacierta remoción del revoque de filtración por-que la entrada de flujo en la sección horizontalpodría no ser uniforme y podría conducir a laconificación de agua o de gas y reducir la vidaútil del pozo.

Después de asentar un revestimiento de 75⁄8pulgadas en el primer pozo en el que se empleóeste procedimiento, se perforaron alrededor de300 pies [91 m] de 81⁄2 pulgadas con una inclina-ción de 75°, con el mismo lodo a base de aceitesintético que se utilizó en secciones superioresdel pozo. Este fluido de perforación se desplazócon un fluido RDF de formiato de sodio y potasioque incluía polímero, almidón y CaCO3, y la sec-ción abierta del pozo fue ensanchada de 81⁄2 a 10pulgadas [22 a 25 cm].

El fluido RDF se filtró a 63 µm a través de untamiz vibrador calibre 230 antes de correr un filtrode grava de envoltura de alambres, con tubos dederivación y cubierta protectora de 41⁄2 pulgadas,con aberturas calibre 16 de 400 µm para impedirla obturación del filtro de grava. Los ingenierosde lodo probaron el fluido RDF en un filtro degrava de muestra, dentro de una celda modificadadestinada a evaluar las pérdidas de fluido paraasegurarse de que no se produjera obturación.

Después de bajar los filtros de grava hasta laprofundidad total, la sección abierta del pozo fuedesplazada con salmuera de NaCl filtrada, se fijóel empacador superior, y se cambió la herra-mienta de servicio a la posición circulante. Seinyectó grava a 5 bbl/min en un fluido de trans-porte VES con enzimas para disolver los políme-ros del revoque de filtración hasta que seprodujera la obturación de grava. Cuando el flujose desvió hacia los tubos de derivación, la velo-cidad de bombeo se redujo a 2 bbl/min.

Se inyectó un total de 180 bbl [28 m3] delechada en una hora, indicando un empaque com-pleto en base a los cálculos del calibre del pozo. Elempaque con agua con concentraciones más bajasde grava habría requerido tres horas y media, y laeficiencia de empaque de grava hubiese sido cues-tionable. BP realizó una serie de pruebas de incre-mento de presión después del empaque de grava.Éstas indicaron que el factor de daño mecánicohabía mejorado de 5.5 a 2.7 durante las primerasocho semanas de producción. El factor de dañopara los empaques de grava en pozos abiertos enyacimientos arcillosos es normalmente de alrede-dor de 8, de modo que la producción de petróleo deeste pozo, de 7700 B/D [1224 m3/d] fue un 30%superior al promedio.35

Empaque de grava bombeando por sobre la presión de fracturamiento Durante el empaque con agua, se evita el fractu-ramiento para mantener la integridad del revoquede filtración y minimizar las pérdidas de fluido. Sinembargo, inyectar lechada por sobre la presión defracturamiento de la formación permite el empla-zamiento con filtros de grava Alternate Path.Además de romper a través del revoque de filtra-ción externo e interno que no se remueve con lostratamientos químicos, los beneficios potencialesincluyen estimulación adicional para mejorar laproductividad o la inyectividad y reducir la posibi-lidad de obturación, especialmente en pozosinyectores en los que la mayor área de flujoextiende la vida útil del pozo.36

A diferencia del fracturamiento y del fractura-miento combinado con empaque de grava con-vencionales, este proceso no inicia y propagafracturas con colchones de fluidos libres de sóli-dos o con altas concentraciones de grava paraextender las fracturas. En cambio, requiere sóloque la presión de iniciación de la fractura seaexcedida mientras se bombea y emplaza grava.Esta técnica es un método sencillo y efectivo enmateria de costos, que no tiene la complejidad delos tratamientos de fracturamientos combinadoscon empaque de grava y de los métodos de gene-ración de múltiples fracturas.

El empaque de grava bombeando por sobre lapresión de fracturamiento utiliza fluidos viscosos

bombeados de manera forzada. La deshidrata-ción de la lechada se produce una vez que sealcanza la presión de fracturamiento, y unapequeña porción penetra el revoque de filtracióny la formación. Las altas pérdidas de fluido hacialas fracturas creadas provocan que la grava seacumule rápidamente y empaque el espacio anu-lar en esa sección. La lechada se desvía a travésde un tubo de transporte hacia otra secciónabierta del pozo, iniciando así múltiples fracturasa lo largo del pozo (página siguiente, abajo). Si nohay aislamiento en el espacio anular entre lostubos lavadores y el tubo base, la lechada sepuede deshidratar entre los filtros de grava y elpozo abierto, permitiendo que el fluido de trans-porte se pierda en secciones fracturadas conanterioridad.

Cierto grado de aislamiento anular entre lostubos lavadores y el tubo base del filtro de gravaa intervalos seleccionados, impide la deshidrata-ción de la lechada de grava a través de los filtrosde grava y previene las pérdidas de fluido en lassecciones que ya estaban fracturadas y empaca-das. Esta disposición de la herramienta de fondopermite el empaque de grava selectivo de algu-nos intervalos y el fracturamiento de otros. Conel uso de dispositivos de aislamiento, los opera-dores pueden ahora empacar con grava cerca deltalón del pozo en modo circulante, y empacarfracturas cerca de la punta del pozo en el modoforzado, si así se deseara.

72 Oilfield Review

Pres

ión

de fl

ujo,

lpc

22700 1000 2000 3000 4000 5000

Producción de petróleo, B/D6000 7000 8000 9000 10,000

2290

2310

2330

2350

Tratamiento de limpieza del revoque de filtración

Presión de iniciacióndel flujo, lpc

Permeabilidadretenida, %

Sin limpiezaSólo enzima

Enzima y solución CAS

16042

407091

Curva de comportamiento de la tubería

Ideal Enzima/Solución CAS Sólo enzima Sin limpieza

> Presión de iniciación de flujo (FIP, por sus siglas en inglés) y permeabilidad retenida en terminacio-nes de pozos en el Campo Harding del Mar del Norte (arriba). Los cálculos de producción del análisisNODAL (abajo) fueron casi los mismos para el contraflujo solo (verde) o con remoción química del re-voque de filtración utilizando sólo enzima (morado), o una solución CAS con una enzima (azul), com-parado con el comportamiento ideal de la formación (anaranjado), indicando que podría no necesi-tarse una solución CAS para remover los agentes obturadores. El contraflujo con limpieza del revoquede filtración produce una FIP de 160 lpc [1,1 MPa], mucho mayor que el límite en la caída de presión de40 lpc [275 kPa] establecido por BP. La caída de presión estimada fue de alrededor de 32 lpc [220 kPa]sin limpieza, de modo que el costo incremental de un tratamiento con enzima se justificaba para ase-gurarse de que la FIP estuviera por debajo del límite impuesto.

Otoño de 2001 73

Un proceso similar, la reinyección de los recor-tes de perforación, genera múltiples fracturasalrededor de los puntos de inyección y demuestrala factibilidad del empaque de grava bombeandopor sobre la presión de fracturamiento. El bombeode grava por sobre la presión de fracturamiento hasido exitoso en terminaciones de pozos entubadosen el Mar del Norte, en el Golfo de México, y enÁfrica Occidental para lograr factores de dañoposteriores al empaque similares a los de los frac-turamientos combinados con empaque de gravaconvencionales más grandes. En yacimientos conalta presión de fondo de pozo, esta técnica eliminala necesidad de densificar los fluidos base paracontrolar el pozo. Cuando se bombea grava de

manera forzada no se circula fluido en el espacioanular, y es posible utilizar cualquier fluido densifi-cante, incluidos los aceites gelificados livianos olas salmueras de baja densidad.

Stone Energy Corporation perforó un nuevopozo desde el Pozo B-1 para desarrollar reservasen la parte alta de la estructura en el Golfo deMéxico cerca de Luisiana, EUA.37 A partir de sep-tiembre de 1993, el pozo original B-1 produjodesde la zona más profunda de las arenas obje-tivo hasta febrero de 2000, cuando cesó la pro-ducción de gas debido a las altas produccionesde agua. La zona objetivo consta de dos arenasseparadas por una lutita delgada. La arena supe-rior es de grano fino con una permeabilidad esti-

mada de 150 mD, una saturación de agua de 60%y 6 pies [1.8 m] de espesor neto. La arena inferiores limpia con granos grandes, una permeabilidadde 1000 mD, una saturación de agua de 10% y 16pies de espesor neto por encima de la zona deagua. Este pozo desviado se terminó con una sec-ción horizontal de 277 pies [84 m] dentro de laarena inferior.

Debido a la posible producción de arena y alfuerte empuje del acuífero de fondo, StoneEnergy quería terminar el pozo con un empaquede grava que minimizara la conificación de agua ymaximizara la recuperación de reservas sin laremoción del revoque de filtración con tubería fle-xible ni estimulación correctiva. La limpiezasimultánea del empaque de grava y del revoquede filtración usando un fluido de transporte desolución MudSOLV y ClearPAC VES con una solu-ción CAS y enzima para disolver el almidón y elCaCO3 cumplió estos objetivos. Se eliminó unaterminación de tubos filtro, por el riesgo de obtu-ración y erosión del filtro de grava después de lairrupción del agua. Un conjunto de filtros de gravaAllPAC con un tubo de derivación redujo el riesgode un empaque incompleto, eliminó la necesidadde agentes para evitar las pérdidas de circulaciónantes del empaque de grava, y permitió utilizarfiltros de grava con envoltura de alambre en lugarde filtros de grava de malla premium (arriba).

XX800

GR (API)0 150

CAL (INCH)8 18

SP (MV)

MD (FT)

-120 30

RWAA (OHM-M)0 1

RFOC (OHM-M)0.2 20

RILM (OHM-M)0.2 20

RILD (OHM-M)0.2 20

AC (MICS/FT)160 60

CNC (%)60 0

PORZ (%)60 0

Tubo de derivación Boquilla

Cubiertaprotectora

Filtro de grava

Pozo B-1, 54° de inclinación

Contactoagua-petróleo

,Emplazamiento de grava bombeando por sobrela presión de fracturamiento, Golfo de México.Stone Energy Corporation seleccionó el empaquede grava y la limpieza del revoque de filtración demanera simultánea en lugar de la terminación con tubosfiltro para el pozo desviado B-1 en el Golfo deMéxico, con el fin de evitar la obturación y la ero-sión durante la irrupción de agua. El operador noquiso efectuar un fracturamiento combinado conun empaque de grava cerca del agua (izquierda),sino que decidió emplazar la grava bombeandopor sobre la presión de fracturamiento en la sec-ción abierta horizontal de 277 pies [84-m], utili-zando filtros de grava AllPAC con un tubo de de-rivación para asegurar la conductividad de laformación (derecha). La utilización de fluidoClearPAC y MudSOLV con solución CAS y enzi-mas para el empaque de grava y la disolución delalmidón y del CaCO3 de manera simultánea, per-mitió un empaque de grava efectivo y una entra-da de flujo uniforme, minimizando la conificaciónde agua.

Revoquede filtraciónintacto

Fracturaslimitadas(unas pocas pulgadas)

Fracturas (algunas pulgadas) a lo largo de toda la sección

Empaque de grava

Filtro de grava

Sellos del tubo lavador Receptáculo pulido

> Empaque de grava bombeando por sobre la presión de fracturamiento. Dos ele-mentos esenciales del equipo de fondo de pozo facilitan el emplazamiento de lagrava bombeando por sobre la presión de fracturamiento de la formación. Los fil-tros de grava con tubos de derivación que cuentan con tubos de empaque y detransporte aseguran que se inicien múltiples fracturas a lo largo de extensas sec-ciones abiertas horizontales del pozo (arriba). Para evitar las pérdidas de fluidoshacia secciones anteriormente fracturadas e impulsar las fracturas múltiples, secolocan sellos en el tubo lavador interno para que coincidan con los receptáculosde agujeros pulidos en los filtros de grava, aislando el espacio anular entre el tubolavador y los filtros de grava a lo largo de intervalos discretos (abajo).

35. McKay G, Bennett CL y Gilchrist JM: “High AngleOHGP’s in Sand/Shale Sequences: A Case History Usinga Formate Drill-In Fluid,” artículo de la SPE 58731, pre-sentado en el Simposio Internacional de la SPE sobreDaño de la Formación, Lafayette, Luisiana, EUA, 23 y 24de febrero de 2000.

36. Parlar et al, referencia 8.37. Godwin K, Gadiyar B and Riordan H: “Simultaneous

Gravel Packing and Filtercake Cleanup with Shunt Tubesin Open-Hole Completions: A Case History from the Gulfof México,” artículo de la SPE 71672, presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, 30 de septiembre al 3 deoctubre de 2001.

El equipo de terminación no deseaba el frac-turamiento combinado con empaque de grava enzonas cercanas al agua. Por lo tanto, decidióempacar con grava bombeando por sobre la pre-sión de fracturamiento para mejorar la conducti-vidad de la formación. El empaque con tubos dederivación no se basa en la integridad del revo-que de filtración, de modo que se emplazó gravacon la herramienta de servicio fijada en posiciónde inyección forzada para aumentar la probabili-dad de fracturar a bajas tasas de inyección.

El tratamiento se efectúo bombeando a 5bbl/min, por debajo de la capacidad de bombeode un solo tubo de derivación de 6 bbl/min.Después de que se bombeó el 40% de la lechada,la presión de superficie aumentó a 3400 lpc [23MPa] cuando se produjo una obturación de gravaen el espacio anular. En este punto del trata-miento, se desvió lechada hacia el tubo de deri-vación, la presión de bombeo cayó a 2000 lpc [14MPa] y se continuó con el empaque. Tras empla-zar el 75% de la grava, el trabajo se completó conla herramienta de servicio fijada en posición decirculación para asegurar un empaque completoen la parte superior de los filtros de grava.

Más del 150% del volumen de grava reque-rido para llenar el espacio anular calculado seemplazó alrededor de los filtros de grava y de latubería hermética. La producción inicial de gasfue de 15 MMpc/D [430.000 m3/d] sin agua. Nofue necesaria la remoción del revoque de filtra-ción tras la terminación. Con el análisis NODAL selogró un ajuste entre los datos reales y teóricos deproducción con una permeabilidad de la formaciónde 1000 mD y un factor de daño de cero, indicandouna eficiencia de flujo cercana al 100%. Cincomeses después de la terminación, comenzó la pro-ducción de agua, y la producción de gas comenzóa disminuir a medida que la producción de aguaaumentaba. Después de 14 meses, el pozo des-

viado B-1 producía gas libre de arena, fluyendo a2.5 MMpc/D [72.000 m3/d] con 2300 B/D [365m3/d] de agua y recuperando 4 Tpc [143 millonesde m3] de gas, la mayor parte de las reservasestimadas. La limpieza uniforme del revoque defiltración contribuyó a un drenaje eficiente a lolargo de la cima estructural de este yacimiento.

Técnicas emergentes de control de producción de arenaA menudo los ingenieros de perforación prefierenfluidos de perforación sintéticos a base de aceitepor sobre aquéllos a base de agua para obteneruna mayor lubricación, mayores velocidades depenetración, una mejor estabilidad del pozo y unasuperior estabilización de las lutitas, especial-mente para pozos horizontales o de alto ángulo.38

Además de la amplia experiencia de empaque degrava con fluidos de terminación y perforación abase de agua, los ingenieros de terminación pre-fieren un fluido RDF a base de agua debido a lasemulsiones o lodos que se suelen forman con cier-tos sistemas a base de aceite y ciertos crudos. Porotro lado, los fluidos de transporte sintéticos abase de aceite capaces de controlar las presionesdel pozo durante el empaque de grava no se encon-traban disponibles hasta hace muy poco tiempo.

Los fluidos de transporte a base de aguarequieren que los operadores cambien de un fluidoRDF a base de aceite a uno a base de agua ensecciones del yacimiento o antes del empaque degrava. En el pozo abierto, este cambio es costoso,implica procedimientos de desplazamiento quealgunas veces son ineficaces y requiere complejosprocedimientos de manejo de fluidos en equiposde perforación. En muchos casos, las seccionessuperiores del pozo se perforan con un fluido RDFa base de aceite, pero las secciones del yaci-miento se perforan con un fluido RDF a base deagua, lo que también requiere un desplazamiento.

Los datos de laboratorio y de campo indicanque los diferenciales de presión para el desca-mado del revoque de filtración de fluido a base deaceite y el contraflujo son menores, la limpiezaes más fácil y las permeabilidades retenidas sonmayores que para el revoque de filtración defluido a base de agua (arriba).39 Sin embargo, laspresiones de levantamiento varían cuando lagrava es pequeña y la permeabilidad de la for-mación cambia a lo largo del pozo. En yacimien-tos heterogéneos con una significativa variaciónde permeabilidad, el contraflujo sin limpiezapuede provocar perfiles de producción desigualese irrupciones prematuras de agua o de gas. Delmismo modo que en el caso del revoque de filtra-ción de fluido a base de agua, la combinación dequímicos de limpieza con fluidos de transporte enlugar de utilizar el contraflujo mejora la producti-vidad, de modo que es deseable tener sistemasde empaque de grava y limpieza del revoque defiltración simultáneos para los fluidos RDF a basede aceite.40

Sin embargo, los agentes obturantes y densi-ficantes en el revoque de filtración de los fluidosRDF a base de aceite están recubiertos con unafase de aceite que contiene surfactantes quefavorecen la mojabilidad del aceite para formaremulsiones de aceite externo.41 Esto convierte alas partículas de CaCO3 prácticamente en inertesa los ácidos y las hace difíciles de remover. Pararesolver este problema, hoy existe un fluido RDFsintético a base de aceite que se invierte a unaemulsión de agua externa y convierte a las partí-culas de CaCO3 a mojables por agua cuando sonexpuestas a una solución modificadora del pH.Con surfactantes específicos, el fluido RDF a basede aceite se formula como una emulsión de aceiteexterno por encima de un determinado pH y comoemulsiones de agua externa por debajo de éste. Aligual que el empaque de grava y la remoción del

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Revoque de filtración de un fluido a base de agua después del contraflujo

Grava

Revoque de filtración

Núcleo de Arenisca Berea

Revoque de filtración sintético de un fluido a base de aceite después del contraflujo

Grava

Revoque de filtración dispersado

Núcleo de Arenisca Berea

> Comparación de la remoción de revoque de filtración de un fluido a base de agua y a otro base de aceite. En evaluaciones de laboratorio, las fotografíasde secciones delgadas de un revoque de filtración frente a grava artificial muestran diferencias significativas tras la limpieza con oxidante y contraflujo. Elrevoque de filtración del fluido a base de agua sigue intacto en lo esencial (izquierda). La permeabilidad retenida se determina a través de pequeños orifi-cios o canales. Por lo común, el revoque de filtración del fluido a base de aceite es más delgado y fácil de remover, y a menudo no requiere tratamientosadicionales de limpieza. El mecanismo de limpieza para el revoque de filtración del fluido a base de aceite es esencialmente distinto al del revoque de fil-tración del fluido a base de agua; prácticamente todo el revoque de filtración se saca de la cara del núcleo y se dispersa en los espacios porosos de lagrava o a través de la misma (derecha).

Otoño de 2001 75

revoque de filtración en forma simultánea parapozos perforados con un fluido RDF a base deagua, esta formulación química sensible al pHelimina la necesidad de una limpieza separada.

Tantos los fluidos a base de agua como los abase de aceite proporcionan una excelente lim-pieza del revoque de filtración en pozos perfora-dos con un fluido RDF sintético a base de aceite,siempre y cuando la reología sea adecuada paraempaque de grava con filtros de grava con tubosde derivación y la fase acuosa contenga un modi-ficador de pH y un disolvente del agente obtu-rante. Las emulsiones de aceite externo,preferiblemente con el mismo tipo de salmuera yaceite base en la fase acuosa interna que elfluido RDF sintético a base de aceite, son otraalternativa de fluidos de transporte. En este caso,la fase interna del fluido de transporte contieneun modificador de pH y un disolvente del agenteobturante tal como una solución CAS o un ácido.

Los tubos filtro, el empaque de grava y el frac-turamiento combinado con empaque de grava noson las únicas opciones para estabilizar los pozosabiertos. Los filtros de grava expandibles que tie-nen un diámetro reducido que se expande contrala pared del pozo después de bajarse al pozo,parecen ofrecer algunas ventajas (arriba, a la dere-cha).42 La teoría de la mecánica de las rocas indicaque si los filtros de grava ejercen fuerza contra lasparedes del pozo, los filtros de grava expandiblespueden prevenir la producción de arena, ya que serequieren mayores fuerzas de compactación parainiciar la falla en la roca y comenzar la producciónde arena en la interfaz formación-pared del pozo.

Estos filtros de grava eliminan el empaque degrava, reducen los costos de construcción depozos al permitir la perforación de pozos demenor diámetro y proporcionan mayores diáme-tros interiores para una mejor capacidad de inter-vención, una mayor capacidad de flujo y,

posiblemente, un mejor aislamiento de las forma-ciones que las terminaciones convencionales conun espacio anular abierto o con empaque degrava convencional. Los filtros de grava expandi-bles también proporcionan un método viable paracontrolar la producción de arena en yacimientosde altas presiones y temperaturas en el momentode la terminación del pozo.

Un punto preocupante es que puede permane-cer un espacio anular pequeño incluso después dela instalación de los filtros de grava como resul-tado de pozos socavados y agrandados o de unaexpansión inadecuada. Si este espacio anular eslo suficientemente grande y existe a lo largo de unextenso intervalo continuo, podría reducir la efica-cia del filtro de grava expandible, llevándola alnivel de la de los tubos filtro. Un diseño de filtrode grava que se expanda de manera satisfactoriay que se acomode al pozo es lo más deseable.

Otro tema de preocupación es la eficacia de lalimpieza del revoque de filtración después de quelos filtros de grava se expanden. Pero, las pruebasrealizadas hasta el momento indican que los fil-tros de grava presionados contra el revoque de fil-tración no inhiben la limpieza y el contraflujo,siempre y cuando los sólidos del fluido RDF tenganel tamaño correcto y los fluidos estén acondicio-nados de manera adecuada.43 Esta preocupacióntambién se puede manejar mediante el uso defluidos de limpieza del revoque de filtración quetengan una reacción lenta una vez que los filtrosde grava estén instalados.

El comportamiento a largo plazo de los filtrosde grava expandibles como método efectivo decontrol de producción de arena aún está en eva-luación. Las pruebas de laboratorio y los estudiosde campo están definiendo los parámetros de for-mación y las condiciones de yacimiento en lasque esta tecnología se puede aplicar de mejormanera. La experiencia de campo con filtros de

grava expandibles es limitada, pero el número dehistorias de casos está aumentando. A noviembrede 2000, Weatherford, actualmente el único pro-veedor de este tipo de filtro de grava, ha insta-lado cerca de 23,000 pies [7000 m] de filtros degrava expandibles en cerca de 25 pozos.44

Mediante el trabajo conjunto, las compañíasoperadoras y los proveedores de servicios hanlogrado avances significativos en cuanto a herra-mientas de fondo de pozo, métodos para empla-zamiento de grava, y química de fluidos deperforación y terminación durante los últimoscinco años. Como resultado, la tecnología decontrol de producción de arena para terminacio-nes a pozo abierto ha mejorado notablemente,desde los tubos filtro y el empaque de gravahasta la limpieza simultánea del revoque de fil-tración, los filtros de grava expandibles y el frac-turamiento combinado con empaque de grava.

Un mejor entendimiento de las aplicacionesde varias técnicas de control de producción dearena, en base al desempeño en el campo, estáayudando a los operadores a optimizar la produc-tividad, a lograr una alta recuperación de reser-vas por pozo y a realizar terminaciones confiablescon mínimas intervenciones correctivas. Sinembargo, aún se deben enfrentar desafíos degran envergadura, tales como aumentar la explo-ración y el desarrollo en aguas profundas y elnúmero de terminaciones submarinas. La inte-gración de la geología y la petrofísica con lasingenierías de producción, de instalaciones desuperficie, de terminación, de perforación y deyacimientos, es un elemento clave para la pre-dicción actual y futura de la producción de arenay el éxito en el control de la misma. —MET

Filtros de grava expandibles aptos para pozo abierto

Filtros

Filtros de grava expandidosCubierta

protectora

Filtros de grava cerrados

Tubo base

> Vista superior de los filtros de grava expandi-bles en el pozo abierto. Para reducir el diámetroinicial, las capas superpuestas de los filtros que-dan entre un tubo base ranurado y una cubiertaprotectora del tubo con agujeros perforados. Lue-go de que se bajan los filtros de grava al pozo, seempuja un mandril a través del ensamble, expan-diendo las ranuras del tubo base, los filtros y losagujeros en la cubierta externa contra la pareddel pozo, con el fin de proporcionar integridad alcontrol de la producción de arena. Las capas delos filtros se abren deslizándose una encima de laotra, y el diámetro externo aumenta casi un 50%.

38. Gilchrist JM, Sutton LW Jr y Elliott FJ: “AdvancingHorizontal Well Sand Control Technology: An OHGPUsing Synthetic OBM,” artículo de la SPE 48976, pre-sentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anualde la SPE, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, 27 al 30 deseptiembre de 1998.Chambers MR, Hebert DB y Shuchart CE: “SuccessfulApplication of Oil-Based Drilling Fluids in SubseaHorizontal, Gravel-Packed Wells in West Africa,” artí-culo de la SPE 58743, presentado en el Simposio Interna-cional sobre Control del Daño de la Formación de la SPE,Lafayette, Luisiana, EUA, 23 y 24 de febrero de 2000.

39. Tiffin et al, referencia 6.40. Price-Smith C, Parlar M, Kelkar S, Brady M, Hoxha B,

Tibbles RJ, Green T y Foxenberg B: “LaboratoryDevelopment of a Novel, Synthetic Oil-Based ReservoirDrilling and Gravel-Pack Fluid System That AllowsSimultaneous Gravel Packing and Cake-Cleanup inOpen-Hole Completions,” artículo de la SPE 64399, pre-sentado en la Conferencia y Exhibición del Petróleo y delGas del Pacífico Asiático de la SPE, Brisbane,Queensland, Australia, 16 al 18 de octubre de 2000.Kelkar S, Parlar M, Price-Smith C, Hurst G, Brady M yMorris L: “Development of an Oil-Based Gravel-Pack

Carrier Fluid,” artículo de la SPE 64978, presentado en elSimposio Internacional de la SPE de Química Petrolera,Houston, Texas, EUA, 13 al 16 de febrero de 2001. Ladva HKJ, Brady ME, Sehgal P, Kelkar S, Cerasi P,Daccord G, Foxenberg WE, Price-Smith C, Howard P yParlar M: “Use of Oil-Based Reservoir Drilling Fluids inOpen-Hole Horizontal Gravel-Packed Completions:Damage Mechanisms and How to Avoid Them,” artículode la SPE 68959, presentado en la Conferencia Europeasobre Daño de la Formación de la SPE, La Haya,Holanda, 21 y 22 de mayo de 2001.

41. Las emulsiones de aceite externo o de agua en aceitecontienen una fase interna de gotitas de agua o sal-muera dispersas en una fase externa de aceite o hidro-carburo sintético. Las emulsiones de agua externa, oaceite en agua, contienen una fase interna de gotitas deaceite o hidrocarburo sintético en una fase externa deagua o salmuera.

42. Tiffin et al, referencia 6.43. Tiffin et al, referencia 6.44. Sanford BD, Terry C, Bednarz MJ, Palmer C y Mauldin

DB: “Expandable Sand Screen Alternative to Fracture-Packing Sand Control,” Offshore 61, no. 6 (Junio de2001): 78-81, 106.

Empaques de grava en pozos horizontales de alta productividad · 2019-04-08 · 52 Oilﬁeld Review...

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