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Mejoras en la eficiencia de los servicios de campos petroleros

Salvador AyalaTom BarberMarie Noelle DessingesMark FreyJack HorkowitzEd LeugemorsJean-Louis PessinChin SeongWaySugar Land, Texas, EUA

Rob BadryCalgary, Alberta, Canadá

Ismail El KholyAtyrau, Kazajstán

Aaron GaltMichelle HjellesetMidland, Texas

Delaney SockNefteyugansk, Rusia

Rishat Radikovich YamilovSibneft-KhantosKhanty-Mansiysk, Rusia

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Luc Argentier, Mike Parris, Mike Ross y VassilisVarveropoulos, Sugar Land, Texas; Gregoire Jacob, Fahud,Omán; y Cyrille Picoche, Moscú, Rusia.arcVISION, CDR (Resistividad Dual Compensada),CemSTREAK, CleanGEL, CT XPRESS, DataFRAC, FracCAT,GelSTREAK, InterACT, mcrVISION, PCM (mezcladorcontinuo de precisión), Platform Express, POD (densidadóptima programable), PodSTREAK, PowerPulse, ProCADE,PropNET, SlimPulse e YF son marcas de Schlumberger.

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

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

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

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

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

operaciones.

El logro de eficiencia operacional es obligatoriopara tener éxito en el ambiente de negocios denuestros días. Las publicaciones y los programasde televisión de índole comercial están colmadosde artículos y crónicas que describen cómo lascompañías industriales están analizando susprocesos y técnicas, buscando alternativas dereducción de costos, incremento de ingresos,mejoramiento de la satisfacción del cliente, ymaximización de la productividad de los emplea-dos. La industria de los servicios de campospetroleros no constituye una excepción.

Para satisfacer la demanda creciente depetróleo y gas, las compañías operadoras estáncentrando más atención en los campos maduros,muchos de los cuales con su producción en decli-nación. Los pozos de estos campos requierenoperaciones de intervención para mantener losniveles de producción. Además, los operadoresestán extrayendo petróleo y gas de zonas pasadaspor alto y están descubriendo y desarrollandonuevos campos en localizaciones remotas. Loscampos maduros generalmente requieren ungran número de tratamientos relativamentepequeños para sustentar la producción. Para quelos operadores obtengan suficiente retorno sobresu inversión, el nivel de eficiencia debe ser alto einvolucrar una cantidad mínima de equipos ypersonal. Por otra parte, el tiempo requeridopara realizar el tratamiento debe ser corto.

Las localizaciones remotas a menudo plan-tean desafíos logísticos, tales como distanciaslargas entre las localizaciones de pozos, limita-ciones en la infraestructura de transporte, climashostiles y condiciones de almacenamiento primi-tivas. Al igual que los campos ma duros, estos

ambientes requieren operaciones eficientes ylibres de excesos durante los procesos de cons-trucción, estimulación y producción de pozos.

La ejecución de servicios en pozos nuevos yexistentes implica el transporte hasta la locali-zación del pozo de un arreglo autoportante deequipos eléctricos y mecánicos, personal, y enmuchos casos, productos químicos. Según laaplicación, la inversión de capital asociadapuede ascender a varios millones de dólares.Tradicionalmente, las compañías de servicios decampos petroleros han diseñado conjuntos deequipos y procesos que abordan virtualmentetodos los escenarios, desde tratamientos deremediación pequeños hasta operaciones defracturamiento masivas. En los campos madurosy en las localizaciones remotas, dichos equipos amenudo exceden significativamente los requisi-tos de los servicios, y pueden resultar demasiadocostosos y complicados.

Para promover la eficiencia en las localizacio-nes remotas y en los campos maduros,Schlumberger ha introducido equipos y tecnolo-gía de procesos perfeccionados y adecuados confines específicos. Algunos ejemplos recientesincluyen el equipo de cementación de desplieguerápido CemSTREAK, la unidad de tubería flexiblede despliegue rápido CT EXPRESS y herramien-tas de adquisición de registros, tales como laherramienta integrada de adquisición de regis-tros con cable Platform Express.1 En este artículodestacamos los ejemplos más recientes: la flotillade fracturamiento de alta eficiencia y el serviciode adquisición de registros de resistividad de pro-pagación durante la perforación de bajo riesgomcrVISION.

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Fracturamiento hidráulico eficiente en SiberiaSiberia Occidental, la principal región produc-tora de petróleo de Rusia, cubre una vastasuperficie (arriba). Los principales campospetroleros se encuentran a cientos de millas de

> Principales campos de petróleo y gas de Siberia Occidental. Los principales campos de petróleo ygas se encuen tran ubicados a cientos de millas de distancia entre sí y se comunican por ferrocarril ocaminos pri mi tivos. Esta geografía plantea desafíos logísticos que deben ser superados para llevar acabo los tratamientos de servicios de pozos en forma eficiente.

Yamal

Gydansk

M a r d eK a r a

0 300km

millas0 300

Priobskoe

Tyumen

Khanty-Mansiysk

Surgut

Nefteyugansk

Ob

Ob

Irtys

h

Principales campos de petróleo y gas de Siberia Occidental

PetróleoGas

1. Para obtener más información sobre equipos adecuadoscon fines específicos, consulte: Barber T, Jammes L,Smits JW, Klopf W, Ramasamy A, Reynolds L, Sibbit A yTerry R: “Evaluaciones de hueco abierto en tiempo real,”Oilfield Review 11, no. 2 (Verano de 1999): 38–61.“New Design Simplifies Coiled-Tubing Operations,” Oil & Gas Journal 98, no. 2 (10 de enero de 2000): 38.Swinstead N: “Una mejor manera de trabajar,” OilfieldReview 11, no. 3 (Otoño de 1999): 50–64.Braun B, Foda S, Kohli R, Landon I, Martin J y Waddell D:“Un equipo bombeador liviano y poderoso,” OilfieldReview 12, no. 2 (Otoño de 2000): 18–31.

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

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

viscosidad del gel lineal se reduce significativamenteconforme se incrementa la temperatura del fluido. Lapérdida de viscosidad se evita mediante el agregado dereticuladores—sustancias que ligan las hebras depolímero entre sí y aumentan el peso molecular efectivo,en más de un orden de magnitud. Los sistemasreticulados a base de goma guar pueden ser utilizados atemperaturas de fluido de hasta 177°C [350°F] aproxima -damente. Para obtener más información sobre estosfluidos de fracturamiento, consulte: Armstrong K, Card R,Navarrette R, Nelson E, Nimerick K, Samuelson M,Collins J, Dumont G, Piraro M, Wasylycia N y Slusher G:“Advanced Fracturing Fluids Improve Well Economics,”Oilfield Review 7, no. 3 (Otoño de 1995): 34–51.

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

distancia entre sí y se comunican por ferrocarrilo caminos primitivos. A la limitada infraestruc-tura de transporte, se suma un clima riguroso.Durante el invierno, las temperaturas se mantie-nen por debajo del punto de congelamiento,

alcanzando a veces valores de tan sólo –50°C[–58°F]. Desde la perspectiva de los servicios decampos petroleros, estas condiciones planteandificultades logísticas serias. El desplazamientode los equipos y suministros a las localizacionesde pozos puede ser dificultoso, y el almacena-miento de suministros, en especial productosquímicos, es problemático en climas rigurosos.

El fracturamiento hidráulico es uno de los ser-vicios de campos petroleros más complejos, queimplica el empleo de equipos para transportar yalmacenar agua y productos químicos, preparar elfluido de fracturamiento, mezclar el fluido con elapuntalante, bombear el fluido en el pozo y moni-torear el tratamiento.2 Para la ejecución deltratamiento de fracturamiento se requiere unequipo de personal altamente entrenado, cuyosintegrantes deben estar en constante comunica-ción entre sí. El clima y la logística compleja deSiberia plantean obstáculos adicionales quedeben ser superados para lograr el éxito.

Fluidos de fracturamiento—La preparaciónde los fluidos de fracturamiento constituye unaparte vital del tratamiento y, sin importar las con-diciones climáticas, debe ser llevada a cabo enforma segura y eficaz. El fluido de fracturamientomás común en Siberia es un sistema de polímerosa base de goma guar reticulado con borato.3 Pre-vio al tratamiento de fracturamiento, la soluciónde goma guar lineal se mezclaba tradicional-mente por cargas en tanques de 50 a 60 m3 [315 a377 bbl]. El agua obtenida de fuentes localesdebe calentarse hasta 20°C [68°F] como mínimopara lograr la hidratación competa del polímero.El proceso de hidratación puede insumir hasta10 horas. Durante este período, la solución poli-mérica puede experimentar ataque bacteriano ydegradación, por lo que se debe agregar un bac-tericida.

La mezcla por cargas es un proceso antieco-nómico. Concluida la operación, los residuos deltanque, o el fluido que no puede ser extraído porsucción, permanecen en el tanque. Los residuosdel tanque normalmente representan al menosun 7% del volumen de fluido original y deben sertratados y transportados a un sitio de disposiciónfinal seguro. Por otra parte, la duración del gellineal en almacenamiento es de dos días comomáximo. Si el tratamiento se pospone más allá deeste tiempo, es probable que se tenga que des -cartar toda la carga de gel, lo que usualmenteimplica un costo elevado.

Además, antes del tratamiento se preparauna solución con reticulador. La solución con-tiene un reticulador de borato y aditivos quecontrolan el pH del fluido, demorando de estemodo el proceso de reticulación.4 La reticulacióndemorada minimiza la viscosidad del fluido en la

Consola del operador

EductorMedidorde flujo

Bomba centrífugade 8 x 6

Colector múltiplede succión

Medidor de laalimentación de polímero

Tanque de hidratación

Sistema de acondicionamientopara invierno

Colector múltiple dedescarga

Caja de conexión interfacial para laconexión con el vehículo FracCAT

Estructura antivuelco deminimización de daños

Depósito de almacenamientode polímeros

Tanque de hidratación

> Componentes principales de la unidad de hidratación polimérica GelSTREAK. Armado sobre un chasisde construcción rusa, este equipo se encuentra completamente acondicionado para invierno, comorespuesta al clima de Siberia Occidental. A diferencia de los sistemas de mezcla continua previos, launidad GelSTREAK utiliza polímero seco para producir un gel lineal, con concentraciones de hasta 6 kg/m3 y tasas de salida de hasta 6.4 m3/min. El depósito de almacenamiento de abordo contiene1,810 kg de polímero en polvo seco. La operación del equipo es automatizada y es controlada enforma re mota desde el vehículo de tratamiento asistido con computadora FracCAT.

superficie y reduce el requerimiento de potenciadel sistema de bombeo. Idealmente, la reticula-ción debería producirse en el pozo justo antes deque el fluido ingrese en los disparos.

La solución con reticulador se mide continua-mente en el gel lineal durante el tratamiento defracturamiento. Además, se agregan varios otrosaditivos, tales como estabilizadores de arcilla,surfactantes, agentes de control de pérdidas defluidos y rompedores de gel. La concentración decada aditivo debe ser controlada cuidado -samente; de lo contrario, puede afectarsenegativamente el rendimiento del fluido.

Equipos de alta eficiencia—Los tratamien-tos de fracturamiento hidráulico requieren unaflota sofisticada de equipos eléctricos y mecáni-cos. Además de los tanques de fluidos, unaoperación de fracturamiento típica en Siberiaincluye cuatro camiones de bombeo de alta pre-sión, un mezclador de densidad óptimaprogramable POD para agregar la solución conreticulador, otros químicos y el apuntalante, unvehículo para tratamientos de fracturamientoasistido por computadora FracCAT para el con-trol y monitoreo de la operación, un remolquepara el transporte de los químicos, una grúa ycuatro sistemas de almacenamiento y acarreodel apuntalante.

Debido a la logística de transporte de Siberia,una flota de este porte no puede desplazarse enforma eficaz entre una localización y otra. Lacapacidad de trabajo se limita a unas ocho opera-ciones por mes, lo que incide negativamente enla eficiencia. El incremento de la actividad en loscampos petroleros de Siberia instó a los ingenie-ros de Schlumberger a buscar alternativas paramejorar la eficiencia y posibilitar una tasa de uti-lización de equipos más alta. Sus objetivos erandos: construir una flota de equipos de fractu -ramiento que pudiera encarar el 80% de lasoperaciones de Siberia Occidental y eliminar lamezcla por cargas.

El análisis de los principales campos petrole-ros reveló que, para alcanzar estos objetivos, elequipo y el sistema de fluidos deben poseer lacapacidad de tratar pozos de hasta 5,029 m[16,500 pies] de profundidad, con temperaturasde fondo de pozo que van de 52 a 93°C [125 a200°F] y permeabilidades de formación de entre2 y 20 mD. Los espesores de las zonas productivasvarían entre 3 y 30 m [10 y 100 pies], y algunospozos poseen zonas productivas múltiples. Eltiempo de bombeo hasta los disparos varía entre2.5 y 4.5 minutos; en consecuencia, la demora dela reticulación debe ser ajustable. La magnitudde la operación varía entre un campo y otro,implicando aproximadamente 100 a 1,100 m3

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

[1,100,000 lbm] de apuntalante. El tamaño delapuntalante varía entre una malla de 20/40hasta una malla de 10/14. Teniendo en cuentaestas especificaciones, los ingenieros y químicosdesarrollaron equipos perfeccionados de prepa-ración y mezcla de fluidos y un fluido con gomaguar reticulado con borato.

En gran parte del mundo, el mezclador conti-nuo de precisión PCM para tratamientos defracturamiento suplantó al proceso de mezclapor cargas durante muchos años. Durante el tra-tamiento de fracturamiento, la unidad PCMmezcla agua con una lechada de polímero a basede goma guar en combustible diesel. La mezclacircula a través de los compartimentos de hidra-

tación y el gel lineal se descarga en los mezclado-res y las bombas. El sistema PCM también estáprovisto de alimentadores de aditivos líquidos.5

Originalmente desarrollada para ser utili-zada en América del Norte, la técnica PCM fuediseñada para tratamientos mucho más grandesque los realizados en Siberia. La unidad esdemasiado grande para el transporte eficientesobre las carreteras de Siberia Occidental. Dadoque el combustible diesel se espesa ante lasbajas temperaturas del invierno siberiano, lalechada con goma guar utilizada en el sistemaPCM sería demasiado viscosa para utilizar engran parte del año.

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Compartimentos de hidratación

12

43

5

Válvula esclusa

Entrada del eductor

Salida del eductor

Eductor de mezcla

21 3 4 5

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

Las limitaciones del sistema PCM y de lagoma guar en forma de lechada han sido supe -radas con el advenimiento de la unidad dehidratación y mezcla continua de gel GelSTREAKy los fluidos de fracturamiento a base de políme-ros, sin hidrocarburos, CleanGEL. Armado sobreun chasis de camión ruso de 6 x 6, y alimentadopor un motor de 400 HP, el vehículo GelSTREAKes un sistema PCM compacto, fácil de transpor-tar (página anterior). Dado que los fluidosCleanGEL emplean polímero en polvo seco, seeliminan los problemas de manipuleo de fluidosdurante los meses de invierno. La falta de com-bustible diesel es además ventajosa desde elpunto de vista ambiental. Un depósito de alma -cenamiento a bordo de 1,810 kg [4,000 lbm]transporta el polímero en polvo hasta la localiza-ción del pozo.

Para producir una solución sin grumos, elpolímero en polvo debe estar completamentedispersado en el agua. El sistema de mezclaGelSTREAK logra estos objetivos mediante lautilización de un dispositivo denominado educ-tor. El eductor posee una boquilla tipo venturique genera una corriente de agua de alta veloci-dad, creando una intensa fuerza de succión queintroduce el polvo en la cámara de mezcla. Lazona de mezcla es suficientemente turbulentacomo para producir una mezcla homogénea.

Después de la mezcla en el eductor, el polí-mero se debe hidratar hasta que el gel linealalcanza su viscosidad de diseño. La hidrataciónrequiere tiempo y la cizalladura del fluido, y elíndice de hidratación es directamente propor-cional a la temperatura del fluido. Para permitirsuficiente tiempo de hidratación, la unidadGelSTREAK posee un tanque de retención decinco compartimentos (derecha). Los comparti-mentos de 23.8 m3 [150 bbl] se agitan y el fluidopasa a través de ellos en forma secuencial, pro-veyendo un flujo de tipo “primero en entrar,primero en salir.” Los sensores de nivel del tan-

que y los medidores de flujo magnético monito-rean los niveles de fluido y las tasas de flujodentro de los compartimentos, posibilitando elcontrol remoto de la hidratación.

El equipo GelSTREAK puede preparar el gellineal con concentraciones de polímero de hasta6 g/L [50 lbm/1,000 galEUA] y tasas de salida queoscilan entre 0.95 y 6.36 m3/min [6 y 40 bbl/min].El gel hidratado sale por el múltiple de descarga yviaja desde la unidad GelSTREAK hasta el equipode mezcla en el que se introducen los aditivosquímicos y el apuntalante.

Desde comienzos de la década de 1980, elmezclador POD ha sido el equipo estándar deSchlumberger para la preparación de fluidos defracturamiento. La característica singular de estaunidad es un mezclador de vórtice pro gramable

que controla con precisión la con centración deapuntalante en el fluido de fracturamiento. Elvolumen de apuntalante puede aumentarse gra-dualmente durante el tratamiento o ajustarse enpasos incrementales.6 El mezclador POD se havuelto más sofisticado con el paso de los años,incorporando un arreglo de alimentadores deaditivos secos y líquidos y un sistema especialpara el agregado de fibras, tales como losaditivos de empaque de apuntalante para fractu-ramiento hidráulico PropNET.

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

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

Plataforma de trabajo

Plataforma deacceso a la tolvaelevada

Alimentador PropNET

Densitómetro

Alimentadores deaditivos secos

Mezclador POD

Antena satelital

Cabina de controlAditivo líquido

Tanque maestroTanque de aceite hidráulico

Colector múltiple de descarga

Tolva elevada

Estructura antivuelco deminimización de daños

Tanque maestro

Plataforma deacceso a aditivoslíquidos

Colectormúltipleintermediode descarga

Colector múltiplede succión

Módulode controlde apoyo

Medidor de flujode succión

Antena satelital

Durante la década de 1990, el control remotode los tratamientos de fracturamiento se volviópráctica común después de la introducción de launidad FracCAT. Este vehículo posee una cabinade tipo oficina desde la que el personal controlatodos los aspectos de la operación, incluyendo elmezclador POD. Un sistema de computación abordo registra y analiza los datos del trata-miento en tiempo real y puede transmitir lainformación por satélite a la oficina de un opera-dor o a un centro de tecnología regional.7

En Siberia Occidental, las capacidades delmezclador POD y del vehículo FracCAT exceden

en forma considerable las capacidades necesa-rias para ejecutar la mayoría de los tratamientosde fracturamiento. Existen situaciones similaresen áreas con yacimientos maduros, tales comoAlberta, Canadá, y Texas Oeste en EUA. Porejemplo, el vehículo FracCAT contiene suficien-tes equipos electrónicos y espacio para que elpersonal manipule tratamientos de fractura-miento masivos. Por lo tanto, los ingenieros deSchlumberger diseñaron una unidad perfeccio-nada que combina el mezclador POD con lacabina de control FracCAT en un vehículo; launidad de monitoreo y control de operaciones de

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> Componentes principales del mezclador PodSTREAK. Este equipo combina un mezclador POD con unaunidad de monitoreo de tratamientos FracCAT en un vehículo. La unidad posee un número suficientede alimentadores de aditivos, incluyendo un alimentador PropNET, para permitir la mezcla continua detodos los químicos requeridos para el tratamiento de fracturamiento. El mezclador puede suministrar5.1 m3/min [32.1 bbl/min] de fluido de fracturamiento, con una concentración de apuntalante de 8 ppa,y 3.8 m3/min [23.9 bbl/min] con una concentración de 12 ppa. Controles de pantallas táctiles en la ca -bina del vehículo FracCAT controlan todos los aspectos de la operación. La antena satelital a bordotransmite los datos de la operación a localizaciones remotas, en tiempo real. Al igual que la unidadGelSTREAK, este equipo está acondicionado para invierno, con fines de adecuación al clima de Siberia.

estimulación PodSTREAK (izquierda). Esta com-binación simplifica el montaje y reduce el númerode personas requeridas en la localización.

La unidad PodSTREAK posee un mezcladorde vórtice, con una compuerta elevada y un sis-tema de tolva que recibe el apuntalante desde unsistema de almacenamiento de apuntalante otransportador de banda. Un tanque maestro de1.6 m3 [10 bbl] de capacidad, aumentada por unabomba centrífuga de transmisión directa, de 8 x 6,suministra el gel lineal al mezclador. El equipoadicional incluye tornillos de alimentación deaditivos secos, sistemas de medición de aditivoslíquidos y un alimentador especial para suminis-trar las fibras PropNET. Este equipo permite lamezcla continua de todos los químicos requeri-dos para el tratamiento de fracturamiento.

La cabina FracCAT contiene componenteselectrónicos de avanzada y pantallas táctiles quecontrolan la unidad GelSTREAK, el mezcladorPOD y hasta ocho bombas de estimulación tri-plex (próxima página, arriba). El softwareFracCAT registra y analiza los datos del trata-miento en forma permanente, y una antena abordo, en forma de plato y autodesplegable, per-mite que el sistema de monitoreo y entrega dedatos en tiempo real InterACT transmita lainformación del trabajo a localizaciones remotasen tiempo real. La cabina está provista ademásde una estación de muestras de fluidos y unlaboratorio pequeño para la ejecución de prue-bas de control de calidad estándar.

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Fluido avanzado—Para aprovechar almáximo las capacidades que ofrecen las unida-des PodSTREAK y GelSTREAK, los químicos deSchlumberger desarrollaron un fluido de fractu-ramiento reticulado con borato, simplificado yrobusto, que es compatible con los componenteslogísticos de la preparación de fluidos y el climade Siberia; el fluido de fracturamiento reticu-lado a base de agua YF100RGD. RGD es la siglaen inglés correspondiente a “goma guar redu-cida, demorada;” esto es, que se requiere menosgoma guar para lograr una determinada viscosi-dad del fluido y que se demora la reticulaciónpara reducir la caída de presión por friccióndurante la colocación del fluido. El sistema defluido aumenta la eficiencia operacionalmediante la eliminación del proceso de mezclapor cargas y la combinación de químicos en lalocalización, y a través de la minimización delnúmero de corrientes de aditivos.

El polímero CleanGEL es una goma guarseca, refinada, de hidratación rápida con mayorpeso molecular que los productos convenciona-les.8 Como resultado, la nueva goma guarimparte viscosidades de gel lineal y reticuladomás altas (izquierda). El mejoramiento delrendimiento posibilita una reducción de la con-

> Cabina FracCAT en el vehículo PodSTREAK. Las estaciones para controlar la unidad GelSTREAK, el mezclador POD, los alimentadores de aditivos y las bombastriplex de alta presión se encuentran juntas. Existe espacio suficiente como para alojar a los operadores correspondientes y a un cliente observador (testigo). La ergo no mía facilita la comunicación rápida y posibilita una mejor comprensión del avance de las operaciones en tiempo real.

Módulos de controlcon pantallas táctiles

Banco delaboratorio

Monitores FracCAT

> Comparación del rendimiento de los polímeros convencionales y los polímeros abase de goma guar de alto rendimiento. Las viscosidades de gel lineal de los fluidosque contienen goma guar de alto rendimiento son significativamente superiores alas preparadas con goma guar convencional (extremo superior). La ventaja entérminos de rendimiento posibilita una reducción del 20% de la concentración depolímero en los fluidos YF100RGD (extremo inferior). Obsérvese que se necesitan 4.8 g/L [40 lbm/1,000 galEUA] de goma guar convencional (verde) para lograr lamisma viscosidad que con 4.2 g/L [35 lbm/1,000 galEUA] de goma guar CleanGEL de alto rendimiento (marrón).

Visc

osid

ad a

100

s-1

, cP

Tem

pera

tura

, °C

0 20 40 60Tiempo, min

80 100 1200 0

20

40

60

80

100

120

140

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1,000

Visc

osid

ad a

511

s-1

, cP

7 17 27 37Temperatura, °C

10

12

14

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18

20

22

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26

28

30

3 g/L de goma guar CleanGEL 3 g/L de goma guar convencional

YF100RGD (4.2 g/L de goma guar CleanGEL)4.2 g/L de goma guar convencional4.8 g/L de goma guar convencionalTemperatura

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

8. Karstens T y Stein A: “Method for Improving theExploitability and Processability of Guar Endosperm andProducts Obtained Using Said Method,” Patente deEstados Unidos No. 6,348,590 (19 de febrero de 2002).Chowdhary MS y White WM: “Method and Product forUse of Guar Powder in Treating SubterraneanFormations,” Solicitud de Patente de Estados Unidos No.20,030,054,963 (30 de marzo de 2003).

centración de polímero del 20%. La utilizaciónde menos cantidad de polímero es ventajosa por-que se deposita menos revoque de filtración en elfrente de la fractura, y el empaque de apunta-lante contiene menos residuo de polímerodespués de la limpieza del fluido. Ambas mejorasayudan a incrementar la permeabilidad de lafractura y la productividad del pozo (derecha). EnSiberia, el rango de concentración de polímerotípico para los fluidos YF100RGD se encuentraentre 3.0 y 4.2 g/L [25 y 35 lbm/1,000 galEUA]. Elsistema de mezcla por cargas tradicional requeríahasta 5.4 g/L [45 lbm/1,000 galEUA].

En lugar de la mezcla por cargas, la goma guarse agrega continuamente al agua y se hidrata enla unidad GelSTREAK. El gel lineal resultante sebombea luego al mezclador PodSTREAK, dondese agrega el resto de los químicos. El reticuladorde borato y el agente de demora se entregan en lalocalización del pozo, como una mezcla seca gra-nulada. Durante la operación, la mezcla seincorpora al gel lineal en forma continua a travésde uno de los alimentadores de aditivos sólidos.La eliminación de la preparación de la solucióncon reticulador es más segura y requiere menostiempo.

El tiempo de demora de la reticulación varíacon la temperatura y la composición del agua dela mezcla (véase “Química de los campos petrole-ros en condiciones extremas,” página 4). Lasimpurezas disueltas pueden interferir con el pro-ceso de reticulación. Cuando las pruebas decontrol de calidad previas a la operación indicanun tiempo de demora de la reticulación inade-cuado, los ingenieros lo compensan mediante elajuste del pH del fluido (derecha). En la localiza-ción del pozo, se agrega la cantidad adecuada dehidróxido de sodio en el mezclador PodSTREAK.

Los otros aditivos YF100RGD principales, unestabilizador de arcilla y un surfactante ami -gable con el medio ambiente, también secombinan en un paquete. Los estabilizadoresimpiden que las arcillas de la formación produc-tiva se expandan y reduzcan la permeabilidad.Los surfactantes reducen la presión capilar de laformación, mejorando la limpieza del fluido defracturamiento.9 El estabilizador y el surfactanteson líquidos y el punto de congelamiento de lamezcla es de –34°C [–29°F], lo que minimiza losproblemas de manipuleo durante los meses deinvierno en Siberia.

Otros alimentadores de aditivos del vehí -culo PodSTREAK suministran materiales, talescomo los rompedores encapsulados y las fibrasPropNET. El fluido de fracturamiento tradicional,mezclado por cargas, requería hasta 15 aditivos.

Debido a la consolidación del material, el nuevofluido involucra como mucho ocho aditivos, queen su totalidad se miden continuamente.

Los fluidos de fracturamiento YF100RGD pue-den utilizarse a temperaturas estáticas de fondode pozo, que oscilan entre 52 y 163°C [125 y325°F], lo que excede el rango de temperaturaobservado en Siberia. Con características de pér-dida de fluido similares a las de otros fluidos defracturamiento reticulados con borato, los fluidoscrean y propagan fracturas de una manera típica.

La flota de alta eficiencia (HEF), que incor-pora los vehículos GelSTREAK y PodSTREAK,fue introducida en la región de Priobskoe, enSiberia Occidental, en octubre de 2005. Los cam-pos son operados por Sibneft-Khantos. Desdeentonces, se han realizado más de 150 trata-

mientos de fracturamiento con el nuevo equipo yfluido. En promedio, la duración total del trata-miento—incluido el transporte hasta y desde lalocalización del pozo, el montaje, el bombeo, eldesmontaje y la limpieza—es de unas ocho horasmenos por pozo que el método de mezcla por car-gas tradicional (próxima página). Como resultado,la flota puede realizar hasta 26 operaciones pormes; más del doble de la capacidad previa.

El éxito del tratamiento, definido como lacolocación del 100% del apuntalante en laforma ción, se incrementó del 60% de las opera-ciones al 88% gracias al nuevo servicio. Estemejoramiento puede atribuirse directamente ala confiabilidad mejorada del equipo, la compo-sición y preparación simplificadas del fluido, y elmejor control de los parámetros del fluido

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> Efecto del pH del fluido sobre el tiempo de demora de la reticulación de unfluido YF100RGD que contiene 3.0 g/L [25 lbm/1,000 galEUA] de goma guarCleanGEL. La temperatura del fluido era de 24°C [75°F]. Si las pruebas decontrol de calidad previas a las operaciones indican una demora inade cua dade la reticulación, los ingenieros la compensan mediante el ajuste del pH.

Tiem

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7 8 9 10pH del fluido

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

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2 3 54Carga de polímero, g/L

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Operaciones tradicionales

Flota de alta eficiencia

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10 1 3 2 1

Transporte hasta la localización y montajeTratamiento DataFRACCarga de apuntalante, tanques de mezclaReunión de seguridad, puesta en marcha del equipo

Bombeo del tratamiento principalLimpieza posterior a la operaciónTransporte de regreso al campamento

Invierno de 2006/2007 77

durante el bombeo. La mezcla continua posibi-litó un ahorro de más de 3,000 m3 [18,870 bbl]de gel lineal y aditivos, eliminando las costosasoperaciones de disposición final de los desechosquímicos.10 En estos momentos, una flota HEFestá operando en Siberia. Debido a su éxito,están previstas cuatro más para la región.

Fracturamiento de formaciones maduras en la Cuenca PérmicaLa flota HEF y el fluido YF100RGD también estánteniendo éxito en América del Norte, sobre todoporque sus capacidades resultan particularmenteadecuadas para la ejecución de tratamientos deestimulación en campos maduros. La Cuenca Pér-mica de Texas Oeste y Nuevo México, EUA, ha sidouna cuenca productora de petróleo y gas prolíficadurante más de 85 años. A pesar de su edad, aúnquedan en reserva significativos volúmenes dehidrocarburos; sin embargo, la política económicadictamina que los operadores estimulen y recupe-ren estas reservas en forma eficiente. La unidadPodSTREAK, las ventajas logísticas y ambientalesde la goma guar seca, y la menor cantidad de aditi-vos constituyen una combinación ideal para estasituación.

Muchos operadores de la Cuenca Pérmicaestán refracturando los yacimientos, bombeandofluido y apuntalante a través de los disparos exis-tentes o recién creados. El objetivo en amboscasos es restituir la comunicación óptima entreel pozo y la roca productora.11 Para evitar dañosa la tubería de revestimiento vieja, que quizás nopueda tolerar la presión de tratamiento, el frac-turamiento se realiza a menudo a través de latubería de producción. La tubería de produccióntambién permite la selección precisa de losdisparos individuales, a través de los cuales sebombeará el fluido.

La tubería de producción es significa ti -vamente más chica que la tubería de revesti-miento; en consecuencia, las caídas de presiónpor fricción durante los tratamientos de fractura-miento constituyen una inquietud importante. Lacaída de presión por fricción excesiva incremen-ta los requerimientos de potencia de los sistemasde bombeo en la superficie y limita la tasa desuministro del fluido a través de los disparos paracrear y propagar una fractura. Como se analizópreviamente, la reticulación demorada reduce lacaída de presión por fricción, lo que hace que elfluido YF100RGD resulte particularmente ade-cuado para este escenario.

Los primeros tratamientos de fracturamientode la Cuenca Pérmica que utilizaron el fluidoYF100RGD y la flota HEF se realizaron en el

Campo Pinon del Condado de Pecos, en Texas. Elobjetivo era estimular la Formación Caballos,productora de gas.

Los tratamientos realizados previamente en elcampo implicaron 4.8 g/L [40 lbm/1,000 galEUA] degel lineal con guar o 4.2 g/L [35 lbm/1,000 galEUA]de fluido con guar, reticulado con borato y nodemorado. La caída de presión por fricción semantuvo baja durante los tratamientos con gellineal. Sin embargo, la viscosidad del fluido erainsuficiente como para crear la geometría de frac-turamiento y la productividad de pozos deseadas.La incorporación de un fluido de reticulación ins-tantánea permitió el desarrollo de viscosidadsuficiente pero la caída de presión por fricción eraexcesiva. Por lo tanto, el operador decidió probarel nuevo sistema de fluido.

En un pozo, se bajó la tubería de producciónde 31⁄2 pulgadas a través de la tubería de revesti-miento de 95⁄8 pulgadas, hasta una profundidad de2,012 m [6,600 pies]. La temperatura de la forma-ción era de 76.7°C [170°F] y la permeabilidad, deaproximadamente 1 mD. La concentración deguar en el fluido de fracturamiento se redujo de4.2 a 3.0 g/L, lo que refleja la mayor eficienciadel polímero seco refinado. El régimen debombeo durante la operación fue de 7.9 m3/min[50 bbl/min], y en la fractura se colocaron 99,790 kg[220,000 lbm] de apuntalante con arena demalla 20/40.

De acuerdo con el software de análisis depozos ProCADE, la producción acumulada de gasdel pozo fracturado con el fluido YF100RGD fue17% superior que en los pozos fracturados con elgel lineal, y superó en un 4% a la producción delos pozos fracturados con el gel de reticulacióninstantánea. En términos económicos, este pozo

generó una ganancia adicional de US$ 1,800,000.En el momento de la redacción de este artículo,12 pozos de este campo habían sido estimuladoscon el sistema de alta eficiencia.

Adquisición eficiente de registros de resistividadConrad y Marcel Schlumberger inventaron el pro-ceso de adquisición de registros de resistividad enel año 1927.12 Desde entonces, las mediciones deresistividad han sido herramientas esenciales quepermiten a los operadores determinar la ubica-ción de los hidrocarburos en las formacionessubterráneas. Las herramientas de adquisición deregistros de resistividad por inducción están pro-vistas de antenas de transmisión con bobinas, quegeneran campos electromagnéticos. Los camposinteractúan con la roca adyacente, generandoseñales que indican la resistividad de la forma-ción. La resistividad de la formación por logeneral varía directamente con el contenido deagua, la salinidad del agua, la temperatura y el

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

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

10. Kirilov V, Yamilov R, Lyubin G, Dessinges M-N, Parris M,El Kholy I, Leugemors E, Ayala S, Pessin J-L, Fu D, SockD, Maniére J y Butula K: “A New Hydraulic FracturingPackage Fit for Arctic Conditions Improves OperationalEfficiency and Fracture Conductivity and EnhancesProduction in Western Siberia,” artículo de la SPE102623, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica del Petróleo y del Gas Rusa de la SPE, Moscú, 3al 6 de octubre de 2006.

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

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

T1

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m

78 Oilfield Review

> La herramienta de resistividad de propagación mcrVISION y el collar. Laherramienta (izquierda) posee una longitud de 6.1 m. T1 y T2 son las antenastransmisoras, y R1 y R2 son las antenas receptoras. Las ranuras del collarín(derecha) en cada posición de las antenas hacen que el collarín sea básica -mente transparente para las mediciones de cambio de fase y resistividad deatenuación.

volumen de minerales conductivos, tales como lasarcillas. La mayoría de las formaciones conhidrocarburos poseen alta resistividad. En conse-cuencia, los registros de resistividad puedenutilizarse para identificar y correlacionar lascapas de rocas individuales, distinguir las rocassaturadas con hidrocarburos de las rocas satura-

das con agua y, con las mediciones de porosidadque los acompañan, cuantificar el volumen dehidrocarburos presentes en las rocas.

Durante los últimos 80 años, las herramien-tas de adquisición de registros de resistividad ylas técnicas de interpretación se han vueltomucho más sofisticadas. Las herramientas

modernas proveen registros de alta resolucióncon correlaciones por los efectos de la invasión yrugosidad del pozo. Las técnicas de interpreta-ción de avanzada ayudan a esclarecer larespuesta de las herramientas en los pozos alta-mente desviados y horizontales, comunes enmuchos campos maduros. Sin embargo, enmuchos campos maduros, la economía no justi-fica los riesgos que implican las pérdidas demateriales en el pozo, asociadas con las técnicasestándares de operación con cable y las técnicasLWD. En consecuencia, la eficiencia operacio-nal, el bajo costo y el riesgo mínimo son losimpulsores del programa de adquisición deregistros. Estos desafíos han incentivado unavance significativo en términos de eficiencia ylogística; el servicio de adquisición de registrosde resistividad de propagación durante la perfo-ración de bajo riesgo mcrVISION.13

Las herramientas MWD, en las que los sen -sores y los componentes electrónicos estáncontenidos en una probeta recuperable y reem-plazable colocada en el interior del portamecha(lastrabarrena), han estado disponibles durantemuchos años para proveer registros de rayosgamma y levantamientos direccionales durantela perforación.14 La arquitectura de esta herra -mienta posee numerosos beneficios en ambientesque demandan alta eficiencia:• Los costos de las pérdidas de materiales en el

pozo se reducen porque la probeta es recupe-rable por cable.

• La capacidad de recuperación permite recupe-rar los datos en situaciones de atascamientode las tuberías.

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

• Se dispone de collarines de tamaños múltiplespara una probeta, lo que reduce el número deequipos necesarios para cubrir tamaños depozos múltiples.

• La herramienta es fácil de transportar.Las herramientas MWD emplean collarines

de acero. Estos collarines no interfieren con lasseñales empleadas en las mediciones de rayosgamma o en los levantamientos direccionales,pero son básicamente opacos para los camposelectromagnéticos. Para extender las ventajaslogísticas de la arquitectura de las herramientasMWD a las mediciones de resistividad de propa-gación LWD, los ingenieros de Schlumbergerconstruyeron un collarín especial de acero inoxi-dable, con ranuras que permiten la transmisióny recepción, sin impedimentos, de las señaleselectromagnéticas. Como resultado, por primeravez, una herramienta de resistividad puede ser

Invierno de 2006/2007 79

asentada o recuperada con cable, del mismomodo que las herramientas MWD.

La herramienta mcrVISION posee un diámetrode 4.45 cm [1.75 pulgada] y es completamenteautónoma; aloja las antenas, los componenteselectrónicos, la memoria y una batería (páginaanterior). Los componentes físicos de las medi-ciones y las especificaciones son comparablescon las de otras herramientas de resistividad depropagación, tales como la herramienta de Resis-tividad de Arreglo Compensada arcVISION y laherramienta de Resistividad Dual CompensadaCDR.15 Dos antenas de transmisión se encuentranposicionadas simétricamente, 83.8 cm [33 pulga-das] por encima y por debajo del punto medio dedos antenas de recepción separadas por una dis-tancia de 55.9 cm [22 pulgadas]. Cada transmisortransmite en forma secuencial señales de 2 MHzy 400 kHz, y los receptores miden el cambio defase y la atenuación en cada frecuencia. Por lotanto, la herramienta provee cuatro medicionesde resistividad independientes con diferentesprofundidades de investigación. La medición de2 MHz se adecua mejor a las regiones de alta

resistividad, y la medición de 400 kHz es óptimapara las áreas de baja resistividad. Cada par decambio de fase y atenuación se promedia paraproveer la compensación por efectos del pozo,cancelando las derivas electrónicas y los efectosde la rugosidad del pozo.

En cada posición de las antenas, existen tresconjuntos de ranuras en la pared del collarín.Las ranuras permiten que las señales elec -tromagnéticas atraviesen el collarín; comoresultado, el collarín es básicamente transpa-rente para las mediciones de cambio de fase yatenuación (arriba). Tanto la herramienta comoel collarín poseen una longitud de aproximada-mente 6.1 m [20 pies]. En consecuencia, ambosson suficientemente cortos para ser transporta-dos por aire. Actualmente se dispone decollarines con tres diámetros externos: 12.1, 17.1y 21.0 cm [4.75, 6.75 y 8.25 pulgadas].

Las capacidades nominales máximas de tem-peratura y presión de la herramienta son: 150°C[302°F] y 20,000 lpc [138 MPa]. La gran capaci-dad de memoria y el bajo consumo de potenciapermiten operar durante 300 horas, antes de que

se sature la memoria o sea necesario cambiar labatería. La velocidad de adquisición de datospuede ser de hasta una medición por segundo, loque posibilita velocidades de adquisición de regis-tros de hasta 549 m [1,800 pies] por hora, conmediciones obtenidas cada 15 cm [6 pulgadas].

Para la operación LWD en tiempo real, elcollarín y la herramienta mcrVISION se combi-nan con un sistema MWD de diámetro reducido,de tercera generación, SlimPulse, de 4.45 cm[1.75 pulgadas] de diámetro, que provee unamedición de rayos gamma. La herramienta deresistividad está conectada directamente entreel extremo inferior de la herramienta SlimPulsey su aguijón de orientación, formando un sis-tema combinado que puede ser recuperado yre-asentado en una operación con cable, con lamisma facilidad que con la herramienta MWDsola. Esta combinación de herramientas tam-bién puede conectarse al sistema de telemetríaMWD PowerPulse para incrementar la densidadde los datos en tiempo real y posibilitar la eva-luación de formaciones en tiempo real durantela perforación a altas velocidades.

El sistema mcrVISION puede operar durantela perforación o durante los viajes de entrada ysalida del pozo, en modo de registración, autó-nomo, o en combinación con el módulo de rayosgamma de la herramienta MWD. Para la adquisi-ción de registros durante los viajes de entrada ysalida del pozo (LWT), el collarín se baja sin laherramienta durante la perforación. Finalizada lacarrera de la barrena de perforación, laherramienta se baja a través de la sarta de per -foración y se introduce en el collarín, y lasmediciones se registran durante el viaje de salida.La adquisición de registros LWT puede ser unaopción efectiva en términos de costos cuando nose requieren datos en tiempo real y la adquisiciónde registros con cable, en agujero descubierto, es

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

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

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Herramienta descubierta de 2 MHz Herramienta descubierta de 400 kHz Collarín de 2 MHz y 4.75 pulgadasCollarín de 400 kHz y 4.75 pulgadasCollarín de 2 MHz y 6.75 pulgadasCollarín de 400kHz y 6.75 pulgadas

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

14. Hache J-M y Till P: “New-Generation Retrievable MWDTool Delivers Superior Performance in Harsh DrillingEnvironments,” artículo de las SPE/IADC 67718,presentado en la Conferencia de Perforación de lasSPE/IADC, Ámsterdam, 27 de febrero al 1° de marzo de2001.

15. Clark B, Luling M, Jundt J, Ross M y Best D: “A DualDepth Resistivity Measurement for FEWD,”Transcripciones del 29o. Simposio Anual sobreAdquisición de Registros de la SPWLA, San Antonio,Texas, 5 al 8 de junio de 1988, artículo A.Bonner SD, Tabanou JR, Wu PT, Seydoux JP, MoriartyKA, Seal BK, Kwok EY y Kuchenbecker MW: “New 2-MHz Multiarry Borehole-Compensated Resistivity ToolDeveloped for MWD in Slim Holes,” artículo de la SPE30547, presentado en la Conferencia y Exhibición TécnicaAnual de la SPE, Dallas, 22 al 25 de octubre de 1995.

80 Oilfield Review

poco práctica o riesgosa; tal es el caso de lospozos altamente desviados o pobremente acon-dicionados.

Las mediciones de resistividad mcrVISION yde rayos gamma SlimPulse pueden combinarseulteriormente con los registros de densidad y deporosidad-neutrón para proveer el equivalentede un registro triple combo adquirido en agujerodescubierto.

La herramienta mcrVISION ha sido operadamás de 10,000 horas en el fondo del pozo, enambientes que cubren sus especificacionesmecánicas y operacionales. Este servicio estáahorrando tiempo operacional y posibilitandoque los pozos sean perforados más rápido yentren en producción más pronto.

Adquisición de registros de resistividad entiempo real con el sistema MWD recuperablePara probar la nueva tecnología, Apache Corpora-tion corrió el servicio mcrVISION en tiempo realcon el sistema MWD de diámetro reducido, en unpozo del Golfo de México. El agujero de 24.4 cm[95⁄8 pulgadas] fue perforado con lodo a base deagua, con una resistividad de 0.35 ohm.m.

La comparación entre los registros LWD y losregistros adquiridos con cable muestra la corre-lación existente entre los dos tipos de registros(derecha). Las dos curvas de resistividadcombinadas , obtenidas con la herramientamcrVISION, exhiben una excelente concordan-cia cuantitativa con las curvas obtenidas concable.

Un ejemplo del sur de Texas demuestra la fle-xibilidad operacional provista por la combinaciónmcrVISION-SlimPulse. En este pozo de 3,962 m[13,000 pies], el objetivo era desviarse de la ver-tical a través de una ventana cortada en latubería de revestimiento y aumentar la desvia-ción del pozo con un número mínimo de viajes. Elarreglo estaba compuesto por el collarín de laherramienta mcrVISION, colocado por encima deun motor y por debajo del collarín SlimPulse. Elarreglo BHA se bajó hasta el fondo del pozo sinque las herramientas estuvieran dentro delmismo. Luego, se bajó un giróscopo con cable através de la sarta de perforación, y se asentó enel collarín de la herramienta mcrVISION.

La operación de perforación avanzó a travésde la ventana de la tubería de revestimiento conel giróscopo proveyendo la información de orien-tación del pozo hasta que el efecto de la tuberíade revestimiento sobre los levantamientosmagnetométricos fue mínimo. Los ingenierosretiraron el giróscopo y tiraron hacia atrás elarreglo BHA, colocándolo nuevamente dentro dela tubería de revestimiento para evitar el atasca-

miento en la sección abierta y desviada.Mediante el cable, bajaron el sistema mcrVI-SION-SlimPulse y lo insertaron en los collarines.Una vez asentadas las herramientas, se extrajo elcable, el arreglo BHA volvió al fondo, y la perfora-ción siguió adelante. Los datos de resistividad,rayos gamma y levantamientos direccionales setransmitieron a la superficie en tiempo real.

Después de varios días de perforación, laherramienta MWD falló. Previamente, la repara-ción de este problema habría exigido que losingenieros levantaran el BHA entero y las herra-mientas para llevarlos a la superficie. Encambio, pudieron tirar hacia atrás el BHA colo-cándolo en la tubería de revestimiento, bajar elcable y recuperar la combinación de herra-mienta de resistividad–herramienta MWD. En lasuperficie, los ingenieros descargaron los datosde la memoria de la herramienta que habíafallado e instalaron una unidad de reemplazo.Luego bajaron la combinación reparada en elpozo, volvieron a llevar la sarta de perforación alfondo y reanudaron la perforación. El tiempototal para el nuevo procedimiento fue de aproxi-

madamente 6 horas. Un viaje completo, de ida yvuelta, habría insumido al menos 12 horas; porlo tanto, el operador ahorró un tiempo de equipode perforación significativo.

En otro pozo del sur de Texas, se emplazóuna combinación de herramientas mcrVISION-SlimPulse por encima de un motor, en un BHAorientable. La información de resistividad yMWD fue transmitida en tiempo real. Durante laprimera carrera durante la perforación, la des-viación del pozo aumentó respecto de la vertical,hasta 90°. La segunda carrera durante la perfo-ración continuó con una desviación de 90°; sinembargo, después de perforar varios cientos depies, el BHA se atascó a 46 m [150 pies] de laprofundidad total. Los ingenieros pudieron recu-perar las herramientas con un sistema de pescapor cable, evitando una erogación de más de US$ 500,000 en concepto de pérdidas de mate-riales en el pozo. Además, desde ambasherramientas se descargaron datos registrados,lo que permitió a los ingenieros generar unregistro de resistividad-rayos gamma.

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

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Resistividad de cambio de fase mcrVISION

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ohm.m

Invierno de 2006/2007 81

Adquisición de registros durante los viajes deentrada y salida del pozo y en pozo entubadoDurante la perforación de varios pozos en Alberta,Canadá, los ingenieros de Schlumberger combina-ron los registros de resistividad mcrVISION conlos registros de porosidad en pozo entubado sub-siguientes, eliminando la necesidad de contar conregistros adquiridos con cable en agujero descu-bierto. Todos los pozos tenían una profundidad deaproximadamente 200 m [656 pies] y sus diáme-tros eran de 22.2 cm [81⁄2 pulgadas]. Cada pozo fueperforado en aproximadamente 2.5 días. Laadquisición de registros de resistividad con cable,en agujero descubierto, habría sumado 12 horasal proceso. Como resultado de la omisión delproceso de adquisición de registros en agujerodescubierto, el cliente pudo perforar más pozosen la misma cantidad de tiempo, reduciendo sig-nificativamente el costo por pozo.

Después de entubar cada uno de los pozos, sedesplazó el equipo de perforación a la loca liza ciónsiguiente. Luego de que el equipo de perforaciónperforara una serie de pozos y se desplazara, losingenieros de Schlumberger registraron registrosde rayos gamma y de porosidad-densidad y porosi-dad-neutrón en pozo entubado, en cada pozo. Losregistros obtenidos durante la perforación y losregistros de pozo entubado se ajustaron luego enprofundidad y se combinaron para proveer unainterpretación petrofísica de la formación. En unpozo se corrieron registros con cable, en agujerodescubierto, para comparar la combinación deregistros mcrVISION y registros de porosidad enpozo entubado con los registros triple comboadquiridos con cable en agujero descubierto. Seobservó buena concordancia entre las interpreta-ciones de la saturación de agua (arriba).

En un pozo, la herramienta mcrVISION regis-tró durante los viajes de entrada y salida delpozo en lugar de hacerlo durante la perforación.El collarín se bajó como parte del BHA, amedida que se perforaba el pozo. Después dealcanzar la profundidad objetivo, los ingenierosutilizaron el cable para bajar la herramienta através de la sarta de perforación e insertarla enel collar. Una vez asentada la herramienta, seretiró el cable y se extrajo la sarta de perfora-ción a una velocidad de 396 m [1,300 pies] porhora. Después de extraída la herramienta delpozo, los ingenieros descargaron la memoria dela herramienta y generaron un registro a partirde la información registrada. La operación deadquisición de registros durante los viajes deentrada y salida del pozo sumó menos de unahora a la operación y generó un registro de lamisma calidad que el registro adquirido durantela perforación.

Un compromiso con la eficienciaLos servicios de campos petroleros de nuestrosdías están logrando eficiencias operacionales queeran impensables en el pasado, y las compañías operadoras están cosechando los beneficios. Elincremento de la eficiencia en equipos, procesosy personal está permitiendo que los operadorescontinúen produciendo económicamente desdecampos maduros y desarrollen nuevos campos enlocalizaciones remotas.

Este artículo presenta algunos ejemplos dedos nuevas tecnologías que simplifican las ope-raciones durante los procesos de construcción,estimulación y producción de pozos. La he -rramienta de obtención de mediciones deresistividad durante la perforación mcrVISION yla flota de fracturamiento de alta eficiencia se

integran con un sinfín de otros servicios quegeneran ahorros de tiempo y costos, tales comola cupla de cementación CemSTREAK, la unidadde tubería flexible CT EXPRESS y la sarta deherramientas de adquisición de registros Platform Express. Estas tecnologías mejoran laconfiabilidad y permiten a los operadores perfo-rar, registrar, terminar y mantener los pozos enforma más eficaz y económica.

El tiempo es dinero, y Schlumberger sigueaumentando la eficiencia en todos sus segmentosde negocios. Se esperan más ganancias, a medidaque más operadores prueben la tecnología dispo-nible actualmente y ejerzan presión para que selogren mejoras adicionales en todos los aspectosde las operaciones de campos petroleros. —EBN

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

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Efecto fotoeléctrico en agujero descubierto

Porosidad-neutrón en pozo entubado

Porosidad-densidad en pozo entubado

Porosidad-densidad en agujero descubierto

Porosidad-neutrón en agujero descubierto

0.2 200ohm.m

0.2 200

Resistividad de 90 pulg con cableohm.m

Fase 2 MHz

Atenuación 2 MHz0.2 200ohm.m

0.2 200ohm.m

Fase 400 kHz

0.2 200ohm.m

Atenuación 400 kHz

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Sw LWD en pozoentubado

Sw en agujerodescubierto

Calibradormm

Localizador decollarines de la

tubería derevestimiento

°API

Rayos gamma enagujero descubierto

°API

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Grados

Desviación

mm