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Mtodos prcticos de manejo de la produccin de arena

Andrew AcockTom ORourkeDaniel ShirmbohAberdeen, Escocia

Joe AlexanderAbu Dhabi, Emiratos rabes Unidos

Greg AndersenUnocalSugar Land, Texas, EUA

Toshinobu KanekoAdi VenkitaramanHouston, Texas

Jorge Lpez-de-CrdenasRosharon, Texas

Masatoshi NishiIslamabad, Pakistn

Masaaki NumasawaKatsuhei YoshiokaJapan Petroleum Exploration Company, Ltd.(JAPEX),Tokio, Japn

Alistair RoyAllan WilsonBPAberdeen, Escocia

Allan TwynamBPBP Sunbury, Inglaterra

Por su colaboracin en la preparacin de este artculo, seagradece a Mark Alden, Houston, Texas, EUA; AndrewBaker, Quito, Ecuador; Mario Ardila, Nueva Orlans, Luisiana, EUA; John Cook y Juliane Heiland, Cambridge,Inglaterra; John Fuller, Gatwick, Inglaterra; Anwar Husen,Cairo, Egipto; Andy Martin, Aberdeen, Escocia; y Juan Carlos Palacio, Stavanger, Noruega. Se agradece tambin aBP y a sus socios, Eni UK Limited, Noex UK Limited, Shell yExxonMobil, por permitir la publicacin del ejemplo delcampo Mirren.

La produccin de arena constituye un problema serio en muchos activos de petrleo

y gas de todo el mundo. Puede afectar drsticamente los regmenes de produccin;

puede daar los equipos de fondo de pozo, los equipos submarinos y las instalacio-

nes de superficie, aumentando el riesgo de fallas catastrficas; e implica para los

productores un costo de decenas de miles de millones de dlares por ao. El control

de la produccin de arena es un tema complicado que no puede ser abordado a tra-

vs de un enfoque de tipo unilateral. Por el contrario, los operadores han adoptado un

enfoque multifactico, que explota la amplia gama de tecnologas y conocimientos

tcnicos especiales disponibles para manejar este problema.

CHFR (Resistividad de la Formacin en Pozo Entubado), ClearPAC, CNL (Registro de Neutrn Compensado), DataFRAC, DSI (herramienta de generacin de ImgenesSnica Dipolar), ECLIPSE, FMI (herramienta de generacinde Imgenes Microelctricas de Cobertura Total), GVR(Resistividad geoVISION), InterACT, LiteCRETE, MDT (Proba-dor Modular de la Dinmica de la Formacin), MudSOLV,OBMI (herramienta de generacin de Imgenes Microelc-tricas en Lodos Base Aceite), OrientXact, ProCADE, ProFIT,PropNET, PURE (Operaciones de Disparos para la Explota-cin Total del Yacimiento), QUANTUM, RockSolid, RST

Las fallas producidas a escala de grano de arenadurante la explotacin de hidrocarburos, puedenprovocar problemas de estabilidad de pozos,colapso de la tubera de revestimiento, reduc-cin de la produccin y, en casos extremos, laprdida de pozos.1 Los granos de arena sueltosson movilizados ante ciertos niveles de cada depresin, velocidades y viscosidades de fluido; unavez producidas en el interior del pozo, estas par-tculas pueden provocar estragos aguas abajo.

Generados en condiciones de flujo rpido o engrandes cantidades, los granos de arena erosionan

los tubulares y pueden convertirse en obstruccio-nes fijas o mviles. La capacidad de erosin de laarena producida depende de varios factores,incluyendo el volumen de arena producida, lavelocidad de las partculas de arena y el ngulo deimpacto.2 La erosin ocasionada por la produccinde arenaarenamientodaa los tubulares defondo de pozo, los equipos submarinos, las lneasde conduccin y otras instalaciones, pudiendocausar la falla catastrfica del pozo y daos al per-sonal y al medio ambiente.

1. Fjaer E, Holt RM, Horsrud P, Raaen AM y Risnes R: Petroleum Related Rock Mechanics, Developments inPetroleum Science, 33. Amsterdam, Pases Bajos: Elsevier Science Publishers B.V. (1992): 257267.

2. Selfridge F, Munday M, Kvernvold O y Gordon B: SafelyImproving Production through Improved Sand Management, artculo de la SPE 83979, presentado en laConferencia del rea Marina de Europa 2003 de la SPE,Aberdeen, Escocia, 2 al 5 de septiembre de 2003.

3. Desroches J y Woods TE: Stress Measurements forSand Control, artculo de la SPE 47247, presentado enlas SPE/ISRM Eurock 98, Trondheim, Noruega, 8 al 10 dejulio de 1998.

(herramienta de Control de Saturacin del Yacimiento),SPAN (programa de Anlisis de Operaciones de Disparos deSchlumberger), STIMPAC, TDT (Tiempo de Decaimiento Termal), USI (herramienta de generacin de Imgenes Ultra-snicas) y WellWatcher son marcas de Schlumberger.AllPAC, cuya licencia posee Schlumberger, es una marca deExxonMobil.

Verano de 2004 11

Las acumulaciones de arena pueden obturarla produccin en cualquier parte de la lnea deflujo, reduciendo los ingresos asociados con laproduccin y costando significativas cantidadesde tiempo y dinero en lo que respecta a limpieza.Las operaciones de remediacin en los pozos ycampos submarinos resultan particularmentecostosas. La arena producida que llega a las ins-talaciones de produccin debe separarse de losfluidos producidos y eliminarse. Si bien el costoexacto es difcil de cuantificar, los especialistascoinciden en que la arena producida le cuesta ala industria decenas de miles de millones dedlares por ao.

La produccin de arena siempre ha sido unproblema, pero la forma en que lo encara laindustria de exploracin y produccin (E&P, porsus siglas en ingls) se ha vuelto ms sofisticada.Este artculo revisa brevemente los principiosbsicos de la produccin de arena y las tecnolo-gas disponibles para ayudar a predecir, preveniry vigilar rutinariamente la produccin de arena.Algunos ejemplos de campo muestran que el

manejo de la produccin de arena se logra mejorcuando los operadores comprenden los mecanis-mos de produccin de arena dentro delyacimiento, y utilizan un proceso de toma dedecisiones sobre la base de la informacin ade-cuada para seleccionar las tecnologas y losmtodos apropiados para encarar el problema.

La naturaleza de la produccin de arenaSaber porqu los yacimientos producen arenaconstituye el primer paso crucial hacia elmanejo de la produccin de arena. La instala-cin de equipos de terminacin de fondo de pozopuede ser una parte importante de la solucin,pero el logro de un conocimiento ms exhaustivopermite generar una solucin ms completa y deaccin ms prolongada. Por ejemplo, la capaci-dad de modelar y predecir las tendencias deproduccin de arena de un yacimiento permite alos ingenieros y cientficos ir ms all de unamera metodologa de aproximaciones sucesivaspara resolver estos problemas. Una estrategiaexitosa de manejo de la produccin de arena

puede iniciarse durante la etapa de perforaciny mantenerse hasta el agotamiento del yaci-miento.

En el subsuelo, los principales factores quecontrolan si un yacimiento fallar mecnica-mente son la resistencia de la roca, el esfuerzoefectivo ejercido sobre la formacinuna com-binacin de los esfuerzos terrestres principalesque actan sobre la roca, menos la presin deporoy los esfuerzos introducidos por la perfo-racin, la terminacin y la produccin.3 Laresistencia de la roca puede determinarsemediante pruebas uniaxiales y triaxiales de labo-ratorio, y puede representarse grficamentemediante una curva o envolvente de falla. Losesfuerzos normales y los esfuerzos de corte ejer-cidos sobre un plano especfico, bajo tresesfuerzos principales perpendiculares, se deter-minan utilizando el crculo de Mohr. Paraestablecer las condiciones en las que se producela falla, se utiliza el modelo de falla de Mohr-Coulomb a fin de relacionar los esfuerzosprincipales y la presin de poro con la cohesin

y el ngulo de friccin interna de la roca (dere-cha). La falla se produce bajo tensin,compresin o, ms comnmente, cuando la dife-rencia entre los esfuerzos principales mximos ymnimos se vuelve suficientemente grande comopara producir un esfuerzo de corte excesivo.

La resistencia de una roca bajo condicionesde fondo de pozo depende de diversos factores.Los ms importantes son la cohesin, el ngulo defriccin interna, los esfuerzos principales mximosy mnimos y la presin de poro. El grado de cemen-tacin de la roca influye significativamente en lacohesin. Las rocas sedimentarias consolidadasbien cementadas tienden a ser ms resistentes,mientras que las rocas no consolidadas, pobre-mente cementadas, son ms dbiles. El ngulode friccin interna es afectado por la fraccinvolumtrica de partculas durashabitual-mente granos de cuarzo o feldespatopresentesen la roca. Los granos de formacin en yacimien-tos de areniscas dbiles se desagregan, o sesueltan de la matriz de roca, debido a fallas decorte, de traccin y volumtricas.4

Durante la produccin, la ruptura por cizalla-dura causada por la cada de presin o bien porel agotamiento, puede generar una cantidadcatastrfica de arena producida. El incrementode la cada de presin genera mayores esfuerzosefectivos en torno al pozo o el tnel dejado porlos disparos, y si tales esfuerzos exceden la resis-tencia de la roca en esta geometra, la rocafallar pudiendo producir arena. El aumento delagotamiento puede modificar los esfuerzos loca-les presentes en la Tierra, lo que adems puedegenerar mayores esfuerzos de corte alrededordel pozo, conduciendo posiblemente a la produc-cin de arena.

Las fallas por traccin se producen en are-niscas dbiles fundamentalmente por unaelevada velocidad de flujo de fluido, que es unafuncin de la cada de presin. Este tipo de fallasuele ser espordica, produce volmenes de

arena relativamente pequeos, se agrava por loscambios rpidos producidos en los regmenes deproduccin de pozos y a menudo se estabilizacon el tiempo.

La falla volumtrica, o colapso de poros, estasociada tanto con la cada de presin como conel agotamiento y se produce en yacimientos dealta porosidad y baja resistencia. En rocas dbilespero consolidadas, este fenmeno causa subsi-dencia y ha sido estudiado en forma extensiva enlos yacimientos de creta del Mar del Norte.5

No todas las areniscas producen granos dearena desagregados bajo condiciones deesfuerzo. Las pruebas han demostrado queincluso las areniscas dbilessegn lo determi-nado por las pruebas de compresin uniaxiales ylas pruebas triaxiales confinadaspueden tenercomportamientos muy variables en lo que res-pecta a produccin de arena, que estnrelacionados fundamentalmente con el tipo deroca.6 Muchos episodios en la historia de unaroca yacimiento pueden modificar su resisten-

cia, conduciendo finalmente al inicio de la pro-duccin de arena. Cuando se perfora, termina yestimula un yacimiento se aplican esfuerzos adi-cionales sobre la matriz de roca. Adems, laresistencia de la roca puede reducirse por episo-dios de produccin, tales como los tratamientosde estimulacin con cido, la compactacin delyacimiento o los aumentos de la saturacin deagua.7 En rocas dbiles y no consolidadas, laresistencia de la roca generalmente disminuyeal aumentar la saturacin de agua, registrndosela mayor reduccin de la resistencia an luegode producirse aumentos leves de la saturacinde agua a partir de un estado seco.8

No todos los granos de arena desagregadosson movilizados por los fluidos producidos.9 Pue-den permanecer en los disparos, o en el pozo, ycon el tiempo cubrir el intervalo productivo. Elgrado de movilizacin de los granos de arenadepende de factores tales como la viscosidad delfluido y la velocidad del fluido, en formas comple-jas y relativamente poco conocidas.10 Cuando se

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Esfu

erzo

de

corte

()

2

3 n 1Esfuerzo efectivo principal

n

3

1

> Criterio de falla de Mohr-Coulomb. El crculo de Mohr (rojo) representa el estado de los esfuerzos,en cualquier orientacin, en un cuerpo material, que oscila entre el esfuerzo efectivo principal mspequeo, 3, y el ms grande, 1. Si el crculo de Mohr intersecta la condicin de falla (azul), el ma-terial fallar por cizalladura. El crculo de Mohr tambin provee el esfuerzo normal (n) y el esfuerzode corte () a travs del plano de la falla, y el ngulo de la falla , medido desde la direccin perpen-dicular al esfuerzo principal mximo (inserto).

N. de T.: Huecos en las plataformas de perforacin mari-nas desde los cuales se realiza la perforacin.

4. Nouri A, Vaziri H, Belhaj H e Islam R: A ComprehensiveApproach to Modeling Sanding During Oil Production,artculo de la SPE 81032, presentado en la Conferencia deIngeniera Petrolera de Amrica Latina y el Caribe de laSPE, Puerto Espaa, Indias Occidentales, 27 al 30 de abrilde 2003.

5. Andersen MA: Petroleum Research in North Sea Chalk.Stavanger, Noruega: Rogaland Research, 1995.

6. Nicholson ED, Goldsmith G y Cook JM: Direct Observation and Modeling of Sand Production Processesin Weak Sandstone, artculo de las SPE/ISRM 47328,presentado en las SPE/ISRM Eurock 98, Trondheim,Noruega, 8 al 10 de julio de 1998.

7. Carlson J, Gurley D, King G, Price-Smith C y Waters F:Sand Control: Why and How? Oilfield Review 4, no. 4(Octubre de 1992): 4153.

8. Han G, Dusseault MB y Cook J: Quantifying Rock Capillary Strength Behavior in Unconsolidated Sandstones, artculo de las SPE/ISRM 78170, presen-tado en la Conferencia sobre Mecnica de Rocas de las

SPE/ISRM, Irving, Texas, EUA, 20 al 23 de octubre de 2002.Hawkins AB y McConnell BJ: Sensitivity of SandstoneStrength and Deformability to Changes in Moisture Content, Quarterly Journal of Engineering Geology 25(1992): 115130.Dyke CG y Dobereiner L: Evaluating the Strength andDeformability of Sandstones, Quarterly Journal of Engineering Geology 24 (1991): 123134. West G: Effect of Suction on the Strength of Rock,Quarterly Journal of Engineering Geology 27 (1994): 5156.

9. Tiffin DL, Stein MH y Wang X: Drawdown Guidelines forSand Control Completions, artculo de la SPE 84495, pre-sentado en la Conferencia y Exhibicin Tcnica Anual dela SPE, Denver, Colorado, EUA, 5 al 8 de octubre de 2003.

10. Palmer I, Vaziri H, Willson S, Moschovidis Z, Cameron J yIspas I: Predicting and Managing Sand Production: ANew Strategy, artculo de la SPE 84499, presentado enla Conferencia y Exhibicin Tcnica Anual de la SPE,Denver, Colorado, EUA, 5 al 8 de octubre de 2003.Vaziri H, Barree B, Xiao Y, Palmer I y Kutas M: What Isthe Magic of Water in Producing Sand? artculo de laSPE 77683, presentado en la Conferencia y Exhibicin

Tcnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas, EUA, 29 deseptiembre al 2 de octubre de 2002.Vaziri HH, Lemoine E, Palmer ID, McLennan J e Islam R:How Can Sand Production Yield a Several-Fold Increasein Productivity: Experimental and Field Data, artculo dela SPE 63235, presentado en la Conferencia y ExhibicinTcnica Anual de la SPE, Dallas, Texas, EUA, 1 al 4 deoctubre de 2000.

11. Acock A, Heitmann N, Hoover S, Malik BZ, Pitoni E, Riddles C y Solares JR: Mtodos de control de la produccin de arena sin cedazos, Oilfield Review 15, no. 1 (Verano de 2003): 4057.Pitoni E, Ripa G y Heitmann N: Rigless, Screenless Completions Solve Sand Control Problems in Two OffshoreFields, Offshore 62, no. 7 (Julio de 2002): 6468, 109.Pitoni E, Ripa G and Heitmann N: Rigless, ScreenlessCompletions Solve Sand Control Problems in Two Offshore Fields, Offshore 62, no. 7 (July 2002): 6468, 109.

12. Reinecker J, Heidbach O y Mueller B. Se puede accederal Mapa Mundial de Esfuerzos 2003, conectndose awww.world-stress-map.org (consultado el 18 de febrerode 2004).

Verano de 2004 13

intenta predecir cundo y dnde tendr lugar laproduccin de arena, se debe considerar la fallade una roca y la desagregacin resultante de losgranos de arena, junto con la erosin y la movili-zacin de las partculas hacia la corriente deproduccin.

Existen varias maneras de evitar o minimizarla produccin de arena. En yacimientos no con-solidados muy dbiles, la produccin de arena engran escala puede ser inevitable, de manera queresultan prcticos los mtodos de fondo de pozopara excluir la produccin de arena o consolidarla formacin cerca del pozo. Las tcnicas deexclusin de arena incluyen empaques de gravaen pozos entubados, empaques con agua a altorgimen de inyeccin, tecnologas de fractura-miento y empaque, empaques de grava a agujerodescubierto y cedazos (filtros) independientestales como las tuberas de revestimiento cortasranuradas y los cedazos expansibles.

Las tcnicas de consolidacin implican lainyeccin de resinas para estabilizar la roca,conservando al mismo tiempo suficiente permea-bilidad original intacta como para permitir laproduccin de fluidos de yacimiento. Estas resi-nas a veces se utilizan antes de las tcnicas de

fracturamiento hidrulico para el control de laproduccin de arena.

La eleccin de un mtodo de reduccin o eli-minacin de la produccin de arena enyacimientos moderadamente dbiles es menosdirecta. La subestimacin del potencial de pro-duccin de arena puede traducirse en costososproblemas de arenamiento en el futuro, mien-tras que su sobrestimacin puede conducir ainstalaciones de equipos de fondo de pozo costo-sas y no garantizadas o producir reduccionesinnecesarias del rgimen de produccin. La pre-diccin de la magnitud de la produccin dearena en yacimientos moderadamente dbiles escrucial para la minimizacin de la incertidum-bre cuando se disea una terminacin. Adems,la prediccin correcta de la produccin de arenapuede significar un ahorro de varios millones dedlares por pozo para las compaas operativas.

En muchos yacimientos moderadamentedbiles, los mtodos de terminacin sin cedazosproporcionan una solucin ptima.11 Las tcnicastales como los disparos orientados, el fractura-miento hidrulico sin cedazos y los tratamientosde consolidacin, han reducido la produccin dearena, a veces de manera asombrosa. Tambin

existen formas de manejar la produccin dearena en la superficie mediante la utilizacin deseparadores de arena adecuados y mediante lacuidadosa vigilancia rutinaria de la erosin y laacumulacin. En esos casos, la economa de lalimpieza y eliminacin de la arena debe tenerseen cuenta para la eleccin definitiva de las tcni-cas de manejo de la produccin de arena. Juntocon los mtodos de manejo de la produccin dearenaexclusin, sin cedazos y en la superfi-ciehacer producir el pozo a un rgimen ptimopuede resultar esencial para el control de la pro-duccin de arena.

Una necesidad de conocerEl correcto manejo de la produccin de arenaprocura optimizar la terminacin de pozos conproblemas de produccin de arena. El logro deeste objetivo exige el conocimiento del yaci-miento y de las fuerzas que afectan la estabilidadde la formacin.

Se han compilado datos sobre los esfuerzospresentes en la Tierra a partir de una diversidadde fuentes. La magnitud y orientacin de losesfuerzos horizontales pueden exhibirse enmapas de esfuerzos locales o globales (arriba).12

Mapa mundial de esfuerzos (2003)

Rgimen

Falla de corrimiento

Falla directaFalla de desplazamiento

Desconocido

MtodoMecanismos focalesOvalizaciones por ruptura de la pared del pozoFracturas inducidas por la perforacinCentrador de bocas (slots) de pozosRestitucin de tensiones (Overcoring)Fracturas hidrulicasIndicadores geolgicos

> Mapa mundial de esfuerzos. Los datos de esfuerzos son compilados a partir de una diversidad de fuentes y se exhiben enmapas de esfuerzos. Las mediciones de fondo de pozo, tales como los datos de ruptura de la pared del pozo y los datos defracturas inducidas, constituyen una fuente importante de esta informacin de esfuerzos. Los datos de fracturamiento hidru-lico tambin resultan de utilidad pero no suelen contener detalles acerca de la orientacin de los esfuerzos.

La fuente predominante de informacin sobre losesfuerzos horizontales son los mecanismos foca-les sobre terremotoscompresin, traccin odesplazamientodeterminados a partir de lasondas ssmicas producidas por los terremotos.Una pequea cantidad de datos proviene de tc-nicas de relajacin de esfuerzos y de medicin deesfuerzos. La informacin sobre los esfuerzoslocales en reas de desarrollo de petrleo y gas amenudo proviene de los pozos e incluye datos deregistros snicos, configuraciones de ovalizacio-nes por ruptura de la pared del pozo, direccionesde fracturas inducidas, y datos de fracturamientohidrulico y microfracturamiento hidrulico.

Una fuente importante de datos direcciona-les sobre los esfuerzos presentes en la Tierra sonlas imgenes y mediciones adquiridas por herra-mientas operadas a cable y obtenidas durante laperforacin (LWD, por sus siglas en ingls).13

Habitualmente, el mayor esfuerzo principal esvertical y se atribuye al peso de los estratos desobrecarga. Los datos snicos, de densidad y depresin de poro se utilizan para generar un per-fil de esfuerzo vertical. Los dispositivos degeneracin de imgenes de la pared del pozo,tales como la herramienta de generacin deImgenes Microelctricas de Cobertura TotalFMI, la herramienta de generacin de Imgenes

Microelctricas en Lodos Base Aceite OBMI y lasherramientas de resistividad geoVISION GVR,proveen la orientacin de las fracturas inducidasy las ovalizaciones por ruptura de la pared delpozo. La direccin del esfuerzo principal mnimoes perpendicular a estas fracturas y se encuen-tra alineada con la elongacin del pozo causadapor sus ovalizaciones (arriba).

La determinacin precisa de las direccionesde los esfuerzos es crucial para el correcto des-pliegue de los sistemas de pistolas de disparos

orientados. Los disparos realizados en la direc-cin del esfuerzo mximo hacen ms eficaz elfracturamiento hidrulico porque reducen losefectos de la tortuosidad durante el bombeo.Para la prevencin de la produccin de arena, laejecucin de disparos orientados en la direccinde mxima estabilidad ha producido buenosresultados. Se pueden lograr disparos orientadoscon herramientas operadas a cable, bajadasmediante tubera flexible o con la tubera de pro-duccin, en pozos verticales, desviados uhorizontales. Independientemente del mtodoutilizado, los disparos orientados han ayudado aminimizar la produccin de arena, especial-mente cuando existe anisotropa de esfuerzos.

El modelado de la tendencia de un yaci-miento a la produccin de arena tambinrequiere el conocimiento de las magnitudes delos esfuerzos principales. Para medir fsica-mente la magnitud del esfuerzo horizontal en elfondo del pozo, a menudo se utiliza una tcnicade fracturamiento hidrulico denominada deter-minacin de datos de fracturamiento DataFRAC,en pozos que requieren tratamientos de estimu-lacin por fracturamiento hidrulico. Despusde la iniciacin de la fractura hidrulica, lasmediciones de la presin registran la presin decierre de la fractura, que est relacionada con elesfuerzo local mnimo que acta en sentido per-pendicular a la fractura.

Una alternativa relacionada con este procedi-miento fue desarrollada utilizando el ProbadorModular de la Dinmica de la Formacin MDToperado con cable.14 La herramienta MDT utilizaun arreglo de empacador de intervalo para reali-zar las pruebas de microfracturamientohidrulico a agujero descubierto en intervalospequeos. El dispositivo MDT inyecta fluido enun intervalo, a una velocidad constante, hastaque se inicia una fractura. La fractura se propagaen forma perpendicular a la direccin del

14 Oilfield Review

Direccin del esfuerzo horizontal mximo Direccin del esfuerzo

horizontal mnimo

Fractura inducida

Ovalizacin por ruptura de la pared del pozo

grados0 90

EstratificacinEchado verdadero

0 120 240 360

XX92

XX93

Prof

undi

dad,

m

Imagen dinmica FMIResistiva Conductiva

Orientacin Norte

Ovalizacin por ruptura de la pared del pozo N45E

Fracturas inducidas por la perforacin S45E

> Direccin de los esfuerzos locales a partir de imgenes de la pared del pozo. Los datos de imgenesde la pared del pozo proveen informacin detallada sobre la direccin de los esfuerzos (derecha). Porejemplo, en un pozo vertical, las ovalizaciones por ruptura de la pared del pozo habitualmente se orien-tan a lo largo de la direccin del esfuerzo horizontal mnimo, mientras que las fracturas inducidas porla perforacin se encuentran alineadas con la direccin del esfuerzo horizontal mximo (izquierda).Las fracturas inducidas suelen ser casi verticales porque el esfuerzo mnimo es a menudo horizontal.

13. Anderson J, Simpson M, Basinski P, Beaton A, Boyer C,Bulat D, Ray S, Reinheimer D, Schlachter G, Colson L,Olsen T, John Z, Khan R, Low N, Ryan B y Schoderbek D:Produccin de gas natural a partir del carbn, OilfieldReview 15, no. 3 (Invierno de 2003/2004): 833.IInaba M, McCormick D, Mikalsen T, Nishi M, Rasmus J,Rohler H y Tribe I: El auge de las imgenes de la pareddel pozo, Oilfield Review 15, no. 1 (Verano de 2003):2439.Almaguer J, Manrique J, Wickramasuriya S, Habbtar A,Lpez-de-Crdenas J, May D, McNally AC y Sulbarn A:Orientacin de los disparos en la orientacin correcta,Oilfield Review 14, no. 1 (Verano de 2002): 1833.Cheung P, Hayman A, Laronga R, Cook G, Flournoy G,Goetz P, Marshall M, Hansen S, Lamb M, Li B, Larsen M,Orgren M y Redden J: Imgenes claras en lodos baseaceite, Oilfield Review 13, no. 4 (Primavera de 2002): 227.Peterson RE, Warpinski NR, Lorenz JC, Garber M, Wolhart SL y Steiger RP: Assessment of the MoundsDrill Cuttings Injection Disposal Domain, artculo de laSPE 71378, presentado en la Conferencia y ExhibicinTcnica Anual de la SPE, Nueva Orlens, Luisiana, EUA,30 de septiembre al 3 de octubre de 2001.

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14. Desroches J y Kurkjian AL: Applications of WirelineStress Measurements, artculo de la SPE 58086, revi-sado para su publicacin en base al artculo de la SPE48960, preparado para ser presentado en la Conferenciay Exhibicin Tcnica Anual de la SPE, Nueva Orlens,Luisiana, EUA, 27 al 30 de septiembre de 1998.

15. Desroches y Woods, referencia 3.16. Brie A, Endo T, Hoyle D, Codazzi D, Esmersoy C, Hsu K,

Denoo S, Mueller MC, Plona T, Shenoy R y Sinha B:New Directions in Sonic Logging, Oilfield Review 10,no. 1 (Primavera de 1998): 4055.

17. Ali AHA, Brown T, Delgado R, Lee D, Plumb D, Smirnov N,Marsden R, Prado-Velarde E, Ramsey L, Spooner D,Stone T y Stouffer T: Observacin del cambio de lasrocas: modelado mecnico del subsuelo, OilfieldReview 15, no. 2 (Otoo de 2003): 22-41.

Verano de 2004 15

esfuerzo local mnimo. De un modo similar alservicio DataFRAC, esta tcnica mide las res-puestas de la presin despus de la iniciacin dela fractura para determinar el esfuerzo principalmnimo, y puede ser utilizada con otras herra-mientas de adquisicin de registrosporejemplo, la herramienta de generacin de Im-genes Snica Dipolar DSI y la herramienta degeneracin de Imgenes Microelctricas deCobertura Total FMIpara proporcionar unanlisis ms general. Las pruebas de microfrac-turamiento hidrulico han sido utilizadas conxito para definir los esfuerzos de la formacinantes de llevar a cabo las operaciones de fractu-ramiento y empaque, y de fracturamientohidrulico sin cedazos para el control de la pro-duccin de arena. La informacin sobreesfuerzos, en combinacin con otros datos, seutiliza para construir modelos del esfuerzo prin-cipal mnimo en funcin de la profundidad. Estosmodelos son importantes tanto para el diseocomo para el anlisis del tratamiento de fractu-ramiento hidrulico. Sin embargo, las zonasmecnicamente dbiles pueden fallar debido a lacada de presin entre los empacadores MDT(vase Pruebas en areniscas dbiles, pgina25). Para evitar esta situacin, se puede utilizarla tcnica MDT en pozos entubados.15

Para predecir el desempeo de una termina-cin con manejo de la produccin de arena a lolargo de la vida productiva del yacimiento, tam-bin se necesita informacin acerca del impacto

del agotamiento sobre los esfuerzos presentes enel yacimiento. Esta informacin, por lo generalconsistente en un solo nmero denominado tra-yectoria de esfuerzos del yacimiento, puedecalcularse en forma aproximada a partir de laspropiedades elsticas del yacimiento y de la rocaadyacente o en forma ms precisa utilizando unmodelo geomecnico de todo el campo, o puedeser medida examinando los registros de fracturashidrulicas de las distintas etapas de desarrollodel campo, si dichos datos existen.

Los dispositivos de adquisicin de registrosmodernos, tales como la herramienta de genera-cin de Imgenes Snica Dipolar DSI, miden laanisotropa de ondas de corte para determinarlas direcciones de los esfuerzos locales tanto enformaciones duras rpidas como en formacionesblandas lentas.16 Estas herramientas tambinproveen parmetros cruciales de mecnica derocas para evaluar la resistencia de la formaciny predecir problemas de produccin de arena.Los valores medidos de tiempo de trnsito com-presional (tc) y tiempo de trnsito de corte (ts)se utilizan para calcular las propiedades elsti-cas dinmicas, incluyendo la relacin de Poisson() y el mdulo de Young (E).

Las propiedades estticas de la roca se obtie-nen a partir de pruebas de laboratorio. En ellaboratorio, el esfuerzo efectivo ejercido sobre lamuestra de roca rige la falla pero el tamao, laforma, el contenido de humedad y los defectos dela muestra tambin inciden en la falla. Se cons-

truye una envolvente de falla utilizando datos delas diversas pruebas compresionales, en las quehabitualmente los puntos del esfuerzo axialmximo se representan grficamente en funcinde las diferentes presiones de confinamiento uti-lizadas durante las pruebas (abajo). Los datos depruebas de laboratorio mejoran considerable-mente el conocimiento global de la resistenciade la roca yacimiento y pueden utilizarse paracalibrar los valores derivados de los registros. Noobstante, la realizacin de estas pruebasrequiere equipos especiales, y la adquisicin demuestras de roca representativas puede ser dif-cil aunque no imposible.

Comportamiento del modeloLa prediccin del comportamiento de la produc-cin de arena comienza con el desarrollo de unmodelo mecnico del subsuelo (MEM, por sussiglas en ingls) para comprender la geomec-nica de un campo petrolero.17 Estos modelosresultan particularmente importantes cuando sepretende evaluar el impacto de un mtodo determinacin dado sobre las rocas dbiles. En suforma ms bsicaunidimensional (1D)unMEM contiene informacin sobre los esfuerzosverticales y horizontales, la presin de poro, laresistencia de la roca, las propiedades de lasrocas y los datos geolgicos, tales como elechado de la formacin. Un MEM puede utilizardatos de entrada adicionales de modelos geolgi-cos y geofsicos que definen los rasgos

Esfu

erzo

axi

al m

xim

o, M

Pa

Presin de confinamiento, MPa

Arenisca Red Hollington: porosidad ~28%

100 20 30 400

50

100

50 60

150

200

250

Esfuerzo axial, %

Esfu

erzo

axi

al, M

Pa

Arenisca Red Hollington: porosidad ~28%

100

150

50

0

200

250

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 1.2 1.4 1.6

0

5

10

20

3040

50

151174196224

Presin de confinamiento, MPa

Esfuerzo axial mximo, MPa

051020304050

3171100

> Construccin de una envolvente de falla. Las rocas yacimiento son sometidas a prueba en el laboratorio para adquirir datos deesfuerzos y de deformacin axial a diferentes presiones de confinamiento (extremo superior izquierdo). Normalmente, cada pre-sin de confinamiento utilizada durante las pruebas es representada grficamente en funcin del esfuerzo axial mximo que seproduce antes de la falla (derecha), permitiendo estimar el ngulo de friccin interna.

tectnicos, tales como fallas y pliegues. Losmodelos de yacimientos que describen las res-puestas del agotamiento del campo o delmantenimiento de la presin tambin puedenser ingresados en un MEM. Un MEM tridimen-sional (3D) bien construido permite a losingenieros y geocientficos determinar el estadode los esfuerzos presentes en un yacimiento y enlos estratos adyacentes, en cualquier localiza-cin de un campo petrolero.

Los modelos de prediccin de la produccinde arena se centran en la falla de la roca yaci-miento y en la migracin de los granos de arenadesagregados, generados por las prcticas de ter-minacin de pozos. La informacin sobre losmecanismos que rigen la produccin de arena noes fcil de obtener a partir de observaciones defondo de pozo; gran parte del conocimiento rela-cionado con la prediccin de la produccin dearena proviene de investigaciones de laboratorio.

Los cientficos del Centro de Investigacionesde Schlumberger (SCR, por sus siglas en ingls)en Cambridge y del Centro de Tecnologa de Ter-minaciones de Yacimientos de Schlumberger(SRC, por sus siglas en ingls) realizaron experi-mentos sobre la estabilidad de los disparos enmuestras de rocas de diferentes resistencias,proporcionando datos para desarrollar progra-mas de simulacin que predicen la falla de laarenisca en rocas dbiles. Estos experimentosexaminaron las tendencias a la produccin dearena, con diferentes esfuerzos y velocidades deflujo, para estudiar los efectos del dimetro delos agujeros de los disparos, el tamao de los gra-nos de la formacin y la geometra de laterminacinorientacin de los disparos y delos pozosen relacin con los esfuerzos princi-pales (izquierda). Este trabajo ha mejoradoconsiderablemente el modelado de la prediccinde la produccin de arena, que se basa en laresistencia mxima de una roca en un tneldejado por los disparos o en un pozo. Schlumber-ger utiliza esta informacin para optimizar lasterminaciones a fin de asegurar que los pozosproduzcan a regmenes econmicos, con unriesgo de produccin de arena aceptable.

Si bien es similar al anlisis de estabilidad depozos, el anlisis de produccin de arena difiereen que la presin de los tneles de los disparoses menor que la presin del yacimiento, lo quepermite el flujo de fluido. O, en el caso de termi-naciones a agujero descubierto, la presin delpozo es menor que la presin del yacimiento. Losclculos de los esfuerzos se realizan con la orien-tacin y la distribucin radial correctas de los

16 Oilfield Review

Roca

Endoscopio

Recipiente de presinEntrada del kerosn

Gua de luz y espejo de aro

Salida del kerosn

> Pruebas de laboratorio diseadas para visualizar mecanismos de desagregacin y transporte dearena. Se coloca en un recipiente de presin una muestra de roca, que contiene un tnel de disparossimulado (extremo superior). Se utilizan una gua de luz y un espejo de aro, en combinacin con un en-doscopio, para observar el tnel mientras el kerosn circula a travs del mismo. Cuando ha resultadoposible, se han utilizado ncleos de afloramientos de yacimientos representativos para las pruebas deflujo axial, en las que el desplazamiento de las paredes del tnel fue documentado mediante la obten-cin de imgenes (extremo inferior). El trabajo extensivo realizado en el SCR permiti identificar dife-rentes mecanismos a travs de una amplia gama de resistencias de la roca. Esta informacin secompara con los resultados del modelado de la produccin de arena.

Empaque de grava Empaque con agua a alto rgimen de inyeccin Fracturamiento y empaque Empaque de grava a agujero descubierto Cedazos expansibles

Extraccin artificial Desarenador de fondo de pozo

Disparos orientados Disparos selectivos Fracturamiento sin cedazos Consolidacin

Exclusin de arena

Tecnologas integradas diseadas a medida de las necesidades

Manejo de la produccin de arena en la superficie

Terminaciones sin cedazos Natural Estimulada

Tecnologas integradas diseadas a medida de las necesidades

Optimizacin de la terminacin

Estimulada o natural

S NoAsuntos relacionados con la estabilidad de

la formacin

Mtodo de manejo de la produccin

de arena

> Opciones de terminacin para equilibrar el control de la produccin de arena con los requisitos de produccin. Si existen preocupaciones acerca de laestabilidad de la formacin, los operadores pueden optar entre las tecnologas de exclusin de arena de fondo de pozo o los mtodos de terminacin sincedazos. Tambin pueden decidir manejar la produccin de arena existente mediante la seleccin cuidadosa de tcnicas y prcticas de extraccin artificial.

Verano de 2004 17

disparos para determinar la cada de presinmnima que no promueva la ruptura por cizalla-dura, o la cada de presin mxima libre dearena. Esta cada de presin se utiliza luego paracalcular los regmenes de produccin y estable-cer si se logran los requisitos de produccinmnimos. Caso contrario, se debe modificar eldiseo de la terminacin.

Schlumberger desarroll y patent un pro-grama denominado Asesor del Manejo de laProduccin de Arena para llevar a cabo este an-lisis. Este programa de modelado 3D de laprediccin de la produccin de arena requieredatos de entrada MEM y explota los datos desalida de otras herramientas de anlisis, talescomo la herramienta de Anlisis de las Operacio-nes de Disparos SPAN de Schlumberger y laherramienta de anlisis de pozos ProCADE. Ade-ms se vincula con la herramienta de Seleccinde Terminaciones de Formaciones FCST, unaherramienta patentada de planeacin de termi-naciones basada en el conocimiento, de manera

que los especialistas pueden optimizar las termi-naciones mediante la seleccin y la clasificacinde las tecnologas de terminacin ms apropia-das disponibles.

La herramienta de prediccin de la produc-cin de arena calcula la cada de presin crticapara diferentes escenarios de terminacin pro-vistos por el usuario e identifica la ventana deproduccin libre de arena. Se utilizan dos mode-los para el clculo de la cada de presin crtica ala que fallar la formacin. En el pasado, se hautilizado una amplia diversidad de mtodos parala prediccin de la produccin de arena, entreotros, los modelos elastoplsticos.18 El programaAsesor del Manejo de la Produccin de Arena uti-liza un mtodo desarrollado y patentado porSchlumberger que tiene en cuenta el conocidoincremento de la resistencia de los agujeros delas rocas al disminuir sus dimetros. La ventanade produccin libre de arena define los lmitesde los diseos de terminacin y extraccin artifi-cial, por ejemplo la cada de presin mximaadmisible producida por una bomba electrosu-mergible (ESP, por sus siglas en ingls). Laincertidumbre tambin puede tenerse en cuentaen base a seis parmetros de entrada: la relacinde Poisson, la resistencia a la compresin no

confinada, el esfuerzo horizontal mnimo, la rela-cin de los esfuerzos horizontales mnimos ymximos, y el tamao de los granos. Para unescenario de terminacin dado, esta ventana deproduccin libre de arena se muestra grfica-mente representando la presin del yacimientoen funcin de la presin de flujo de fondo depozo (BHFP, por sus siglas en ingls), resaltandola ventana de cada de presin para una produc-cin libre de arena y los diversos niveles deincertidumbre (arriba). sta y otras herramien-tas tambin pueden utilizarse en la seleccin delos pozos candidatos a control de la produccinde arena.

De la prediccin a la prcticaCon el conocimiento de un yacimiento, de susesfuerzos y de la probabilidad de encontrar pro-duccin de arena, las compaas operadoraspueden tomar decisiones sobre la base de infor-macin adecuada acerca del mejor enfoque aadoptar para optimizar las terminaciones depozos y limitar el impacto de la produccin dearena (pgina anterior, abajo). La primera pre-gunta que se formula es si la produccin dearena ha de ser controlada o evitada. Cuando laproduccin de arena es indudable, o cuando el

> Determinacin de los lmites de cada de presin crticos. El modelado de la prediccin de la produccin de arena con el pro-grama Asesor del Manejo de la Produccin de Arena calcula la cada de presin crtica para diferentes orientaciones y opcionesde terminacin a agujero descubierto o terminaciones disparadas. Dados ciertos rangos de presin del yacimiento y presin defondo de pozo, la regin verde define la ventana de produccin libre de arena, mientras que el rea roja significa la falla de laarenisca. Las incertidumbres asociadas con los datos de entrada (izquierda) pueden ser aplicadas al cmputo de la cada de pre-sin crtica para generar las incertidumbres en la ventana de produccin libre de arena. Adems, la distribucin de la incertidum-bre acumulada se representa grficamente a la derecha para una presin de yacimiento de 4,500 lpc [31 MPa].

18. Bradford IDR y Cook JM: A Semi-Analytic ElastoplasticModel for Wellbore Stability with Applications to Sanding,artculo de la SPE 28070, presentado en la Conferenciasobre Mecnica de Rocas en Ingeniera Petrolera de lasSPE/ISRM, Delft, Pases Bajos, 29 al 31 de agosto de 1994.

riesgo asociado con la produccin imprevista dearena es altopor ejemplo, en terminacionessubmarinas o en pozos de gas con altos regmenesde produccinpueden requerirse mtodos deexclusin de arena. Alguno de los diversos mto-dos de terminacin sin cedazos puede ofrecer lamejor alternativa en los casos en que la produc-cin de arena puede evitarse o al menoslimitarse. Independientemente del mtodoempleado, el manejo correcto de la produccin dearena es el vehculo necesario para balancear elcontrol de arena con los resultados de produccindeseados mediante terminaciones optimizadas.

El empaque de grava es una tcnica comnde exclusin de arena, que ha sido utilizadadesde la dcada de 1930.19 Esta tcnica implica elbombeo de una lechada diseada, consistente engrava de un tamao especfico y un fluido porta-dor adecuado, para rellenar el espacio anularentre un cedazo centralizado, cuidadosamenteseleccionado, y la tubera de revestimiento dispa-rada, o la formacin en el caso de empaques degrava efectuados a agujero descubierto (arriba).

El diseo de empaques de grava en pozosentubados debera incluir la optimizacin de losdisparos. La seleccin del sistema de pistolas ydel mtodo de disparos ms adecuados tambinpuede mejorar la efectividad del empaque degrava porque se minimiza el dao ocasionado porlos disparos.20 En yacimientos moderadamentecompetentes, el sistema de Operaciones de Dis-paros para la Explotacin Total del YacimientoPURE produce la cantidad ptima de bajo

balance para una presin de yacimiento dada,generando una mejor limpieza de los disparos.21

Los empaques de grava efectuados a agujerodescubierto requieren la eliminacin del revoquede filtracin de la terminacin, adems de lascondiciones de diseo estndar. La seleccin cui-dadosa de los fluidos de perforacin yterminacin correctos ayuda a asegurar un ade-cuado desarrollo del revoque de filtracin y suposterior remocin. Es esencial remover todo elrevoque de filtracin posible para maximizar lapermeabilidad del empaque de grava. La mejormanera de lograr este objetivo es utilizando unproceso totalmente integrado, tal como el servi-cio de eliminacin del revoque de filtracinMudSOLV, y herramientas antisuaveo para man-tener la presin hidrosttica en el pozo durantela operacin de empaque de grava. El servicioMudSOLV considera adems la terminacin, laseleccin de la qumica con riesgo mnimo, la uti-lizacin de mediciones del desempeo, elanlisis econmico y las pruebas de verificacinde laboratorio.22

En yacimientos de baja permeabilidad, yaci-mientos que producen fluidos de alta viscosidad,o yacimientos estratificados con intervalos queexhiben una baja relacin entre el espesor pro-ductivo neto y el espesor total, la tcnica defracturamiento y empaque ha resultado alta-mente exitosa.23 En rocas blandas, este mtodoproduce una fractura hidrulica corta y ancha ydepende del logro de un fracturamiento con limi-tacin del crecimiento longitudinal de la fractura

(TSO, por sus siglas en ingls). A diferencia delfracturamiento hidrulico convencional, los dise-os TSO limitan la longitud de la fracturamediante la deshidratacin del empaque deapuntalante que se encuentra dentro de la frac-tura, en las primeras fases del tratamiento. Estoayuda a apuntalar la fractura cerca de suextremo, creando una trayectoria de flujo cortapero conductora en direccin al pozo.

Esta tcnica aumenta el radio de termina-cin efectivo y el rea abierta al flujo y reduce laproduccin de arena asociada con velocidadesde fluido elevadas y disparos inestables. En elpasado, la limpieza de pozos, la instalacin decedazos para la exclusin de la arena y el empa-que de grava, eran operaciones separadas que sellevaban a cabo en su totalidad despus delfracturamiento. Sin embargo, los avances intro-ducidos en los equipos de fondo de pozoasociados con el servicio de fracturamiento yempaque de grava STIMPAC ahora permitencompletar la operacin de fracturamiento con elcedazo colocado en su lugar, efectuando a conti-nuacin el empaque de grava.

Existe adems un mtodo de fracturamientoy empaque sin cedazos que consiste en la ejecu-cin de disparos orientados, la inyeccin deresina para estabilizar la formacin, y la utiliza-cin de apuntalantes cubiertos con resina ytecnologas de fibras para evitar el contraflujo deapuntalante (vase Sin cedazos en Japn,pgina 22). Esta tcnica se suma a una crecientelista de opciones de operaciones sin cedazos

18 Oilfield Review

Disparos

Revestimiento de produccin

Grava

Revestimiento de produccin

Grava

Empaque de grava en pozo entubado Cedazo independiente en agujero descubierto Empaque de grava en agujero descubierto

Revoque de filtracin

Tubera ciega

Cedazos

Cedazos

Agujero descubierto

> Empaques de grava en pozo entubado y en agujero descubierto. El empaque de grava en pozo entubado requiere que se dispare el intervalo de termina-cin y a menudo se utiliza en pozos verticales, o casi verticales, y en pozos que producen de yacimientos laminados (izquierda). Los cedazos independientesen agujero descubierto se utilizan para controlar la produccin de arena en yacimientos limpios con vidas productivas relativamente cortas (centro). Losempaques de grava en agujero descubierto son comunes en pozos horizontales, no requieren disparos, y constituyen una opcin viable en terminacionesde aguas profundas riesgosas y altamente productivas (derecha).

Verano de 2004 19

cuando las compaas optan por evitar fallas enlugar de excluir la produccin de arena.

En zonas moderadamente dbiles pero conso-lidadas, las tcnicas de terminacin sin cedazosofrecen soluciones efectivas para reducir o elimi-nar la produccin de arena, a menudo a menorcosto y riesgo y con una mayor produccin dehidrocarburos.24 Como parte importante delmanejo de la produccin de arena, las tcnicasde terminacin sin cedazos hacen uso de unavariedad de tecnologas individuales o combina-das, tales como las tcnicas de disparosselectivos, en condiciones de bajo balance din-mico, ptimamente distribuidos y orientados, losdiseos de fracturamiento con limitacin del cre-cimiento longitudinal de la fractura y lastcnicas de fracturamiento vertical indirecto(IVF, por sus siglas en ingls), el control del con-traflujo de apuntalante y la inyeccin de resinapara la consolidacin de la formacin.

Extensivas investigaciones y experiencias decampo han demostrado la importancia de laorientacin de los disparos para su estabilidad ypara la produccin de arena. Cuando se planificaun tratamiento de fracturamiento hidrulico conel fin de ayudar a prevenir la produccin dearena, los disparos deberan alinearse con elplano preferencial de fracturamiento (PFP, porsus siglas en ingls), o correr paralelos a la direc-cin del esfuerzo local mximo.25 La orientacinde los disparos a lo largo de la direccin delesfuerzo local mximo reduce la tortuosidad o lasrestricciones al flujo en la regin vecina al pozodurante el fracturamiento hidrulico. Hoy, el sis-tema de disparos orientados operados con latubera de produccin OrientXact proporcionaun nivel de precisin, fidelidad y verificacinnunca antes alcanzado (vase Disparos sobre elobjetivo, pgina 30).

Sin embargo, en el caso de pozos con termi-naciones disparadas solamente en yacimientosdbiles, la alineacin con el PFP no necesaria-mente generar los tneles de los disparos msestables; por el contrario, esto puede traducirseen un incremento de la produccin de arena.Con un modelo 3D de prediccin de la produc-cin de arena, se modela el estado de losesfuerzosla magnitud y direccin de los tresesfuerzos principalesalrededor del pozo, loque permite a los especialistas en terminacinde pozos seleccionar las orientaciones de los dis-paros que minimizan el contraste de esfuerzos ymaximizan la estabilidad de los disparos (arriba,a la derecha).26 Las nuevas tecnologas de dispa-ros orientados han permitido a la industriaexplotar un mayor conocimiento de la relacin

existente entre los esfuerzos presentes en laregin vecina al pozo y la produccin de arena.Esta tcnica ha sido aplicada en todo el mundo ysu utilizacin contina creciendo.

El xito de las operaciones de disparos orientados en el Mar del Norte Los contrastes de esfuerzos, o los grandesesfuerzos desviadores, constituyen la fuente demuchos problemas de estabilidad de pozos y pro-duccin de arena y pueden volverse ms severoscomo consecuencia de los rasgos geolgicoslocales, tales como los diapiros salinos. Dado elcomplejo estado de los esfuerzos presentes enlos estratos adyacentes a un diapiro salino, a la

compaa BP le preocupaba el hecho de que lapotencial produccin de arena pusiera en peli-gro la productividad e integridad del pozo y lasinstalaciones de produccin del campo Mirren,situado al Oriente de Escocia, en el Mar delNorte. Adems, a medida que los pozos produ-cen, el agotamiento hace que el esfuerzoefectivo presente en el yacimiento aumente,aumentando el potencial de produccin dearena. Con slo dos pozos de produccin hori-zontales submarinos, planificados para eldesarrollo del campo, BP necesitaba seleccionarun mtodo de terminacin que evitara la produc-cin potencial de arena y minimizara las futurasnecesidades de intervencin.

19. Ali S, Dickerson R, Bennett C, Bixenman P, Parlar M,Price-Smith C, Cooper S, Desroches L, Foxenberg B,Godwin K, McPike T, Pitoni E, Ripa G, Steven B, Tiffin D yTroncoso J: Empaques de grava en pozos horizontalesde alta productividad, Oilfield Review 13, no. 2 (Otoo de2001): 5275.Carlson et al, referencia 7.

20. Venkitaraman A, Behrmann LA y Chow CV: PerforatingRequirements for Sand Control, artculo de la SPE 65187,presentado en la Conferencia Europea del Petrleo de laSPE, Pars, Francia, 24 al 25 de octubre de 2000.

21. Bakker E, Veeken K, Behrmann L, Milton P, Stirton G,Salsman A, Walton I, Stutz L y Underdown D: La nuevadinmica de operaciones de disparos en condiciones debajo balance, Oilfield Review 15, no. 4 (Primavera de2004): 5669.Stenhaug M, Erichsen L, Doornbosch FHC y Parrott RA:A Step Change in Perforating Technology Improves Pro-ductivity of Horizontal Wells in the North Sea, artculo dela SPE 84910, presentado en la Conferencia Internacionalsobre Recuperacin de Petrleo en el Pacfico Asitico,Kuala Lumpur, Malasia, 20 al 21 de octubre de 2003.

Gran esfuerzosobre los disparos

Pozo casi vertical

Dao del pozo

Esfuerzo mximo

Esfuerzomnimo

Esfuerzomnimo

Esfuerzomximo

El dao se produce en las concentraciones de los esfuerzos

Esfuerzos presentes en el pozo

> Concentracin de esfuerzos alrededor del pozo. Los diseos de terminaciones disparadas para elcontrol de la produccin de arena deberan considerar los esfuerzos presentes en torno al pozo paraayudar a prevenir la falla de los tneles dejados por los disparos (izquierda). A diferencia de las ope-raciones de disparos para los tratamientos de fracturamiento hidrulico, los disparos deberan evitarlas regiones con grandes esfuerzos habitualmente alineadas con el esfuerzo horizontal mximo pre-sente en los pozos verticales, que es la direccin vertical en los pozos horizontales (derecha). Tam-bin deberan evitarse los disparos en la direccin del esfuerzo horizontal mnimo, a fin de minimizarla falla de los tneles de los disparos. Las operaciones de disparos orientados permiten alinear losdisparos en base a modelos de estabilidad de disparos destinados a optimizar las terminaciones.

22. Ali et al, referencia 19.23. Ali S, Norman D, Wagner D, Ayoub J, Desroches J,

Morales H, Price P, Shepherd D, Toffanin E, Troncoso J yWhite S: Mtodo combinado de estimulacin y controlde la produccin de arena, Oilfield Review 14, no. 2(Otoo de 2002): 3253.

24. Acock et al, Riddles et al, y Pitoni et al, referencia 11. 25. Behrmann L, Brooks JE, Farrant S, Fayard A,

Venkitaraman A, Brown A, Michel C, Noordermeer A,Smith P y Underdown D: Tcnicas de diseo de los dis-paros para optimizar la productividad, Oilfield Review12, no. 1 (Verano de 2000): 5479.Almaguer et al, referencia 13.

26. Sulbaran AL, Carbonell RS y Lpez-de-Crdenas JE:Oriented Perforating for Sand Prevention, artculo de laSPE 57954, presentado en la Conferencia Europea sobreel Dao de Formacin de la SPE, La Haya, Pases Bajos,31 de mayo al 1 de junio de 1999.

Para simular las condiciones de los esfuerzosprincipales en presencia de un diapiro salino, BPconstruy un MEM general para el campo Mirren(arriba). Este modelo 3D, originalmente desarro-llado para proporcionar informacin sobre laestabilidad de pozos, permiti la perforacinexitosa de dos pozos en este campo.27 Signi-ficativamente, el modelo 3D predice que laorientacin del esfuerzo mximo cerca del dia-piro se encuentra inclinada entre 20 y 40 conrespecto a la horizontal, lo que podra impactarlas medidas de prevencin de la produccin dearena de BP en dos pozos de produccin horizon-tales planificados, los pozos East y West. En baseal MEM, BP construy un modelo geomecnico alo largo de las trayectorias planificadas de dos delos pozos utilizando datos de registrosinclu-yendo datos de rayos gamma, tiempo de trnsitocompresional, tc, y datos de densidadmedicio-nes de ncleos, pruebas de prdida de fluido(admisin) y mediciones de presin de yacimientoprovenientes de pozos vecinos. Los datos de corte,o ts, fueron estimados utilizando la informacin

compresional de la herramienta snica. Las pro-piedades dinmicas de la roca, calculadas a partirde las mediciones de los registros snico y de den-sidad, fueron convertidas en propiedades estticasy luego se calibraron con las resistencias de la rocamedidas en los ncleos de pozos vecinos. Adems,BP analiz el tamao promedio del grano enncleos de la roca yacimiento del campo Mirren.

Con el modelo de prediccin de la produccinde arena Asesor de Manejo de la Produccin deArena de Schlumberger, se calcularon las cadasde presin crticas a lo largo de los intervalos determinacin anticipados para tres escenarios determinacin horizontal diferentes: terminacin aagujero descubierto, disparos horizontales y dis-paros verticales (prxima pgina, extremosuperior). Los resultados indicaron que la resis-tencia a la falla de la arenisca mejoraasombrosamente en el caso de las terminacionesdisparadas y la produccin de arena podra demo-rarse varios aos. Adems, los disparos orientadosverticalmente eran significativamente ms esta-bles que los orientados en sentido horizontal.

El anlisis de cada de presin crtica indicque en condiciones de agujero descubierto, lasarenas prospectivas podan tolerar una cada depresin de 2,175 lpc [15 MPa] a la presin inicialdel yacimiento de 4,550 lpc [31.4 MPa]. No obs-tante, las predicciones de la simulacin para elplan de desarrollo del campo indicaron que laspresiones de la formacin se reduciran a unpunto tal que la cada de presin, cualquierafuera su magnitud, causara la falla de la are-nisca despus de un ao de produccin. En buscade una alternativa viable con respecto a los ceda-zos de arena, que plantean un costo elevado deinstalacin y un riesgo de falla en las etapas fina-les de su vida til, BP explor las opcionesofrecidas por las terminaciones disparadas.

Los disparos horizontalesel peor de losescenarios de disparos en pozos entubadosmejoraran la resistencia a la falla, con respectoal caso del agujero descubierto, permitiendo quela presin de flujo disminuya hasta alcanzar3,150 lpc [21.7 MPa], a la presin inicial del yaci-miento. Luego de cuatro aos y medio deproduccin, una vez que la presin del yaci-miento se reduzca por debajo de 1,350 lpc [9.3MPa], la falla de la arenisca sera inminente.Cuando los disparos estn orientados en la direc-cin vertical, ms estable, el modelo 3D deprediccin de la produccin de arena indica quela formacin no debera fallar hasta que la pre-sin del yacimiento decline a menos de 500 lpc[3.4 MPa], lo que trasciende la vida econmicaanticipada del campo petrolero. La orientacinms estable de los disparos es en realidad aque-lla que forma un ngulo levemente apartadorespecto de la vertical para aumentar la distan-cia entre los disparos, reduciendo as lasuperposicin de las concentraciones de esfuer-zos en torno a cada disparo.

El anlisis de cada de presin crtica seampli para incluir el intervalo de terminacincompleto a fin de examinar los efectos del agota-miento del yacimiento en el largo plazo (prximapgina, extremo inferior). Los tres escenarios fue-ron examinados y comparados nuevamente, a lapresin inicial del yacimiento, con una reduccinde 2,000 lpc [13.8 MPa], para el caso del agujerodescubierto, y de 3,000 lpc [20.7 MPa] para losescenarios de los disparos tanto horizontalescomo verticales. Segn las predicciones, los inter-valos de areniscas y lutitas ms dbiles, dentro dela seccin, fallaran independientemente de laorientacin de los disparos, de manera que eldiseo de la terminacin recomendaba que losingenieros evitaran dispararlos.

El pozo East fue perforado y terminado en elao 2002. Las cadas de presin crticas fueronrecalculadas utilizando los datos de registros del

20 Oilfield Review

CampoMirren

Reino Unido

Noruega

2000 millas

0 200km

M a r d

e l N o

r t e

Desplazamiento, m0 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000

Prof

undi

dad,

m

4,000

3,000

2,000

1,000

0

Sal

0 a 1 MPa 1 a 2 MPa 2 a 5 MPa 5 a10 MPa 10 a 20 MPa20 a 30 MPa 30 a 40 MPa >40 MPa Superficies

Contraste de esfuerzos

> Ubicacin del campo Mirren (extremo inferior). Complejos esfuerzos rodean un diapiro salino en elcampo Mirren y deben ser considerados tanto en las operaciones de perforacin como en las opera-ciones de terminacin (extremo superior). El modelado 3D predice que la orientacin del esfuerzomximo cerca del diapiro se encuentra inclinada entre 20 y 40 con respecto a la horizontal, lo quehace an ms complejo el diseo de la terminacin disparada.

pozo East, que incluan datos de densidad y de tcy tS , obtenidos con una herramienta de adquisi-cin de registros snicos durante la perforacin.Un equipo multidisciplinario seleccion los inter-valos de disparo en base al anlisis revisado y lasoperaciones de disparos orientados fueron termi-nadas con xito. Ms adelante, en el transcursodel ao 2002, se sigui el mismo procedimientoen el pozo West. Los pozos fueron puestos en pro-duccin en noviembre de 2002, exhibiendovalores de dao mecnico levemente negativos,lo que indicaba ausencia de dao de formacin.Con excepcin de cierta produccin inicial dearena de grano fino, generada por la limpieza delos disparos, los pozos se encuentran produ-ciendo con mnimo influjo de arena, lo que seajusta a las expectativas del modelado.

Verano de 2004 21

Cada de presin crticacon una reduccin

de 2,000 lpc

Cada de presin crtica a la presin inicial del

yacimiento

Arenisca

Lutita

Falla de la formacin Falla de la formacin Falla de la formacin

1.95 2.95 g/cm3

Densidad volumtrica

0 60,000

Resistencia a lacompresin no

confinada

kPa

10-9

0grados

Inclinacin de los disparos verticales

-1,000 5,000lpc -1,000 5,000lpc

Cada de presin crtica Cada de presin crtica

-1,000 5,000lpc

Cada de presin crtica

Disparo horizontal Disparo verticalAgujero descubierto

Prof

undi

dad,

m

3,300

3,400

3,500

Cada de presin crtica a la presin inicial del

yacimiento

Cada de presin crtica a la presin inicial del

yacimiento

Cada de presin crticacon una reduccin

de 3,000 lpc

Cada de presin crtica con una reduccin

de 3,000 lpc

> Datos de cada de presin crtica continua. El Carril 1 muestra la orientacin de los disparos vertica-les, la resistencia a la compresin no confinada (UCS, por sus siglas en ingls) y los datos de densidadvolumtrica computados. Los tres escenarios se presentan en los Carriles 2, 4 y 5. El caso correspon-diente al agujero descubierto se corre utilizando una reduccin de 2,000 lpc [13.8 MPa], mientras quelos escenarios de terminaciones disparadas utilizan una reduccin de 3,000 lpc [20.7 MPa]. El rea decolor verde claro representa la cada de presin crtica en el momento del agotamiento y tambin sepresenta la cada de presin crtica a la presin inicial del yacimiento (verde oscuro).

27. Ali et al, referencia 17.

0 500 1,000 2,000 3,000 4,0001,500 2,500 3,500 4,5000

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

4,500

Disparoshorizontales

Terminacin a agujerodescubierto

Disparos verticales

Pres

in

de fl

ujo

de fo

ndo

de p

ozo,

lpc

Presin del yacimiento, lpc

> Cadas de presin crticas para tres escenarios de terminaciones dispara-das en un pozo horizontal del campo Mirren. En el primer escenario se con-sider una terminacin a agujero descubierto (rojo). En el segundo escenariose examinaron las condiciones de cada de presin cuando los disparos serealizan en sentido horizontal (verde) y el tercer caso muestra las condicio-nes de cada de presin cuando se utilizan disparos verticales (azul). Losdisparos verticales producen claramente la ventana de produccin libre dearena ms grande y sugieren que la arena prospectiva no debera fallarhasta que la presin del yacimiento decline a menos de 500 lpc [3.4 MPa].

viado planificado SK 74D. Luego se utiliz el pro-grama de estabilidad de pozos RockSolid paraconstruir un MEM unidimensional, que se calibrcon los datos de resistencia de ncleos, aporta-dos por las pruebas triaxiales de etapasmltiples. Si bien no se dispona de imgenes dela pared del pozo, dado que la zona de inters erasomera se consider que los esfuerzos horizonta-les ortogonales eran similares en magnitud. Sinembargo, un perfil ssmico vertical (VSP, por sussiglas en ingls) adquirido previamente y losdatos de presin DataFRAC indicaron que efecti-vamente exista anisotropa de esfuerzos.

El programa de prediccin de la produccinde arena Asesor del Manejo de la Produccin deArena, utilizando el MEM 1D como dato deentrada, proporcion las cadas de presin crti-cas para identificar las potenciales zonas deproduccin de arena. Una combinacin de bajaresistencia a la compresin no confinada (UCS,por sus siglas en ingls) de entre 100 y 500 lpc[0.7 y 3.4 MPa] y un agotamiento del yacimientodel 60%, significaba que podra producirse rup-tura por cizalladura dentro de los disparos.Durante el anlisis, se examinaron los parme-tros de terminaciones disparadas, incluyendo ladesviacin de los disparos respecto de la vertical,el dimetro de los disparos y la orientacin de losmismos. Las grficas muestran que la falla de laarenisca se producira independientemente deldiseo de las operaciones de disparos. Segn laspredicciones de las grficas de cada de presincrtica, habra produccin de arena con cual-quier cada de presin, por lo que sera necesariosu control. La baja presin del yacimiento y laspredicciones de baja productividad del pozo tor-naban antieconmica cualquier terminacin concedazo para la exclusin de arena y, en cambio,sugeran la necesidad de efectuar una termina-cin con un fracturamiento hidrulico sincedazos, menos costosa.

Para realizar un fracturamiento hidrulicosin cedazos en este pozo, los siguientes pasosfueron identificados como crticos para el xitodel tratamiento: La cementacin de pozos de alta calidad ase-

gura el buen aislamiento por zonas, a travs de

22 Oilfield Review

28. Al-Suwaidi A, Hun C, Bustillos J, Guillot D, Rondeau J,Vigneaux P, Helou H, Martnez Ramrez JA y ResndizRobles JL: Ligero como una pluma, duro como unaroca, Oilfield Review 13, no. 2 (Otoo de 2001): 215.

29. Acock et al, referencia 11.30. Wilson A, Roy A, Twynam A, Shirmboh DN y Sinclair G:

Design, Installation, and Results from the Worlds Longest Deep-Water Openhole Shunt-Tube Gravel-PackWest of Shetlands, artculo de la SPE 86458, presentadoen el Simposio y Exhibicin Internacional sobre Controlde Dao de Formacin, Lafayette, Luisiana, EUA, 18 al 20de febrero de 2004.

Control del contraflujo de apuntalante

Granos de apuntalante mantenidos en su lugar por las fibras PropNET

Consolidacin de la formacin

Grano de arena de la formacin

Resina

Petrleo

> Fracturamiento hidrulico sin cedazos para el control de la produccin de arena. Se utiliza una com-binacin de tecnologas para crear una fractura apuntalada estable que provea control de la produccinde arena con mnimo contraflujo de apuntalante. La operacin de disparo fue diseada para optimizar lacreacin de la fractura. Despus de ejecutados los disparos, se utiliz resina inyectada para consolidarla formacin en torno al pozo. El fracturamiento TSO cre una fractura fuertemente empacada capaz deproveer control de la produccin de arena y limitar el contraflujo de apuntalante.

Sin cedazos en JapnEl campo Amarume, operado por Japan Petro-leum Exploration Company, Limited (JAPEX), esun campo petrolero terrestre que se encuentraubicado cerca de Niigata, en la Isla de Honshu,Japn (izquierda). En explotacin desde comien-zos de la dcada de 1960, el campo tiene unapresin de yacimiento que ha disminuido de1,800 lpc [12.4 MPa] a 650 lpc [4.5 MPa]. La pro-duccin de arena observada en seis pozoscondujo a JAPEX a reducir la cada de presin entodos los pozos a 55 lpc [0.4 MPa].

Durante las etapas de planeacin del Pozo SK74D, Schlumberger propuso una solucin de ter-minacin que ayudara a limitar la produccin dearena. Antes de seleccionar el tipo de termina-cin, el equipo de planeacin caracteriz losesfuerzos presentes en el yacimiento y realiz unanlisis de prediccin de la produccin de arena.

Se utiliz un programa de computacin espe-cial para trasladar los datos de registros de rayosgamma, densidad y snicostc y tsde un pozovertical vecino, el pozo AMR TRC-1, al pozo des-

2000 millas

0 200km

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Niigata

Campo petroleroAmarume

J A P N

> Ubicacin del campo Amarume en Japn.

Verano de 2004 23

una densidad de 1.6 g/cm3.28 Los registros deadherencia del cemento y los registros de laherramienta de generacin de Imgenes Ultra-snicas USI indicaron una buena adherencia alo largo de los intervalos cementados.

Los disparos optimizados ayudan a asegurarque el fluido de formacin se filtre a travs delempaque de apuntalante en la fractura, antesde salir de los disparos. El intervalo disparadose limit a 1.8 m [6 pies], con fase de cerogrado y orientado en un ngulo de 180 grados,

en el lado bajo del pozo. El dimetro del agu-jero de entrada de los disparos fueseleccionado de manera tal que fuese menorque el ancho de la fractura diseada.

La consolidacin en sitio estabiliza la roca noconsolidada en torno a los disparos, mediantela inyeccin de una resina en la formacin.

El fracturamiento con limitacin del creci-miento longitudinal de la fractura (TSO, porsus siglas en ingls) asegura que el apunta-lante est fuertemente empacado desde elextremo de la fractura hasta el pozo. Estoresulta esencial para el filtrado de cualquierarena presente en los fluidos durante la pro-duccin. La clave para el logro de una fracturaTSO es la determinacin de la eficiencia defluido, el coeficiente de prdida de fluido y lapresin de cierre, que pueden obtenerse de laspruebas de calibracin y de flujos escalonadosDataFRAC. La gran diferencia existente entrelos valores asumidos de eficiencia de fluido,coeficiente de prdida de fluido y presin decierre, frente a los resultados DataFRAC,demostr la importancia de esta calibracinpara el xito de este mtodo de control de laproduccin de arena sin cedazos.

El control del contraflujo de apuntalantemejora la longevidad de la fractura empacada.Para este pozo, se agregaron fibras de empa-que de apuntalante por fracturamientohidrulico PropNET en todas las etapas delapuntalante.29

En el pozo SK 74D, las zonas B2 superior einferior fueron terminadas utilizando la tcnicade fracturamiento hidrulico sin cedazos(pgina anterior, abajo). Los primeros resulta-dos indican una produccin libre de arena. Losequipos de operaciones, terminaciones y yaci-mientos de JAPEX consideraron estos resultadoscomo una aplicacin exitosa para el control de laproduccin de arena.

Integracin de tecnologasEl xito del manejo de la produccin de arenarequiere un enfoque integrado para la resolucinde problemas y la utilizacin adecuada de la tec-nologa ms moderna. Esto qued claramentedemostrado por BP y Schlumberger en el PozoP110, situado en el campo Foinaven de aguas pro-fundas, al Occidente de las Islas Shetlands(arriba, a la izquierda).30 El campo Foinavencorresponde a una estructura anticlinal falladacon cierre estructural, fallas y acuamientosestratigrficos, como mecanismos de entrampa-miento. Las rocas yacimiento del Paleoceno hansido clasificadas como turbiditas siliciclsticascanalizadas, que formaron areniscas interestrati-ficadas a macizas. Los yacimientos oscilan en

800 millas

0 80km

Foinaven

Schiehallion

Clair

Escocia

Islas Orkney

Islas Shetlands

FPSO

DC1 DC2

Yacimiento

< Ubicacin del campo Foinaven en el Mar del Norte, al Occidente de las Islas Shetlands (extremo infe-rior). Las operaciones submarinas de produccin e inyeccin se llevan a cabo en tirantes de agua queoscilan entre 400 y 600 m [1,310 y 1,970 pies] desde dos centros de perforacin, DC1 y DC2, cada uno delos cuales tiene un mltiple colector y un arreglo de mltiples pozos (extremo superior). Una embarca-cin de produccin, almacenamiento y carga marina flotante (FPSO, por sus siglas en ingls) recibe losvolmenes de produccin a travs de tubos prolongadores flexibles. El campo Foinaven produce decinco yacimientos del Paleoceno, dentro de una estructura anticlinal fallada (centro).

zonas dbiles y agotadas. El xito de cualquiertratamiento de fracturamiento exige un buenaislamiento por zonas para ayudar a bombearel fluido de fracturamiento y el apuntalantehasta la zona deseada. El logro de un buen ais-lamiento por zonas es un verdadero desafodurante la cementacin de yacimientos agota-dos donde est previsto que se produzcaprdida de circulacin. Para este pozo, se uti-liz una operacin de cementacin de dosetapas con una lechada LiteCRETE que posee

cuanto a porosidad entre el 20 y el 30%, tienenpermeabilidades que fluctan entre 500 y 2,000mD y producen petrleo de 26API. Las ca-ractersticas del yacimiento, tales comoheterogeneidad y productividad variable, contri-buyen al carcter variable de las estimaciones dereservas. En el pozo P110, el objetivo del yaci-miento T25 fue mejor explotado mediante laterminacin de un tramo horizontal descubiertodel pozo de 937 m [3,075 pies].

La terminacin del largo tramo horizontaldescubierto del pozo segua siendo un desafo.An con un correcto posicionamiento del pozo, lapresencia de lutitas inestables y la produccin dearena pueden afectar severamente el pozo y laeconoma del campo en esta rea. Una de las prin-cipales preocupaciones para BP y Schlumbergerera un tramo de lutitas inestables de 162 m[530 pies] situado entre dos yacimientos de are-niscas. Estas lutitas podan derrumbarse dentrodel pozo durante las operaciones de empaque degrava, causando posiblemente arenamiento odao a la permeabilidad del empaque de grava.En pozos previos, para ayudar a abordar las cues-

tiones relacionadas con la estabilidad, se utilizun lodo base aceite (OBM, por sus siglas eningls) para perforar los tramos horizontales yse instalaron cedazos independientes para elcontrol de la produccin de arena. En ciertoscasos, particularmente con alto corte de agua,los cedazos independientes requeran regmenesde produccin ms bajos para mantener con-trolable la produccin de arena y reducir lasvelocidades de erosin. Adems, los datos dencleos limitados del yacimiento T25, no desarro-llado previamente, indicaban que estas areniscaseran mucho ms finas y menos seleccionadas quelas areniscas que se encuentran habitualmenteen el campo Foinaven. Por este motivo, el equipode BP trabaj con Schlumberger para mejorar elmanejo de la produccin de arena en el pozo P110.

Varias tcnicas contribuyeron al xito de laterminacin. Para reducir el dao de la forma-cin, parte de la solucin incluy la utilizacin,por primera vez, de un lodo de perforacin baseagua (WBM, por sus siglas en ingls) en el pozohorizontal P110. Despus de extensivas pruebas,BP descubri un WBM que satisfaca los requisi-

tos para la perforacin de los yacimientos delcampo Foinaven.

Los estudios de pozos anteriores determina-ron que un cedazo independiente serainadecuado para controlar la produccin dearena proveniente del yacimiento T25, demanera que la nueva solucin involucr ademsun tratamiento de empaque de grava a agujerodescubierto (OHGP, por sus siglas en ingls), elprimer tratamiento de este tipo realizado parauna terminacin horizontal en el campo Foina-ven de aguas profundas. Se seleccion elsurfactante viscoelstico (VES, por sus siglas eningls) ClearPAC como fluido portador, redu-ciendo la friccin durante el bombeo de lalechada de empaque de grava, aumentando lacapacidad de transporte de la grava y minimi-zando el dao del empaque de grava.Schlumberger someti el fluido portador VES aprueba para determinar la compatibilidad y laproductividad con el lodo WBM. El tratamientoincorpor el servicio MudSOLV para asegurar ellogro de la limpieza durante la operacin deempaque de grava. La prueba de compatibilidadindic que el fluido ClearPAC mantena sus pro-piedades de fluido cuando se introduca en losqumicos utilizados en la limpieza del revoque defiltracin y en el revoque de filtracin disociado,lo que resultaba esencial para el tratamientosimultneo. Adems, el fluido ClearPAC propor-cion excelentes propiedades de fluidificacinpor esfuerzo de corte al tratamiento combinado,ayudndolo a fluir a travs de los tramos de luti-tas problemticas sin causar desmoronamiento.

BP caracteriz totalmente la distribucingranulomtrica del yacimiento para seleccionarlos tamaos ptimos de la grava y del cedazo.Este estudio incluy un anlisis por tamizado,por lser y por microscopio electrnico debarrido (SEM, por sus siglas en ingls) de losncleos laterales del yacimiento T25 extradosde un pozo de evaluacin del ao 1994. La com-paa desarroll un modelo integrado que utilizesos tres mtodos para la determinacin deltamao de las partculas. El modelo de distribu-cin granulomtrica fue utilizado luego paracrear un empaque de ncleo artificial con el finde verificar la retencin de la arena y definir losrequisitos tanto de la grava como del cedazo aser utilizados en la terminacin. BP seleccionuna grava sinttica malla 30/50 debido a sumayor permeabilidad y su desempeo superiordurante las pruebas de remocin del revoque defiltracin durante la inundacin de los ncleos.31

BP decidi adems, bajar cedazos de alambrecalibre 8 porque, a diferencia de los cedazos msfinos, retenan un 96% de los slidos y resistanla tendencia al taponamiento.

24 Oilfield Review

0

1

2

3

4

5

6

7

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1,000

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3,500

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5,000

9:24:43 9:39:48 9:54:53 10:09:58 10:25:03 10:40:09 10:55:15 11:10:29

Tiempo

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Presin de bombeo

Rgimen de bombeo

Presin de bombeopromedio mvil

>Mantenimiento de la presin. La grfica muestra la presin de bombeo de superficie, registrada du-rante la instalacin del empaque de grava a agujero descubierto en el pozo P110. El mantenimiento dela presin positiva sobre la formacin y el revoque de filtracin durante el bombeo result crtico parael emplazamiento exitoso de un empaque de grava efectivo. Se bombe un total de 527 barriles [83.8m3] de lechada con 45,360 kg [100,000 lbm] de grava en menos de dos horas, lo que se tradujo en unaeficiencia de empaque del 100%.

Verano de 2004 25

N. de T.: Huecos en las plataformas de produccindonde se colocan los cabezales de produccin de cadapozo.

31. La arena natural y los apuntalantes sintticos son espe-cificados de acuerdo con el anlisis por tamizadobasado en las distribuciones de los tamaos de las part-culas y el porcentaje de partculas retenidas por loscedazos, con los tamaos de mallas estndar de EUA.

32. Ali et al, referencia 19.

33. Betancourt S, Fujisawa G, Mullins OC, Carnegie A, DongC, Kurkjian A, Eriksen KO, Haggag M, Jaramillo AR yTerabayashi H: Anlisis de hidrocarburos en el pozo,Oilfield Review 15, no. 3 (Invierno de 2003/2004): 6069.Ayan C, Hafez H, Hurst S, Kuchuk F, OCallaghan A, PefferJ, Pop J y Zeybek M: Caracterizacin de la permeabili-dad con probadores de formacin, Oilfield Review 13,no. 3 (Invierno de 2001/2002): 223.Badry R, Fincher D, Mullins O, Schroeder B y Smits T:Downhole Optical Analysis of Formation Fluids, OilfieldReview 6, no. 1 (Enero de 1994): 2128.

Otro aspecto crucial de la instalacin de estaterminacin OHGP fue la necesidad de mante-ner una presin hidrosttica en condiciones desobrebalance continuo durante el proceso deinstalacin del empacador, de manera que laoperacin no experimentara ningn colapso del revoque de filtracin o de la formacin. Schlumberger logr este objetivo, junto con eltratamiento simultneo de limpieza del revoquede filtracin, utilizando el empacador QUANTUMy el sistema de cedazo AllPAC para pozos hori-zontales descubiertos.32 El sistema funcion

segn el diseo, manteniendo una presin posi-tiva sobre la formacin y el revoque de filtracindurante la operacin (pgina anterior). La utili-zacin de tecnologa efectiva, planeacinadecuada y un enfoque integrado para el manejode la produccin de arena, se tradujo en elempaque exitoso del intervalo entero.

El diseo de la nueva terminacin del campoFoinaven mostr un desempeo extremadamentebueno en comparacin con el desempeo prome-dio de los ms de 30 pozos horizontales del reaOccidental de las Islas Shetlands, tanto en lo que

respecta a eficiencia de la produccin de petr-leo como en lo relativo a la eficiencia del controlde la produccin de arena. Una primera pruebade incremento de la presin revel no slo unfactor de dao mecnico nulo, comparado conun factor de dao mecnico promedio de +4.8 en28 pozos, sino tambin un ndice de productivi-dad ms elevado (izquierda). Durante la pruebade produccin inicial, el pozo P110 mostr unrgimen de 20,500 B/D [3,260 m3/d] con unestrangulador totalmente abierto. Esto se atri-buy al mejoramiento del control de laproduccin de arena y a la reduccin del daoasociado con las operaciones de perforacin yterminacin.

Pruebas en areniscas dbilesCon el creciente conocimiento de la relacinexistente entre esfuerzos, yacimientos y termina-ciones, siguen surgiendo nuevas aplicacionespara predecir la falla de las areniscas. Los opera-dores que evalan pozos de aguas profundas enel Golfo de Mxico se basan en una serie demediciones de fondo de pozo para determinar lascaractersticas de los yacimientos, las reservaspotenciales, las instalaciones de produccinrequeridas y las estrategias de desarrollo de acti-vos. En muchos campos de aguas profundas, elProbador Modular de la Dinmica de la Forma-cin MDT se ha convertido en un proveedorcrucial de importante informacin del yaci-miento. Utilizando este dispositivo, un operadorpuede determinar la presin y la permeabilidaddel yacimiento, evaluar si el yacimiento estdaado y recolectar y analizar muestras de flui-dos representativas.33

En una de sus numerosas configuraciones, elProbador Modular de la Dinmica de la Forma-cin despliega un pequeo dispositivo deempacador y probeta que ejerce presin contrala pared del pozo, aislando la probeta de la pre-sin hidrosttica para poder medir la presin dela formacin. En formaciones dbiles o no conso-lidadas, las probetas pueden taponarse,obstaculizando las operaciones de prueba ymuestreo. Dependiendo del pozo y del yaci-miento en cuestin, puede ser convenienteutilizar un arreglo de empacador dual en yaci-mientos dbiles para eliminar el problema detaponamiento y porque el operador puede con-trolar la cada de presin durante las pruebaspara evitar el colapso de la formacin. Adems,el mayor volumen de investigacin entre los dosempacadores provee resultados de pruebas msrepresentativos.

En el rea prospectiva Trident, situada enaguas profundas del Golfo de Mxico, las profun-

ndice de productividad promedio = 1.5

Boca (slot) de produccin

0

1

2

3

4

5

P13

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P15

P16

P18

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P25

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LP01 P23

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05CP

02CP

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03CP

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CP06 P14

WP0

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P07

P26

P12

CP04 P11

CP07 P28

P41

P29

P210

P110

CP14

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IP)

Comparacin del ndice de productividad en el Occidente de las Islas Shetlands

Dao mecnico promedio =+4.8

Pozos de produccin

0

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5

10

15

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25

30

Dao

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P41 P29

P210

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P110C01

C03

C06

C07 C

05

W02 L01

C11

C10

W05

W04

C12x C13

Comparacin del dao mecnico total en el Occidente de las Islas Shetlands

> Comparacin del ndice de productividad y el dao mecnico. Despus dela nueva terminacin que incluy el servicio de limpieza del revoque de fil-tracin MudSOLV, el sistema de fluido ClearPAC, el empacador QUANTUM yel sistema de cedazos AllPAC, el pozo P110 tuvo un desempeo muy superioral de la mayora de los pozos del campo Foinaven. Exhibi un ndice de pro-ductividad ms elevado (arriba) con un factor de dao mecnico nulo (abajo).La comparacin del ndice de productividad se realiz en 35 bocas de pro-duccin, mientras que la comparacin del dao mecnico se realiz en 28pozos de produccin. En este caso, las bocas de produccin y los pozos deproduccin no son comparables.

didades del agua alcanzan 2,990 m [9,800 pies] ylas condiciones operativas son rigurosas. UnocalCorporation utiliz la probeta MDT para medir lapresin del yacimiento y extraer muestras defluidos de dos pozos, el Pozo Trident 1 y el PozoTrident 2. Sin embargo, dado que muchas de laszonas Wilcox son laminadas y tienen baja perme-abilidad, fue difcil adquirir datos de pruebas ymuestras de fluidos representativos utilizando laprobeta MDT. Unocal investig el arreglo de

empacador dual para utilizarlo en el siguientepozo, el Pozo Trident 3. Para explotar totalmentela capacidad del empacador dual y reducir elriesgo de colapso de la formacin, Unocal solicita los especialistas de Schlumberger la realiza-cin de anlisis de falla de la arenisca en los dosprimeros pozos a fin de determinar las cadas depresin crticas en la seccin yacimiento antesde correr los empacadores duales MDT en elPozo 3. La zona Wilcox G, en el Pozo Trident 1,

26 Oilfield Review

fue identificada como una zona potencialmentedbil y con posibilidades de fallar si se somete auna excesiva cada de presin durante las prue-bas MDT (arriba).

El modelado de la prediccin de la produc-cin de arena no fue posible en el tercer pozoporque no se adquirieron datos DSI. Dado que elequipo a cargo de los activos de Unocal tenaconfianza en la correlacin entre los pozos, seutilizaron las cadas de presin crticas de los

Arena Cada de presin segura

Cada de presin crtica

Prof

undi

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X,500

X,000

X,500

X,000

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Volumen dela arcilla

vol/vol0 1

Porosidad

vol/vol 10

0 5106 lpc

Mdulo de Young

0.2 0.5

Relacin dePoisson

0 20,000

Resistencia a la compresin no confinada

lpc 8,000 18,000lpc

Presin de poro

Esfuerzo principal X

Esfuerzo principal Y

Esfuerzo principal Z

20,0000 lpc

Zona G

Zona I

> Registro de cada de presin crtica para el pozo Trident 1. Los datos del Pozo Trident 1 indicaron quela zona Wilcox G constituye un riesgo importante debido al potencial colapso de la formacin si se ex-pone a niveles de cada de presin excesivos durante las pruebas MDT y el muestreo. La zona WilcoxI era mucho ms competente. El volumen y la porosidad de las arcillas se muestran en el Carril 1, larelacin de Poisson y el mdulo de Young computados se presentan en el Carril 2, la resistencia a lacompresin no confinada (UCS, por sus siglas en ingls) calculada se exhibe en el Carril 3 y los es-fuerzos principales y la presin de poro computados se muestran en el Carril 4. El Carril 5 muestra lascadas de presin crticas calculadas con la herramienta de modelado de la prediccin de la produc-cin de arena.

Verano de 2004 27

dos primeros pozos para disear las pruebasMDT en el Pozo 3. Con los lmites de cada depresin definidos para cada zona Wilcox, se posi-cion el empacador dual MDT, y las pruebas depresin y el muestreo se llevaron a cabo en con-secuencia (arriba). Durante las pruebas, lascadas de presin de la herramienta MDT fueron

mantenidas dentro de los lmites de seguridaddefinidos por el anlisis de falla de la arenisca.

En combinacin con el empacador dual, secolocaron otras dos probetas MDT por encima delmdulo del empacador dual para realizar las prue-bas de interferencia vertical. Estas pruebasdeterminaron la permeabilidad vertical junto con

9,500

8,500

7,500

6,500

Cada de presin durante la pre-prueba

Cada de presindurante la pruebade interferencia

vertical

LimpiezaMuestreo

12.56.25

0 1 2 3 4 5 6

Pres

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paca

dor,

lpca

Incremento depresin durante

la prueba deinterferencia

vertical

Tiempo, h

X,580

X,570

X,560

X,550

X,540

X,530

X,520

X,510

0 150API

Rayos gamma

Prof

undi

dad

verti

cal v

erda

dera

, pie

s

0.1 100mD

Permeabilidad

0.2 200ohm-m

Resistividad90 pulgadas

Resistividad60 pulgadas

Resistividad30 pulgadas

Resistividad20 pulgadas

Resistividad10 pulgadas

1.65 2.65g/cm3

Densidadvolumtrica

Neutrn-porosidad

Imagen esttica OBMIResistiva Conductiva

0 120 240 360

Orientacin Norte

0.6 0vol/vol

Incremento de presindurante la pre-prueba

> Pruebas MDT en la zona Wilcox G. Los datos de registros de pozos, incluyendo datos de imgenes de la pared del pozo, se muestran con la prueba MDTy la configuracin de muestreo (izquierda). La presin en el mdulo del empacador dual fue registrada durante las pruebas de la herramienta MDT y la se-cuencia de muestreo. Se observa que la cada de presin total fue mantenida por debajo de los lmites establecidos por el modelado de prediccin de laproduccin de arena (arriba). Las operaciones de prueba y muestreo resultaron exitosas y aportaron a Unocal datos importantes que ayudaron a la em-presa a caracterizar los yacimientos Wilcox para su futuro desarrollo.

la permeabilidad horizontal estndar. Las opera-ciones MDT fueron cumplimentadas con xito y enforma segura, sin mostrar ninguna evidencia defalla de la arenisca. Armada con los resultados delas pruebas y las muestras MDT, la compaa Uno-cal ahora est mejor preparada para explotar losyacimientos Wilcox en el rea prospectiva Trident.

Vigilancia rutinaria de la produccin de arenaLa determinacin de l