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Recuperación del control de la producción de arena

Los yacimientos con propensión a la producción de arena contienen un porcentaje cre -

ciente de las reservas de hidrocarburos del mundo. Muchos de los pozos que explotan

estos recursos están produciendo más allá de los límites de su vida útil originalmente

estimada, lo que puede traducirse en formaciones debilitadas. En consecuencia, los

operadores buscan cada vez con mayor interés, métodos económicamente efectivos

para reparar los sistemas defectuosos o agregar sistemas de control de la producción

de arena nuevos donde previamente no existían.

Ricky J. ArmentorMichael R.WiseChevron USA Inc.Nueva Orleáns, Luisiana, EUA

Mike BowmanNueva Orleáns, Luisiana

Gustavo CavazzoliRío de Janeiro, Brasil

Gildas CollinVincent RodetPerencoParís, Francia

Bob HolicekHouston, Texas, EUA

George KingBPHouston, Texas

Chris LockyearBPSunbury-on-Thames, Inglaterra

Mehmet ParlarRosharon, Texas

Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Andrew Acock, Aberdeen; Leo Burdylo,Londres; Mary Jo Caliandro y Ali Mazen, Sugar Land,Texas; Timo Staal, Southampton, Inglaterra; Bryan Stamm,Rosharon, Texas; y Ezio Toffanin, Stavanger.CoilCADE, Jet Advisor, Jet Blaster, MeshRite, PIPESIM,ProCADE y Virtual Lab son marcas de Schlumberger.1. Acock A, ORourke T, Shirmboh D, Alexander J, Anderson

G, Kaneko T, Venkitaraman A, López-de-Cárdenas J,Nishi M, Numasawa M, Yoshioka K, Roy A,Wilson A y Twynam A: “Métodos prácticos de manejo de laproducción de arena,” Oilfield Review 16, no.1 (Verano de 2004): 10–29.

2. McPhee C, Farrow C y McCurdy P: “ChallengingConvention in Sand Control: Southern North SeaExamples,” artículo SPE 98110, presentado en elSimposio y Exhibición Internacional de la SPE sobre el Control del Daño de la Formación, Lafayette, Luisiana, 15 al 17 de febrero de 2006.

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En formaciones débilmente consolidadas, la pro-ducción de fluidos casi siempre es acompañadade arena. Esto puede conducir a regímenes derecuperación reducidos, daños de los equipos desuperficie y de fondo de pozo, así como a costosde mantenimiento elevados. Siendo el resultadode un proceso de dos etapas, la producción dearena se inicia como consecuencia de los esfuer-zos que actúan sobre las rocas de las formacionespro vocando rupturas por esfuerzo de corte (ciza-lladura). Luego, los fluidos producidos transpor-tan la arena fragmentada hasta el pozo, desdedonde ésta fluye hacia la superficie, o se depositaen otra parte del sistema del pozo. El cambio defase, particularmente la incursión de agua, tam-bién se ha asociado con la migración de arena.

Se han ofrecido numerosas explicacionesacerca de la relación exacta que existe entre laincursión de agua y la rotura de la formación.Una sostiene que, dado que en la mayor parte delos yacimientos de areniscas la fase mojante esel agua (water wet), la incursión de este fluidose traduce en una reducción de la presión capi-lar debido al incremento de la saturación de lafase mojante (véase “Los fundamentos de la mo -jabilidad ,” página 48). Dado que la presióncapilar tiende a mantener juntos los granos dearena, la incursión de agua facilita la producciónde arena. En esencia, baja saturación de aguaequivale a alta presión capilar, alta saturaciónde agua equivale a baja presión capilar y ausen-cia de agua equivale a presión capilar nulaporque en ese caso existe una sola fase líquida.

Otra teoría sostiene que a medida que el aguaincursiona en la formación, reduce la permeabili-dad relativa al petróleo y al agua. Los operadoresreaccionan ante este hecho incrementando lacaída de presión frente a la formación paramantener la producción de hidrocarburos, ini-ciándose de este modo el movimiento de finos. Elagua incrementa además la viscosidad de los flui-dos producidos y genera una tasa de arrastre másalta a través de los granos de arena, movilizandoasí las partículas finas de la formación. En últimainstancia, la mayor parte de los especialistascoinciden en que la conexión existente entre laincursión de agua y la producción de arena no secomprende muy bien y es probablemente elresultado de varios factores.

Con el inicio de la rotura de la formación y laevidencia de arena (o partículas de sólidos)movilizada a través de la formación, los ope -radores pueden optar por reducir el flujo aregímenes incapaces de transportar sólidos,manejar la arena producida, o crear una barrera;en esencia, un filtro para evitar el movimientode la arena desde la formación hacia el pozo. Ladetención, o al menos el retardo, del flujo dearena ejerciendo un impacto mínimo sobre laproducción, requiere que el operador opte poralguna de las técnicas de exclusión mecánicatales como los empaques de grava en pozo entu-bado, los empaques con agua a alto régimen deinyección, los tratamientos de fracturamiento yempaque, los empaques de grava en agujerosdescubiertos o los cedazos (filtros) autónomos.Además, las operaciones de terminación depozos sin cedazos ofrecen una opción químicaaplicable en yacimientos moderadamente débi-les. Esta técnica utiliza apuntalante revestido deresina para estabilizar la región vecina al pozo, ala vez que deja intacta suficiente permeabilidad

original como para permitir la producción de losfluidos y de arena de formación.1

Las soluciones de manejo de la producciónde arena, que pueden haber sido apropiadas enel momento de la terminación del pozo, puedenfallar con el tiempo y con las cambiantes condi-ciones del pozo. Las terminaciones horizontalesen agujero descubierto ofrecen un ejemplo con-veniente. Por su diseño, el riesgo de falla delcontrol de la producción de arena en muchos deestos pozos es extremadamente bajo durante laproducción inicial; sin embargo, aumenta hastaalrededor de un 50% cerca de las presiones deabandono.2

La forma en que un operador responde al ini-cio de la producción de arena es casi siempreuna función de la rentabilidad. Por ejemplo,cuando una zona altamente prolífica producearena en forma prematura , probablemente sejus tifique una nueva terminación o un pozo dere-entrada. En el caso de un pozo que se estáaproximando a su límite económico, quizás sealo mismo no hacer nada y simplemente recupe-rar cualquier volumen de reservas remanentesposibles antes de que el pozo se llene de arena ydeje de producir. Bajo estas condiciones, los in -genieros deben lograr un equilibrio entre unarentabilidad bien concebida y aquello que estecnológicamente posible. Se debe considerar elvalor obtenido en función del costo de la opera-ción y, en muchos casos, la decisión acerca de laimplementación de medidas de remediación ycómo procurarlas, es también función de las rea-lidades mecánicas tales como el perfil del pozo,la tecnología disponible, el mecanismo de falla yla localización geográfica del pozo.

En este artículo, el concepto de remediacióncon fines de control de la producción de arenase refiere a los problemas de producción dearena que ocurren después de transcurrido uncierto período de producción de petróleo y gas.Describimos diferentes opciones y herramientasde remediación para el control de la producciónde arena—tales como los empaques de gravaejecutados a través de la tubería de producción,los parches para cedazos, las limpiezas de loscedazos, los cedazos de arena expansibles y lacolocación de cedazos nuevos dentro de cedazosdefectuosos—junto con el proceso de toma dedecisiones que conduce a las mismas. A travésde casos reales, investigamos medidas de reme-diación específicas y sus resultados. No se hacealusión a nuevas terminaciones ni a pozos de re-entrada de gran diámetro ya que éstos puedenincluir métodos primarios de control de la pro-ducción de arena.

Cómo fallan las terminaciones de pozos con control de la producción de arenaLas técnicas de remediación con fines de controlde la producción de arena, se centran en hallarel método óptimo para la reparación de pozosque han fallado debido a la producción inespe-rada de arena o por la falla de un dispositivooriginal de control de la producción de arena. Elénfasis en la palabra “óptimo” refleja el hechode que el sistema debe ser seleccionado no sólopor su capacidad para mantener la arena fueradel pozo sino también por su capacidad paramaximizar la seguridad de la producción a lolargo de toda la vida productiva del pozo. Dadoque los sistemas de terminación de pozos concontrol de la producción de arena son sistemascomplejos, los juicios acerca de su éxito o fracasosuelen ser subjetivos. Por ejemplo, ante un pro-blema de aceleración de la producción de arena,un operador puede optar simplemente por volvera matar (ahogar) el pozo. Suponiendo que lamenor caída de presión resultante reduce la pro-ducción de arena a niveles compatibles con uncedazo o un empaque de grava existente, algunosoperadores pueden considerar esta opción exi-tosa. No obstante, debido a la reducción de la tasade producción asociada con la implementación

de tal medida, otros pueden adoptar un enfoquemás agresivo.

Otras evaluaciones del éxito o el fracaso delos métodos de control de la producción dearena son más objetivas (véase “Análisis defallas,” página 7). Los procedimientos inade -cuados o incorrectamente ejecutados puedentraducirse en cedazos dañados o en empaquesde grava y tratamientos de fracturamiento yempaque ejecutados en forma ineficaz, lo queocasiona la falla del sistema durante las pri -meras etapas o incluso durante el inicio de laproducción. La incompatibilidad entre procesosy materiales utilizados, sumada al o resultantedel escaso conocimiento del yacimiento, puedeconducir a problemas de corrosión, erosión yotras fallas mecánicas. Tarde o temprano, cuandose exija que el desempeño de los cedazos o losempaques sobrepase las condiciones de dura-ción o servicio para las que fueron diseñadosoriginalmente, los sistemas fallarán. Las fallasintroducidas durante la instalación, que puedenhaber sido relativamente secundarias y no habercreado problemas a lo largo de la vida útil origi-nal del pozo, pueden comprometer el sistemadurante la extensión del período de servicio. Olos cedazos quizás ya no se adecuen a un régi-men de producción de sólidos o a un tamaño departículas imprevisto (arriba, a la izquierda).

El punto de falla más común observado enlos sistemas de control de la producción dearena se encuentra en el cedazo diseñado pararestringir la grava, o en el caso de las termina-ciones en las que sólo se han utilizado cedazos,se halla en la formación. Los cedazos habitual-mente fallan como resultado de la productividado de las actividades de terminación de pozos.Las causas de las fallas pueden agruparse en lassiguientes categorías:

• empaque de grava del espacio anular desesta-bilizado debido a la excesiva velocidad de flujoa través de los disparos

• erosión del cedazo• corrosión del cedazo• puntos calientes localizados, causados por el

flujo alrededor de las secciones de cedazostaponados o por el empaque de grava inadecua -do del espacio anular

• colapso del cedazo por la compactación• colapso del cedazo causado por problemas de

taponamiento.3

Estos mecanismos a menudo obran en con-cordancia, produciendo la falla final del sistema.Esto resulta particularmente cierto en el caso dela interacción que tiene lugar entre los empa-ques anulares desestabilizados, la erosión y lacorrosión de los cedazos. En este escenario, amedida que la grava empacada en el espacioanular o en los túneles de los disparos se vuelveinestable y se desplaza, se crean aberturas a tra-vés de las cuales fluyen los fluidos de formacióna alta velocidad. Las partículas de arena que semueven en esta corriente de alta velocidad gol-pean el cedazo, iniciando y luego acelerando suerosión. La rapidez con la que falla un cedazodepende de la velocidad de flujo del fluido, elángulo de incidencia del flujo, el tamaño y laconcentración de las partículas de arena, laduración del flujo y las propiedades de los flui-

6 Oilfield Review

> Cedazo dañado. El daño extensivo del cedazoque se muestra en esta fotografía, fue infligido pro -bablemente durante las operaciones de coloca -ción de las herramientas. En las primeras etapasde la producción, los efectos de este tipo de fallas,comúnmente menos severos que éste, quizás nose evidencien de inmediato pero pueden consti -tuir puntos de partida para que se produzca unafalla catastrófica en las etapas posteriores de lavida productiva del pozo. A menudo es difícil de -terminar si un sistema fue comprometido por unaaplicación deficiente o por un diseño deficiente,ya que el daño puede conducir a causas de fallassecundarias, tales como la erosión que proba -blemente enmascaren el problema original.

> Daño producido por la erosión. Los cedazos autónomos, no protegidos por los empaques de grava,pueden fallar como resultado de la erosión iniciada cuando los túneles de los disparos actúan comoboquillas, orientando el flujo proveniente de la formación (izquierda). Conforme la erosión continúapara abrir el primer punto de falla, puede observarse un segundo punto en una disposición que sigueel ángulo de fase de 60° de los disparos (derecha). Las acciones de remediación, asociadas con lasterminaciones con cedazos autónomos, comprenden el empaque de grava de los túneles y, en ciertoscasos, la colocación de grava entre el cedazo y la formación o la tubería de revestimiento, lo quecrea en esencia una terminación con empaque de grava. (Fotografía, cortesía de BP).

3. Wong GK, Fair PS, Bland KF y Sherwood RS: “BalancingAct: Gulf of Mexico Sand Control Completions, Peak RateVersus Risk of Sand Control Failure,” artículo SPE 84497,presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anualde la SPE, Denver, 5 al 8 de octubre de 2003.

4. Las aleaciones austeníticas corresponden a acerosinoxidables que contienen cromo y níquel, y a vecesmanganeso y nitrógeno. Se estructuran en torno a lacomposición Tipo 302 del hierro: 18% de cromo y 8% deníquel, y son generalmente resistentes a la corrosión y el picado, salvo en ciertos ambientes químicos.

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dos, tales como densidad y viscosidad. Estemismo mecanismo opera acelerando la falla delas secciones del cedazo que la corrosión ya hahecho vulnerables (página anterior, abajo).

La corrosión comienza en forma indepen-diente y, con el tiempo, puede causar fallasaunque no exista un empaque desestabilizado.

La corrosión constituye una amenaza especialen los cedazos colocados en las secciones hori-zontales y de alto ángulo. El ácido, que se utilizaen conjunto con los tratamientos de empaque degrava, migra hacia las zonas bajas del pozo y per-manece allí a lo largo de toda su vida productiva.Con mucha frecuencia, la corrosión es el resul-

tado de una mala elección del material delcedazo; tal es el caso de las aleaciones austeníti-cas, que son susceptibles a las picaduras decorrosión, la corrosión fisurante, y las fisuras decorrosión por tensión en presencia de cloruro yoxígeno.4 La corrosión también puede ser elresultado de un proceso de limpieza incorrecto o

Las fallas de los cedazos de los sistemas de con-trol de la producción de arena pueden dividirseen cinco categorías que incluyen fallas dediseño, fallas de aplicación, fallas tempranas,fallas de producción y fallas de subsidencia(abajo). La falla de diseño refleja la dificultadde ajustar un sistema de control de la produc-ción de arena a un horizonte productivo enparticular. Los tratamientos de fracturamiento yempaque exitosos, y los empaques de grava enagujero descubierto, por ejemplo, requieren unconocimiento extensivo de parámetros talescomo la permeabilidad de la formación, la química de rotura del gel, los tratamientos defracturamiento y empaque, y la progresión e iniciación de la fractura.

La falla de aplicación es una función de losproblemas operacionales producidos durantela instalación del sistema, que hacen que eltrabajo se termine prematuramente. Estosproblemas de funcionamiento pueden ser el

resultado de una planeación deficiente o deuna estimación de riesgos sobre la base de laexperiencia previa. Las fallas de diseño y apli-cación en los sistemas de fracturamiento yempaque, y de empaque de grava en agujerosdescubiertos, suelen ser el resultado de insufi-ciencia de datos o de calidad deficiente de losmismos. No obstante, una vez que estos siste-mas complejos se han implantado y funcionancorrectamente por un tiempo, han demos-trado ser la más confiable de las opciones decontrol de la producción de arena disponibles.

Las fallas tempranas, definidas como aque-llas fallas que se producen dentro de los 30 díasde la puesta en marcha, generalmente puedentener su origen en una falla de diseño o bien deaplicación, no reconocida inicialmente comotal. Las fallas que se producen después de eseperíodo son fallas de producción y normalmen teresultan de problemas relacionados con proce-sos de taponamiento o puntos calientes.

Las fallas de control de la producción dearena, causadas por la subsidencia, a vecesson el resultado de la falta de conocimientodel yacimiento; sin embargo, en otros casos,son esperadas por los operadores que conser-van una unidad de terminación de pozos o unaunidad de tubería flexible disponible en lalocalización y planean reperforar zonas pro-ductivas, entre cada 6 y 30 meses.

Históricamente, el seguimiento de esosdatos ha sido difícil y sólo en forma recientese ha documentado un número suficiente decasos como para permitir el aporte de conclu-siones confiables. No obstante, el tiempo y laexperiencia están teniendo el efecto espe-rado, al igual que los beneficios de avancestecnológicos tales como los medidores defondo de pozo, que permiten que los ingenie-ros evalúen las operaciones en tiempo real amedida que se ejecutan.

Análisis de fallas

Total de pozos

Número totalde pozos decada tipo determinación

Fallatemprana,

% de intentos

Falla deaplicación,

% de intentosFalla de diseño,% de intentos

Total depozos-años

42266144

206213388208187845

2,220

101107321167803263

1,665613556

3,403

7,999

0000

0.50.5000

1.5

7.1271.600

4.22.37.70.52.4

0000

0.970.50.80.480.530.49

Falla desubsidencia,

fallas/pozo/año

Falla deproducción,

% de intentos

22.77.741

18.2138.95.44.82.72.0

00

0.00310

0.001

0.00060.0016

00.0015

Tipo de terminación

Inyectores (formaciones de arena blanda)Fracturas sin cedazosEntubado y disparadoPozo entubado con sólo cedazosAgujero descubierto con sólo cedazosCedazos expansiblesEmpaque de grava en pozo entubadoEmpaque de grava en agujero descubiertoEmpaque con agua a alto régimen de inyecciónFracturamiento y empaque

> Tabla de promedios de datos de terminaciones de pozos recientes. (Cortesía de BP).

de la eliminación ineficaz del lodo después de lainstalación inicial (derecha).

Un mecanismo levemente diferente de falladel cedazo es el que se debe al incremento de lavelocidad de flujo alrededor de una zona pe -queña cuando las partículas de finos taponan loscedazos. Al obturarse secciones grandes delcedazo, el flujo se concentra en los pocos puntosabiertos que quedan y que han formado trayec-tos de resistencia mínima. Esta acción deembudo actúa incrementando significativa-mente la velocidad del flujo, creando lo que seconoce en la industria como puntos calienteslocalizados. Estos puntos calientes tambiénpueden surgir como resultado de la ejecuciónincorrecta de tratamientos de empaque de gravaque dejan vacíos que, en forma similar a un em -paque de grava desestabilizado, se convierten entrayectos de flujo a través de los cuales el fluidocargado de arena se dirige hacia una secciónpequeña del cedazo. Se han observado intersti-cios en los empaques de grava, aún cuando elvo lumen de arena bombeado hacia el interior delespacio anular y los túneles de los disparos du -rante las operaciones de empaque de grava, fueraigual, o incluso superara, al espacio a re lle nardeterminado por los cálculos. Esa discrepancia se atribuye normalmente a la existencia de de -rrumbes a lo largo del pozo, que agregan unvolumen anular no contemplado en los cálculosoriginales.

Otro mecanismo de falla del cedazo tienelugar cuando los cedazos se taponan a lo largode toda su extensión, pero en vez de crear pun-tos calientes, desarrollan cargas inducidas por lapresión, suficientemente altas como para causarsu colapso (próxima página). El colapso tambiénpuede producirse como resultado de la compac-tación del pozo.5 En el primer caso, el problemaa menudo surge del dimensionamiento inco-rrecto de los cedazos y del empaque de grava,que permite que los finos migren a través delempaque de grava y queden atrapados en elcedazo.6 Ambas situaciones pueden resultar deun conocimiento deficiente del yacimiento, sibien la compactación y el colapso resultante aveces se contemplan en el plan del pozo. Aúncuando las presiones sean insuficientes paraproducir el colapso, el pozo puede sufrir pérdi-das de producción insostenibles cuando loscedazos se vuelven impermeables y deben serextraídos o bien limpiados en sitio.7

Hasta hoy, la duración del sistema de controlde la producción de arena parece ser una fun-ción del tipo de sistema de control. Por ejemplo,las terminaciones en las que sólo se han utili-zado cedazos exhiben una tendencia a generaríndices de fallas aceleradas en dos o tres años.

Los empaques de grava en pozo entubado experi-mentan lo mismo en unos seis a ocho añosaproximadamente. Los empaques de grava enagujero descubierto (OHGP) y los tratamientosde fracturamiento y empaque (FP) han resistidohistóricamente esa tendencia y, una vez que lasfallas tempranas se deducen de los datos, pare-cen durar toda la vida productiva del pozo.

Una posible explicación de esta anomalía esque los sistemas OHGP y FP han sido utilizadosen forma generalizada sólo por poco tiempo y enalgún momento futuro podrían experimentar uncambio, relacionado con el tiempo, hacia tasasde fallas más altas. Además, a diferencia de losotros dos sistemas, los empaques de grava en

agujero descubierto, y los tratamientos de frac-turamiento y empaque se ejecutan utilizandoalta presión, lo que obliga a la grava a ingresaren los intersticios de la región vecina al pozo.Esta presión actúa probablemente aislando elflujo proveniente de las vetas o láminas de altapermeabilidad, que de lo contrario podría produ-cir los efectos de boquilla responsables de lafalla de muchos cedazos. Los tratamientos defracturamiento y empaque han constituido unapráctica tradicional en el Golfo de México. Esopuede sesgar los datos ya que los sistemas se uti-lizan para fracturar a través de barreras y deeste modo mezclan la producción provenientede numerosas areniscas. Esto dispersa el flujo de

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> Corrosión del cedazo. Los cedazos de arena se fabrican de acero inoxi da -ble para tolerar la rigurosidad del ambiente químico de fondo de pozo. Noobstante, bajo ciertas condiciones, estos cedazos pueden ser afectados porla corrosión. Tal es el caso de las partes de un cedazo (extremo superior),recuperadas de un cedazo defectuoso en un pozo de Trinidad, que luego selavaron en el ex Laboratorio de Investigación de Amoco en Tulsa (extremoinferior). El problema era la fragilización causada por la formación de fisuraspor tensión, que es común en los cedazos de acero inoxidable instalados enambientes con alto contenido de cloruro. A modo de escala, se muestra unaregla graduada en centímetros. (Fotografía, cortesía de BP).

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las vetas de alta permeabilidad a través de unasección más vasta del empaque, creando menoscarga de flujo sobre el cedazo. Por último, en elGolfo de México, es común drenar las zonas rápi-

damente y trasladarse a otras zonas; por estemotivo, puede suceder que los cedazos seansacados de servicio antes de que los problemasde aplicación o de diseño provoquen su falla.

Eliminación de los problemasEn los últimos años, presionados por los altoscostos y la contracción de la oferta de equipos determinación de pozos marinos y la proliferaciónde pozos submarinos, los operadores han bus-cado ansiosamente métodos de intervención depozos que no requieran equipos de terminaciónde pozos para manejar los cedazos taponadospor la migración de finos. Una de las respuestasde la industria de servicios ha sido la imple -mentación de soluciones químicas medianteoperaciones efectuadas a través de la tubería deproducción; soluciones derivadas de las utiliza-das para tratar los depósitos de incrustacionesen las paredes interiores de la tubería de pro-ducción.

La producción proveniente del Campo Bijupirade Shell, situado en la Cuenca de Campos, es laprimera correspondiente a un operador interna-cional en el área marina de Brasil. Desde laprimera gota de petróleo producida en agosto de2003, el campo había alcanzado una meseta de

producción de aproximadamente 50,000 bbl/d[8,000 m3/d] para el año 2004, antes de que se pro-dujera su declinación a 15,000 bbl/d [2,400 m3/d]al cabo de menos de dos años. Esta reducciónrápida fue atribuida al incremento del corte deagua y a la declinación de los regímenes de pro-ducción. La mayor parte de la producción delcampo proviene de tres de sus siete pozos deproducción, Q, T y S, que en su totalidad produ-jeron petróleo casi seco; con cortes de aguainferiores al 10%. La producción combinada deesos tres pozos había caído desde un pico de40,000 bbl/d [6,400 m3/d] a 8,000 bbl/d [1,300 m3/d].Las declinaciones producidas en los Pozos Q y Tfueron graduales y constantes a lo largo deltiempo, con tasas exponenciales del 60% anual.La declinación del Pozo S se produjo en formarepentina durante un proceso de rutina de in -yección forzada de inhibidor de incrustaciones,llevado a cabo utilizando procedimientos y quí-micos que habían demostrado ser exitosos enotros pozos del campo.

Para fines del año 2004, una inspección depozos de rutina confirmó que estas declina cionesno eran el resultado de un proceso de agotamientode presión causado por la compartimentalizacióndel yacimiento. Por el contrario, el análisis efec-tuado por los ingenieros de Shell y Schlumbergerreveló que los pozos se en contraban deteriorados.Después de considerar numerosas posibilidades,los ingenieros llegaron a la conclusión de que lacausa más probable era la migración de finos dela formación a través de la grava incorrectamentedimensionada de los empaques de grava de másde 600 m [2,000 pies] de largo. Estos finoshabrían taponado los cedazos. Si bien la acumula-ción de incrustaciones se consideró una causasecundaria, significativamente menos probable,se tomó la decisión de encarar el tratamiento deambas causas en un enfoque consistente en dosfases. Los pozos se tratarían primero con un sis-tema disolvente de incrus taciones a base desulfato de bario [BaSO4] bombeado a través detubería flexible (CT), seguido de un tratamiento deestimulación ácida para eliminar los finos de loscedazos de empaque de grava y del empaque degrava de la región vecina al pozo.

Se implementó un programa de pruebas a finde asegurar que los químicos y el ácido no daña-ran la formación, los materiales de la termi nación,o las partes altas de la embarcación de produc-ción, almacenamiento y descarga (FPSO) haciala que los pozos llevan la producción. El sistemaácido debió ser diseñado de manera tal de nogenerar ácido sulfhídrico [H2S], disolviendo almismo tiempo las incrustaciones presentes en latubería de producción o los minerales de la for-mación, y el tratamiento tuvo que ser refluido

5. Para obtener más información sobre la compactación,consulte: Doornhof D, Kristiansen TG, Nagel N, Pattillo P y Sayers C: “Compactación y subsidencia,” OilfieldReview 18, no. 3 (Invierno de 2006/2007):50–69.

6. Los finos comprenden diferentes materiales, tales comolas arcillas (filosilicatos de menos de 4 micrones) y loslimos (silicatos o aluminosilicatos cuyos tamaños oscilanentre 4 y 64 micrones). La caolinita y la ilita son lasarcillas migratorias más comunes. La migración de finoshace que las partículas suspendidas en el fluidoproducido obturen las gargantas de poros cerca delpozo, reduciendo su productividad.

7. Para obtener más información sobre fallas en el control de la producción de arena, consulte: Arukhe J,Uchendu C y Nwoke L: “Horizontal Screen Failures inUnconsolidated, High-Permeability SandstoneReservoirs: Reversing the Trend,” artículo SPE 97299,presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Dallas, 9 al 12 de octubre de 2005.Acock et al, referencia 1.Ali S, Dickerson R, Bennett C, Bixenman P, Parlar M,Price-Smith C, Cooper S, Desroches J, 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 (Otoñode 2001): 52–75.Ali S, Norman D, Wagner D, Ayoub J, Desroches J,Morales H, Price P, Shepherd D, Toffanin E, Troncoso J yWhite S: “Método combinado de estimulación y controlde la producción de arena,” Oilfield Review 14, no. 2(Otoño de 2002): 32–53.

> Taponamiento del cedazo. Estando muchos de los trayectos de flujo del cedazo reducidos por pro -blemas de taponamiento durante la producción, el incremento de la velocidad de flujo erosiona yagranda los trayectos restantes hasta que la arena puede pasar a través de ellos. En otros casos,como se observa en esta fotografía, la presión se incrementa a lo largo del cedazo taponado hastaque éste colapsa. La mayoría de las fallas de los cedazos tienen su origen en un proceso de tapo na -miento. Se calcula que 1 gramo de una sustancia, cuyo tamaño es de menos de 44 micrones, contieneaproximadamente 1 millón de partículas. Si esas partículas son móviles y pueden formar puentes, tardeo temprano taponarán un cedazo a pesar de su tamaño diminuto.

rápidamente sin perturbar las operaciones FPSOen curso. Finalmente, el plan requería un gradorazonable de divergencia química a lo largo de lostramos horizontales largos para garantizar el tra-tamiento uniforme de los cedazos y la formación.8

Para evitar problemas de incompatibilidadentre el ácido bombeado y la unidad FPSO, secontrató una embarcación de perforación paraque actuara como plataforma de operacionesdesde la cual trabajar. El ácido se colocó direc -tamente a lo largo de los cedazos utilizandotubería flexible, con el fin de evitar cualquierinquietud relacionada con el hecho de que elácido crudo pudiera dañar los sellos del equipode terminación de pozos submarinos o el pozo

mismo. Las posibilidades de que el tratamientode estimulación fuera uniforme a lo largo de losempaques de grava y la limpieza de los cedazosresultara óptima, fueron mejoradas mediante elempleo de una herramienta de eliminación deincrustaciones a chorro Jet Blaster, colocada enel extremo de la tubería flexible (arriba).

Esta configuración asegura además que seimparta energía al fluido en el punto de inyec-ción, de manera que el ácido llegue hasta lasporciones inferiores del agujero descubierto. Lautilización de tubería flexible altera el tiempo decontacto relativo del ácido en zonas independien-tes y de este modo aborda la compleja re la ciónexistente entre la velocidad de cambio del factor

de daño de cada zona y la distribución del ácidoen el pozo.9

Los ingenieros reconocieron que una posibledesventaja de la utilización de tubería flexibleen este caso es la limitación de la velocidad debombeo, particularmente porque la profundidadde penetración del tratamiento es en esenciauna función de la tasa de inyección. Con laayuda del software de eliminación de incrusta-ciones Jet Advisor, se simularon las mejorespresiones y tasas para optimizar la efectividaddel flujo y la presión, junto con una rotaciónconstante de las boquillas de chorro (abajo).Además, se utilizó el software de diseño y eva-luación de la tubería flexible CoilCADE paraverificar las fuerzas y los esfuerzos de dichatubería y la dinámica hidráulica del pozo. Con elsoftware de simulación geoquímica Virtual Labse evaluó el posible daño a la formación, pro -ducido como consecuencia de las reaccionessecundarias y terciarias existentes entre todoslos productos incluidos en el tratamiento.10 Elácido fue mezclado continuamente por cargas, yno se manipuló ningún volumen de ácido fluorhí-drico [HF] líquido ya que sería generado por lareacción entre el ácido clorhídrico [HCl] y elbifluoruro de amonio [NH5F2].11

En cada pozo las operaciones comenzaroncon tratamientos de disolución de incrustacio-nes que redujeron las presiones de boca de pozo.Las estimulaciones ácidas se iniciaron una vezque los disolventes de incrustaciones fueronrefluidos a la unidad FPSO. Cuando el ácido fór-

10 Oilfield Review

> Servicio Jet Blaster. Colocadas en el extremo de la tubería flexible, las boquillas de carburo Jet Blaster,con eliminadores de remolinos, incrementan la eficiencia hidráulica, mientras que el anillo de deri va -ción controla la tasa de penetración, eliminando la necesidad de pasos múltiples.

> Software Jet Advisor. Después de seleccionar un tamaño de tubería flexible (CT), el ingeniero ingresa los datosde pozos y fluidos a ser utilizados por el software Jet Advisor con el fin de calcular la velocidad de bombeomáxima a través de dicha tubería y, de ese modo, la velocidad anular máxima posible. La velocidad de bombeoindicará además la caída de presión de la boquilla, según el tamaño de cada boquilla. La herramienta Jet Blasterreque rirá un mínimo de 1,500 lpc [10.3 MPa] a lo largo de la boquilla para rotar el cabezal. En base a los datosprece dentes, el software Jet Advisor seleccionará uno de los cuatro tamaños de boquillas y cabezales de boqui -llas estándar para maximizar la velocidad de penetración y la potencia de las boquillas dadas las especificacionesdel usuario. El desempeño de la boquilla varía con las condiciones específicas de fondo de pozo (izquierda), y laselección de la boquilla se basa en el desarrollo de la potencia de lanzamiento máxima posible, en el ambientede pozo existente. Para ayudar a seleccionar las boquillas de chorro correctas, el tamaño de la tubería flexible yel fluido a bombear, es necesario determinar las caídas de presión que se desarrollan a lo lago de la tuberíaflexible, a través de las boquillas de chorro, del conjunto de fondo de pozo (BHA), y del espacio anular (derecha).

Tubería base antesdel tratamiento

Atomización Jet Blaster

Envoltura de alambreantes del tratamiento

Tubería base despuésdel tratamiento Jet Blaster

Envoltura de alambre despuésdel tratamiento Jet Blaster

140

120

100

80

60

40

20

00.07 0.09 0.11 0.13 0.15 0.17 0.19 0.21 Ca

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6,000

5,000

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Pote

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Diámetro de la boquilla radial, pulgadas0.06 0.08 0.10 0.12 0.14 0.16

Diámetro de la boquilla radial, pulgadas

Boquilla descendenteBoquilla radial

CTBHAEspacio anularBoquilla

Otoño de 2007 11

mico de la primera etapa hizo contacto con laformación, las presiones de boca de pozo seredujeron hasta alcanzar 50 lpc [0.344 MPa] enel Pozo Q, y 0 lpc en los otros dos pozos. La pre-sión de boca del Pozo Q cayó hasta alcanzar 0 lpcdurante el tratamiento principal, antes de caerpor debajo de la presión hidrostática (derecha).

Después de la limpieza, las pruebas determi-naron que la productividad de los tres pozos sehabía incrementado en un factor cercano a 10.Antes del tratamiento, los pozos producían porlevantamiento artificial y con caídas de presiónde aproximadamente 2,000 lpc [14 MPa]. Des-pués, produjeron por flujo natural con caídas depresión de 300 a 400 lpc [2 a 3 MPa]. El plan ini-cial apuntaba a limitar el riesgo de migración definos mediante la limitación de la caída depresión y el mantenimiento de la producción enaproximadamente 6,000 bbl/d [950 m3/d] porpozo. Los tres pozos fueron puestos en marchacon una producción acumulada de 17,460 bbl/d[2,780 m3/d] de petróleo. No obstante, transcu-rridos varios meses de condiciones inalteradas,Shell comenzó a incrementar la tasa de flujo, ypara octubre de 2006, la producción del Pozo Sse incrementó hasta alcanzar aproximadamente7,000 bbl/d [1,100 m3/d], con incrementos simi-lares en los pozos T y Q en los meses siguientes.Para marzo de 2007, los pozos T y S producíanaproximadamente 8,000 bbl/d, y el pozo Q sehabía estabilizado en 6,000 bbl/d. Para mayo de2007, los tratamientos se habían traducido en 2 millones de bbl [318,000 m3] de petróleo incre-mentales, mientras que las pruebas del factor dedaño confirmaron indicaciones de que no habíamigración de finos.12

Operaciones de salvamentoPara manejar las formaciones con propensión ala producción de arena, también se han utilizadoresinas y métodos de control del contraflujo deapuntalante junto con las terminaciones sin ce -dazos.13 Las terminaciones sin cedazos requierenun enfoque integrado que comprende la carac -terización de yacimientos, las operaciones dedisparos, las operaciones de intervención contubería flexible, la acidificación de la matriz, laconsolidación con resinas, el fracturamientooptimizado con control del contraflujo de apunta-lante, y la prevención de la migración de finos.14

Una de las principales atracciones de estasterminaciones sin cedazos es que pueden efec-tuarse a través de la tubería de producción, sinel costo que implica movilizar un equipo de ter-minación de pozos. Además, estas terminacionesexhiben factores de daño más bajos que las téc-

nicas de empaque de grava convencionales y norestringen el acceso al pozo. En los campos enproceso de maduración, los sistemas sin cedazosson especialmente adecuados para las termina-ciones iniciales por su economía y capacidadpara detener la migración de finos sin sacrificarla producción.

Estos mismos atributos hacen que las termi-naciones sin cedazos resulten adecuadas parareingresar en los pozos con el fin de producir lasreservas dejadas detrás de la tubería en forma-ciones con propensión a la producción de arena.Su atracción se maximiza cuando esas reservasson demasiado pequeñas para justificar el costoque implica movilizar un equipo de terminaciónde pozos. Por ejemplo, al descubrir que el ce -dazo de arena de un empaque de grava, de malla40/60 colocado en un pozo del Mar Adriático,estaba casi totalmente obturado con finos, Eni

optó por sellar primero la terminación existentey luego redisparar el cedazo utilizando pistolasoperadas con cable. A continuación, se estimulóel intervalo con un tratamiento de fracturamientocon control del crecimiento longitudinal de lafractura (o con arenamiento inducido, TSO), y secolocó un cedazo en la sección disparada a tra-vés de la tubería de producción.15 Un agentemodificador de superficie ayudó a prevenir lamigración de finos y el taponamiento del empa-que de grava. Un segundo pozo del mismo campofalló cuando la acción de la arena producida y elapuntalante produjo un proceso de erosión através de un cedazo de una terminación confracturamiento y empaque. El pozo fue refractu-rado a través del orificio del cedazo y se aplicóuna resina al apuntalante para fijarlo en sulugar, reparando de ese modo el cedazo dañadosin restringir el área de flujo.16

8. Los fluidos inyectados tienden a seguir el trayecto demenos resistencia, lo que a menudo hace que las zonasmenos permeables reciban un tratamiento inadecuado.Mediante la utilización de medios de divergencia mecáni -cos o químicos, el tratamiento puede ser orientadohacia las zonas que requieren más tratamiento.

9. Cuando el ácido se bombea en la formación en formaforzada (bullheaded), puede disolver la obturación definos que encuentra primero y de este modo crear untrayecto de flujo para que el ácido remanente ingreseen la formación. En consecuencia, el ácido remanente fluiría en la primera zona y no alcanzaría el resto de las zonas afectadas.

10. Para obtener más información sobre el software VirtualLab, consulte: Ali S, Frenier WW, Lecerf B, Ziauddin M,Kotlar HK, Nasr-El-Din HA y Vikane O: “Pruebasvirtuales: La clave de un proceso de estimulación,”Oilfield Review 16, no. 1 (Verano de 2004): 62–73.

11. El daño creado por los finos usualmente se localizadentro de un radio de 1 a 1.5 m [3 a 5 pies] del pozo, pero también puede producirse en las operaciones determinación con empaque de grava. En las formacionesde areniscas, se utilizan mezclas de ácido fluorhídrico[HF] para disolver los finos presentes. En las formacio nescarbonatadas, el objetivo no es disolver sino dispersarlos finos en los agujeros de gusanos, por lo que se utilizaácido clorhídrico [HCl] como fluido de tratamiento.

12. Bogaert P, Cavazzoli G, Pérez DR, Guimaraes C, TrummerS y Lungwitz B: “World’s First Combined Acid Stimulationof Horizontal Openhole Gravel-Pack Application ofCoiled-Tubing, Dynamically Positioned Vessel, andFloating Production, Storage, and Offloading, DeepwaterOffshore Brazil,” artículo SPE 106546, presentado en la

> Un enfoque doble en tres pozos de Brasil. La reducción de la presión de boca de pozo (WHP), durantee inmediatamente después del tratamiento ácido y del tratamiento para eliminar las incrustaciones,indica la remoción exitosa de los finos que habían estado taponando los cedazos de arena en cadauno de los tres pozos del Campo Bijupira, situado en el área marina de Brasil.

Nombre del pozo

Q

S

T

WHP previaal tratamiento

1,100 lpc [7.6 MPa]

560 lpc [3.8 MPa]

410 lpc [2.8 MPa]

WHP posterior al tratamientopara eliminar las incrustaciones

760 lpc [5.2 MPa]

5 lpc [0.03 MPa]

11 lpc [0.076 MPa]

WHP posterior altratamiento ácido

0 lpc

0 lpc

0 lpc

Conferencia y Exhibición sobre Tubería Flexible e Intervención de Pozos de las SPE/ICoTA, TheWoodlands, Texas, 20 al 21 de marzo de 2007.

13. Para obtener más información sobre terminaciones sin cedazos, consulte: Acock A, Heitmann N, Hoover S,Malik BZ, Pitoni E, Riddles C y Solares JR: “Métodos decontrol de la producción de arena sin cedazos,” OilfieldReview 15, no.1 (Verano de 2003): 40–57.

14. Para obtener más información sobre operaciones dedisparos para el control de la producción de arena,consulte: Bruyere F, Clark D, Stirton G, Kusumadjaja A,Manalu D, Sobirin M, Martin A, Robertson DI yStenhouse A: “Nuevas prácticas para mejorar lasoperaciones de disparos,” Oilfield Review 18, no. 3(Invierno de 2006/2007 de 2006): 18–35.

15. A la hora de fracturar formaciones de alta permeabili dad,son preferibles las fracturas anchas y altas frente a lasque se extienden a gran distancia del pozo. Este tipo deconfiguración se obtiene con tratamientos de frac tura -miento con control del crecimiento longitudinal de lafractura (o con arenamiento inducido, TSO), una vez que la fractura se ha abierto la distancia deseada conrespecto al pozo. El diseño TSO se logra permitiendo laadmisión del fluido de fracturamiento en la formación,hasta el punto en que existe fluido insuficiente comopara mantener en suspensión el apuntalante asociado.

16. Lightford SC, Pitoni E, Emiliani CN, Devia F y Valli V:“Rigless Interventions to Failed Gravel-Pack Gas WellsUsing New Resin Systems,” artículo SPE 98263,presentado en el Simposio y Exhibición Internacional de la SPE sobre el Control del Daño de la FormaciónLafayette, Luisiana, 15 al 17 de febrero de 2006.

Recientemente, Chevron apalancó las termi-naciones sin cedazos provistas por Schlumbergerpara incrementar en forma sustancial el retornode su inversión en una serie de seis pozos de uncampo maduro del Golfo de México. En cada unode los pozos, las técnicas incluyeron la optimiza-ción de la fase y el tamaño de los disparos, laconsolidación de la región vecina al pozo, elfracturamiento TSO y el manejo de los finos paraexplotar las reservas que se encuentran detrásde la tubería (arriba). El equipo de trabajo uti-

lizó los sistemas de consolidación de arena conresina de furano K300 en los seis pozos y, enbase a las lecciones aprendidas en el tercerpozo, un inhibidor de finos en los tres últimos.

De las seis terminaciones, los Pozos A, B, C yF, se encuentran en un campo que ha estado enproducción desde la década de 1960. Si bienhabían sobrepasado los niveles de producciónpico, aún contenían varias formaciones pequeñasde reservas limitadas, que en su totalidad reque-rían algún sistema de control de la producción de

arena. Para justificar la terminación de estaszonas sin explotar, era esencial que fueran termi-nadas de la forma más económica posible sinsacrificar la productividad. Un quinto pozo, elPozo D, fue terminado en un yacimiento agotado ,que incluía cuatro terminaciones sin control de laproducción de arena. El sexto, el Pozo E, tambiénfue terminado en un yacimiento agotado, con dosterminaciones previas; un empaque de grava yuna zona inferior terminada en forma natural.17

Los ingenieros de proyectos utilizaron el software de análisis del sistema de producciónPIPESIM para efectuar un análisis nodal encada pozo y modelar su yacimiento y su termina-ción con el fin de determinar los regímenes deproducción para una caída de presión dada. Elmodelo PIPESIM se carga con las propiedadesdel yacimiento obtenidas de los registros depozos, la historia de producción y los datos depermeabilidad del yacimiento, calculados a par-tir de las respuestas de la presión registradasdurante el tratamiento de estimulación por frac-turamiento hidráulico. Luego, los ingenierosaplicaron pautas de limitación de la caída de pre-sión para las terminaciones sin cedazos, basadasen la experiencia y en las limitaciones conocidasdel aditivo para el control del contraflujo deapuntalante con fibras, con el fin de evitar el con-traflujo de apuntalante y la pro ducción de arena.Después del inicio de la producción, el equipomonitoreó exhaustivamente las tasas y las presio-nes y las comparó con el análisis nodal, no sólopara asegurar que la caída de presión no exce-diera el límite fijado por las pautas sino tambiénpara cuantificar el desempeño de la terminaciónmediante el cálculo del factor de daño total.

Para los pozos con una larga historia de pro-ducción, se utilizó el software de análisis de pozosProCADE a fin de ajustar esa historia a un modelode balance de materiales con el objetivo de deter-minar los parámetros del yacimiento, tales comopermeabilidad, factor de daño total y tamaño delyacimiento. El software ProCADE no sólo evalúael desempeño de las terminaciones sino queademás se puede aplicar en la fase de reconoci-miento de candidatos para estimar las reservasremanentes y, de ese modo, determinar la factibi-lidad económica de una operación de terminaciónsin cedazos. Este software permite que los res-ponsables de la planeación utilicen los ajusteshistóricos de producción, además del análisisnodal, para determinar si pueden lograrse losregímenes de producción previstos en función dela limitación de la caída de presión.

12 Oilfield Review

> Intervención sin equipo de terminación de pozos. A través del empleo de técnicas de disparos ópti -mas, resinas y tratamientos de fracturamiento con control del crecimiento longitudinal de la fractura(o con arenamiento indu cido, TSO), se puede evitar la migración de arena y finos sin necesidad de unequipo de terminación de pozos. La resina, utilizada con fines de reme diación en seis pozos de Chevronsituados en el Golfo de México, trabaja a través de reacciones de polimerización cuando se inyectaen formación sueltas o no consolidadas en la matriz de la región vecina al pozo. La resina se curaconvirtiéndose en un plástico duro que adhiere las partículas de arena no consolidadas. Los finos sonpeligrosos sólo si se vuelven móviles. Para estabilizar la región vecina al pozo en forma adicional fuenecesario un tratamiento con inhibidor de finos. El inhibidor utiliza tres fluidos: un sur factante, unmonómero y un iniciador. Está diseñado para ser bombeado después de un tratamiento ácido y dejauna película ultra delgada alrededor de los granos de arena, inmovilizando efectivamente los finosmediante su fijación a la superficie de la roca.

Disparos óptimos

Consolidación con resina

Fracturamiento TSO a través de la matriz consolidada

Otoño de 2007 13

El Pozo A posee cuatro zonas que siguen siendoproductivas pero que requieren control de laproducción de arena. Los intervalos están sepa-rados por un total de apenas 60 m [200 pies].Habitualmente, esta separación pequeña re -queriría que el operador utilizara un equipo determinación de pozos para instalar los cedazosque, a su vez, obligaría a utilizar dichos equipos ala hora de extraer y volver a bajar los cedazosdurante las operaciones de reterminación futuras.Por ende, se planeó la ejecución de una termina-ción sin cedazos, consistente en el disparo de lazona de interés, la inyección de resina para la con-solidación de la arena, el frac tu ra miento concontrol del contraflujo de apuntalante confibras, y la extracción del apuntalante del pozomediante lavado con tubería flexible. El inter-valo fue disparado para lograr un nivel deproductividad óptimo con el tratamiento de frac-turamiento, asegurando al mismo tiempo que setrataran los túneles de los dis paros. Como setrataba de una formación consolidada, el trata-miento de fracturamiento incluyó un diseño TSOcon suficiente contraste de conductividad entrela fractura y la formación como para reducir almínimo la caída de presión. Se utilizó un apunta-lante revestido de resina, con un aditivo paracontrol del contraflujo de apuntalante con fi -bras, con el fin de estabilizar el apuntalante enla fractura sin dispositivos mecánicos, talescomo los cedazos.

El operador anticipaba un régimen de pro-ducción de 200 bbl/d [32 m3/d], pero después deltratamiento, el pozo produjo 500 bbl/d [80 m3/d]de petróleo y 2.5 MMpc/d [70,800 m3/d] de gas.Una cantidad considerable de arena provenientede una zona inferior, dejada detrás de la tubería,obligó a cerrar el pozo 18 meses después de laproducción inicial. El episodio confirmó que laterminación sin cedazos no producía arena niapuntalante. El pozo fue puesto en producciónnuevamente después de la instalación de unempaque de grava con tubería flexible en la zonainferior problemática.

El impulsor económico para el Pozo B estabadado por las reservas de gas limitadas. La termi-nación original de este pozo no incluyó ningúnmétodo de control de la producción de arena. Noobstante, cuando la terminación natural produjoarena, se restringió el régimen de produccióndel pozo y éste no pudo seguir satisfaciendo losrequerimientos de gas previstos de 1 MMpc/d[28,300 m3/d]. El objetivo para los ingenieros de

Schlumberger era doble: controlar la arena eincrementar la producción. La arena fue elimi-nada del pozo antes de inyectar en la formaciónuna mezcla de ácido de matriz y fluido de conso-lidación utilizando tubería flexible. El pozo fuefracturado utilizando un apuntalante revestidode resina y fibras antes de extraer por lavado elexceso de lechada de fracturamiento. Los resul-tados fueron el fin de la producción de arena yregímenes de producción de gas que alcanzaron3.2 MMpc/d [90,600 m3/d], con una presión deflujo en la tubería de producción de 1,100 lpc[7.6 MPa], con lo que su producción de 800 Mpc/d[23,000 m3/d] previa al tratamiento se incre-mentó cuatro veces.

El objetivo del Pozo C era una zona pro -ductiva pasada por alto. La configuración de laterminación existente—un empaque de gravapor debajo de la zona de interés—no permitía laimplementación de un método de control de laproducción de arena tradicional sin transportarprimero un equipo para extraer la terminaciónoriginal. Por cuestiones de economía, después dedisparar primero la tubería de revestimiento conla tubería de producción en su lugar, las op cio neseran desplegar un cedazo y un tratamiento deempaque de grava a través de la tubería de pro-ducción, o un sistema sin cedazos a través de latubería de producción. Se eligió la segunda, y seinstaló en forma similar a los dos pozos previos.

Después de la operación de reparación, el pozoprodujo sin arena a razón de 600 bbl/d [95 m3/d]de petróleo—200 bbl/d más que lo esperadoantes de la operación—y 3.5 MMpc/d [99,100 m3/d]de gas, con un factor de daño posterior al trata-miento de estimulación de 0.5. No obstante, dosmeses después, el pozo comenzó a producir sóli-dos de grano muy fino a través del empaque deapuntalante. El operador efectuó un tratamientode control de finos e instaló un cedazo de airea-ción. La producción se redujo a 350 bbl/d [56 m3/d]de petróleo y 1 MMpc/d de gas, con una caída depresión de 1,000 lpc [6.9 MPa]. Como conse-cuencia, se incluyó un sistema de control definos en los tres diseños siguientes de tratamien-tos de pozos.

El Pozo D posee cuatro terminaciones exis-tentes, todas naturales y aisladas con el tiempo.Antes de cerrar el pozo como consecuencia de laproducción de arena en las etapas tardías de suvida productiva, su última terminación habíapermitido que produjera durante cinco años conregímenes finales de 108 bbl/d [17 m3/d] de

petróleo, 485 Mpc/d [13,735 m3/d] de gas, y1,100 bbl/d [175 m3/d] de agua. Era necesario untratamiento de fracturamiento hidráulico paraalcanzar los objetivos de producción del operador,de 350 bbl/d de petróleo o 1,750 bbl/d [280 m3/d]de fluido con un corte de agua del 80%.

Esa decisión, a su vez, redujo las opcionesdisponibles para el control de la producción dearena a una terminación sin cedazos o bien auna terminación con cedazo de aireación efec-tuada a través de la tubería de producción. Sinembargo, se optó por una terminación sin ceda-zos dado que un sistema de cedazo de aireacióncrearía caídas de presión adicionales, incremen-taría la complejidad operacional y limitaría lasopciones de reparación futuras. El procedi-miento difería de los pozos previos de la serie enque se utilizaban los disparos existentes y seincluía el control de finos en el diseño. Puestonuevamente en producción inmediatamente des-pués del tratamiento, el pozo excedió los objetivos,con producciones de 500 bbl/d [80 m3/d] de petró-leo, 130 Mpc/d [3,700 m3/d] de gas y 516 bbl/d[82 m3/d] de agua.

Los pozos E y F también constituyeron ter -minaciones sin cedazos exitosas. La zona deinterés del Pozo E no había sido explotada pre-viamente, por lo que se aplicaron prácticasóptimas de disparos y emplazamiento de fluidos.Con una producción de 250 bbl/d [40 m3/d],fijada como objetivo, este pozo también superólas expectativas iniciales mediante la produc-ción inicial de 367 bbl/d [58 m3/d] de petróleo,306 Mpc/d [8,665 m3/d] de gas y 245 bbl/d[39 m3/d] de agua.

El Pozo F, ubicado en el mismo campo ma -duro que los pozos A, B y C, corresponde a laprimera terminación sin cedazos efectuadadetrás de la tubería de producción y de la tube-ría de revestimiento, y entre dos empacadorespara producción existentes y dos zonas termina-das con empaque de grava, agotadas y aisladas.Como resultado de esta configuración, la zona deinterés fue disparada tanto a través de la tuberíade producción como a través de la tubería derevestimiento. La operación concluyó con éxito,

17. Wise MR, Armentor RJ, Holicek RA, Gadiyar BR,Bowman MD, Hansen RA y Krenzke SN: “ScreenlessCompletions as a Viable Through-Tubing Sand ControlCompletion,” artículo SPE 107440, presentado en laConferencia Europea sobre Daño de la Formación de la SPE, Scheveningen, Países Bajos, 30 de mayo al 1º de junio de 2007.

aunque lo que se esperaba fuera una zona de 200 a 300 bbl/d [32 a 47 m3/d] resultó ser encambio una zona gasífera con una producción de 1.4 MMpc/d [39,600 m3/d] (arriba).

En los seis casos, la opción menos riesgosapara el control de la producción de arena era unempaque de grava convencional o un tratamientode fracturamiento y empaque. Pero la renta -bilidad de estos pozos, particularmente los queposeían reservas remanentes cuestionables olimitadas, no permitía sustentar el costo de unequipo de terminación. Más allá del abandono,las alternativas tradicionales incluían operacio-nes de disparos sin control de la producción de

arena, operaciones de disparos con consolidaciónquímica e instalación de un cedazo autónomo;tratamientos de empaque de grava, cedazos conempaque de grava, o cedazos con tratamientosde fracturamiento y empaque, todos éstos a tra-vés de la tubería de producción. Todas estasopciones poseen beneficios económicos con res-pecto a las soluciones basadas en el empleo deequipos de terminación de pozos pero tambiéndesventajas, tales como la necesidad de utilizarequipos de terminación de pozos para las repara-ciones futuras, o el hecho de comprometer laproducción a través de áreas de flujo restringido.Por el contrario, las soluciones sin cedazos, utili-

zadas para los pozos candidatos correctamenteseleccionados, ofrecen una alternativa que in -cluye la optimización de la producción y elcontrol de la producción de arena.

Cedazo en otro cedazoLos sistemas de cedazos de arena expansibles(ESS) constituyen un producto relativamentenuevo para el manejo de la producción de arena.Resultan atractivos en aplicaciones de termina-ciones en agujeros descubiertos por su fácilinstalación y, como no utilizan medio filtrante,generan un factor de daño bajo. Estas caracterís-ticas hacen que el cedazo ESS sea un medioefectivo para controlar la producción de arena enel Campo Niungo, situado en el área terrestre deGabón. Este yacimiento de arenisca, intensa-mente no consolidado, con una permeabilidadque oscila entre 0.5 y 2 darcies, requiere un sis-tema de control de la producción de arena. Elcrudo parafínico de 31°API, es acompañado de250 ppm de H2S. La presión inicial del yacimientofue de 1,091 lpc [7.5 MPa] con una temperaturade fondo de pozo de 43°C [109°F] y una relacióngas/petróleo de 200 Mpc/bbl [36 millones de m3/m3].

La compañía operadora Perenco terminó elprimero de los tres pozos del área prospectivacon un empaque de grava en el pozo entubado.La segunda fase de desarrollo consistió en 23 pozos,en los que se utilizaron cedazos de arena expan-sibles en agujero descubierto con una mallaespecial de 230 micrones. En la tercera fase dedesarrollo, concluida en forma más reciente, seutilizaron empaques de grava en agujero descu-bierto y cedazos autónomos. Para las termina cionessuperiores, los pozos del Campo Niungo requie-ren métodos de levantamiento artificial. En lamayor parte de los pozos del campo, se han ins-talado sistemas de bombeo eléctricossumergibles (ESP) y algunas bombas de cavidadprogresiva (PCP).

Después de la segunda fase de desarrollo,numerosos pozos ESS experimentaron problemasde duración funcional de las bombas. El aná lisisindicó que las causas principales incluían losaltos índices de producción de arena, la presen-cia de obturación por gas, las fallas eléctricas y

14 Oilfield Review

> Un logro sin precedentes para las operaciones de terminación sin ceda zos.La metodología de remediación para el control de la producción de arena através de la tubería de producción, es aplicable a los sistemas de control dela producción de arena defectuosos y para la recuperación de reservas pa -sadas por alto en formaciones que requieren control de la producción dearena. Esto último es particularmente atractivo para los operadores, dadoque muchas reservas pasadas por alto quedaron detrás de la tubería porser relativamente pequeñas y, en consecuencia, no resultarían rentables si requirieran una operación de reterminación utilizando un equipo de termi -nación de pozos. Chevron acaba de experimentar un primer logro en laexplotación de reservas dejadas detrás de la tubería. Después de taponarprimero las formaciones inferiores agotadas, la compañía llevó a cabo unaoperación de terminación sin cedazo detrás de la tubería de producción yde la tubería de revestimiento entre dos empacadores de producciónexistentes, y dos zonas agotadas y terminadas con empaque de grava.

Resina consolidada Redisparos

Fracturamiento

18. Powers B, Edment B, Elliot F, Gilchrist J, Twynam A yParlar M: “A Critical Review of Chirag Field CompletionsPerformance–Offshore Azerbaijan B,” artículo SPE 98146,presentado en el Simposio y Exhibición Internacional dela SPE sobre el Control del Daño de la FormaciónLafayette, Luisiana, 15 al 17 de febrero de 2006.

Otoño de 2007 15

las fallas de los sistemas ESP. La arena producida,extraída a 806 m [2,644 pies] con un dispositivoespecial (sand bailer), era demasiado grandecomo para haber pasado a través de un tejido de230 micrones, y lo que se veía en el microscopiodecididamente no era contaminación (abajo).Sin dudas, el control activo de la producción dearena había fallado pero la causa era incierta.

Durante sus dos primeros años de producción,se efectuaron siete reparaciones en el Pozo 26 del Campo Niungo, incluyendo el cambio de unsistema ESP por un sistema PCP. No obstante,los problemas de producción errática, obtura-ción por gas y producción de arena continuaron,de manera que el operador decidió incluir unproceso de control de la producción de arenacon fines de remediación antes de volver a bajaruna bomba nueva. Dado que el diámetro internomás pequeño del cedazo ESS era de 4.88 pulga-

das, se tomó la decisión de solicitar dos tamaños decedazos con fines de remediación, 27⁄8 pulgadas (3.6 pulgadas de diámetro externo máximo) y 31⁄2 pulgadas (4.25 pulgadas de diámetro externomáximo). Se seleccionó un cedazo de acero ino-xidable MeshRite porque mantendría laintegridad del pozo ESS y retendría las partícu-las más grandes que po drían ingresar en elcedazo ESS defectuoso, creando un empaquenatural en su interior. La reparación se efectuócon una unidad de entubado bajo presión (snub-bing unit), propiedad de Perenco, y dado que elpetróleo del Pozo 26 del Campo Niungo es para-fínico, se limpió primero con agua caliente y gelviscoso utilizando tubería flexible.

Utilizando tubería flexible de 11⁄2 pulgadas, selimpió el pozo con agua a 80°C [176°F], con 2%de cloruro de potasio [KCl]. A una profundidadde 814 m [2,670 pies], se halló una obstrucción yse agregó gel para llegar al fondo. Luego, loscedazos para tuberías de revestimiento cortas de27⁄8 pulgadas con fines de remediación, pudieroncolocarse sólo a una profundidad medida de 827 m[2,713 pies], dentro del cedazo ESS. El tope delcedazo ESS se encontraba a 816 m [2,677 pies] ysu parte inferior a 837 m [2,746 pies], lo que pudohaber sido un resultado del daño del cedazo ESS.

Después de la instalación del cedazo MeshRite,el pozo fue puesto en producción lentamente, deacuerdo con la recomendación del proveedor yfinalmente produjo con regímenes equivalentesa su producción inicial y sin arena. En los seismeses siguientes, el pozo arrojó la misma pro-ducción que la de los primeros 18 meses de suvida productiva.

Operaciones de remediación futurasLa remediación activa para controlar la produc-ción de arena está recibiendo cada vez másatención en la industria. Los incrementos sig -nificativos de los precios del crudo y el gas,combinados con el acceso reducido a los nuevosdescubrimientos de magnitud, han traído apare-jado tanto un sentido de urgencia como de valorpotencial de las reservas remanentes que seencuentran en los campos en proceso de enveje-cimiento. Deseosos de evitar los riesgos y losaltos costos asociados con la incorporación dereservas a través de plays tecnológicamentedificultosos y caros, situados en áreas de aguas

profundas y en otros ambientes remotos, los opera-dores consideran particularmente atractiva laremediación de los activos existentes. En conse-cuencia, las compañías que alguna vez procuraronvender todas las propiedades en proceso demaduración, en lugar de dedicar recursos pararecuperarlas, hoy probablemente vean las reser-vas descubiertas pero sin desarrollar, alojadas enyacimientos con propensión a la producción dearena, como una fuente importante de creci-miento de las reservas.

El interés en el manejo de la producción dearena ha sido incentivado adicionalmente porlos informes de los grandes operadores, que indi-can que las reservas de sus yacimientos conpropensión a la producción de arena se han in -crementado significativamente. Por ejemplo,hace apenas unos años, aproximadamente untercio de la producción de BP provenía de ya -cimientos con propensión a la producción dearena. No obstante, para fines de esta década, seprevé que esas formaciones darán cuenta de casila mitad de toda la producción de BP.18 La com-pañía considera esta situación suficientementeimportante como para haber establecido recien-temente un área de liderazgo tecnológico (TLA),denominada “Más allá del control de la produc-ción de arena” para organizar globalmente elmanejo de la producción de arena de sus activos.

Los datos recientes sugieren que la introduc-ción del proceso de monitoreo en tiempo realdurante la instalación del sistema, que estará dis-ponible probablemente en los próximos años,sumado a la experiencia creciente de la industriaen el diseño y la aplicación de sistemas de controlde la producción de arena, reducirá las fallas enforma sustancial. El siguiente paso lógico estaríadado por los sistemas de control de la producciónde arena provistos de capacidades de monitoreode la producción para advertir a los operadoresacerca del movimiento de las partículas en la for-mación o en cuanto al inicio del taponamiento yla presencia de puntos ca lien tes. Esos datos entiempo real también podrían utilizarse paraaumentar el conocimiento de los efectos de laproducción sobre las formaciones y de este modoasistir en la creación de prácticas y servicios quepueden extender significativamente la vida pro-ductiva del pozo. —RvF

> Un primer plano. Una imagen microscópica desólidos obtenidos con un dispositivo especial(sand bailer) a 806 m de profundidad en el Pozo 26del Campo Niungo, muestra que los granos dearena son demasiado grandes para haber pasa dopor un cedazo ESS con un tejido intacto de 230mi cro nes. Además, deja en claro que la reduc -ción de la producción no fue el resultado de unpro ceso de contaminación. Convencidos de queel sistema de control de la producción de arenaexistente en el Campo Niungo de Gabón habíafallado, los ingenieros de Perenco utilizaron unaunidad para entubar bajo presión (snubbing unit),con el fin de colocar un cedazo MeshRite dentrode su cedazo ESS evidentemente dañado.