4 Oilfield Review

Sistemas integrados de limpieza de pozos: Mejoramiento de la eficiencia y reducción del riesgo

Azhar Ali PETRONAS Carigali Sdn Bhd (PCSB)Kerteh, Malasia

Curtis G. BlountConocoPhillipsAnchorage, Alaska, EUA

Stephen HillJai PokhriyalXiaowei WengSugar Land, Texas, EUA

M. J. LovelandConocoPhillipsKuparuk, Alaska

Shahril MokhtarKemaman, Malasia

Jessica PedotaPrudhoe Bay, Alaska

Mads RødsjøBP Norge ASStavanger, Noruega

Radovan RolovicStonehouse, Inglaterra

Wei ZhouStavanger, Noruega

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Marc Allcorn, Sugar Land, Texas, EUA, y a Markus Andre Karlsen, Bergen, Noruega.CoilCADE y PowerCLEAN son marcas de Schlumberger.

La acumulación de arena y sólidos en los pozos perjudica significativamente la pro-

ducción de petróleo y gas. De hecho, prácticamente la mitad de las operaciones con

tubería flexible conllevan trabajos de limpieza de pozos para la remoción de los

escombros. La integración innovadora de equipos, los programas de computación, los

sistemas de limpieza a base de fluidos y la vigilancia rutinaria de los tratamientos

ayuda a los ingenieros a reducir el costo y el riesgo de las operaciones de limpieza

de pozos y restituye la producción en menos tiempo.

El movimiento de la arena y la acumulación deescombros pueden producir un impacto consi-derable sobre el flujo de fluido. En la superficie,un río puede depositar un volumen tan grande delimo que llega a obstaculizar su propio flujo,modificando su curso y amenazando quizás laszonas agrícolas y las comunidades. De un modosimilar, en un pozo, el influjo de arena puedeafectar o detener el flujo de petróleo provenientede un yacimiento.

El relleno de arena y los escombros no sonproblemas nuevos con los pozos de petróleo.Varias generaciones de ingenieros de campospetroleros han tenido que enfrentar el desafío demantener sus pozos limpios. En el año 1901, delPozo Clement Nº 1 situado en el sudoeste deLuisiana, EUA, y perteneciente a Jennings OilCompany, salían a borbotones unos 1,113 m3/d[7,000 bbl/d] de petróleo.1 Lamentablementepara estos primeros pioneros de la industriapetrolera, la prosperidad duró poco. Luego desiete horas de producción, la arena de formacióntaponó más de 305 m [1,000 pies] de tubería derevestimiento, extinguiendo la producción depetróleo y con ella todos los sueños de opulenciay riqueza. Los esfuerzos por remover la arena deeste pozo finalmente fracasaron y se procedió aabandonar el área prospectiva.

Aproximadamente para la misma época, losexploradores de petróleo de Texas comenzaron autilizar una técnica innovadora para evitar quedeclinara la producción de petróleo; el torpedo.2

Un “torpedista” bajaba cuidadosamente en el

pozo cantidades sustanciales de nitroglicerina.Una vez que los recipientes con nitroglicerinaalcanzaban su objetivo, se dejaba caer un peso enel pozo, poniéndose en marcha una secuencia deeventos que culminaban con una explosiónespectacular y, con un poco de suerte, estimula-ban el pozo removiendo sus escombros y reini-ciando el flujo de petróleo.

Hoy en día, los ingenieros utilizan métodosmás seguros y más eficaces para eliminar la arenay otros escombros del pozo. En este artículo,algunos ejemplos de América del Norte, el Mar delNorte y Malasia demuestran cómo los procesos delimpieza de pozos cuidadosamente diseñados eintegrados ahorran tiempo, reducen costos yriesgos, así como también mejoran la eficienciaoperacional, permitiendo al mismo tiempo que losoperadores produzcan más petróleo.

Transporte de sólidos hacia la superficieEl relleno del pozo constituye una preocupaciónimportante para los operadores de todo el mundo.Este problema, que inhibe la producción, seencara normalmente a través de intervencionescon tubería flexible (TF). No obstante, a medidaque aumenta la complejidad de los pozos y de lasterminaciones y la producción de reservas se llevaa cabo en condiciones cada vez más dificultosas,se presentan ambientes en los que las técnicas delimpieza con TF convencionales no resultan ade-cuadas para una remoción efectiva del relleno.

Las operaciones de limpieza de pozos consti-tuyeron unas de las primeras aplicaciones para

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los servicios de TF. Las estimaciones globalesindican que casi un 50% de las operaciones con TFse llevan a cabo para remover sólidos y escombrosmóviles, tales como arena producida o restos deapuntalante provenientes de los tratamientos defracturamiento hidráulico.3 En general, los desa-rrollos continuos registrados en los sistemas deoperaciones con TF han permitido que los opera-dores avancen al mismo tiempo que se incre-mentan las profundidades y tortuosidades de lospozos y aumentan las complejidades de lascondiciones ambientales de fondo de pozo.4

La técnica más común para la limpieza depozos desviados utiliza una herramienta delimpieza por chorro que se baja en el pozo conTF. Durante el bombeo del fluido de limpieza porla tubería de producción, esta herramienta sebaja o lava dentro de la arena u otros escombros,comúnmente llamados relleno. Una vez penetra-do, o mordido el relleno, el movimiento descen-dente se detiene. Mientras se sigue haciendocircular el fluido de limpieza, la herramienta delimpieza a chorro se sube levemente y en formalenta en un proceso que se conoce como barrido.

1. Adaptado a partir de un artículo de Shelia Esthay, Jennings Daily News, http://www.dnr.state.la.us/cons/first-well.ssi (Se examinó el 2 de marzo de 2005).

2. Olien RM: “The Oil Field Shooters,” http://www.texancultures.utsa.edu/hiddenhistory/pages1/OilenOilShooter.htm (Se examinó el 2 de marzo de 2005).

3. Rolovic R, Weng X, Hill S, Robinson G, Zemlak K y NajafovJ: “An Integrated System Approach to Wellbore Cleanouts with Coiled Tubing,” artículo de la SPE 89333,presentado en la Conferencia y Exhibición sobre TuberíaFlexible de las SPE/ICoTA, The Woodlands, Texas, EUA,23 al 24 de marzo de 2004.

4. Para más información sobre TF, consulte: Afghoul AC,Amaravadi S, Boumali A, Calmeto JCN, Lima J, Lovell J,Tinkham S, Zemlak K y Staal T: “Tubería flexible: La próxima generación,” Oilfield Review 16, no. 1 (Primavera de 2004): 38–57.

Cuán grande es el bocado tomado y cuánto se subela herramienta en dirección a la superficiedependen de numerosos factores incluyendo elgasto (la tasa de flujo), el tipo de relleno, el diá-metro de la tubería de producción y de la tuberíade revestimiento, el fluido de limpieza utilizado, eldiseño de las boquillas, la presión de fondo depozo y la trayectoria del pozo. Ocasionalmente, elbarrido tendrá que ser llevado nuevamente a lasuperficie antes de proceder a tomar el siguientebocado. Una vez que el relleno ha sido barrido ensentido ascendente hasta una profundidad prede-terminada, se hace retornar la herramienta alfondo para tomar el siguiente bocado de relleno.El proceso se reitera hasta que todo el relleno hasido movilizado y removido del pozo (izquierda).

La herramienta de limpieza por chorro, o bo-quilla de lavado, generalmente está diseñada paraproducir turbulencia en el fluido, lo que ayuda amovilizar y dejar en suspensión las partículassólidas. No obstante, en lo que respecta a los pozosinclinados, la turbulencia se reduce al aumentarla distancia con respecto a las boquillas y lossólidos a menudo forman capas en el lado bajodel pozo al caer, o desprenderse, de la suspen-sión. A medida que aumenta la altura de estacapa de sólidos, se dispone de menos seccióntransversal de pozo para el flujo, de manera quela velocidad del fluido a lo largo de la superficiede la capa aumenta hasta que alcanza una velo-cidad de movilización crítica. Una vez alcanzadaesta velocidad, la totalidad o parte del relleno sedispersa, se vuelve a mezclar con el fluido delimpieza y es transportado hacia la superficie,formando a menudo una nueva capa un poco másarriba dentro del pozo.

6 Oilfield Review

< Pasos del proceso de limpieza. Un proceso delimpieza de pozo típico consta de varios pasos.Primero, se baja la herramienta de limpieza conTF hasta el tope del relleno (A). En la imagen B, laherramienta penetra en el relleno durante la cir-culación, lava y moviliza los sólidos y toma unbocado. Luego, en la imagen C, se ha alcanzadouna longitud de bocado previamente planificada yse está subiendo la herramienta de limpieza porchorro hacia el extremo superior de la tubería derevestimiento corta (liner), para dar comienzo alproceso de barrido. En la imagen D, el rellenoestá siendo barrido a través de una porción de lasección angular crítica (40 a 65 grados) del pozo.En general, una vez que los sólidos son barridoshacia el extremo superior de la tubería de revesti-miento corta, la boquilla vuelve al fondo, se tomael siguiente bocado y el proceso se repite hastaremover todos los sólidos del pozo.

A

B

C

D

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A medida que la herramienta de limpieza porchorro se desplaza en dirección ascendente, haciauna capa recién formada, la turbulencia generadapor la acción del chorro también ayuda a movilizarel relleno, transportándolo en dirección a lasuperficie hasta que los sólidos se precipitan nue-vamente. El ciclo se repite, empujando la capahacia la superficie a medida que se extrae la TFdel pozo. Si la velocidad de la TF es demasiadoelevada o la boquilla de limpieza por chorroresulta inadecuada para la aplicación, los sólidosserán esquivados y distribuidos en forma irre-gular a lo largo del pozo, lo que se traducirá enuna limpieza parcial y en la necesidad de realizarun tratamiento correctivo adicional. Este proble-ma también puede producirse cuando los gastosson muy bajos o el diseño del fluido portador esincorrecto.

Integración de los sistemas de limpiezaLos ingenieros consideran diversos factores a lahora de diseñar operaciones de limpieza depozos, incluyendo la geometría de las operacio-nes de terminación de pozos, la desviación delpozo, las propiedades de los fluidos de limpieza,el gasto, los límites de la presión de circulación,la presión y la temperatura de fondo de pozo, eltipo de sólidos que debe removerse y la distanciaa lo largo de la cual se deben transportar lossólidos. Con mucha frecuencia, los gastos másaltos, las terminaciones de pozos de menortamaño, los sólidos más livianos y con formas másangulares, las desviaciones y temperaturas defondo de pozo menores, y las distancias máscortas para el transporte de sólidos se traducenen operaciones de limpieza más sencillas. Noobstante, con ángulos que oscilan entre 40 y 65

grados, los efectos de la inclinación del pozopueden dificultar la limpieza de casi todo tipo depozo.5

Schlumberger comenzó a integrar los sistemasde limpieza de pozos en el año 2002 en el CentroIntegrado de Productividad y Operación deHerramientas (IPC) que posee la compañía enSugar Land, Texas. Los ingenieros utilizaronprimero los datos de los circuitos cerrados depruebas de flujo para validar y mejorar los mode-los teóricos y los algoritmos existentes (arriba). Aldarse cuenta de que el éxito o el fracaso nodependen de un único aspecto del proceso delimpieza, los ingenieros explotaron las sinergiasde los sistemas y desarrollaron el sistemaintegrado de remoción de relleno PowerCLEAN.

5. Rolovic et al, referencia 3.

> Simulaciones de circuitos cerrados de pruebas de flujo en gran escala. Los ingenieros del IPCutilizaron el circuito cerrado de pruebas de flujo transparente de 7.0 pulgadas (extremo superior) ydiversos tamaños de TF para evaluar el transporte de sólidos en relación con diversos fluidos yconfiguraciones de boquillas de lavado, en desviaciones que oscilan entre 45° y 75° respecto de lavertical. La eficiencia del proceso de limpieza se evaluaba a la vez que se variaba el tipo de relleno,las velocidades anulares y la carga de sólidos. Las pruebas ayudaron además a optimizar el diseñode las boquillas para lograr velocidades de penetración, suspensión de partículas y velocidades debarrido máximas (extremo inferior).

Las aplicaciones de los programas de computa-ción, los fluidos de limpieza, el diseño de lasherramientas de limpieza por chorro y las boqui-llas, y la vigilancia rutinaria de la remoción desólidos se combinaron en un solo sistema, posibi-litando a los ingenieros el diseño de solucionesde limpieza de pozos eficaces desde el punto devista de sus costos para la arena, la bauxita yotros escombros, bajo una amplia gama de con-diciones de pozo. Esto incluye pozos con tuberíasde revestimiento de gran diámetro, altas tempe-raturas y trayectorias dificultosas. Las técnicasbásicas que subyacen las operaciones de limpie-za de pozos con TF modernas son todas similares.La verdadera diferenciación existe en la integra-ción de los elementos técnicos clave, tales comolos programas de computación, los fluidos delimpieza, las boquillas y el control de sólidos.

Programas de computación—El programade diseño de operaciones PowerCLEAN sirvecomo plataforma de integración para la optimi-zación de los procesos de limpieza de pozos. Paracualquier conjunto de condiciones de pozo ycondiciones de operación dado, el programa eva-lúa y optimiza los fluidos de limpieza con res-pecto a una serie de variables, entre las que seencuentran el gasto máximo para una presión de

circulación admisible máxima; las limitacionesde la presión de fondo de pozo; la máximavelocidad de bajada de la TF en el pozo (RIH, porsus siglas en inglés) y la longitud del bocadocuando se penetra el relleno; la formación y elcomportamiento de la capa de sólidos respectode los requisitos de barrido; la velocidad deextracción óptima de la TF para el proceso debarrido y la longitud del barrido antes de tomarel siguiente bocado de relleno.

En el programa de diseño se pueden definirparámetros adicionales para garantizar unaoperación de limpieza segura, eficaz y libre deproblemas. Por ejemplo, el programa puedepredecir la altura de las capas de sólidos que seforman en el lado bajo de un pozo inclinado. Me-diante el ajuste de los procedimientos opera-cionales, los ingenieros aseguran que la altura delas capas de sólidos no exceda una porción pre-determinada del área en la sección transversaldel pozo, minimizando así la fricción y el arrastrede la tubería de producción, la densidad decirculación equivalente (ECD, por sus siglas eninglés) y el riesgo de atascamiento de la tubería.6

Fluidos de limpieza—Los fluidos utilizadosen las operaciones de limpieza de pozos amenudo se elaboraban para otras operaciones de

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Temperatura, °F

Reología de diversos fluidos de limpieza

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0.5 gal/bbl Gel PowerCLEAN1.75 lbm/bbl de goma welan1.75 lbm/bbl de goma xantan1.75 lbm/bbl de goma guar

Caída de presión por fricción de fluido enTF recta de 1.5 pulgadas de diámetro exterior

Agua 1.75 lbm/bbl de goma welan1.75 lbm/bbl de goma guar1.75 lbm/bbl de goma xantan0.5 gal/bbl de gel PowerCLEAN1.05 gal/bbl de reductor de fricción

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0.25 gal/bbl de gel PowerCLEAN1.75 lbm/bbl de goma xantan1.75 lbm/bbl de goma guar

0.00 0.25 0.50 0.75 1.00 1.25

Longitud de transporte de sólidos (arena malla 20/40 a una velocidad de fluido de 30 pies/min)

Flui

do

Longitud de transporte normalizada

> Evaluación de fluidos de limpieza. El análisis de laboratorio indica que el fluido PowerCLEAN exhibe estabilidad térmica a una temperatura inmediata-mente inferior a 325°F (curva naranja - izquierda). Las pruebas de laboratorio han demostrado que las caídas de presión por fricción de circulación delgel PowerCLEAN (naranja) son bajas si se comparan con las de los fluidos de limpieza comunes (centro). En esta prueba, se muestra con fines compa-rativos una solución de baja fricción consistente en agua y reductor de fricción (curva azul claro). Además, si se compara con el fluido a base de gomaxantan (rosa), el fluido PowerCLEAN (naranja) muestra un mejoramiento del 100% en la capacidad de transporte a menores concentraciones (derecha).

campos petroleros, tales como los tratamientosde fracturamiento hidráulico y empaque de grava.En las operaciones con TF, las exigencias queimpone el desempeño del proceso de limpiezasobre los sistemas de fluidos son significativas.Los diámetros de los elementos hidráulicos son amenudo pequeños y requieren que los ingenierosbalanceen los requisitos de eficiencia del trans-porte de sólidos y la viscosidad del fluido enfunción de los gastos y las temperaturas y pre-siones de fondo de pozo. Éstas y otras demandashacen que muchos de los fluidos de limpieza exis-tentes resulten inadecuados en ambientes depozos dificultosos. Para encarar esta necesidadcrítica, los investigadores de Schlumbergerdesarrollaron el sistema de fluido PowerCLEAN.

Los ingenieros consideraron cuidadosamentelas implicancias de los efectos térmicos sobre laviscosidad y eficiencia de la limpieza del pozosubsiguiente. Si bien la velocidad desempeña unrol más importante en lo que respecta a laeficiencia de transporte bajo condiciones diná-micas, el incremento de la viscosidad del fluidopuede impedir la sedimentación estática.7 El in-cremento de las viscosidades de los fluidostiende a incrementar las caídas de presión porfricción y reducir los gastos a expensas de una

Boquilla PowerCLEANChorros progresivos y regresivosChorros progresivos solamenteChorros regresivos solamente

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Desempeño de diversas boquillas(agua, 60 grados de desviación)

Velocidad del fluido anular, pies/min

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operación de limpieza de pozo efectiva. Losefectos térmicos pueden producir significativosefectos perjudiciales sobre los fluidos a base depolímeros, reduciendo la viscosidad y limitandola capacidad de suspensión estática (páginaanterior, arriba).

Los ingenieros del IPC utilizaron circuitoscerrados de pruebas de flujo horizontales parainvestigar la velocidad de asentamiento de laspartículas bajo diversas condiciones de flujo. Elperfil de viscosidad de una solución con gelPowerCLEAN exhibió una fluidificación por es-fuerzo de corte pronunciada. Las pruebas pos-teriores demostraron que el sistema de fluidoprovee una viscosidad aceptable a temperaturasde hasta 163°C [325°F].

En ciertos casos, no se necesitan sistemas defluidos de avanzada y los fluidos ordinarios, talescomo el agua, la goma guar, la hidroxietilcelulosa(HEC), la goma xantan, la goma welan y losfluidos a base de surfactantes viscoelásticos, pue-den ser utilizados en forma efectiva con elsistema PowerCLEAN. Un factor importante deeste proceso es la selección del fluido correctopara una aplicación dada, lo que complementalos requisitos de velocidad, el diseño de lasboquillas y las condiciones de pozo.

Boquillas—Los diseños disponibles incluyenboquillas con chorros progresivos y regresivos,boquillas que poseen chorros progresivos sola-mente, boquillas que sólo tienen chorros regre-sivos y boquillas que pueden pasar de chorroprogresivo a regresivo en función de la demanda.Cualquiera de estas combinaciones puede incluircaracterísticas de inducción del efecto deremolino radial. Los ingenieros de IPC diseñaronlas nuevas boquillas utilizando estudios teóricosy pruebas de operaciones de limpieza empíricasen circuitos de pruebas de 3.5 y 7 pulgadas. Lasboquillas están diseñadas para asegurar la remo-ción completa y eficaz de los sólidos de la mayo-ría de las configuraciones de pozos utilizandofluidos que comprenden desde el agua hasta flui-dos de limpieza viscosificados.

Las boquillas PowerCLEAN no tienen piezasmóviles y proveen un chorro continuo para crearun efecto de remolino. El enfoque, la dirección,el tamaño y el espaciamiento de las boquillasestán diseñados específicamente para operacio-nes de limpieza de pozos con relleno no consoli-dado, lo que optimiza la energía de fluidodisponible para la elevación y suspensión de laspartículas (derecha). La caída de presión que seproduce a través de la boquilla PowerCLEAN esrelativamente pequeña y varía típicamente de100 a 400 lpc [689 a 2,758 kPa] con gastos queoscilan entre 1 y 3 bbl/min [159 y 477 L/min].

La pequeña caída de presión producida a lo largode la boquilla posibilita la existencia de gastos yvelocidades de fluido más elevadas en el pozo,que son esenciales para la remoción efectiva desu relleno.

Control de sólidos—Asegurar que los sólidosdel pozo se remuevan a las velocidades previstases crucial para el éxito de la operación. Un com-ponente importante del sistema PowerCLEAN esel dispositivo de control de sólidos, un sensoracústico que mide la energía asociada con lascolisiones de los sólidos en la superficie interna

6. La densidad de circulación equivalente es la densidadefectiva ejercida por un fluido de circulación contra laformación que toma en cuenta la caída de presión producida en el espacio anular, por encima del punto en consideración.

7. Rolovic et al, referencia 3.

> Remoción del relleno del pozo por lavado. El desempeño de la boquilla PowerCLEAN (extremo inferiorderecho) es superior al de otros diseños de boquillas. En las pruebas de laboratorio que utilizan circuitoscerrados de pruebas de flujo de 190.5 mm [7.5 pulgadas], el incremento de las velocidades de bombeo yde las velocidades anulares factible, sumado a los efectos de remolino (izquierda) logrados por el diseñode la boquilla, ayuda a mantener los sólidos en suspensión por más tiempo, lo que permite que la TF seextraiga a mayor velocidad, ahorrando tiempo y mejorando la eficiencia (extremo superior derecho).

de un tubo (arriba). Esta energía es procesadapara detectar el volumen de sólidos que pasa porla posición del sensor como una función deltiempo. La observación de la tendencia de lossólidos que retornan a la superficie durante unaoperación de limpieza proporciona una alternativapara la verificación del desempeño de los sistemasPowerCLEAN. Se pueden anticipar problemaspotenciales y adoptar medidas correctivas.

Limpieza de trayectorias onduladas en AlaskaLa integración de los componentes de los sistemasde limpieza de pozos permite a los ingenierosremover con éxito los sólidos y escombros de lospozos, que previamente se consideraban dema-siado complejos para la operación de limpieza, o

pozos en los que los tratamientos de remediaciónno resultaban efectivos desde el punto de vista desus costos.

Los pozos operados por ConocoPhillips en laUnidad Kuparuk River, situada en el Talud Nortede Alaska, EUA, a menudo tienen un relleno queobstaculiza la producción e incrementa el costooperativo en algún punto de su ciclo de vida.8 Lastrayectorias de los pozos pueden ser tortuosas;en ciertos casos, ondulaciones de más de 43 m[140 pies], de cresta a valle, dificultan los esfuer-zos de remoción de la arena (próxima página).

A comienzos del año 2003, los perforadoresterminaron un pozo a lo largo de 1,524 m [5,000pies] de sección horizontal de la arenisca WestSak de baja presión. Con la ayuda de una bomba

de chorro, el pozo produjo inicialmente hasta105 m3/d [660 bbl/d] de petróleo.

En septiembre de 2003, el pozo fue cerradopara cambiar el sistema de levantamientoartificial. Durante la reparación, utilizando líneade acero, se encontró relleno cerca del extremosuperior de la tubería de revestimiento corta a2,006 m [6,580 pies]. Durante el mes siguiente,los especialistas de campo de Schlumbergerbajaron la TF en el pozo haciendo contacto con elrelleno a 2,675 m [8,775 pies] de profundidadmedida de la TF (TFMD, por sus siglas en inglés).Si bien se bombeó agua oleosa con píldoras de gela base de biopolímero y diesel oleoso combinadocon píldoras de diesel gelificado a través de la TFpara remover los escombros del pozo, no se logró

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Tiempo

Salida de datos en tiempo real PowerCLEAN

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Presión de circulaciónProfundidad corregidaVelocidad de bombeoVolumen total de sólidos removidos Velocidad de retorno de sólidos

> Vigilancia rutinaria de la remoción de sólidos del pozo. El sistema de control de sólidos utiliza las señales acústicas para monitorear la cantidad de sóli-dos que se remueven del pozo. El dispositivo de medición es no invasivo y se fija a la línea de retorno proveniente del cabezal de producción del pozo(extremo superior izquierdo y derecho). Una interfase computarizada monitorea el dispositivo a lo largo de toda la operación. Los datos de salida (derecha)muestran la velocidad de retorno de sólidos en función del tiempo (rojo) y una estimación del total de sólidos removidos (negro). Los cambios inusualesproducidos en los datos alertan a los ingenieros acerca de la presencia de problemas potenciales durante la operación.

Otoño de 2005 11

llevar a la superficie una cantidad significativa desólidos.9 Posteriormente, un examen del registrode peso durante la operación indicó que la TF nose había posado en la arena sino que habíaalcanzado su límite de fricción por deslizamiento,o una condición que se conoce como atascamien-to helicoidal.

En noviembre de 2003, se reiteró el intentode limpieza con TF de mayor diámetro exterior(OD, por sus siglas en inglés). El especialista decampo a cargo de la operación con TF observóuna resistencia mayor que la normal al rein-gresar en el pozo, lo que indicó que había arenadistribuida a lo largo de todo el pozo. Se hizocontacto con un tapón de arena sólido justo porencima del extremo superior de la tubería de

revestimiento corta (liner), a 1,987 m [6,521 pies]de TFMD. Luego se bombearon 2.1 bbl/min[333.8 L/min] de fluido de limpieza a base dediesel por la tubería de producción, a la vez que setomaban bocados de relleno de 30.5 m [100 pies]antes de efectuar el barrido hasta el extremoinferior de la tubería de producción o cola de latubería de producción. A 2,270 m [7,449 pies], seperdieron los retornos y se extrajo la TFinmediatamente del pozo.

Mientras se extraía la TF en dirección a lasuperficie, el especialista de campo notó unimportante sobreesfuerzo de tracción de la TF, loque indicó que se estaban dejando algunossólidos a lo largo del pozo, que se deslizaban ensentido descendente por la tubería de produc-ción. No obstante, a medida que la herramientade limpieza por chorro se acercaba a la super-ficie, se recuperaban los retornos y los ingenierosobservaron que un volumen significativo dearena, humedecida con diesel gelificado, retor-naba a la superficie. Luego de este proceso delimpieza, el pozo se mantuvo en producción du-rante aproximadamente un mes antes de reite-rarse su arenamiento.

Los ingenieros de ConocoPhillips ySchlumberger planificaron una tercera opera-ción de limpieza, utilizando esta vez el sistemade limpieza integrado PowerCLEAN. Los módu-los de diseño de limpieza de pozos del programade diseño y evaluación de tubería flexibleCoilCADE permitieron a los ingenieros evaluardiversos fluidos de limpieza disponibles a nivellocal, incluyendo 2% de cloruro de potasio [KCl],diesel a base de goma welan y a base de gomaxantan, diesel gelificado y el sistema de gelPowerCLEAN. Debido a las bajas presiones defondo de pozo (BHP, por sus siglas en inglés),todas las opciones de fluidos requerían operacio-nes de levantamiento artificial por gas, utilizan-do gas natural o nitrógeno o ambos elementos.Dada la geometría ondulada de este pozo, sedesconocía la concentración exacta de relleno.8. Loveland MJ y Pedota J: “Case History: Efficient

Coiled-Tubing Sand Cleanout in a High-Angle Well Usinga Complete Integrated Cleaning System,” artículo de laSPE 94179, presentado en la Conferencia y Exhibiciónsobre Tubería Flexible de las SPE/ICoTA, The Woodlands,Texas, 12 al 13 de abril de 2005.

9. El término agua oleosa se refiere a un fluido a base deagua con aditivos destinados a reducir la caída de pre-sión por fricción. La expresión diesel oleoso se refiere aun fluido a base de aceite con aditivos reductores de lafricción.

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Sarta de tubería deproducción de 41⁄2 pulgadas

Tubería de revestimientocorta de 51⁄2 pulgadas ciega

Zapata de tubería de revestimientode 95⁄8 pulgadas a 6,767 pies

Tubería de revestimiento corta de 51⁄2 pulgadas disparada unión por medio

140 pies

2,300 pies

Empacador/colgador para tubería de revestimiento corta/arreglo de sello

> Una trayectoria de pozo dificultosa en Alaska. La naturaleza intensamente estratificada de las arenas con objeti-vos múltiples como una de las areniscas West Sak de la Unidad Kuparuk River, Alaska, condujo a ConocoPhillips aperforar el Pozo IC-172 con un agujero torcido e intensamente ondulado (extremo superior derecho). A 6,521 pies deprofundidad medida, (1,198 m [3,930 pies] de profundidad vertical verdadera), el pozo se abre a una tubería de reves-timiento corta pre-disparada de 51⁄2 pulgadas que llega hasta 3,648 m [11,970 pies]. La naturaleza ondulada del pozopermite un significativo desarrollo de la capa de sólidos y dificulta la limpieza.

Para comparar los volúmenes de fluido, losingenieros asumieron la ejecución de las opera-ciones de limpieza con incrementos de 152 m[500 pies], comenzando a 6,521 pies de profun-didad medida. Las simulaciones de las operacionesde limpieza con un solo barrido indicaron que lautilización del gel PowerCLEAN permitiría la ter-minación de las operaciones de limpieza en 6horas utilizando 159 m3 [1,000 bbl] de fluido y6,230 m3 [220,000 pies3] de nitrógeno. Los gelescon goma xantan requerirían aproximadamente 24horas, 826m3 [5,200 bbl] de fluido y 20,956 m3

[740,000 pies3] de nitrógeno, mientras que losfluidos con goma welan necesitarían 29 horas,5,200 bbl de fluido y 26,054 m3 [920,000 pies3] denitrógeno. En cuanto a los fluidos a base de diesel,las altas estimaciones de tiempo para una opera-

ción de limpieza con un solo barrido y los re-quisitos en términos de volúmenes de fluidoexcluyeron toda consideración ulterior.

Antes de alcanzar la tubería de revestimientocorta de producción, se eliminaron los hidratos degas y los múltiples puentes de arena presentes enla tubería de producción.10 El modelo del programaPowerCLEAN recomendaba un gasto de 4.6 bbl/min[731 L/min] con 25.5 m3/min [900 pies3/min]de nitrógeno a través de la boquilla optimizada.El modelo indicaba además que era posible unaoperación que implicara un solo barrido, con unavelocidad de penetración de 2.2 m/min [7.2pies/min] y bocados de 37.8 m [124 pies]. Cadabocado tendría que hacerse circular durante 14minutos antes de tomar el siguiente.

Durante la ejecución, se produjo un incre-mento inesperado de la presión en boca de pozo.Antes de arriesgarse a perder los retornos, losingenieros de ConocoPhillips y Schlumbergerreevaluaron el diseño de la operación y redujeronel gasto a 3 bbl/min. El diseño remodelado, basa-do en este nuevo gasto, limitó el flujo de nitrógenoa 22.6 m3/min [800 pies3/min], disminuyó la velo-cidad de penetración a 2.1 m/min [7 pies/min] yredujo el tamaño de los bocados a 36.6 m [120pies]. La reducción del gasto impidió la ejecuciónde una operación de limpieza con un solo barrido,de modo que los ingenieros volvieron a adoptar unproceso de barridos múltiples, llevando cadabarrido hasta el extremo superior de la tubería derevestimiento corta.

12 Oilfield Review

REINO UNIDOALEMANIA

DINAMARCA

Stavanger

Campo Valhall

Campo Hod

NORUEGA

Fracturamientohidráulico,

15%Tiempo noproductivo,

6%

Limpieza con apuntalante,35%

Demoras atribuiblesa las condiciones

climáticas, 16%

Demoras resultantesdel equipo deperforación y

otras demoras, 8%

Desmontaje finaldel equipo deperforación,

3%

Montaje inicial del equipo de perforación,

8%

Operaciones con tubería de

revestimiento corta, 9%

> Remoción de apuntalante en el Mar del Norte. En el Campo Valhall, centrado aproximadamente entre Noruega, Dinamarca, Alemania yel Reino Unido en el Mar del Norte (extremo inferior derecho), los ingenieros de BP pasan aproximadamente un tercio de su tiempo(extremo superior) concentrados en operaciones de limpieza de pozos posteriores a los tratamientos de estimulación.

Otoño de 2005 13

A lo largo de toda la operación, el ingeniero decampo de Schlumberger monitoreó la velocidadde remoción de sólidos por medio del sistema decontrol de sólidos, verificando la eficiencia deldiseño de la operación de limpieza y la capacidadde transporte de sólidos del sistema PowerCLEAN.A diferencia de los sistemas de limpieza con-vencionales previos, no se observaron cargas dearena pesadas durante la eliminación, mediantelimpieza por chorro, de los últimos 1,000 pies enla superficie. El muestreo manual periódico de losretornos de fluido permitió verificar la precisióndel sistema de control de sólidos automatizado.

Se bombeó un total de aproximadamente 477 m3

[3,000 bbl] de fluido PowerCLEAN y 42 m3

[11,120 gal] de nitrógeno, seguidos de unos 79 m3

[500 bbl] de diesel. El equipo de tratamiento defluidos en superficie tenía una capacidad deremoción de nitrógeno limitada, de manera queno fue posible volver a hacer circular el fluidoPowerCLEAN y se requirió un volumen de fluidomayor al esperado. Se espera que las mejoraslogradas en los métodos de desgasificaciónreduzcan significativamente los requerimientosde volumen de fluido PowerCLEAN en trabajosfuturos. Después de la limpieza, las fuerzas debajada de la TF previstas por el modeladoCoilCADE se ajustaron estrechamente a los valo-res medidos reales, lo que indicó que no quedabarelleno de arena en la tubería de revestimientocorta limpiada.

La experiencia adquirida trabajando conConocoPhillips en Alaska ayudó a los ingenierosde Schlumberger a ajustar los módulos delprograma PowerCLEAN para simular y planificaren forma más precisa la totalidad del proceso delimpieza del pozo. Los gastos iniciales posterioresa la operación registrados en este pozo fueron delorden de 1,000 bbl/d, estabilizándose posterior-mente en 79 m3/d [500 bbl/d] de petróleo. Elsistema de limpieza integrado resultó exitoso enun pozo con baja BHP, con terminación de grandiámetro interno y un agujero horizontal onduladoy largo. ConocoPhillips y Schlumberger proyectanseguir utilizando el sistema para ayudar a mejorarla eficiencia de los procesos de limpieza en otrospozos complejos de la Unidad Kuparuk River.

Mejoramiento de la eficiencia de la limpiezacon posterioridad a la estimulaciónA medida que los operadores desarrollan másyacimientos de baja permeabilidad, los tratamien-tos de estimulación por fracturamiento hidráulicode pozos altamente desviados o pozos horizontalestambién complejos se han convertido relativa-mente en práctica habitual. No obstante, después

de un tratamiento de fracturamiento, quedanatrás cantidades variables de apuntalante quedeben ser removidas antes de que comience laproducción (Nuevas fibras para tratamientos defracturamiento hidráulico, página 36).

Desde 1996, el fracturamiento hidráulico se haconvertido en el método de estimulación preferidoelegido por la compañía operadora BP, previa-mente Amoco, para el Campo Valhall situado en elárea marina de Noruega. En el Mar del Norte, elcosto de las operaciones que utilizan TF eselevado y a menudo se requiere una embarcaciónpara tratamientos de estimulación y un equipo demás de 20 especialistas en terminación de pozos yoperaciones. Dado que las operaciones delimpieza con apuntalante representan más del35% del tiempo de utilización de TF en el CampoValhall, el mejoramiento de la eficiencia de lasoperaciones de limpieza no sólo reduciría elcosto, sino que además permitiría volver a ponerel pozo en producción más rápido, generandoingresos incrementales por producciónanticipada (página anterior).11

Durante el año 2004, los ingenieros de BP ySchlumberger construyeron una base de datos ydocumentaron los procesos de limpieza con TFutilizados durante 29 carreras en cuatro termi-naciones. Cada uno de los pasos del proceso delimpieza se cotejó frente a 24 parámetros entrelos que se encontraban las propiedades de losapuntalantes, la profundidad inicial, la velocidady las velocidades de penetración, las profun-didades de alcance del barrido, la velocidad decirculación, el tiempo en el fondo del pozo, lavelocidad de extracción de las herramientas(POOH, por sus siglas en inglés) y el tiempoinsumido en cada paso. De estos parámetros, losingenieros se centraron en la optimización deltiempo efectivo total (TET, por sus siglas eninglés), definido como la suma del tiempo depenetración, el tiempo de circulación de los es-combros del fondo del pozo y el tiempo de lavadodesde el fondo hasta la superficie.

Utilizando los módulos del programaPowerCLEAN, los ingenieros analizaron lasoperaciones de limpieza previas e identificaronlas oportunidades de mejoramiento de laeficiencia. De particular interés resultó el hechode que el apuntalante para fracturamiento resi-dual aparecía en el pozo con patrones de distri-bución variables, lo que requería que cada unode los elementos de diseño tuviera que opti-mizarse para cada sección de pozo específica.

Como parte del proceso de optimización, losingenieros verificaron que un simple fluido delimpieza a base de agua de mar, que ya se

utilizaba, proporcionaba suficiente capacidad detransporte para los procesos de limpieza en unasola carrera. El análisis, modelado y estimulaciónulteriores, llevados a cabo con los módulos delprograma PowerCLEAN, ayudaron a estimar lavelocidad máxima para la TF a la hora depenetrar el relleno o de comenzar el proceso deremoción del relleno. Los parámetros específi-cos, tales como la determinación de si los sólidosformaban una capa en el lado bajo de un pozo yel largo más eficaz de los bocados de rellenotomados, ayudaron a determinar la selección delas boquillas, los gastos y los requisitos reológicosde los fluidos.

El nuevo diseño y las recomendacionesayudaron a los ingenieros a optimizar la velo-cidad de circulación y a seleccionar las boquillasadecuadas para cada aplicación. Además,permitieron determinar los requisitos reológicosde los fluidos de limpieza, calcular las veloci-dades de operación y los incrementos de losbocados, así como minimizar o eliminar el tiem-po insumido en el fondo del pozo haciendocircular los escombros del fondo. Durante el ba-rrido del relleno fuera del pozo, se obtuvieronvelocidades de hasta 20 m/min [66 pies/min] enlas secciones correspondientes a la tubería derevestimiento corta y a la tubería de producción.

Para BP, el proyecto de optimización de lasoperaciones de limpieza con apuntalante delCampo Valhall alcanzó sus objetivos mediante elmejoramiento de la eficiencia operacional y laconfiabilidad y la reducción del riesgo de atasca-miento de las tuberías. Se utilizó el sistema de

10. Un hidrato de gas es una estructura cristalina sólidacompuesta por moléculas de agua y de gas que confor-man una configuración similar al hielo. Las moléculas deagua forman una estructura reticulada en la que se pue-den acomodar diversos tipos de moléculas de gas. Lamayoría de los gases, salvo el hidrógeno y el helio, pue-den formar hidratos.

11. Zhou W, Amaravadi S y Roedsjoe M: “Valhall Field CoiledTubing Post-Frac Proppant Cleanout Process Optimization,” artículo de la SPE 94131, presentado en laConferencia y Exhibición sobre Tubería Flexible de lasSPE/ICoTA, The Woodlands, Texas, 12 al 13 de abril de2005.

limpieza integrado PowerCLEAN en un total de22 carreras, en tres terminaciones. El tiempoTET promedio se redujo de 17.6 h/carrera a unnuevo promedio de 11.1 h/carrera (arriba). Unahorro de 6.5 h/carrera representa una reduc-ción del 37.2% en el tiempo de limpieza efectivopromedio e indica una mejora significativa de laeficiencia del desempeño.

Mejoramiento de la eficiencia de las operaciones de limpieza en campos maduros Ubicado a aproximadamente 170 km [105.6 millas]al nordeste de Kemaman, Terengganu, en el áreamarina de Malasia, en el Mar del Sur de China, elCampo Dulang entró en producción a principiosde la década de 1980. Operado por PETRONAS,este campo petrolero comprende cuatro platafor-mas cada una de las cuales consta de 15 a 22 pozos.Como ocurre en muchos campos que se encuen-tran en proceso de maduración, mantener el gastode producción en el Campo Dulang constituye unatarea ardua.

Si bien los pozos de petróleo y gas del CampoDulang experimentan problemas de acumulaciónde ceras, incrustaciones y alto corte de agua, laproducción de arena sigue siendo la causafundamental de la declinación de la producción.

En el año 2004, se cerraron como mínimo ochopozos debido a la presencia de relleno de arena,mientras que la producción declinó lentamenteen muchos otros. Los pozos del Campo Dulang amenudo requieren operaciones de intervención,cada tres a seis meses, por problemas de pro-ducción de arena. Para PETRONAS, la velocidady eficiencia de las operaciones de limpieza depozos afectan directamente la producción delcampo, los ingresos económicos y el retorno de lainversión.

Las tuberías de revestimiento de gran diá-metro, los pozos altamente desviados, la elevadatemperatura del pozo, la baja presión del yaci-miento y el espacio limitado disponible en el pisode las plataformas de producción constituían undesafío para la eficiencia de las operaciones delimpieza de pozos. A comienzos del año 2004, losingenieros de PETRONAS y Schlumberger evalua-ron ocho pozos para eliminar las acumulacionesde arena y ceras presentes utilizando el sistemaintegrado PowerCLEAN (próxima página). Me-diante el empleo del módulo de limpieza de pozosdel programa CoilCADE, los ingenieros desa-rrollaron soluciones de tratamiento únicas paracada uno de los ocho pozos. Los fluidos de limpiezavariaban entre gel y agua, y una combinación de

agua de mar nitrificada y solvente parafínico yestaban diseñados para adaptarse a las condicio-nes y configuraciones de pozo específicas.

Para restituir y mejorar potencialmente laproducción de petróleo, los ingenieros necesi-taban eliminar la arena y los escombros de lospozos permitiendo así la bajada de las herra-mientas de evaluación de yacimientos con línea deacero. De este modo, cada pozo pudo ser evaluado,estimulado si resultaba necesario y puestonuevamente en producción en un lapso de tiempomínimo.

La mayoría de los pozos del campo eransimilares, con desviaciones de aproximadamente63 grados y temperaturas de fondo de pozo (BHT,por sus siglas en inglés) que oscilaban entre 82 y121°C [180 y 250°F]. Dependiendo de los requi-sitos de diseño, los ingenieros optimizaron elcosto de los fluidos en varios pozos mediante laselección de dos sistemas de fluidos de limpiezadiferentes, un fluido a base de HEC para lalimpieza de la tubería de producción y el sistemade fluido PowerCLEAN para remover la arena delespacio anular más grande y más difícil delimpiar existente entre la tubería de produccióny la tubería de revestimiento.

14 Oilfield Review

35

30

25

20

15

10

5

0

Promedio = 17.6 h/carreraPromedio = 11.1 h/carrera

Tiem

po d

e lim

piez

a ef

ectiv

o, h

Tiempos de limpieza de pozos con apuntalante en el Campo Valhall

4321 A B C

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27Carreras

Terminaciones

29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 53 55

> Mejoramiento de la eficiencia de las operaciones de limpieza. La evaluación de las operaciones delimpieza con TF en cuatro terminaciones (1, 2, 3 y 4) del Campo Valhall (azul) indicó que el tiempo deejecución promedio era de 17.6 horas. Después de aplicar el sistema integrado PowerCLEAN, los inge-nieros redujeron el tiempo promedio en tres terminaciones (A, B y C) a 11.1 horas por carrera (verde),generando un significativo ahorro de tiempo y costos para BP, a la vez que los pozos eran puestosnuevamente en producción con mayor rapidez.

Otoño de 2005 15

Con excepción del Pozo C-22L, todas lasoperaciones de limpieza se ejecutaron en un solopaso. Cada tratamiento se evaluó con línea deacero para confirmar la efectividad de la remo-ción de la arena. En varios pozos, los ingenierosmodificaron el diseño optando por fluidos a basede espuma nitrificada para compensar la pérdidade circulación y las fugas de la tubería determinación.

El diseño integrado de las operaciones me-joró la eficiencia y redujo el tiempo en el pozomediante la optimización de las velocidades debombeo, la definición de las secuencias de tomade bocados de arena, la selección adecuada delas boquillas para la movilización y suspensión dela arena y la estimación precisa del consumo dequímicos. La producción fue restituida en sietede los ocho pozos inmediatamente después deltratamiento, mientras que el pozo restante fuepuesto nuevamente en producción luego de untratamiento de estimulación ácida.

En promedio, el procedimiento de limpieza depozos utilizando los sistemas integradosPowerCLEAN redujo el tiempo en el pozo en un75%. El tiempo promedio insumido por laoperación se redujo de dos días a aproximada-mente medio día por tratamiento. El operador

ahorró tiempo, mejoró el retorno de la inversión yvolvió a poner los pozos en producción mucho másrápido, logrando obtener hasta 143 m3 [900 bbl]de petróleo incremental por día.

Eficiencia del procesoLa eficiencia es esencial en la optimización de laproducción proveniente de campos petroleros enproceso de maduración y yacimientos que resultandifíciles de producir. A través de la comprensiónde las interrelaciones y las sinergias potencialesde los elementos del proceso, emergen nuevastecnologías que ayudan a los operadores a volvera poner en producción los pozos en menostiempo. Al reducirse el tiempo no productivo, sereducen también los costos y se incrementa elrendimiento del campo.

La comprensión de los elementos clave delproceso no siempre es directa y a menudo requierelos conocimientos de especialistas de diversasdisciplinas. Por ejemplo, los químicos general-mente elaboran fluidos de limpieza, mientras quelos ingenieros mecánicos y los especialistas enmecánica de fluidos desarrollan la tecnología delas boquillas; el sistema de limpieza de pozosintegrado PowerCLEAN es un ejemplo de este tipode colaboración multidisciplinaria.

Los ingenieros poseen las herramientas y elsoporte computacional para modelar y ejecutarrápidamente iteraciones múltiples y optimizar eldesempeño de los sistemas de limpieza para lamayoría de las condiciones y requisitos de lospozos. La integración exitosa de los procesos delimpieza de pozos está ayudando a muchosoperadores a mantener el petróleo fluyendo desus campos. Este conocimiento básico de losprocesos interdependientes mostrará el caminopara la implementación de muchas más mejorasen la eficiencia de los sistemas de exploración yproducción. —DW

>Mejoramiento de la eficiencia de las operaciones de limpieza en un campo maduro. En el Mar del Sur de China, PETRONAS ha operado el Campo Dulangdurante más de 25 años. La desviación promedio de los pozos es de 65 grados, lo que dificulta las operaciones de limpieza. Ocho pozos con trayectorias si-milares a la del Pozo C-18L (derecha) fueron evaluados como candidatos para mejorar la eficiencia utilizando el sistema integrado PowerCLEAN (izquierda).

4,000

3,000

2,000

1,000

0

Prof

undi

dad

verti

cal v

erda

dera

, pie

s

0Norte, pies

-2,0002,000 4,000 2,000

Este, pies0

Número Pozo Tratamiento Profundidaden el tope

del relleno,pies

Desviación,grados

Númerode carreras

Tubería deproducción,

pulgadas

Tubería derevestimiento,

pulgadas

1

2

3

4

5

6

7

8

B-22L

B-11L

B-16

C-22L

C-9L

C-17S

C-18L

D09L

Eliminación de arena

Eliminación de arena

Eliminación de cera

Eliminación de arena

Eliminación de arena

Eliminación de arena

Eliminación de arena

Eliminación de arena

2,986

6,108

N/A

3,035

4,954

7,888

6,677

6,309

71

60

80

75

50

70

63

50

1

1

1

2

1

1

1

1

2 7⁄8

2 7⁄8

2 7⁄8

2 7⁄8

2 7⁄8

3 1⁄2

2 7⁄8

2 7⁄8

9 5⁄8

9 5⁄8

9 5⁄8

9 5⁄8

9 5⁄8

9 5⁄8

Trayectoria del Pozo C-18L