tubería flexible: la próxima generación -...
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40 Oilfield Review
Tubería flexible: La próxima generación
Ali Chareuf AfghoulZakum Development Company (ZADCO)Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos
Sridhar AmaravadiStavanger, Noruega
Abderrahmane BoumaliSonatrachArgel, Argelia
João Carlos Neves CalmetoPetrobrasRío de Janeiro, Brasil
Joe LimaJohn LovellScott TinkhamKean ZemlakSugar Land, Texas, EUA
Timo StaalInverurie, Escocia
Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Marc Allcorn, Rex Burgos, Luis Cabanzo, LambertDilling, Frank Espinosa, Richard Luht, Robin Mallalieu, MarkOettli, Radovan Rolovich, Stuart Wilson y Warren Zemlak,Sugar Land, Texas, EUA; Tommy Andreassen, BP, Stavanger,Noruega; Alastair Buchanan, Stavanger, Noruega; CurtisBlount, ConocoPhillips Alaska, Inc., Anchorage, Alaska, EUA;Jeremy Kinslow, Rock Springs, Wyoming, EUA; RonaldKnoppe, Shell International Exploration and Production B.V.,Rijswijk, Países Bajos; Jerry Murphy, Kellyville, Oklahoma,EUA; Randal Pruitt, BP-Sharjah, Emiratos Árabes Unidos; IuriFrederico de Oliveira Santos, Macae, Brasil; y Jodi Wood yJamal Zakaria, Hassi Messaoud, Argelia.Blaster, Bridge Blaster, CoilCADE, CoilCAT, CoilFLATE, CoilFRAC, CoilLIFE, CoilSAFE, CoilTOOLS, CT Sim, CTEXPRESS, CT InSpec, CT SEAS (Soluciones Automáticas Eficientes y Más Seguras con Tubería Flexible), DepthLOG,Discovery MLT, FIV (Válvula de Aislamiento de la Forma-ción), Friction Deployed, IIC (Control de Inyector Inteligente),InterACT, Jet Blaster, MultiSensor, OptiSTIM MP, OptiSTIMST, Phoenix, PipeSAVER, PowerCLEAN, REDA, REDACoil,Scale Blaster y Sterling Beads son marcas de Schlumberger.
Aportando con el resurgimiento tecnológico de la década de 1990, esta extraordinaria
técnica de intervención de pozos ha logrado ocupar un sólido lugar en las operaciones
del mainstream. En este artículo se ilustran los avances efectuados en equipos de
superficie y herramientas de fondo de pozo que permiten incrementar la eficiencia ope-
racional y la seguridad, mejorar los métodos de remediación de pozos y de yacimientos
y además facilitar la perforación y la terminación de pozos con tubería flexible.
Alguna vez considerada de alto riesgo y aplicablesolamente a servicios especiales, la técnica detubería flexible (CT, por sus siglas en inglés) seha convertido en una herramienta esencial demuchas operaciones de intervención de pozos. Afines de la década de 1980, y durante toda ladécada de 1990, esta tecnología logró mayoraceptación entre los operadores debido a sucapacidad para reducir los costos generales, suconfiabilidad significativamente mejorada y suespectro de aplicaciones en expansión, que lle-varon a incrementar las operaciones de tuberíaflexible en forma sustancial (próxima página).1
Utilizado genéricamente, el término tuberíaflexible describe los tramos continuos de tuberíade acero de pequeño diámetro, el equipo desuperficie relacionado y las técnicas de repara-ción, perforación y terminación de pozosasociadas. Desde su introducción en las opera-ciones de campos petroleros a comienzos de ladécada de 1960, la utilización de la tecnología CTse ha incrementado debido a sus mejores carac-terísticas de fabricación, los diámetros másgrandes de los tubos y los avances introducidosen los equipos, que han mejorado la eficienciaoperacional (véase “Historia de la tubería flexi-ble,” página 44).
La tubería flexible se enrolla en un carretepara su conservación y transporte. Las sartas detubería flexible pueden tener una longitud de9,450 m [31,000 pies] o superior, según el tamañodel carrete y los diámetros de los tubos, que osci-lan entre 1 y 41⁄2 pulgadas. Una unidad motrizhidráulica, o aparato motriz, controlado desdeuna consola instalada en una cabina de controlcentral acciona el cabezal del inyector para des-plegar y recuperar la tubería flexible. El grancarrete de almacenamiento también aplica con-tratensión sobre la tubería.
La tubería continua pasa por encima de uncuello de cisne y a través de un cabezal del inyec-tor antes de su inserción en un pozo a través delequipo de control de pozo que consta típica-mente de un prensaestopas, un tubo prolongadory un conjunto de preventores de reventón (BOP,por sus siglas en inglés) sobre el cabezal delpozo. Este proceso se invierte para recuperar latubería flexible y enrollarla nuevamente en elcarrete. Los equipos y técnicas CT modernos pre-sentan numerosas ventajas con respecto a lasunidades de perforación y reparación y las unida-des para entubar bajo presión convencionales.
Tales ventajas incluyen la movilización rápiday los costos más bajos, la aceleración de las ope-
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raciones como consecuencia de la eliminación dela necesidad de efectuar interrupciones paraconectar los empalmes de las tuberías, y lascapacidades de cargas razonablemente grandesen alcances verticales más profundos y de altoángulo, en comparación con las operaciones concable o línea de acero. La flexibilidad de trabajarbajo presión en pozos “activos” sin matar el pozoy la capacidad única de bombear fluidos en cual-quier momento, independientemente de laposición dentro del pozo o la dirección de viaje,son otras de sus ventajas.
Estas capacidades resultan particularmenteútiles en operaciones de limpieza de pozos, ope-raciones de limpieza por chorro con gases inerteso fluidos livianos, lavados ácidos de los disparos,tratamientos de estimulación ácida o de estimula-
ción por fracturamiento hidráulico y tratamientosde consolidación de arena, operaciones decementación, pesca y fresado, ensanchado y per-foración de pozos en condiciones de bajo balance.La incorporación de líneas eléctricas, cables detransmisión de datos o cables de alimentación osuministro de energía en el interior de las sartasde tubería flexible, facilita la adquisición de regis-tros de pozos, la vigilancia rutinaria o el controlde fondo de pozo, la perforación direccional y lasinstalaciones de bombas eléctricas sumergibles(ESP, por sus siglas en inglés).
Los pozos de gran inclinación y mayor profun-didad son cada vez más comunes y en muchoscasos están comenzando a necesitar intervencio-nes con fines de remediación. La utilización enpozos más profundos aumenta el peso de la tube-
ría flexible, requiriéndose tuberías y cabezalesde inyectores más resistentes además de fluidosmejorados.2 La tecnología CT constituye unaopción viable para estas exigentes operacionescorrectivas pero se requiere una planeacióndetallada para garantizar la eficiencia y la seguri-dad de los trabajos.
Cuello de cisne
Cabezal del inyector
Conjunto depreventoresde reventón
Cabinade control
Carrete dela tubería
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200
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600
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> Actividad de las unidades de tubería flexible desde 1965 hasta la fecha. El desarrollo de tubulares continuos comenzó en la Segunda Guerra Mundial con elproyecto PLUTO (Líneas de Conducción debajo del Océano), en 1944. En la década de 1960, se utilizó tubería flexible (CT, por sus siglas en inglés) para lavararena, recuperar válvulas de seguridad de fondo de pozo y extraer fluidos de pozos con nitrógeno. Posteriormente, las aplicaciones CT se expandieron paraincluir tratamientos ácidos y tratamientos por fracturamiento hidráulico, bajada de herramientas, cambios de tuberías, perforación, levantamiento artificial, yterminación de pozos. Como resultado de todo ello, la cantidad de unidades CT que operan en todo el mundo aumentó, pasando de unos pocos equipos en1965 a más de 1000 en el año 2004.
1. Ackert D, Beardsell M, Corrigan M y Newman K: “The Coiled Tubing Revolution,” Oilfield Review 1, no. 3(Octubre de 1989): 4–16.Bigio D, Rike A, Christensen A, Collins J, Hardman D,Doremus D, Tracy P, Glass G, Joergensen NB y StephensD: “Coiled Tubing Takes Center Stage,” Oilfield Review 6,no. 4 (Octubre de 1994): 9–23.
2. Hodder M, Michel C, Kelligray D y Bailey L: “Investigationof Polymeric and Mixed Metal Oxide Fluids for Use inWell Intervention Operations,” artículo de la SPE 89637presentado en la Conferencia y Exhibición sobre TuberíaFlexible de las SPE/ICoTA, Houston, Texas, EUA, 23 al 24de marzo de 2004.
El mejoramiento de las prácticas de fabrica-ción y control de calidad de los tubulares tuvo unimportante impacto positivo, pero la optimiza-ción de los equipos y el perfeccionamiento de lastécnicas y procedimientos operacionales desem-peñaron un rol igualmente importante en lo querespecta al mejoramiento del desempeño y laconfiabilidad de la tecnología CT. Este artículotrata los últimos desarrollos introducidos en tér-minos de eficiencia de la técnica de tuberíaflexible en la localización del pozo, aplicacionesde remediación de pozos y de yacimientos, nue-vas herramientas de fondo de pozo, operacionesde re-entrada y perforación en condiciones debajo balance, y levantamiento artificial.
Eficiencia en la localización del pozoUn estudio de factibilidad llevado a cabo en elaño 2001 y los subsiguientes esfuerzos de ingenie-ría se tradujeron en una nueva unidad CT marina,cuyo lanzamiento tuvo lugar en 2003. El sistemamodular automático de Soluciones AutomáticasEficientes y Más Seguras con Tubería Flexible CT
SEAS fue instalado por primera vez en una plata-forma del campo Valhall de BP, ubicado en elsector noruego del Mar del Norte (arriba).3
Un pozo horizontal típico del campo Valhallrequiere entre 5 y 12 tratamientos de esti-mulación por fracturamiento hidráulicoindependientes. Para ahorrar tiempo, BP realizalas operaciones de perforación y terminación enla plataforma simultáneamente. Después de ins-talado el equipo de terminación de pozos, elequipo de perforación se desplaza hacia lasiguiente boca (slot)†. Los pozos son terminadoscon una unidad CT grande y una embarcaciónpara operaciones de estimulación.
La primera carrera de la tubería flexible seefectúa para ejecutar la limpieza del pozo y lasoperaciones de disparos. La embarcación utilizadapara la operación de estimulación bombea luegoun tratamiento de fracturamiento hidráulico conapuntalante. La siguiente carrera de tubería flexi-ble se lleva a cabo para eliminar el excedente deapuntalante, pero deja un tapón de arena para ais-lar la fractura precedente. A continuación se
dispara el siguiente intervalo, continuando esteciclo hasta que se estimulan todas las zonas.
En el pasado, las unidades CT convenciona-les operaban con una brigada de 13 personas. Elequipo estaba compuesto por una unidad de con-trol, un carrete y una unidad motriz, el equipode control de pozo, dos bombas de desplazamientopositivo de alta presión, temblorinas (zarandasvibratorias) para el lodo, válvulas de flujo y estran-guladores, y un soporte para el cabezal del inyector.
Los pozos de alcance extendido recientes,con tramos horizontales de 2,000 m [6,562 pies],perforados para explotar las áreas externas delcampo petrolero, plantean más desafíos que lospozos previos. La capacidad de utilizar tuberíaflexible más grande y más pesada, de 27⁄8 pulga-das, aumentaría la eficiencia operacional ypermitiría la terminación de intervalos adiciona-les pero sería necesario rediseñar la unidad CT.
Una evaluación de las operaciones y los requi-sitos de las plataformas, y las regulacioneslocales, ayudaron a los ingenieros a desarrollar lanueva unidad CT SEAS. El objetivo del nuevodiseño era lograr reducciones en el tiempo demontaje y en el tiempo de ciclo operacionalgeneral para alcanzar un incremento de la efi-ciencia del 15% y una reducción del personal acargo de las unidades CT del 30%. La unidad CTSEAS resultante está constituida por componen-tes modulares que resultan fáciles de entregar yarmar, producen niveles de descarga nulos y opti-mizan el aprovechamiento del espacio en áreasmarinas (próxima página, extremo superior).
La flexibilidad en lo que respecta a la disposi-ción del equipo reduce el tiempo de montaje ymejora las operaciones CT. Las unidades CT mari-nas convencionales implican típicamente 54elevaciones de la grúa para su montaje; la nuevaunidad reduce esta cifra a 36. Los componentes dela unidad CT SEAS son transportados a la localiza-ción del pozo sobre patines, previamente armadosy probados, para reducir el número de elevacionesde la grúa y el manipuleo manual del equipo.
El cabezal del inyector es transportado conel conector instalado. Un cuello de cisne auto-plegable y el proceso parcialmente automáticode inserción de la tubería flexible en el cabezaldel inyector limitan la exposición del personal alos diversos peligros.
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> Una plataforma del campo Valhall en el sector noruego del Mar del Norte.La nueva unidad CT SEAS ejecuta operaciones de disparos y limpieza depozos antes y después de los tratamientos de fracturamiento hidráulico conapuntalante en el campo Valhall de BP, situado en el área marina de Noruega.
3. Andreassen T, Langeteig B, Amaravadi S, Mallalieu R yPolsky Y: “Field Launch of a Safer, More-Efficient Coiled-Tubing Unit in North Sea for Valhall Stimulations,”artículo de la SPE 89604, presentado en la Conferencia yExhibición sobre Tubería Flexible de las SPE/ICoTA,Houston, Texas, EUA, 23 al 24 de marzo de 2004.
† Los slots son huecos en las plataformas de perforaciónmarinas desde los cuales se realiza la perforación.
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Para simplificar el montaje de las instalacio-nes y las pruebas de presión, los diseñosmejorados de los patines tienen menos válvulasy parte de la tubería es conectada y probada poranticipado en forma de componentes modulares.El control eléctrico distribuido de las válvulas,en lugar del control hidráulico centralizado,reduce la cantidad de conexiones hidráulicas. El
sistema CT SEAS tiene 36 conexiones hidráuli-cas en lugar de las 84 conexiones quecaracterizan a las unidades más antiguas.
La ergonomía de la cabina de control permitea los operadores reaccionar en forma rápida yeficaz ante cualquier situación (abajo). El con-trol automático del proceso y del equipo reducelos requerimientos en términos de miembros de
la brigada de 13 a 9 y permite que el operador dela unidad se centre en la eficacia de la operaciónde intervención del pozo. Los programas de con-trol de proceso tienen funciones de seguridadautomáticas incorporadas, que reducen la expo-sición a los riesgos en ambientes con propensióna errores humanos.
Carrete para tubería de tambor embutido
Patín de accionamiento del conjuntode preventores de reventón y estrangulador
Unidad de energía hidráulica
Sistema de temblorinaspara el lodo y tanque
Cabezal del inyector y estructura de levantamiento
Patín BOP
Cabina de control y taller de herramientas
< Una unidad marina más se-gura y más eficaz. La unidadCT SEAS está compuesta porpatines modulares que contie-nen sistemas múltiples paragarantizar un óptimo aprove-chamiento del espacio en laplataforma y un montaje efi-caz, y además facilitar la en-trega. Este diseño reduce lacantidad de elevaciones quedebe realizar la grúa para elmontaje en una plataforma opara el traslado de un pozo aotro. Los principales compo-nentes son un cabezal delinyector y una estructura delevantamiento con gato, unpatín para el conjunto de pre-ventores de reventón (BOP, porsus siglas en inglés), la cabinade control y el taller de herra-mientas apilables, un patínpara el accionamiento BOP yel estrangulador, una unidadde energía hidráulica y elcarrete para tubería de tamborembutido. Un cuello de cisneautoplegable y un procesoparcialmente automático parainsertar la tubería flexible en elcabezal del inyector reduce elriesgo de accidentes y lesio-nes. La automatización de launidad mejora aún más laseguridad y la eficiencia, yreduce la cantidad de miem-bros de la brigada de 13 a 9.
> Unidad CT y control del sistema. Un sistema cibernético, instalado en la cabina de la unidad CT SEAS, opera el carrete, el cabezal del inyector, el equipo decontrol del pozo, los estranguladores de control de flujo, las temblorinas para el lodo y las bombas.
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Los inicios de la tecnología de tubería flexible(CT, por sus siglas en inglés) se remontan alproyecto PLUTO (Líneas de Conducción debajodel Océano), un plan súper secreto concebidopara instalar líneas de conducción a lo largodel Canal de la Mancha durante la SegundaGuerra Mundial.1 En junio de 1944, los ingenie-ros de las Fuerzas Aliadas desplegaron variaslíneas de conducción para suministrar combus-tible a las fuerzas invasoras del Día D. Lamayor parte de las líneas estaban fabricadascon uniones de 12 m [40 pies] y 3 pulgadas dediámetro interior (ID, por sus siglas en inglés),tubos de acero con un espesor de 0.212 pulga-das soldados entre sí para formar secciones de1,220 m [4,000 pies].
Estas secciones de tubos más grandes se sol-daban extremo con extremo, se arrollaban entambores flotantes de 40 pies de diámetro y seremolcaban con embarcaciones para tendidode cables. El despliegue exitoso de 23 líneas deconducción cuya longitud oscilaba entre 48 y113 km [30 y 70 millas] estableció las basespara el futuro desarrollo y utilización de latubería flexible en pozos de petróleo y gas.
Los elementos de los cabezales de inyecto-res CT modernos pueden encontrarse en undispositivo desarrollado por Bowen Tools acomienzos de la década de 1960 para el des-pliegue de antenas de radio en la superficiedel océano, desde submarinos sumergidoshasta 183 m [600 pies] de profundidad. Lasantenas eran guardadas en un carrete, pordebajo del inyector, para facilitar su extensióny recuperación. Estos conceptos básicos ayu-daron a diseñar las unidades CT y los sistemasde inyectores.
La primera de esas unidades, construida porBowen Tools y la California Oil Company en1962, incluía un inyector regulado para cargassuperficiales de hasta 13,608 kg [30,000 lbm]que corría una sarta continua de tubería de1.315 pulgadas de diámetro exterior (OD, porsus siglas en inglés). El carrete de almacena-miento de la unidad, de 2.7 m [9 pies] de
diámetro, incluía una campana con una unióngiratoria, apta para permitir el bombeo conti-nuo de fluido a través de la tubería flexible.
No obstante, los aceros con bajo límite elás-tico y las numerosas soldaduras de extremo aextremo, requeridas para fabricar tuberíascontinuas no podían tolerar los repetidosciclos de flexión y las grandes cargas de trac-ción. Las fallas de las soldaduras, losdesperfectos de los equipos y las operacionesde pesca necesarias para recuperar la tuberíaflexible perdida, hicieron que los operadoresperdieran confianza en esta técnica.
Entre las década de 1960 y la de 1970, lascompañías de fabricación, incluyendo BowenTools, Brown Oil Tools, Uni-Flex, Inc., HydraRig Inc. y Otis Engineering, continuaronlogrando mejoras en los equipos CT y en loscabezales de inyectores. Estos cambios permi-tieron la utilización de tuberías flexibles demayor diámetro a mayores profundidades detrabajo, mejoraron el desempeño y la confiabi-lidad de la tubería flexible y redujeron lacantidad de fallas del equipo de superficie.Desafortunadamente, el pobre índice de éxitogeneral registrado y su reputación como téc-nica de confiabilidad limitada siguieronimportunando las operaciones CT.
Los últimos años de la década de 1970 y elcomienzo de la década de 1980 constituyeronun punto de inflexión para la tubería flexibleque hasta ese momento se fresaba o se formabaen secciones de 457 m [1,500 pies]. En 1978, elmejoramiento de la calidad de fabricación y elfresado continuo permitieron la fabricación detubos de 11⁄4 pulgadas de diámetro exterior. En1980, Southwestern Pipe introdujo el acero debaja aleación y alta resistencia de 70,000 lpc(70 klpc) [483 MPa] para la tubería flexible.Los primeros años de la década de 1980 fuerontestigos de la introducción de la tubería flexiblede 11⁄2 y 13⁄4 pulgadas de diámetro exterior.
En 1983, Quality Tubing Inc. comenzó a uti-lizar láminas de acero japonés de 914 m[3,000 pies] para reducir la cantidad de solda-
1. Wright TR Jr y Sas-Jaworsky II A (eds): World Oil’sCoiled Tubing Handbook. Houston, Texas, EUA: GulfPublishing Co. (1998): 7.
Historia de la tubería flexible
duras requeridas en un 50%. Más adelante,durante el transcurso de la década de 1980,Quality Tubing introdujo la soldadura inclinadapara eliminar las soldaduras a tope. Este pro-ceso consistía en cortar fajas de acero planas,en sentido diagonal, para aumentar la resisten-cia y la vida útil de la tubería flexibleexpandiendo la zona de soldadura afectada porel calor en forma de espiral alrededor del tubo.Además, el mejor conocimiento de la fatiga dela tubería flexible posibilitó la introducción demejoras en la confiabilidad y el desempeño delas tuberías.
En 1990, se fresó la primera sarta de tube-ría flexible de 2 pulgadas para la terminaciónpermanente de un pozo. Inmediatamente des-pués de este evento, los proveedorescomenzaron a fabricar tuberías con diámetrosexteriores de 23⁄8, 25⁄8, 27⁄8, 31⁄2 y 41⁄2 pulgadaspara aplicaciones de servicios de pozos. En laactualidad, las tuberías flexibles se fabricancon acero de alto límite elástico de 90, 100,110 y 120 klpc [620, 689, 758 y 827 MPa], y aleaciones resistentes a la corrosión. La dispo-nibilidad de aceros de mayor resistencia y dediámetros más grandes y la necesidad dereducir los costos fueron factores clave quesubyacieron la revolución CT de la década de1990 y que posteriormente dieron cuenta delaumento extraordinario de las operaciones deintervención de pozos concéntricas o bajadasa través de la tubería de producción.
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Durante las operaciones con tubería flexible,los parámetros del trabajo son vigilados ruti-nariamente, registrados y representadosgráficamente por el sistema de tratamiento asis-tido por computadora con tubería flexibleCoilCAT para la adquisición de datos en tiemporeal. El sistema de vigilancia rutinaria y entregade datos en tiempo real InterACT provee unacomunicación bilateral segura, basada en lainfraestructura de la Red, que permite disponerde los datos de campo en todas las etapas de unaoperación con tubería flexible.4
El personal autorizado del cliente y deSchlumberger tiene acceso a los datos y puedecontrolar los trabajos a distancia. La transferen-cia de grandes bloques de información a granvelocidad facilita la evaluación de las operacio-nes en tiempo real a fin de ayudar a ajustar losprocedimientos del trabajo y acelerar el procesode toma de decisiones.
La unidad CT SEAS ha mejorado la eficienciade las operaciones de limpieza de pozos y ha per-mitido la terminación de pozos marginales másdificultosos. La capacidad de correr hasta 6,000m [1,829 pies] de tubería flexible de 27⁄8 pulgadasa mayores velocidades ha permitido mejorar lasoperaciones de limpieza de pozos, eliminando lanecesidad de disponer de aditivos químicos parareducir la fricción y reduciendo los tiempos tota-les insumidos en las operaciones.
En el nuevo diseño de las unidades CT, eléxito actual y futuro de esta tecnología puede seratribuido a los diseños de las plataformas, que seajustan a los requisitos de la tubería flexible.
Hasta la fecha, no se han materializado todos losavances procurados en términos de eficiencia enla plataforma Valhall, pero con cada nueva cam-paña el equipo de trabajo se aproxima más a esasmetas.
La necesidad de disponer de tecnología CT efi-caz no se limita a las operaciones marinas.Schlumberger desarrolló el servicio de tubería fle-xible de despliegue rápido CT EXPRESS parapozos terrestres de profundidad intermedia(arriba). Este sistema consta de dos camiones—una unidad CT construida al efecto y otra unidadcon una bomba combinada de nitrógeno ylíquido—operados por tres personas y ofrece lasmismas capacidades que las unidades convencio-nales con brigadas de cinco miembros.
La bomba combinada incluye un tanque delíquido-nitrógeno y sistemas de aditivos líquidos,y provee energía eléctrica e hidráulica. Esta uni-dad ha sido diseñada para aplicaciones queimplican regímenes de bombeo relativamentebajos, presiones moderadas y operaciones conti-nuas durante períodos prolongados.
La tubería permanece insertada en el cabezaldel inyector durante el transporte, y el arreglo defondo de pozo (BHA, por sus siglas en inglés)puede ser armado y sometido a pruebas de pre-sión antes de arribar a la localización. Un carretepara tubería de tambor embutido y una innova-dora base de pruebas de presión de lospreventores de reventón facilitan la movilizaciónde la unidad. Para garantizar la seguridad y la efi-ciencia del montaje, no debe realizarse ningunaconexión hidráulica o eléctrica en la localización.
El operador de la unidad controla el carrete,el cabezal del inyector y el conjunto de preven-tores de reventón desde una cabina de controlcibernética, que utiliza más efectivamente elpersonal disponible y mejora la comunicacióncon la localización del pozo. Además, se disponede paneles de control autónomos, independien-tes, para la operación de los componentesindividuales del equipo.
Las estadísticas de las operaciones CT indicanque la inacción o las acciones incorrectas contri-buyen como mínimo a un tercio de todas las fallasproducidas. Aproximadamente un 83% de lasfallas fueron desencadenadas por un evento defondo de pozo, generando fuerzas que exceden loslímites de trabajo seguros de la tubería flexible.Para encarar este problema, se cuenta con el sis-tema de Control de Inyector Inteligente IIC deSchlumberger, compatible tanto con las unidadesCT convencionales como con las unidades CTSEAS nuevas, que provee control automático debajada de la tubería flexible.
En conjunto con el programa de diseño y eva-luación de la tubería flexible CoilCADE, latecnología IIC asegura que las operaciones CT nose desvíen de los parámetros de trabajo especifi-cados. Este sistema realiza pruebas automáticasde carga o tracción del inyector y controla lavelocidad, la carga aplicada, la profundidad yotros parámetros durante los viajes de entrada ysalida del pozo.
Esto resulta particularmente importantedurante las operaciones críticas de adquisiciónde registros y cementación, así como en aplica-ciones a alta presión o durante las operacionesde perforación y fresado sensibles al peso. Laimplementación de cronogramas de viajes y lospuntos de retardo predeterminados protegen elequipo de terminación, tal como los niples conperfiles específicos. Los límites de seguridad pro-gramados proveen protección contra lasobretracción y cierre de emergencia en caso deobstrucciones de fondo de pozo.
El sistema de control automático IIC protegeal pozo y al equipo de terminación y ayuda a pre-venir fallas de fondo de pozo causadas porerrores humanos. Además de las mejoras intro-ducidas en las unidades CT y el equipo desuperficie, el mejor conocimiento de los concep-tos de esfuerzo y fatiga, y la mayor eficacialograda en el manejo de la tubería han mejoradola calidad del servicio y la seguridad del trabajo.
4. Cabanzo LE y Zhou W: “Real-Time Data Delivery in Coiled-Tubing Well Interventions,” artículo de la SPE89528 presentado en la Conferencia y Exhibición sobreTubería Flexible de las SPE/ICoTA, Houston, Texas, EUA,23 al 24 de marzo de 2004.
> Una unidad CT terrestre, diseñada a medida de las necesidades. Launidad CT EXPRESS incluye dos remolcadores que se montan en menosde 30 minutos. El remolque principal incluye un inyector regulado parauna tracción de 40,000 lbf [178 kN] y un equipo de control de presión de10,000 lpc [68.9 MPa] en un mástil de 13 m [42 pies]. Esta unidad puedeser utilizada en cabezas de pozos de hasta 6.1 m [20 pies] de altura, conun arreglo de fondo de pozo de 1.8 m [6 pies] o más corto. Los arreglosde fondo de pozo más largos pueden caber en cabezas de pozos máscortas. El segundo remolque transporta el equipo de bombeo de nitró-geno y líquido y los sistemas de aditivos líquidos.
Confiabilidad de la tuberíaLos resultados de un análisis de defectos y fallasde tuberías realizado por Schlumberger duranteocho años, indicó que la eficiencia de la utili-zación de la técnica de tubería flexible estámejorando.5 El mayor conocimiento de las fallasde los tubos y la implementación de un programaenfocado de manejo de tuberías contribuyeron aaumentar la confiabilidad de la tecnología CT ymejorar la calidad de servicio. Como parte de unPrograma de Análisis de Fallas de Tuberías Flexi-bles en curso, Schlumberger investigó y clasificólas causas y los mecanismos de las fallas (abajo).
Estos datos proveen valiosa información paralos esfuerzos de investigación, desarrollo e inge-niería, los programas de entrenamiento y
competencia, y los planes de aseguramiento de lacalidad. En base a las tendencias y las causas delas fallas identificadas, Schlumberger imple-mentó procedimientos preventivos de campopara mitigar las fallas de las tuberías flexibles.
El resultado fue un aumento sostenido de lacantidad de trabajos realizados por Schlumber-ger por cada 305 m [1,000 pies] de tuberíaflexible comprada, de 2 en 1998 a 3.6 en 2003.También aumentó la cantidad de trabajos exito-sos entre fallas, pasando de 100 en 1999 a unrécord de 235 en 2001.
Schlumberger desarrolló el Programa deManejo de Tuberías CT para rastrear y encararlos defectos y fallas de los tubos. Las fallas regis-tradas mientras la tubería flexible se encuentra
en un pozo o está siendo flexionada en la superfi-cie pueden tener un impacto catastrófico sobrela seguridad, el medio ambiente y la rentabilidadde las intervenciones. Se han logrado avancessignificativos para reducir la cantidad de fallasde la tubería flexible.
Los materiales de los tubos, los procesos demanufactura y el control de calidad previo a lallegada de la tubería flexible al campo, han mejo-rado a través de una alianza con la compañíaproveedora de tuberías flexibles Precision TubeTechnology Inc. El modelo de predicción de lavida útil de la tubería flexible CoilLIFE ayuda aevaluar el daño producido por la fatiga y permiteretirar de servicio la tubería flexible antes de quealcance el fin de su vida útil.
El sistema de inhibición del almacenamientode la tubería flexible PipeSAVER ha mejorado lamanipulación de la tubería flexible a través de lamitigación del daño mecánico y la corrosión. Elentrenamiento del personal en la utilización y elmantenimiento adecuados de la tubería, y lasherramientas de planeación, tales como el sistemade evaluación de riesgos planteados por la tuberíaflexible CoilSAFE, ayudan a abordar la seguridadoperacional. El inventario global de tuberías deSchlumberger ha ayudado a conocer el desempeñode la tubería flexible porque requiere que las fallassean registradas, analizadas y categorizadas.
Los tratamientos de fracturamiento y estimu-lación ácida a través de la tubería flexibleerosionan o corroen el acero. Ciertos elementosdel pozo, tales como los tubulares de cromo, pro-vocan la abrasión externa de la tubería flexible, ylas unidades CT se están utilizando a presionesmás altas, aumentando constantemente la defini-ción de “presión alta.” Estas mayores demandasrequieren un medio más adecuado de vigilanciarutinaria de la integridad de la tubería flexible.
Se han desarrollado varios sistemas de ins-pección de tuberías flexibles. El monitoruniversal de integridad de la tubería (UTIM, porsus siglas en inglés) mide el diámetro y la ovali-dad de la tubería. Otros sistemas que detectanfisuras y picaduras, además de proveer espesoresde pared promedio tienen aplicaciones específi-
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Fatiga Picadurade corrosión
Corrosióngeneral
Manufactura y procezamiento
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Distorsión Dañomecánico
Otros
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> Análisis de fallas de tuberías flexibles. Schlumberger rastreó las causas (extremo superior) y los me-canismos (extremo inferior) de fallas durante ocho años. Por causa se entiende la condición inicial queconduce, en última instancia, a la falla de la tubería. Mecanismo es el evento que finalmente provocala falla. Por ejemplo, el mecanismo de fatiga puede producir una falla causada por una picadura decorrosión o una melladura. Estos datos condujeron al desarrollo de un programa de manejo de tuberíaenfocado y a un mejor control de calidad en el campo, que optimizó la utilización, la eficiencia y lasprácticas operativas de las unidades de tubería flexible.
5. Van Adrichem WP: “Coiled Tubing Failure Statistics Usedto Develop CT Performance Indicators,” artículo de laSPE 54478, presentado en la Conferencia y Exhibiciónsobre Tubería Flexible de las SPE/ICoTA, Houston, Texas,EUA, 25 al 26 de mayo de 1999.Larsen HA, Bravenec EV y Coburn GS: “Coiled-TubingPerformance Indicators 3 Years Later: An Update,” artí-culo de la SPE 81713, presentado en la Conferencia yExhibición sobre Tubería Flexible de las SPE/ICoTA,Houston, Texas, EUA, 8 al 9 de abril de 2003.
6. Newman KR y Lovell J: “A New Approach to UltrasonicCT Inspection,” artículo de la SPE 87122, presentado enla Conferencia y Exhibición sobre Tubería Flexible de lasSPE/ICoTA, Houston, Texas, EUA, 8 al 9 de abril de 2003.
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cas, pero ninguno resulta completamente satis-factorio. Estas limitaciones dirigen los esfuerzosde investigación y desarrollo en curso en lo querespecta a inspección de la tubería flexible.
Actualmente se está desarrollando tecnolo-gía para abordar la identificación y descripción
de defectos, los efectos de las imperfeccionessobre la vida útil de la tubería flexible, y la eva-luación de los riesgos asociados. El nuevodispositivo ultrasónico utilizado en tiempo realCT InSpec, por ejemplo, permite vigilar rutina-riamente tanto la ovalidad como el espesor de
las paredes (arriba).6 El espesor de las paredesestá directamente relacionado con la resistenciaal estallido de los tubulares, la vida útil rema-nente de la sarta, los efectos de la abrasión y laerosión de la sarta, así como con los efectos crí-ticos de la bajada de las cargas.
Estas mediciones ayudan a los usuarios aoptimizar la vida útil de la sarta y reducir lasfallas de los tubulares en el campo. El disposi-tivo CT InSpec no aborda todos los asuntosrelacionados con la inspección de las tuberíasflexibles, pero constituye un importante pasoadelante. La combinación de esta tecnología conlas mediciones de fugas de flujo magnético o lasmediciones ultrasónicas de ondas de corte exis-tentes, permite la detección de defectoslocalizados, tales como picaduras y corrosión.Además de mejorar el manejo de la sarta detubería flexible, los nuevos desarrollos estánoptimizando las operaciones de limpieza depozos.
Remediación de pozosAproximadamente un 50% de las operaciones contubería flexible implican la eliminación de arenade formación, apuntalantes para fracturamientou otros sólidos, de los pozos (izquierda). Estosmateriales limitan o impiden la producción,obturan el pasaje de herramientas operadas acable u otras herramientas de fondo de pozo, einterfieren con las operaciones de terminación eintervención de pozos. Las técnicas CT conven-cionales a menudo dejan atrás los sólidos yrequieren intentos de limpieza reiteradosdurante períodos prolongados, lo que incrementalos costos y retrasa la producción.
Escurridera
Elemento elastomérico
Probetas ultrasónicas
> Inspección de la tubería flexible. El mejoramiento de las operaciones de inspección de la tubería ayuda a reducir las fallas y optimizar la vida útil de la tu-bería. En la localización del pozo, el sistema de CT InSpec utiliza 12 probetas ultrasónicas, dispuestas en forma radial, para vigilar rutinariamente el espesorde la pared y la ovalidad de la tubería a lo largo de tramos de tubería flexible variables (izquierda). Este dispositivo nuevo mide el espesor de la pared de latubería flexible a medida que sale del carrete (derecha).
Caída de presión por fricción en la tubería flexible
Transporte de partículas
Altura de la capa desólidos y movimientode las dunas de sólidos
Limpieza por chorroy movilización de los sólidos
> Limpieza de pozos de gran inclinación y horizontales. Durante las opera-ciones de limpieza de pozos con tubería flexible, el fluido es bombeado porla tubería flexible a través de una boquilla de fondo de pozo con chorros uorificios. El flujo turbulento resultante agita el relleno del pozo, haciendoque los sólidos se mezclen y queden suspendidos provisoriamente en elfluido de limpieza como resultado del flujo turbulento. Las velocidades debombeo dependen de la potencia disponible y de la caída de presión porfricción en la tubería flexible. Con el tiempo, los sólidos que viajan por elespacio anular entre la tubería flexible y el pozo se asientan en el lado bajodel pozo y forman dunas detrás de la boquilla. La distancia a lo largo de lacual pueden ser transportados los sólidos depende de las propiedades delfluido, los tamaños y densidades de las partículas, la velocidad de flujo y lageometría del pozo, incluyendo la tubería flexible.
Para abordar este problema, Schlumbergerllevó a cabo extensivas pruebas dirigidas a com-prender el transporte de sólidos por los fluidosde limpieza.7 El servicio de eliminación delrelleno PowerCLEAN resultante, constituye unenfoque integrado consistente en fluidos espe-ciales, boquillas de limpieza a chorro mejoradas,programas de diseño y un sistema de control entiempo real, que vigila rutinariamente el retornode sólidos en la superficie (derecha).
Mezclados con agua dulce o con agua salada,los fluidos PowerCLEAN crean una soluciónestable de baja fricción y alta viscosidad queextiende la eficacia de la limpieza a 163°C[325°F]. Con el sistema PowerCLEAN tambiénpuede utilizarse agua, guar, hidroxietilcelulosa(HEC), xantano y surfactantes viscoelásticos(VES, por sus siglas en inglés) hasta su límite detemperatura; aproximadamente 121°C [250°F].
Los diseños de boquillas CT previos, común-mente, tienen chorros progresivos solamente ochorros progresivos y regresivos que no eliminanefectivamente los sólidos de los pozos de graninclinación. Las nuevas boquillas PowerCLEANno tienen piezas móviles sino que crean unefecto de remolino que provee limpieza por cho-rro continuo; esto permite utilizar la energía delfluido más eficazmente y elimina los sólidos auna velocidad más de dos veces superior a lavelocidad de las boquillas convencionales.
El programa PowerCLEAN integra la simula-ción de las operaciones de limpieza con laoptimización del trabajo. Los parámetros del tra-bajo incluyen la velocidad de circulación, lavelocidad de bajada de la tubería flexibledurante la penetración del relleno, la profundi-dad de la capa de partículas, la velocidad deextracción de la tubería flexible para barrer lossólidos hacia la superficie, y el número y longi-tud de los barridos antes de volver a bajar latubería. El programa da cuenta de factores talescomo máxima presión de superficie y velocidadde bombeo, presión de fondo de pozo (BHP, porsus siglas en inglés) aceptable, concentración desólidos arrastrados, fuga de fluidos o influjo defluidos, y transporte de sólidos.
Las restricciones adicionales aseguran la eje-cución de operaciones de limpieza seguras,libres de problemas. No se permite que la capade sólidos exceda una altura especificada queimpide el arrastre sobre la tubería flexible, elincremento de las presiones por fricción y elatascamiento de la tubería. Además, el volumende sólidos que pueden ser levantados por encimade la boquilla es limitado. Esto ayuda a asegurarla extracción de la tubería flexible en caso depérdida de circulación por falla de la bomba o
pérdida excesiva de fluido. Estas restriccionesde seguridad habitualmente se traducen enbarridos múltiples para eliminar los grandesvolúmenes de relleno.
El monitor de sólidos en tiempo real Power-CLEAN utiliza sensores acústicos para detectarel retorno de sólidos en la superficie y ayudar adeterminar si el avance de las operaciones delimpieza se atiene a lo planificado. Este monitorno intrusivo se instala en un codo de la línea decontraflujo. El sistema PowerCLEAN reciente-mente desempeñó un rol clave en lasoperaciones de limpieza de pozos realizadas enEuropa continental y el Golfo de México.
Después de fracturar hidráulicamente unpozo de gas terminado con una tubería de reves-timiento corta de 7 pulgadas, el operadornecesitaba limpiar el pozo en condiciones depresión equilibradas para evitar su daño. Unvolumen de 9.4 m3 [59 bbl] de apuntalante abase de bauxita rellenaba el pozo entre 4,176 y4,999 m [13,700 y 16,400 pies] de profundidad,es decir una longitud de 823 m [2,700 pies]. Lamáxima inclinación del pozo a dicha profundi-dad era de 31° y la temperatura de fondo depozo (BHT, por sus siglas en inglés) ascendía a151°C [304°F].
Una sarta de tubería flexible de 13⁄4 pulgadasque bombeaba el nuevo fluido de limpiezapenetró el relleno a razón de aproximadamente1.8 a 3 m/min [6 a 10 pies/min]. El programa
PowerCLEAN predijo que otros fluidos no prove-erían una operación de limpieza efectiva debidoa la elevada temperatura de fondo de pozo y lasgrandes dimensiones de la tubería de revesti-miento. También determinó que se requeriríanvarios barridos para eliminar los sólidos asenta-dos en los tramos del pozo de gran inclinación.
Cada penetración de la tubería flexible en elrelleno se limitó a 24 m [80 pies], lo que mini-mizó la altura de las dunas de sólidosimpidiendo el atascamiento de la tubería flexi-ble en caso de pérdidas de fluido o interrupcióndel bombeo. La velocidad de barrido durante elviaje de salida del pozo fue de 3 a 6 m/min [10 a20 pies/min], a fin de garantizar le eliminacióncompleta del relleno.
Se logró una velocidad de flujo óptima a tra-vés de los 6,401 m [21,000 pies] de tuberíaflexible, a presiones inferiores a 4,000 lpc [27.6MPa] debido a la utilización del fluido de bajafricción PowerCLEAN. El retorno de sólidos fuecontrolado en la superficie, en tiempo real. Elpozo se limpió sin problemas y se recuperaron59 barriles de apuntalante a base de bauxita.
El servicio PowerCLEAN también fue utili-zado para eliminar el excedente de bauxita de unpozo del Golfo de México a fin de reemplazar elarreglo de cedazos de empaque de grava. Estepozo, que tenía una trayectoria compleja con unadesviación máxima de 70°, fue terminado con unatubería de revestimiento corta de 31⁄2 pulgadas.
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> Servicios de limpieza de pozos integrados. Además del mejoramiento delprograma de diseño, los nuevos fluidos de limpieza y la vigilancia rutinariade los sólidos en la superficie, el sistema PowerCLEAN incluye una boquillaespecial que crea un remolino de fluido, que elimina los sólidos a velocida-des de flujo menores que las boquillas convencionales. A diferencia de otrasboquillas, las boquillas PowerCLEAN utilizan ángulos de chorros optimizadospara producir este efecto de remolino y no tienen piezas móviles que mante-ner. El nuevo fluido y la boquilla PowerCLEAN eliminan efectivamente el re-lleno a velocidades de tan sólo 0.15 m3/min [1 bbl/min] para tuberías derevestimiento de 7 pulgadas y de 0.3 m3/min [2 bbl/min] para tuberías derevestimiento de 95⁄8 pulgadas con cualquier inclinación.
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A una temperatura de fondo de pozo de menosde 93°C [200°F] y una velocidad de bombeo de0.12 m3/min [0.75 bbl/min], la utilización de laboquilla PowerCLEAN con un fluido a base dexantano se tradujo en una operación de limpiezaoptimizada.
Basadas en la vigilancia rutinaria en tiemporeal, las operaciones de limpieza lograron elimi-nar 7,484 kg [16,500 lbm] de bauxita en 12horas. En una carrera subsiguiente de la tuberíaflexible, se posó en el fondo el portacable delarreglo de empaque de grava, confirmando lalimpieza del pozo. Después de reemplazar loscedazos de empaque de grava, la producción delpozo aumentó de 14,320 a 70,600 m3/d [0.5 a 2.5MMpc/D].
Los depósitos de incrustaciones inorgánicasde fondo de pozo, que se acumulan en los tubu-lares del pozo, constituyen un serio problema deintervención de pozos (abajo).8 La acumulaciónde incrustaciones modifica la rugosidad superfi-cial de los tubulares, incrementando caída depresión por fricción y restringiendo la producción.El crecimiento adicional de las incrustacionesdisminuye el área de flujo de los tubulares,impide el acceso a las secciones más profundasde un pozo, y finalmente puede bloquear com-pletamente la tubería. Cuando el agua de marinyectada irrumpe en un pozo, se pueden formarincrustaciones insolubles, extremadamenteduras, tales como el sulfato de estroncio y el sul-fato de bario.
En Brasil, Petrobras utilizó tecnología CTcon chorros abrasivos para eliminar la acumula-ción de incrustaciones pesadas de sulfato de
bario de la tubería de producción en un pozomarino.9 El pozo estaba ubicado en una plata-forma marina fija y no se disponía de ningúnequipo de reparación, de manera que el reem-plazo de la tubería de producción no constituíauna opción viable. La tubería flexible proporcio-naba un medio para bajar las herramientasmecánicas de eliminación de incrustaciones yhacer circular los fluidos de limpieza sin elequipo de reparación convencional.
En otros campos petroleros del área, sehabían utilizado con éxito métodos tales comodisolventes químicos, escobillas con líneas deacero y motores de fondo de pozo, para eliminarla acumulación de incrustaciones. No obstante,en algunos de estos casos, los detritos residualescaían en el fondo del pozo y obturaban los dispa-ros, lo que exigía operaciones de limpiezaadicionales.
Los servicios Blaster de Schlumberger utili-zan tecnología de limpieza por chorro a altapresión para eliminar los depósitos del fondo depozo (arriba). Este sistema especializadoemplea solventes o materiales abrasivos especia-les para eliminar la acumulación deincrustaciones sin dañar los tubulares o el
equipo de terminación, tales como niples con unperfil característico, válvulas de seguridad defondo de pozo o camisas de deslizamiento. Estatecnología comprende tres técnicas: los serviciosde eliminación de incrustaciones Jet Blaster,Scale Blaster y Bridge Blaster.
Las técnicas Jet Blaster utilizan fluidosconvencionales o solventes para disolver incrus-taciones con una herramienta de limpieza porchorro radial. El método Scale Blaster emplea elsistema seguro de eliminación de incrustacionesduras Sterling Beads desarrollado por el Centrode Investigaciones de Schlumberger situado enCambridge, Inglaterra, para eliminar las incrus-
Pared de la tubería de producción
Incrustación
Boquilla del chorroCabeza
rotativa
Anillo de derivación
> Eliminación mecánica de incrustaciones. La herramienta Jet Blaster constade una cabeza rotativa con boquillas opuestas, desplazadas tangencialmente,y un anillo de derivación. Las boquillas de chorros eliminan las incrustacionesde las paredes de los tubulares mientras que el anillo de derivación permiteque la herramienta avance, sólo una vez que el diámetro interno de los tubu-lares está limpio. Los servicios Blaster incluyen tres técnicas de eliminaciónmecánica de incrustaciones: el método Jet Blaster utiliza fluidos no abrasivospara la eliminación de incrustaciones blandas; el método Scale Blaster agre-ga el sistema abrasivo Sterling Beads para eliminar las incrustaciones duras;y el método Bridge Blaster emplea limpieza por chorro abrasivo y un cabezalde fresado, accionado por motor, cuando los tubulares se encuentrancompletamente taponados.
Pared de la tubería de producción
Incrustación
> Acumulación de incrustaciones en los tubula-res del pozo. Las variaciones en la calidad delagua producida, especialmente durante la in-yección de agua de mar para el mantenimientode la presión, contribuyen a la formación de in-crustaciones inorgánicas duras en los disparosy en los tubulares del pozo. La acumulación deincrustaciones insolubles reduce el área deflujo, restringiendo o previniendo la producción,y contribuye a los problemas de levantamientoartificial por gas y a la falla de las válvulas deseguridad y de otros equipos de fondo de pozo.
7. 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, Houston, Texas, EUA, 23 al 24de marzo de 2004.
8. Crabtree M, Eslinger D, Fletcher P, Miller M, Johnson A yKing G: “La lucha contra las incrustaciones—Remocióny prevención,” Oilfield Review 11, no. 3 (Otoño de 1999):30–49.
9. Quiroga MHV, Calmeto JCN, Assis CAS, Pinto SL y Santos F: “Hard Scale Mechanical Removal: A Solutionfor Brazilian Offshore Operations,” artículo de la SPE89627, presentado en la Conferencia y Exhibición sobreTubería Flexible de las SPE/ICoTA, Houston, Texas, EUA,23 al 24 de marzo de 2004.
taciones inertes duras (abajo). A través de lacorrecta selección de dureza, forma, tamaño ydensidad de las partículas y resistencia de la frac-tura, los investigadores lograron propiedadesúnicas que permiten eliminar la acumulación deincrustaciones sin dañar las superficies de acero.
La técnica Bridge Blaster combina un motorde desplazamiento positivo (PDM, por sus siglasen inglés) y una fresa cónica de 15⁄8 pulgadas conla herramienta de limpieza por chorro radial y elsistema Sterling Beads modificado para evitar la
obturación del motor PDM. Este sistema perforalos depósitos de incrustaciones o los tapones decemento a través de la tubería de producción sindañar el equipo de pozo. La pequeña fresacónica elimina parcialmente el depósito deincrustaciones, mientras que la limpieza porchorro suprime el resto. Las velocidades de eli-minación son más elevadas que las de la técnicade fresado convencional.
El programa de diseño Blaster ayuda a selec-cionar la geometría de la herramienta delimpieza por chorro—anillo de derivación, cabe-zal de boquilla, diámetro y configuración de losorificios—, las velocidades de fluido requeridas,las presiones de tratamiento esperadas, las con-centraciones de material abrasivo y lasvelocidades de eliminación de la acumulación deincrustaciones. El programa estima además losinsumos, tales como los agentes gelificantes, losproductos de mezcla y los materiales abrasivos.
El BHA de la tubería flexible encontró incrus-taciones a 2,546 m [8,353 pies] de profundidad,en el pozo de Petrobras. Utilizando salmuera geli-ficada con xantano y 3% de porcentaje en peso departículas abrasivas Sterling Beads, la herra-mienta Jet Blaster logró una velocidad delimpieza de 12 a 15 m/h [39.4 a 49.2 pies/h] entre2,546 y 3,087 m [10,128 pies]. Con una velocidadde bombeo de 0.23 a 0.27 m3/min [1.5 a 1.7bbl/min], y presiones de circulación de la bombade 3,500 a 4,000 lpc [24.1 a 27.6 MPa], esta partedel trabajo requirió 36 horas y tres herramientasde limpieza por chorro.
A 3,087 m, 60 m [197 pies] por debajo de latubería de producción y dentro de la tubería derevestimiento corta de 7 pulgadas, la herra-mienta de limpieza por chorro fue reemplazadapor un motor PDM y una fresa de tres pasos de21⁄2 pulgadas. Esta etapa final insumió 12 horaspara limpiar 43 m [141 pies] hasta 3,130 m[10,269 pies] de profundidad y consumió comple-tamente la fresa.
La operación total generó unos 29,937 kg[66,000 lbm] de detritos—2,722 kg [6,000 lbm]de incrustaciones y 27,216 kg [60,000 lbm] departículas abrasivas—que fueron capturados enel separador de producción de la plataforma. Des-pués del trabajo, debieron cerrarse durante unperíodo breve otros pozos de la plataforma paralimpiar el separador de la plataforma. La mayoríade las operaciones de eliminación de incrustacio-nes ahora utilizan un separador provisorio paracapturar los sólidos antes de que lleguen al sepa-rador de producción.
La tecnología Scale Blaster logró eliminarefectivamente la acumulación de incrustacionesde sulfato de bario, de la tubería y el equipo determinación de pozos en condiciones bajo las
cuales los métodos convencionales habíanfallado en el pasado. Como resultado, la produc-ción de petróleo aumentó 1,025%, lo queamortizó los costos en 19 días.
Es común que los pozos de campos madurosexperimenten la acumulación de incrustaciones.Los servicios Blaster han sido aplicados enmuchas otras localizaciones a fin de ahorrartiempo y dinero, incluyendo el campo Duri deIndonesia y varios campos del Mar del Norte.Además de ser utilizada en operaciones de lim-pieza de pozos, la tubería flexible se haconvertido en una herramienta importante parala estimulación de formaciones.
Remediación de yacimientosEn Argelia, Sonatrach estimula los pozos profun-dos de alta presión y alta temperatura (HPHT,por sus siglas en inglés) del campo HassiMessaoud, utilizando sistemas de fracturamientohidráulico bajados con tubería flexible y nuevatecnología de empacadores.10 Las condiciones deyacimiento permiten la implementación de trata-mientos de fracturamiento hidráulico de bajavelocidad y alta presión, que aumentan significa-tivamente la productividad y prolongan la vidaeconómica de estos pozos. Desafortunadamente,muchos pozos requieren tratamientos correctivosde inyección forzada de cemento o reemplazo dela tubería para abordar los problemas de integri-dad de las tuberías antes de iniciar lasoperaciones de estimulación.
En el pasado, los problemas con los empaca-dores convencionales limitaban el éxito de lostratamientos de fracturamiento debido a la pre-sencia de presiones diferenciales superiores a9,000 lpc [62.1 MPa] a lo largo del empacador deaislamiento. Algunos tratamientos se traducíanen costosas operaciones de pesca. Los tratamien-tos de estimulación mediante tubería flexibleCoilFRAC, proporcionaron una alternativa conrespecto a los equipos de reparación convencio-nales (próxima página, a la izquierda).11 Ladisponibilidad de unidades CT constituyó unaventaja adicional.
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Partículas de arena Partículas de caliza
Esferas de vidrio Partículas Sterling Beads
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> Vistas microscópicas de la forma de las partícu-las del sistema Sterling Beads y diversos efectosde la abrasión de las partículas. Las partículasesféricas del sistema Sterling Beads tienen granresistencia a la fractura y baja friabilidad, y sonsolubles en ácido (extremo superior). Este mate-rial no tóxico se asemeja al desempeño erosivode la arena sobre las incrustaciones frágiles duras,pero no causa daño excesivo al acero durante lalimpieza por chorro prolongada sobre un determi-nado punto. Las partículas de arena y calcita an-gulares producen mellas en las superficies deacero, lo que puede provocar fallas en los tubula-res dúctiles (centro a la izquierda y a la derecha).Las esferas de vidrio y las partículas redondastienden a rebotar en las superficies de acero,creando cráteres grandes y profundos que final-mente pueden producir erosión a través de lasparedes de los tubulares (extremo inferior izquier-do). Las partículas del sistema Sterling Beads sefracturan ante el impacto, creando sólo cavida-des pequeñas (extremo inferior derecho).
10. Allouti A, Ben Amor B, Ferhat A, Oettli M, Ortiz A y WoodJ: “Coiled-Tubing-Conveyed Fracturing Technique Provides Economic Alternative to Workover Rigs in Stimulation Campaign,” artículo de la SPE 89446, presentado en la Conferencia y Exhibición sobre TuberíaFlexible de las SPE/ICoTA, Houston, Texas, EUA, 23 al 24de marzo de 2004.
11. Degenhardt KF, Stevenson J, Gale B, González D, Hall S,Marsh J y Zemlak W: “Aislamiento y estimulación selec-tivos,” Oilfield Review 13, no. 3 (Invierno de 2001/2002):60–80.
12. Gutor C, Al-Saleem A, Rieger B y Lemp SP : “New Life forOld Wells: A Case Study of Re-Stimulating Gas WellsUsing Fracturing Through Coiled Tubing and SnubbingTechniques,” artículo de la SPE 81730, presentado en laConferencia y Exhibición sobre Tubería Flexible de lasSPE/ICoTA, Houston, Texas, EUA, 8 al 9 de abril de 2003.
Verano de 2004 51
Sumados a los empacadores mecánicos másconfiables para el aislamiento del fondo del pozo,los tratamientos de fracturamiento hidráulicocon tubería flexible protegen los tubulares delpozo de las altas presiones de tratamiento y delos apuntalantes abrasivos. Las técnicas Coil-FRAC son aplicables para los tratamientos deestimulación iniciales realizados en pozos nue-vos, la estimulación de zonas productivaspasadas por alto y la re-estimulación de interva-los previamente tratados.12
En octubre de 2001, Sonatrach realizó el pri-mer tratamiento CoilFRAC en el pozo OMP843
del campo Hassi Messaoud. Terminado con unatubería de revestimiento corta cementada y dis-parada de 41⁄2 pulgadas y con tubería deproducción de 41⁄2 pulgadas, este pozo tenía pre-sión entre la tubería de revestimiento de 7pulgadas y la tubería de revestimiento de 95⁄8 pul-gadas. El empacador CT fue colocado 3,249 m[10,660 pies] por encima de un niple con un per-fil característico en la tubería de producción. Eltratamiento consistió en colocar un total de 9,736kg [21,464 lbm] de apuntalante de malla 20/40 enla formación, a una concentración máxima de 3.1libras de apuntalante agregado (ppa) por galónde fluido de tratamiento.
La presión de tratamiento de superficiepromedio fue de 8,600 lpc [59.3 MPa]. Una sartade 3,993 m [13,100 pies] de tubería flexible de23⁄8 pulgadas permitió aislar los tubulares de ter-minación del pozo. El empacador toleró unapresión diferencial máxima de 8,800 lpc [60.7MPa] a 1.4 m3/min [9 bbl/min]. La producciónprevia al fracturamiento fue de 137 m3/d [860B/D] de petróleo; la producción posterior al frac-turamiento fue de 362 m3/d [2,280 B/D] depetróleo. El tratamiento, incluyendo la produc-ción diferida, se amortizó en 39 días.
En ese momento, éste era el pozo más pro-fundo fracturado a través de tubería flexible. Lasexcesivas fuerzas hidráulicas hicieron que elempacador se soltara dos veces durante las prue-bas de inyectividad y calibración del tratamientoprevias a los trabajos. Los medidores de presiónde fondo de pozo verificaron el modelado de lasfuerzas de fondo de pozo y guiaron las modifica-ciones del empacador CT.
En base a la experiencia con las técnicasCoilFRAC adquirida en tres pozos del campoHassi Messaoud, incluyendo el pozo OMP843, esti-mulado entre octubre de 2001 y enero de 2003,Schlumberger introdujo varias mejoras en losempacadores. El desarrollo del empacador mecá-nico OptiSTIM MP para el diseño del tratamientode estimulación se tradujo en tratamientossistemáticamente exitosos (derecha). Las modifi-caciones incluyeron la optimización del área delas cuñas, el diseño de un mecanismo de trabatipo bayoneta (en forma de J) más robusto, y elagregado de dos orificios de ecualización y de unasección de balance de presión al mecanismo deliberación de emergencia.
Dado que los tratamientos de fracturamientohidráulico efectuados con tubería flexible amenudo inducen cargas variables difíciles de pre-decir y esfuerzos mayores que los que encuentranhabitualmente los empacadores de estimulación,Schlumberger desarrolló un programa paraoptimizar el diseño de los tratamientos y reducir
las cargas excesivas de los empacadores. Esteprograma también puede ser utilizado para vigi-lar rutinariamente el avance del trabajo yefectuar las correcciones que sean necesarias entiempo real.
Zonaproductiva 1
Zonaproductiva 2
Tapón de arena 1
Tapón de arena 2
Empacador
Herramienta deaislamientode intervalo
Fractura
Fractura
Zonaproductiva 3
Zonaproductiva 1
Zonaproductiva 2
Zonaproductiva 3
> Aislamiento y estimulación selectivos. El frac-turamiento hidráulico convencional maximiza laaltura de la fractura, a menudo a expensas de sulongitud y de la cobertura completa de la estimu-lación. Los tratamientos de fracturamiento hi-dráulico efectuados con tubería flexible superanestas limitaciones y permiten a los ingenieros di-señar fracturas óptimas para cada zona produc-tiva. Las operaciones de estimulación CoilFRACpueden ser realizadas con un empacador mecá-nico unitario y tapones de arena (extremosuperior) o con arreglos de herramientas de aisla-miento intervalo selectivas (extremo inferior).
Sección de equilibriode presión
Orificio de ecualización
Traba tipo bayoneta (en forma de J)
Bloques de arrastre
Cuñas de alta resistencia con área de contacto optimizada
Orificio de ecualización
Elemento elastomérico de alta presión y dispositivo antiextrusión
Sistema ajustable de liberación por esfuerzo de corte
> Estimulación selectiva con empacadores desello unitario. El empacador mecánico OptiSTIMMP es una herramienta de colocación por ten-sión y operación múltiple para tubería flexible otubería enroscada. Este arreglo es utilizado paratratamientos CoilFRAC de zonas múltiples cuandolos disparos o los tubulares existentes deben serprotegidos de los fluidos y las presiones detratamiento.
El nuevo programa y el empacador OptiSTIMMP rediseñado fueron utilizados en el pozoOML862, un productor de petróleo terminado contubería de producción cementada de 41⁄2 pulgadasy con tubería de revestimiento corta ranurada de5 pulgadas. Este pozo tenía comunicación entrela tubería de producción de 41⁄2 pulgadas y la tube-ría de revestimiento de 7 pulgadas, y entre lassartas de revestimiento de 7 pulgadas y 95⁄8 pulga-das. La tubería de producción cementada hacíaimposible la ejecución de reparaciones conven-cionales. La aplicación de un tratamiento defracturamiento hidráulico a través de tubería fle-xible permitió aislar los tubulares del pozo de lasaltas presiones de tratamiento y de los apuntalan-tes abrasivos.
Con el empacador asentado en 3,115 m[10,220 pies], un tratamiento de calibración con-sistente en 37.9 m3 [10,000 galones], bombeadosa un régimen de 1 m3/min [6.6 bbl/min] y a unapresión de tratamiento de superficie de 9,400 lpc[64.8 MPa], indicó una presión de cierre de 10,300lpc [71 MPa], lo que equivale a un gradiente defractura de 0.92 lpc/pie [20.8 kPa/m]. El trata-miento de fracturamiento primario fue bombeadocon éxito a un régimen promedio de 1 m3/min[6.4 bbl/min], con el empacador asentado a unaprofundidad de 3,105 m [10,186 pies].
Sonatrach bombeó 10,875 kg [23,975 lbm] deapuntalante de alta resistencia, malla 20/40, a unaconcentración de fondo de pozo máxima de 4 ppa,colocando un total de 9,765 kg [21,529 lbm] en laformación. Al producirse arenamiento faltando3.8 m3 [24 bbl] para finalizar el lavado, la velocidadde la bomba se redujo para que la presión perma-neciese por debajo de la presión de tratamientomáxima admisible de 10,000 lpc [68.9 MPa].
Luego se desenganchó el empacador y se hizocircular el resto de apuntalante, antes de recupe-rar el empacador. El empacador fue expuesto auna presión diferencial promedio de 5,500 lpc[37.9 MPa] y a una presión diferencial máximade 9,600 lpc [66.2 MPa] durante el arenamiento.El pozo está produciendo 65 m3/d [409 B/D]mientras Sonatrach optimiza el sistema de levan-tamiento artificial por gas.
El tratamiento de fracturamiento hidráulico através de tubería flexible en el campo HassiMessaoud requirió la modificación de los empa-cadores y el mejoramiento de los programas decomputación para modelar las fuerzas de fondode pozo. Estas mejoras permitieron aumentar laconfiabilidad de los tratamientos CoilFRAC, queahora pueden realizarse en pozos de hasta 3,658m [12,000 pies] de profundidad. Las velocidadesde bombeo pueden oscilar entre 1.3 y 4 m3/min[8 y 25 bbl/min] con 5 a 12 ppa.
52 Oilfield Review
Elemento de presión inferior
Elemento de control de contraflujo
Derivación de intervalo
Válvula de descarga de ciclos múltiples
Orificio dedescarga
Derivación de intervalo
Elemento de presión superior
Sección de tratamiento
Secciones de intervalo
> Estimulación selectiva con herramientas de aislamiento de intervalo de doblesello. El empacador de intervalo OptiSTIM ST para tubería flexible o tuberíaenroscada comprende una derivación de intervalo, un arreglo de extensión deintervalo con un empalme de tratamiento, con orificios y una válvula de des-carga de ciclos múltiples. Esta configuración facilita la colocación secuencialefectiva de los tratamientos químicos o de los tratamientos de fracturamientocon ácido o con apuntalante.
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La tecnología CoilFRAC permite explotarreservas de gas previamente pasadas por alto yoptimizar la productividad del pozo, especial-mente en yacimientos de gas de bajapermeabilidad. La última versión del empacadorde intervalo OptiSTIM ST provee flexibilidad adi-cional para el aislamiento y la estimulaciónselectivos de zonas individuales (página ante-rior). Las aplicaciones de yacimientos, desde lasoperaciones de disparos hasta el aislamiento yestimulación selectivos por zonas, han generadonumerosas herramientas CT de fondo de pozonuevas.
Herramientas de pozo avanzadasEl aislamiento por zonas efectivo para aplicacio-nes de tubería flexible requiere empacadoresinflables que puedan pasar a través de la tuberíade producción, expandirse y luego sellar la tube-ría de revestimiento de mayor diámetro. En elpasado, estos sistemas raramente se utilizaban enentornos hostiles debido a sus limitaciones entérminos de expansión y a la susceptibilidad a lastemperaturas y presiones elevadas, y a los fluidoso los químicos corrosivos. Schlumberger desarro-lló el empacador de anclaje inflable bajado através de la tubería de producción, de alta pre-sión y alta temperatura CoilFLATE HPHT, de unsolo elemento y de 21⁄8 pulgadas de diámetro, parasuperar las limitaciones de los empacadores infla-bles convencionales (derecha).13
Los empacadores CoilFLATE HPHT extiendenel aislamiento por zonas concéntrico crítico aambientes de fondo de pozo previamente inacce-sibles. Estos empacadores pueden ser bajados enpozos verticales, de gran inclinación u horizonta-les, con tubería flexible o con tubería enroscada,utilizando una unidad para entubar bajo presión.Esto elimina la necesidad de disponer de unequipo de reparación y permite la ejecución deoperaciones de remediación sin matar el pozo.
Las aletas ahusadas que tiene el cuerpo de laherramienta, o carcasa, permiten que los tramosangostos cercanos al extremo de un empacadorprovean la sección transversal de sustentaciónde carga requerida, mientras que los tramos másanchos proporcionan la barrera de extrusión y lacobertura necesarias para el hule de inflado. Unsistema de fijación de la carcasa (CRS, por sussiglas en inglés) CoilFLATE HPHT, o camisa decompresión interna, impone una carga axialconstante sobre las aletas durante el inflado, quecrea tensión sobre el empacador para asegurar elinflado progresivo desde el centro hacia ambos
extremos. Este proceso de inflado, desde el cen-tro hacia los extremos, impide que las seccionesfinales del elemento empacador se inflen pri-mero y atrapen los fluidos, produciendo un selloineficaz o fraguado blando.
Los elementos elastoméricos y empacadorespatentados son resistentes al ácido sulfhídrico[H2S], el dióxido de carbono [CO2] y otros quími-cos. Las piezas de acero de la herramienta dedespliegue de 21⁄8 pulgadas son reemplazadas porcomponentes de aleaciones de alta resistencia, abase de níquel, para que todo el arreglo de fondode pozo sea totalmente compatible con el H2S. Elhule elastomérico compuesto utiliza fibras decarbono para eliminar el esfuerzo axial y permiteque la circunferencia del empacador se expandalibremente.
Este diseño provee un sello confiable, conrelaciones de expansión final a inicial mayoresque 3 a 1. Los empacadores CoilFLATE HPHT nodependen de una válvula esférica para iniciar elinflado. Un gran diámetro interno permite la eje-cución de tratamientos con fluidos a altorégimen de inyección. Una versión de la herra-mienta de aislamiento de intervalo CoilFLATE STde 21⁄8 pulgadas para aplicaciones de estimula-ción utiliza los mismos principios que elempacador CoilFLATE HPHT.
Los empacadores CoilFLATE HPHT permitenaislar tramos del pozo para las pruebas de pre-sión, el aislamiento por zonas temporario y elabandono permanente. Estos sistemas química-mente resistentes también pueden ser utilizadospara la consolidación de la arena, la acidificacióny el fracturamiento hidráulico, como taponespuente permanentes y recuperables para el aisla-miento del agua y del gas, y como retenedores oempacadores de cemento para el empaque degrava a través de la tubería de producción.
Los empacadores CoilFLATE HPHT fueronutilizados recientemente para una aplicación deretenedor de cemento profundo, de alta expan-sión y alta presión, en el Golfo de México, untratamiento de consolidación de la formación sincedazo en el Norte de África y un empacador deintervalo de alta presión y alta temperatura enMedio Oriente. En cada una de estas aplicacio-nes, la correlación de la profundidad resultócríticamente importante.
> Expansión del empacador inflable. Las aletasahusadas para servicio exigente, un sistema defijación de la carcasa (CRS, por sus siglas eninglés) de alta resistencia, un hule de infladocompuesto y un elastómero químicamente resis-tente, anclan los empacadores CoilFLATE HPHTen su lugar y proveen un sello de alta presión in-cluso con relaciones de expansión altas, de 2 a1, a 5,000 lpc [34.5 MPa], y de 3 a 1 a 2,000 lpc[13.7 MPa]. Estos empacadores toleran una expo-sición extendida a temperaturas de hasta 191°C[375°F], prácticamente en cualquier entornoquímico.
13. Wilson S, Erkol Z, Faugere A, Eatwell B, Espinosa F y XuR: “Inflatable Packers in Extreme Environments,” artículode la SPE 89529, presentado en la Conferencia y Exhibición sobre Tubería Flexible de las SPE/ICoTA,Houston, Texas, EUA, 23 al 24 de marzo de 2004.
Señalizador
Procesador
Reforzador de señal
Alimentación de batería para el procesador de señales
Detector de collares de la tubería de revestimiento (CCL, por sus siglas en inglés)
El registro de correlación de la profundidadDepthLOG CT, inalámbrico, se utiliza paraadquisición de registros de pozos, operacionesde disparos, colocación de tapones de arena,tapones puente o empacadores mecánicos, ypara el posicionamiento de herramientas de ais-lamiento de intervalo durante los tratamientosde estimulación selectiva (derecha). Esta nuevaherramienta combina un detector de collares dela tubería de revestimiento (CCL, por sus siglasen inglés) tradicional para detectar las variacio-nes magnéticas producidas en las uniones de latubería de revestimiento, con tecnología de tele-metría de pulsos que envía señales de presión ala superficie.
Las correlaciones de la profundidad en elsubsuelo son determinadas en forma rápida yprecisa a través de la comparación con los regis-tros de pozos de referencia. La tecnologíainalámbrica reduce la cantidad de viajes dentrodel pozo, permitiendo un ahorro de hasta 12horas por operación en las operaciones de dispa-ros y estimulación habituales bajadas con tuberíaflexible. La capacidad de flujo continuo proveeuna tubería flexible sin obstrucciones para losservicios de bombeo y los tratamientos de esti-mulación. La capacidad de bajar accionadores deesferas a través de la herramienta DepthLOGpermite la colocación o el inflado de los empaca-dores CT, la activación o el desenganche de lasherramientas de pozo y la detonación de las pis-tolas de disparos.
En Argelia, Sonatrach fue la primera compa-ñía que utilizó un empacador inflable CoilFLATEen combinación con la tecnología DepthLOG ina-lámbrica.14 Las operaciones de remediaciónrealizadas en el pozo MD 264 del campo HassiMessaoud con dos zonas disparadas requerían elaislamiento y la estimulación de un intervalo infe-rior que exhibía un desempeño deficiente. Paramaximizar la rentabilidad de la reparación, estetratamiento ácido tenía que realizarse sin equipode reparación.
La existencia de una separación de sólo 3 m[10 pies] entre las zonas, a una profundidad deaproximadamente 3,048 m [10,000 pies], plante-aba desafíos adicionales. El empacador tenía queser colocado con precisión para aislar un inter-valo superior de alta permeabilidad, de la zonainferior menos permeable. Un intento inicial, sinla correlación DepthLOG, dio como resultado elinflado del empacador a través de los disparosinferiores y la divergencia ineficaz del fluido detratamiento.
La herramienta DepthLOG fue agregada alarreglo de fondo de pozo, que se bajó en el pozohasta un punto ubicado debajo de la zona infe-
rior. Dos pasadas ascendentes, efectuadasdurante el bombeo del fluido y la recepción delos pulsos de presión de la herramienta Depth-LOG, indicaron claramente las localizaciones delos collares de la tubería de revestimiento. Elempacador CoilFLATE fue colocado en la profun-didad objetivo y se infló hasta alcanzar unapresión interna de 4,000 lpc [27.6 MPa].
El peso establecido sobre la tubería flexiblepermitió verificar el inflado completo del empa-cador antes del bombeo de un tratamiento ácido.
Esta operación creó una presión diferencialmáxima a lo largo del empacador de aproximada-mente 3,500 lpc [24.1 MPa]; es decir, una presióndiferencial significativamente superior a la quepueden manejar otros empacadores inflables.
Inmediatamente después de finalizado el tra-tamiento, se desinfló el empacador y se bombeónitrógeno para el contraflujo del ácido usadodurante la extracción de la tubería flexible delpozo. No fue necesario remover la tubería de pro-ducción y sólo se requirió un viaje para lograr unaumento sostenido del 326% en la producción depetróleo; de 37.9 m3/d [238 B/D] a 123.4 m3/d[776 B/D].
Las ventajas inherentes—tiempos de viajerápidos y circulación continua sin conexiones detubos, intervención de pozos activos con control
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> Control de la profundidad. La herramientaDepthLOG CT utiliza un detector de collares de latubería de revestimiento (CCL) tradicional paradetectar las variaciones magnéticas producidasen los collares de las tuberías de revestimientoenroscadas (izquierda). El sistema de telemetríade pulsos de presión hidráulica transmite datos ala superficie, eliminando la necesidad de dispo-ner de tubería flexible con una línea eléctricainstalada. La capacidad de flujo continuo proveeuna sarta de tubería flexible sin obstrucciones.Se puede agregar un reforzador de señal para lacorrelación de la profundidad dentro de tuberíasde revestimiento de más de 7 pulgadas dediámetro (derecha).
Verano de 2004 55
de presión mejorado y una huella más pequeñapara generar menor impacto ambiental—quehacen atractiva a la tecnología de tubería flexi-ble para aplicaciones de remediación de pozos yde yacimientos, también son ventajas para la per-foración con tubería flexible.
Operaciones de re-entrada y perforación en condiciones de bajo balanceDesde 1991, la tecnología de tubería flexible hasido utilizada para construir miles de pozos verti-cales y direccionales. Las aplicaciones deperforación con tubería flexible incluyen la pro-fundización, re-entrada y perforación de nuevospozos, especialmente en yacimientos de gassomeros y proyectos de almacenamiento de gas, yen localizaciones sensibles desde el punto devista ambiental. Al cabo de una década de opera-ciones rentables, cuatro aplicaciones deperforación con tubería flexible resultaron téc-nica y comercialmente viables:• pozos nuevos hasta aproximadamente 914 m
[3,000 pies]• operaciones sensibles desde el punto de vista
de la seguridad• operaciones de re-entrada a través de la tube-
ría de producción• perforación en condiciones de bajo balance.
La técnica de tubería flexible resulta idealpara la perforación de pozos en condiciones debajo balance. En zonas agotadas, la perforaciónen condiciones de bajo balance minimiza el daño
de la formación y el atascamiento diferencial delarreglo de fondo de pozo.15
Schlumberger perfora y termina más de 100pozos por año con tubería flexible. La mayor partede la actividad de perforación de pozos verticalescon tubería flexible se lleva a cabo en Venezuela,donde cada año se perforan y entuban entre 30 y60 tramos de pozos superficiales. En 1995, se pusoen servicio una gabarra de perforación con tuberíaflexible autónoma, diseñada específicamente paraminimizar el impacto de encontrar zonas de gassomeras en el Lago de Maracaibo.
Típicamente, esta gabarra perfora pozos de121⁄4 pulgadas de diámetro y de entre 300 y 550 m[1,000 y 1,800 pies] de profundidad. Equiposespeciales bajan la tubería de revestimiento de95⁄8 pulgadas, ejecutan las operaciones de cemen-tación y adquieren registros con herramientasoperadas a cable. Schlumberger ha construidomás de 275 pozos verticales en el Lago de Mara-caibo, requiriendo cada uno un promedio decuatro días para su terminación.
Las operaciones llevadas a cabo en el TaludNorte de Alaska, incluyendo el campo PrudhoeBay, representan una de las aplicaciones de perfo-ración con tubería flexible más exitosas de laúltima década, lo que demuestra claramente la efi-ciencia y la rentabilidad de la tecnología CT. Dosunidades de perforación con tubería flexiblehíbrida, diseñadas a medida de las necesidades,operan en forma continua en el Talud Norte, concapacidad para perforar y terminar tres pozos por
mes cada una. Una perforación con tubería flexibletípica del Talud Norte implica un pozo de re-entrada direccional realizado a través de la tuberíade producción para acceder al petróleo pasado poralto (arriba). Hasta la fecha, se ha reingresado amás de 400 pozos del Talud Norte utilizando tecno-logía de perforación con tubería flexible.16
En abril de 2003, BP-Sharjah se embarcó enun programa de perforación con tubería flexibleen condiciones de bajo balance, para realizaroperaciones de re-entrada a través de la tuberíade producción a partir de los pozos existentes enel campo Sajaa, de gas y condensado, ubicado enlos Emiratos Árabes Unidos (EAU). El objetivoera mejorar la productividad de los pozos y reve-lar reservas adicionales con pozos multilateralesconectados a los pozos verticales primarios exis-tentes.
3
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> Perforación con tubería flexible en el Talud Norte de Alaska. La perforación de re-entrada típica con tubería flexible, en el campo Prudhoe Bay, Alaska, EUA,implica la bajada de una cuña de desviación expansible a través de la tubería de producción de 41⁄2 pulgadas existente y su asentamiento a la profundidad dedesviación en la tubería de revestimiento de 7 pulgadas (1), la inyección forzada de cemento a través de los disparos existentes bajando la tubería flexiblehasta el extremo superior de la cuña de desviación y el bombeo de cemento (2), el fresado de niples con perfiles característicos en el extremo de la tuberíade producción y el corte de una ventana de salida en la tubería de revestimiento de 3.8 pulgadas (3), la perforación de un agujero de 33⁄4 pulgadas (4), el des-pliegue de una tubería de revestimiento corta de 23⁄8 pulgadas con tubería flexible, sin colgador en el tubo de cola inferior (5), la cementación de la tubería derevestimiento corta hasta 60 m [200 pies] por encima de la ventana de salida en la tubería de revestimiento (6) y el disparo de la tubería de revestimientocorta utilizando pistolas activadas hidráulicamente, bajadas con tubería flexible (7).
14. Boumali A y Wilson S: “Treating the Tough Ones,” Hart’sE&P 76, no. 12 (Diciembre de 2003): 57–59.
15. Ackers M, Doremus D y Newman K: “An Early Look atCoiled-Tubing Drilling,” Oilfield Review 4, no. 3 (Julio de1992): 45–51.Byrom TG: “Coiled-Tubing Drilling in Perspective,” Journal of Petroleum Technology 51, no. 6 (Junio de1999): 57–61.
16. Gantt LL, Oba EM, Leising L, Stagg T, Stanley M, Walker Ey Walker R: “Coiled Tubing Drilling on the Alaskan NorthSlope,” Oilfield Review 10, no. 2 (Verano de 1998): 20–35.McCarty TM, Stanley MJ y Gantt LL: “Coiled Tubing Drilling: Continued Performance Improvement in Alaska,”artículo de la SPE 67824, presentado en la Conferenciade Perforación de las SPE/IADC, Amsterdam, PaísesBajos, 27 de febrero al 1 de marzo de 2001.Luht R y Tinkham S: “Selection Crucial to CT Drilling Success,” The American Oil & Gas Reporter 46, no. 3(Marzo de 2003): 116–123.
Desde la producción inicial en 1980, la pre-sión del yacimiento en el yacimiento de calizaThamama, a una profundidad vertical verdadera(TVD, por sus siglas en inglés) de 3,658 m[12,000 pies] declinó de 7,900 lpc [54.5 MPa] amenos de 2,000 lpc [13.8 MPa]. Aún quedan porexplotar volúmenes considerables de reservas degas y condensado a pesar de la significativa decli-nación anual de la producción del 20%, acomienzos del año 2003.
El operador creía que la perforación en con-diciones de sobrebalance había causado daño dela formación, lo que condujo a extensivas opera-ciones de limpieza de pozos. Los recientesprogramas de perforación rotativa horizontalhabían sufrido problemas masivos e irremedia-bles de pérdida de circulación y problemasseveros de aprisionamiento diferencial, lo queimpidió que ciertos pozos alcanzaran sus objeti-vos geológicos y de longitud de perforación.17
Se diseñaron operaciones de perforación contubería flexible en condiciones de bajo balancepara pozos previamente terminados con tuberíade producción de 5 pulgadas, suspendida libre-mente dentro de la tubería de revestimientovertical de 7 pulgadas.18 Los planes exigían lacolocación de cuñas de desviación de flujo conti-nuo, bajadas a través de la tubería de
producción, en la tubería de revestimiento de 7pulgadas por encima de los disparos existentes.
Después de fresar una ventana de salida enla tubería de revestimiento de 3.8 pulgadas, seutilizaría el arreglo de fondo de pozo para perfo-ración con tubería flexible—un arreglo de fondode pozo especial de 3 pulgadas, operado a cable,para perforación con tubería flexible, adosado auna tubería flexible de 23⁄8 pulgadas y a un cablede adquisición de registros de siete conductores,un motor PDM diseñado para fluidos compresi-bles, y una barrena de perforación compacta dediamante policristalino (PDC, por sus siglas en
inglés) de 3.75 pulgadas o bien una barrenabicéntrica de 4.1 pulgadas—para perforar encondiciones de bajo balance con fluidos energi-zados con nitrógeno [N2].
Se perforarían tres o más laterales a agujerodescubierto para acceder a hasta 3,048 m [10,000pies] de yacimiento adicional por pozo (arriba). Lafase inicial de esta campaña implicó la perforaciónde 10 pozos y 29 laterales con más de 20,117 m[66,000 pies] de agujero descubierto nuevo. Se hanperforado hasta cinco laterales desde una sola ven-tana de salida. Ahora, es común que los volúmenesde producción aumenten tres veces.
56 Oilfield Review
Tubería de revestimiento de 30 pulgadas a 70 pies
Tubería de revestimiento de 20 pulgadas a 600 pies
Tubería de revestimiento de 133⁄8 pulgadas a 6100 pies
Tubería de producción de 5 pulgadas
Pozo principal típico del campo Sajaa
Tubería de revestimiento de 95⁄8 pulgadas a 11,100 pies
Tubería de revestimiento corta de 7 pulgadas a 14,400 pies
Pozo principal
Lateral 1
Shuaiba
Kharaib
Lekhwair
Lateral 2
Lateral 3
> Perforación con tubería flexible en Medio Oriente. BP-Sharjah inició operacionesde re-entrada con tubería flexible a partir de los pozos existentes en el campo degas Sajaa, situado en los Emiratos Árabes Unidos (izquierda). La configuración de laperforación consistió en una tubería flexible de 23⁄8 pulgadas y un arreglo de fondode pozo de 3 pulgadas con una barrena de 4.1 pulgadas. Se emplazó una cuña dedesviación inflable por encima de los disparos para fresar una ventana en la tuberíade revestimiento de 7 pulgadas del pozo principal. Los planes demandaban la re-entrada y perforación de tres tramos laterales en cada pozo (derecha).
17. Mathes RA y Jack LJ: “Successful Drilling of an Underbalanced, Dual-Lateral Horizontal Well in the SajaaField, Sharjah UAE,” artículo de la SPE 57569, presentadoen la Conferencia de Tecnología de Perforación deMedio Oriente de las SPE/IADC, Abu Dhabi, EAU, 8 al 10de noviembre de 1999.
18. Suryanarayana PV, Smith B, Hasan ABM, Leslie C,Buchanan R y Pruitt R: “Basis of Design for Coiled TubingUnderbalanced Through-Tubing Drilling in the SajaaField,” artículo de la SPE 87146, presentado en la Conferencia y Exhibición de Perforación de lasIADC/SPE, Dallas, Texas, EUA, 2 al 4 de marzo de 2004.
19. Pruitt R, Leslie C, Smith B, Knight J y Buchanan R: “SajaaUnderbalance Coiled Tubing Drilling ‘Putting It All Together’,” artículo de la SPE 89644, preparado para serpresentado en la Conferencia y Exhibición sobre TuberíaFlexible de las SPE/ICoTA, Houston, Texas, EUA, 23 al 24de marzo de 2004.
20. Wright HJ, Aristianto B, Gan RG, Jenie JR y Kyaw HA:“Coiled-Tubing Drilling Reentry: Case History from East
Kalimantan,” artículo de la SPE 89632, presentado en laConferencia y Exhibición sobre Tubería Flexible de lasSPE/ICoTA, Houston, Texas, EUA, 23 al 24 de marzo de2004.
21. Los pozos multilaterales son clasificados de acuerdo conlas definiciones establecidas durante el Foro sobreAvance Técnico de los Pozos Multilaterales (TAML, porsus siglas en inglés), celebrado en Aberdeen, Escocia, el26 de julio de 1999 y actualizado recientemente en unapropuesta de julio de 2002, aprobada en el año 2003.Estos estándares caracterizan los ramales de los pozoscomo de Nivel 1, 2, 3, 4, 5 ó 6, según el grado de compleji-dad mecánica, conectividad y aislamiento hidráulico.
22. Dahroug A, Al-Marzooqi A, Al-Ansara F, Chareuf A y Hassan M, “Selective Coiled-Tubing Access into Multila-teral Wells in Upper Zakum Field: A Two-Well Case Studyfrom Abu-Dhabi,” artículo de la SPE 81716, presentadoen la Conferencia de Tubería Flexible de las SPE/IcoTAHouston, Texas, EUA, 8 y 9 de abril de 2003.
Verano de 2004 57
les perforados con tubería flexible oscilaron entre457 y 1,044 m [1,500 y 3,000 pies]. Con el aumentode la actividad, la envolvente operacional de lasoperaciones de perforación con tubería flexiblecontinúa expandiéndose, como lo demuestran losrecientes registros de Schlumberger:• una ventana de salida en la tubería de revesti-
miento con cuña desviadora de 4,816 m[15,800 pies], realizada en Colombia duranteel año 2002
• más de 2,743 m [9,000 pies] de agujero descu-bierto perforados durante el año 2003, encondiciones de bajo balance en un solo pozode re-entrada del campo de gas Sajaa situadoen los Emiratos Árabes Unidos
• la ventana de salida en la tubería de revesti-miento con cuña desviadora más profunda, a4,950 m [16,240 pies], y la mayor profundidadtotal de un pozo de re-entrada de 5,339 m[17,515 pies] realizado con tubería flexible enAlaska durante el año 2004.
Además de la producción incremental y larecuperación mejorada de reservas, estas cam-pañas mundiales de perforación con tuberíaflexible están generando mejoras continuas enlo que respecta a seguridad en la localizacióndel pozo y eficiencia operacional.
Acceso a los ramales de pozos lateralesEn el pasado, no era posible efectuar perforacio-nes de re-entrada, partiendo de un pozo principaldescubierto (Ramal TAML Nivel 1) o construir
tramos laterales de drenaje terminados a agujerodescubierto ni la utilización de tubería de revesti-miento lateral desprendida en pozos entubados(Ramal TAML Nivel 2).21 Esto impedía la ejecuciónde operaciones de remediación en los lateralesindividuales y no permitía el manejo eficaz delyacimiento. Schlumberger desarrolló la herra-mienta multilateral Discovery MLT para accederselectivamente a todo tipo de ramales de pozosmultilaterales utilizando el equipo CT estándar.
La herramienta Discovery MLT provee opera-ciones de limpieza, estimulación, cementación yadquisición de registros de pozos efectuadas contubería flexible para pozos con ramales previa-mente inaccesibles y terminaciones de pozosmultilaterales sin equipos de divergencia espe-ciales. Esta herramienta resistente al ácidoopera exclusivamente en base a presión y flujo.Las operaciones de re-entrada son realizadas enun solo viaje dentro del pozo.
Un empalme acodado accionado hidráulica-mente controla la operación de la herramienta(abajo). Inicialmente, la herramienta es inde-xada alrededor de los 360° para establecer laorientación del lateral. Después de reiterar esteproceso para confirmar la ubicación del ramal,una señal de telemetría por presión enviada a lasuperficie confirma el acceso al lateral. La com-pañía Zakum Development Company (ZADCO)aplicó esta herramienta en los Emiratos ÁrabesUnidos.22
1. 2. 3. 4.
> Intervenciones de pozos multilaterales. El sistema Discovery MLT resistente a la corrosión incluye un dispositivo de orientación controlable para hacerrotar la herramienta y un empalme acodado ajustable. Los ramales del pozo son localizados moviendo la herramienta, que es accionada por el flujo de fluido,en forma ascendente y descendente, a lo largo de un intervalo objetivo (1). Cuando el flujo de fluido excede un valor de velocidad umbral, la sección inferiorde la herramienta cambia su configuración de derecha a acodada (2). Cada ciclo de accionamiento hace rotar la herramienta 30°, produciendo un perfilde presión desplegado en la superficie que confirma la orientación del lateral (3). Este sistema permite que la tubería flexible acceda selectivamente a cual-quier tipo de lateral para llevar a cabo operaciones de limpieza, adquisición de registros, disparos, estimulación y cementación de pozos (4).
En varios pozos, la perforación con tuberíaflexible en condiciones de bajo balance permitióincrementar la producción de aproximadamente143,200 m3/d [5 MMpc/D] a más de 716,000 m3/d[25 MMpc/D], con los límites impuestos por larestricción al flujo de la tubería de producción de5 pulgadas.19 Estos éxitos motivaron a BP-Sharjaha buscar más pozos candidatos a perforación contubería flexible y extender la campaña. Reciente-mente, se le adjudicó a Schlumberger unaprórroga de dos años del contrato.
Los pozos direccionales con diámetros de23⁄4 pulgadas y 41⁄8 pulgadas se consideran óptimospara las capacidades de carga de la tubería flexi-ble, las velocidades del fluido de limpieza depozos y las especificaciones del equipo de superfi-cie. No obstante, bajo ciertas condiciones, sepueden perforar agujeros de 6 y más pulgadas dediámetro, particularmente en pozos verticales.Debido a las limitaciones del arreglo de fondo depozo, los planes de perforación direccional contubería flexible deberían apuntar a curvaturas demenos de 50°/30.5 m [100 pies]. Las profundida-des de las ventanas de salida y las longitudes delos laterales de perforación con tubería flexibledeberían evaluarse caso por caso.
Schlumberger está fomentando la tecnologíade perforación con tubería flexible en todo elmundo, a través de operaciones que se están lle-vando a cabo actualmente en Alaska, MedioOriente, Venezuela e Indonesia.20 En los últimoscinco años, las longitudes promedio de los latera-
La terminación de pozos multilaterales, en elcampo Upper Zakum, permite explotar variascapas yacimiento con un total de 12 lateralesperforados desde un solo pozo principal(arriba).
Previamente, no era posible el acceso a losramales individuales con fines de remediación, loque impedía la estimulación efectiva y la adquisi-ción de registros de producción de los lateralesindividuales para evaluar los resultados del trata-miento y vigilar rutinariamente la producción. Elácido tenía que bombearse en forma forzada—desde la superficie—por los tubulares del pozo ola tubería flexible con el extremo del tubo cercade una entrada lateral.
La mayor parte de la reacción del ácido se pro-ducía en la entrada del tramo descubierto, dejandosin tratar el resto del ramal lateral. Esta práctica
también creaba grandes agujeros que podíancolapsar e impedir el acceso futuro al lateral o res-tringir la producción. ZADCO logró acidificar conéxito laterales descubiertos en dos pozos marinos,utilizando la tecnología Discovery MLT.
Durante la utilización de esta herramientapor primera vez, ZADCO realizó un tratamientoselectivo en un lateral de un pozo con cuatroramales. En un segundo pozo, dos de los cincolaterales fueron tratados individualmente. Estostrabajos insumieron siete días—cuatro días deoperaciones y tres días de movilización, desmovi-lización y demoras por razones meteorológicas—y su costo fue un 65% menor que el costo queimplica la utilización de un equipo de reparación.La producción aumentó un 11% en el primer pozoy un 30% en el segundo, lo que amortizó la inver-sión en dos días.
La herramienta Discovery MLT demostró seruna solución de perforación de tramos lateralessimple y efectiva desde el punto de vista de suscostos, que ayuda a maximizar la productividad yel desempeño de los pozos multilaterales. En otropozo de los Emiratos Árabes Unidos, para unacompañía operativa diferente, el sistema Disco-very MLT ayudó a cementar selectivamente unlateral y aislar la producción de agua utilizandotubería flexible.
En Omán, la compañía Petroleum Develop-ment Oman (PDO) adquirió exitosamenteregistros de producción en un pozo multilateraldel campo Saih Rawl.23 PDO reingresó a, y registróselectivamente, tres tramos laterales para deter-minar el perfil de inyección de agua e identificarposibles fracturas en la formación.
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Tubería de revestimiento de 30 pulgadas a 310 pies de PM
Tubería de revestimiento de 30 pulgadas a 288 pies de PM
Tubería de revestimiento corta de 7 pulgadas a 7,867 pies de PM
8,300 pies de PM
10,152 pies de PM
7,688 pies de PM
9,255 pies de PM
9,098 pies de PM
9,255 pies de PM
Tubería de revestimiento de 133⁄8 pulgadas a 5,350 pies de PM
Tubería de revestimiento de 133⁄8 pulgadas a 5,185 pies de PM
Tubería de revestimiento de 95⁄8 pulgadas a 8,473 pies de PM
Tubería de revestimiento de 95⁄8 pulgadas a 7,870 pies de PM
H-IAH-IA
H-IIA
H-IIB
H-IIC
H-IID
H-IIE
H-IIF
H-IIA
H-IIB
H-IIC
H-IID
H-IIE
> Acceso selectivo a los laterales. En el campo Upper Zakum de los Emiratos Árabes Unidos, la compa-ñía ZADCO necesitaba reingresar en dos pozos multilaterales. El primero, perforado y terminado contubería de producción dual, producía de cuatro laterales terminados a agujero descubierto (izquierda).La sarta corta producía de un lateral en el Yacimiento H-IA, y la sarta larga, de laterales independientesen los Yacimientos H-IIB, H-IIC y H-IID. La compañía ZADCO acidificó el lateral H-IIC en forma selectivautilizando una herramienta Discovery MLT. El segundo pozo también tenía tubería de producción dual(derecha). La sarta corta producía de un lateral horizontal en el Yacimiento H-IA. La sarta larga produ-cía de laterales horizontales en los yacimientos H-IIC, H-IID, H-IIE y H-IIF. La compañía ZADCO acidificólos laterales H-IID y H-IIE, en forma selectiva, con una herramienta Discovery MLT.
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Las ventajas y la rentabilidad que hacenatractiva la tecnología de tubería flexible paralas operaciones de perforación y remediacióntambién son válidas en lo que respecta a la ter-minación de pozos. Por ejemplo, las técnicas debajada de una bomba ESP con tubería flexibleexpanden las opciones de levantamiento artifi-cial a localizaciones remotas con disponibilidadlimitada de equipos de perforación, áreas concostos de reparación elevados y pozos marinos.
Levantamiento artificialUna bomba ESP desplegada con tubería flexibleextrae el fluido a través de la tubería flexible opor el espacio anular que rodea una sarta detubería flexible. Antes de ser adquirida porSchlumberger, la compañía REDA de CAMCOinstaló la primera bomba sumergible con tuberíaflexible en 1992 y el primer sistema de bombeoeléctrico sumergible y cable de alimentacióncon tubería flexible en el Reino Unido, en 1994.Hoy, la tecnología de bombeo sumergibleREDACoil instala y soporta el cable de alimenta-ción ESP dentro de tuberías flexibles de 2 pulgadaso 23⁄8 pulgadas (derecha).
El cable de alimentación del sistema de bom-beo sumergible autoportante Friction Deployedminimiza los costos de la unidad CT y los costosde instalación. El cable ya no se ata en la tuberíaflexible durante el despliegue en la localizacióndel pozo sino que permanece protegido en unfluido inhibido. La tubería flexible tambiénpuede ser utilizada como conducto hidráulicopara el accionamiento por presión de los empa-cadores, las válvulas de seguridad u otros equiposde fondo de pozo.
El control de pozos con lodo pesado, previo ala instalación de una bomba ESP, es costoso yrequiere mucho tiempo, y a menudo produce unareducción de la productividad del pozo debido aldaño de la formación. El sistema REDACoil per-mite el despliegue rápido y seguro de la tuberíaflexible en un pozo, bajo presión. La colocacióndel cable de alimentación dentro de la tuberíaflexible garantiza la formación de un sello segurodentro del conjunto de preventores de reventón yel cabezal del extractor durante la instalación.
Los avances registrados recientemente en latecnología REDACoil, incluyendo los cables dealimentación internos, de transmisión de datos yde fibra óptica, han posibilitado la producción depozos que exhiben altas velocidades de flujo, conun volumen de hasta 3,180 m3/d [20,000 B/D] defluido dentro de la tubería de revestimiento de 7pulgadas. Para condiciones de pozo que no per-miten el flujo ascendente por la tubería derevestimiento, el despliegue de un sistema
REDACoil en el interior de la tubería de produc-ción de 7 pulgadas aísla los fluidos producidostanto de la tubería de revestimiento del pozo de95⁄8 pulgadas como del cable de alimentación ESP.
La tecnología REDACoil tiene una trayectoriacomprobada, con más de 20 instalaciones en todoel mundo. Anadarko Petroleum ha instalado 12terminaciones REDACoil en Qatar.24 Las configu-raciones de estos sistemas eran del tipo admisióninferior con producción anular. Estos pozos tie-
Cable de alimentación interno
Conector CoilTOOLS
Conector inferior REDA
Motores
Base de motoruniversal (UMB)Protector
Cabezal de descarga especial
Bomba
Protector de admisión
Protector con UMB
Tubo protector de 5.5 pulgadas x 15 pies
Centralizador cónico
Empacador recuperable de 7 pulgadas
Tubería de producciónde 7 pulgadas
Tubería de revestimientode 95⁄8 pulgadas
Tubería flexible de 23⁄8 pulgadas
Cable de alimentación interno
Tubería flexible de 23⁄8 pulgadas
> Instalación del sistema de levantamiento artificial. Los sistemas de bombas electro sumergibles (ESP,por sus siglas en inglés) REDACoil CT, bajadas con tubería flexible y con cables de alimentación inter-nos reducen los costos de instalación y las pérdidas de tiempo de producción asociadas con pozosremotos o de alto costo, así como en plataformas marinas donde el espacio y la disponibilidad delequipo de perforación son limitados.
23. Al Farsi N, Ojulari B, Hook P y Staal TW: “A CombinedDiagnosis and Treatment Service for Multilateral InjectorWells,” artículo de la SPE 84403, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Denver, Colorado, EUA, 5 al 8 de octubre de 2003.
24. Penny RC, Patterson JC, Stamey RC y Dwiggins JL: “Coiled Tubing and ESP Technology Improve Field Evaluation Cost,” artículo de la SPE 38332, presentado en la Reunión Regional de Occidente de la SPE, LongBeach, California, EUA, 25 al 27 de junio de 1997.Patterson JC, Pursell JC y McHugh MD: “A Coiled TubingDeployed Electric Submersible Pumping System EnhanceField Development Costs,” presentado en el Seminariosobre Sistemas de Bombeo Electrosumergibles de laSPE, Houston, Texas, EUA, 26 al 28 de abril de 2000.
nen tubería de revestimiento de 95⁄8 pulgadas a1,219 m [4,000 pies] TVD, con 1,920 m [4,000 a6,300 pies] de profundidad medida (PM). Lamáxima inclinación del pozo en la profundidadde la bomba es de 86°.
La configuración actual de los sistemasREDACoil está compuesta por tubería flexible de23⁄8 pulgadas con un cable de alimentacióninterno, un conector inferior REDA, motores, unabase de motor universal, un protector, un cabezalde descarga, bombas y un protector de admisión yde empuje. El arreglo de fondo de pozo de 46 m[150 pies] se instala dentro de una tubería derevestimiento corta de 7 pulgadas. La producciónde fluido oscila entre 1,272 y 1,907 m3/d [8,000 y12,000 B/D], con sólo 2,864 m3/d [100 Mpc/D] degas. La temperatura de fondo de pozo es de 68°C[155°F]. La terminación inferior contiene un vál-vula de seguridad de fondo de pozo asentada auna profundidad determinada, una camisa de des-lizamiento, medidores de presión y temperaturapermanentes, y mandriles de inyección química.
En otras instalaciones REDACoil, también sepuede incluir un dispositivo de Válvula de Aisla-miento de la Formación FIV, accionadomecánicamente. Esta válvula de tipo esférico esaccionada por una cánula instalada en la parteinferior del arreglo REDACoil para permitir eldespliegue de la bomba eléctrica sumergible encondiciones de bajo balance. También es posibleagregar un sistema Phoenix MultiSensor para larecolección continua de datos de fondo de pozo.
Este sensor vigila rutinariamente los parámetrosde la bomba y del pozo y transmite los datos através del cable de alimentación.
En áreas marinas, la tecnología CT expandelas aplicaciones de bombas ESP cuando es facti-ble la instalación a través de la tubería deproducción, eliminando la necesidad de efectuarreparaciones con equipos convencionales y mini-mizando el tiempo inactivo y la produccióndiferida. Esta técnica flexible única, tiene poten-cial en campos marinos pequeños o marginales,donde no existe infraestructura para el levanta-miento artificial por gas o donde se requiere laconversión del proceso de levantamiento artifi-cial por gas a bombeo eléctrico sumergible.
En el campo Magpie del Mar del Sur deChina, en el Sureste de Asia, Shell Brunei ins-taló dos terminaciones REDACoil marinas,similares a las de Qatar salvo por la utilizaciónde tubería flexible de 2 pulgadas en lugar detubería flexible de 23⁄8 pulgadas.25 La profundidadde los pozos oscila entre 1,036 y 1,158 m [3,400 y3,800 pies], con inclinaciones que fluctúan entre60 y 65°. El equipo REDACoil es igual al utili-zado en Qatar pero el volumen de fluido de lasbombas es menor.
Shell seleccionó el sistema REDACoil parasatisfacer los objetivos de costos de reparacióndurante la conversión del proceso de levanta-miento artificial por gas a bombas ESP, alproducirse la maduración del campo. Combi-nado con tecnologías tales como el manipulador
de gas avanzado y las barreras mecánicas adicio-nales, el sistema REDACoil permitió reducir loscostos y aumentar la producción de petróleo endos pozos. La producción de la primera instala-ción REDACoil, el Pozo 14 del campo Magpie,aumentó a 350 m3/d [2,201 B/D], es decir, un 56%más que con el diseño de levantamiento artificialpor gas que implicó un aumento a 225 m3/d[1,415 B/D].
En el segundo pozo, la producción con bombaESP aumentó a 725 m3/d [4,560 B/D]; es decir, un32% más que los 550 m3/d [3,459 B/D] obtenidoscon el diseño de levantamiento artificial por gas.Shell estima que la conversión del proceso delevantamiento artificial por gas a bombas ESPpermitirá recuperar 540,000 m3 [3.4 millones debarriles] incrementales de petróleo en el primerpozo y 318,000 m3 [2 millones de barriles] en elsegundo. El sistema REDACoil instalado en elPozo 14 del campo Magpie continúa operandoluego de haber transcurrido más de 4 años ymedio de su instalación.
Desarrollos y operaciones en cursoEn casi todas las áreas de actividad petrolera ygasífera, la tecnología de tubería flexible se haconvertido en un servicio firmemente establecidopara las intervenciones de pozos con fines deremediación, así como para la perforación y ter-minación de nuevos pozos (arriba y próximapágina). La tecnología CT permite el despliegueselectivo y la aplicación controlada precisa detratamientos químicos, tratamientos con ácido y
60 Oilfield Review
> Vista aérea de las operaciones de perforación y terminación con tubería flexible en el campo de gasSajaa de los Emiratos Árabes Unidos.
25. Pastor G, Knoppe R y Shepler R: “South China Sea GasLifted Oil Well Conversion Utilizing Coil Tubing ElectricSubmersible Pumping Systems,” presentado en el Semi-nario sobre Sistemas de Bombeo Electrosumergibles dela SPE, Houston, Texas, EUA, 28 al 30 de abril de 1999.
26. Lode JE, Møller RE, Nesvik KT, Buchanan A y MyklebustJ: “Further Developments for Coiled Tubing Floater Operations,” artículo de la SPE 89623, presentado en laConferencia y Exhibición sobre Tubería Flexible de lasSPE/IcoTA, Houston, Texas, EUA, 23 al 24 de marzo de2004.Leising LJ, Ali AM, Young JR y Arciniegas OE: “Re-Enterable Through-Tubing Gravel-Pack System,”artículo de la SPE 89524, presentado en la Conferencia y Exhibición sobre Tubería Flexible de las SPE/IcoTA,Houston, Texas, EUA, 23 al 24 de marzo de 2004.
27. Barclay C, Pellenbarg J, Tettero F, Pfeiffer J, Slater H,Staal T, Stiles D, Tilling G y Whitney C: “El principio delfin: Revisión de las prácticas de abandono y desmantela-miento,” Oilfield Review 13, no. 4 (Primavera de 2002):28–41.
28. Barclay IS, Johnson CR, Staal TW, Choudhary S y Al-Hamandani A: “Utilizing Innovative Flexible SealantTechnology in Rigless Plug and Abandonment,” artículode la SPE 89622, presentado en la Conferencia y Exhibición sobre Tubería Flexible de las SPE/IcoTA,Houston, Texas, EUA, 23 al 24 de marzo de 2004.
29. Tettero F, Barclay I y Staal T: “Optimizing IntegratedRigless Plug and Abandonment — A 60 Well CaseStudy,” artículo de la SPE 89636, presentado en la Conferencia y Exhibición sobre Tubería Flexible de lasSPE/IcoTA, Houston, Texas, EUA, 23 al 24 de marzo de2004.
Verano de 2004 61
tratamientos de fracturamiento hidráulico. Tam-bién se utiliza para limpiar, proteger oreemplazar los tubulares existentes. La versatili-dad de la tecnología CT resulta particularmentevaliosa en pozos donde la integridad de los tubu-lares es cuestionable o en pozos que requieren laconformidad de las condiciones de flujo para elcontrol del agua y del gas, y también para el con-trol de la producción de arena.
Los servicios CT pueden ser ejecutados enforma eficaz bajo casi cualquier condición, inclu-yendo pozos activos, asegurando al mismo tiempoel óptimo control del pozo. Además, la tecnologíaCT permite la comunicación en tiempo real conlas herramientas de fondo de pozo bajadas paracontrolar tratamientos, manipular equipos y ana-lizar propiedades de yacimientos. Esta tecnologíaha demostrado su eficacia para el desarrollo deyacimientos de baja permeabilidad y baja pre-sión, y de yacimientos maduros o agotados en losque las técnicas convencionales no permitenlograr volúmenes de producción comercial.
El mejoramiento de las herramientas ytécnicas existentes, simultáneamente con eldesarrollo de nueva tecnología, sigue siendo unade las claves del éxito de la tecnología de tuberíaflexible, al igual que la profundización de nuestroconocimiento acerca del comportamiento de latubería flexible y la evaluación de riesgos. Lacombinación de sistemas o procesos múltiplesaporta soluciones nuevas y únicas a los viejosdesafíos de intervención de pozos. Por ejemplo,Schlumberger ha logrado avances adicionales enlos sistemas de operación de las unidades CT,partiendo de las embarcaciones y las plataformasflotantes ancladas, y ha probado recientementeen el campo un nuevo sistema de empaque degrava bajado a través de la tubería de produccióncon capacidades de re-entrada.26
Los pozos más profundos, de presión y tem-peratura más altas y de alcance extendido,incrementan la complejidad de las operacionescon tubería flexible. En 1995, Schlumbergercomenzó a utilizar simuladores en los centros deentrenamiento de Kellyville, Oklahoma, EUA, yBottesford, Inglaterra, para familiarizar a losempleados con el equipo, las operaciones y losprocedimientos de contingencias CT. Capitali-zando su amplia experiencia en simuladores y elmejoramiento continuo de las capacidades delas computadoras portátiles, Schlumberger desa-rrolló un programa de entrenamiento basado enoperaciones de simulación.
El recurso de aprendizaje computacional CTSim resultante presenta los conceptos, la funcio-nalidad del equipo y los procedimientosoperativos. El objetivo era proveer conocimientos
y prácticas de prerrequisitos para optimizar elentrenamiento en los centros de aprendizaje o enlas localizaciones de campo. Programado para serlanzado en el año 2004, el programa CT Sim seráun componente clave para el entrenamiento y lare-certificación de supervisores e ingenierosespecialistas en tubería flexible.
Schlumberger continúa desarrollando y refi-nando equipos, procedimientos y técnicas paraextender los rangos de presión operativa para lasoperaciones con tubería flexible, incluyendoaplicaciones de alta presión de hasta 13,500 lpc[93.1 MPa]. También se encuentran en desarro-llo conectores de tubería flexible enrollables yequipos de terminación con tubería flexible, inclu-yendo válvulas de levantamiento artificial por gas,que facilitarán las operaciones en áreas que plan-tean desafíos logísticos, tales como las plataformasmarinas maduras y las localizaciones remotas osensibles desde el punto de vista ambiental.
Sin embargo, no todas las aplicaciones deintervención de pozos implican extender los lími-tes de las capacidades de los tubulares, losequipos y las herramientas CT. La tecnología detubería flexible sigue siendo un método de tra-bajo para muchas operaciones y servicios depozos convencionales. La compañía PetroleumDevelopment of Oman (PDO) utilizó tecnologíaCT para optimizar las prácticas de taponamientoy abandono (P&A, por sus siglas en inglés).27
Los métodos de intervención de pozos sinequipo de perforación o reparación, con nuevastecnologías de cementación y selladores, minimi-
zan los costos asegurando al mismo tiempo laprotección del medio ambiente en el largo plazo,en estos pozos petroleros que alguna vez fueronprolíficos.28 La tecnología CT permitió un ahorrodel 30%, en comparación con las campañas detaponamiento y abandono que utilizan equiposde perforación y reparación convencionales. Estorepresentó un ahorro total de más de 5 millonesde dólares estadounidenses en un programareciente consistente en 60 pozos.29
A medida que aumenta la confiabilidad de latecnología CT, los operadores están reevaluandolos pozos candidatos y están destinando más ter-minaciones de pozos para operaciones deintervención correctivas concéntricas o bajadas através de la tubería de producción, incluyendoalgunos pozos previamente considerados dema-siado riesgosos para la implementación deoperaciones con tubería flexible. En este sentido,la confiabilidad de los equipos y las sartas detubería flexible sigue siendo el centro de losesfuerzos por mitigar los riesgos de fondo de pozoy reducir las fallas operacionales.
Schlumberger se compromete a mantener elliderazgo técnico en servicios de tubería flexiblea través de soluciones efectivas desde el puntode vista de sus costos que aborden las necesida-des del operador, desde las aplicaciones másbásicas hasta las más complicadas, con personalcalificado para implementarlas. El objetivo esasegurar el óptimo desempeño del pozo y delyacimiento a través de operaciones seguras y efi-cientes. —MET
> Programa de perforación piloto con tubería flexible en el campo Cusiana de Colombia.