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La tubería flexible en todo su esplendor

Ibrahim H. Al-ArnaoutSaudi AramcoUdhailiyah, Arabia Saudita

George BrownSouthampton, Inglaterra

Rex BurgosJon ChristianDoug PipchukHubertus ThomeerSugar Land, Texas, EUA

Juanih GhaniMuzily MusaKhor Siak FooTalisman Malaysia Ltd.Kuala Lumpur, Malasia

Abul (Jamal) JamaluddinKuala Lumpur, Malasia

Jock MunroAberdeen, Escocia

Oilfield Review Primavera de 2009: 20, No. 4.Copyright © 2009 Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Matt Garber y John Lovell, Rosharon, Texas.ACTive, Blaster, Decipher, Discovery MLT, eFire-TF, FMI,iCenter e iCoil son marcas de Schlumberger.INCONEL es una marca de Special Metals Corporation.

Las operaciones con tubería flexible están dando lugar a un cambio cultural. Las

brigadas a cargo de estas operaciones ya no se basan exclusivamente en las

mediciones de superficie para inferir las condiciones de fondo de pozo. Utilizando

fibra óptica y sensores de fondo de pozo, los operadores pueden monitorear los

procesos críticos, ajustar los parámetros de las operaciones y adaptarse a las

condiciones cambiantes a medida que avanza la operación.

Cualquier operación con fines de mantenimientoo remediación de un pozo constituye un eventoimportante en su vida productiva. En muchoscasos, una operación de reparación requiere la re-moción y el reemplazo de la sarta de produccióndespués de montar un equipo de terminación/re-paración y matar (ahogar) el pozo. Para evitar losproblemas de producción y los costos asociadoscon estas actividades, muchos operadores recu-rren a la tecnología de tubería flexible (TF) paraposibilitar la ejecución de tareas de remediaciónen pozos activos. Esta tecnología permite desple-gar herramientas y materiales a través de la tube-ría de producción o la tubería de revestimientoexistente, mientras el pozo continúa produciendo.

La TF satisface tres necesidades clave, las cua-les son vitales para ejecutar operaciones de reme-diación en pozos activos. En primer lugar, estetipo de operación requiere una forma de proveerun sello dinámico entre la presión de formación yla de superficie. Luego, se necesita un conductocontinuo que se pueda bajar a un pozo para permi-tir el transporte del fluido. Y, por último, debe dis-ponerse de algún medio para bajar este conductoal pozo y recuperarlo luego bajo presión.

Los beneficios de operar con TF incluyen la ra-pidez de la movilización y el montaje, la menor can-tidad de personal, el leve impacto ambiental y lasreducciones del tiempo asociado con la manipula-ción de la tubería durante los viajes de entrada ysalida del pozo. Más importante aún, la capacidadde circulación continua permite que un operadorevite el riesgo de daño de la formación; daño inhe-rente al proceso de matar un pozo. Estas ventajas

generan ahorros significativos en comparación conlas operaciones de remediación convencionales.

No obstante, las operaciones con TF tambiéntienen sus inconvenientes. Desde la introducciónde esta tecnología, las brigadas a cargo de las ope-raciones con TF han tenido que inferir, a partir delas mediciones de superficie, lo que sucedía en elfondo del pozo. Las operaciones de servicios alpozo, por su misma naturaleza, desestabilizan elambiente de fondo de pozo. Los episodios mecáni-cos, los procesos químicos y los movimientos delos fluidos inevitablemente causan perturbacio-nes en el fondo del pozo que producen cambios depresión o temperatura. Salvo en algunos pocoscasos, en los que se han instalado costosas termi-naciones permanentes, las únicas opciones parael monitoreo de las perturbaciones de fondo depozo se han llevado a cabo a través de las medi-ciones de presión de superficie y tasas de flujo(gastos, velocidades de flujo, caudales, ratas).

Estas mediciones pueden ser obstaculizadas oatenuadas severamente como resultado de la in-terferencia que se produce entre el evento de per-turbación inicial y los eventos subsiguientes. Noobstante, la mayor limitación consiste en que lasmediciones de superficie no reflejan ninguna co-rrelación entre la perturbación y la profundidaden la cual se produjo. Sin una medida directa delos parámetros de fondo de pozo, el operador sólopodía deducir las respuestas a las preocupacionesserias asociadas con el nivel de fluido de un pozo,o con la profundidad de un empacador al inflarse,o con las presiones del pozo previas a las opera-ciones de disparos.

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Estos temas están siendo abordados a travésdel empleo de fibras ópticas. En una de sus aplica-ciones, un nuevo sistema de monitoreo de fondode pozo utiliza filamentos de fibra óptica dentrode una sarta de TF para medir la temperatura alo largo del pozo, a la vez que provee capacidad

telemétrica entre la superficie y las herramientasy sensores de fondo de pozo. Los datos de presióny temperatura registrados en tiempo real, juntocon las correlaciones en profundidad provistaspor el sistema de mediciones de desempeño ac-tivo en el pozo ACTive, permiten a las brigadas a

cargo de las operaciones con TF y a los operadoresmedir las condiciones de fondo de pozo y monito-rear los eventos a medida que se manifiestan.

Los datos de fondo de pozo proveen retroinfor-mación cuantitativa sobre la respuesta de un pozoa los tratamientos en curso. Y, dado que estas me-

diciones de fondo de pozo pueden vincularse conla profundidad, es posible correlacionarlas con lasmediciones petrofísicas existentes. Los datos ob-tenidos con TF pueden correlacionarse ulterior-mente con los indicadores de superficie y losdatos de pozos vecinos para verificar el desem-peño del tratamiento. El software de interpreta-ción en sitio ayuda a los operadores a evaluar losindicadores sutiles que pueden alertarlos acercade la existencia de desviaciones respecto del di-seño de la operación, de modo que puedan respon-der de inmediato a las condiciones cambiantes defondo de pozo mediante el ajuste de los paráme-tros para optimizar el tratamiento mientras lasarta de TF aún se encuentra en el pozo y el tra-tamiento está en ejecución.

Este artículo analiza brevemente los sistemasde TF y describe las aplicaciones generales de estatecnología. Algunos estudios de casos de Malasia,Canadá y Arabia Saudita muestran cómo los avan-ces producidos en materia de mediciones con TFy telemetría están ayudando a los operadores aimplementar mejor sus programas de tratamien-tos de fondo de pozo.

Aplicaciones habituales de la tecnología de TFEn el centro de cualquier operación de superficiecon TF se encuentra una unidad de tubería flexi-ble (CTU) en la cual se enrosca una sección con-tinua de tubería de acero flexible. Durante eltransporte a la localización del pozo, esta tuberíapermanece enrollada en un carrete de almacena-

miento de grandes dimensiones. A medida que sedesenrolla del carrete de almacenamiento, pasaa través de un tubo con forma de cuello de gansoy se endereza justo antes de ingresar en el pozo. Alfinal de la operación, la TF se extrae del pozo y sevuelve a enrollar en el carrete (arriba).

En el núcleo del carrete de almacenamiento,una unión giratoria de alta presión posibilita elbombeo de los fluidos de tratamiento a través dela tubería mientras el carrete aún gira. Un cabezalde inyector remueve la sarta de TF del carrete y labaja en el pozo. Desde la cabina de la CTU, el ope-rador de TF controla el cabezal del inyector,accionado hidráulicamente, para regular el movi-miento y la profundidad de la sarta de TF. Un arre-glo de limpiadores de tubería (tipo prensaestopaso stripper), colocado por debajo del cabezal delinyector, proporciona un sello dinámico alrededorde la sarta de producción, que es clave para bajary extraer la sarta de TF de los pozos activos. Unconjunto de preventores de reventón (BOP), co-locado entre los limpiadores y el cabezal del pozo,provee las funciones de control de presión secun-darias y de emergencia. La operación es monitore-ada y coordinada desde la cabina de control de laCTU (izquierda).

La TF comúnmente posee un diámetro de 1 a2 pulgadas y su longitud puede oscilar entre 610 y6,100 m [2,000 y más de 20,000 pies], depen-diendo del tamaño del carrete. Las secciones con-tinuas de tubería permiten obviar la conexión deuna unión de tubería con otra durante el viaje deentrada al pozo. Sin necesidad de enroscar o de -senroscar conexiones entre las uniones, la TFposibilita la circulación continua durante las ma-niobras de bajada y salida del pozo. La circulacióncontinua durante el tratamiento del pozo mejorael control del flujo; capacidad que constituye unade las razones principales para la aplicación de laTF en intervenciones de pozos activos.

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> Unidad de tubería flexible (CTU). La característica más distintiva de la CTUes su carrete, manipulado por la brigada a cargo de las operaciones con TFdesde la cabina de control. Algunos carretes pueden transportar más de6,100 m [20,000 pies] de TF.

Stripper

Cabezaldel

inyector

BOP

Arco de guía(cuello de ganso)

Sarta de tubería flexible (TF)

Carrete de la TF Cabinade control

Equipo desuministrode energía

> Interior de la cabina de control de la CTU. La cabina, ubicada detrás del ca-rrete, proporciona una vista que domina toda la operación. Desde esta posi-ción ventajosa, el operador de TF controla todos los aspectos de la operacióncon TF, incluyendo el régimen del inyector, la presión de bombeo y la activa-ción de la herramienta de fondo de pozo. Las comunicaciones satelitales pro-porcionan un enlace en tiempo real con localizaciones de todo el mundo.

Presión deyacimiento

Pres

ión

hidr

áulic

aGas nitrógeno

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Las operaciones de terminación o remediaciónemplean la TF cada vez con más frecuencia paramejorar el desempeño del pozo a través de los tra-tamientos de estimulación y las operaciones dedisparos, o mediante la eliminación de los depósi-tos de incrustaciones y los detritos de las tuberías.La sarta de TF a veces sirve como sarta de produc-ción en pozos someros de gas e incluso ha sido uti-lizada en ciertas operaciones de perforación ycementación. Su resistencia y rigidez, combinadascon la capacidad para circular los fluidos de trata-miento, ofrecen ventajas claras con respecto a lasherramientas operadas con cable durante las ope-raciones de reparación de pozos.1

Las operaciones con TF pueden agruparse entres amplias categorías: transporte o colocaciónde herramientas, transporte o colocación de flui-dos y operaciones de terminación de pozos.

Transporte de herramientas—Su resistenciay rigidez permiten que la TF baje o extraiga equi-pos y herramientas a través de restricciones ypozos altamente desviados u horizontales, o in-cluso que empuje las obstrucciones presentes másallá de la zona de interés. La TF ha demostradosu capacidad para operar las herramientas en elpozo en una amplia gama de tareas.

En aplicaciones de aislamiento por zonas, eloperador debe colocar tapones o empacadores paraaislar mecánicamente un intervalo particular den-tro de un pozo. Los operadores emplean frecuente-mente TF para bajar y colocar tapones puente yempacadores mecánicos, hidráulicos o inflables.

Las operaciones de limpieza requieren unmedio para remover las acumulaciones de incrus-taciones o el material de relleno que puede ame-nazar la producción mediante la restricción delflujo a través de la tubería de producción o la tube-ría de revestimiento.2 Un enfoque consiste en bajarla TF en el pozo con una herramienta de remociónpara eliminar el material (izquierda). Un ejemploes el de la herramienta Blaster. Se trata de un con-junto rotativo de limpieza por chorro a alta presiónque pulveriza solventes, ácidos o fluidos abrasivosvigorosamente, para remover depósitos de incrus-taciones o limpiar los filtros (cedazos) de fondo depozo y los disparos.

La tecnología de TF también se aplica en lasoperaciones de disparos. La perforación de orifi-cios a través de la tubería de producción y la tube-ría de revestimiento para hacer producir un pozo,generalmente se efectúa mediante el empleo deexplosivos de fondo de pozo desplegados en pisto-las de disparos especiales. En muchos casos, laspistolas de disparos se bajan en los pozos concable. No obstante, dado que las herramientasoperadas con cable dependen de la fuerza de gra-vedad para alcanzar la zona objetivo, este métodopuede no resultar posible en pozos horizontales oaltamente desviados. Y la presión de formaciónpuede obrar en contra de las herramientas opera-das con cable en pozos que se encuentran en con-diciones de bajo balance de presión, empujandolas pistolas hacia la superficie y retorciendo elcable o produciendo incluso el atascamiento delas pistolas.

En estos pozos, las pistolas pueden bajarse alpozo conectadas al extremo de la tubería articu-lada convencional o de la TF. Cualquiera de lasdos es más resistente y más rígida que el cable,proveyendo mayor capacidad de carga para la tu-bería, lo que se traduce en sartas de pistolas sus-tancialmente más largas y despliegues en pozoscon mayores ángulos de desviación. En compara-ción con la tubería articulada, la opción de la TFofrece ventajas desde el punto de vista de la velo-cidad a la hora de efectuar viajes de entrada y sa-lida del pozo.

Transporte de fluidos—La capacidad parahacer circular o inyectar fluidos hace que la TFresulte especialmente adecuada para las aplica-ciones de arranque, limpieza, cementación y esti-mulación del pozo.

La TF puede desempeñar un rol importante enel arranque de un pozo. Cuando los fluidos de per-foración o reparación de pozos ejercen presioneshidrostáticas que exceden la presión de forma-ción, se impide que los fluidos de yacimiento in-gresen en el pozo. El bombeo de nitrógeno através de la sarta de TF y hacia el interior de lacolumna de fluido constituye un método común

de arranque del pozo mediante la reducción de lapresión hidrostática dentro del mismo (abajo).

Después de bajar la sarta de TF hasta la pro-fundidad de asentamiento, se bombea gas nitró-geno a través de la sarta y hacia el interior de lacolumna de fluido del pozo. El nitrógeno reducela densidad de la columna hidrostática. Una vezque la presión hidrostática de la columna defluido cae por debajo de la presión de yacimiento,el pozo puede comenzar a producir. En algunoscasos, es posible lograr el mismo efecto mediantela circulación de un líquido liviano, tal como eldiesel, en lugar de gas nitrógeno.

La aplicación más común de la TF es la lim-pieza y la remoción de la arena y los detritos que re-llenan un pozo. El material de relleno puedeimpedir seriamente la producción mediante la re-ducción del flujo de petróleo o gas. Además, puedeobstruir el pasaje de las herramientas operadas conlínea de acero o cable durante las operaciones quese ejecutan en el pozo o impedir la apertura o elcierre de las camisas y las válvulas de fondo de pozo.Las fuentes comunes de relleno son la arena o elmaterial fino producido desde el yacimiento, los ma-teriales apuntalantes utilizados durante las opera-ciones de fracturamiento hidráulico, los depósitosde incrustaciones orgánicas y los escombros prove-nientes de las operaciones de reparación de pozos.

La remoción del relleno consiste habitual-mente en hacer circular un fluido de limpieza, talcomo agua, salmuera o diesel, a través de una bo-quilla de chorro que se baja en el extremo de la TF.

1. Para obtener más información sobre las aplicaciones TF,consulte: Boumali A, Brady ME, Ferdiansyah E, Kumar S,van Gisbergen S, Kavanagh T, Ortiz AZ, Ortiz RA, PandeyA, Pipchuk D y Wilson S: “Tubería flexible: métodosinnovadores de intervención de pozos,” Oilfield Review17, no. 4 (Primavera de 2006): 30–45.

2. Ali A, Blount CG, Hill S, Pokhriyal J, Weng X, Loveland MJ,Mokhtar S, Pedota J, Rødsjø M, Rolovic R y Zhou W:“Sistemas integrados de limpieza de pozos: Mejoramientode la eficiencia y reducción del riesgo,” Oilfield Review17, no. 2 (Otoño de 2005): 4–15.

> Arranque del pozo con nitrógeno. Algunospozos necesitan ayuda para comenzar a producir.La inyección de nitrógeno en el pozo reduce lapresión impuesta por los fluidos de terminación oahogo, permitiendo que los fluidos del yacimientofluyan hacia el interior del pozo.

> Remoción de la arena. La presión de una bombade superficie hace que el fluido pase a través deuna boquilla de limpieza por chorro, diseñadaespecialmente para eliminar los depósitos dearena, incrustaciones u otro material de relleno.

Tubería flexible

Boquilla delimpieza por chorro

Relleno

A medida que se hacen circular, los fluidos trans-portan los escombros a la superficie a través delespacio anular existente entre la sarta de TF y latubería de terminación. A veces, se bombea unácido o un solvente para romper químicamente elrelleno antes de hacerlo circular fuera del pozo.También pueden emplearse fluidos gelificadospara proveer mayor capacidad de transporte desólidos que el agua o el diesel. La viscosidad delos fluidos gelificados retarda la caída de las par-tículas, lo cual hace que estos fluidos sean alta-mente efectivos en pozos verticales y levementedesviados. En ciertos casos, el agregado de nitró-geno incrementa la capacidad de un fluido paralevantar los sólidos.

Los operadores a menudo seleccionan la TFcomo conducto para el bombeo de cemento en elfondo del pozo. La TF puede utilizarse en ope -raciones de inyección forzada de cemento parasellar los disparos o las fugas existentes en la tu-bería de revestimiento, para el aislamiento zonal

primario o secundario, y para colocar tapones decemento en las operaciones de arranque o aban-dono de pozo.3 La técnica de inyección forzada decemento tapona las fugas de la tubería de revesti-miento o los disparos existentes mediante el bom-beo a presión de una lechada de cemento en elinterior de estas aberturas. Una operación de in-yección forzada de cemento bien diseñada haceque el cemento rellene las aberturas existentesentre la formación y la tubería de revestimientoformando un sello. La colocación de un tapón decemento implica hacer circular la lechada de ce-mento para colocarla en su posición utilizando TF,y luego extraer la sarta de TF hasta un punto si-tuado por encima del tope del cemento. Si es ne-cesario, se aplica un grado leve de presión, elcemento es desplazado por una lechada de cola yla TF se extrae luego del pozo.

En comparación con un equipo estándar de re-paración de pozos, el procedimiento de cementa-ción con TF ofrece una diversidad de ventajas.Entre ellas, se pueden mencionar las siguientes:• No existe necesidad de extraer los componen-

tes del arreglo (o aparejo) de terminación.• La operación puede llevarse a cabo sin matar el

pozo.• El cemento puede colocarse con precisión, lo

cual reduce la contaminación de la lechada.Los programas de tratamiento a menudo utili-

zan TF para transportar los fluidos de estimula-ción que incrementan la producción a través dela restitución o el mejoramiento de la permeabili-dad de un yacimiento. En un tratamiento matri-cial, los fluidos son bombeados en un yacimientoa una presión inferior al umbral de fractura-miento de la formación (véase “Opciones para laestimulación de pozos de alta temperatura,” página 52). Esta técnica empuja los fluidos a tra-vés de los espacios porosos abiertos, sin iniciaruna fractura.

Operaciones de terminación de pozos—La TFfacilita la instalación de la tubería de produccióny el equipo de terminación de pozos asociado. Enciertos pozos, una sarta o sección de TF perma-nece en el pozo como parte permanente de la ter-minación. Las terminaciones con TF constituyenun método de bajo costo para prolongar la vidaproductiva de los pozos antiguos. Las instalacio-nes típicas incluyen sartas de velocidad, remien-dos de la tubería de producción (tubing patches)y tratamientos de empaque de grava efectuados através de la tubería de producción (GP).

Por ejemplo, en ciertos pozos, los operadoresoptan por instalar la TF en forma permanente,como sarta para aumentar la velocidad del flujodentro de la tubería de producción existente. Esteenfoque se utiliza cuando una reducción de la rela-ción gas-líquido de los fluidos producidos, o una

disminución de la presión de fondo de pozo, pro-duce una declinación de la producción. Esto ocu-rre a medida que el contenido de gas declina y elincremento del desplazamiento del fluido resul-tante hace que el pozo se cargue de líquido. Lasarta de velocidad reduce la sección transversal delflujo en el tubular, proveyendo una velocidad deflujo más alta para un régimen de producción dadoy permite que los fluidos sean removidos del pozo.

La TF puede servir como medio de transportey como medio para remendar los tubulares de pro-ducción. Se puede efectuar un remiendo con TFen una tubería de producción a fin de proveer pro-tección frente al daño mecánico o la erosión de latubería, para aislar una camisa de deslizamientoen forma permanente, o para aislar los disparos.Los empacadores colocados en la parte superiory en la parte inferior del remiendo lo mantienenen su posición y proveen el sello entre la termina-ción existente y la sarta de TF.

La TF se utiliza a menudo en los programas determinación de pozos para transportar las herra-mientas, los fluidos y los materiales. Con frecuen-cia, los pozos perforados a través de arenas noconsolidadas requieren el filtro de tela metálicade un GP para prevenir la producción de arena.Las instalaciones GP comunes involucran un pro-cedimiento de lavado.

Primero, se baja la sarta de TF hasta la pro-fundidad de emplazado del GP, luego se bombeagrava a través de la TF. Posteriormente, la sartade TF se extrae y se lleva a la superficie, y se adosaun arreglo de filtro GP (izquierda). A medida queel filtro cilíndrico se baja hasta alcanzar el topede la grava, se bombea fluido a través de la TFpara agitar la grava y permitir que el filtro se po-sicione en su lugar de manera transversal con res-pecto a los disparos. Luego, la sarta de TF serecupera y se lleva a la superficie. El GP mantienela arena en su lugar, permitiendo al mismo tiempoque los fluidos fluyan. En caso de que la produc-ción de arena comenzara en una etapa posteriorde la vida productiva de un pozo sin GP, la TFofrece una alternativa para instalar una termina-ción GP a través de la tubería de producción, en laque los filtros GP se instalan a través de la tube-ría de producción existente para mantener elarreglo (o aparejo) de terminación original.

Los sensores ACTive y la telemetríaEl éxito de las operaciones de limpieza del relleno,estimulación de la matriz, cementación y otrasaplicaciones de la TF se relaciona íntimamentecon la capacidad para modelar y evaluar el com-portamiento de los parámetros de fondo de pozo,tales como la temperatura y la presión. En otrasaplicaciones, tales como las operaciones de dispa-ros o la instalación de empacadores, remiendo de

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> Limpieza de un empaque de grava. Cuando elfiltro del empaque de grava se baja hacia el topede la grava, las bombas de superficie se activan.La velocidad de bombeo es suficiente para fluidifi-car la grava sin hacer que circule nuevamentehacia el interior de la tubería de producción.Mientras las bombas se encuentran activas, la TF se baja lentamente y se introduce en la gravahasta que el filtro alcanza su profundidad de colo-cación. A través de la sarta de TF se bombea unaesfera para liberar el filtro y luego la sarta de TFse extrae y se lleva nuevamente a la superficie.

Filtro (cedazo)

Grava

Tubería flexible

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tuberías o cuñas desviadoras, la capacidad paracontrolar la profundidad con precisión es absolu-tamente necesaria. No obstante, las brigadas acargo de las operaciones con TF y los operadoresa menudo dependen de indicadores superficialesindirectos para inferir estos parámetros críticos.

En las operaciones convencionales con TF, lapresión de fondo de pozo a menudo se estima apartir de las lecturas de presión de superficie, ob-tenidas en la bomba o en el cabezal del pozo. Noobstante, los cambios sutiles producidos en la pre-sión pueden ser atenuados a través de los milesde pies de fluido de pozo que existen antes de lle-gar a la superficie. Por consiguiente, los indicado-res de superficie a veces pueden ser confusos.

La profundidad de la herramienta es otro pa-rámetro crítico que puede estar sujeto a error o auna interpretación falsa. Por ejemplo, la coloca-ción precisa de las sartas de pistolas es esencialpara el éxito de cualquier operación de disparos.El control deficiente de la profundidad podría im-plicar la pérdida de un objetivo o un contactopobre con el intervalo de interés o—peor aún—eldisparo de una zona de agua.

En el pasado, se requería una carrera dedicadapara el control de la profundidad. La TF se bajabaen el pozo con un dispositivo de rayos gamma conalmacenamiento en la memoria de la herramientay un localizador de los collarines de la tubería derevestimiento (GR-CCL) para identificar un puntode referencia conocido en el pozo. Entre los pun-tos de referencia habituales se encontraban elfondo del pozo, una restricción conocida, unapieza distintiva del equipo de terminación o un tirocorto de tubería denominado unión corta de tubo.Los puntos de referencia tales como la profundidadtotal (TD), o una restricción conocida, se hallabanmediante un proceso de marcado, o colocándosecuidadosamente sobre los mismos. Otros puntosde referencia, tales como las uniones cortas paratubos o los intervalos de terminación, se encontra-ban con la herramienta GR-CCL. En el momentoen que se llegaba al punto de referencia, se reali-zaba una marca sobre la TF en la superficie, paraindicar la cantidad de tubería que se había extra-ído del carrete. Luego, la TF y la herramienta GR-CCL se extraía del pozo y se instalaban las pistolasde disparos.

Sin embargo, el proceso de ajuste de la profun-didad implica además tener en cuenta otros facto-res: se debe contemplar la longitud del intervalocomprendido entre el punto de correlación en elfondo del pozo y la zona productiva, además deuna multiplicidad de nuevos detalles. Entre la ba-jada de la herramienta con almacenamiento enmemoria y la bajada del sistema de disparos, cual-quier cambio de herramientas será acompañadode un cambio significativo en las dimensiones y

pesos del arreglo de fondo de pozo (BHA), los flui-dos, la fricción, los detritos y la deformación de laTF. Cualquiera de estos factores, o una combina-ción de los mismos, podía alterar la localizacióndel punto de medición de fondo de pozo con res-pecto a la señal de referencia de superficie. Sehan observado errores de profundidad de la tube-ría de producción de hasta 0.3%.4

La industria es muy conciente de la posibili-dad de que existan problemas como resultado deconfiar en los indicadores de superficie. La gamade problemas es amplia y variada:• empacadores y tapones colocados fuera de la

profundidad como resultado de un control deprofundidad deficiente

• pistolas de disparos que son detonadas fuera dela profundidad como resultado de un control deprofundidad deficiente

• pistolas que no disparan debido a discrepanciasde presión; descubiertas solamente después dellevar la TF a la superficie

• pozos que no se desempeñan como se esperabacomo resultado de un estado de bajo balance in-suficiente previo a la ejecución de los disparos.

Para abordar estos asuntos, se desarrolló unarreglo de fondo especial, junto con un sistema te-lemétrico avanzado de fibra óptica y un sistemade control de superficie, para evaluar el desem-peño de las operaciones de fondo de pozo. El sis-tema de monitoreo ACTive incorpora sensoresdentro del arreglo de fondo para medir la tempe-ratura, la presión del espacio anular y la presiónde la TF (derecha). El control de la profundidadse manipula con un localizador de los collarinesde la tubería de revestimiento totalmente confi-gurable, también incorporado en el arreglo defondo. La herramienta CCL es suficientementesensible como para detectar los collarines concualquier velocidad de adquisición de registros yposee la capacidad para detectar conexiones deuniones lisas con velocidades de adquisición deregistros de 4.6 m/min [15 pies/min]. Esta sensi-bilidad también ha ayudado a los operadores adescubrir otras anomalías, tales como defectos enlos disparos y en la tubería de revestimiento.

Designado como PTC (presión, temperatura,CCL), este arreglo de fondo y su sistema telemé-trico asociado permiten que los operadores acce-dan a información fundamental que sólo podríaverse en las mediciones de superficie muchos se-gundos después; o no verse en absoluto. Las medi-ciones obtenidas en el fondo del pozo, en el puntode aplicación, ayudan a las brigadas a cargo de lasoperaciones con TF a controlar la profundidad enforma más precisa y responder a los parámetros amedida que cambian durante el transcurso de untratamiento. El arreglo PTC se enrosca por debajodel cabezal de la tubería TF, en el extremo de la

sarta de TF. Puede ser corrido con otras herra-mientas de TF, tales como una pistola de disparo,una herramienta de localización multilateral, unempacador inflable y una herramienta de lim-pieza por chorro, y está diseñado para tolerar ni-veles altos de cargas de tracción, esfuerzo detorsión y presión.

3. El aislamiento zonal primario se establece habitualmentemediante un empacador inflable, mientras que elaislamiento zonal secundario se establecesubsiguientemente, utilizando cemento.

4. Rangel PD, Sorman I, Blount CG y Woods N: “Fiber-Optic-Enabled Coiled-Tubing Operations onAlaska’s North Slope,” artículo SPE 106567, presentadoen la Conferencia y Exhibición sobre Tubería Flexible e Intervención de Pozos de las SPE/ICoTA, TheWoodlands, Texas, EUA, 20 al 21 de marzo de 2007.

> Arreglo de fondo ACTive. Los sensores de tem-peratura y presión de fondo de pozo, junto con un localizador de los collarines de la tubería derevestimiento, son los componentes clave delarreglo de fondo ACTive. Este arreglo posee una longitud de tan sólo 2 m [7 pies] aproximada-mente, y se encuentra enroscado entre el cabezalde la TF y la reducción para proveer medicionesjusto por encima de las herramientas de fondo depozo desplegadas con la TF. La fibra óptica insta-lada dentro de un conductor metálico de protec-ción (inserto) transmite los datos a la superficie.

Tubería flexible (TF)

Cabezal de la TF

Conector de la TF

Componentes electrónicos y sensores

Localizador de los collarines de la tubería de revestimiento

Reducción

Esta herramienta posee dos secciones caracte-rísticas: el cabezal de la TF que constituye un co-nector de la TF a la vez que aloja la terminaciónpara la fibra óptica, y una fuente de energía paralos componentes electrónicos. El arreglo de fondo,que posee un diámetro exterior de 5.4 cm [21⁄8 pul-gadas], está provisto de una válvula de seguridadincorporada. La restricción mínima de flujo conti-nuo es de 1.7 cm [0.688 pulgadas], lo que permitebajar las herramientas operadas con bolillas pordebajo del adaptador de la fibra óptica.

Dentro de la sarta de TF se coloca un sistematelemétrico sólido de fibra óptica, con amplioancho de banda, para transmitir las medicionesPTC a la superficie. La fibra óptica ofrece una seriede ventajas respecto de otros medios de transmi-sión conectados por cable. A diferencia del cableeléctrico, se utilizan fibras de vidrio para transmi-tir las señales como pulsos de luz, lo cual se tra-duce en transmisiones más rápidas e inmunidadcon respecto a la interferencia electromagnética.Ciertas longitudes de ondas de estos pulsos de luzson sensibles a los cambios producidos en la tem-peratura, y esta característica es explotada paracrear un sensor intrínseco que mide las tempera-turas a lo largo de la fibra óptica (véase “Tempe-raturas de fondo de pozo obtenidas con fibraóptica,” página 34).

La configuración del sistema ACTive utilizacuatro fibras ópticas: dos filamentos correspondenal arreglo PTC; uno se utiliza para medir la tempe-ratura, y el otro se reserva como repuesto. Estos fi-lamentos se encuentran protegidos dentro de unconductor de acero INCONEL flexible, que actúacomo protección. El conductor y las fibras se bajana través del carrete de TF hasta el cabezal de laherramienta, ubicado en el extremo de la sarta deTF. El conductor de fibra óptica, con un diámetroexterno de sólo 1.8 mm [0.071 pulgadas], produceun impacto insignificante sobre la sección trans-versal interna de la TF y, por consiguiente, noafecta las velocidades de bombeo. Es muy liviano,ya que pesa aproximadamente una vigésima partede un tramo equivalente de línea eléctrica mono-cable. La aleación de níquel-cromo del conductormetálico ha sido probada en forma extensiva, to-lerando temperaturas de hasta 149°C [300°F] ytratamientos con ácidos corrosivos o condicionesrigurosas de fondo de pozo, que son comunes a lasoperaciones de arranque del pozo con nitrógeno ylimpieza de rellenos. Este sistema autónomo defibra óptica no impone una huella adicional sobrelos paquetes de TF estándar.

Un módulo de comunicación de doble vía, ins-talado detrás de un cierre de presión en el carretede la TF, recibe los datos de los sensores PTC a

través del sistema de fibra óptica. El módulo decomunicación también transmite los comandos alfondo del pozo, a través del haz de fibra óptica dela herramienta. En la superficie, un puente de co-municación desplaza los datos en forma segura einalámbrica entre el módulo de comunicación y unruteador colocado en la cabina de control de laUCT. Un ordenador situado en la cabina de controlmuestra y monitorea los parámetros de la opera-ción en el fondo del pozo y puede retransmitir loscomandos al módulo de comunicación y luego a laherramienta en forma descendente (izquierda ypróxima página). Utilizando el arreglo de fondoACTive, el sistema telemétrico y el sistema de con-trol, el operador puede monitorear la presión anu-lar para confirmar la eficiencia de las operacionesde limpieza, medir la presión de inflado y la pre-sión diferencial a través de un empacador, o con-firmar en tiempo real que las pistolas de disparoshan sido detonadas con éxito.

Estas capacidades de medición de fondo depozo han sido puestas a prueba en todo el mundo,a través de una amplia gama de aplicaciones.

Operaciones de disparos ACTive en MalasiaTalisman Malaysia Ltd. (TML) opera más de 130pozos en el Mar del Sur de China, donde la compa-ñía ha adquirido gran experiencia en las operacio-nes de disparos con TF. Para llevar a cabo unacampaña de operaciones de disparos con TF, TMLrequirió el sistema ACTive con el fin de aseguraseque los disparos fueran efectuados en profundi-dad. TML estableció una condición de bajo ba-lance que no excedería el valor seguro de caída depresión para evitar el riesgo de colapso de los tú-neles dejados por los disparos.5 La compañía anti-cipó además un ahorro de tiempo de equipo deperforación, como resultado de evitar las carrerasde ajustes de profundidad.

La experiencia de Talisman, junto con los re-gistros de disparos y el análisis de la producción,indicaron que cuanto mayor era la condición debajo balance, más efectiva resultaba la elimina-ción del daño producido por los disparos. No obs-tante, en los campos vecinos, las pistolas se habíanobstruido con arena como resultado de una reduc-ción excesiva de presión. Después de evaluar losdatos de núcleos y de registros, el grupo a cargo deyacimientos de TML determinó que sería sufi-ciente una condición inicial de bajo balance depresión de 1,000 lpc [6.9 MPa] para eliminar el

30 Oilfield Review

> Visualización de la cabina de control de la CTU. Los monitores de las computadoras pueden desplegaruna diversidad de visualizaciones. Aquí, se utilizaron los datos CCL para crear una gráfica de correla-ción en profundidad. Los datos CCL crudos (curva roja) son filtrados subsiguientemente (curva azul)para eliminar el ruido de fondo. Cuando los valores filtrados exceden un valor umbral especificado,detonan una respuesta (curva verde) que se utiliza en la correlación. Además de graficar los datosCCL en tiempo real, el usuario puede ingresar las profundidades de los collarines de la tubería de revestimiento, obtenidas de las carreras de adquisición de registros previas (puntos azules), las cuales sirven como puntos de correlación en profundidad.

CCLCENTER

TO TOOLEND

CCLCENTER

T TOOL

CT HEADTO CCLCENTER

CTHEAD

CCLCENTER

TOOLREF

POINT

(NO

OFF

SET

APP

LIED

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DEP

TH T

OO

L EN

D

DEP

TH

TOO

L RE

F

FROM SURF ACE

BLUE ITEMS REPRESENT DIST ANCEBETWEEN TOOL LANDMARKS

GRA Y ITEMS ARE TOOL LANDMARKS

4150

4162

4174

4186

4198

4210

Dep

th (m

)

CCL

-100 -83 -67 -50 -33 -17 0 17 -33 50 67 83 100

Variables a graficar

Boca de pozo

Fondo de pozo

Correlación en profundidad

Profundidades objetivo

Profundidades correlacionadas

Ref. de la herramientaiDepth objetivo

Profundidad correlacionada con TFProfundidad correlacionada

con CCL (Centro del CCL iDepth)

Referencia de la herramienta iDepth

Extremo de la herramienta iDepth

Profundidad objetivocorrelacionada con TF

Distancia a la profundidad objetivo

i CCL

Gráfica de correlación en profundidad iCoil

Eje Y

Desplazamientos entre trazas

Puntos de referencia de la herramientaCabezal TF al

centro del CCLCentro del CCL a la

ref. de la herramientaCentro del CCL al extremo

de la herramienta

Longitud total del BHA

Leyenda

Selección automática de rango

Rango exhibido

i CCL

Prof

undi

dad

(m)

CCL

4150

4162

4174

4186

4198

4210-100 -83 -67 -50 -33 -17 0 17 33 50 67 83 100

i CCL FLTD

i CCL DCT

i_CCL_FLTDi_CCL

Posición del pozo

Eje Y mín.Eje Y máx.

4150

0.00

1699.3 mm

7487.9 mm

17130.8 mm

18.83 mm

50.00

80.00

0.00

4210

60.00

i CCL FLTD

i CCL DCT

Pausar gráfica Limpiar gráfica

10 -19.3 m

2402.5 m

2392.8 m

-1791.4 m

4184.2 m

4186.4 m

4193.9 m

4203.5 m

0.0 m0

0

DESDE LA SUPERFICIE

EXTR

EMO

DE LA

HER

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EN

PROF

UNDI

DAD

PROF

UNDI

DAD

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NADA

CON

CCL CABEZAL

DE LA TF

CABEZAL DE LATF AL CENTRO

DEL CCL

CENTRO DEL CCLA LA REF. DE LAHERRAMIENTA

CENTRODEL CCL AL

EXTREMO DE LAHERRAMIENTA

LOS ELEMENTOS AZULES REPRESENTAN LA DISTANCIA ENTRE LOS PUNTOS DE REFERENCIA DE LA HERRAMIENTALOS ELEMENTOS GRISES SON LOS PUNTOSDE REFERENCIA DE LA HERRAMIENTA

PUNTO DEREF. DE LA

HERRAMIENTA

EXTREMO DE LAHERRAMIENTA

CENTRODEL CCL

5. Rae G, Yusof MB, Ghani J, Mokhtar S y Munro J:“Improved Method for Underbalanced Perforating withCoiled Tubing in the South China Sea,” artículo SPE113698, presentado en la Conferencia y Exhibición sobreTubería Flexible e Intervención de Pozos de las SPE/ICoTA,The Woodlands, Texas, 1° al 2 de abril de 2008.

Primavera de 2009 31

daño producido por los disparos evitando al mismotiempo la falla, o colapso, de los túneles de los dis-paros y la invasión de fluidos más allá de los dis-paros nuevos. El grupo optó por las cargas depenetración profunda para sortear el daño de per-foración e incrementar el radio efectivo del pozo.

TML planificó disparar varios intervalos de tansólo 2 a 3 m [7 a 10 pies] de largo. Por consiguiente,se requería un alto grado de precisión en términosde profundidad y una forma de confirmar la detona-ción de las pistolas. Además, TML necesitaba flexi-bilidad con el fin de utilizar la TF para otrasaplicaciones, tales como la limpieza del relleno, encaso de ser necesario. El tamaño y el peso tambiéneran factores a considerar porque la operación ibaa ejecutarse sin un equipo de terminación/repara-ción; la capacidad de la grúa, en la mayoría de lasplataformas, era de sólo 16 toneladas métricas y elespacio en la cubierta era limitado.

El plan de TML requería que se desplazara elfluido del pozo con nitrógeno para lograr la condi-ción de bajo balance requerida, de 1,000 lpc, eneste yacimiento de 3,200 lpc [22 MPa]. Conforme

avanzaba el bombeo de nitrógeno, las medicionesde presión de fondo de pozo, obtenidas en tiemporeal con el sistema ACTive, instaron al operador a

desplazar del pozo 50 bbl [5.8 m3] adicionales defluido para lograr la condición de bajo balance de-seada. Las mediciones obtenidas en tiempo real,después de este desplazamiento adicional, confir-maron una presión de fondo de pozo de 2,200 lpc[15.2 MPa], indicando que se había alcanzado unestado de bajo balance de presión de 1,000 lpc deacuerdo con el diseño de la operación de disparos.

La herramienta CCL del arreglo de fondoACTive ayudó a colocar las pistolas con precisiónen la zona a disparar. Durante el descenso, el dis-positivo CCL detectó la existencia de algunasuniones cortas de tubos, instaladas por encima dela zona de interés. En la primera carrera, se uti-lizó una sarta de pistolas de 10 m [33 pies] paradisparar un intervalo productivo. Con las pistolasen profundidad, se enviaron pulsos de nitrógeno através del espacio anular hasta el sistema de cabe-zal de disparo electrónico eFire-TF. Al recibir lasecuencia correcta de pulsos, el sistema eFire-TFdetonó las pistolas. En la cabina de control, eloperador pudo confirmar positivamente que laspistolas habían sido detonadas según lo progra-mado: el sensor ACTive registró un incrementoinstantáneo de la presión de fondo de pozo, quealcanzó 2,700 lpc [18.6 MPa] y fue acompañadopor un incremento de la temperatura de fondo depozo (abajo).

Luego, se extrajo la TF hasta la superficie y elpozo fue puesto en producción. Después de dispa-rar una segunda zona adyacente, la producción seestabilizó en 70 MMpc/D [1.98 millones de m3/d].

Estimulación en agujero abierto en CanadáUn operador del oeste de Canadá debió enfrentarmúltiples desafíos durante la planificación de un tra-tamiento de estimulación de la matriz, en un pozomultilateral perforado en un campo de gas maduro.

> Lecturas de presión de fondo de pozo. Esta ventana se utiliza para monitorear las condiciones de pre-sión de fondo de pozo que tienen lugar a diferentes profundidades en un pozo. Los datos de presión defondo de pozo ACTive pueden combinarse con la información del usuario acerca de los tipos de fluidospara obtener retroinformación sobre las condiciones de presión de fondo de pozo. Si bien esta visualiza-ción muestra cuatro zonas, el operador puede monitorear realmente hasta seis profundidades diferen-tes por vez. El fondo de cada cuadrante cambia de color para representar las condiciones de presiónen tiempo real, observadas en una zona en particular. Mientras el cuadrante presenta una instantáneaen el tiempo, un gráfico de barra que aparece debajo de cada cuadrante muestra las condiciones depresión existentes durante la operación entera. Estas lecturas pueden ser fácilmente consultadas entiempo real durante la operación, o pueden guardarse para el análisis posterior a la operación.

Zone-1: 5600 ft Zone-2: 5750 ft

Zone-3: 6000 ft Zone-4: 6050 ft

Decipher - [Indicadores de la condición de presión de fondo de pozo]

Zona 1: 5,600 pies

Zona 3: 6,000 pies

Zona 2: 5,750 pies

Zona 4: 6,050 pies

Condición de bajo balance Condición de balance Condición de sobre balance Advertencia de fracturamiento Fracturamiento

> Indicadores de la detonación. Se envía una secuencia codificada de pulsos de presión por el pozopara ordenar la detonación de una pistola de disparo. Los datos en tiempo real confirman las presioneshidrostáticas, los pulsos de activación del cabezal de disparo y el evento de disparo. En este caso, lapresión y la temperatura de fondo de pozo se incrementaron sustancialmente después de la detonación.

270

Pres

ión,

lpc

3,400

Tiempo, h03:05:11 03:08:31 03:11:51 03:15:11 03:18:31

3,300

3,200

3,100

3,500

3,600

3,700

3,800

3,900

280

290

300

310

260

250

240

230

Disparode las

pistolasSecuencia de pulsos de presión

Presión anular de fondo de pozo

Temperatura de fondo de pozo

Presión defondo de pozo

Este pozo multilateral constaba de terminacionesen agujero descubierto en dos ramificaciones per-foradas en una formación dolomítica natural-mente fracturada. Además de metano, el pozoprodujo 21% de H2S y 5% de CO2. El éxito del tra-tamiento de estimulación dependería de tres fac-tores importantes:• la capacidad de las herramientas de servicio

para ingresar en cada ramificación del pozo• el funcionamiento correcto de las herramientas

en un ambiente sub-hidrostático• la efectividad del fluido de estimulación en el

tratamiento de la formación.La condición sub-hidrostática que resulta del

agotamiento de este yacimiento maduro limitó sucapacidad para sustentar una columna de fluido

completa, lo que se requiere normalmente si seutilizan herramientas de fondo de pozo que de-penden de la transmisión de pulsos de presión.6

El servicio de tratamientos de estimulación de lamatriz ACTive—con su transmisión por fibra óp-tica, su control de la profundidad de los collarinesde la tubería de revestimiento, sus capacidadesprecisas de transporte de fluidos y sus medicionesde temperatura y presión de fondo de pozo—constituía una alternativa ideal. Para guiar su in-greso en la ramificación prevista del pozo a travésde la reducción colocada por debajo del arreglode fondo ACTive se adosó una herramienta de re-entrada para pozos multilaterales.

La herramienta de re-entrada para pozos mul-tilaterales Discovery MLT está compuesta por una

herramienta de orientación y un empalme aco-dado controlable. Desde la superficie, el ingenieroespecialista en operaciones con TF puede orientarla herramienta azimutalmente, a la vez que con-trola el ángulo del empalme acodado para identi-ficar la ventana de cada tramo lateral en un pozomultilateral. Las lecturas de presión de fondo depozo permiten al ingeniero confirmar el ingresoexitoso en el tramo seleccionado. Después de in-gresar en la ramificación lateral designada parael tratamiento de estimulación, el proceso de co-rrelación en profundidad que utiliza el localiza-dor CCL asistió en el posicionamiento del arreglode fondo para el logro de un tratamiento de esti-mulación óptimo.

Los datos del sensor de distribución de la tem-peratura (DTS) previos al tratamiento indicaron alas brigadas a cargo de las operaciones con TFdónde colocar el ácido del tratamiento de estimu-lación y el ácido divergente, mientras que las lec-turas de presión de fondo de pozo obtenidas entempo real proporcionaron retroinformación du-rante el tratamiento. Una vez bombeado el trata-miento inicial, las lecturas de temperatura defondo de pozo identificaron puntos mejorados deinyección de fluido y otras zonas que podríanabrirse aún más. Sobre la base del análisis deestas lecturas de fondo de pozo, el operador ajustóel ácido divergente y el programa de acidificacióny revisó el esquema de bombeo para la etapa si-guiente. Los cambios permitieron la divergenciatemporaria del fluido desde las zonas estimuladasinicialmente y proporcionaron un tratamientogeneral más efectivo de cada ramificación delmultilateral (izquierdo). Un levantamiento DTSsubsiguiente confirmó que el tratamiento habíaproducido la divergencia exitosa del ácido para es-timular las restantes zonas de interés.

Reducción del corte de agua en Arabia SauditaEn Arabia Saudita, se utilizó el sistema ACTivepara revivir la producción de petróleo en un pozohorizontal con un corte de agua del 60%. El pozonuevo, una terminación en agujero descubierto,había estado produciendo petróleo de un ya -cimiento carbonatado en forma intermitente. Lamayor parte del agua provenía de la punta del pozo.

32 Oilfield Review

> Respuesta de temperatura del sistema DTS al proceso de inyección de agua seguido por un trata-miento ácido. Una gráfica de densidad de las fracturas, obtenida con la herramienta de generación deImágenes Microeléctricas de Cobertura Total FMI (extremo inferior ), indica la presencia de numerosasfracturas a lo largo de toda esta terminación en agujero descubierto. Luego de un proceso de lavadodel pozo con agua y antes del tratamiento, se obtuvo un levantamiento DTS (curva azul). Los datos detemperatura muestran tres puntos fríos (WI) en los que el agua ha ingresado en las fracturas de la for-mación, reduciendo notablemente las temperaturas por debajo del gradiente establecido. El operadorsuponía que estas zonas serían receptivas al tratamiento ácido subsiguiente. Otro levantamiento DTS(curva roja), obtenido después del tratamiento ácido, reveló la presencia de cuatro puntos candentesen los que el ácido abrió las fracturas. Las Zonas 2 y 4 corresponden a las expectativas del operadorpero las Zonas 1 y 3, donde las fracturas absorbieron el ácido pero no habían absorbido el agua du-rante el proceso de pre-lavado, sobrepasaron las expectativas del operador.

70

80

90

60

50

40

Dens

idad

de

las

fract

uras

, fra

ctur

as/m

etro

25

Profundidad, m

20

15

10

5

03,200 3,400 3,600 3,800 4,000 4,200

1

2

3

4

WI

WI

WI

Densidad de las fracturasderivada del registro FMI

Primavera de 2009 33

Saudi Aramco reconoció la complejidad de lasoperaciones de aislamiento del agua en este pozohorizontal. La falta de información sobre profundi-dad, temperatura y presión de fondo de pozo po-dría afectar la confiabilidad de los tapones puentede gran expansión, la formulación del tapón de ce-mento y la colocación de los dispositivos de aisla-miento para aislar la zona productora de agua.Saudi Aramco seleccionó los servicios ACTive paraproveer aislamiento por zonas y reducir el corte deagua sin utilizar un equipo de reparación de pozos.

En la operación se bajó un empacador inflablecon TF a través de la tubería de producción junto

con un tapón de cemento, para aislar la zona pro-ductora de agua del resto del pozo horizontal. Lasmediciones de temperatura y presión PTC, obteni-das durante la primera carrera en el pozo, asistie-ron en la formulación de un programa de lechadade cemento especialmente diseñado para satisfa-cer los objetivos buscados. El empacador se colocóen su lugar durante la segunda carrera en el pozo.Se utilizaron las lecturas registradas en tiemporeal con el localizador de los collarines de la tube-ría de revestimiento PTC, para confirmar el ex-tremo inferior de la tubería de revestimiento enesta terminación en agujero descubierto, y la pro-fundidad de asentamiento del empacador se corre-lacionó a partir de este punto. Después de colocarel empacador en la interfase petróleo-agua, sedejó caer una bolilla a través del arreglo de fondoACTive para iniciar el asentamiento y la expansióndel empacador. La lechada de cemento especial-mente formulada fue bombeada en la parte supe-rior del empacador durante la tercera carrera dela TF (arriba). Para arrancar el pozo, el nitrógeno

bombeado en el mismo desplazó a los fluidos deahogo, mientras que las brigadas a cargo de lasoperaciones con TF monitoreaban las presiones defondo de pozo en tiempo real.

Utilizando el servicio de aislamiento ACTive,Saudi Aramco logró reducir el tiempo de operacióna la mitad. El corte de agua se redujo de 3,000 bbl/d[477 m3/d] a 1,500 bbl/d [239 m3/d], y la pro-ducción de petróleo se incrementó en 1,000 bbl/d[159 m3/d].

El futuro es ahoraLas nuevas capacidades de medición de la tecno-logía de fibra óptica constituyen el foco de diver-sas investigaciones y pueden llegar a mejorar laserie de herramientas disponibles para las aplica-ciones de TF. Estas mediciones proporcionaránavances en las capacidades de adquisición de re-gistros de producción, y posibilitarán el monito-reo de los parámetros operacionales para mejorarel desempeño e incrementar la longevidad delarreglo de fondo de pozo. La experiencia de campoya está generando flujos de trabajo más sofistica-dos y software de interpretación intuitiva de lasmediciones de fondo de pozo.

Los operadores están obteniendo beneficiosen materia de seguridad y eficiencia a través delmonitoreo de las condiciones de fondo de pozo. Amedida que más operadores monitoreen estasoperaciones desde sus propios escritorios, mante-niendo sus horarios de trabajo a la vez que se re-duce la exposición a los riesgos que implican losviajes y la localización del pozo, se incrementaránmás la seguridad y la eficiencia. Esta visión ya esuna realidad en algunas áreas. En Alaska, perso-nal de BP monitorea el avance de las operacionesmediante la utilización de las transmisiones segu-ras de datos en tiempo real desde la localizacióndel pozo.7 Un navegador Web estándar y un puertopara Internet conectan a los especialistas de laoficina de BP Anchorage con aproximadamenteun 80% de la localizaciones de pozos de BP entodo Prudhoe Bay. Las transmisiones al ambientede colaboración en red del iCenter de BP permi-ten que los ingenieros que residen en Anchoragevisualicen los datos y analicen las opciones con elpersonal del equipo de terminación.

La popularidad, y por ende las capacidades, dela tecnología de tubería flexible con fibra ópticaseguirán creciendo a medida que esta tecnologíase expanda para abarcar un rango más amplio deaplicaciones. — MV

> Temperatura y presión de fondo de pozo. Una carrera preliminar confirmóla profundidad y la temperatura de fondo de pozo para el diseño de la lecha -da de cemento (izquierda). La presión diferencial registrada en tiempo realse mantuvo estable en 1,000 lpc, lo cual confirmó la integridad del empaca-dor (derecha).

Temperatura de fondo de pozo

Velocidad de bombeo

Presión anular de fondo de pozo

Presión de fondo de pozo en la TF

Δp = 1,000 lpc

0 1bbl/min

150 200

2,000 5,000lpc

2,000 5,000lpc

Tiem

po

6. Harber B, Stuker J y Pipchuk D: “Improved System forAccessing Multilateral Wells in Canada,” artículo SPE113724, presentado en la Conferencia y Exhibición sobreTubería Flexible e Intervención de Pozos de las SPE/ICoTA,The Woodlands, Texas, 1 al 2 de abril de 2008.

7. Cismoski DA, Rossberg RS, Julian JY, Murphy G,Scarpella D, Zambrano A y Meyer CA: “High-VolumeWellwork Planning and Execution on the North Slope,Alaska,” artículo SPE 113955, presentado en laConferencia y Exhibición sobre Tubería Flexible eIntervención de Pozos de las SPE/ICoTA, TheWoodlands, Texas, 1 al 2 de abril de 2008.