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Servicios de Apoyo a la Perforación

Servicios de Apoyo a la Perforación ÍNDICE I. EVOLUCION Y APLICACIÓN DE LOS SERVICIOS DE TUBERÍA FLEXIBLE Introducción Elementos básicos de la tubería flexible Origen de la tubería flexible Mejoramiento y evolución de la tubería flexible Evolución de la sarta continua de la tubería flexible Perforación con tubería flexible La tubería flexible hoy en día Sarta de tubería flexible Equipo de tubería flexible Aplicaciones de tubería flexible Seguridad y contingencia Software hoy en día Equipo de soporte para las operaciones de tubería flexible Esfuerzos de tubería Sistema de Monitoreo CoilLIFE TM Presión debida a la fricción Limpieza con espuma II. EQUIPO DE LÍNEA DE ACERO Unidad móvil Cabina de operación Malacate de línea de acero Tipos de línea de acero III. REGISTRADORES DE PRESIÓN Registradores de presión y temperatura de alta resolución Registrador de presión mecánico (amerada)

Página

3 3 3 3 5 5 6 6 8 9 9 10 14 16 16 17 18 18 18 18 19 19 19 20 20 21

IV. HERRAMIENTAS DE FONDO PARA RECUPERAR MUESTRAS PVT (MUESTREROS)

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V. TOMA DE INFORMACIÓN

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Introducción Pruebas de variación de presión Muestras de fondo para análisis de presión, volumen y temperatura (PVT)

22 22 25

1

Servicios de Apoyo a la Perforación

VI. EJEMPLO DE APLICACIÓN Antecedentes Data FRACTM Fractura principal Conclusiones y recomendaciones Glosario

Servicios de Apoyo a la Perforación

28 28 32 36 41 43

En áreas nuevas, que vayan a ser fracturadas, es imperativa la realización de una prueba de DataFRAC TM para afinar los parámetros más importantes del diseño y disminuir las posibilidades de un arenamiento prematuro que impida la consecución de los objetivos. Del DataFRACTM se obtuvieron parámetros como: presión de cierre, altura de la fractura, eficiencia del fluido, módulo de Young y fricción del fluido en las cercanías del pozo. Estos parámetros servirán de referencia para futuros tratamientos. El aumento de la presión de fondo causó un mayor crecimiento vertical de la fractura, comparado con la creada durante el bombeo del DataFRACTM . De cualquier manera, el registro espectral determinará la altura de la misma.

2

Glosario STRIPPER Estopero BOP Preventor OD Diámetro exterior CT Express Unidad de tubería flexible integral JOY-STICK Palanca de mando CTSITM Equipo de Registro y monitoreo de parámetros durante la operación TM Marca Registrada Schlumberger CoilCATTM Software para el análisis de toda la información (banco de información únicamente para la sarta de TF) CoilCADETM Software para diseño y evaluación con TF (simulación previa y post-trabajo). DEETM Diseño, ejecución, evaluación (Círculo de calidad de Schlumberger). Coil LIFETM Evaluación de la vida de la sarta MMPCNGD Millones de pies cúbicos por día de gas natural ISIP Presión de cierre instantáneo G Función del tiempo de apoyo DataFRACTM Prueba para la obtención de parámetros de la formación (módulo de Young, permeabilidad, sobrecargas) evaluación del fluido con el que se realiza la prueba FracCADETM Software para el diseño y evaluación de fracturas hidráulicas Presure Match Análisis de coincidencia de presiones ppa Libras de apuntalante adicionadas (Agregadas).

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Servicios de Apoyo a la Perforación

Net Pressure Match

Servicios de Apoyo

3000 2500

a la Perforación

Net Pres(PropFRAC) Net Pres(Calculated)

2000 1500

I. EVOLUCIÓN Y APLICACIÓN DE LOS SERVICIOS DE TUBERÍA FLEXIBLE

1000

Introducción

500

La utilización de la tubería flexible (TF) se ha convertido en una práctica aceptada. En muchas partes del mundo se usa, con herramientas preescritas, para hacer un servicio en un pozo o para tareas de reparación.

0 -500

0

30

60

90

120

Originalmente, esta técnica fue desarrollada, en los años 60, para operar en pozos con presión, flujo y/ o pérdida, con el fin de remover puentes de arena; pero en la actualidad se ha convertido en una tecnología multifacética. Aunque en la intervención tradicional con tubería continua, o aplicaciones de reparaciones, todavía se utiliza la tubería flexible en más de tres cuartas partes del trabajo, el uso de TF se ha convertido en un práctica común y económicamente viable.

Time Figura 22 Análisis de la presión neta.

PEMEX 12-22-1997 Pressure AP2D

FracCAD ACL Fracture Profile and Proppant

444

Concentration

Esta rama de la tecnología de la tubería flexible que va desde la intervención en pozos, hasta aplicaciones de perforación y terminación se ha logrado en poco tiempo gracias al trabajo conjunto de las compañías petroleras, las compañías de servicio de tubería flexible y los fabricantes de equipos, que han desarrollado e innovado herramientas y técnicas en esta área.

445 < 0.0 2 0.0 - 0.2 lb/ft 2 0.2 - 0.4 lb/ft 2 0.4 - 0.6 lb/ft 0.6 - 0.8 lb/ft2 0.8 - 1.0 lb/ft2 2 1.0 - 1.2 lb/ft 2 1.2 - 1.4 lb/ft 2 1.4 - 1.6 lb/ft > 1.6 lb/ft2

446

447

El objetivo del presente texto es brindar una visión general del desarrollo de los servicios de tubería flexible con el fin de lograr un conocimiento de esta tecnología en constante crecimiento que involucra a un sector básico de la industria petrolera.

448

Elementos básicos de la tubería flexible 449 1200

1400 Stress(psi)

1600 -

-

-0 0.0 0.1 0.1 0 ACL Width at Wellbore(in)

Figura 23 Concentraciones de arena en la fractura creada.

42

50

10 15 Fracture Half- Length (ft)

20

25

La tubería flexible consta de tres elementos básicos: · Un tubo conductor continuo el cual puede ser insertado dentro del pozo

· Cabeza inyectora, es el concepto de introducir y sacar la tubería en el pozo. · Stripper, dispositivo capaz de dar un sello dinámico alrededor de la sarta de tubería. La tecnología de la tubería flexible está basada en el uso de un tubo continuo de acero flexible, el cual se enrolla en un carrete para su transporte y almacenamiento. En superficie, la tubería es conectada a una unión giratoria de alta presión en el extremo del rollo, para fluir por dentro de la tubería. La tubería flexible es introducida y sacada del pozo por medio de la cabeza inyectora, la cual combina varias operaciones hidráulicas que permiten al operador tener control sobre la posición y movimiento de la tubería. Un ensamblaje con un sello prensa estopa (stripper), colocado debajo de la cabeza inyectora, produce un sello dinámico alrededor de la tubería y permite que sea introducida y sacada del pozo en condiciones seguras. En seguida se encuentra el preventor BOP (Blow Out Preventor), montado entre el stripper y el árbol de valvulas del pozo, cuyas funciones se relacionan con la seguridad y el control sobre las presiones. La unidad de tubería flexible se opera desde la cabina de control, que está diseñada como punto único de control y estación de monitoreo para las funciones primarias de la unidad y de los equipos anexos. Origen de la tubería flexible La primera práctica completamente funcional de una unidad de tubería flexible fue realizada por la Compañía California Oil Company y Bowen Tools, en 1962. Su propósito fue lavar tapones de arena en pozos de la costa del Golfo. La cabeza inyectora funcionaba sobre el principio de

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dos cadenas verticales que giraban una enfrente de la otra; un diseño que en la actualidad se utiliza en la mayoría de las unidades de tubería flexible. El stripper era un simple tipo de sello anular que se activaba hidráulicamente para sellar alrededor de la tubería en cabezales de pozos con presiones relativamente bajas. En esos tiempos, la tubería todavía se fabricaba en tramos de 50 pies de longitud, soldados en los extremos con diámetros externos de 1 3/8", y longitudes de 15 mil pies; se enrollaba en carretes con núcleo de 9 pies de diámetro externo. Ésa fue la primera unidad de tubería flexible operativa basada en los mismos principios y conceptos desarrollados con otros propósitos antes de 1944. Antes de la migración europea, a finales de la Segunda Guerra Mundial, los ingenieros desarrollaron y produjeron largas líneas de tubería, desde Inglaterra hasta el continente europeo, con propósito de suministrar combustible a los aliados. PLUTO (del inglés Pipe Lines Under The Ocean) es el nombre con el cual se designó al proyecto de fabricación y tendido de líneas a través del canal inglés. Se tendieron un total de 23 líneas, 17 eran de plomo y seis de acero. Las de acero estaban fabricadas en tramos soldados de 20 pies con 3" de diámetro interno por secciones de 4 mil pies de longitud, que luego eran soldadas entre sí y enrolladas en carretes flotantes de 70 pies de ancho por 40 pies de diámetro. Éstas, de aproximadamente 70 millas de longitud, fueron tendidas remolcando los carretes a través del canal mientras la tubería se desenrollaba. El éxito en la fabricación y la facilidad para enrollar la tubería flexible, orientó los futuros desarrollos que la llevaron a su uso actual: aplicaciones en pozos petroleros. Las facilidades que presentaban las unidades Bowen de 1962 se fueron desarrollando cronológicamente de la siguiente manera: · Al final de los años 40 se patentaron varios conceptos relacionados con la inyección de tubería flexible o cable dentro del pozo. · Al principio de los años 50 se presentaron varios conceptos relacionados a la perforación utilizando tubería flexible.

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· Al principio de los años 60, Bowen Tools desarrolló un dispositivo para desarmar una antena a bordo de un submarino hundido. La antena, hecha de tubo de cobre de 5/8", fue enrollada en un carrete para almacenarla y poder llegar a la superficie desde el submarino hundido a 600 pies de profundidad. El sistema usó el mismo principio de la contra rotación de las cadenas que más tarde sería adoptada por los inyectores de tubería flexible. · En 1962, Bowen adaptó el diseño del inyector usado para recuperar la antena como el prototipo desarrollado por California Oil Company. (Ver figura 1).

Al igual que con la presión de tratamiento, se realizó un análisis de la presión de fondo y la presión neta de la ejecución y de la simulación posfractura. Aquí también el análisis se logró únicamente a partir del bombeo del colchón hasta el ISIP, tal como se puede observar en las figuras 21 y 22.

Producción de gas pos fractura El pozo se encuentra en proceso de limpieza de los fluidos de fractura inyectados para ser aforado posteriormente por una compañía especializada, con objeto de determinar los gastos de gas y condensado (si lo hay) estimados a diferentes aperturas de estranguladores.

Bottom hole Pressure Match 16000 BHP (PropFRAC) BHP (Calculated)

14000

12000

10000

Figura 1 Inyector Bowen - aproximadamente de 1964.

0

20

40

60

Figura 21 Análisis de la presión de fondo.

Debido al éxito de Bowen Tool-California Oil Company en 1964, Brown Oil Tools y Esso, colaboraron en el desarrollo de un sistema que utilizaba un diseño diferente en el principio de operación del inyector. En lugar de un juego de cadenas de contra rotación utilizaron un diseño de agarre y manejo de la tubería, forzada entre una cadena sencilla y una ranura de una rueda motriz. La unidad completa estaba montada en un mástil suspendido por encima del árbol de válvulas del pozo.

Según el análisis de presiones, la geometría de la fractura creada difiere un poco de la geometría diseñada porque, al parecer, el aumento de la presión de fondo hizo que la fractura creciera en altura a diferencia del DataFRACTM. Parecer ser que se lograron fracturar los 25 m. de formación; este valor se confirmara posteriormente con el registro espectral. A pesar de que la fractura creada es diferente a la diseñada, sus características son bastante buenas, tal como puede verse en la figura 23.

En la actualidad subsiste una variante de este diseño, como alternativa del muy usado sistema de contra cadenas. La unidad Brown Oil Tool fue diseñada para tubería flexible de ¾" y resultó exitosa. Se usa para limpiar pozos en tierra y costa afuera.

La fractura creada tuvo una penetración efectiva de 143 m, con un ancho promedio de 0.135 pulgadas, con concentraciones mayores a 1 lb/pie2 en toda su extensión, lo que genera una conductividad promedio de la fractura de 2 mil 293 md.ft, excelente para el flujo de fluidos desde la formación al pozo.

80

100

120

140

Time Conclusiones y recomendaciones La tubería de 2 7/8" impidió alcanzar un mayor gasto de fractura. Así se evitó realizar una fractura efectiva de 25 m de altura que contemplaría todo el cuerpo arenoso que se deseaba estimular. La ejecución de la fractura demostró que operativamente las fracturas son viables en pozos similares al AP-2D, bastará con evaluar la respuesta de producción del pozo para determinar la rentabilidad de los tratamientos de fractura en este campo. El potencial del pozo es enorme y abre la posibilidad de realizar este tipo de trabajo e incrementar la producción de gas en el campo Arroyo Prieto. Además, con base en estos resultados, pueden programarse trabajos similares en otros campos del área.

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presión comenzó a descender hasta un valor mínimo de 8 mil100 psi en la etapa de 6 ppa. Desde este momento hasta el fin del bombeo de apuntalante la presión se mantuvo estable. El bombeo del agente de sostén se realizó en forma automática controlando las concentraciones por el sistema de monitoreo FracCATTM. Al terminar de bombear 87 mil 559 lbs de Carboprop 20/40 (registradas) se inició el desplazamiento con 104 bbls de gel. Durante el desplazamiento, la presión de bombeo aumentó hasta 11 mil 047 psi. El incremento de presión fue causado por el cambio en la columna hidrostática. El ISIP registrado al finalizar el bombeo fue de 7 mil 420 psi, que comparado con el ISIP del DataFRAC (7 mil psi) indica 420 psi adicionales de presión neta que generaron un mayor ancho de fractura causado por la colocación del agente de fractura y por la mayor viscosidad de la gelatina reticulada (YF-645LT).

fricción a causa del apuntalante, etc., y se logró un análisis de la presión de bombeo del trabajo y la presión pronosticada por el simulador. En la figura 20 se presenta el análisis de presiones para determinar la geometría de la fractura creada. La línea roja es la presión de bombeo durante el trabajo y la línea verde es la pronosticada por el simulador luego de haberse realizado los cambios.

Evaluación de la fractura

Al momento en que la etapa de 6 ppa llegó a la formación, se registró un ligero aumento en la presión de bombeo causado por un incremento de la presión de fondo. Esto pudo deberse al puenteo de la arena en la fractura, que quizá provocó el aumento de la presión neta. Sin embargo, luego de este incremento, la presión volvió a descender; lo que parece indicar un crecimiento vertical de la fractura, y se mantuvo en un valor constante hasta iniciar el desplazamiento.

Análisis de presiones (Pressure Match) - FracCADETM Para determinar la geometría de la fractura creada se realizó un análisis del comportamiento de presiones durante el bombeo y se simuló el programa de bombeo ejecutado. Se realizaron algunos cambios en la fricción de los fluidos, altura de fractura,

Como puede observarse en la figura anterior, en la primera etapa del bombeo fue imposible analizar las presiones debido a la diferente naturaleza de los fluidos que se encontraban en el pozo (gas, condensados y gel de fractura bombeado). A partir del momento en que se encontraba lleno de gelatina se logró; es decir, al inicio del bombeo del colchón hasta el ISIP final cuando se suspendió el bombeo.

Pressure Match Treating Pressure (JobData) Proppant Conc (JobData) Slurry Rate (JobData)

12000

Treating Pressure

16

12 8000

+

8

4000 4

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Figura 20 Análisis de presiones.

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30

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Time

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+

0 150

En ambos desarrollos, Brown Oil Tool y Bowen, la unidad de tubería flexible fue desarrollada para clientes específicos y se trató de prototipos únicos. Sin embargo, su éxito pronto generó un interés comercial en este tipo de tubería.

de Bowen Tools de 1962 usaba tubería de 13/8", aunque en los modelos producidos comercialmente para Nowsco se usaban tuberías de ½". En los inicios de 1970 el tamaño de las tuberías se había incrementado hasta 1".

En 1967, Nowsco prestó servicio de tubería flexible a clientes que no querían desarrollar o comprar sus propias unidades; comenzó por rentar una versión modificada de las herramientas diseñadas por Bowen (para tubería de ½") para servicio de inyección de nitrógeno. Como resultado del incremento de la demanda de servicio de tubería flexible, Nowsco ordenó 12 unidades similares de Bowen Tools, lo que marcó el comienzo de la industria de este servicio.

En resumen, el periodo comercial de los servicios de tubería flexible inició a finales de los 60 y principios de los 70. En esa época se usaron tamaños de tubería hasta 1" y en tramos relativamente cortos. Los diámetros y longitudes fueron limitados por las propiedades mecánicas de los materiales de fabricación y también por las técnicas de manufactura de esos años.

Mejoramiento y evolución de la tubería flexible A finales de los años 60 y comienzos de los 70, ambos, Brown Oil Tool y Bowen Tools, continuaron mejorando, modificando y aumentando la capacidad de sus respectivos diseños para acomodar tubería flexible de hasta 1". A mediados de los años 70, más de 200 unidades de esta tubería, con el mismo diseño del modelo original, estaban en servicio. En esta misma época, el diseño del inyector se vio influido por nuevas compañías fabricantes de equipos (Uni-Flex Inc, Otis Engineering y Hidra Rig Inc). En general, estas compañías basaron sus unidades en el diseño de la contra cadena de Bowen Tools. Uni-Flex mejoró su diseño significativamente, y aunque dejó de producir sus unidades alrededor de 1978, muchos de los conceptos de sus diseños fueron incorporados a las unidades de los modernos fabricantes de hoy en día. Al mismo tiempo que Uni-Flex dejaba de fabricar equipo de tubería flexible, Brown Oil Tools dejaba también de fabricar el modelo de la rueda motriz. Sin embargo, una variación de este modelo fue re introducida en 1985. Este modelo mantenía el concepto de la rueda motriz, pero usaba rodillos, en vez de cadenas, para forzar la tubería contra la rueda motriz y dar la tracción necesaria. Evolución de la sarta continua de tubería flexible A través del tiempo, la cabeza inyectora y las sartas de tuberías sufrieron cambios significativos. El prototipo

Las primeras operaciones con esta tubería estuvieron llenos de fracasos y problemas por las inconsistencias en la calidad de sus sartas. El problema básico era la cantidad necesaria de soldaduras de campo en la tubería, por las limitaciones de fabricación que se enfrentaban. Los primeros fabricantes usaron la técnica desarrollada durante el proyecto PLUTO. Ésta involucraba secciones de material bruto soldadas cada 50 pies, que formaban una longitud continua para poder ser enrolladas en un carrete. Ello significaba que había una soldadura de campo cada 50 pies en la sarta de tubería. Al final de los años 60, se desarrollaron nuevas técnicas que permitieron que las sartas de tubería fueran fabricadas en longitudes mucho más largas. Esto, a su vez, redujo el número de soldaduras a través de la sarta, y mejoró las propiedades del acero. El aumento de la confiabilidad en la tubería flexible benefició significativamente los servicio prestados, (figura 2). En 1969, la calidad de la tubería mejoró aún más, cuando Southwestern Pipe Inc. comenzó a fabricar tubería usando los nuevos materiales y técnicas. La Quality Tubing Inc. comenzó a fabricar tubería en 1976, con procesos similares a los Southwestern Pipe. En esa época Quality fabricaba tubería exclusivamente para una compañía de servicios. A partir de 1982, Quality Tubing suministró tubería flexible a la industria en general, y con Southwestern Pipe, dominaron el mercado. La técnica utilizada en aquel entonces permitió fabricar tramos continuos de tubería flexible de hasta 1500 ft de longitud.

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Servicios de Apoyo a la Perforación

Perforación con tubería flexible Aun cuando los comentarios respecto a esta técnica sean un tanto breves en este documento, debe resaltarse la gran influencia de dicha técnica en la evolución y desarrollo de la tecnología de la tubería flexible en general.

· 1980 - Southwestern Pipe introduce al mercado, tubería con punto de cedencia del acero de 70k psi para tubería continua.

La era moderna de la perforación con TF inicia en 1991 y ha progresado rápidamente con una mayor fuerza en el desarrollo de tuberías de 2" y 2 3/8".

· 1983 - Quality Tubing introduce al mercado tramos de tubería de fabricación continua de 3000 ft.

La tubería flexible hoy en día

Figura 2 Construcción de sartas de tubería flexible.

· 1987 - Quality Tubing desarrolla la soldadura con inclinación de 45° en las hojas de acero anterior al proceso de soldadura para dar mayor resistencia a la tubería. En dicho periodo de desarrollo, el diámetro de tubería flexible máximo utilizado comercialmente aumentó, primero a 1 ½" y en forma subsecuente a 1 ¾". Para 1990, se produjo la primera tubería de 2"; seguida por la de 2 3/8", 2 7/8" y 3 ½". Hoy en día, la tubería de 2 3/8" es considerada, en términos generales, como el diámetro más empleado en trabajos convencionales para intervenciones con tubería flexible. El uso de tubería de mayor diámetro es utilizado comúnmente en aplicaciones como terminaciones con este tipo de tubería, en donde su ciclaje y fatiga ya no suele ser un tema importante.

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Conforme se va haciendo más complejo el equipo de TF y sus servicios, es más difícil explicar brevemente las ventajas de aplicar esta tecnología. La economía y la velocidad fueron los primeros incentivos para su uso, y siguen siendo una característica clave. También la favorece el uso de equipo más pequeño y un menor tiempo en la instalación, más aún si se compara con los equipos de perforación y reparación. Sin embargo, existen algunas otras ventajas técnicas que pueden ser aplicadas, dependiendo de las especificaciones de la terminación, el yacimiento y las condiciones de la localización. Las ventajas de esta técnica sobre los métodos convencionales de un equipo de reparación incluyen: · Eficiencia y seguridad en intervenciones de pozos vivos, (presión, flujo y/o pérdida). · Capacidad de movilización rápida, instalación y

Profile 1000

Net Pressure EOJ

NetPressure

Durante los años 80, los materiales y las sartas de tubería flexible mejoraron de manera significativa.

El precepto de utilizar una barrena con tubería continua data de finales de los años 40. Sin embargo, no sería sino hasta 1964 cuando se emplearían. De manera similar, pero bajo esfuerzos separados, el Instituto Francés del Petróleo y el Instituto de Investigación Cullen desarrollaron prototipos de trabajo de sistemas de perforación continua. En 1976, la compañía canadiense Flex Tube Services Ltd, empezó a desarrollar y comercializó sistemas de operación de perforación continua.

PEMEX AP 2D Fractura 12-22-1997

FracCADE Fracturing Pressure

100

100

1

10

100

100 Treatment Time - min

Figura 18 Pronóstico del comportamiento de la presión neta. 12000

16

Treating Pressure(psi) Annulus Pressure(psi) Slurry Rate(bbl/min)

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Proppant Conc(PPA)

9000

12 10

+

6000

8 6

3000

4 2 0

0

50

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+

150

0

Treatment Time(min)

Figura 19 Gráfica de parámetros de bombeo.

colchón se presentó un ligero aumento de la presión debido a la activación de la gelatina y su llegada a la formación. En el colchón, la presión se mantuvo en un valor promedio de 9 mil 500 psi con una ligera pendiente positiva que indica la propagación

de una fractura contenida verticalmente. Al finalizar el colchón se inició el bombeo del agente apuntalante Carboprop 20/40, con concentraciones variables desde 1 a 8 ppa con aumentos en forma escalonada. Al iniciar el bombeo del apuntalante, la

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Servicios de Apoyo a la Perforación

preparación del equipo en la localización. · Capacidad de circular mientras se trabaja la sarta (levantar, sacar). · Reduce el tiempo de una corrida y el tiempo que el pozo no produce. · Menor impacto ambiental y riesgo operativo. · Menor cantidad de requerimiento de las cuadrillas de trabajo (personal). · Menor costo con mayor flexibilidad de trabajo.

PEMEX AP 2D Fractura 12-22-1997

FracCAD Surface Pressure 1300

Surface Pressure Eoj

1200

Surface Pressure

1100

Es difícil resumir la lista de sus aplicaciones, pues crecen día con día. Al principio, fueron diseñadas para la circulación con base en las capacidades de la sarta de T.F.; las aplicaciones más recientes recaen en varias características de la sarta de la misma tubería y su equipo asociado.

1000

900

800

700

La mayoría de sus usos actuales se caracterizan como sigue: 0

10

20

30

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50

60

70

80

· Operaciones en pozos vivos: el equipo permite operar bajo condiciones de pozo arrancado, presión y flujo, rigidez de aparejos verticales y desviados en pozos. · Conducto de alta presión: la sarta de TF provee un conducto de alta presión para el bombeo de fluidos hacia dentro y fuera del pozo. Además, las herramientas operadas hidráulicamente pueden ser energizadas por el fluido bombeando a través de la sarta.

Treatment Time - min

Figura 15 Pronóstico del comportamiento de la presión de bombeo.

PEMEX AP 2D Fractura 12-22-1997

FracCAD ACL Fracture Profile and Proppant 4440

Concentration

· La rigidez de la sarta de TF permite el uso de herramientas y adaptaciones (y la sarta misma) que va a ser comprimida o tensionada a través de secciones de aparejos verticales, y desviados en los pozos.

0.2 - 0.4 lb/ft2 0.4 - 0.6 lb/ft2 0.6 - 0.8 lb/ft2 0.8 - 1.0 lb/ft2 1.0 - 1.2 lb/ft2 1.2 - 1.4 lb/ft2

4460

Actualmente, este equipo es utilizado en gran variedad de aplicaciones, en sitios de trabajo de muy distintas condiciones. Se utiliza equipo de diferentes cualidades y capacidades. Como resultado, no existe una configuración estándar del equipo, el cual debe ser útil bajo cualquier condición de trabajo. De cualquier manera, existen componentes básicos para cada operación, comunes para cualquier aplicación. La ilustración mostrada en la figura 3 identifica los componentes principales típicamente requeridos para realizar operaciones de tubería flexible en forma segura y eficiente.

· Circulación continua: los fluidos pueden ser bombeados en forma continua mientras la tubería es introducida o retirada del aparejo. < 0.0 lb/ft2 0.0 - 0.2 lb/ft2

4450

significativas de la tecnología de la tubería flexible. Dicha flexibilidad, si se combina con condiciones específicas de la localización o requerimientos locales, pueden dar como resultado zonas de alta actividad y desarrollo por región. En dichas zonas, esta tecnología no sólo es aceptada sino apoyada porque es un trabajo innovador tanto en el desarrollo del equipo como en las técnicas de trabajo. Por ejemplo, podemos mencionar el aislamiento por zonas y la perforación con tubería flexible en Alaska.

1.4 - 1.6 lb/ft2 > 1.6 lb/ft2

4470

4480 12000

14000 Stress( psi)

16000 -0.15 -0.10 -0.05

-0

0.05 0.10 0.15 0

100

ACL Width at Wellbore (in)

Figura 17 Concentraciones de arena de la fractura diseñada.

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200 Fracture Half-Length (ft)

300

400

· Conductores instalados y conductos: los conductores eléctricos pueden ser instalados en la sarta de TF y conducidos al extremo del carrete. Esto permite funciones de control y de energía adicionales, los cuales pueden establecer una comunicación entre la herramienta de fondo y la unidad en superficie. Un equipo fácilmente adaptable, herramientas y técnicas para propósitos específicos son ventajas

Figura 3 Operaciones de tubería flexible. Principales componentes del equipo de TF.

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Servicios de Apoyo a la Perforación

Decline Data Derivative

Pressure + Offset

La mayoría de las sartas de tubería flexible es construida en baja aleación de acero de alta dureza, el cual forma una tubería de altas especificaciones con las propiedades químicas, físicas y geométricas deseadas. Aunque se están desarrollando compuestos de materiales, aleaciones especiales y una tubería basada en fibra de vidrio. Mejorar la confiabilidad

13500

P1 Pc

13000

1400

ISIP

1200

Pc 1000

ADQUIRIR LOS DATOS PARA EL DISEÑO DEL TRABAJO ( i ) Yacimiento ( i i ) Aparejo ( i i i ) Localización / sitio de trabajo

12500 800 12000 600 11500

SELECCIONAR EL TRATAMIENTO ( i ) Fluidos ( i i ) Herramientas Fluidos

Para la preparación de este manual, se han utilizado varios escritos técnicos, artículos y referencias similares. La publicación de ejemplos históricos y experiencias en el campo son tomadas en cuenta como una contribución de valor para la aceptación genérica de la tecnología de la tubería flexible.

8

11000

(i) Equipo de T.F ( i i ) Equipo de Control de Pozo ( i i i ) Equipo Especializado

REALIZAR EL TRATAMIENTO

Figura 4 Operaciones con T.F. elementos principales para la ejecución de diseño de un traba-

· Sarta de Tubería Flexible · Equipo de Tubería Flexible · Aplicaciones de Tubería Flexible · Planeación de Seguridad y Contingencias · Apéndices

400

SELECCIÓN DE EQUIPO

PREPARAR PLANES Y PROCEDIMIENTOS (i) Procedimientos Normales de Operación ( i i ) Plan de Emergencia ( i i i ) Planes de Contingencia Los elementos y componentes identificados previamente proveen un contenido y estructura base para este manual, el cual es compilado en cuatro secciones distintas y apoyado por información suplementaria en los apéndices.

Derivative (psi)

DETERMINAR LOS OBJETIVOS DEL TRATAMIENTO

La sarta de tubería flexible

Pressure (psi)

La variedad de las aplicaciones, configuraciones del equipo y las condiciones operacionales indican que no existe un proceso de planeación y diseño estándar. Sin embargo, existen elementos en la planeación y el diseño que pueden ser aplicados para cada tipo de operación. En la figura 4 la ilustración identifica los elementos principales de diseño y planeación de un trabajo que puede considerarse como un típico procedimiento para cualquier operación de este tipo.

de las sartas de tubería flexible es un prerrequisito necesario para la aceptación de estos servicios para pozos. Los procesos de manufactura y de aseguramiento/control de calidad pueden dar un buen servicio con un correcto grado de predicción en función de los requerimientos del cliente (típicamente el proveedor del servicio de tubería flexible). Como ya se mencionó la tubería flexible o línea de tubería fue desarrollada durante la Segunda Guerra Mundial con el fin de proveer combustible para la invasión de fuerzas posterior a la llegada a Normandía. El proyecto PLUTO (Pipe Line Under The Ocean-Línea) es el origen de la T.F. Si bien las propiedades físicas, químicas y de manufactura son muy diferentes en la actualidad, en comparación a las del proyecto PLUTO, varios as-

0

1

2

3

200

G Function Figura 13 Registro de rayos Gamma para determinar la altura de fractura.

Programa de bombeo

Ejecución de la fractura

Programa de bombeo para alcanzar una longitud media de fractura de 235.4m con una conductividad (kw) promedio de 1728 md-pie.

La fractura principal se llevó a cabo el 12 de diciembre de 1998.

Sección 2.-Simulación de la fractura apuntalada Resultados de la simulación computarizada de la fractura apuntalada usando el medelo seleccionado: Longitud de fractura apuntalada

235 m

Longitud de fractura efectiva

176 m

Ancho promedio apuntalado

0.099 pulg

Conductividad promedio

1,728 md. Ft

Fcd promedio

24.9

Presión neta

1,534 pis

Eficiencia

0.477

Figura 14

Gráficas que describen las características de la fractura diseñada:

La fractura se realizó de acuerdo con el programa de bombeo establecido en la etapa de diseño, y el comportamiento del pozo fue muy similar al pronosticado por el simulador. Al abrir el pozo, se registró una presión en la cabeza de 6 mil 600 psi, se inició el bombeo de gelatina de fractura WF-240 para llenar el pozo y poder estabilizar el gasto de fractura de 14 bpm. El aumento del gasto se realizó con especial cuidado en la presión de bombeo y la presión en la TR. A los 96 bbls bombeados de gelatina se alcanzó el gasto de fractura de 14 bpm; la presión aumentó hasta que todo el pozo se encontraba lleno de gelatina lineal, cuando 106 bbls habían sido bombeados. Una vez lleno el pozo se inició el bombeo de gelatina reticulada, 12 mil galones de gelatina YF-645LT como colchón. Durante el bombeo del

37

Servicios de Apoyo a la Perforación

Servicios de Apoyo a la Perforación

Pressure [ Rng.4 ]

Bottom Hole Pressure (psi)

13500

L2-S

pectos y preocupaciones fueron identificados y se han mantenido válidos hasta hoy. Por ejemplo, la debilidad inherente asociada con la soldadura de campo como resultado de la influencia de la fatiga.

G-Function Plot

L1-S

13000

12500

12000

L2-E

11500

11000

L1-E

0

1

2

3

G-Function Figura 12 Prueba de calibración-declinación de presión.

Presión de cierre: Gradiente de fractura: Tiempo de cierre: Altura de fractura: Módulo de Young Coeficiente de pérdida: Purt: Eficiencia del fluido:

Purt: 0.5 gal/100 ft2 Eficiencia del fluido:

12,978 psi 0.887 psi/pie 6.1 min 13 mts. 4.7 E6 psi 1.2 E-3 pie/min. 0.5 0.5 gal/100 ft2 0.19

0.19

Fractura principal Diseño de fractura Una vez analizado el DataFRACTM se rediseñó el programa de fractura basado en los resultados. El programa original se modificó debido a que el registro de rayos Gamma corrido para determinar la altura de fractura mostró 13 metros de altura. Con base en estos resultados se rediseñó la fractura manteniendo como longitud de fractura apuntalada efectiva 176 m y un ancho apuntalado promedio de 0.10 pulgadas.

36

El diseño contemplaba 12 mil galones de gelatina YF-645LT como colchón y 16 mil300 de la misma gelatina para colocación del agente sustentante, 83 mil 200 lbs de Carboprop 20/40 y el desplazamiento con 4 mil 368 galones de gelatina lineal WF240. En la figura 16 se puede ver la geometría de la fractura y el programa de bombeo. Longitud de fractura apuntalada 235 m. Longitud de fractura efectiva: 176 m Ancho promedio apuntalado: 0.099 pulg. Conductividad promedio 1728 md. Ft. Fcd promedio: 24.9 Presión neta: 1534 psi Eficiencia: 0.477 Debido a la variación de la altura de fractura se realizó un diseño para 14 metros de altura y se obtuvo la misma penetración y ancho del diseño original. Esto provocó una disminución, tanto en los volúmenes de fluido, como en la cantidad de arena, respecto al diseño original; de esta manera se disminuyó la cantidad de arena de 107 mil lbs propuestas originalmente a 83 mil 200 lbs. A continuación se anexan las secciones más importantes del diseño de la fractura. Sección 1.- Programa de fractura apuntalada

Sin tomar en cuenta las ventajas técnicas de la tubería flexible, en cuanto a su composición química y de diseño, una sarta de este tipo deberá ser tomada como producto de consumo, con una vida útil limitada. La demanda de la sarta de tubería flexible recae en la confiabilidad y predictibilidad en su desempeño. Esto es un parámetro crítico dado que las operaciones deben llevarse a cabo dentro de un rango de seguridad operativa. Si se considera que varias propiedades de la sarta son de efecto contradictorio, sus requerimientos son típicamente determinados como un compromiso con las especificaciones del material químico utilizado (metalúrgico) y las propiedades físicas del mismo. Por ejemplo, un material que cuenta con un alto grado de resistencia a la corrosión tiene una resistencia menor a la fatiga. La confiabilidad de los servicios de tubería flexible que se usa en la actualidad se debe a la aplicación y al esfuerzo que se realizó sobre el control del comportamiento de la tubería a través de su vida útil. Esto se basa en un entendimiento de los parámetros que influyen en el desempeño de una sarta y en el desarrollo de procedimientos diseñados para el control y monitoreo de los efectos resultantes. Por ejemplo, la corrosión y la fatiga pueden reducir de manera significativa la vida útil de la tubería al igual que su confiabilidad (predictibilidad). Mediante el registro de los parámetros que influyen dichos mecanismos, un sistema eficiente de manejo de la sarta no necesariamente puede prevenir la fatiga y la corrosión, pero sí proveer una forma de contabilizar los efectos con el fin de mejorar la confiabilidad de la sarta y de su servicio.

ble debido a su diseño, que día con día permite mayor grado de flexibilidad en su aplicación, según las condiciones de trabajo. Con el incremento global del mercado de la tubería flexible, y la mayor aceptación de los servicios especializados, el uso de equipo estándar se ha vuelto más común. Elementos principales para la ejecución de diseño de un trabajo Las funciones básicas requeridas para el equipo de tubería flexible han permanecido por largo tiempo tal como fueron establecidas en los primeros servicios. Por ejemplo, introducir la tubería, sacar la tubería, mantener la seguridad del pozo. Sin embargo las condiciones bajo las cuales actualmente se llevan a cabo son considerablemente diferentes. Las modernas sartas de tubería flexible tienen diámetros mayores (OD), y son más pesadas y más largas; son trabajadas en pozos más profundos, con mayor temperatura y mayor presión en la cabeza. Aunado a lo anterior, el pozo puede estar desviado, con sección horizontal, y en algunos casos, tener ambas combinaciones. Aplicaciones de Tubería Flexible Muchas aplicaciones modernas requieren de una tolerancia precisa conforme aumenta la profundidad y requiere la aplicación de fuerzas extremadamente controladas en el fondo del pozo. También necesitan herramientas de fondo; el equipo que provee información en tiempo real se utiliza rutinariamente.

Equipo de tubería flexible

Cada uno de los factores mencionados han sido analizados por fabricantes y diseñadores de equipo. El resultado es un eficiente, pero complejo equipo, el cual requiere habilidades operativas bastante más complejas que las que históricamente se habían considerado como adecuadas para una operación segura de tubería flexible.

Aparentemente, los equipos actuales de tubería flexible tienen gran similitud con los diseños realizados en la década de los 60. En realidad, a partir de entonces, las "áreas débiles" han sido mejoradas. Los factores o parámetros que influyen en la calidad del servicio se han ido identificando y mejorando mediante la implementación o modificación de los diseños de los equipos. Existe preferencia por equipo "genérico" o estándar de las unidades de tubería flexi-

Uno de los avances más importantes en el diseño y operación de este equipo ha sido la introducción de programas en computadora, así como equipo de monitoreo y registro. Refinados modelos de computadora pueden predecir con precisión las fuerzas que se ejercerán sobre la tubería flexible bajo las condiciones de pozo y operación que se va a efectuar. Además, el comportamiento de los fluidos de tratamiento y del pozo pueden ser modelados. Lo

9

Servicios de Apoyo a la Perforación

En consecuencia, las aplicaciones de tubería flexible son llevadas a cabo con la colaboración y el esfuerzo conjunto de dos o más compañías de servicio. En tales circunstancias, habilidades de buena comunicación y trabajo en equipo son necesarios para lograr una operación exitosa. Uno obvio, pero frecuentemente sobrepasado, es el de asegurar que metas, que los objetivos de operación, estén claramente definidos. Lo anterior encauza a las organizaciones y a las personas a mirar hacia un objetivo común en lugar de pensar en lo individual. Las ventajas únicas ofrecidas por el uso de tubería flexible son, por ejemplo, seguridad de operación en pozos con presión, flujo y/o pérdida, circulación continua y conexiones eléctricas con la herramienta de fondo, beneficios que no pueden obtenerse por ningún otro medio de intervención de pozos (por ejemplo, equipo de reparación, unidades de snubbing, cable eléctrico). En el desarrollo de las aplicaciones de tubería flexible, estas características han sido aplicadas principalmente de dos formas. Los primeros esfuerzos fueron encaminados en adaptar la tecnología existente para ser utilizada con tubería flexible; por ejemplo, utilizar la tubería flexible para empujar herramientas de registros a través de pozos desviados. Sin embargo, el desarrollo de tecnología más reciente combina dos o más características de la tubería flexible y las incorpora para la aplicación de sistemas específicamente diseñados con este fin. Así se hace en la perforación bajo balance con telemetría de cable eléctrico y control del sistema o en tratamientos de estimulación realizados con un sistema de adquisición de datos de presión de fondo y temperatura en tiempo real. El perfil y configuración de los pozos de gas y aceite han cambiado significativamente a través de la relativamente corta historia de la tubería flexible. Por ejemplo, pozos altamente desviados y horizontales son comunes ahora, las terminaciones son especialmente configuradas con la intención de utilizar este tipo de tubería en futuras operaciones; muchas

10

actividades de intervención requieren de un control de profundidad muy preciso. Por lo tanto, es comprensible que las aplicaciones rutinarias de tubería flexible hayan cambiado. Tales cambios son evidentes no sólo en cuanto al equipo, herramientas y programas de cómputo, sino también en el diseño y metodología aplicadas en la preparación y ejecución de las modernas operaciones de tubería flexible. La importancia de un adecuado y preciso diseño de operación ha sido valorado, así como los beneficios de un procedimiento operativo comprensible. Éstos incluyen, también, cómo verificar que el equipo y el personal estén preparados para realizar la operación de acuerdo con el diseño. Con el incremento en la demanda de operaciones de tubería flexible ha sido también extremadamente importante que dicho personal esté bien capacitado, que se verifique como competente para las tareas que ha de llevar a cabo. Mientras este razonamiento tiene sus bases en los aspectos de control de pozo y de seguridad, la complejidad de las modernas operaciones de tubería flexible y las implicaciones de un incidente durante la operación a menudo demanda que el entrenamiento durante el trabajo no sea una opción factible.

La segunda declinación de presión registrada luego del bombeo de la prueba de calibración, se usó para determinar la presión de cierre y corroborar el valor obtenido de la primera declinación. Para esto se empleó la gráfica de la figura 11 de presión de fondo contra la función G (función del tiempo de cierre). Se encontró el cierre a 12 mil 978 psi, en donde se interceptan las dos rectas tangentes. A partir de esta presión de cierre se calculó el gradiente de fractura en 0.887 psi/pie.

Pc: 12 mil 978 psi El análisis de DataFRACTM indicó que la altura de la fractura creada fue de 13 metros. Esta altura fue corroborada con el registro de rayos Gamma (Fig. 14). Este valor de altura de fractura calibró con un modelo de Young de 4.7 millones psi, valor bastante razonable para arenas a profundidades mayores a 4 mil m. La eficiencia del fluido fue determinada en 0.19, un poco más baja de lo esperado, aunque esta disNolte Smith Plot

BHP- Pc

10000

(BHP- Pc)(psi)

anterior, aunado a la facilidad de utilizar avanzadas computadoras para monitorear los parámetros durante el trabajo, ayuda al operador a completar el tratamiento requerido. Sólo combinando exitosamente fluidos y herramientas con la adecuada aplicación del servicio de tubería flexible pueden obtenerse un servicio completo.

Servicios de Apoyo a la Perforación

1000

L1-E

L1-S

1

10

Figura 11 Presión de fondo contra función G .

Seguridad y contingencia Actualmente, el equipo y técnicas empleadas en casi todas las operaciones de tubería flexible se encuentran inmersas en un proceso de seguridad, que es el punto más importante. En este contexto, la seguridad está considerada en alguna de estas cuatro áreas: · Seguridad del pozo/control de presión · Personal · Equipo · Medio ambiente No se ha intentado dar prioridad a ninguna de estas áreas. En cada una de ellas, la seguridad debe ser analizada de manera adecuada durante la planeación y ejecución de cada operación. Una parte vital de cualquier proceso de planeación de una operación tiene que ver con los planes de contingencia, los cuales están enfocados a minimizar el tiempo de respuesta. Los planes de contingencia proveen un medio de referencia para cualquier eventualidad razonablemente predecible, a

Pc: 12978 psi (0.887 pis/pie) Los valores de presión de cierre, obtenidos de las dos declinaciones de presión, resultaron bastante similares por lo que se utilizaron para calcular la eficiencia del fluido y la altura de fractura calibrada con el modulo de Young. Para el cálculo de la eficiencia del fluido se usó la gráfica de la declinación de presión de fondo contra la función G, trazando una recta con la misma pendiente de la declinación de la presión mientras la fractura se encontraba abierta y la gelatina de fractura se filtraba a la formación; a partir del valor de la pendiente de la recta se calculó la eficiencia del fluido. Esta recta, que se usó para el cálculo de la eficiencia, simula la declinación de la presión desde el ISIP hasta la presión de cierre, ver figura 12, momento en que la fractura creada se cierra por completo. La presión de cierre usada fue 12 mil 978 psi, determinada en la segunda declinación.

minución se explica por la mayor permeabilidad que al parecer tiene la formación. A continuación se presentan los resultados del análisis del DataFRACTM que utilizó el software FracCADETM, ver figura 14. Finalmente se presentan algunos de los parámetros más importantes determinados en la prueba de DataFRACTM que serán usados para el rediseño de la fractura. Parámetros: Presión de cierre: 12978 psi Gradiente de fractura:

0.887 psi/pie

Tiempo de cierre: 6.1 min Altura de fractura: 13 mts. Módulo de Young 4.7 E6 ps Coeficiente de pérdida: 1.2 E-3 pie/min. 0.5

35

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ción para calcular el gradiente de fractura. La presión de cierre determinada fue de 12 mil 954 psi a partir de la gráfica de presión de fondo contra la raíz cuadrada del tiempo total, figura 9. El gradiente de fractura fue de 0.885 psi/pie.

tabilización de la presión al momento que se alcanzan las barreras y luego un ligero incremento de la presión de bombeo indicando la propagación. Esto se puede observar en la gráfica de presión neta de Nolte Smith, figura 10.

1944

Primera T.F. 1.31X50 ft soldada a tope

1962

Pressure vs. Rate Plot 1964 3500

Tubería de 1 pulgada

Unidad Canadiense utilizando sarta de aluminio de 2 3/8”

2000

Material de 70 ksi de rendimiento

1000 500

4

8

12

16

Tubería de 1 ½”

La prueba de calibración se llevo a cabo para determinar varios parámetros importantes para el rediseño de la fractura: presión de cierre, eficiencia del fluido, altura de fractura, módulo de Young, geometría de fractura, modelo de fractura, etc. Durante el bombeo de los bls de WF-240 en la prueba de calibración se observó al inicio un descenso de la presión de bombeo que indica el crecimiento vertical de la fractura, seguido por una es-

34

Sqrt Total Falloff Plot

L1-E

13500

Tubería de 2 3/8” y 2 7/8” de OD

13000

Ductos Hidráulicos instalados en las sartas

12000

11500

Líneas de flujo de 4 ½ in

L2-E

Tubería de 2”

1990 Tubería de 3 ½” con sistema gas lift pre instalado

1993 1995

L1-S

Tubería de 1 ¾”

1989

1992

12500

Sarta de tubería fabricada en longitudes de 3000 fts

1986

1990

L2-S

Tubería de 1 ¼”

1980

1988 Sarta continua con soldadura transversal

Unidad Canadiense utilizando sarta de tubería 2 3/8”x42

1977

1983

Figura 9 Presión de fondo contra raiz cuadrada del tiempo

Pc: 12 mil 954 psi (0.885 psi/pie)

1976

1978

1500

Primera T.F. continua (1/2” y ¾ ” x longitudes de 2000 ft)

1970

3000 2500

Operación PLUTO tubería 3.35” x 20 ft soldada en tramos de 4000 pies de longitud

Sartas de TF fabricados con material 80 ksi

1995

Figura 5 Desarrollo del material utilizado para sartas de T. F. 11000

4

5

Figura 10 Gráfica de presión neta.

6

7

8

menos que se encuentren condiciones no planeadas durante la operación. Nota: Los planes de contingencia no deben ser con-

fundidos con respuesta de emergencia. Éstas son acciones rápidas e instintivas ejecutadas por el operador de la unidad de tubería flexible para prevenir,

11

Servicios de Apoyo a la Perforación

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contener o resolver una condición de emergencia. Schlumberger Dowell siempre ha trabajado activamente con sus proveedores en el área de desarrollo

de equipos de tubería flexible y en este momento está tomando una posición y participación aún más activa en el área. Un nuevo desarrollo importante es lo

1944

Primera inyección de cable

1948-51

1961

Sistema antirotación de cadenas

Unidades Hydra-Rig, Otis y Uniflex introducidas

Figura 7 Parámetros del bombeo del DataFRACTM

En seguida, a partir de la primera declinación de presión luego de haber realizado el Step down, se determinó la presión de cierre de la forma-

Desarrollo de la Cabeza Inyectora de rueda

Stripper de ventana es Introducido

Cabezas Inyectoras con Capacidad de 40, 60 y 80 K son introducidas

1993

1994

Figura 6 Evolución del equipo de tubería flexible

12

Brown y Esso utilizan un inyector de 3/4’’ ¾

1991 1990-93

Sistemas de Introducción en pozos vivos

Con los puntos estabilizados se realizó una gráfica de presión contra gasto que mostró un comportamiento recto que indica que la fricción en los disparos es mínima, y no existe ningún problema de tortuosidad entre los disparos y el plano de la fractura creada, tal como se observa en la figura 8.

1988 1990

5000 & 10000 psi Quad BOPs

El sistema Bowen es utilizado en submarinos

1978 1985

Preventor Tipo Combi introducido

La prueba de Step Down se usó para determinar la fricción a nivel de los disparos y la fricción causada por tortuosidad en las cercanías del pozo. Para ello se elaboró una gráfica de la presión de superficie contra el gasto variable; la presión usada fue la estabilizada al final de cada una de las etapas.

1967-78

1975-76 Brown y Uniflex dejan de fabricar

Análisis de DataFRACTM

1962

1964 Unidades Bowen 5M y 8M

Operación PLUTO

la presión de cierre de la fractura, la eficiencia del fluido, altura de fractura y módulo de young. La declinación se registró durante 50 minutos y al cerrar el pozo la presión en cabeza era de 4 mil 700 psi continuando en descenso. La figura 7 es la gráfica de los parámetros de bombeo registrados durante el DataFRACTM.

Armado Automático de herramientas de fondo

Figura 8 Determinación de fricción en la vecindad del pozo

33

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simista, esto es que la fractura no tenga la geometría esperada (Cf < 80 m.) en cuyo caso sólo se incrementaría la producción a 1.5 MMPCNG a 4.4 MMPCNG hasta un valor de 1 millón 328 mil dólares, si la fractura tuviera las dimensiones calculadas por el FracCADETM; es decir, Xf > 130 m., en cuyo caso se separaría un ganancial de 4.6 MMPCNG; es decir, una producción de 6.0 MMPCNGD. Es importante destacar que este análisis económico fue realizado suponiendo que la fractura será contenida dentro de la zona de interés y no migrará hacia el intervalo invadido.

de la presión hidrostática. Esto permitió incrementar paulatinamente el gasto de bombeo hasta alcanzar el gasto de fractura planificado de 14 bpm. A 14 bpm se inició la prueba de Step Down. Una vez estabilizada la presión de bombeo en 9 mil 900 psi se inició el descenso escalonado manteniéndose en cada etapa hasta lograr la estabilización de la presión de bombeo. Los valores de presión de bombeo obtenidos en cada etapa a diferentes gastos se explican en la figura 6.

Cementación primaria El registro de cementación del pozo muestra una mala calidad en la cementación del liner de 5", por lo que se debe considerar la opción de intervenir el pozo para reparación de cementación primaria antes de la factura. Esto, obviamente, incrementa la inversión agregando un margen de riesgo debido a la cercanía de la zona invadida. El registro radioactivo indicó que el cemento podía soportar las presiones diferenciales esperadas. De la terminación se verifica que la tubería de producción del pozo es de 2 7/8" por lo que se deben esperar altas presiones debido al gradiente friccional; sin embargo, dicho problema puede solventarse utilizando un protector de árbol. DataFRACTM Ejecución del DataFRAC

TM

Al abrir el pozo, se registró una presión en cabeza de 6 mil 500 psi. Se estima que el pozo se encontraba lleno de gas y de algún condensado. El DataFRACTM se inició con el bombeo de 106 Bbls de fluido de fractura WF-240, volumen que corresponde con la capacidad del pozo calculada hasta el tope de los disparos. El llenado del pozo se realizó a bajo gasto, iniciando con 2 bpm y con especial cuidado con la presión de superficie. Hay que evitar que se sobrepase la presión máxima de trabajo pautada (12 mil psi) y de igual manera prestando atención a la presión de ruptura de la formación, la cual se registró aproximadamente a 10 mil 100 psi con 4 bpm. A medida que se fue llenando el pozo la presión de bombeo disminuyó debido al aumento

32

1944

Remosión de Depositaciones y Pesca dentro de Tubería

Figura 6 Presión contra gasto Step Down

El Step Down finalizó cuando se habían bombeado 194 bbl de gelatina WF-240 y se realizó un paro instantáneo para observar el ISIP el cual fue de 6 mil 720 psi, que corresponde con 13 mil 120 psi en el fondo. Con este ISIP se calculó una aproximación del gradiente de fractura; es decir, un límite superior que es de 0.90 psi/pie. En seguida, por 25 minutos, se monitoreó la declinación de presión para observar el cierre de la fractura creada y usar esa declinación para el cálculo del gradiente de fractura. El siguiente paso fue realizar la prueba de calibración donde se bombearon 165 Bbls de gelatina WF240 a 14 bpm con una presión promedio de 9 mil 800 psi. Junto con este fluido se inyectó trazador radioactivo para luego correr un registro spectra scan que nos indicaría la altura de fractura creada. El fluido con trazador se desplazó hasta el tope de los disparos con 106 Bbls de la misma gelatina de fractura para no tener cambios en la fricción del fluido. Al finalizar el desplazamiento se realizó un segundo paro instantáneo y se registró un segundo ISIP de 7 mil psi que corresponde a una presión de fondo de 13 mil 400 psi. Se pudo calcular un límite superior del gradiente de fractura de 0.91 psi/pie. Este valor de ISIP difiere del primero debido a que el paro fue realizado a un gasto mayor. Luego del paro se monitoreó la declinación de presión la cual se usaría para determinar

Terminaciones de sartas de velocidad

1990

1991

Completación sartas de Inyección de gas

Primera Perforación Comercial 1500 ft pozo de gas

1985

1988 Monitoreo de Fondo en tiempo real

Pruebas de Perforación con T.F.

1968

1976

Registros con T.F.

PLUTO

1962

1964

Acidificación a tráves de T. F.

Operación

Comercialización de CTD vuelve a ser considerado

1992

Figura 7 Aplicación de la evolución de T. F.

que Dowell llama de TF Express. Estos esfuerzos están dirigidos en varios sentidos, uno de los cuales es proporcionar equipos más fáciles de montar, desmontar y hacerlo en un tiempo más corto. Otros puntos son: disminuir la altura total del equipo, reducir su peso total , hacer la cabina de control más ergonómica y permitir un mayor control de la operación por parte del supervisor del trabajo. Naturalmente este concepto no es universal; es decir, este tipo de equipo se destina a una gran parte del mer-

cado, en donde los árboles de pozo son más bajos y las profundidades de los pozos no son muy elevadas; sin embargo, es muy importante continuar con el desarrollo de equipos más adecuados a las realidades. Sin duda, debido a sus ventajas, algunos de estos conceptos podrán tornarse universales en el futuro; por ejemplo los controles ergonómicos. En la figura 8 tenemos un ejemplo de TF Express en donde se pueden apreciar la cabina integrada al propio tractor del remolque, que permite un monta-

13

Servicios de Apoyo a la Perforación

je del carrete de tubería flexible en posición bastante baja, además del ingenioso método de instalar la cabeza inyectora utilizando estructura fija que elimina la necesidad de grúa y acelera el proceso de montaje del equipo sobre el árbol de pozo. En la figura 9 se ejemplifica el tipo de cabina de control avanzado. Se observa la gran diferencia con re-

Servicios de Apoyo a la Perforación

importantes pues no pueden ser monitoreados por ningún otro instrumento. Cabina de control equipada con el instrumental necesario para la operación y control de los componentes de la unidad, la cual cuenta con el equipo electrónico necesario. CTSITM para registrar en tiempo real y almacenar en memoria los siguientes parámetros: a) Presión de circulación b) Presión de pozo c) Gasto de circulación d) Volumen acumulado de fluidos bombeados e) Indicadores de peso y de tensión de la tubería flexible f) Velocidad de ascenso o de descenso de la tubería flexible g) Profundidad alcanzada por la tubería flexible Estos componentes se encuentran conectados a la computadora ubicada en la cabina, la cual despliega los valores de los parámetros anteriormente menciona-

Figura 8. Tubería Flexible Express.

Software hoy en día En la actualidad, los programas informáticos han significado un enorme progreso en el monitoreo de los parámetros de trabajo.

14

Se desconoce en qué medida se podrá obtener la geometría diseñada, aunque sería conveniente realizar un análisis económico considerando condiciones finales de producción tanto optimistas como conservadoras. En la figura se aprecia que un valor conservador sería 4.5 MMPCNGD para una fractura corta, con una presión en cabeza de 169 kg/cm2. Un valor optimista estaría alrededor de 6.0 MMPCNGD si se lograra una fractura de más de 190 m. y si se puede operar el pozo con una presión en la cabeza de 50 kg/cm2. Ampliación y redisparo Como ya se planteó, se podría obtener un incremento de un 40 por ciento si el intervalo se ampliara de 10 a 25 m.; sin embargo, es importante resaltar que en el registro de resistividad se aprecia, a 4 mil 407 m., un intervalo saturado de agua. Esto, lógicamente, representa un riesgo si se decide efectuar el tratamiento de fractura por la factibilidad de una comunicación de la zona de interés con el intervalo invadido; es obvio que la posibilidad aumenta si se amplía el intervalo a 25 m. Por otra parte, no existe una clara definición sobre las propiedades mecánicas de intervalo ni de su estrato suprayacente (de 4 mil 425 a 4 mil 445 m.) el cual se espera sirva de sello para contener la fractura dentro de la zona de interés. Por esta razón, a fin de disminuir la probabilidad de comunicación con la zona invadida, se recomienda no ampliar el intervalo disparado. Es importante destacar que todos los cálculos de potencial de producción fueron realizados con un espesor disparado de 10 m.; es decir, sólo redisparando el intervalo actualmente abierto.

lación a las cabinas utilizadas hoy día, pues los controles del equipo son hechos predominantemente a través de "Joy-Stick", y todos los medidores de presión, gasto, peso, profundidad están concentrados en una pantalla principal. Los controles de unidades de bombeo y de nitrógeno están en la misma cabina de control.

Más adelante se presenta el sistema CTSI TM , CoilCATTM, que ha permitido un gran avance en el proceso de registro y monitoreo de parámetros de trabajo de tubería flexible. Este sistema no sólo permite registrar y monitorear parámetros de trabajo tradicionales tales como presiones, profundidades y pesos, sino también genera resultados calculados en tiempo real por computadora, sobre la vida de la tubería flexible bajo fatiga. Tales resultados son muy

curvas de outflow (curvas de demanda del aparejo de producción), para diferentes presiones de cabezal (169, 150, 100 y 50 kg/cm2). Se realizó un análisis de sensibilidad tomando como parámetro el largo de fractura, para estimar el rango de producciones esperadas después del tratamiento. Si bien se está diseñando para un largo óptimo de fractura de 170 m. también es una realidad que en ese campo no existen estadísticas de comportamiento del yacimiento ante este tipo de tratamientos.

Figura 9 Cabina de nueva generación.

El análisis nodal indica que un incremento de 0.8 MMPCNGD se obtiene cuando se aumenta el intervalo de 10 a 20 metros. Dicha consideración se debe

tomar en cuenta, tanto si se decide fracturar o no el pozo, pues es lógico suponer que la fractura estará más propensa a migrar a la zona invadida si se amplía el intervalo. La opción más recomendable, en caso de ampliar el intervalo, sería no fracturar el pozo y producirlo con el reductor óptimo tomando en consideración el estado del cemento y la cercanía de la zona de agua. Ante esta situación, no sería preciso reparar la cementación del pozo, y sólo se utilizaría una pluma para la ampliación y el redisparo. Cuando exista baja permeabilidad de la zona se recomienda utilizar pistolas de alta penetración. En los anexos se muestran los resultados del simulador SPAN, al utilizar las pistolas PIVOT de Schlumberger 180 grados fase, con las que se obtiene una penetración efectiva total de más de 8 pulgadas; dichas pistolas tienen un diámetro de 1 11/ 16", por lo que se pueden correr a través del aparejo de 2 7/8 del pozo. Valor presente neto y tiempo de pago La predicción de producción obtenida del PERFORM fue utilizada como insumo en el programa ECONOMICS para la evaluación económica de la fractura, adicionalmente se consideraron las premisas utilizadas por PEMEX para proyectos de explotación validas para el periodo 97-98. La tabla 1 muestra el escenario económico para el rango de producciones esperada después del

Figura 5 Incremento de producción contra tiempo

tratamiento, se tomó como producción base antes de la fractura 1.4 MMPCNGD producidos por el pozo con reductor de ¼ " y una inversión total de 460 mil dólares, lo que incluye el costo de la fractura más alguna otra intervención adicional (movimiento de equipo, redisparo, etcétera.) En la figura 5 se muestra cómo la rentabilidad del tratamiento varía desde un valor presente neto de 730 mil dólares, si sucede el caso conservador y pe-

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tencial teórico del pozo, en ausencia de daño mecánico bajo terminación en agujero descubierto. Es importante remarcar que la diferencia en producción entre las curvas y el valor del daño (skin) medido en la prueba (0.8 MMPCNGD de diferencia con apenas S= 0.68), se debe a que el programa de análisis nodal supone comunicación vertical homogénea a lo largo de los 25 m. del yacimiento. Esto no es del todo cierto en el Arroyo Prieto 2-D, ya que en el registro de litología se aprecia un alto grado de laminación en el intervalo y, por ende, en la baja permeabilidad o comunicación vertical que debe existir; de allí que en la prueba de incremento no se haya medido un daño considerable, aun cuando el pozo sólo está disparado en un 40 por ciento de su espesor total.

muestra los diferentes potenciales de producción obtenidos para varias longitudes de fractura. Como se esperaba, por tratarse de un yacimiento de baja permeabilidad, lo más recomendable es una fractura lo más larga posible. Un valor de Xf= 170 m. resultó el más apropiado, y fue tomado como base para el diseño. En la figura 3 se muestra también el mejoramiento en la capacidad de producción del pozo después del tratamiento hidráulico para diferentes geometrías de fractura, con longitudes de 190, 130, 80 y 50 m. y un espesor de fractura de 0.1 pulgadas; como ya se mencionó, dichos datos fueron obtenidos del simulador FracCADE. En la figura 4 se presenta la curva de producción actual del pozo, así como diferentes

dos. Así, el ingeniero o supervisor de servicio puede realizar un monitoreo preciso de la operación en todo momento. Sistema CTSI TM El Sistema CTSITM consta de una computadora instalada en la cabina de la unidad de tubería flexible. Ahí se recibe toda la información proveniente de los sensores colocados en la unidad para el monitoreo de la operación posterior. El ingeniero

de campo puede recuperar la información conectando su computadora en una unidad de disco floppy para un reporte inmediato en el lugar de trabajo, (ver figura 10). Los sensores de la unidad de tubería flexible están distribuidos en los componentes del equipo. Permiten el registro en tiempo real y de memoria de todos los parámetros importantes de las operaciones, los cuales son vitales para el desarrollo y evaluación de las mismas.

Justificación técnica de la fractura La condición de yacimiento de baja permeabilidad verificada en el Arroyo Prieto 2-D, demostró que la alternativa lógica para mejora la producción del pozo sería un fracturamiento hidráulico. Datos representativos del yacimiento y del pozo se introdujeron en el simulador de fracturas FracCADETM para calcular características geométricas de una fractura en el pozo; los valores de largo, ancho y permeabilidad de fractura se trabajaron en el PERFORM para estimar el potencial del pozo después del fracturamiento. También se realizó un cálculo de longitud óptima de fractura. La figura 3

Figura 3 Longitud óptima de fractura.

Figura 10 Sistema de monitoreo CTSI en las unidades de tubería flexible Dowell. Figura 4 Comportamiento de producción a diferentes presiones del cabezal

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Equipos de soporte para las operaciones de tubería flexible Software CoilCATTM CoilCATTM es un software desarrollado por Dowell. Cuenta con CoilCadeTM, herramienta que provee soporte para un amplio rango de operaciones con tubería flexible. Con el uso del CoilCADETM, Dowell puede llevar a cabo las siguientes simulaciones: 1) Simular las fuerzas que serán aplicadas a la tubería flexible en el pozo. Predice resistencias debido a fricciones y de esta manera, evita pérdidas de tiempo en intervenciones. 2) Lleva a cabo el registro de vida útil de la tubería flexible a través de las operaciones. Previene fallas durante la operación en el pozo. 3) Simula la operación en el pozo. Permite una optimación de los productos que se van a utilizar durante los tratamientos. Los módulos de diseño contenidos en el Software CoilCADETM determinan las presiones de fricción, las calidades de espuma y otros parámetros necesarios para un bombeo efectivo a través de la tubería flexible. El software CoilCADETM combina la experiencia con módulos validados por tecnología de punta y fija los parámetros para el diseño, ejecución y evaluación, DEETM de los tratamientos a través de la tubería flexible (ver figura 10).

L E VA

U AT E

C EXE UTE

ING ES D

Figura 10

El ciclo de diseño, ejecución y evaluación, DEETM, inicia obteniendo toda la información necesaria por parte del cliente, en función del tipo de trabajo. Esta

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deberá incluir geometría del pozo, datos de tuberías, de producción y de yacimiento. Es entonces cuando el ingeniero Dowell utiliza las herramientas disponibles en el software CoilCADETM, el cual hace óptimo el diseño de la operación logrando resultados de manera efectiva, operativa y económica. Los módulos con los que cuenta el software CoilCADETM son los siguientes: Esfuerzos de tubería · El módulo de esfuerzos de tubería permite determinar si la tubería seleccionada para la operación puede alcanzar la profundidad determinada, con seguridad y dentro de los límites operacionales. · El módulo de esfuerzos de tubería verifica que las herramientas utilizadas pasan en todas las desviaciones del pozo y determina los esfuerzos de tensión y comprensión aplicados en la herramienta. (ver figura 11) · El operador de la tubería flexible usa este módulo para verificar que el trabajo se desarrolle de acuerdo con lo planeado. Compara los valores que se predijeron contra los reales en el indicador de peso. Las anomalías pueden ser indicadoras de flujo del pozo o problemas con la tubería. Para determinar estos valores se toman en cuenta los siguientes parámetros:

Figura 1 Ajuste de correlación Hagedorn and Brown.

El Programa PERFORM fue utilizado para realizar el análisis nodal del pozo. A partir de la información de la curva de incremento se calculó un valor de S=0.68 y k=0.09. Los datos de aforos de producción fueron utilizados para ajustar las condiciones de operación del pozo durante las pruebas. Por el poco tiempo de producción que tenía el pozo se empleó el modelo de IPR. La gráfica muestra cómo el análisis nodal reproduce las condiciones reales del pozo; es decir, tasa de producción de gas: 2.04 MMPCNGD y presión de fondo fluyente: 300 kg/cm2, para 0.5 días (curva azul). También se observa como la producción se estabilizaría en 1.5

MMPCNGD una vez alcanzada la condición estable (Pseudo Steady State curva negra). En la figura 2 del análisis nodal se aprecia la marcada diferencia entre el punto de operación actual con 10 m. disparados (2.0 MMPCNGD con Pwf=300 Kg/cm2 durante la prueba) y el punto de operación teórico si se ampliara el intervalo (2.8 MMPCNGD con Pwf=300 Kg/cm2). Dicha diferencia está asociada al efecto del daño por penetración parcial calculado por PERFORM, ya que el pozo estaba disparado en sólo 10 m. de 25 m. totales de espesor de formación. La curva amarilla representa el po-

· · · ·

Propiedades del acero de la tubería Fricción en el stripper Tensión en el carrete Densidad de los fluidos dentro de la tubería flexible y en el espacio anular · Diámetro de tuberías de revestimiento, así como profundidad y peso · Presiones de circulación en la cabeza · Tensión y compresión en las herramientas Los resultados incluyen los siguientes valores: · El esfuerzo máximo mientras se introduce la tubería al pozo y cuando se saca del mismo · El esfuerzo máximo que se puede aplicar con seguridad a la tubería flexible · El peso o tensión que se requiere para introducir o sacar la tubería y cumplir con los requerimientos de trabajo de la herramienta que se va a utilizar

Figura 2 Reproducción de las condiciones reales del pozo.

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Séptima etapa

Antecedentes

Se deberán presentar en forma gráfica los resultados obtenidos en las etapas anteriores.

En diciembre de 1991, se decidió efectuar la operación de fracturamiento hidráulico en el pozo Arroyo Prieto 2-D con el fin de garantizar una buena comunicación entre el pozo y el yacimiento, así como disminuir los fluidos bombeados en las perforaciones durante el fracturamiento. Se redisparó el pozo con pistolas de 20 cargas por metro (CPM), big hole de diámetro de perforaciones de 0.4".

Análisis PVT para gas y condensado La muestra debe obtenerse en la superficie. Los análisis se efectuarán siguiendo el mismo procedimiento de las siete etapas anteriores, bajo las siguientes consideraciones: En la prueba de gas y condensado se sacará una muestra de líquido antes de iniciar la separación a masa constante y se pasará por un proceso de destilación, para conocer la composición del fluido original. En la primera etapa de resultados de separación a masa constante se obtendrá un factor de volumen de gas en (m3 / m3). Análisis PVT para aceite ligero y volátil La muestra debe obtenerse en la superficie. Los análisis se efectuarán siguiendo el mismo procedimiento de las siete etapas anteriores, bajo las siguientes consideraciones: La muestra en superficie se obtendrá de la siguiente manera: se recuperará una muestra en el separador de gas, y otra en el de aceite. Posteriormente se recombinará el gas y el aceite basándose en la RGA que se obtenga al momento de la prueba. Costos

En la primera etapa, en los resultados de la separación a masa constante, se obtendrá un factor de volumen del aceite en (m3 / m3). VI. EJEMPLO DE APLICACIÓN Reporte de operación y evaluación del fracturamiento hidráulico del pozo Arroyo Prieto 2-D

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Análisis nodal

· El valor en el indicador de peso introduciendo y sacando tubería del pozo

Sistema de monitoreo CoilLIFETM · El módulo de CoilLIFETM (vida útil de la tubería) minimiza el riesgo de alguna falla en la tubería

El pozo Arroyo Prieto 2-D fue perforado entre agosto y diciembre de 1991. Se terminó con liner de 5" cementado, se disparó a 4456-4466, con pistolas UJ-2 1/8" 13 CPM fase 60. En febrero de 1992 se tomó una prueba de variación de presión/producción. Se estimó una permeabilidad de 0.09 md, con valor de S=0.68; así mismo se midió un gasto de producción de 2.04 MMPCNGD con estrangulador de ¼". Este gasto, aunque no se midió en condiciones estables, indica en buena medida el potencial de producción del pozo. En el expediente se cuenta con un registro de presión fluyente que reporta una presión de fondo de 510 kg/cm2 con una presión en la cabeza de 347kg/cm2; sin embargo, estos valores carecen de confiabilidad ya que en la bitácora de la prueba se verificó que el pozo fue cerrado horas antes de la toma de información. Lo anterior pudo modificar la condición estable necesaria para este tipo de pruebas; sin embargo, aunque el gradiente no haya sido tomado en condición estacionaria puede ser utilizado para determinar la correlación de flujo multifásico en tuberías que ajustan mejor en el pozo. Después, con el valor de presión en la cabeza a cualquier gasto, se estimó la presión de fondo estabilizada. Con esta base se utilizó un valor de presión de TP de 169 kg/cm2 con estrangulador de un ¼ " y un programa de análisis nodal y se estimó la presión fluyente a la profundidad de los disparos; el valor obtenido fue de 300 kg/cm2. Por medio de la figura 1, gráfica de Hagedorn y Brown, se obtienen las presiones en la cabeza de 347 kg/cm2 y 169 kg/cm2, se puede apreciar cómo para 169 kg/cm2 la presión de fondo a 4 mil 456 m. es de aproximadamente 300 kg/cm2.

para asegurar que se pueda introducir la tubería en el pozo y jalarla para sacarla del mismo. · La base de datos computarizada contiene la historia del carrete. Consiste en las variables en el pozo mientras la tubería flexible pasa dentro y fuera del pozo, que son grabadas en secciones de tubería de 50 pies. Los datos incluyen: · Número de pasadas y presión durante cada introducción en el pozo · El radio en el cuello de ganso · Radio del carrete · Pérdida en el espesor de la tubería debido al ácido · Localización de soldaduras y modificaciones en la longitud · Cambio en el espesor de la tubería debido al efecto de globo Simulador de pozo (WBS)

*Mark of Schlumberger

Figura 11 Gráfica de esfuerzos.

debido a fatiga por los esfuerzos a los que está sometida la tubería flexible. Los datos que alimentan al módulo de CoilLIFETM , provienen de un sistema preciso. Este mantiene una base de datos de los ciclos de presión y un historial de corrosión por ácido para cada carrete por separado. El modelo CoilLIFETM, basado en pruebas de fatiga, calcula el daño en la tubería debido a la presión y a los ciclos a los que ha sido expuesta. · El módulo de CoilLIFETM es usado en cada trabajo

· Todos los trabajos de bombeo con la tubería flexible incluyen el flujo de fluidos en el pozo. El simulador de pozo modela el flujo de líquidos, gases y sólidos en un flujo de tres fases. · El simulador de pozo incluye los efectos de fuga en la formación, flujo de la formación, efecto PVT, temperatura y fricción para segurar que todos los aspectos en el flujo del fluido serán evaluados. · El simulador de pozo optimiza los tratamientos de bombeo a través de la tubería flexible · Este simulador de pozo considera varios procesos físicos que ocurren en el pozo durante las operaciones de bombeo para predecir los constituyentes del fluido, gastos y presiones. Algunos de estos procesos incluyen: · Flujo de la formación y hacia la formación · Remoción de arena en el pozo · Mezclado de fluidos inyectados, fluidos de formación y sólidos

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· Efecto debido a la caída de fluidos pesados dentro de la tubería · Caída de presión por estrangulación, herramientas y jets · Disolución de gas de fluidos de producción · Transporte de calor entre el pozo y la formación CoilLIMITTM

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pozo, es necesario que se instale en el árbol de válvulas el equipo de control de presión que consta de las siguientes partes: Unidad móvil Cabina de operación Malacate principal Unidad móvil te, a la temperatura del yacimiento para obtener la envolvente. Los parámetros que se obtendrán son los siguientes:

· El módulo de CoilLIMITTM determina los límites de presión y tensión que pueden ser aplicados de una manera segura en la tubería flexible durante un trabajo. · El módulo de CoilLIMITTM calcula la presión de colapso de la tubería flexible. Toma en cuenta la ovalidad, y la máxima carga compresiva antes de que se dañe, incluido el efecto de tornillo. · El resultado es una curva que gráficamente nos muestra los límites de tensión bajo distintas presiones mientras corre dentro del pozo o se está sacando del mismo. Esta gráfica es puesta en la unidad de tubería flexible durante el trabajo.

Segunda etapa

Presión debida a la fricción · Basado en las correlaciones de fricción del fluido, este modelo puede determinar los gradientes de presión y fricción para modelos reológicos como ley de potencia, fluídos newtonianos, plásticos de bingham y espuma. · Este módulo también se usa para la selección de fluidos y de los gastos a utilizar en el simulador del pozo. Limpieza con espuma El módulo de limpieza con espuma determina los gastos y volúmenes de líquido y gas requeridos para alcanzar la presión de fondo y la calidad de la espuma deseada. Con este módulo, Dowell puede calcular rápidamente los parámetros idóneos para asegurar que el equipo y el material sean los correctos para la ejecución del trabajo. II. EQUIPO DE LÍNEA DE ACERO Los servicios que se realizan con la unidad de línea se efectúan cuando el pozo está en etapa de terminación, reparación y/o mantenimiento. Permite operar en los pozos con presión y para que la herramienta de trabajo se pueda bajar hacia el interior del

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Se deberá efectuar una separación diferencial a la temperatura del yacimiento. Los parámetros que se obtendrán son los siguientes: Tercera etapa

Se efectuará un análisis composicional del gas a partir de la separación diferencial para obtener los siguientes parámetros y composición.

Se deberá calcular la viscosidad del aceite y del gas a condiciones del yacimiento. Los parámetros que se obtendrán son los siguientes:

Quinta etapa

Figura 1

Es un chasis FAMSA con dirección hidráulica, modelo F-1521 de 15 toneladas de carga total, su motor es Mercedes Benz OM366LA de 210 H.P. y tiene 5.23 metros de distancia entre ejes. La transmisión es tipo FULLER modelo FS-6105B de 5 velocidades directas y reversa. Para el movimiento del malacate, tiene acoplada una toma de fuerza para una bomba Parkers de pistones de volumen variable de la serie PAVC 65. Todo el sistema hidráulico trabaja a una presión máxima de 3 mil psi y 1800 RPM para un gasto máximo de 31.2 galones por minuto. El sistema eléctrico lo constituye un generador de corriente alterna de 6 kilowatts y un banco de baterías de 12 volts.

Cuarta etapa

Se efectuarán pruebas de separación en etapas simulando condiciones de batería para obtener los siguientes parámetros: Sexta etapa Se efectuará un análisis composicional del gas obtenido de la primera etapa de las pruebas de separación, y se obtendrán los parámetros y composiciones presentadas en la etapa 4.

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Mediante el análisis de un volumen de muestra relacionado con la presión y temperatura de fondo se determinan los siguientes parámetros: Presión de saturación o de rocío a temperatura del yacimiento. Densidad del aceite saturado a temperatura del yacimiento Coeficiente de expansión térmica del aceite Compresibilidad del aceite Viscosidad Relación del gas disuelto en el aceite Factor de volumen del gas Densidad relativa del gas Composición química del gas Factor de volumen del aceite Factor de encogimiento del aceite Factor "Z" del gas Cromatografía del gas extraído Cromatografía del líquido condensado En el siguiente punto se menciona en forma breve el concepto de prueba de miscibilidad la cual es otra aplicación derivada de las muestras PVT. Pruebas de miscibilidad En este tipo de pruebas se utilizan las muestras que se consiguen a condiciones de yacimiento o también llamadas muestras preservadas. Se obtiene la presión mínima de miscibilidad entre fluidos, a fin de seleccionar el fluido y la presión más apropiados para lograr mayor eficiencia en la recuperación de hidrocarburos de los yacimientos bajo saturados. Este tipo de pruebas es muy útil para diseñar los sistemas de recuperación secundaria en pozos con yacimientos depresionados. Las muestras PVT Las muestras PVT comprenden la captura de fluido producido por el yacimiento en sus cercanía más próxima al intervalo productor. Se utilizan muestreros del tipo abierto de circulación por el cual el fluido atraviesa la cámara de captura conforme es introducido al interior del pozo. Al llegar a la profundidad programada se estaciona por un tiempo específico esperando el cierre de válvulas ( operación por reloj) o se activa el mecanismo de

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cierre cizallando un pasador de corte que cierra las válvulas ( cabeza de golpe). Con esta operación queda entrampada la muestra representativa bajo condiciones de presión, volumen y temperatura del yacimiento, misma que es trasladada hasta la superficie en donde se efectúan pruebas que permitan garantizar la buena calidad de la muestra. Esto dependerá principalmente de la preparación de limpieza que se le dé al pozo; posteriormente el muestrero se transfiere a un envase hermético de transporte para su envío al laboratorio de análisis PVT. Con la bomba de transferencia se logra el desplazamiento de la muestra a las botellas de transporte con las mismas condiciones que tenía en el fondo del pozo. Estas permiten que la presión de la muestra se mantenga hasta que llega al laboratorio de análisis. El proceso de transferencia de desplazamiento es positivo ya que la bomba balancea la presión del sistema. Actualmente en los laboratorios de las bases operativas de Servicios a Pozos, la transferencia se realiza con mercurio. Primero se llena la botella de transporte con mercurio y se coloca en una posición más alta que el muestrero; luego, a través de las líneas de alta presión, el sistema de interconexión de bomba, muestrero y botella, es presurizado hasta igualar la presión de la muestra. En este momento las válvulas del muestrero son abiertas y el peso del mercurio obliga a que el flujo penetre a la botella de transporte. Los muestreros son cubetas con un volumen de 600 cm3 y accionados con un mecanismo mecánico y/o eléctrico y se pueden bajar a la profundidad de interés con línea de acero de 0.108" de diámetro o con cable electromecánico de 7/32". En el siguiente punto se explica detalladamente todos los requerimientos necesarios para que se pueda efectuar un análisis PVT.

Cabina de operación La cabina está montada sobre el chasis del camión. Es de construcción metálica (armadura de acero, chapa metálica) con aislamiento térmico reforzado en el techo y en su interior tiene la consola del malacatero para el manejo del malacate y control del motor principal y del sistema hidráulico. Cuenta también con un panel de instrumentos entre los cuales se encuentran el indicador de presión de aceite, de temperatura de aceite y agua, amperímetro, tacómetro, indicador de presión de aire, arranque eléctrico, sistema de seguridad para interrumpir el trabajo del motor cuando se tenga baja de presión en el sistema, alta temperatura o cuando la herramienta esté atrapada en el interior del pozo. En el interior de la cabina, a un lado de la consola del malacatero, está el controlador electrónico de profundidad. Este dispositivo recibe la señal a través de un encoder acoplado a las poleas medidoras, y un sensor de tensión colocado en la polea inferior del equipo de control de presión. Muestra en pantalla, en forma gráfica y digital, los valores de tensión y profundidad de la herramienta de fondo. Las dimensiones exteriores de la cabina son 3 metros de largo, 2 metros de ancho y 2 metros de altura. Tiene sobre el techo dos unidades de aire acondicionado de 13 mil BTU alimentados con corriente de 110 volts.

Tipo línea Capacidad

Primera etapa Se deberá efectuar una separación a masa constan-

Longitud Carrete

30,000 pies (9140 m)

Malacate de línea de acero El malacate está formado por un tambor reforzado con capacidad para 7 mil 620 metros (25 mil pies) de línea sólida de 0.108 pulgadas. Se opera con cuatro velocidades, 3 directas y una reversa. Tiene un dispositivo devanador operado manualmente con volante, un dispositivo medidor de profundidad (chairot) con polea de 16 pulgadas de diámetro para línea de 0.092 y 0.108 pulgadas con indicador métrico en la consola del malacatero. El malacate tiene un medidor de tensión hidráulico marca Martin Decker instalado en la consola del malacatero con un rango de 0 a 2 mil libras. Es capaz de trabajar bajo las condiciones mostradas en la tabla 1: Tipos de línea de acero La línea de acero montada en el malacate de la unidad debe soportar medios corrosivos muy agresivos causados por una combinación de dióxido de carbono, sulfuro de hidrógeno y cloruros, acompañada de temperaturas y presiones elevadas, bajo estas condiciones, las características de la líneas se muestran en las tablas 2 y 3.

0.092”

0.105”

0.108”

30,000 pies (9140 m)

30,000 pies

30,000 pies

(9140 m)

(9140 m)

Tensión

Carrete lleno 2,550 libras

2340 libras

2100 libras

2050 libras

Máxima

Carrete vacío 4850 libras

4850 libras

4850 libras

4850 libras

Análisis PVT para el aceite negro (tipo maya) La muestra debe obtenerse en el fondo del pozo. El análisis PVT se efectuará en siete etapas.

0.082”

En la parte trasera del chasis está instalado un mástil de 60 pies de altura con capacidad de levante de 7 mil libras.

Carrete lleno

950

1030

1150

1200

Carrete vacío

500

500

500

500

Velocidad Máxima metros/min Tabla 1

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Diámetro pulgadas

Carga de rotura lbf

Servicios de Apoyo a la Perforación

Peso lb/pie

%C

% Cr

% Ni

% Mo

% Cu

/1000 ft

La interpretación de pruebas de presión en yacimientos fracturados es más ventajosa, principalmente en pozos donde el incremento del 90 por ciento de la presión inicial ocurre durante los primeros 15 minutos.

0.072

890

14.2

£ 0.020

27

31

3.5

1

0.082

1155

18.4

£ 0.020

27

31

3.5

1

0.092

1455

23.2

£ 0.020

27

31

3.5

1

0.105

1895

30.2

£ 0.020

27

31

3.5

1

0.108

2005

32.0

£ 0.020

27

31

3.5

1

Debido a que el instrumento es capaz de medir variaciones muy pequeñas del comportamiento de la presión, se puede observar la presencia de barreras impermeables en el yacimiento, fracturas, efectos de almacenamiento y el factor de daño.

0.125

2685

42.8

£ 0.020

27

31

3.5

1

Convencionales tipo amerada

Tabla 2 Línea tipo sanicro 28

Diámetro pulgadas 0.072 0.082 0.092 0.105 0.108

Carga de rotura lbf 890 1155 1455 1895 2005

Peso lb/pie /1000 ft 14.2 18.4 23.2 30.2 32.0

%C £ 0.020 £ 0.020 £ 0.020 £ 0.020 £ 0.020

% Cr 27 27 27 27 27

% Ni 31 31 31 31 31

% Mo 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5

% Cu 1 1 1 1 1

Tabla 3 Linea tipo saf 2205

III. REGISTRADORES DE PRESIÓN Registrador de presión y temperatura de alta resolución El instrumento que se utiliza actualmente cuenta con memoria electrónica integrada, es el tipo EMS- 700F y es capaz de almacenar más de 400 mil datos, con una capacidad de muestreo de 10 valores de presiones y temperaturas por segundo. Debido a que el instrumento se puede alojar en el fondo del pozo con colgadores especiales, es muy útil para efectuar pruebas de variación de presión en pozos de alto potencial, así como pruebas de limite por largos periodos de tiempo. Los componentes principales de la sonda de memoria son:

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obtenidos a partir de las pruebas de interferencia convencionales.

Transductor de presión de alta sensibilidad. Está constituido por un cristal de cuarzo, una resistencia de silicio y un oscilador de alta frecuencia. Este dispositivo está diseñado para trabajar en tiempo real, si se requiere. Una memoria electrónica que almacena la información detectada por el transductor en forma analógica. Una vez que el instrumento se recupera del interior del pozo, se obtienen los valores de presión y temperatura con auxilio de una computadora personal. Un paquete de baterías de litio, que alimenta en forma general a toda la electrónica de fondo. El tiempo máximo que las baterías pueden mantener el sistema con energía eléctrica es de 500 horas en pozos que tengan 177 °C. El paquete completo de baterías puede bajarse en varias ocasiones y en pozos diferentes, siempre y cuando no se haya agotado su capacidad en amperes por hora.

Durante mucho tiempo, en la toma de información de presión de fondo se ha utilizado la tradicional amerada como herramienta testigo. Como su instrumentación es básicamente mecánica, la resolución de la herramienta es baja (del orden de décimas de kg/cm2) si se compara con las modernas herramientas con transductor de cuarzo que tienen una resolución de 0.01 de PSI. La amerada mecánica está formada por tres partes básicas: Una sección de grabación Un reloj Un elemento de presión La parte activa del elemento de presión es un tubo bourdon helicoidal que tiene fijo uno de sus extremos, y el otro libre para rotar dependiendo de la presión en el interior del pozo. Los resultados de la rotación del extremo libre del tubo bourdon son transmitidos directamente a un estilete de grabación sin el uso de engranes o palancas. El estilete graba sobre una carta metálica, la cual es transportaba en un cilindro controlado por un reloj. El mecanismo de grabación está diseñado para que su uso ordinario no tenga efectos en la precisión del instrumento. Cuando la amerada se recupera desde el interior del pozo se recupera la carta metálica y la gráfica grabada posteriormente es digitalizada para obtener los valores de presión y temperatura. En general, la información que se obtiene con am-

bos sensores, electrónico o mecánico, sirve de apoyo para conocer y determinar el gasto de producción del pozo y la explotación racional, en los casos de reparación; también los fluidos de control para establecer un equilibrio que evite el daño a la formación, la declinación de la presión conforme se explota el yacimiento con relación al tiempo, estudios de interferencia entre pozos cercanos, caracterización de los campos, o para la obtención de áreas isobáricas. Registro de temperatura El objetivo del registro de temperatura es obtener datos de temperatura puntuales o continuos con los cuales se pueden determinar anomalías o roturas de tuberías, zonas de aportación, zonas de admisión ( cuando se trata de pozos inyectores), intervalos libres y limpios u obstruidos y canalizaciones por atrás de la tubería de revestimiento. Los registros de temperatura se pueden obtener utilizando registradores o sensores de temperatura mecánicos de memoria (con terminación SM) o electrónicos de memoria (con terminación SE), que aportarán la información hasta el final de la prueba, cuando se tengan los instrumentos en la superficie del pozo, para proceder a su cálculo e interpretación en el registro mecánico y verificación de información, listado de impresión y grabado en disco magnético en el electrónico. Muestras de fondo para análisis de presión, volumen y temperatura (PVT) Introducción Para calcular las reservas de hidrocarburos, efectuar estudios de explotación óptima de los yacimientos, según el tipo de hidrocarburos; así como para diseñar las instalaciones, una de las actividades relevantes junto con los registros geofísicos y las pruebas de variación de presión es la toma de muestras para el análisis PVT. El objetivo de recuperar muestras de fondo para análisis PVT (presión-volumen-temperatura), es obtener una muestra de aceite con su propio gas bajo las mismas condiciones de presión, volumen y temperatura del yacimiento.

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Pruebas de interferencia

Registro de presión de fondo fluyente

Sirve para determinar la comunicación entre pozos. La prueba consiste en seleccionar un grupo de pozos en los cuales se tenga el antecedente de continuidad hidráulica de sus yacimientos. Se coloca un registrador en las cercanías del intervalo probado del pozo que fungirá como testigo y otro registrador en los pozos a los cuales se le variarán los gastos de gas y aceite para que las variaciones de presión registradas por los sensores situados en el fondo del pozo sean detectadas por el pozo testigo en caso de que hubiere alguna comunicación entre yacimientos.

Con los gradientes de presión obtenidos se pueden modelar las caídas de presión en los pozos y mejorar las condiciones de producción. También se determina la distribución de los fluidos dentro del pozo y en ciertas situaciones, ayuda en el diseño de los sistemas artificiales de producción. En el registro, pueden observarse escurrimientos de agua a lo largo del aparejo de producción. Este tipo de registro es muy útil para obtener el potencial absoluto o gasto de gas correspondiente a una presión de fondo fluyendo igual a la atmosférica, en tanto registra los valores de presión y temperatura a diferentes gastos.

Prueba de pulsos Esta prueba tiene la misma finalidad que la de interferencia: determina la comunicación en presión entre pozos. La diferencia consiste en que en este tipo de prueba el pulso se genera en cierres y aperturas con duración de minutos en las válvulas del árbol. Prueba de formación Es muy utilizada durante la etapa de perforación de los pozos petroleros, ya que se efectúa antes de bajar las tuberías de revestimiento (TR) para definir con exactitud los intervalos potenciales que, a futuro, proporcionarán la cuota deseada de producción. Consiste en bajar, con el aparejo de perforación, accesorios especiales como la válvula de cierre en fondo, válvula de circulación, válvula check y los registradores de presión y temperatura con memoria integrada. Registro de presión de fondo cerrado Para que este tipo de registro sea más efectivo, antes de que el registrador sea bajado al pozo, se deberá cerrar con un mínimo de ocho horas de antelación, para que la columna de fluido esté bien estabilizada. Con este registro se obtienen parámetros de presión, gradientes del fluido contenido, niveles y tipo de fluidos aportados por la formación y la temperatura máxima existente. La información obtenida permite diseñar sistemas artificiales de producción, así como el comportamiento de presión estática de los campos petroleros.

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Datos de presión Máxima presión

17,000 psi

Resolución

0.01 psi

Precisión

£ 0.04%

Datos de temperatura Rango de trabajo

0° C a 177 °C

Resolución

± 0.01°C

Precisión

± 1°C a 150°C

Registradores de presión - temperatura

Datos de la memoria

En la operación de toma de información de las pruebas de variación de presión se utilizan los siguientes instrumentos:

Tamaño

2 Megabytes

Rango de muestreo

1 seg. a 1 hora

Tiempo de grabación

388 días

Longitud de un intervalo

1 seg. A 466 horas

• Sensores mecánicos convencionales tipo amerada • Sondas de alta resolución y alta densidad de muestreo • Sondas de alta resolución y alta densidad de muestreo Generalmente se utilizan sondas electrónicas con memoria integrada bajadas con unidades de línea de acero, o sondas de medición en tiempo real bajadas con cable electromecánico. Sus componentes principales son: Transductor de presión de alta sensibilidad, constituido por un cristal de cuarzo, una resistencia de silicio y un oscilador de alta frecuencia. Memoria electrónica, almacena la información detectada por el transductor en forma analógica y una vez que el instrumento se recupera del interior del pozo, se obtienen los valores de presión y temperatura con auxilio de una computadora personal. Las aplicaciones más importantes son: Debido a la alta resolución del instrumento de 0.01 PSI, se puede verificar la continuidad del yacimiento entre dos pozos por medio de pulsos de presión en tiempos de operación menores que los

Camara de grabado

Dimensiones Longitud

44” pulgadas

Diámetro

1.50” pulgadas

Peso

12.7 lbs.

Tabla 4 Especificaciones de la sonda de memoria EMS-700F

Registrador de presión mecánico (amerada) La resolución de la herramienta es del orden de décimas de kg/cm2 (0.2) La herramienta tiene tres partes básicas: - una sección de grabación - un reloj - un elemento de presión La parte activa del elemento de presión es un tubo bourdon helicoidal, que tiene fijo uno de sus extremos y el otro libre para rotar dependiendo de la presión en el interior del pozo. Los resultados de la rotación del extremo libre del tubo bourdon son transmitidos directamente a un estilete de grabación sin el uso de engranes o palancas. El estilete graba so-

Elemento de Presión

Trampa de Aceite

Termometro Amerada RPG-3

Figura 1 Registrador de presión mecánico

bre una carta metálica, la cual es transportada en un cilindro controlado por un reloj. El rango de tiempo del reloj dependerá del tipo de prueba de presión que se esté efectuando en el pozo. Los rangos más usuales son de 3, 12, 24, 48 y 72 horas. El mecanismo de grabación está diseñado para que su uso ordinario no tenga efectos en la precisión del instrumento. Cuando la amerada se recupera desde el interior del pozo, también se recupera la carta metálica y la gráfica grabada será digitalizada posteriormente para obtener los valores de presión y temperatura. La Figura 1 y la tabla 4 muestran la herramienta y sus características. IV. HERRAMIENTAS DE FONDO PARA RECUPERAR MUESTRAS "PVT" (MUESTREROS) Las herramientas de fondo las fabrican compañías como Ruska y Geophisical Research Corporation. En el medio petrolero se les llama muestreros; su característica principal es que bajan abiertos, para que el fluido del pozo atraviese la cámara de captura conforme sea introducido. Al llegar a la profundidad programada se estaciona por un tiempo específico es-

21

Servicios de Apoyo a la Perforación

Servicios de Apoyo a la Perforación

perando el cierre de las válvulas ( cuando es una operación por reloj) o se activa el mecanismo de cierre cizallando un pasador de corte cerrando las válvulas (en el caso de cabeza de golpe) con lo cual queda entrampada la muestra representativa a condiciones de presión, volumen y temperatura del yacimiento, misma que es trasladada hasta la superficie en donde se efectúan pruebas que nos permiten garantizar la buena calidad de la muestra; esto dependerá, principalmente, de la buena preparación de limpieza que se le dé al pozo. Posteriormente se transfiere del muestrero a un envase hermético de transporte para su envío al laboratorio de análisis PVT. En la figura 2 y en la tabla 6 aparece el muestrero Wofford y sus características.

V. TOMA DE INFORMACIÓN Introducción Durante el desarrollo y explotación de un campo petrolero, una de las actividades más importantes es obtener información confiable acerca de la genealogía de los yacimientos y de los volúmenes originales de hidrocarburos que almacenan. La toma de información inicia cuando se descubre un nuevo yacimiento, a través de los análisis de los registros geofísicos y las muestras de los fluidos producidos por un pozo petrolero. El ingeniero percibe la cantidad de hidrocarburos contenidos en los yacimientos cuando el pozo es exploratorio; pero esta

CARACTERÍSTICAS DE LA AMERADA MECANICA ´

Tipo

Longitud

Diámetro

Resolución

Precisión

Amerada

RPG-4

76 plgs

1 plgs

0.2 %

Amerada

RPG-3

78 plgs

1 ¼ plgs

0.2 %

Rangos de tiempo 3-12-24 hrs. 3-12-24 48-72 hrs

Tabla 5

información no es suficiente como para determinar los diámetros de las tuberías de producción, así como los estranguladores en la cabeza del pozo que harán óptima la producción de hidrocarburos sin dañar el yacimiento. Lo más importante es que con esta información se puede determinar el tamaño y forma del yacimiento lo que, en cierta medida garantiza, desde el punto de vista económico, el desarrollo del campo petrolero. Por esta razón, antes de proceder a conectar un pozo a los sistemas de producción, es necesario realizar un programa de pruebas de variación de presión para que, con la información obtenida, se pueda determinar la capacidad productiva del yacimiento a través de la permeabilidad; o bien, del factor de daño para analizar la conveniencia de realizar un programa de estimulación. Pruebas de variación de presión Figura 2

22

Una prueba de variación de presión consiste en la recuperación de datos de variaciones de presión y

Tabla 6

temperatura causados por un cambio en el gasto o producción, respecto al tiempo de los yacimientos. Para hacerla se utilizan registradores electrónicos o sensores mecánicos, que se introducen en las cercanías de los intervalos disparados en los pozos. Con la información obtenida de una prueba de variación de presión se puedan lograr los siguientes objetivos: • Estimación de la capacidad de flujo de la formación (kh) • Determinación del estado del sistema "pozo yacimiento" (Dañado y/o estimulado) • Estimación de la presión promedio del yacimiento • Identificación de la heterogeneidad del yacimiento • Definición de comunicación hidráulica entre pozos o entre estratos • Definición de los parámetros característicos en los yacimientos naturalmente fracturados • Estimación del volumen y área de drene del pozo • Estimación de los parámetros en una fractura inducida • Determinación de frentes de desplazamiento (recuperación secundaria) Tipos de pruebas de variación de presión Prueba de decremento de presión Con el registrador ubicado en las cercanías del intervalo en prueba, se efectúan mediciones de presiones y temperaturas durante un periodo de flujo dado a un gasto de producción constante. La infor-

mación obtenida permite definir las condiciones de flujo del pozo, es decir, se determina si el pozo está o no dañado. También se definen las propiedades de las formaciones productoras, como la permeabilidad, y en algunos casos, si el tiempo de duración de la curva de decremento lo permite, se obtiene el radio de drene de los pozos. Prueba de incremento de presión De la misma manera, con el registrador en el fondo del pozo se obtiene el daño, permeabilidad, presión estática del yacimiento y límites físicos, así como fallas geológicas y discordancias. La información se obtiene con el registrador en la cercanía del intervalo que se está probando cuando se cierra el pozo en la superficie o en el fondo. Con el cierre en el fondo del pozo se elimina el efecto de empaquetamiento y se hace óptima la duración del tiempo de una prueba de variación de presión. Prueba de potencial del flujo Consiste en fluir el pozo a diferentes gastos, siguiendo el flujo de cada uno de ellos con un periodo de estabilización de presión. Pruebas de límite de yacimiento Tienen como finalidad determinar el tamaño del yacimiento. La prueba consiste, esencialmente, en fluir el pozo a un gasto constante hasta registrar un variación lineal de la presión con respecto al tiempo, cuya pendiente es una función del volumen poroso asociado al área de influencia del pozo.

23

Servicios de Apoyo a la Perforación

Servicios de Apoyo a la Perforación

perando el cierre de las válvulas ( cuando es una operación por reloj) o se activa el mecanismo de cierre cizallando un pasador de corte cerrando las válvulas (en el caso de cabeza de golpe) con lo cual queda entrampada la muestra representativa a condiciones de presión, volumen y temperatura del yacimiento, misma que es trasladada hasta la superficie en donde se efectúan pruebas que nos permiten garantizar la buena calidad de la muestra; esto dependerá, principalmente, de la buena preparación de limpieza que se le dé al pozo. Posteriormente se transfiere del muestrero a un envase hermético de transporte para su envío al laboratorio de análisis PVT. En la figura 2 y en la tabla 6 aparece el muestrero Wofford y sus características.

V. TOMA DE INFORMACIÓN Introducción Durante el desarrollo y explotación de un campo petrolero, una de las actividades más importantes es obtener información confiable acerca de la genealogía de los yacimientos y de los volúmenes originales de hidrocarburos que almacenan. La toma de información inicia cuando se descubre un nuevo yacimiento, a través de los análisis de los registros geofísicos y las muestras de los fluidos producidos por un pozo petrolero. El ingeniero percibe la cantidad de hidrocarburos contenidos en los yacimientos cuando el pozo es exploratorio; pero esta

CARACTERÍSTICAS DE LA AMERADA MECANICA ´

Tipo

Longitud

Diámetro

Resolución

Precisión

Amerada

RPG-4

76 plgs

1 plgs

0.2 %

Amerada

RPG-3

78 plgs

1 ¼ plgs

0.2 %

Rangos de tiempo 3-12-24 hrs. 3-12-24 48-72 hrs

Tabla 5

información no es suficiente como para determinar los diámetros de las tuberías de producción, así como los estranguladores en la cabeza del pozo que harán óptima la producción de hidrocarburos sin dañar el yacimiento. Lo más importante es que con esta información se puede determinar el tamaño y forma del yacimiento lo que, en cierta medida garantiza, desde el punto de vista económico, el desarrollo del campo petrolero. Por esta razón, antes de proceder a conectar un pozo a los sistemas de producción, es necesario realizar un programa de pruebas de variación de presión para que, con la información obtenida, se pueda determinar la capacidad productiva del yacimiento a través de la permeabilidad; o bien, del factor de daño para analizar la conveniencia de realizar un programa de estimulación. Pruebas de variación de presión Figura 2

22

Una prueba de variación de presión consiste en la recuperación de datos de variaciones de presión y

Tabla 6

temperatura causados por un cambio en el gasto o producción, respecto al tiempo de los yacimientos. Para hacerla se utilizan registradores electrónicos o sensores mecánicos, que se introducen en las cercanías de los intervalos disparados en los pozos. Con la información obtenida de una prueba de variación de presión se puedan lograr los siguientes objetivos: • Estimación de la capacidad de flujo de la formación (kh) • Determinación del estado del sistema "pozo yacimiento" (Dañado y/o estimulado) • Estimación de la presión promedio del yacimiento • Identificación de la heterogeneidad del yacimiento • Definición de comunicación hidráulica entre pozos o entre estratos • Definición de los parámetros característicos en los yacimientos naturalmente fracturados • Estimación del volumen y área de drene del pozo • Estimación de los parámetros en una fractura inducida • Determinación de frentes de desplazamiento (recuperación secundaria) Tipos de pruebas de variación de presión Prueba de decremento de presión Con el registrador ubicado en las cercanías del intervalo en prueba, se efectúan mediciones de presiones y temperaturas durante un periodo de flujo dado a un gasto de producción constante. La infor-

mación obtenida permite definir las condiciones de flujo del pozo, es decir, se determina si el pozo está o no dañado. También se definen las propiedades de las formaciones productoras, como la permeabilidad, y en algunos casos, si el tiempo de duración de la curva de decremento lo permite, se obtiene el radio de drene de los pozos. Prueba de incremento de presión De la misma manera, con el registrador en el fondo del pozo se obtiene el daño, permeabilidad, presión estática del yacimiento y límites físicos, así como fallas geológicas y discordancias. La información se obtiene con el registrador en la cercanía del intervalo que se está probando cuando se cierra el pozo en la superficie o en el fondo. Con el cierre en el fondo del pozo se elimina el efecto de empaquetamiento y se hace óptima la duración del tiempo de una prueba de variación de presión. Prueba de potencial del flujo Consiste en fluir el pozo a diferentes gastos, siguiendo el flujo de cada uno de ellos con un periodo de estabilización de presión. Pruebas de límite de yacimiento Tienen como finalidad determinar el tamaño del yacimiento. La prueba consiste, esencialmente, en fluir el pozo a un gasto constante hasta registrar un variación lineal de la presión con respecto al tiempo, cuya pendiente es una función del volumen poroso asociado al área de influencia del pozo.

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Servicios de Apoyo a la Perforación

Servicios de Apoyo a la Perforación

Pruebas de interferencia

Registro de presión de fondo fluyente

Sirve para determinar la comunicación entre pozos. La prueba consiste en seleccionar un grupo de pozos en los cuales se tenga el antecedente de continuidad hidráulica de sus yacimientos. Se coloca un registrador en las cercanías del intervalo probado del pozo que fungirá como testigo y otro registrador en los pozos a los cuales se le variarán los gastos de gas y aceite para que las variaciones de presión registradas por los sensores situados en el fondo del pozo sean detectadas por el pozo testigo en caso de que hubiere alguna comunicación entre yacimientos.

Con los gradientes de presión obtenidos se pueden modelar las caídas de presión en los pozos y mejorar las condiciones de producción. También se determina la distribución de los fluidos dentro del pozo y en ciertas situaciones, ayuda en el diseño de los sistemas artificiales de producción. En el registro, pueden observarse escurrimientos de agua a lo largo del aparejo de producción. Este tipo de registro es muy útil para obtener el potencial absoluto o gasto de gas correspondiente a una presión de fondo fluyendo igual a la atmosférica, en tanto registra los valores de presión y temperatura a diferentes gastos.

Prueba de pulsos Esta prueba tiene la misma finalidad que la de interferencia: determina la comunicación en presión entre pozos. La diferencia consiste en que en este tipo de prueba el pulso se genera en cierres y aperturas con duración de minutos en las válvulas del árbol. Prueba de formación Es muy utilizada durante la etapa de perforación de los pozos petroleros, ya que se efectúa antes de bajar las tuberías de revestimiento (TR) para definir con exactitud los intervalos potenciales que, a futuro, proporcionarán la cuota deseada de producción. Consiste en bajar, con el aparejo de perforación, accesorios especiales como la válvula de cierre en fondo, válvula de circulación, válvula check y los registradores de presión y temperatura con memoria integrada. Registro de presión de fondo cerrado Para que este tipo de registro sea más efectivo, antes de que el registrador sea bajado al pozo, se deberá cerrar con un mínimo de ocho horas de antelación, para que la columna de fluido esté bien estabilizada. Con este registro se obtienen parámetros de presión, gradientes del fluido contenido, niveles y tipo de fluidos aportados por la formación y la temperatura máxima existente. La información obtenida permite diseñar sistemas artificiales de producción, así como el comportamiento de presión estática de los campos petroleros.

24

Datos de presión Máxima presión

17,000 psi

Resolución

0.01 psi

Precisión

£ 0.04%

Datos de temperatura Rango de trabajo

0° C a 177 °C

Resolución

± 0.01°C

Precisión

± 1°C a 150°C

Registradores de presión - temperatura

Datos de la memoria

En la operación de toma de información de las pruebas de variación de presión se utilizan los siguientes instrumentos:

Tamaño

2 Megabytes

Rango de muestreo

1 seg. a 1 hora

Tiempo de grabación

388 días

Longitud de un intervalo

1 seg. A 466 horas

• Sensores mecánicos convencionales tipo amerada • Sondas de alta resolución y alta densidad de muestreo • Sondas de alta resolución y alta densidad de muestreo Generalmente se utilizan sondas electrónicas con memoria integrada bajadas con unidades de línea de acero, o sondas de medición en tiempo real bajadas con cable electromecánico. Sus componentes principales son: Transductor de presión de alta sensibilidad, constituido por un cristal de cuarzo, una resistencia de silicio y un oscilador de alta frecuencia. Memoria electrónica, almacena la información detectada por el transductor en forma analógica y una vez que el instrumento se recupera del interior del pozo, se obtienen los valores de presión y temperatura con auxilio de una computadora personal. Las aplicaciones más importantes son: Debido a la alta resolución del instrumento de 0.01 PSI, se puede verificar la continuidad del yacimiento entre dos pozos por medio de pulsos de presión en tiempos de operación menores que los

Camara de grabado

Dimensiones Longitud

44” pulgadas

Diámetro

1.50” pulgadas

Peso

12.7 lbs.

Tabla 4 Especificaciones de la sonda de memoria EMS-700F

Registrador de presión mecánico (amerada) La resolución de la herramienta es del orden de décimas de kg/cm2 (0.2) La herramienta tiene tres partes básicas: - una sección de grabación - un reloj - un elemento de presión La parte activa del elemento de presión es un tubo bourdon helicoidal, que tiene fijo uno de sus extremos y el otro libre para rotar dependiendo de la presión en el interior del pozo. Los resultados de la rotación del extremo libre del tubo bourdon son transmitidos directamente a un estilete de grabación sin el uso de engranes o palancas. El estilete graba so-

Elemento de Presión

Trampa de Aceite

Termometro Amerada RPG-3

Figura 1 Registrador de presión mecánico

bre una carta metálica, la cual es transportada en un cilindro controlado por un reloj. El rango de tiempo del reloj dependerá del tipo de prueba de presión que se esté efectuando en el pozo. Los rangos más usuales son de 3, 12, 24, 48 y 72 horas. El mecanismo de grabación está diseñado para que su uso ordinario no tenga efectos en la precisión del instrumento. Cuando la amerada se recupera desde el interior del pozo, también se recupera la carta metálica y la gráfica grabada será digitalizada posteriormente para obtener los valores de presión y temperatura. La Figura 1 y la tabla 4 muestran la herramienta y sus características. IV. HERRAMIENTAS DE FONDO PARA RECUPERAR MUESTRAS "PVT" (MUESTREROS) Las herramientas de fondo las fabrican compañías como Ruska y Geophisical Research Corporation. En el medio petrolero se les llama muestreros; su característica principal es que bajan abiertos, para que el fluido del pozo atraviese la cámara de captura conforme sea introducido. Al llegar a la profundidad programada se estaciona por un tiempo específico es-

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Servicios de Apoyo a la Perforación

Diámetro pulgadas

Carga de rotura lbf

Servicios de Apoyo a la Perforación

Peso lb/pie

%C

% Cr

% Ni

% Mo

% Cu

/1000 ft

La interpretación de pruebas de presión en yacimientos fracturados es más ventajosa, principalmente en pozos donde el incremento del 90 por ciento de la presión inicial ocurre durante los primeros 15 minutos.

0.072

890

14.2

£ 0.020

27

31

3.5

1

0.082

1155

18.4

£ 0.020

27

31

3.5

1

0.092

1455

23.2

£ 0.020

27

31

3.5

1

0.105

1895

30.2

£ 0.020

27

31

3.5

1

0.108

2005

32.0

£ 0.020

27

31

3.5

1

Debido a que el instrumento es capaz de medir variaciones muy pequeñas del comportamiento de la presión, se puede observar la presencia de barreras impermeables en el yacimiento, fracturas, efectos de almacenamiento y el factor de daño.

0.125

2685

42.8

£ 0.020

27

31

3.5

1

Convencionales tipo amerada

Tabla 2 Línea tipo sanicro 28

Diámetro pulgadas 0.072 0.082 0.092 0.105 0.108

Carga de rotura lbf 890 1155 1455 1895 2005

Peso lb/pie /1000 ft 14.2 18.4 23.2 30.2 32.0

%C £ 0.020 £ 0.020 £ 0.020 £ 0.020 £ 0.020

% Cr 27 27 27 27 27

% Ni 31 31 31 31 31

% Mo 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5

% Cu 1 1 1 1 1

Tabla 3 Linea tipo saf 2205

III. REGISTRADORES DE PRESIÓN Registrador de presión y temperatura de alta resolución El instrumento que se utiliza actualmente cuenta con memoria electrónica integrada, es el tipo EMS- 700F y es capaz de almacenar más de 400 mil datos, con una capacidad de muestreo de 10 valores de presiones y temperaturas por segundo. Debido a que el instrumento se puede alojar en el fondo del pozo con colgadores especiales, es muy útil para efectuar pruebas de variación de presión en pozos de alto potencial, así como pruebas de limite por largos periodos de tiempo. Los componentes principales de la sonda de memoria son:

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obtenidos a partir de las pruebas de interferencia convencionales.

Transductor de presión de alta sensibilidad. Está constituido por un cristal de cuarzo, una resistencia de silicio y un oscilador de alta frecuencia. Este dispositivo está diseñado para trabajar en tiempo real, si se requiere. Una memoria electrónica que almacena la información detectada por el transductor en forma analógica. Una vez que el instrumento se recupera del interior del pozo, se obtienen los valores de presión y temperatura con auxilio de una computadora personal. Un paquete de baterías de litio, que alimenta en forma general a toda la electrónica de fondo. El tiempo máximo que las baterías pueden mantener el sistema con energía eléctrica es de 500 horas en pozos que tengan 177 °C. El paquete completo de baterías puede bajarse en varias ocasiones y en pozos diferentes, siempre y cuando no se haya agotado su capacidad en amperes por hora.

Durante mucho tiempo, en la toma de información de presión de fondo se ha utilizado la tradicional amerada como herramienta testigo. Como su instrumentación es básicamente mecánica, la resolución de la herramienta es baja (del orden de décimas de kg/cm2) si se compara con las modernas herramientas con transductor de cuarzo que tienen una resolución de 0.01 de PSI. La amerada mecánica está formada por tres partes básicas: Una sección de grabación Un reloj Un elemento de presión La parte activa del elemento de presión es un tubo bourdon helicoidal que tiene fijo uno de sus extremos, y el otro libre para rotar dependiendo de la presión en el interior del pozo. Los resultados de la rotación del extremo libre del tubo bourdon son transmitidos directamente a un estilete de grabación sin el uso de engranes o palancas. El estilete graba sobre una carta metálica, la cual es transportaba en un cilindro controlado por un reloj. El mecanismo de grabación está diseñado para que su uso ordinario no tenga efectos en la precisión del instrumento. Cuando la amerada se recupera desde el interior del pozo se recupera la carta metálica y la gráfica grabada posteriormente es digitalizada para obtener los valores de presión y temperatura. En general, la información que se obtiene con am-

bos sensores, electrónico o mecánico, sirve de apoyo para conocer y determinar el gasto de producción del pozo y la explotación racional, en los casos de reparación; también los fluidos de control para establecer un equilibrio que evite el daño a la formación, la declinación de la presión conforme se explota el yacimiento con relación al tiempo, estudios de interferencia entre pozos cercanos, caracterización de los campos, o para la obtención de áreas isobáricas. Registro de temperatura El objetivo del registro de temperatura es obtener datos de temperatura puntuales o continuos con los cuales se pueden determinar anomalías o roturas de tuberías, zonas de aportación, zonas de admisión ( cuando se trata de pozos inyectores), intervalos libres y limpios u obstruidos y canalizaciones por atrás de la tubería de revestimiento. Los registros de temperatura se pueden obtener utilizando registradores o sensores de temperatura mecánicos de memoria (con terminación SM) o electrónicos de memoria (con terminación SE), que aportarán la información hasta el final de la prueba, cuando se tengan los instrumentos en la superficie del pozo, para proceder a su cálculo e interpretación en el registro mecánico y verificación de información, listado de impresión y grabado en disco magnético en el electrónico. Muestras de fondo para análisis de presión, volumen y temperatura (PVT) Introducción Para calcular las reservas de hidrocarburos, efectuar estudios de explotación óptima de los yacimientos, según el tipo de hidrocarburos; así como para diseñar las instalaciones, una de las actividades relevantes junto con los registros geofísicos y las pruebas de variación de presión es la toma de muestras para el análisis PVT. El objetivo de recuperar muestras de fondo para análisis PVT (presión-volumen-temperatura), es obtener una muestra de aceite con su propio gas bajo las mismas condiciones de presión, volumen y temperatura del yacimiento.

25

Servicios de Apoyo a la Perforación

Mediante el análisis de un volumen de muestra relacionado con la presión y temperatura de fondo se determinan los siguientes parámetros: Presión de saturación o de rocío a temperatura del yacimiento. Densidad del aceite saturado a temperatura del yacimiento Coeficiente de expansión térmica del aceite Compresibilidad del aceite Viscosidad Relación del gas disuelto en el aceite Factor de volumen del gas Densidad relativa del gas Composición química del gas Factor de volumen del aceite Factor de encogimiento del aceite Factor "Z" del gas Cromatografía del gas extraído Cromatografía del líquido condensado En el siguiente punto se menciona en forma breve el concepto de prueba de miscibilidad la cual es otra aplicación derivada de las muestras PVT. Pruebas de miscibilidad En este tipo de pruebas se utilizan las muestras que se consiguen a condiciones de yacimiento o también llamadas muestras preservadas. Se obtiene la presión mínima de miscibilidad entre fluidos, a fin de seleccionar el fluido y la presión más apropiados para lograr mayor eficiencia en la recuperación de hidrocarburos de los yacimientos bajo saturados. Este tipo de pruebas es muy útil para diseñar los sistemas de recuperación secundaria en pozos con yacimientos depresionados. Las muestras PVT Las muestras PVT comprenden la captura de fluido producido por el yacimiento en sus cercanía más próxima al intervalo productor. Se utilizan muestreros del tipo abierto de circulación por el cual el fluido atraviesa la cámara de captura conforme es introducido al interior del pozo. Al llegar a la profundidad programada se estaciona por un tiempo específico esperando el cierre de válvulas ( operación por reloj) o se activa el mecanismo de

26

Servicios de Apoyo a la Perforación

cierre cizallando un pasador de corte que cierra las válvulas ( cabeza de golpe). Con esta operación queda entrampada la muestra representativa bajo condiciones de presión, volumen y temperatura del yacimiento, misma que es trasladada hasta la superficie en donde se efectúan pruebas que permitan garantizar la buena calidad de la muestra. Esto dependerá principalmente de la preparación de limpieza que se le dé al pozo; posteriormente el muestrero se transfiere a un envase hermético de transporte para su envío al laboratorio de análisis PVT. Con la bomba de transferencia se logra el desplazamiento de la muestra a las botellas de transporte con las mismas condiciones que tenía en el fondo del pozo. Estas permiten que la presión de la muestra se mantenga hasta que llega al laboratorio de análisis. El proceso de transferencia de desplazamiento es positivo ya que la bomba balancea la presión del sistema. Actualmente en los laboratorios de las bases operativas de Servicios a Pozos, la transferencia se realiza con mercurio. Primero se llena la botella de transporte con mercurio y se coloca en una posición más alta que el muestrero; luego, a través de las líneas de alta presión, el sistema de interconexión de bomba, muestrero y botella, es presurizado hasta igualar la presión de la muestra. En este momento las válvulas del muestrero son abiertas y el peso del mercurio obliga a que el flujo penetre a la botella de transporte. Los muestreros son cubetas con un volumen de 600 cm3 y accionados con un mecanismo mecánico y/o eléctrico y se pueden bajar a la profundidad de interés con línea de acero de 0.108" de diámetro o con cable electromecánico de 7/32". En el siguiente punto se explica detalladamente todos los requerimientos necesarios para que se pueda efectuar un análisis PVT.

Cabina de operación La cabina está montada sobre el chasis del camión. Es de construcción metálica (armadura de acero, chapa metálica) con aislamiento térmico reforzado en el techo y en su interior tiene la consola del malacatero para el manejo del malacate y control del motor principal y del sistema hidráulico. Cuenta también con un panel de instrumentos entre los cuales se encuentran el indicador de presión de aceite, de temperatura de aceite y agua, amperímetro, tacómetro, indicador de presión de aire, arranque eléctrico, sistema de seguridad para interrumpir el trabajo del motor cuando se tenga baja de presión en el sistema, alta temperatura o cuando la herramienta esté atrapada en el interior del pozo. En el interior de la cabina, a un lado de la consola del malacatero, está el controlador electrónico de profundidad. Este dispositivo recibe la señal a través de un encoder acoplado a las poleas medidoras, y un sensor de tensión colocado en la polea inferior del equipo de control de presión. Muestra en pantalla, en forma gráfica y digital, los valores de tensión y profundidad de la herramienta de fondo. Las dimensiones exteriores de la cabina son 3 metros de largo, 2 metros de ancho y 2 metros de altura. Tiene sobre el techo dos unidades de aire acondicionado de 13 mil BTU alimentados con corriente de 110 volts.

Tipo línea Capacidad

Primera etapa Se deberá efectuar una separación a masa constan-

Longitud Carrete

30,000 pies (9140 m)

Malacate de línea de acero El malacate está formado por un tambor reforzado con capacidad para 7 mil 620 metros (25 mil pies) de línea sólida de 0.108 pulgadas. Se opera con cuatro velocidades, 3 directas y una reversa. Tiene un dispositivo devanador operado manualmente con volante, un dispositivo medidor de profundidad (chairot) con polea de 16 pulgadas de diámetro para línea de 0.092 y 0.108 pulgadas con indicador métrico en la consola del malacatero. El malacate tiene un medidor de tensión hidráulico marca Martin Decker instalado en la consola del malacatero con un rango de 0 a 2 mil libras. Es capaz de trabajar bajo las condiciones mostradas en la tabla 1: Tipos de línea de acero La línea de acero montada en el malacate de la unidad debe soportar medios corrosivos muy agresivos causados por una combinación de dióxido de carbono, sulfuro de hidrógeno y cloruros, acompañada de temperaturas y presiones elevadas, bajo estas condiciones, las características de la líneas se muestran en las tablas 2 y 3.

0.092”

0.105”

0.108”

30,000 pies (9140 m)

30,000 pies

30,000 pies

(9140 m)

(9140 m)

Tensión

Carrete lleno 2,550 libras

2340 libras

2100 libras

2050 libras

Máxima

Carrete vacío 4850 libras

4850 libras

4850 libras

4850 libras

Análisis PVT para el aceite negro (tipo maya) La muestra debe obtenerse en el fondo del pozo. El análisis PVT se efectuará en siete etapas.

0.082”

En la parte trasera del chasis está instalado un mástil de 60 pies de altura con capacidad de levante de 7 mil libras.

Carrete lleno

950

1030

1150

1200

Carrete vacío

500

500

500

500

Velocidad Máxima metros/min Tabla 1

19

Servicios de Apoyo a la Perforación

· Efecto debido a la caída de fluidos pesados dentro de la tubería · Caída de presión por estrangulación, herramientas y jets · Disolución de gas de fluidos de producción · Transporte de calor entre el pozo y la formación CoilLIMITTM

Servicios de Apoyo a la Perforación

pozo, es necesario que se instale en el árbol de válvulas el equipo de control de presión que consta de las siguientes partes: Unidad móvil Cabina de operación Malacate principal Unidad móvil te, a la temperatura del yacimiento para obtener la envolvente. Los parámetros que se obtendrán son los siguientes:

· El módulo de CoilLIMITTM determina los límites de presión y tensión que pueden ser aplicados de una manera segura en la tubería flexible durante un trabajo. · El módulo de CoilLIMITTM calcula la presión de colapso de la tubería flexible. Toma en cuenta la ovalidad, y la máxima carga compresiva antes de que se dañe, incluido el efecto de tornillo. · El resultado es una curva que gráficamente nos muestra los límites de tensión bajo distintas presiones mientras corre dentro del pozo o se está sacando del mismo. Esta gráfica es puesta en la unidad de tubería flexible durante el trabajo.

Segunda etapa

Presión debida a la fricción · Basado en las correlaciones de fricción del fluido, este modelo puede determinar los gradientes de presión y fricción para modelos reológicos como ley de potencia, fluídos newtonianos, plásticos de bingham y espuma. · Este módulo también se usa para la selección de fluidos y de los gastos a utilizar en el simulador del pozo. Limpieza con espuma El módulo de limpieza con espuma determina los gastos y volúmenes de líquido y gas requeridos para alcanzar la presión de fondo y la calidad de la espuma deseada. Con este módulo, Dowell puede calcular rápidamente los parámetros idóneos para asegurar que el equipo y el material sean los correctos para la ejecución del trabajo. II. EQUIPO DE LÍNEA DE ACERO Los servicios que se realizan con la unidad de línea se efectúan cuando el pozo está en etapa de terminación, reparación y/o mantenimiento. Permite operar en los pozos con presión y para que la herramienta de trabajo se pueda bajar hacia el interior del

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Se deberá efectuar una separación diferencial a la temperatura del yacimiento. Los parámetros que se obtendrán son los siguientes: Tercera etapa

Se efectuará un análisis composicional del gas a partir de la separación diferencial para obtener los siguientes parámetros y composición.

Se deberá calcular la viscosidad del aceite y del gas a condiciones del yacimiento. Los parámetros que se obtendrán son los siguientes:

Quinta etapa

Figura 1

Es un chasis FAMSA con dirección hidráulica, modelo F-1521 de 15 toneladas de carga total, su motor es Mercedes Benz OM366LA de 210 H.P. y tiene 5.23 metros de distancia entre ejes. La transmisión es tipo FULLER modelo FS-6105B de 5 velocidades directas y reversa. Para el movimiento del malacate, tiene acoplada una toma de fuerza para una bomba Parkers de pistones de volumen variable de la serie PAVC 65. Todo el sistema hidráulico trabaja a una presión máxima de 3 mil psi y 1800 RPM para un gasto máximo de 31.2 galones por minuto. El sistema eléctrico lo constituye un generador de corriente alterna de 6 kilowatts y un banco de baterías de 12 volts.

Cuarta etapa

Se efectuarán pruebas de separación en etapas simulando condiciones de batería para obtener los siguientes parámetros: Sexta etapa Se efectuará un análisis composicional del gas obtenido de la primera etapa de las pruebas de separación, y se obtendrán los parámetros y composiciones presentadas en la etapa 4.

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Séptima etapa

Antecedentes

Se deberán presentar en forma gráfica los resultados obtenidos en las etapas anteriores.

En diciembre de 1991, se decidió efectuar la operación de fracturamiento hidráulico en el pozo Arroyo Prieto 2-D con el fin de garantizar una buena comunicación entre el pozo y el yacimiento, así como disminuir los fluidos bombeados en las perforaciones durante el fracturamiento. Se redisparó el pozo con pistolas de 20 cargas por metro (CPM), big hole de diámetro de perforaciones de 0.4".

Análisis PVT para gas y condensado La muestra debe obtenerse en la superficie. Los análisis se efectuarán siguiendo el mismo procedimiento de las siete etapas anteriores, bajo las siguientes consideraciones: En la prueba de gas y condensado se sacará una muestra de líquido antes de iniciar la separación a masa constante y se pasará por un proceso de destilación, para conocer la composición del fluido original. En la primera etapa de resultados de separación a masa constante se obtendrá un factor de volumen de gas en (m3 / m3). Análisis PVT para aceite ligero y volátil La muestra debe obtenerse en la superficie. Los análisis se efectuarán siguiendo el mismo procedimiento de las siete etapas anteriores, bajo las siguientes consideraciones: La muestra en superficie se obtendrá de la siguiente manera: se recuperará una muestra en el separador de gas, y otra en el de aceite. Posteriormente se recombinará el gas y el aceite basándose en la RGA que se obtenga al momento de la prueba. Costos

En la primera etapa, en los resultados de la separación a masa constante, se obtendrá un factor de volumen del aceite en (m3 / m3). VI. EJEMPLO DE APLICACIÓN Reporte de operación y evaluación del fracturamiento hidráulico del pozo Arroyo Prieto 2-D

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Análisis nodal

· El valor en el indicador de peso introduciendo y sacando tubería del pozo

Sistema de monitoreo CoilLIFETM · El módulo de CoilLIFETM (vida útil de la tubería) minimiza el riesgo de alguna falla en la tubería

El pozo Arroyo Prieto 2-D fue perforado entre agosto y diciembre de 1991. Se terminó con liner de 5" cementado, se disparó a 4456-4466, con pistolas UJ-2 1/8" 13 CPM fase 60. En febrero de 1992 se tomó una prueba de variación de presión/producción. Se estimó una permeabilidad de 0.09 md, con valor de S=0.68; así mismo se midió un gasto de producción de 2.04 MMPCNGD con estrangulador de ¼". Este gasto, aunque no se midió en condiciones estables, indica en buena medida el potencial de producción del pozo. En el expediente se cuenta con un registro de presión fluyente que reporta una presión de fondo de 510 kg/cm2 con una presión en la cabeza de 347kg/cm2; sin embargo, estos valores carecen de confiabilidad ya que en la bitácora de la prueba se verificó que el pozo fue cerrado horas antes de la toma de información. Lo anterior pudo modificar la condición estable necesaria para este tipo de pruebas; sin embargo, aunque el gradiente no haya sido tomado en condición estacionaria puede ser utilizado para determinar la correlación de flujo multifásico en tuberías que ajustan mejor en el pozo. Después, con el valor de presión en la cabeza a cualquier gasto, se estimó la presión de fondo estabilizada. Con esta base se utilizó un valor de presión de TP de 169 kg/cm2 con estrangulador de un ¼ " y un programa de análisis nodal y se estimó la presión fluyente a la profundidad de los disparos; el valor obtenido fue de 300 kg/cm2. Por medio de la figura 1, gráfica de Hagedorn y Brown, se obtienen las presiones en la cabeza de 347 kg/cm2 y 169 kg/cm2, se puede apreciar cómo para 169 kg/cm2 la presión de fondo a 4 mil 456 m. es de aproximadamente 300 kg/cm2.

para asegurar que se pueda introducir la tubería en el pozo y jalarla para sacarla del mismo. · La base de datos computarizada contiene la historia del carrete. Consiste en las variables en el pozo mientras la tubería flexible pasa dentro y fuera del pozo, que son grabadas en secciones de tubería de 50 pies. Los datos incluyen: · Número de pasadas y presión durante cada introducción en el pozo · El radio en el cuello de ganso · Radio del carrete · Pérdida en el espesor de la tubería debido al ácido · Localización de soldaduras y modificaciones en la longitud · Cambio en el espesor de la tubería debido al efecto de globo Simulador de pozo (WBS)

*Mark of Schlumberger

Figura 11 Gráfica de esfuerzos.

debido a fatiga por los esfuerzos a los que está sometida la tubería flexible. Los datos que alimentan al módulo de CoilLIFETM , provienen de un sistema preciso. Este mantiene una base de datos de los ciclos de presión y un historial de corrosión por ácido para cada carrete por separado. El modelo CoilLIFETM, basado en pruebas de fatiga, calcula el daño en la tubería debido a la presión y a los ciclos a los que ha sido expuesta. · El módulo de CoilLIFETM es usado en cada trabajo

· Todos los trabajos de bombeo con la tubería flexible incluyen el flujo de fluidos en el pozo. El simulador de pozo modela el flujo de líquidos, gases y sólidos en un flujo de tres fases. · El simulador de pozo incluye los efectos de fuga en la formación, flujo de la formación, efecto PVT, temperatura y fricción para segurar que todos los aspectos en el flujo del fluido serán evaluados. · El simulador de pozo optimiza los tratamientos de bombeo a través de la tubería flexible · Este simulador de pozo considera varios procesos físicos que ocurren en el pozo durante las operaciones de bombeo para predecir los constituyentes del fluido, gastos y presiones. Algunos de estos procesos incluyen: · Flujo de la formación y hacia la formación · Remoción de arena en el pozo · Mezclado de fluidos inyectados, fluidos de formación y sólidos

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Servicios de Apoyo a la Perforación

Equipos de soporte para las operaciones de tubería flexible Software CoilCATTM CoilCATTM es un software desarrollado por Dowell. Cuenta con CoilCadeTM, herramienta que provee soporte para un amplio rango de operaciones con tubería flexible. Con el uso del CoilCADETM, Dowell puede llevar a cabo las siguientes simulaciones: 1) Simular las fuerzas que serán aplicadas a la tubería flexible en el pozo. Predice resistencias debido a fricciones y de esta manera, evita pérdidas de tiempo en intervenciones. 2) Lleva a cabo el registro de vida útil de la tubería flexible a través de las operaciones. Previene fallas durante la operación en el pozo. 3) Simula la operación en el pozo. Permite una optimación de los productos que se van a utilizar durante los tratamientos. Los módulos de diseño contenidos en el Software CoilCADETM determinan las presiones de fricción, las calidades de espuma y otros parámetros necesarios para un bombeo efectivo a través de la tubería flexible. El software CoilCADETM combina la experiencia con módulos validados por tecnología de punta y fija los parámetros para el diseño, ejecución y evaluación, DEETM de los tratamientos a través de la tubería flexible (ver figura 10).

L E VA

U AT E

C EXE UTE

ING ES D

Figura 10

El ciclo de diseño, ejecución y evaluación, DEETM, inicia obteniendo toda la información necesaria por parte del cliente, en función del tipo de trabajo. Esta

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deberá incluir geometría del pozo, datos de tuberías, de producción y de yacimiento. Es entonces cuando el ingeniero Dowell utiliza las herramientas disponibles en el software CoilCADETM, el cual hace óptimo el diseño de la operación logrando resultados de manera efectiva, operativa y económica. Los módulos con los que cuenta el software CoilCADETM son los siguientes: Esfuerzos de tubería · El módulo de esfuerzos de tubería permite determinar si la tubería seleccionada para la operación puede alcanzar la profundidad determinada, con seguridad y dentro de los límites operacionales. · El módulo de esfuerzos de tubería verifica que las herramientas utilizadas pasan en todas las desviaciones del pozo y determina los esfuerzos de tensión y comprensión aplicados en la herramienta. (ver figura 11) · El operador de la tubería flexible usa este módulo para verificar que el trabajo se desarrolle de acuerdo con lo planeado. Compara los valores que se predijeron contra los reales en el indicador de peso. Las anomalías pueden ser indicadoras de flujo del pozo o problemas con la tubería. Para determinar estos valores se toman en cuenta los siguientes parámetros:

Figura 1 Ajuste de correlación Hagedorn and Brown.

El Programa PERFORM fue utilizado para realizar el análisis nodal del pozo. A partir de la información de la curva de incremento se calculó un valor de S=0.68 y k=0.09. Los datos de aforos de producción fueron utilizados para ajustar las condiciones de operación del pozo durante las pruebas. Por el poco tiempo de producción que tenía el pozo se empleó el modelo de IPR. La gráfica muestra cómo el análisis nodal reproduce las condiciones reales del pozo; es decir, tasa de producción de gas: 2.04 MMPCNGD y presión de fondo fluyente: 300 kg/cm2, para 0.5 días (curva azul). También se observa como la producción se estabilizaría en 1.5

MMPCNGD una vez alcanzada la condición estable (Pseudo Steady State curva negra). En la figura 2 del análisis nodal se aprecia la marcada diferencia entre el punto de operación actual con 10 m. disparados (2.0 MMPCNGD con Pwf=300 Kg/cm2 durante la prueba) y el punto de operación teórico si se ampliara el intervalo (2.8 MMPCNGD con Pwf=300 Kg/cm2). Dicha diferencia está asociada al efecto del daño por penetración parcial calculado por PERFORM, ya que el pozo estaba disparado en sólo 10 m. de 25 m. totales de espesor de formación. La curva amarilla representa el po-

· · · ·

Propiedades del acero de la tubería Fricción en el stripper Tensión en el carrete Densidad de los fluidos dentro de la tubería flexible y en el espacio anular · Diámetro de tuberías de revestimiento, así como profundidad y peso · Presiones de circulación en la cabeza · Tensión y compresión en las herramientas Los resultados incluyen los siguientes valores: · El esfuerzo máximo mientras se introduce la tubería al pozo y cuando se saca del mismo · El esfuerzo máximo que se puede aplicar con seguridad a la tubería flexible · El peso o tensión que se requiere para introducir o sacar la tubería y cumplir con los requerimientos de trabajo de la herramienta que se va a utilizar

Figura 2 Reproducción de las condiciones reales del pozo.

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tencial teórico del pozo, en ausencia de daño mecánico bajo terminación en agujero descubierto. Es importante remarcar que la diferencia en producción entre las curvas y el valor del daño (skin) medido en la prueba (0.8 MMPCNGD de diferencia con apenas S= 0.68), se debe a que el programa de análisis nodal supone comunicación vertical homogénea a lo largo de los 25 m. del yacimiento. Esto no es del todo cierto en el Arroyo Prieto 2-D, ya que en el registro de litología se aprecia un alto grado de laminación en el intervalo y, por ende, en la baja permeabilidad o comunicación vertical que debe existir; de allí que en la prueba de incremento no se haya medido un daño considerable, aun cuando el pozo sólo está disparado en un 40 por ciento de su espesor total.

muestra los diferentes potenciales de producción obtenidos para varias longitudes de fractura. Como se esperaba, por tratarse de un yacimiento de baja permeabilidad, lo más recomendable es una fractura lo más larga posible. Un valor de Xf= 170 m. resultó el más apropiado, y fue tomado como base para el diseño. En la figura 3 se muestra también el mejoramiento en la capacidad de producción del pozo después del tratamiento hidráulico para diferentes geometrías de fractura, con longitudes de 190, 130, 80 y 50 m. y un espesor de fractura de 0.1 pulgadas; como ya se mencionó, dichos datos fueron obtenidos del simulador FracCADE. En la figura 4 se presenta la curva de producción actual del pozo, así como diferentes

dos. Así, el ingeniero o supervisor de servicio puede realizar un monitoreo preciso de la operación en todo momento. Sistema CTSI TM El Sistema CTSITM consta de una computadora instalada en la cabina de la unidad de tubería flexible. Ahí se recibe toda la información proveniente de los sensores colocados en la unidad para el monitoreo de la operación posterior. El ingeniero

de campo puede recuperar la información conectando su computadora en una unidad de disco floppy para un reporte inmediato en el lugar de trabajo, (ver figura 10). Los sensores de la unidad de tubería flexible están distribuidos en los componentes del equipo. Permiten el registro en tiempo real y de memoria de todos los parámetros importantes de las operaciones, los cuales son vitales para el desarrollo y evaluación de las mismas.

Justificación técnica de la fractura La condición de yacimiento de baja permeabilidad verificada en el Arroyo Prieto 2-D, demostró que la alternativa lógica para mejora la producción del pozo sería un fracturamiento hidráulico. Datos representativos del yacimiento y del pozo se introdujeron en el simulador de fracturas FracCADETM para calcular características geométricas de una fractura en el pozo; los valores de largo, ancho y permeabilidad de fractura se trabajaron en el PERFORM para estimar el potencial del pozo después del fracturamiento. También se realizó un cálculo de longitud óptima de fractura. La figura 3

Figura 3 Longitud óptima de fractura.

Figura 10 Sistema de monitoreo CTSI en las unidades de tubería flexible Dowell. Figura 4 Comportamiento de producción a diferentes presiones del cabezal

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15

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je del carrete de tubería flexible en posición bastante baja, además del ingenioso método de instalar la cabeza inyectora utilizando estructura fija que elimina la necesidad de grúa y acelera el proceso de montaje del equipo sobre el árbol de pozo. En la figura 9 se ejemplifica el tipo de cabina de control avanzado. Se observa la gran diferencia con re-

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importantes pues no pueden ser monitoreados por ningún otro instrumento. Cabina de control equipada con el instrumental necesario para la operación y control de los componentes de la unidad, la cual cuenta con el equipo electrónico necesario. CTSITM para registrar en tiempo real y almacenar en memoria los siguientes parámetros: a) Presión de circulación b) Presión de pozo c) Gasto de circulación d) Volumen acumulado de fluidos bombeados e) Indicadores de peso y de tensión de la tubería flexible f) Velocidad de ascenso o de descenso de la tubería flexible g) Profundidad alcanzada por la tubería flexible Estos componentes se encuentran conectados a la computadora ubicada en la cabina, la cual despliega los valores de los parámetros anteriormente menciona-

Figura 8. Tubería Flexible Express.

Software hoy en día En la actualidad, los programas informáticos han significado un enorme progreso en el monitoreo de los parámetros de trabajo.

14

Se desconoce en qué medida se podrá obtener la geometría diseñada, aunque sería conveniente realizar un análisis económico considerando condiciones finales de producción tanto optimistas como conservadoras. En la figura se aprecia que un valor conservador sería 4.5 MMPCNGD para una fractura corta, con una presión en cabeza de 169 kg/cm2. Un valor optimista estaría alrededor de 6.0 MMPCNGD si se lograra una fractura de más de 190 m. y si se puede operar el pozo con una presión en la cabeza de 50 kg/cm2. Ampliación y redisparo Como ya se planteó, se podría obtener un incremento de un 40 por ciento si el intervalo se ampliara de 10 a 25 m.; sin embargo, es importante resaltar que en el registro de resistividad se aprecia, a 4 mil 407 m., un intervalo saturado de agua. Esto, lógicamente, representa un riesgo si se decide efectuar el tratamiento de fractura por la factibilidad de una comunicación de la zona de interés con el intervalo invadido; es obvio que la posibilidad aumenta si se amplía el intervalo a 25 m. Por otra parte, no existe una clara definición sobre las propiedades mecánicas de intervalo ni de su estrato suprayacente (de 4 mil 425 a 4 mil 445 m.) el cual se espera sirva de sello para contener la fractura dentro de la zona de interés. Por esta razón, a fin de disminuir la probabilidad de comunicación con la zona invadida, se recomienda no ampliar el intervalo disparado. Es importante destacar que todos los cálculos de potencial de producción fueron realizados con un espesor disparado de 10 m.; es decir, sólo redisparando el intervalo actualmente abierto.

lación a las cabinas utilizadas hoy día, pues los controles del equipo son hechos predominantemente a través de "Joy-Stick", y todos los medidores de presión, gasto, peso, profundidad están concentrados en una pantalla principal. Los controles de unidades de bombeo y de nitrógeno están en la misma cabina de control.

Más adelante se presenta el sistema CTSI TM , CoilCATTM, que ha permitido un gran avance en el proceso de registro y monitoreo de parámetros de trabajo de tubería flexible. Este sistema no sólo permite registrar y monitorear parámetros de trabajo tradicionales tales como presiones, profundidades y pesos, sino también genera resultados calculados en tiempo real por computadora, sobre la vida de la tubería flexible bajo fatiga. Tales resultados son muy

curvas de outflow (curvas de demanda del aparejo de producción), para diferentes presiones de cabezal (169, 150, 100 y 50 kg/cm2). Se realizó un análisis de sensibilidad tomando como parámetro el largo de fractura, para estimar el rango de producciones esperadas después del tratamiento. Si bien se está diseñando para un largo óptimo de fractura de 170 m. también es una realidad que en ese campo no existen estadísticas de comportamiento del yacimiento ante este tipo de tratamientos.

Figura 9 Cabina de nueva generación.

El análisis nodal indica que un incremento de 0.8 MMPCNGD se obtiene cuando se aumenta el intervalo de 10 a 20 metros. Dicha consideración se debe

tomar en cuenta, tanto si se decide fracturar o no el pozo, pues es lógico suponer que la fractura estará más propensa a migrar a la zona invadida si se amplía el intervalo. La opción más recomendable, en caso de ampliar el intervalo, sería no fracturar el pozo y producirlo con el reductor óptimo tomando en consideración el estado del cemento y la cercanía de la zona de agua. Ante esta situación, no sería preciso reparar la cementación del pozo, y sólo se utilizaría una pluma para la ampliación y el redisparo. Cuando exista baja permeabilidad de la zona se recomienda utilizar pistolas de alta penetración. En los anexos se muestran los resultados del simulador SPAN, al utilizar las pistolas PIVOT de Schlumberger 180 grados fase, con las que se obtiene una penetración efectiva total de más de 8 pulgadas; dichas pistolas tienen un diámetro de 1 11/ 16", por lo que se pueden correr a través del aparejo de 2 7/8 del pozo. Valor presente neto y tiempo de pago La predicción de producción obtenida del PERFORM fue utilizada como insumo en el programa ECONOMICS para la evaluación económica de la fractura, adicionalmente se consideraron las premisas utilizadas por PEMEX para proyectos de explotación validas para el periodo 97-98. La tabla 1 muestra el escenario económico para el rango de producciones esperada después del

Figura 5 Incremento de producción contra tiempo

tratamiento, se tomó como producción base antes de la fractura 1.4 MMPCNGD producidos por el pozo con reductor de ¼ " y una inversión total de 460 mil dólares, lo que incluye el costo de la fractura más alguna otra intervención adicional (movimiento de equipo, redisparo, etcétera.) En la figura 5 se muestra cómo la rentabilidad del tratamiento varía desde un valor presente neto de 730 mil dólares, si sucede el caso conservador y pe-

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simista, esto es que la fractura no tenga la geometría esperada (Cf < 80 m.) en cuyo caso sólo se incrementaría la producción a 1.5 MMPCNG a 4.4 MMPCNG hasta un valor de 1 millón 328 mil dólares, si la fractura tuviera las dimensiones calculadas por el FracCADETM; es decir, Xf > 130 m., en cuyo caso se separaría un ganancial de 4.6 MMPCNG; es decir, una producción de 6.0 MMPCNGD. Es importante destacar que este análisis económico fue realizado suponiendo que la fractura será contenida dentro de la zona de interés y no migrará hacia el intervalo invadido.

de la presión hidrostática. Esto permitió incrementar paulatinamente el gasto de bombeo hasta alcanzar el gasto de fractura planificado de 14 bpm. A 14 bpm se inició la prueba de Step Down. Una vez estabilizada la presión de bombeo en 9 mil 900 psi se inició el descenso escalonado manteniéndose en cada etapa hasta lograr la estabilización de la presión de bombeo. Los valores de presión de bombeo obtenidos en cada etapa a diferentes gastos se explican en la figura 6.

Cementación primaria El registro de cementación del pozo muestra una mala calidad en la cementación del liner de 5", por lo que se debe considerar la opción de intervenir el pozo para reparación de cementación primaria antes de la factura. Esto, obviamente, incrementa la inversión agregando un margen de riesgo debido a la cercanía de la zona invadida. El registro radioactivo indicó que el cemento podía soportar las presiones diferenciales esperadas. De la terminación se verifica que la tubería de producción del pozo es de 2 7/8" por lo que se deben esperar altas presiones debido al gradiente friccional; sin embargo, dicho problema puede solventarse utilizando un protector de árbol. DataFRACTM Ejecución del DataFRAC

TM

Al abrir el pozo, se registró una presión en cabeza de 6 mil 500 psi. Se estima que el pozo se encontraba lleno de gas y de algún condensado. El DataFRACTM se inició con el bombeo de 106 Bbls de fluido de fractura WF-240, volumen que corresponde con la capacidad del pozo calculada hasta el tope de los disparos. El llenado del pozo se realizó a bajo gasto, iniciando con 2 bpm y con especial cuidado con la presión de superficie. Hay que evitar que se sobrepase la presión máxima de trabajo pautada (12 mil psi) y de igual manera prestando atención a la presión de ruptura de la formación, la cual se registró aproximadamente a 10 mil 100 psi con 4 bpm. A medida que se fue llenando el pozo la presión de bombeo disminuyó debido al aumento

32

1944

Remosión de Depositaciones y Pesca dentro de Tubería

Figura 6 Presión contra gasto Step Down

El Step Down finalizó cuando se habían bombeado 194 bbl de gelatina WF-240 y se realizó un paro instantáneo para observar el ISIP el cual fue de 6 mil 720 psi, que corresponde con 13 mil 120 psi en el fondo. Con este ISIP se calculó una aproximación del gradiente de fractura; es decir, un límite superior que es de 0.90 psi/pie. En seguida, por 25 minutos, se monitoreó la declinación de presión para observar el cierre de la fractura creada y usar esa declinación para el cálculo del gradiente de fractura. El siguiente paso fue realizar la prueba de calibración donde se bombearon 165 Bbls de gelatina WF240 a 14 bpm con una presión promedio de 9 mil 800 psi. Junto con este fluido se inyectó trazador radioactivo para luego correr un registro spectra scan que nos indicaría la altura de fractura creada. El fluido con trazador se desplazó hasta el tope de los disparos con 106 Bbls de la misma gelatina de fractura para no tener cambios en la fricción del fluido. Al finalizar el desplazamiento se realizó un segundo paro instantáneo y se registró un segundo ISIP de 7 mil psi que corresponde a una presión de fondo de 13 mil 400 psi. Se pudo calcular un límite superior del gradiente de fractura de 0.91 psi/pie. Este valor de ISIP difiere del primero debido a que el paro fue realizado a un gasto mayor. Luego del paro se monitoreó la declinación de presión la cual se usaría para determinar

Terminaciones de sartas de velocidad

1990

1991

Completación sartas de Inyección de gas

Primera Perforación Comercial 1500 ft pozo de gas

1985

1988 Monitoreo de Fondo en tiempo real

Pruebas de Perforación con T.F.

1968

1976

Registros con T.F.

PLUTO

1962

1964

Acidificación a tráves de T. F.

Operación

Comercialización de CTD vuelve a ser considerado

1992

Figura 7 Aplicación de la evolución de T. F.

que Dowell llama de TF Express. Estos esfuerzos están dirigidos en varios sentidos, uno de los cuales es proporcionar equipos más fáciles de montar, desmontar y hacerlo en un tiempo más corto. Otros puntos son: disminuir la altura total del equipo, reducir su peso total , hacer la cabina de control más ergonómica y permitir un mayor control de la operación por parte del supervisor del trabajo. Naturalmente este concepto no es universal; es decir, este tipo de equipo se destina a una gran parte del mer-

cado, en donde los árboles de pozo son más bajos y las profundidades de los pozos no son muy elevadas; sin embargo, es muy importante continuar con el desarrollo de equipos más adecuados a las realidades. Sin duda, debido a sus ventajas, algunos de estos conceptos podrán tornarse universales en el futuro; por ejemplo los controles ergonómicos. En la figura 8 tenemos un ejemplo de TF Express en donde se pueden apreciar la cabina integrada al propio tractor del remolque, que permite un monta-

13

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contener o resolver una condición de emergencia. Schlumberger Dowell siempre ha trabajado activamente con sus proveedores en el área de desarrollo

de equipos de tubería flexible y en este momento está tomando una posición y participación aún más activa en el área. Un nuevo desarrollo importante es lo

1944

Primera inyección de cable

1948-51

1961

Sistema antirotación de cadenas

Unidades Hydra-Rig, Otis y Uniflex introducidas

Figura 7 Parámetros del bombeo del DataFRACTM

En seguida, a partir de la primera declinación de presión luego de haber realizado el Step down, se determinó la presión de cierre de la forma-

Desarrollo de la Cabeza Inyectora de rueda

Stripper de ventana es Introducido

Cabezas Inyectoras con Capacidad de 40, 60 y 80 K son introducidas

1993

1994

Figura 6 Evolución del equipo de tubería flexible

12

Brown y Esso utilizan un inyector de 3/4’’ ¾

1991 1990-93

Sistemas de Introducción en pozos vivos

Con los puntos estabilizados se realizó una gráfica de presión contra gasto que mostró un comportamiento recto que indica que la fricción en los disparos es mínima, y no existe ningún problema de tortuosidad entre los disparos y el plano de la fractura creada, tal como se observa en la figura 8.

1988 1990

5000 & 10000 psi Quad BOPs

El sistema Bowen es utilizado en submarinos

1978 1985

Preventor Tipo Combi introducido

La prueba de Step Down se usó para determinar la fricción a nivel de los disparos y la fricción causada por tortuosidad en las cercanías del pozo. Para ello se elaboró una gráfica de la presión de superficie contra el gasto variable; la presión usada fue la estabilizada al final de cada una de las etapas.

1967-78

1975-76 Brown y Uniflex dejan de fabricar

Análisis de DataFRACTM

1962

1964 Unidades Bowen 5M y 8M

Operación PLUTO

la presión de cierre de la fractura, la eficiencia del fluido, altura de fractura y módulo de young. La declinación se registró durante 50 minutos y al cerrar el pozo la presión en cabeza era de 4 mil 700 psi continuando en descenso. La figura 7 es la gráfica de los parámetros de bombeo registrados durante el DataFRACTM.

Armado Automático de herramientas de fondo

Figura 8 Determinación de fricción en la vecindad del pozo

33

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ción para calcular el gradiente de fractura. La presión de cierre determinada fue de 12 mil 954 psi a partir de la gráfica de presión de fondo contra la raíz cuadrada del tiempo total, figura 9. El gradiente de fractura fue de 0.885 psi/pie.

tabilización de la presión al momento que se alcanzan las barreras y luego un ligero incremento de la presión de bombeo indicando la propagación. Esto se puede observar en la gráfica de presión neta de Nolte Smith, figura 10.

1944

Primera T.F. 1.31X50 ft soldada a tope

1962

Pressure vs. Rate Plot 1964 3500

Tubería de 1 pulgada

Unidad Canadiense utilizando sarta de aluminio de 2 3/8”

2000

Material de 70 ksi de rendimiento

1000 500

4

8

12

16

Tubería de 1 ½”

La prueba de calibración se llevo a cabo para determinar varios parámetros importantes para el rediseño de la fractura: presión de cierre, eficiencia del fluido, altura de fractura, módulo de Young, geometría de fractura, modelo de fractura, etc. Durante el bombeo de los bls de WF-240 en la prueba de calibración se observó al inicio un descenso de la presión de bombeo que indica el crecimiento vertical de la fractura, seguido por una es-

34

Sqrt Total Falloff Plot

L1-E

13500

Tubería de 2 3/8” y 2 7/8” de OD

13000

Ductos Hidráulicos instalados en las sartas

12000

11500

Líneas de flujo de 4 ½ in

L2-E

Tubería de 2”

1990 Tubería de 3 ½” con sistema gas lift pre instalado

1993 1995

L1-S

Tubería de 1 ¾”

1989

1992

12500

Sarta de tubería fabricada en longitudes de 3000 fts

1986

1990

L2-S

Tubería de 1 ¼”

1980

1988 Sarta continua con soldadura transversal

Unidad Canadiense utilizando sarta de tubería 2 3/8”x42

1977

1983

Figura 9 Presión de fondo contra raiz cuadrada del tiempo

Pc: 12 mil 954 psi (0.885 psi/pie)

1976

1978

1500

Primera T.F. continua (1/2” y ¾ ” x longitudes de 2000 ft)

1970

3000 2500

Operación PLUTO tubería 3.35” x 20 ft soldada en tramos de 4000 pies de longitud

Sartas de TF fabricados con material 80 ksi

1995

Figura 5 Desarrollo del material utilizado para sartas de T. F. 11000

4

5

Figura 10 Gráfica de presión neta.

6

7

8

menos que se encuentren condiciones no planeadas durante la operación. Nota: Los planes de contingencia no deben ser con-

fundidos con respuesta de emergencia. Éstas son acciones rápidas e instintivas ejecutadas por el operador de la unidad de tubería flexible para prevenir,

11

Servicios de Apoyo a la Perforación

En consecuencia, las aplicaciones de tubería flexible son llevadas a cabo con la colaboración y el esfuerzo conjunto de dos o más compañías de servicio. En tales circunstancias, habilidades de buena comunicación y trabajo en equipo son necesarios para lograr una operación exitosa. Uno obvio, pero frecuentemente sobrepasado, es el de asegurar que metas, que los objetivos de operación, estén claramente definidos. Lo anterior encauza a las organizaciones y a las personas a mirar hacia un objetivo común en lugar de pensar en lo individual. Las ventajas únicas ofrecidas por el uso de tubería flexible son, por ejemplo, seguridad de operación en pozos con presión, flujo y/o pérdida, circulación continua y conexiones eléctricas con la herramienta de fondo, beneficios que no pueden obtenerse por ningún otro medio de intervención de pozos (por ejemplo, equipo de reparación, unidades de snubbing, cable eléctrico). En el desarrollo de las aplicaciones de tubería flexible, estas características han sido aplicadas principalmente de dos formas. Los primeros esfuerzos fueron encaminados en adaptar la tecnología existente para ser utilizada con tubería flexible; por ejemplo, utilizar la tubería flexible para empujar herramientas de registros a través de pozos desviados. Sin embargo, el desarrollo de tecnología más reciente combina dos o más características de la tubería flexible y las incorpora para la aplicación de sistemas específicamente diseñados con este fin. Así se hace en la perforación bajo balance con telemetría de cable eléctrico y control del sistema o en tratamientos de estimulación realizados con un sistema de adquisición de datos de presión de fondo y temperatura en tiempo real. El perfil y configuración de los pozos de gas y aceite han cambiado significativamente a través de la relativamente corta historia de la tubería flexible. Por ejemplo, pozos altamente desviados y horizontales son comunes ahora, las terminaciones son especialmente configuradas con la intención de utilizar este tipo de tubería en futuras operaciones; muchas

10

actividades de intervención requieren de un control de profundidad muy preciso. Por lo tanto, es comprensible que las aplicaciones rutinarias de tubería flexible hayan cambiado. Tales cambios son evidentes no sólo en cuanto al equipo, herramientas y programas de cómputo, sino también en el diseño y metodología aplicadas en la preparación y ejecución de las modernas operaciones de tubería flexible. La importancia de un adecuado y preciso diseño de operación ha sido valorado, así como los beneficios de un procedimiento operativo comprensible. Éstos incluyen, también, cómo verificar que el equipo y el personal estén preparados para realizar la operación de acuerdo con el diseño. Con el incremento en la demanda de operaciones de tubería flexible ha sido también extremadamente importante que dicho personal esté bien capacitado, que se verifique como competente para las tareas que ha de llevar a cabo. Mientras este razonamiento tiene sus bases en los aspectos de control de pozo y de seguridad, la complejidad de las modernas operaciones de tubería flexible y las implicaciones de un incidente durante la operación a menudo demanda que el entrenamiento durante el trabajo no sea una opción factible.

La segunda declinación de presión registrada luego del bombeo de la prueba de calibración, se usó para determinar la presión de cierre y corroborar el valor obtenido de la primera declinación. Para esto se empleó la gráfica de la figura 11 de presión de fondo contra la función G (función del tiempo de cierre). Se encontró el cierre a 12 mil 978 psi, en donde se interceptan las dos rectas tangentes. A partir de esta presión de cierre se calculó el gradiente de fractura en 0.887 psi/pie.

Pc: 12 mil 978 psi El análisis de DataFRACTM indicó que la altura de la fractura creada fue de 13 metros. Esta altura fue corroborada con el registro de rayos Gamma (Fig. 14). Este valor de altura de fractura calibró con un modelo de Young de 4.7 millones psi, valor bastante razonable para arenas a profundidades mayores a 4 mil m. La eficiencia del fluido fue determinada en 0.19, un poco más baja de lo esperado, aunque esta disNolte Smith Plot

BHP- Pc

10000

(BHP- Pc)(psi)

anterior, aunado a la facilidad de utilizar avanzadas computadoras para monitorear los parámetros durante el trabajo, ayuda al operador a completar el tratamiento requerido. Sólo combinando exitosamente fluidos y herramientas con la adecuada aplicación del servicio de tubería flexible pueden obtenerse un servicio completo.

Servicios de Apoyo a la Perforación

1000

L1-E

L1-S

1

10

Figura 11 Presión de fondo contra función G .

Seguridad y contingencia Actualmente, el equipo y técnicas empleadas en casi todas las operaciones de tubería flexible se encuentran inmersas en un proceso de seguridad, que es el punto más importante. En este contexto, la seguridad está considerada en alguna de estas cuatro áreas: · Seguridad del pozo/control de presión · Personal · Equipo · Medio ambiente No se ha intentado dar prioridad a ninguna de estas áreas. En cada una de ellas, la seguridad debe ser analizada de manera adecuada durante la planeación y ejecución de cada operación. Una parte vital de cualquier proceso de planeación de una operación tiene que ver con los planes de contingencia, los cuales están enfocados a minimizar el tiempo de respuesta. Los planes de contingencia proveen un medio de referencia para cualquier eventualidad razonablemente predecible, a

Pc: 12978 psi (0.887 pis/pie) Los valores de presión de cierre, obtenidos de las dos declinaciones de presión, resultaron bastante similares por lo que se utilizaron para calcular la eficiencia del fluido y la altura de fractura calibrada con el modulo de Young. Para el cálculo de la eficiencia del fluido se usó la gráfica de la declinación de presión de fondo contra la función G, trazando una recta con la misma pendiente de la declinación de la presión mientras la fractura se encontraba abierta y la gelatina de fractura se filtraba a la formación; a partir del valor de la pendiente de la recta se calculó la eficiencia del fluido. Esta recta, que se usó para el cálculo de la eficiencia, simula la declinación de la presión desde el ISIP hasta la presión de cierre, ver figura 12, momento en que la fractura creada se cierra por completo. La presión de cierre usada fue 12 mil 978 psi, determinada en la segunda declinación.

minución se explica por la mayor permeabilidad que al parecer tiene la formación. A continuación se presentan los resultados del análisis del DataFRACTM que utilizó el software FracCADETM, ver figura 14. Finalmente se presentan algunos de los parámetros más importantes determinados en la prueba de DataFRACTM que serán usados para el rediseño de la fractura. Parámetros: Presión de cierre: 12978 psi Gradiente de fractura:

0.887 psi/pie

Tiempo de cierre: 6.1 min Altura de fractura: 13 mts. Módulo de Young 4.7 E6 ps Coeficiente de pérdida: 1.2 E-3 pie/min. 0.5

35

Servicios de Apoyo a la Perforación

Servicios de Apoyo a la Perforación

Pressure [ Rng.4 ]

Bottom Hole Pressure (psi)

13500

L2-S

pectos y preocupaciones fueron identificados y se han mantenido válidos hasta hoy. Por ejemplo, la debilidad inherente asociada con la soldadura de campo como resultado de la influencia de la fatiga.

G-Function Plot

L1-S

13000

12500

12000

L2-E

11500

11000

L1-E

0

1

2

3

G-Function Figura 12 Prueba de calibración-declinación de presión.

Presión de cierre: Gradiente de fractura: Tiempo de cierre: Altura de fractura: Módulo de Young Coeficiente de pérdida: Purt: Eficiencia del fluido:

Purt: 0.5 gal/100 ft2 Eficiencia del fluido:

12,978 psi 0.887 psi/pie 6.1 min 13 mts. 4.7 E6 psi 1.2 E-3 pie/min. 0.5 0.5 gal/100 ft2 0.19

0.19

Fractura principal Diseño de fractura Una vez analizado el DataFRACTM se rediseñó el programa de fractura basado en los resultados. El programa original se modificó debido a que el registro de rayos Gamma corrido para determinar la altura de fractura mostró 13 metros de altura. Con base en estos resultados se rediseñó la fractura manteniendo como longitud de fractura apuntalada efectiva 176 m y un ancho apuntalado promedio de 0.10 pulgadas.

36

El diseño contemplaba 12 mil galones de gelatina YF-645LT como colchón y 16 mil300 de la misma gelatina para colocación del agente sustentante, 83 mil 200 lbs de Carboprop 20/40 y el desplazamiento con 4 mil 368 galones de gelatina lineal WF240. En la figura 16 se puede ver la geometría de la fractura y el programa de bombeo. Longitud de fractura apuntalada 235 m. Longitud de fractura efectiva: 176 m Ancho promedio apuntalado: 0.099 pulg. Conductividad promedio 1728 md. Ft. Fcd promedio: 24.9 Presión neta: 1534 psi Eficiencia: 0.477 Debido a la variación de la altura de fractura se realizó un diseño para 14 metros de altura y se obtuvo la misma penetración y ancho del diseño original. Esto provocó una disminución, tanto en los volúmenes de fluido, como en la cantidad de arena, respecto al diseño original; de esta manera se disminuyó la cantidad de arena de 107 mil lbs propuestas originalmente a 83 mil 200 lbs. A continuación se anexan las secciones más importantes del diseño de la fractura. Sección 1.- Programa de fractura apuntalada

Sin tomar en cuenta las ventajas técnicas de la tubería flexible, en cuanto a su composición química y de diseño, una sarta de este tipo deberá ser tomada como producto de consumo, con una vida útil limitada. La demanda de la sarta de tubería flexible recae en la confiabilidad y predictibilidad en su desempeño. Esto es un parámetro crítico dado que las operaciones deben llevarse a cabo dentro de un rango de seguridad operativa. Si se considera que varias propiedades de la sarta son de efecto contradictorio, sus requerimientos son típicamente determinados como un compromiso con las especificaciones del material químico utilizado (metalúrgico) y las propiedades físicas del mismo. Por ejemplo, un material que cuenta con un alto grado de resistencia a la corrosión tiene una resistencia menor a la fatiga. La confiabilidad de los servicios de tubería flexible que se usa en la actualidad se debe a la aplicación y al esfuerzo que se realizó sobre el control del comportamiento de la tubería a través de su vida útil. Esto se basa en un entendimiento de los parámetros que influyen en el desempeño de una sarta y en el desarrollo de procedimientos diseñados para el control y monitoreo de los efectos resultantes. Por ejemplo, la corrosión y la fatiga pueden reducir de manera significativa la vida útil de la tubería al igual que su confiabilidad (predictibilidad). Mediante el registro de los parámetros que influyen dichos mecanismos, un sistema eficiente de manejo de la sarta no necesariamente puede prevenir la fatiga y la corrosión, pero sí proveer una forma de contabilizar los efectos con el fin de mejorar la confiabilidad de la sarta y de su servicio.

ble debido a su diseño, que día con día permite mayor grado de flexibilidad en su aplicación, según las condiciones de trabajo. Con el incremento global del mercado de la tubería flexible, y la mayor aceptación de los servicios especializados, el uso de equipo estándar se ha vuelto más común. Elementos principales para la ejecución de diseño de un trabajo Las funciones básicas requeridas para el equipo de tubería flexible han permanecido por largo tiempo tal como fueron establecidas en los primeros servicios. Por ejemplo, introducir la tubería, sacar la tubería, mantener la seguridad del pozo. Sin embargo las condiciones bajo las cuales actualmente se llevan a cabo son considerablemente diferentes. Las modernas sartas de tubería flexible tienen diámetros mayores (OD), y son más pesadas y más largas; son trabajadas en pozos más profundos, con mayor temperatura y mayor presión en la cabeza. Aunado a lo anterior, el pozo puede estar desviado, con sección horizontal, y en algunos casos, tener ambas combinaciones. Aplicaciones de Tubería Flexible Muchas aplicaciones modernas requieren de una tolerancia precisa conforme aumenta la profundidad y requiere la aplicación de fuerzas extremadamente controladas en el fondo del pozo. También necesitan herramientas de fondo; el equipo que provee información en tiempo real se utiliza rutinariamente.

Equipo de tubería flexible

Cada uno de los factores mencionados han sido analizados por fabricantes y diseñadores de equipo. El resultado es un eficiente, pero complejo equipo, el cual requiere habilidades operativas bastante más complejas que las que históricamente se habían considerado como adecuadas para una operación segura de tubería flexible.

Aparentemente, los equipos actuales de tubería flexible tienen gran similitud con los diseños realizados en la década de los 60. En realidad, a partir de entonces, las "áreas débiles" han sido mejoradas. Los factores o parámetros que influyen en la calidad del servicio se han ido identificando y mejorando mediante la implementación o modificación de los diseños de los equipos. Existe preferencia por equipo "genérico" o estándar de las unidades de tubería flexi-

Uno de los avances más importantes en el diseño y operación de este equipo ha sido la introducción de programas en computadora, así como equipo de monitoreo y registro. Refinados modelos de computadora pueden predecir con precisión las fuerzas que se ejercerán sobre la tubería flexible bajo las condiciones de pozo y operación que se va a efectuar. Además, el comportamiento de los fluidos de tratamiento y del pozo pueden ser modelados. Lo

9

Servicios de Apoyo a la Perforación

Servicios de Apoyo a la Perforación

Decline Data Derivative

Pressure + Offset

La mayoría de las sartas de tubería flexible es construida en baja aleación de acero de alta dureza, el cual forma una tubería de altas especificaciones con las propiedades químicas, físicas y geométricas deseadas. Aunque se están desarrollando compuestos de materiales, aleaciones especiales y una tubería basada en fibra de vidrio. Mejorar la confiabilidad

13500

P1 Pc

13000

1400

ISIP

1200

Pc 1000

ADQUIRIR LOS DATOS PARA EL DISEÑO DEL TRABAJO ( i ) Yacimiento ( i i ) Aparejo ( i i i ) Localización / sitio de trabajo

12500 800 12000 600 11500

SELECCIONAR EL TRATAMIENTO ( i ) Fluidos ( i i ) Herramientas Fluidos

Para la preparación de este manual, se han utilizado varios escritos técnicos, artículos y referencias similares. La publicación de ejemplos históricos y experiencias en el campo son tomadas en cuenta como una contribución de valor para la aceptación genérica de la tecnología de la tubería flexible.

8

11000

(i) Equipo de T.F ( i i ) Equipo de Control de Pozo ( i i i ) Equipo Especializado

REALIZAR EL TRATAMIENTO

Figura 4 Operaciones con T.F. elementos principales para la ejecución de diseño de un traba-

· Sarta de Tubería Flexible · Equipo de Tubería Flexible · Aplicaciones de Tubería Flexible · Planeación de Seguridad y Contingencias · Apéndices

400

SELECCIÓN DE EQUIPO

PREPARAR PLANES Y PROCEDIMIENTOS (i) Procedimientos Normales de Operación ( i i ) Plan de Emergencia ( i i i ) Planes de Contingencia Los elementos y componentes identificados previamente proveen un contenido y estructura base para este manual, el cual es compilado en cuatro secciones distintas y apoyado por información suplementaria en los apéndices.

Derivative (psi)

DETERMINAR LOS OBJETIVOS DEL TRATAMIENTO

La sarta de tubería flexible

Pressure (psi)

La variedad de las aplicaciones, configuraciones del equipo y las condiciones operacionales indican que no existe un proceso de planeación y diseño estándar. Sin embargo, existen elementos en la planeación y el diseño que pueden ser aplicados para cada tipo de operación. En la figura 4 la ilustración identifica los elementos principales de diseño y planeación de un trabajo que puede considerarse como un típico procedimiento para cualquier operación de este tipo.

de las sartas de tubería flexible es un prerrequisito necesario para la aceptación de estos servicios para pozos. Los procesos de manufactura y de aseguramiento/control de calidad pueden dar un buen servicio con un correcto grado de predicción en función de los requerimientos del cliente (típicamente el proveedor del servicio de tubería flexible). Como ya se mencionó la tubería flexible o línea de tubería fue desarrollada durante la Segunda Guerra Mundial con el fin de proveer combustible para la invasión de fuerzas posterior a la llegada a Normandía. El proyecto PLUTO (Pipe Line Under The Ocean-Línea) es el origen de la T.F. Si bien las propiedades físicas, químicas y de manufactura son muy diferentes en la actualidad, en comparación a las del proyecto PLUTO, varios as-

0

1

2

3

200

G Function Figura 13 Registro de rayos Gamma para determinar la altura de fractura.

Programa de bombeo

Ejecución de la fractura

Programa de bombeo para alcanzar una longitud media de fractura de 235.4m con una conductividad (kw) promedio de 1728 md-pie.

La fractura principal se llevó a cabo el 12 de diciembre de 1998.

Sección 2.-Simulación de la fractura apuntalada Resultados de la simulación computarizada de la fractura apuntalada usando el medelo seleccionado: Longitud de fractura apuntalada

235 m

Longitud de fractura efectiva

176 m

Ancho promedio apuntalado

0.099 pulg

Conductividad promedio

1,728 md. Ft

Fcd promedio

24.9

Presión neta

1,534 pis

Eficiencia

0.477

Figura 14

Gráficas que describen las características de la fractura diseñada:

La fractura se realizó de acuerdo con el programa de bombeo establecido en la etapa de diseño, y el comportamiento del pozo fue muy similar al pronosticado por el simulador. Al abrir el pozo, se registró una presión en la cabeza de 6 mil 600 psi, se inició el bombeo de gelatina de fractura WF-240 para llenar el pozo y poder estabilizar el gasto de fractura de 14 bpm. El aumento del gasto se realizó con especial cuidado en la presión de bombeo y la presión en la TR. A los 96 bbls bombeados de gelatina se alcanzó el gasto de fractura de 14 bpm; la presión aumentó hasta que todo el pozo se encontraba lleno de gelatina lineal, cuando 106 bbls habían sido bombeados. Una vez lleno el pozo se inició el bombeo de gelatina reticulada, 12 mil galones de gelatina YF-645LT como colchón. Durante el bombeo del

37

Servicios de Apoyo a la Perforación

Servicios de Apoyo a la Perforación

preparación del equipo en la localización. · Capacidad de circular mientras se trabaja la sarta (levantar, sacar). · Reduce el tiempo de una corrida y el tiempo que el pozo no produce. · Menor impacto ambiental y riesgo operativo. · Menor cantidad de requerimiento de las cuadrillas de trabajo (personal). · Menor costo con mayor flexibilidad de trabajo.

PEMEX AP 2D Fractura 12-22-1997

FracCAD Surface Pressure 1300

Surface Pressure Eoj

1200

Surface Pressure

1100

Es difícil resumir la lista de sus aplicaciones, pues crecen día con día. Al principio, fueron diseñadas para la circulación con base en las capacidades de la sarta de T.F.; las aplicaciones más recientes recaen en varias características de la sarta de la misma tubería y su equipo asociado.

1000

900

800

700

La mayoría de sus usos actuales se caracterizan como sigue: 0

10

20

30

40

50

60

70

80

· Operaciones en pozos vivos: el equipo permite operar bajo condiciones de pozo arrancado, presión y flujo, rigidez de aparejos verticales y desviados en pozos. · Conducto de alta presión: la sarta de TF provee un conducto de alta presión para el bombeo de fluidos hacia dentro y fuera del pozo. Además, las herramientas operadas hidráulicamente pueden ser energizadas por el fluido bombeando a través de la sarta.

Treatment Time - min

Figura 15 Pronóstico del comportamiento de la presión de bombeo.

PEMEX AP 2D Fractura 12-22-1997

FracCAD ACL Fracture Profile and Proppant 4440

Concentration

· La rigidez de la sarta de TF permite el uso de herramientas y adaptaciones (y la sarta misma) que va a ser comprimida o tensionada a través de secciones de aparejos verticales, y desviados en los pozos.

0.2 - 0.4 lb/ft2 0.4 - 0.6 lb/ft2 0.6 - 0.8 lb/ft2 0.8 - 1.0 lb/ft2 1.0 - 1.2 lb/ft2 1.2 - 1.4 lb/ft2

4460

Actualmente, este equipo es utilizado en gran variedad de aplicaciones, en sitios de trabajo de muy distintas condiciones. Se utiliza equipo de diferentes cualidades y capacidades. Como resultado, no existe una configuración estándar del equipo, el cual debe ser útil bajo cualquier condición de trabajo. De cualquier manera, existen componentes básicos para cada operación, comunes para cualquier aplicación. La ilustración mostrada en la figura 3 identifica los componentes principales típicamente requeridos para realizar operaciones de tubería flexible en forma segura y eficiente.

· Circulación continua: los fluidos pueden ser bombeados en forma continua mientras la tubería es introducida o retirada del aparejo. < 0.0 lb/ft2 0.0 - 0.2 lb/ft2

4450

significativas de la tecnología de la tubería flexible. Dicha flexibilidad, si se combina con condiciones específicas de la localización o requerimientos locales, pueden dar como resultado zonas de alta actividad y desarrollo por región. En dichas zonas, esta tecnología no sólo es aceptada sino apoyada porque es un trabajo innovador tanto en el desarrollo del equipo como en las técnicas de trabajo. Por ejemplo, podemos mencionar el aislamiento por zonas y la perforación con tubería flexible en Alaska.

1.4 - 1.6 lb/ft2 > 1.6 lb/ft2

4470

4480 12000

14000 Stress( psi)

16000 -0.15 -0.10 -0.05

-0

0.05 0.10 0.15 0

100

ACL Width at Wellbore (in)

Figura 17 Concentraciones de arena de la fractura diseñada.

38

200 Fracture Half-Length (ft)

300

400

· Conductores instalados y conductos: los conductores eléctricos pueden ser instalados en la sarta de TF y conducidos al extremo del carrete. Esto permite funciones de control y de energía adicionales, los cuales pueden establecer una comunicación entre la herramienta de fondo y la unidad en superficie. Un equipo fácilmente adaptable, herramientas y técnicas para propósitos específicos son ventajas

Figura 3 Operaciones de tubería flexible. Principales componentes del equipo de TF.

7

Servicios de Apoyo a la Perforación

Servicios de Apoyo a la Perforación

Perforación con tubería flexible Aun cuando los comentarios respecto a esta técnica sean un tanto breves en este documento, debe resaltarse la gran influencia de dicha técnica en la evolución y desarrollo de la tecnología de la tubería flexible en general.

· 1980 - Southwestern Pipe introduce al mercado, tubería con punto de cedencia del acero de 70k psi para tubería continua.

La era moderna de la perforación con TF inicia en 1991 y ha progresado rápidamente con una mayor fuerza en el desarrollo de tuberías de 2" y 2 3/8".

· 1983 - Quality Tubing introduce al mercado tramos de tubería de fabricación continua de 3000 ft.

La tubería flexible hoy en día

Figura 2 Construcción de sartas de tubería flexible.

· 1987 - Quality Tubing desarrolla la soldadura con inclinación de 45° en las hojas de acero anterior al proceso de soldadura para dar mayor resistencia a la tubería. En dicho periodo de desarrollo, el diámetro de tubería flexible máximo utilizado comercialmente aumentó, primero a 1 ½" y en forma subsecuente a 1 ¾". Para 1990, se produjo la primera tubería de 2"; seguida por la de 2 3/8", 2 7/8" y 3 ½". Hoy en día, la tubería de 2 3/8" es considerada, en términos generales, como el diámetro más empleado en trabajos convencionales para intervenciones con tubería flexible. El uso de tubería de mayor diámetro es utilizado comúnmente en aplicaciones como terminaciones con este tipo de tubería, en donde su ciclaje y fatiga ya no suele ser un tema importante.

6

Conforme se va haciendo más complejo el equipo de TF y sus servicios, es más difícil explicar brevemente las ventajas de aplicar esta tecnología. La economía y la velocidad fueron los primeros incentivos para su uso, y siguen siendo una característica clave. También la favorece el uso de equipo más pequeño y un menor tiempo en la instalación, más aún si se compara con los equipos de perforación y reparación. Sin embargo, existen algunas otras ventajas técnicas que pueden ser aplicadas, dependiendo de las especificaciones de la terminación, el yacimiento y las condiciones de la localización. Las ventajas de esta técnica sobre los métodos convencionales de un equipo de reparación incluyen: · Eficiencia y seguridad en intervenciones de pozos vivos, (presión, flujo y/o pérdida). · Capacidad de movilización rápida, instalación y

Profile 1000

Net Pressure EOJ

NetPressure

Durante los años 80, los materiales y las sartas de tubería flexible mejoraron de manera significativa.

El precepto de utilizar una barrena con tubería continua data de finales de los años 40. Sin embargo, no sería sino hasta 1964 cuando se emplearían. De manera similar, pero bajo esfuerzos separados, el Instituto Francés del Petróleo y el Instituto de Investigación Cullen desarrollaron prototipos de trabajo de sistemas de perforación continua. En 1976, la compañía canadiense Flex Tube Services Ltd, empezó a desarrollar y comercializó sistemas de operación de perforación continua.

PEMEX AP 2D Fractura 12-22-1997

FracCADE Fracturing Pressure

100

100

1

10

100

100 Treatment Time - min

Figura 18 Pronóstico del comportamiento de la presión neta. 12000

16

Treating Pressure(psi) Annulus Pressure(psi) Slurry Rate(bbl/min)

14

Proppant Conc(PPA)

9000

12 10

+

6000

8 6

3000

4 2 0

0

50

100

+

150

0

Treatment Time(min)

Figura 19 Gráfica de parámetros de bombeo.

colchón se presentó un ligero aumento de la presión debido a la activación de la gelatina y su llegada a la formación. En el colchón, la presión se mantuvo en un valor promedio de 9 mil 500 psi con una ligera pendiente positiva que indica la propagación

de una fractura contenida verticalmente. Al finalizar el colchón se inició el bombeo del agente apuntalante Carboprop 20/40, con concentraciones variables desde 1 a 8 ppa con aumentos en forma escalonada. Al iniciar el bombeo del apuntalante, la

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Servicios de Apoyo a la Perforación

Servicios de Apoyo a la Perforación

presión comenzó a descender hasta un valor mínimo de 8 mil100 psi en la etapa de 6 ppa. Desde este momento hasta el fin del bombeo de apuntalante la presión se mantuvo estable. El bombeo del agente de sostén se realizó en forma automática controlando las concentraciones por el sistema de monitoreo FracCATTM. Al terminar de bombear 87 mil 559 lbs de Carboprop 20/40 (registradas) se inició el desplazamiento con 104 bbls de gel. Durante el desplazamiento, la presión de bombeo aumentó hasta 11 mil 047 psi. El incremento de presión fue causado por el cambio en la columna hidrostática. El ISIP registrado al finalizar el bombeo fue de 7 mil 420 psi, que comparado con el ISIP del DataFRAC (7 mil psi) indica 420 psi adicionales de presión neta que generaron un mayor ancho de fractura causado por la colocación del agente de fractura y por la mayor viscosidad de la gelatina reticulada (YF-645LT).

fricción a causa del apuntalante, etc., y se logró un análisis de la presión de bombeo del trabajo y la presión pronosticada por el simulador. En la figura 20 se presenta el análisis de presiones para determinar la geometría de la fractura creada. La línea roja es la presión de bombeo durante el trabajo y la línea verde es la pronosticada por el simulador luego de haberse realizado los cambios.

Evaluación de la fractura

Al momento en que la etapa de 6 ppa llegó a la formación, se registró un ligero aumento en la presión de bombeo causado por un incremento de la presión de fondo. Esto pudo deberse al puenteo de la arena en la fractura, que quizá provocó el aumento de la presión neta. Sin embargo, luego de este incremento, la presión volvió a descender; lo que parece indicar un crecimiento vertical de la fractura, y se mantuvo en un valor constante hasta iniciar el desplazamiento.

Análisis de presiones (Pressure Match) - FracCADETM Para determinar la geometría de la fractura creada se realizó un análisis del comportamiento de presiones durante el bombeo y se simuló el programa de bombeo ejecutado. Se realizaron algunos cambios en la fricción de los fluidos, altura de fractura,

Como puede observarse en la figura anterior, en la primera etapa del bombeo fue imposible analizar las presiones debido a la diferente naturaleza de los fluidos que se encontraban en el pozo (gas, condensados y gel de fractura bombeado). A partir del momento en que se encontraba lleno de gelatina se logró; es decir, al inicio del bombeo del colchón hasta el ISIP final cuando se suspendió el bombeo.

Pressure Match Treating Pressure (JobData) Proppant Conc (JobData) Slurry Rate (JobData)

12000

Treating Pressure

16

12 8000

+

8

4000 4

0

0

Figura 20 Análisis de presiones.

40

30

60

90

Time

120

+

0 150

En ambos desarrollos, Brown Oil Tool y Bowen, la unidad de tubería flexible fue desarrollada para clientes específicos y se trató de prototipos únicos. Sin embargo, su éxito pronto generó un interés comercial en este tipo de tubería.

de Bowen Tools de 1962 usaba tubería de 13/8", aunque en los modelos producidos comercialmente para Nowsco se usaban tuberías de ½". En los inicios de 1970 el tamaño de las tuberías se había incrementado hasta 1".

En 1967, Nowsco prestó servicio de tubería flexible a clientes que no querían desarrollar o comprar sus propias unidades; comenzó por rentar una versión modificada de las herramientas diseñadas por Bowen (para tubería de ½") para servicio de inyección de nitrógeno. Como resultado del incremento de la demanda de servicio de tubería flexible, Nowsco ordenó 12 unidades similares de Bowen Tools, lo que marcó el comienzo de la industria de este servicio.

En resumen, el periodo comercial de los servicios de tubería flexible inició a finales de los 60 y principios de los 70. En esa época se usaron tamaños de tubería hasta 1" y en tramos relativamente cortos. Los diámetros y longitudes fueron limitados por las propiedades mecánicas de los materiales de fabricación y también por las técnicas de manufactura de esos años.

Mejoramiento y evolución de la tubería flexible A finales de los años 60 y comienzos de los 70, ambos, Brown Oil Tool y Bowen Tools, continuaron mejorando, modificando y aumentando la capacidad de sus respectivos diseños para acomodar tubería flexible de hasta 1". A mediados de los años 70, más de 200 unidades de esta tubería, con el mismo diseño del modelo original, estaban en servicio. En esta misma época, el diseño del inyector se vio influido por nuevas compañías fabricantes de equipos (Uni-Flex Inc, Otis Engineering y Hidra Rig Inc). En general, estas compañías basaron sus unidades en el diseño de la contra cadena de Bowen Tools. Uni-Flex mejoró su diseño significativamente, y aunque dejó de producir sus unidades alrededor de 1978, muchos de los conceptos de sus diseños fueron incorporados a las unidades de los modernos fabricantes de hoy en día. Al mismo tiempo que Uni-Flex dejaba de fabricar equipo de tubería flexible, Brown Oil Tools dejaba también de fabricar el modelo de la rueda motriz. Sin embargo, una variación de este modelo fue re introducida en 1985. Este modelo mantenía el concepto de la rueda motriz, pero usaba rodillos, en vez de cadenas, para forzar la tubería contra la rueda motriz y dar la tracción necesaria. Evolución de la sarta continua de tubería flexible A través del tiempo, la cabeza inyectora y las sartas de tuberías sufrieron cambios significativos. El prototipo

Las primeras operaciones con esta tubería estuvieron llenos de fracasos y problemas por las inconsistencias en la calidad de sus sartas. El problema básico era la cantidad necesaria de soldaduras de campo en la tubería, por las limitaciones de fabricación que se enfrentaban. Los primeros fabricantes usaron la técnica desarrollada durante el proyecto PLUTO. Ésta involucraba secciones de material bruto soldadas cada 50 pies, que formaban una longitud continua para poder ser enrolladas en un carrete. Ello significaba que había una soldadura de campo cada 50 pies en la sarta de tubería. Al final de los años 60, se desarrollaron nuevas técnicas que permitieron que las sartas de tubería fueran fabricadas en longitudes mucho más largas. Esto, a su vez, redujo el número de soldaduras a través de la sarta, y mejoró las propiedades del acero. El aumento de la confiabilidad en la tubería flexible benefició significativamente los servicio prestados, (figura 2). En 1969, la calidad de la tubería mejoró aún más, cuando Southwestern Pipe Inc. comenzó a fabricar tubería usando los nuevos materiales y técnicas. La Quality Tubing Inc. comenzó a fabricar tubería en 1976, con procesos similares a los Southwestern Pipe. En esa época Quality fabricaba tubería exclusivamente para una compañía de servicios. A partir de 1982, Quality Tubing suministró tubería flexible a la industria en general, y con Southwestern Pipe, dominaron el mercado. La técnica utilizada en aquel entonces permitió fabricar tramos continuos de tubería flexible de hasta 1500 ft de longitud.

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dos cadenas verticales que giraban una enfrente de la otra; un diseño que en la actualidad se utiliza en la mayoría de las unidades de tubería flexible. El stripper era un simple tipo de sello anular que se activaba hidráulicamente para sellar alrededor de la tubería en cabezales de pozos con presiones relativamente bajas. En esos tiempos, la tubería todavía se fabricaba en tramos de 50 pies de longitud, soldados en los extremos con diámetros externos de 1 3/8", y longitudes de 15 mil pies; se enrollaba en carretes con núcleo de 9 pies de diámetro externo. Ésa fue la primera unidad de tubería flexible operativa basada en los mismos principios y conceptos desarrollados con otros propósitos antes de 1944. Antes de la migración europea, a finales de la Segunda Guerra Mundial, los ingenieros desarrollaron y produjeron largas líneas de tubería, desde Inglaterra hasta el continente europeo, con propósito de suministrar combustible a los aliados. PLUTO (del inglés Pipe Lines Under The Ocean) es el nombre con el cual se designó al proyecto de fabricación y tendido de líneas a través del canal inglés. Se tendieron un total de 23 líneas, 17 eran de plomo y seis de acero. Las de acero estaban fabricadas en tramos soldados de 20 pies con 3" de diámetro interno por secciones de 4 mil pies de longitud, que luego eran soldadas entre sí y enrolladas en carretes flotantes de 70 pies de ancho por 40 pies de diámetro. Éstas, de aproximadamente 70 millas de longitud, fueron tendidas remolcando los carretes a través del canal mientras la tubería se desenrollaba. El éxito en la fabricación y la facilidad para enrollar la tubería flexible, orientó los futuros desarrollos que la llevaron a su uso actual: aplicaciones en pozos petroleros. Las facilidades que presentaban las unidades Bowen de 1962 se fueron desarrollando cronológicamente de la siguiente manera: · Al final de los años 40 se patentaron varios conceptos relacionados con la inyección de tubería flexible o cable dentro del pozo. · Al principio de los años 50 se presentaron varios conceptos relacionados a la perforación utilizando tubería flexible.

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· Al principio de los años 60, Bowen Tools desarrolló un dispositivo para desarmar una antena a bordo de un submarino hundido. La antena, hecha de tubo de cobre de 5/8", fue enrollada en un carrete para almacenarla y poder llegar a la superficie desde el submarino hundido a 600 pies de profundidad. El sistema usó el mismo principio de la contra rotación de las cadenas que más tarde sería adoptada por los inyectores de tubería flexible. · En 1962, Bowen adaptó el diseño del inyector usado para recuperar la antena como el prototipo desarrollado por California Oil Company. (Ver figura 1).

Al igual que con la presión de tratamiento, se realizó un análisis de la presión de fondo y la presión neta de la ejecución y de la simulación posfractura. Aquí también el análisis se logró únicamente a partir del bombeo del colchón hasta el ISIP, tal como se puede observar en las figuras 21 y 22.

Producción de gas pos fractura El pozo se encuentra en proceso de limpieza de los fluidos de fractura inyectados para ser aforado posteriormente por una compañía especializada, con objeto de determinar los gastos de gas y condensado (si lo hay) estimados a diferentes aperturas de estranguladores.

Bottom hole Pressure Match 16000 BHP (PropFRAC) BHP (Calculated)

14000

12000

10000

Figura 1 Inyector Bowen - aproximadamente de 1964.

0

20

40

60

Figura 21 Análisis de la presión de fondo.

Debido al éxito de Bowen Tool-California Oil Company en 1964, Brown Oil Tools y Esso, colaboraron en el desarrollo de un sistema que utilizaba un diseño diferente en el principio de operación del inyector. En lugar de un juego de cadenas de contra rotación utilizaron un diseño de agarre y manejo de la tubería, forzada entre una cadena sencilla y una ranura de una rueda motriz. La unidad completa estaba montada en un mástil suspendido por encima del árbol de válvulas del pozo.

Según el análisis de presiones, la geometría de la fractura creada difiere un poco de la geometría diseñada porque, al parecer, el aumento de la presión de fondo hizo que la fractura creciera en altura a diferencia del DataFRACTM. Parecer ser que se lograron fracturar los 25 m. de formación; este valor se confirmara posteriormente con el registro espectral. A pesar de que la fractura creada es diferente a la diseñada, sus características son bastante buenas, tal como puede verse en la figura 23.

En la actualidad subsiste una variante de este diseño, como alternativa del muy usado sistema de contra cadenas. La unidad Brown Oil Tool fue diseñada para tubería flexible de ¾" y resultó exitosa. Se usa para limpiar pozos en tierra y costa afuera.

La fractura creada tuvo una penetración efectiva de 143 m, con un ancho promedio de 0.135 pulgadas, con concentraciones mayores a 1 lb/pie2 en toda su extensión, lo que genera una conductividad promedio de la fractura de 2 mil 293 md.ft, excelente para el flujo de fluidos desde la formación al pozo.

80

100

120

140

Time Conclusiones y recomendaciones La tubería de 2 7/8" impidió alcanzar un mayor gasto de fractura. Así se evitó realizar una fractura efectiva de 25 m de altura que contemplaría todo el cuerpo arenoso que se deseaba estimular. La ejecución de la fractura demostró que operativamente las fracturas son viables en pozos similares al AP-2D, bastará con evaluar la respuesta de producción del pozo para determinar la rentabilidad de los tratamientos de fractura en este campo. El potencial del pozo es enorme y abre la posibilidad de realizar este tipo de trabajo e incrementar la producción de gas en el campo Arroyo Prieto. Además, con base en estos resultados, pueden programarse trabajos similares en otros campos del área.

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Servicios de Apoyo a la Perforación

Net Pressure Match

Servicios de Apoyo

3000 2500

a la Perforación

Net Pres(PropFRAC) Net Pres(Calculated)

2000 1500

I. EVOLUCIÓN Y APLICACIÓN DE LOS SERVICIOS DE TUBERÍA FLEXIBLE

1000

Introducción

500

La utilización de la tubería flexible (TF) se ha convertido en una práctica aceptada. En muchas partes del mundo se usa, con herramientas preescritas, para hacer un servicio en un pozo o para tareas de reparación.

0 -500

0

30

60

90

120

Originalmente, esta técnica fue desarrollada, en los años 60, para operar en pozos con presión, flujo y/ o pérdida, con el fin de remover puentes de arena; pero en la actualidad se ha convertido en una tecnología multifacética. Aunque en la intervención tradicional con tubería continua, o aplicaciones de reparaciones, todavía se utiliza la tubería flexible en más de tres cuartas partes del trabajo, el uso de TF se ha convertido en un práctica común y económicamente viable.

Time Figura 22 Análisis de la presión neta.

PEMEX 12-22-1997 Pressure AP2D

FracCAD ACL Fracture Profile and Proppant

444

Concentration

Esta rama de la tecnología de la tubería flexible que va desde la intervención en pozos, hasta aplicaciones de perforación y terminación se ha logrado en poco tiempo gracias al trabajo conjunto de las compañías petroleras, las compañías de servicio de tubería flexible y los fabricantes de equipos, que han desarrollado e innovado herramientas y técnicas en esta área.

445 < 0.0 2 0.0 - 0.2 lb/ft 2 0.2 - 0.4 lb/ft 2 0.4 - 0.6 lb/ft 0.6 - 0.8 lb/ft2 0.8 - 1.0 lb/ft2 2 1.0 - 1.2 lb/ft 2 1.2 - 1.4 lb/ft 2 1.4 - 1.6 lb/ft > 1.6 lb/ft2

446

447

El objetivo del presente texto es brindar una visión general del desarrollo de los servicios de tubería flexible con el fin de lograr un conocimiento de esta tecnología en constante crecimiento que involucra a un sector básico de la industria petrolera.

448

Elementos básicos de la tubería flexible 449 1200

1400 Stress(psi)

1600 -

-

-0 0.0 0.1 0.1 0 ACL Width at Wellbore(in)

Figura 23 Concentraciones de arena en la fractura creada.

42

50

10 15 Fracture Half- Length (ft)

20

25

La tubería flexible consta de tres elementos básicos: · Un tubo conductor continuo el cual puede ser insertado dentro del pozo

· Cabeza inyectora, es el concepto de introducir y sacar la tubería en el pozo. · Stripper, dispositivo capaz de dar un sello dinámico alrededor de la sarta de tubería. La tecnología de la tubería flexible está basada en el uso de un tubo continuo de acero flexible, el cual se enrolla en un carrete para su transporte y almacenamiento. En superficie, la tubería es conectada a una unión giratoria de alta presión en el extremo del rollo, para fluir por dentro de la tubería. La tubería flexible es introducida y sacada del pozo por medio de la cabeza inyectora, la cual combina varias operaciones hidráulicas que permiten al operador tener control sobre la posición y movimiento de la tubería. Un ensamblaje con un sello prensa estopa (stripper), colocado debajo de la cabeza inyectora, produce un sello dinámico alrededor de la tubería y permite que sea introducida y sacada del pozo en condiciones seguras. En seguida se encuentra el preventor BOP (Blow Out Preventor), montado entre el stripper y el árbol de valvulas del pozo, cuyas funciones se relacionan con la seguridad y el control sobre las presiones. La unidad de tubería flexible se opera desde la cabina de control, que está diseñada como punto único de control y estación de monitoreo para las funciones primarias de la unidad y de los equipos anexos. Origen de la tubería flexible La primera práctica completamente funcional de una unidad de tubería flexible fue realizada por la Compañía California Oil Company y Bowen Tools, en 1962. Su propósito fue lavar tapones de arena en pozos de la costa del Golfo. La cabeza inyectora funcionaba sobre el principio de

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VI. EJEMPLO DE APLICACIÓN Antecedentes Data FRACTM Fractura principal Conclusiones y recomendaciones Glosario

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28 28 32 36 41 43

En áreas nuevas, que vayan a ser fracturadas, es imperativa la realización de una prueba de DataFRAC TM para afinar los parámetros más importantes del diseño y disminuir las posibilidades de un arenamiento prematuro que impida la consecución de los objetivos. Del DataFRACTM se obtuvieron parámetros como: presión de cierre, altura de la fractura, eficiencia del fluido, módulo de Young y fricción del fluido en las cercanías del pozo. Estos parámetros servirán de referencia para futuros tratamientos. El aumento de la presión de fondo causó un mayor crecimiento vertical de la fractura, comparado con la creada durante el bombeo del DataFRACTM . De cualquier manera, el registro espectral determinará la altura de la misma.

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Glosario STRIPPER Estopero BOP Preventor OD Diámetro exterior CT Express Unidad de tubería flexible integral JOY-STICK Palanca de mando CTSITM Equipo de Registro y monitoreo de parámetros durante la operación TM Marca Registrada Schlumberger CoilCATTM Software para el análisis de toda la información (banco de información únicamente para la sarta de TF) CoilCADETM Software para diseño y evaluación con TF (simulación previa y post-trabajo). DEETM Diseño, ejecución, evaluación (Círculo de calidad de Schlumberger). Coil LIFETM Evaluación de la vida de la sarta MMPCNGD Millones de pies cúbicos por día de gas natural ISIP Presión de cierre instantáneo G Función del tiempo de apoyo DataFRACTM Prueba para la obtención de parámetros de la formación (módulo de Young, permeabilidad, sobrecargas) evaluación del fluido con el que se realiza la prueba FracCADETM Software para el diseño y evaluación de fracturas hidráulicas Presure Match Análisis de coincidencia de presiones ppa Libras de apuntalante adicionadas (Agregadas).

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