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Estabilización del pozo para prevenir pérdidas de circulación

Las pérdidas de circulación —las pérdidas de todo el lodo de perforación en la

formación— generan costos y riesgos significativos para los perforadores de todo el

mundo y amenazan con plantear desafíos mayores en el futuro. La industria está

encarando esta amenaza con diversos materiales de fortalecimiento del pozo, que operan

a través de mecanismos diferentes pero comparten un objetivo en común: detener el

crecimiento de las fracturas y mantener el lodo de perforación dentro del pozo.

John CookCambridge, Inglaterra

Fred GrowcockOccidental Oil and Gas CorporationHouston, Texas, EUA

Quan GuoHouston, Texas

Mike HodderM-I SWACOAberdeen, Escocia

Eric van OortShell Upstream AmericasHouston, Texas

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review Invierno 2011/2012: 23, no. 4.Copyright © 2012 Schlumberger.En este artículo cuando se hace mención a galones se trata de galones estadounidenses. Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Raúl Bermúdez, Clamart, Francia; Jim Friedheim, Houston; Guido Leoni, Ravenna, Italia; y Mark Sanders, Aberdeen.Losseal es una marca de Schlumberger.MPSRS es una marca de M-I, l.l.c.

En el último siglo, la industria del petróleo y el gas ha logrado avances importantes en el desarro-llo de tecnologías y técnicas de perforación que convierten la construcción de pozos en un empren-dimiento rentable y seguro. No obstante, a medida que se descubren nuevas fuentes de hidrocarburos en yacimientos cada vez más remotos y geológi-

camente complejos, la industria continúa desa-rrollando tecnologías para superar los desafíos asociados con la integridad del pozo que plantean peligros en términos de seguridad y riesgos econó-micos para la viabilidad de un pozo en el largo plazo.

En el Golfo de México solamente, los problemas relacionados con la integridad de los pozos, tales

1. Dodson T: “Identifying NPT Risk,” presentación en Keynote en el Foro “Atlantic Communications Drilling and Completing Trouble Zones,” Galveston, Texas, EUA, 20 de octubre de 2010.

2. Redden J: “Advanced Fluid Systems Aim to Stabilize Well Bores, Minimize Nonproductive Time,” The American Oil & Gas Reporter 52, no. 8 (Agosto de 2009): 58–65.

3. Growcock F: “Lost Circulation Solutions for Permeable and Fractured Formations,” Actas, Southwestern Petroleum Short Course 54 (2007): 175–181.

4. ECD es una función de la presión hidrostática generada por la densidad del lodo y las pérdidas de presión por fricción que debe superar la bomba de lodo para desplazar los fluidos y los recortes del pozo hacia la superficie.

> Programa integral de manejo del fenómeno de pérdida de circulación. Los tres niveles inferiores de la pirámide se centran en la prevención de los problemas de pérdidas de circulación. Las mejores prácticas de perforación pueden incluir la implementación de modelos geomecánicos precisos para calcular el riesgo de colapso del pozo o de pérdida de circulación y además pueden hacer uso de técnicas de perforación con tubería de revestimiento expansible, perforación con manejo de la presión y entubación durante la perforación. La selección del fluido de perforación incluye la implementación de un fluido de perforación con las propiedades reológicas adecuadas para minimizar o reparar las pérdidas de circulación. Los materiales de fortalecimiento del pozo son materiales en partículas especialmente formulados y dimensionados, que ingresan en una fractura y previenen su propagación mediante su aislamiento del pozo. El nivel superior está dedicado a la remediación de pérdidas a través de la utilización de materiales para pérdidas de circulación, tales como las píldoras de reparación o de detención de pérdidas.

Lost CirculationFigure 2_1

1-column = 2.34 inches wide1 1/2-column = 3.67 inches wide2 column = 4.84 inches wide3 column = 7.34 inches wide

Setup 1.5 hrsFig 1 11.0Fig 2 1.5

14.0 - 910.00

Materiales para pérdidas de circulación

Remediación

Prevención

Materiales de fortalecimiento del pozo

Selección del fluido de perforación

Mejores prácticas de perforación

Volumen 23, no.4 27

como el atascamiento de las tuberías, el colapso del pozo, la presencia de lutitas desmoronables y las pérdidas de circulación, dan cuenta del 44% del tiempo no productivo (NPT) que impide el avance de la barrena de perforación hacia su objetivo.1 Las ramificaciones financieras del NPT relacio-nado con la integridad del pozo son tantas que los operadores pueden llegar a agregar entre un 10% y un 20% a las autorizaciones para erogaciones con el fin de cubrir el tiempo inactivo previsto.2

El fenómeno de pérdida de circulación, en el que el fluido o el lodo de perforación fluye parcial o completamente hacia una formación a través de zonas denominadas zonas de pérdidas de circula-ción o zonas ladronas, es un contribuidor común para el NPT (derecha). Estas zonas concreta-mente “le roban” al pozo el fluido de perforación. Si bien el fluido tiene varios objetivos, los más afectados por la pérdida de circulación son las necesidades de mantener la presión hidrostática en el espacio anular y prevenir el ingreso de los fluidos de formación en el pozo durante el pro-ceso de perforación.

Para contrarrestar este fenómeno, existe un programa integral de manejo de los problemas de pérdidas de circulación. Se trata de un procedi-miento de mitigación de las pérdidas de fluidos en etapas, que depende de la severidad del problema. Uno de los enfoques consiste en una estrategia de cuatro niveles que implica la adopción de medidas de prevención y remediación (página anterior). La experiencia de la industria ha demostrado que a menudo es más fácil y más efectivo prevenir la ocurrencia de pérdidas que intentar detenerlas o reducirlas una vez que han comenzado.

Las pérdidas de fluidos se producen general-mente a través de las fracturas inducidas por el proceso de perforación. Estas fracturas tienden a propagarse fácilmente porque la presión reque-rida para alargar una fractura a menudo es más baja que la requerida para iniciarla.3 Por consi-guiente, la remediación se considera en general una contingencia a utilizar sólo si la adopción de medidas preventivas ha resultado infructuosa.

Este artículo examina las condiciones de per-foración que contribuyen a los incidentes de pér-didas de circulación y explica porqué el fenómeno de pérdida de circulación amenaza con conver-tirse en un contribuidor más importante del NPT de lo que era en el pasado. Además, se analiza la prevención de los problemas de pérdidas de cir-culación a través de la utilización de materiales de fortalecimiento del pozo y se describen diver-sas corrientes de pensamiento que existen en la industria acerca de los mecanismos de estabiliza-ción del pozo y prevención de la propagación de las fracturas.

>Mecanismos de egreso del fluido de perforación del pozo. Durante la circulación del lodo de perforación de regreso a la superficie (flechas verdes), el fluido entra en contacto con el pozo. En las prácticas de perforación tradicionales, la presión existente en el pozo excede la presión de la formación, lo que impide que los fluidos de formación ingresen en el pozo. En uno de los mecanismos de pérdidas de fluidos en el pozo, se produce un proceso de filtración en la roca permeable por el que el componente líquido del lodo de perforación penetra en la roca, lo cual deja que el material sólido en partículas y las pequeñas gotas de emulsión se acumulen en la pared del pozo y formen un revoque de filtración. La baja permeabilidad de este revoque mantiene muy bajo el volumen de fluido perdido por admisión, pero esto no se considera un incidente de pérdida de circulación. La pérdida de circulación se produce si la roca se encuentra naturalmente fracturada, es vacuolar o altamente porosa. Si la presión del pozo es mayor que la resistencia a la tracción de la roca, se formarán fracturas. Cada uno de estos casos se traduce en la pérdida de grandes volúmenes de fluido de perforación (flechas blancas) en las zonas ladronas. En los casos severos, una cantidad apreciable, o incluso la totalidad, del fluido de perforación ingresa en la formación, lo cual induce aún más el crecimiento de la fractura (inserto).

Pozo

FracturaPérdidas de fluidos

Zona de pérdidade circulación

Admisión de fluido

Revoque de filtración

Fractura

Sección transversal del pozo

Formación

Columna de perforaciónFlujo defluidos de

perforación

Revoque defiltración

Los fundamentos del fenómeno de pérdida de circulaciónLos incidentes de pérdidas de circulación se pro-ducen con más frecuencia como consecuencia del método utilizado para perforar un pozo. Tradicionalmente, los pozos se perforan en condi-ciones de sobrebalance en las que el fluido o el lodo de perforación se hace circular por la sarta de perforación, a través de la barrena, y en forma ascendente hacia el espacio anular.

La densidad del lodo es la fuente principal de presión hidrostática en un pozo. Durante su cir-culación a través del pozo, el lodo contribuye a la generación de una presión en el pozo que puede expresarse en términos de la densidad de circula-ción equivalente (ECD).4 En un estado de sobre-balance, esta ECD ayuda a generar una presión hidrostática en el pozo que es mayor que la pre-sión de poro de la formación expuesta. Un fluido de perforación de densidad insuficiente puede dar lugar a una presión hidrostática que es menor que la presión de poro. Esto puede traducirse en un golpe de presión: un influjo no planificado de

fluidos de formación en el pozo. La mayoría de los golpes de presión se maneja utilizando operaciones establecidas de ahogo del pozo, pero existen casos aislados en los que un golpe de presión incontro-lado puede manifestarse en forma de reventón, con los riesgos asociados para el equipamiento de boca de pozo y el daño potencial del personal que opera el equipo de perforación.

Otros obstáculos para la seguridad y la viabili-dad económica del pozo pueden presentarse si la presión hidrostática es demasiado baja para susten-tar la pared del pozo. El lodo de perforación debe ser suficientemente pesado para contrarrestar la inestabilidad que se genera en el pozo cuando se remueve la roca a través del proceso de perforación. Si el perforador selecciona un lodo de perfora-ción de densidad insuficiente, el resultado puede ser la inestabilidad del pozo y, en casos extremos, su colapso.

Por el contrario, un fluido de perforación con una densidad de lodo excesivamente alta ejerce una presión hidrostática que puede exceder la inte-gridad mecánica de la formación, lo cual causa la

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penetración del fluido de perforación en las frac-turas naturales (arriba). Las fracturas naturales pueden estar presentes en cualquier tipo de for-mación, pero son más frecuentes en los marcos geológicos con actividad tectónica en curso.

El manejo de los problemas de pérdidas de circulación también puede plantear desafíos con-

siderables cuando se inducen fracturas durante el proceso de perforación.5 Las fracturas se gene-ran como resultado del fenómeno de falla por trac-ción, que tiene lugar cuando el esfuerzo ejercido sobre la formación excede el esfuerzo tangencial alrededor del pozo y la resistencia a la tracción de la roca, debido en general a una excesiva den-sidad del lodo o presión del pozo.6

Habitualmente, una prueba de integridad de presión o una prueba extendida de pérdida de fluido (o de admisión) (XLOT) mide la capacidad de la formación y del pozo para sostener la presión. Los ingenieros efectúan la prueba luego de correr y cementar una nueva sarta de revestimiento, inme-diatamente después de perforar por debajo de la zapata de la tubería de revestimiento. Para comen-zar la prueba, la brigada de perforación cierra el pozo y bombea fluido en su interior con el fin de incrementar gradualmente la presión ejercida sobre la formación (abajo).

El perforador debe atenerse a un régimen de presión que evite un golpe de presión o un inci-dente de pérdida de circulación; una prueba XLOT proporciona los elementos para comprender ese régimen de presión. El límite superior en relación con la ECD está representado generalmente por el gradiente de fractura (FG); es decir, la presión de pozo que produciría el fracturamiento de la forma-ción adyacente y, en consecuencia, generaría la pérdida potencial de fluido proveniente del pozo.

El parámetro FG no está definido con precisión; algunos perforadores lo identifican como la pre-sión con la que se inicia una fractura (Pfuga), otros pueden seleccionar el valor más conservador de la presión de cierre de la fractura (Pcierre), y algunos seleccionan para el FG una presión que se encuen-tra entre estos dos parámetros.

El límite inferior en relación con la ECD está determinado generalmente por la presión de poro (Pporo) o bien por la presión de colapso del pozo (Pcolapso), por debajo de la cual el flujo de fluidos de formación en el pozo produce problemas tan severos de inestabilidad mecánica que las ope-raciones deben ser modificadas o suspendidas. El rango entre el límite superior y el límite infe-rior es la ventana de densidad del lodo o el mar-gen de perforación. En estos límites superior e inferior inciden las orientaciones y magnitudes de los esfuerzos locales presentes en la roca, la presión de poro, la resistencia de la roca y la orien-tación del pozo. Estos parámetros varían con la profundidad del pozo y actúan para modificar sig-nificativamente el tamaño de la ventana de den-sidad del lodo (próxima página, izquierda).

Para evitar incidentes de pérdidas de circula-ción o de inestabilidad del pozo, los perforadores prestan mucha atención al hecho de mantener la ECD dentro de los confines de la ventana de den-sidad del lodo. Si no lo hacen, la estabilidad física del pozo cambia a lo largo de una serie ininterrum-pida de situaciones posibles, que abarcan desde el influjo de fluido de formación hasta pérdidas severas o totales de fluido de formación e incluso el colapso del pozo (próxima página, derecha).

Independientemente de que la pérdida de cir-culación se produzca durante la perforación, la entubación, o la terminación y la cementación del pozo, su impacto sobre los costos de construcción del pozo es significativo ya que representa entre USD 2 000 y USD 4 000 millones anuales en térmi-nos de pérdidas de tiempo, pérdidas de fluidos de perforación y materiales utilizados para obturar las pérdidas. Según el Departamento de Energía de EUA, en promedio, entre el 10% y el 20% del costo de perforación de pozos de alta presión y alta tem-peratura corresponde a pérdidas de lodo.7

Riesgos de circulación en yacimientos complejosEn todo el mundo, la porción de NPT atribuible a las pérdidas de circulación se está incremen-tando a medida que los perforadores persiguen áreas prospectivas más complejas y técnicamente más desafiantes que las procuradas en el pasado. Por ejemplo, para acceder a yacimientos aislados situados a una distancia horizontal significativa respecto de la localización del pozo en la superficie,

> Tipos de incidentes de pérdida de circulación. La formación superior experimenta una pérdida de lodo de perforación (flechas blancas) en las fracturas naturales que fueron intersectadas por el pozo. La formación intermedia exhibe la propagación de una fractura que fue inducida hidráulicamente por el proceso de perforación. La formación inferior pone de manifiesto las pérdidas producidas por filtración.

Lost CirculationFigure 3_3

Pozo

> Umbrales de presión. Durante las etapas iniciales de una prueba de admisión (pérdida de fluido) extendida (XLOT), la presión se incrementa linealmente con el volumen de fluido bombeado. Conforme se bombea más fluido en el pozo, el incremento de la presión finalmente se aparta de la linealidad en el punto de presión de fuga (Pfuga), lo que además conduce a la iniciación de una fractura. La fractura se propaga hasta que se alcanza la presión de fracturamiento (ruptura) (Pruptura) de la formación. La curva de presión cae rápidamente en este punto, y las fracturas se propagan de manera más controlada a una presión más baja y un tanto constante denominada presión de propagación de la fractura (Ppropagación). Si el bombeo se detiene, la presión existente en la fractura se libera en la formación, lo que reduce la presión de la fractura y hace que ésta se cierre a la presión de cierre de la fractura (Pcierre). Cuando el bombeo se reanuda, la presión se incrementa nuevamente y la fractura puede reabrirse a la presión de reapertura (Preapertura), que es similar a Pcierre. Luego, la fractura reanudará la propagación a una presión similar a Ppropagación. Es probable que una curva XLOT no exhiba esta forma o posea un pico o meseta. La forma es controlada por una diversidad de factores, entre los que se encuentran los esfuerzos locales presentes en la roca, la presión de poro, la resistencia inherente de la roca y la orientación del pozo.

Lost CirculationFigure 4_1

Bombas desactivadas

Bombas activadas

Pfuga

Pruptura

Ppropagación

Pcierre Preapertura

Pres

ión

Tiempo

Volumen 23, no.4 29

los operadores cada vez con más frecuencia están implementando técnicas de perforación de pozos de alcance extendido (ERD).8 Estos pozos plan-tean desafíos únicos en materia de manejo de flui-dos porque los márgenes de perforación cambian significativamente en función de la localización en el pozo.

En la sección vertical del pozo, mientras la sección está siendo perforada hasta la zapata de entubación siguiente, la densidad del lodo puede residir de manera segura en una envolvente amplia sin riesgo alguno de inestabilidad del pozo, ingreso de fluidos de formación en el pozo, o egreso de fluido de perforación hacia la formación. No obs-tante, a medida que el pozo se vuelve más inclinado, la ECD mínima requerida se incrementa porque las pérdidas por fricción aumentan. Por otra parte, la influencia de los parámetros de perforación sobre

la ECD puede incrementarse debido a la gran lon-gitud del pozo ERD. Es posible que estos factores reduzcan significativamente el margen de perfora-ción —en algunos casos hasta alcanzar un valor de ECD de 60 kg/m3 [0,5 lbm/galón] o aún menor— lo que eleva el riesgo de pérdida de circulación. Esto sucede especialmente en los pozos ERD per-forados en formaciones no consolidadas con gra-dientes de fractura relativamente bajos.

Las operaciones de perforación en aguas pro-fundas, llevadas a cabo en el Golfo de México y en las áreas marinas de Brasil y África Occidental, han introducido desafíos en materia de pérdidas de circulación que exceden los márgenes de perfo-ración estrechos. Entre estos desafíos se encuen-tran las ECDs altas y el fluido de perforación que es enfriado por el agua de mar casi congelada que rodea el tubo ascendente. Por otra parte, el costo del fenómeno de pérdida de circulación y del NPT se exacerba debido a la utilización de lodos a base de productos sintéticos (SBMs), que oscilan entre USD 100 y USD 200 por barril, y por los costos elevados del tiempo de equipo de perforación.9

Los riesgos de incidentes de pérdidas de cir-culación son aún más grandes en los campos de aguas profundas que experimentan cambios en los esfuerzos relacionados con el proceso de ago-tamiento, lo que incrementa el riesgo de activa-ción de las fallas y conduce a la formación de zonas

5. Grupo de Servicios Técnicos de M-I SWACO: “Chapter 1: Fundamentals of Lost Circulation,” Houston: M-I SWACO, Prevention and Control of Lost Circulation (17 de marzo de 2011): 1:1–7.

6. El esfuerzo tangencial se refiere al esfuerzo que actúa en forma circunferencial alrededor de un pozo, y que se genera como resultado de la remoción del volumen de roca cuando se crea el pozo. Para obtener más información, consulte: Fjaer E, Holt RM, Horsrud P, Raaen AM and Risnes R: Petroleum Related Rock Mechanics, 2da ed. Ámsterdam: Elsevier (2008): 139–140.

7. Growcock F: “How to Stabilize and Strengthen the Wellbore During Drilling Operations,” Programa de Conferenciantes Distinguidos de la SPE (2009/2010), http://www.spe.org/dl/docs/2010/FredGrowcock.pdf (Con acceso el 21 de septiembre de 2011).

8. Para obtener más información sobre los pozos de alcance extendido, consulte: Bennetzen B, Fuller J, Isevcan E, Krepp T, Meehan R, Mohammed N, Poupeau J-F y Sonowal K: “Pozos de alcance extendido,” Oilfield Review 22, no. 3 (Marzo de 2011): 4–15.

9. Los lodos a base de productos sintéticos son fluidos de perforación no acuosos de emulsión con fase interna acuosa, en los que la fase externa es un fluido sintético en vez de un aceite.

> Regímenes de gradiente de presión en un pozo. En el Intervalo A, la ventana de ECD, o ventana de densidad del lodo (sombreado púrpura), se encuentra limitada por la presión de poro (azul) y el gradiente de fractura (FG) (rojo). En un intervalo agotado (B), en el que la producción del intervalo conduce a una reducción de la presión de poro, la ventana de densidad del lodo se estrecha y tanto la presión de poro como el FG se desvían hacia valores de presión más bajos. En un intervalo con una formación mecánicamente débil (C), el límite inferior de la ventana de densidad del lodo está definido por la presión de colapso del pozo (verde) y no por la presión de poro. En el Intervalo D, la presión de poro es alta y el FG es bajo, lo que se traduce en una ventana de densidad del lodo muy estrecha, que podría constituir un desafío al control de la ECD.

Lost CirculationFigure 5_3

Presión de sobrecargaGradiente de fractura

Presión de poroPresión de colapso del pozo

Ventanade ECD

A

B

C

D

Prof

undi

dad

Presión

> Perfiles de pozos en función de la densidad del lodo. Si la densidad del lodo de perforación, o la ECD, se monitorea cuidadosamente y se mantiene dentro de la ventana de ECD estable del pozo (línea verde), se asegura la existencia de un pozo en calibre sin fluidos que entran y salen de éste (extremo superior, centro). Si la ECD cae por debajo de esta ventana estable, el pozo ingresa en un régimen de inestabilidad, en el que el fluido de yacimiento comienza a ejercer presión sobre el pozo y comienza su deformación (extremo superior, segundo contado desde la izquierda). La ECD continúa reduciéndose y alcanza la presión de poro (Pporo). Por debajo de esta presión, el fluido de formación (flechas rojas, extremo superior izquierdo) ingresa en el pozo sin disminuir y puede ocasionar su colapso y la liberación incontrolada de los fluidos de producción en la superficie a través del pozo. El otro extremo del continuum de ECD (línea naranja, derecha) comienza con una densidad de lodo demasiado grande, que hace que el lodo de perforación induzca la formación de fracturas o ingrese en las fracturas existentes (extremo superior, segundo contado desde la derecha). Si la ECD es demasiado elevada, se alcanza la presión de fracturamiento (ruptura) de la formación (Pruptura); por encima de esta presión, se producen pérdidas severas de fluido (extremo superior derecho).

Lost CirculationFigure 6_4

Influjodescontrolado

de fluidos

Deformacióndel pozo

Pozo encalibre

Ventana de ECD estable

Ventana segura

ECDBaja Alta

Pérdidas severasde fluidos

Flujo de fluidoshacia el interiorde las fracturas

Pporo Pruptura

Pozo Pozo

Pozo

PozoPozo Pozo

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de pérdidas de circulación nuevas. Los pozos ERD de más de 10 km [6,2 millas] de profundidad total también plantean desafíos en el manejo de la ECD.10

Los desafíos que plantea la pérdida de circu-lación surgen cuando los perforadores apuntan como objetivo a zonas agotadas de campos en proceso de maduración. La producción de estos campos causa la reducción de la presión de poro en algunas de las capas de formación, lo que a su vez genera una reducción del gradiente de frac-tura y la necesidad de disminuir las densidades del lodo. Cuando además existen lutitas supraya-centes e interestratificadas presentes, se requiere un valor elevado de densidad del lodo para preve-nir el colapso del pozo y el posible influjo de fluido. En este tipo de escenario, las capas agotadas deben ser perforadas con un alto sobrebalance, y los perforadores deben adoptar medidas para prevenir las pérdidas de circulación. Si bien en algunas formaciones del Golfo de México se han registrado sobrebalances de 90 MPa [13 000 lpc], los valores más habituales se encuentran en el rango de 20 a 30 MPa [2 900 a 4 300 lpc], tales como los observados en el Mar del Norte.11

Encuadre del desafíoLa industria ha desarrollado un abanico de tec-nologías y servicios diseñados para prevenir o mitigar los incidentes de pérdidas de circulación. La selección de la solución adecuada generalmente comienza con la clasificación de la velocidad de pérdida de fluido o su magnitud. Las pérdidas de

fluidos se dividen en tres categorías: filtración, pérdidas parciales y pérdidas severas.

La filtración, que es la pérdida menos severa, adopta la forma de pérdida total de lodo con una velocidad inferior a 1,6 m3/h [10 bbl/h]. Estas pér-didas se producen generalmente por el flujo de fluido hacia los poros de la formación y no hacia las fracturas. Las pérdidas por filtración se aso-cian usualmente con la pérdida total de lodo en el sistema de redes de poros en el que aún no se ha desarrollado el revoque de filtración.12 La veloci-dad de filtración es estrictamente una función del sobrebalance y la permeabilidad de la roca.

Para localizar las pérdidas por filtración con precisión, los ingenieros deben dar cuenta de otros cambios de volumen producidos en el lodo de perforación. Estos cambios incluyen la remo-ción de recortes —fragmentos de roca desalojados por la barrena de perforación a medida que corta la roca para formar el pozo— y la evaporación de la porción del lodo de perforación correspondiente al fluido en la superficie. Los ingenieros deben determinar con precisión la reducción del volu-men del lodo de perforación, que es causada por la remoción de los recortes y cualquier lodo resi-dual presente en éstos. La evaporación de la fase acuosa de un lodo a base de agua constituía un problema más importante en el pasado, cuando se utilizaban piletas de lodo descubiertas; cavida-des grandes cavadas en el terreno para contener el fluido de perforación. La preocupación por el medio ambiente instó a la industria a reemplazar estas piletas por recipientes de acero cerrados que contienen entre 160 y 320 m3 [1 000 y 2 000 bbl] de lodo de perforación.

Los perforadores verifican las pérdidas por filtración despegando la barrena del fondo del pozo, desactivando todos los equipos de mezcla y de remoción de sólidos no esenciales, y verifi-cando posteriormente los volúmenes de lodo con y sin circulación. Una vez que se establece la pér-dida de un volumen de lodo de perforación debido al fenómeno de filtración, el operador debe decidir si repara las filtraciones o continúa la perforación. Esta decisión depende a menudo de los costos del fluido de perforación y del tiempo de equipo de per-foración, la estrechez del margen de perforación y la probabilidad de que se registre NPT como resul-tado de la ocurrencia de incidentes tales como daño de formación o atascamiento de la tubería.13

Las pérdidas parciales de fluidos —1,6 a 16 m3/h [10 a 100 bbl/h]— representan el peldaño siguiente de la escalera de la pérdida de circulación. Los per-foradores se enfrentan con las mismas decisiones para las pérdidas parciales que para las pérdidas por filtración, pero dado que se pierden volúmenes

más grandes de fluido de perforación, deben consi-derar las medidas de remediación con más cuidado. El costo del fluido de perforación desempeña un rol importante: si el fluido es relativamente eco-nómico y la densidad del lodo puede ser mane-jada en forma razonable dentro del margen de perforación, se puede contemplar la posibilidad de continuar la perforación sin adoptar medidas de remediación. El punto en el cual el costo de la pérdida de los fluidos de perforación se vuelve demasiado elevado para ser ignorado varía según el pozo y según el operador.

Cuando los fluidos de perforación ingresan en la formación a través de fracturas, vacuolas o cavernas con una velocidad de más de 16 m3/h, las pérdidas se clasifican como severas. Estas pérdi-das incluyen las pérdidas totales, en las que no existe viaje de retorno de ningún volumen de fluido de perforación a la superficie. Las consecuencias de este tipo de incidente pueden implicar inci-dentes de control de pozos e incidentes de perfo-ración a seco, en los que la continuación de la perforación después de una pérdida total pro-duce daños a la barrena de perforación, la sarta de perforación o el pozo.

Fortalecimiento del pozoLos especialistas en fluidos han desarrollado una diversidad de métodos para mejorar la integridad del pozo y prevenir las pérdidas de circulación. A estas prácticas se alude en forma colectiva como métodos de fortalecimiento del pozo e incluyen estrategias que alteran los esfuerzos presentes alrededor del pozo y minimizan las pérdidas de fluidos. Los operadores emplean numerosas téc-nicas para prevenir las pérdidas de circulación mediante mecanismos físicos o mecánicos, res-pecto de los cuales se especula que operan de maneras fundamentalmente diferentes:•Laresistenciaalapropagacióndelasfracturas

aísla la punta de las fracturas existentes e incre-menta mecánicamente la presión de reapertura de las fracturas, lo que aumenta la resistencia a su propagación.14

•Elmejoramientodelosesfuerzostangencialesincrementa mecánicamente los esfuerzos pre-sentes en la región vecina al pozo y los valores de Pfuga o, más probablemente, Pruptura.15

•Latécnicadeesfuerzosdecierredelafracturarellena y expande las fracturas, a la vez que aísla la punta de la fractura e incrementa los esfuer-zos presentes en la región vecina al pozo.16

•Elaislamientodelpozoaíslafísicamentelafor-mación de la presión del pozo.17

Si bien no existe un consenso industrial acerca de la técnica fundamental que interviene, sí hay

>Materiales para pérdidas de circulación. Mientras que los materiales de fortalecimiento del pozo (WSMs) se consideran una medida preventiva para los desafíos que plantean los problemas de pérdidas de circulación, pueden categorizarse como un subconjunto especial de materiales para pérdidas de circulación (LCMs). La mayoría de los LCMs se agregan al fluido de perforación una vez que se ha iniciado un incidente de pérdida de circulación.

Lost CirculationFigure 7_3

MármolGrafito sintético

Fibras granularesduras

Materiales para pérdidas de circulación

Materiales de fortalecimiento del pozo

La mayoría delas sales

Materiales reactivos

La mayoría delas fibras

LáminasPlacas

Escamas

Gránulos blandos

Volumen 23, no.4 31

coincidencia en cuanto a que el fortalecimiento del pozo es un fenómeno real. Los efectos generales de estos mecanismos consisten en elevar la presión a la que se producen las pérdidas incontroladas y de ese modo ampliar el margen de perforación. Luego, el pozo puede tolerar presiones más altas y, como lo indican los datos derivados de las medi-ciones, parece más resistente aunque no se haya producido ningún cambio real en la resistencia de la roca. Por este motivo, algunos profesionales pro-pusieron los términos “estabilización del pozo” o “extensión del margen de perforación” para desig-nar este fenómeno, pero los antecedentes históri-cos y el uso cotidiano del término “fortalecimiento del pozo” por parte de la industria contribuyen a mantener su uso generalizado.18

Estos mecanismos teóricos de fortalecimiento del pozo tienen un componente en común: materia-les en partículas dimensionadas específicamente y diseñadas especialmente, que se agregan al fluido de perforación. Cualquier material en partículas que actúe deteniendo o aminorando la pérdida de lodo se denomina material para pérdidas de circulación (material de obturación) (LCM), y

puede incluir gránulos blandos, sales insolubles, escamas o fibras (página anterior). En su mayo-ría, estos materiales resultan útiles para mitigar, o reparar, la pérdida total de lodo. Los materiales de fortalecimiento del pozo (WSMs), una catego-ría de LCMs, demostraron ser efectivos no sólo para la mitigación de las pérdidas sino también para su prevención.

Los operadores optan por un determinado WSM según el mecanismo de fortalecimiento del pozo deseado. A continuación se describen los mecanismos principales.

Resistencia a la propagación de la fractura (FPR)— La teoría FPR de prevención de las pér-didas de circulación sostiene que el LCM se hace penetrar en una fractura incipiente o existente para obturar, sellar y aislar la punta de la fractura e incrementar así la resistencia de la formación a la propagación de la fractura. La detención de esta propagación también detiene el incidente de pérdida de circulación.

El mecanismo para la FPR se originó en un proyecto industrial conjunto (JIP) denominado Asociación de Ingeniería de Perforación (DEA)-13,

que se llevó a cabo a mediados de la década de 1980 para determinar porqué el lodo a base de aceite (OBM) parecía arrojar un gradiente de frac-tura más bajo que el lodo a base de agua (WBM).19 El proyecto no indicó la existencia de diferencias en la presión de iniciación de la fractura para los diferentes tipos de fluidos y formulaciones en los pozos intactos, pero detectó diferencias significa-tivas en el comportamiento de la propagación de la fractura, que era afectado por el tipo de fluido y su composición.

Esta diferencia se explicó a través de un fenó-meno conocido como control del crecimiento lon-gitudinal de la fractura (arenamiento inducido).20 Cuando comienza el crecimiento de la fractura, el pozo pierde instantáneamente un volumen de fluido de perforación en el nuevo espacio intersti-cial de la fractura. Si el fluido contiene LCM, la introducción de fluido en la fractura produce una acumulación del LCM que aísla, o protege, la punta de la fractura de la presión máxima del lodo de invasión. Los medios por los que se pro-duce esta acumulación de LCM varían con el tipo de fluido utilizado (arriba).

> Tipo de lodo, revoque de filtración y propagación de la fractura. En un sistema que utiliza un WBM (izquierda), la punta de la fractura es sellada por un revoque de filtración externo que se acumula para prevenir la comunicación de presión efectiva entre el fluido de perforación y la punta, lo que previene la extensión de la fractura. La distancia radial hasta el pozo que ocupa el fluido de perforación en la fractura se define como Rfluido. El espesor del revoque de filtración que se acumula entre el fluido de perforación y el inicio de la punta de la fractura se define como Rrevoque. La extensión de la punta del revoque, Rpunta, se mide desde el extremo del Rrevoque hasta el borde externo del lugar en que los sólidos del fluido de perforación (partículas negras) se encuentran con la formación. En un sistema que utiliza un OBM o un SBM (derecha), un revoque de filtración interno permite la comunicación de presión máxima con la punta, lo que facilita la extensión de la fractura a presiones de propagación más bajas que con un WBM. Rfluido se define de la misma manera que en una técnica WBM. Rpunta es la distancia entre Rfluido y la extensión de la punta del revoque, que además incorpora los sólidos del fluido de perforación. (Adaptado de van Oort et al, referencia 10.)

Lost CirculationFigure 8_3

Revoque de filtración externo

Fractura

Rfluido Rrevoque Rpunta

Fractura

Rpunta

Revoque de filtración interno

Rfluido

10. van Oort E, Friedheim J, Pierce T y Lee J: “Avoiding Losses in Depleted and Weak Zones by Constantly Strengthening Wellbores,” artículo SPE 125093, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns, 4 al 7 de octubre de 2009.

11. Growcock F, Kaageson-Loe N, Friedheim J, Sanders M y Bruton J: “Wellbore Stability, Stabilization and Strengthening,” presentado en la Conferencia y Exhibición Mediterránea Marina, Ravenna, Italia, 25 al 27 de marzo de 2009.

12. El revoque de filtración es el residuo sólido depositado en el pozo cuando la lechada de lodo de perforación es forzada contra éste bajo presión, lo que se produce en condiciones de perforación de sobrebalance.

13. El atascamiento de la tubería tiene lugar cuando la columna de perforación no puede desplazarse hacia

arriba, hacia abajo o rotar libremente en el pozo, según las necesidades. Las pérdidas por filtración incrementan el riesgo de atascamiento diferencial mediante la generación de revoques de filtración más espesos en la pared del pozo, lo que incrementa el área de contacto entre éste y la columna de perforación.

14. Morita N, Black AD y Fuh G-F: “Theory of Lost Circulation Pressure,” artículo SPE 20409, presentado en la Conferencia Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns, 23 al 26 de septiembre de 1990.

van Oort et al, referencia 10.15. Aston MS, Alberty MW, McLean MR, de Jong HJ y

Armagost K: “Drilling Fluids for Wellbore Strengthening,” artículo IADC/SPE 87130, presentado en la Conferencia de Perforación de las IADC/SPE, Dallas, 2 al 4 de marzo de 2004.

16. Dupriest F: “Fracture Closure Stress (FCS) and Lost Returns Practices,” artículo SPE/IADC 92192, presentado en la Conferencia de Perforación de las SPE/IADC, Ámsterdam, 23 al 25 de febrero de 2005.

17. Benaissa S, Bachelot A y Ong S: “Preventing Mud Losses and Differential Sticking by Altering Effective Stress of Depleted Sands,” artículo IADC/SPE 103816, presentado en la Conferencia de Tecnología de Perforación de la Región del Pacífico Asiático de las IADC/SPE, Bangkok, Tailandia, 13 al 15 de noviembre de 2006.

18. van Oort et al, referencia 10.19. Morita et al, referencia 14.20. van Oort et al, referencia 10.

32 Oilfield Review

Si se utiliza un lodo WBM, el crecimiento de la fractura produce un revoque deshidratado, o tapón, de LCM que aísla la punta de la fractura y cercena su crecimiento posterior. El uso de LCM en un lodo WBM generalmente produce presiones elevadas de propagación de la fractura; la fractura continúa creciendo sólo si la presión del lodo es suficiente-mente alta como para perforar la barrera de LCM y llegar nuevamente a la punta de la fractura. No obs-tante, una vez que se produce esta situación y la propagación de la fractura comienza otra vez, se empieza a acumular LCM adicional en la punta hasta que ésta se sella nuevamente.

Los fluidos no acuosos (NAFs), término colec-tivo para los lodos OBM y los SBM, utilizan el fluido acuoso emulsionado para penetrar la roca permea-ble y formar un revoque de filtración muy com-pacto y ultra-delgado en el interior de la pared de la fractura. Cuando una fractura se propaga en presencia de un fluido NAF, la emulsión inversa sella rápidamente las caras de la fractura, lo que limita la pérdida de fluido hacia la formación.

En consecuencia, es muy poco el material sólido que se deposita en la fractura y no se forma una barrera coherente de LCM o de revoque de filtra-ción. En los fluidos NAF, el resultado es que la pre-sión cerca de la punta de la fractura se aproxima a la presión del pozo, en tanto que en los lodos WBM, la presión cerca de la punta de la fractura se reduce significativamente. En consecuencia, la propagación de la fractura se produce con menos facilidad con los fluidos WBM que con los fluidos NAF, de modo que el FG efectivo para los lodos WBM es mayor que para los fluidos NAF. Esto se traduce en márgenes de perforación más estrechos para un fluido NAF que para un lodo WBM, lo que puede plantear desafíos significativos a la hora de construir pozos con márgenes de perforación bajos.

El proyecto DEA-13 reveló además que la compo-sición y la distribución granulométrica de las sustan-cias en partículas en el fluido revestían una importancia crucial para el éxito del método FPR. Las actividades de investigación de laboratorio desa-rrolladas fuera del proyecto DEA-13 condujeron al

desarrollo de un elemento WSM especial denomi-nado material para pérdidas de circulación (LPM) que inhibía el crecimiento longitudinal de la fractura.21

Estas actividades de investigación demostraron que el material LPM debe estar presente en el lodo en todo momento durante la perforación porque el método FPR es de tratamiento preven-tivo continuo. Los resultados indicaron además que debía haber material LPM presente con una distribución granulométrica oscilante entre 250 y 600 micrones [malla de 60/30], si bien los traba-jos subsiguientes a cargo de Shell —una compa-ñía defensora del método FPR— indican que la distribución granulométrica debería ser una fun-ción del tipo de formación a fortalecer.22

Los tipos de WSM considerados más efectivos para el sellado sistemático de una fractura y la minimización de las pérdidas de fluido a través de la punta de la fractura son el grafito sintético, las cáscaras de nuez molidas y las partículas de celulosa dispersables en aceite. Las mezclas de estos materiales en diversas proporciones demos-

> Recuperación del WSM. El proceso de recuperación del WSM para su reutilización subsiguiente comienza con una línea de flujo que recoge los sólidos del fluido de perforación (incluidos los recortes y los WSMs bombeados originalmente en el fondo del pozo para su fortalecimiento) del pozo y los pasa a través de las zarandas vibratorias (temblorinas), que remueven las partículas muy grandes. El fluido y las partículas remanentes (flechas rojas) atraviesan luego un transportador a tornillo y un secador de recortes para remover los recortes residuales del fluido de perforación. Luego, el fluido pasa a través del sistema de recuperación con manejo del tamaño de las partículas MPSRS, que separa posteriormente el WSM de los recortes de perforación más pequeños. Un centri- fugador efectúa el último proceso de separación, el cual remueve los recortes de perforación más pequeños del WSM (flecha azul). El efluente, o el WSM, proveniente de las zarandas vibratorias, la unidad MPSRS y el centrifugador se envía de regreso al sistema activo para su reintroducción en el pozo.

Lost CirculationFigure 9_3

Secador derecortes

Eliminación derecortes gruesos

Eliminación derecortes finos

Transportadora tornillo

Zarandas vibratorias (temblorinas)

UnidadMPSRS

Línea de flujo

RecuperaciónEfluente

Centrifugador

Al sistema activo

Efluente

Efluente

Volumen 23, no.4 33

traron las ventajas del desempeño sinergístico, tanto en pruebas de laboratorio como en pruebas de campo. Estos materiales deben estar presen-tes en el lodo en concentraciones comprendidas entre 43 y 57 kg/m3 [15 y 20 lbm/bbl], y se reciclan y reintroducen continuamente en el pozo para asegurar la protección permanente a medida que se perforan nuevas secciones.

Las pruebas de campo demostraron la impor-tancia de mantener tanto la concentración como la distribución granulométrica del WSM en el lodo.23 Esta necesidad condujo al desarrollo de equipos internos de reciclado de WSM, tales como la tec-nología del sistema de recuperación con manejo del tamaño de las partículas MPSRS. Este sis-tema remueve los recortes de perforación y los sólidos de baja densidad que pueden incidir

negativamente en la reología del lodo y la ECD, a la vez que se recupera el material WSM en los rangos granulométricos adecuados para incre-mentar la resistencia FPR (página anterior).24

Shell introdujo el concepto FPR con la tecno-logía MPSRS en el año 2006, en los pozos subma-rinos del Golfo de México. La contribución de las pérdidas de circulación al NPT disminuyó signifi-cativamente en estos pozos a lo largo de un período de cuatro años (izquierda). Esto contrasta con los sistemas alternativos de remoción de los recortes de perforación compuestos por zarandas vibrato-rias (temblorinas) con tres niveles, que se configu-ran en serie. Los recortes son removidos del nivel superior (provisto de los cedazos más gruesos), los finos son removidos del nivel inferior (con los ceda-zos más finos) y la mayor parte del WSM grueso no degradado queda atrapado en el nivel intermedio y es derivado de regreso al sistema activo.25

Mejoramiento del esfuerzo tangencial: El con-cepto de la celda de esfuerzos— Según un segundo modelo de fortalecimiento del pozo, la teoría de la celda de esfuerzos, los esfuerzos tangenciales presentes en la pared del pozo pueden incremen-tarse mediante el agregado de un material WSM adecuado al fluido de perforación. Un lodo de per-foración tratado previamente con WSM circula en un estado de sobrebalance para inducir fracturas someras en la región vecina al pozo.

Estas fracturas recién creadas actúan com-primiendo el pozo, lo que genera un esfuerzo tan-gencial adicional, o celda de esfuerzos. El lodo cargado con WSM ingresa en estas fracturas some-ras, y las partículas dimensionadas de WSM comien-zan a acumularse y a obturar la zona cercana a la pared del pozo. La acumulación adicional de WSM forma un sello hidráulico cerca de la boca de cada fractura; como resultado, no puede ingresar más lodo desde el pozo y el fluido contenido en la fractura se pierde en la formación.

Esta pérdida reduce la presión hidráulica pre-sente en la fractura, lo que hace que ésta comience a cerrarse. No obstante, la presencia del puente de WSM encajado en la boca de la fractura pre-viene el cierre total y mantiene un esfuerzo tan-gencial adicional. La presencia de una o más de estas fracturas apuntaladas incrementa el esfuerzo

>NPT atribuido a problemas de pérdidas de circulación. Después de que Shell introdujo el mecanismo FPR y el equipo MPSRS en el tercer trimestre de 2006, la contribución de los problemas de pérdidas de circulación al NPT se redujo significativamente; disminuyó de 12% al comienzo de la estrategia de fortalecimiento del pozo a 1% en el año 2009. El fenómeno de pérdida de circulación se redujo sustancialmente como una de las categorías de problemas más importantes en una clasificación del NPT de Shell; pasó del rango 3 al rango 18. (Adaptado de van Oort et al, referencia 10.)

Lost CirculationFigure 10_2

2006 2007

2008 2009

NPT rango 312%

1% 1%

4%

88% 96%

99% 99%

NPT rango 18

NPT atribuido a pérdidas de circulación Atribuido a otras causas

21. Fuh G-F, Morita N, Boyd PA y McGoffin SJ: “A New Approach to Preventing Lost Circulation While Drilling,” artículo SPE 24599, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Washington, DC, 4 al 7 de octubre de 1992.

22. van Oort et al, referencia 10.23. Sanders MW, Young S y Friedheim J: “Development and

Testing of Novel Additives for Improved Wellbore Stability and Reduced Losses,” artículo AADE-08-DFHO-19, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica de Fluidos de la AADE, Houston, 8 al 9 de abril de 2008.

Friedheim J, Sanders MW y Roberts N: “Unique Drilling Fluids Additives for Improved Wellbore Stability and Reduced Losses,” presentado en el Seminario Internacional de Fluidos de Perforación, Terminación y Cementación de Pozos (SEFLU CEMPO), Isla Margarita, Venezuela, 19 al 23 de mayo de 2008.

Tehrani A, Friedheim J, Cameron J y Reid B: “Designing Fluids for Wellbore Strengthening—Is It an Art?” artículo AADE-07-NTCE-75, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Nacional de la AADE, Houston, 10 al 12 de abril de 2007.

24. van Oort E, Browning T, Butler F, Lee J y Friedheim J: “Enhanced Lost Circulation Control Through Continuous Graphite Recovery,” artículo AADE-07-NTCE-24, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Nacional de la AADE, Houston, 10 al 12 de abril de 2007.

Butler F y Browning T: “Recovery System,” Patente de EUA No. 7.438.142 (21 de octubre de 2008).

25. Growcock F, Alba A, Miller M, Asko A y White K: “Drilling Fluid Maintenance During Continuous Wellbore Strengthening Treatment,” artículo AADE-10-DF-HO-44, presentado en la Conferencia y Exhibición de Fluidos de la AADE, Houston, 6 al 7 de abril de 2010.

34 Oilfield Review

tangencial, por lo que se necesita una presión de pozo más elevada para extender o crear fracturas adicionales (derecha).

Las actividades de investigación de la industria indican que para que este mecanismo prospere, se requieren altas concentraciones de aditivos de obturación; éstos deben ser suficientemente resis-tentes como para resistir los esfuerzos de cierre y deben estar dimensionados correctamente para obturar la zona cercana a la boca de la fractura, en vez de hacerlo a mayor profundidad en la formación. Además, deben formar un puente impermeable de manera de minimizar la pérdida a través del puente, permitiendo que se reduzca la presión presente en la fractura. Los materiales tales como las mezclas grafíticas, el mármol, las cáscaras de nuez y el coque de petróleo molido, funcionan bien al igual que con el mecanismo FPR. Para una aber-tura de fractura de 1 mm [0,04 pulgada], se ha sugerido una distribución del tamaño de las par-tículas oscilante entre arcillas coloidales y valo-res cercanos a 1 mm.26

Históricamente, el material WSM ha sido apli-cado como una fase de inyección forzada en forma de píldora; un volumen relativamente pequeño (menos de 32 m3 [200 bbl]) de fluido agregado al pozo de una sola vez. No obstante, cuando lo han permitido la ingeniería y la logística, el WSM se ha aplicado a todo el lodo en forma continua. Los tra-tamientos con celdas de esfuerzos generalmente requieren al menos 25 kg/m3 [9 lbm/bbl] de WSM en el lodo. Se puede utilizar un sistema de recu-peración de sólidos, tal como un sistema de zarandas de tres niveles configurado en serie, para levantar los recortes de perforación y remo-ver los finos, a la vez que se captura el material en partículas del tamaño del WSM para su trans-porte de regreso al sistema activo. Las zarandas provistas de cedazos gruesos (malla de 10/20) solamente, pueden ser suficientes, si bien remo-verían únicamente los recortes y dejarían el WSM y los finos perforados en el lodo. La acumulación de finos podría ser tolerable, especialmente para el fortalecimiento de los intervalos cortos perfo-rados con fluidos NAF tolerantes a los sólidos, pero la remoción de todos los sólidos innecesa-rios se considera la mejor práctica.

Esfuerzo de cierre de fractura— Un tercer modelo de fortalecimiento del pozo, el modelo de esfuerzo de cierre de fractura (FCS), fue desarro-llado a mediados de la década de 1990 y aún se aplica ampliamente en la industria.27 Este método presenta ciertas similitudes con el concepto de las celdas de esfuerzos, especialmente en cómo el WSM tapona y comprime las fracturas abiertas para incrementar el esfuerzo tangencial cerca del pozo y detener la propagación de las fracturas.

No obstante, a diferencia del proceso de forma-ción de celdas de esfuerzos —que inicia las fracturas antes de detener rápidamente su crecimiento— el tratamiento FCS es para las altas pérdidas de fluidos en las fracturas existentes. Si bien en este método el WSM puede ser aplicado como un tratamiento de lodo completo, generalmente se aplica mediante píl-doras para altas pérdidas de fluidos.

Según la teoría FCS, un tratamiento efectivo debe aislar la punta de la fractura. Los científicos consideran que esto es así debido al drenaje rápido del fluido portador proveniente de la mezcla de lodo, a medida que las partículas se comprimen y se aglutinan durante la fase de inyección forzada para luego formar un tapón en la fractura. El tapón pronto se vuelve inmóvil y cercena la comunica-ción entre la punta de la fractura y el pozo, con lo cual impide la transmisión de la presión a la punta y detiene la propagación de la fractura. Esto per-mite un incremento de la presión del pozo y un aumento consiguiente del ancho de la fractura.

En consecuencia, es importante que las partícu-las puedan deformarse, o ser trituradas, durante la aplicación de un tratamiento de inyección forzada. El WSM ideal debería componerse de partículas relativamente grandes de tamaño similar y rugo-sidad considerable que no se empacan bien, tales como la diatomita y la barita.28 A menudo, se requiere más de un tratamiento FCS.

La teoría FCS sostiene que el tapón de mate-rial en partículas puede manifestarse en cualquier lugar de la fractura, no sólo cerca de la boca como sucede con las celdas de esfuerzos. Para este mecanismo, si bien la resistencia a la compresión del WSM no es importante, la alta pérdida de fluido es crítica porque acelera la formación del tapón inmovilizado. Alternativamente, puede pro-ducirse pérdida de filtrado a través de la genera-ción de microfracturas o la extensión de la fractura existente, lo que permite la deslicuefacción del WSM y la formación de un tapón antes del comienzo de la pérdida total de lodo.

Aislamiento del pozo— Como cuarta estrate-gia de fortalecimiento del pozo, se han propuesto varios métodos de aislamiento de un pozo durante la perforación para sellar la formación de un modo

similar a la protección de un pozo con tubería de revestimiento.29 En ciertos casos, los materiales WSMs para esta aplicación son flexibles para con-trolar las pérdidas de fluidos que poseen la capaci-dad para penetrar o sellar la roca. El concepto implica la reducción de la permeabilidad de la roca hasta que alcance un valor cercano a cero mediante el relleno de la roca con un material de igual o mayor resistencia a la tracción.

Varios materiales para bajas pérdidas de flui-dos han sido implementados con el fin de lograr este efecto, el cual básicamente implica la forma-ción de un revestimiento de tipo cemento en la pared del pozo. Esta barrera sirve para aislar el pozo tanto de la invasión de fluidos como de la presión del pozo. A raíz de los avances registra-dos en la química del lodo, se han desarrollado materiales en micro y nanopartículas que pueden reducir la permeabilidad hasta niveles insignifican-tes, pero el aislamiento de la presión del pozo sigue siendo un objetivo elusivo. El efecto de empaste, que se cree que tiene lugar durante las operacio-nes de perforación con tubería de revestimiento o tubería de revestimiento corta (liner), puede tomarse como un ejemplo de aislamiento del

> El concepto de la celda de esfuerzos. En esta estrategia de fortalecimiento del pozo, se forma una fractura que se sella rápidamente con WSMs (pequeños círculos marrones). Los WSMs obturan y sellan la boca de la fractura. Este sello genera un esfuerzo de compresión, o celda de esfuerzos, en la roca adyacente, que refuerza efectivamente el pozo. Para lograr la estabilidad de la fractura, Ppunta —que en términos prácticos es equivalente a Pporo— debe ser menor que Plodo, que se aísla detrás del sello de WSM.

Lost CirculationFigure 11_3

Plodo

Ppunta

Pporo

= Presión del lodo= Presión en la punta de la fractura= Presión de poro

Para la estabilidad,Ppunta ~ Pporo < Plodo

Plodo

Ppunta

Pporo Pozo

Fractura

26. Aston et al, referencia 15.27. Dupriest, referencia 16.28. Grupo de Servicios Técnicos de M-I SWACO: “Chapter

7: Wellbore Strengthening Solutions,” Houston: M-I SWACO, Prevention and Control of Lost Circulation (17 de marzo de 2011): 7:1–7.

29. Benaissa et al, referencia 17. 30. Karimi M, Moellendick E y Holt C: “Plastering Effect of

Casing Drilling; a Qualitative Analysis of Pipe Size Contribution,” artículo SPE 147102, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Denver, 30 de octubre al 2 de noviembre de 2011.

31. Para obtener más información, consulte: Lund JW: “Characteristics, Development and Utilization of

Geothermal Resources,” Geo-Heat Center Quarterly Bulletin 28, no. 2 (Junio de 2007), http://geoheat.oit.edu/bulletin/bull28-2/bull28-2-all.pdf (Con acceso el 15 de octubre de 2011).

Beasley C, du Castel B, Zimmerman T, Lestz R, Yoshioka K, Long A, Lutz SJ, Riedel K, Sheppard M y Sood S: “Aprovechamiento del calor de la Tierra,” Oilfield Review 21, no. 4 (Junio de 2010): 4–13.

32. Para obtener más información, consulte: Oliver JE: “New Completion System Eliminates Remedial Squeeze Cementing for Zone Isolation,” artículo SPE 9709, presentado en el Simposio sobre Recuperación de Petróleo y Gas de la Cuenca Pérmica de la SPE de la AIME, Midland, Texas, 12 al 13 de marzo de 1981.

Volumen 23, no.4 35

pozo porque se cree que los finos se adhieren a las paredes del pozo formando una barrera com-pacta para la invasión de fluidos.30

Algunas técnicas de fortalecimiento del pozo escapan a los procesos de clasificación sencillos. Un ejemplo es el tratamiento para pérdidas de circulación Losseal, una píldora diseñada que mezcla una fibra flexible con una fibra firme para obturar sinergísticamente las fracturas y detener la pérdida de fluido.

Teóricamente, el tratamiento forma un reticu-lado impermeable que impide el ingreso del fluido en la fractura; su resistencia es suficiente para tole-rar el incremento adicional de presión causado por el incremento de la densidad del lodo. La píl-dora puede ser bombeada a través de un arreglo de fondo de pozo o una columna de perforación libre de conexiones en el extremo y es aplicable en pozos afectados por la presencia de fracturas naturales, yacimientos agotados y zonas de pérdidas de circu-lación inducidas por la perforación.

La solución Losseal también se ha aplicado en escenarios de pérdidas de circulación ajenos a la industria del petróleo y el gas. Enel Green Power utilizó recientemente el sistema con el fin de resol-ver un problema de pérdidas de circulación durante la perforación de un pozo geotérmico en Italia. Para extraer energía de un pozo geotérmico, el operador perfora zonas del subsuelo de alta tem-peratura e inyecta agua, que luego es calentada y bombeada de regreso a la superficie donde se la utiliza como fuente para la calefacción doméstica o para la generación de electricidad en aplicacio-nes industriales, a temperaturas más elevadas.31

Los pozos geotérmicos perforados previamente en la misma área atravesaron una sección de luti-tas a profundidades someras, seguida por una for-mación de calizas en la que las pérdidas de fluidos oscilaban entre 10 m3/h [63 bbl/h] y la pérdida total de fluido.

Históricamente, las soluciones para los pro-blemas de pérdidas de fluidos registrados en estos pozos incluían la inyección forzada de cemento con fines de remediación para lograr el aisla-miento vertical de un intervalo de terminación. Para los pozos más nuevos, el operador deseaba evitar el costo y el tiempo adicional asociado con las operaciones de inyección forzada. Por otra parte, dichas operaciones habían producido daño a la formación y ese daño deterioraba la producción.32

El operador bombeó una píldora Losseal de 32 m3 [200 bbl] en la zona de pérdida de circula-ción y monitoreó la presión del pozo como una fun-ción del tiempo. Si bien la presión se incrementó inicialmente en 200 lpc [1,4 MPa] durante el movi-miento de la píldora a través del pozo, una caída

súbita de la presión indicó que la píldora Losseal había taponado las fracturas. Posteriormente, la tubería de revestimiento corta se corrió hasta la profundidad total y se cementó en una sola etapa con técnicas de terminación convencionales. Durante esta operación no se registró pérdida alguna y se observó un ajuste perfecto con las predicciones del modelado.

Mediante la implementación de la operación de cementación en una sola etapa y el mejora-miento de la integridad del pozo, la compañía logró evitar una operación de inyección forzada de cemento con el consiguiente ahorro de tres días de tiempo de equipo de terminación de pozos. Se prevé que el mejoramiento del aislamiento zonal y la protección de la tubería de revestimiento, logra-dos con toda la sarta cubierta de cemento, incre-mentarán la vida productiva del pozo.

Investigación de los mecanismosEntre los mecanismos de fortalecimiento de pozos propuestos existen diferencias fundamen-tales (arriba). Dado que es imposible ver qué sucede en una fractura durante un tratamiento de fortalecimiento del pozo, la industria aún no ha alcanzado un consenso claro acerca de cuál es el mecanismo exacto que interviene.

Esta falta de acuerdo a nivel industrial generó una serie de JIPs diseñados para estudiar los fun-damentos del sellado de las fracturas, desarrollar soluciones de productos y establecer estándares industriales para las investigaciones relaciona-das con el fortalecimiento de los pozos.

Los primeros JIPs fueron auspiciados por Shell E&P Company, pero ahora son dirigidos por M-I SWACO, una compañía de Schlumberger. M-I SWACO llevó a cabo el primer JIP entre los años 2004 y 2006, y contó entre sus miembros con Shell, BP, ConocoPhillips, Chevron y Statoil. El JIP fue diseñado para definir primero el mejor método de modelado de fracturas basado en laboratorio,

que permitiera obtener datos reproducibles. El modelo de fractura resultante fue probado con un dispositivo utilizado con el fin de seleccionar los candidatos para la aplicación de LCM para el proceso de fortalecimiento del pozo. Este método identificó el mármol, el grafito, el coque de petró-leo molido, las cáscaras de nuez y las mezclas celulósicas patentadas como WSMs aceptables.

Un segundo JIP, llevado a cabo entre los años 2007 y 2010, incluyó muchos otros operadores y se centró en el esclarecimiento, a través de prue-bas de laboratorio, de las diferencias fundamen-tales entre las diversas teorías de fortalecimiento de pozos. Las prioridades en materia de investiga-ción fueron la comparación entre el sellado en la boca de la fractura —mejoramiento del esfuerzo tangencial— versus el sellado a través de toda la fractura (FPR), el ajuste de la distribución granu-lométrica del LCM en relación con el ancho de la fractura y la investigación del desempeño del LCM como una función del tipo de material y su concentración.

Un tercer proyecto industrial, el Acuerdo Cooperativo de Investigación III, se puso en mar-cha en diciembre de 2010 y se centró en el desarro-llo de soluciones para los problemas de pérdidas de circulación en condiciones extremas de fondo de pozo y en pozos emplazados en extensiones productivas de alto valor.

Numerosos operadores que trabajan en con-cordancia han comprometido recursos en proyec-tos de investigación dedicados al hallazgo de soluciones para el fenómeno de pérdida de circula-ción; el fortalecimiento del pozo es el núcleo de la investigación. A medida que la industria procura satisfacer el creciente apetito global de energía con recursos hidrocarburíferos no convencionales y cada vez más onerosos, es probable que utilice soluciones de fortalecimiento de pozos para ayu-dar a los operadores a perforar sus pozos de manera más eficiente. —TM

> Diferencias entre las técnicas de fortalecimiento del pozo. Una comparación de los fundamentos de las técnicas de fortalecimiento del pozo revela algunas diferencias esenciales.

Lost CirculationTable 1_3

Técnica de aplicación

Tipo de partículas de WSM

Tamaño de las partículas de WSM

Resistencia de las partículas de WSM

¿Se requiere alta pérdida de fluido?

¿Se requiere el aislamiento de la punta de la fractura?

¿Se aplica esfuerzo de formación o de cierre?

Categoría

Continua en el lodoo inyección forzada

con píldora

Importante

Importante

Levemente importante

No

No

No

Celda de esfuerzos

Continua en el lodo

Importante

Importante

No importante

No

Sí

No

Resistencia a lapropagación de la fractura

Continua en el lodoo inyección forzada

con píldora

No importante

No importante

No importante

Sí

Sí

Sí

Esfuerzo de cierrede la fractura

Lost CirculationTable 1_3