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4 Oilfield Review

Sellado de fracturas: Avances en el control de las pérdidas de circulación

De los numerosos tratamientos de control de pérdidas de circulación, algunos

requieren mucho tiempo y son ineficaces. Los avances introducidos en la tecnología

a base de fibras permiten la mitigación rápida y eficiente de las pérdidas y ahora

incluyen fibras autodegradables. Estas soluciones posibilitan operaciones de

taponamiento estables y la protección del yacimiento durante la perforación; luego,

los tapones se dispersan, posibilitando la producción de un yacimiento libre de daños.

La reducción o la pérdida de fluido de retorno a la superficie puede amenazar un proyecto de per-foración. Los incidentes de pérdidas de circula-ción no son poco comunes y tienen una diversidad de consecuencias, desde incrementar los costos de construcción de los pozos hasta poner en riesgo su estabilidad.

Los problemas de pérdidas de circulación se producen principalmente como resultado de per-forar a través de formaciones fracturadas, sub-presionadas, cavernosas o altamente permeables. Estas zonas ladronas, o de pérdidas de circula-ción, pueden hacer que las brigadas de perfora-ción pierdan el control de un pozo porque las zonas ladronas admiten fluido de perforación e impiden su retorno a la superficie.

Las consecuencias económicas de los proble-mas de pérdidas de circulación (LC) pueden ser significativas y los operadores a menudo agregan entre un 10% y 20% a sus presupuestos de perfora-ción como previsión ante el tiempo no productivo (NPT) atribuible a tales pérdidas. Además, la pérdida no controlada de fluido en la formación puede dañar el yacimiento, alterando sus carac-terísticas y afectando negativamente su poten-cial de producción.1

El primer registro de utilización de un fluido que no fuera agua para las operaciones de perfo-ración rotativa data del año 1901 y tuvo lugar en Spidletop, Texas, EUA, cuando los perforadores bombearon lodo extraído de piletas naturales de reserva en el pozo durante su perforación. Pero no existen registros de las propiedades de esta mez-cla lodosa, ni publicaciones de análisis o informa-ción relacionada con ese tema. El término “lodo” reapareció 13 años después cuando se utilizó un

fluido cargado de lodo —definido como una mezcla de agua y cualquier material arcilloso sus-pendido en agua durante un tiempo considera-ble— en una operación de perforación con herramientas operadas con cable llevada a cabo en Oklahoma, EUA.2

La historia de la primera aplicación de las solu-ciones para incidentes de pérdidas de circulación es tan poco clara como la historia de los primeros fluidos de perforación. Casi todos los sólidos pue-den ser utilizados para taponar una formación frac-turada, aplicando suficiente presión e inyectando partículas de propiedades y tamaños adecuados. Si el tapón se mantendrá en su lugar cuando se retomen los procesos de rotación y circulación, y si tolerará las vibraciones y los cambios de pre-sión, es un tema aparte. Los primeros materiales para pérdidas de circulación (LCM) a menudo se escogían por su fácil disponibilidad cerca de las localizaciones de perforación y su bajo costo. Ejemplos de materiales para pérdidas de circula-ción son las cáscaras de semillas de algodón, el cuero triturado, el aserrín, la paja y las cáscaras de nuez molidas.3 Con frecuencia, los materiales LCM se fabricaban con materiales residuales o de desecho de los procesos de manufactura. Las ope-raciones de perforación más complejas de nues-tros días generaron la necesidad de contar con materiales LCM especialmente diseñados.4

Las características de una formación determi-nan el tratamiento para controlar las pérdidas de circulación. La selección de la solución correcta depende del conocimiento de la formación y de la identificación del tipo y la causa de la pérdida. Por ejemplo, las acciones requeridas para tratar las pérdidas de fluidos en las rocas naturalmente

Santiago Pablo Baggini Almagro Neuquén, Argentina

Cliff FratesDorado E&P Partners,Denver, Colorado, EUA

Jeremy GarandTulsa, Oklahoma

Arnoud MeyerClamart, Francia

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review Otoño de 2014: 26, no. 3.Copyright © 2015 Schlumberger.CemNET, Losseal y PressureNET son marcas de Schlumberger.BAKER SQUEEZ es una marca de Baker Hughes.BAROFIBRE y BARO-SEAL son marcas registradas de Halliburton.FORM-A-BLOK es una marca de M-I, LLC.1. Cook J, Growcock F, Guo Q, Hodder M y van Oort E:

“Estabilización del pozo para prevenir pérdidas de circulación,” Oilfield Review 23, no. 4 (Junio de 2012): 26–35.

2. “Petroleum Engineering Technology Timeline,” Society of Petroleum Engineers, http://www.spe.org/industry/history/timeline.php (Se accedió el 10 de junio de 2014).

3. Messenger J: “Technique for Controlling Lost Circulation,” Patente de EUA No. 3.724.564 (12 de noviembre de 1971).

4. Loeppke GE, Glowka DA y Wright EK: “Design and Evaluation of Lost-Circulation Materials for Severe Environments,” Journal of Petroleum Technology 42, no. 3 (Marzo de 1990): 328–337.

5. Una píldora es una cantidad relativamente pequeña —generalmente menos de 32 m3 [200 bbl]— de una mezcla especial de fluido de perforación diseñada para ejecutar una tarea específica que el fluido de perforación regular no puede realizar.

6. Jain B, Khattak MA, Mesa AM, Al Kalbani S, Meyer A, Aghbari S, Al-Salti A, Hennette B, Khaldi M, Al-Yaqoubi A y Al-Sharji H: “Successful Implementation of Engineered Fiber Based Loss Circulation Control Solution to Effectively Cure Losses While Drilling, Cementing and Work Over Operations in Oman,” artículo SPE 166529, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns, 30 de septiembre al 2 de octubre de 2013.

7. Para obtener más información sobre las operaciones de fortalecimiento de pozos, consulte: Cook et al, referencia 1.

8. Ghalambor A, Salehi S, Shahri MP y Karimi M: “Integrated Workflow for Lost Circulation Prediction,” artículo SPE 168123, presentado en el Simposio y Exhibición Internacional de la SPE sobre el Control del Daño de la Formación, Lafayette, Luisiana, EUA, 26 al 28 de febrero de 2014.

9. Akbar M, Vissapragada B, Alghamdi AH, Allen D, Herron M, Carnegie A, Dutta D, Olesen J-R, Chourasiya RD, Logan D, Stief D, Netherwood R, Russell SD y Saxena K: “Evaluación de yacimientos carbonatados,” Oilfield Review 12, no. 4 (Primavera de 2001): 20–43.

10. Cook et al, referencia 1.11. Arshad U, Jain B, Pardawalla H, Gupta N y Meyer A:

“Engineered Fiber-Based Loss Circulation Control Pills to Successfully Combat Severe Loss Circulation Challenges During Drilling and Casing Cementing in Northern Pakistan,” artículo SPE 169343, presentado en la Conferencia sobre Ingeniería Petrolera para América Latina y el Caribe de la SPE, Maracaibo, Venezuela, 21 al 23 de mayo de 2014.

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fracturadas difieren de las necesarias para tratar las pérdidas en formaciones de alta porosidad y con agotamiento de presión. Además, las tempe-raturas de fondo de pozo y el tiempo de exposi-ción a las mismas pueden limitar el rango de tratamientos adecuados.

Los tratamientos habituales de problemas de pérdidas de circulación en yacimientos fractura-dos involucran un LCM mezclado en el fluido de perforación, ya sea dispersado a través de todo el fluido o como píldora.5 Estos tratamientos están diseñados para taponar las fracturas. Si bien estos materiales pueden proporcionar cierto éxito, la utilización de materiales dimensionados solamente no basta para asegurar la mitigación de las pérdidas, especialmente en formaciones con fracturas anchas. Dado que la apertura de las fracturas a menudo se desconoce, es probable que el tamaño del LCM sea incorrecto. Si son demasiado pequeñas, las partículas fluirán a tra-vés de las fracturas y si son demasiado grandes no penetrarán en las mismas. En cualquiera de ambos casos, si el tamaño del LCM es inapro-piado quedarán pérdidas sin reparar.6

La tecnología de perforación ha avanzado considerablemente desde sus primeros días en Spindletop; las operaciones de construcción y perforación de pozos son económicamente más efectivas y pueden ser ejecutadas de manera más segura que antes. A medida que apuntan a yaci-mientos cada vez más remotos y geológicamente complejos como objetivos, los operadores empu-jan los límites de los fluidos de perforación modernos y buscan tecnologías mejoradas para asegurar la integridad de los pozos. A fin de satis-facer estos desafíos, la industria continúa intro-duciendo soluciones de fortalecimiento de los pozos para contener el crecimiento de las fractu-ras inducidas y prevenir las pérdidas de circula-ción descontroladas desde los mismos.7

Este artículo presenta diversos recursos para combatir las pérdidas de fluidos de perforación; algunos casos de estudio ilustran la utilización de los tratamientos, que son adaptables a una amplia gama de ambientes, incluidas las formaciones natu-ralmente fracturadas, los yacimientos agotados, las zonas carbonatadas y otras formaciones propensas a los problemas de pérdidas de circulación.

¿A dónde fue y qué hacemos ahora?La pérdida de circulación es causada general-mente por un desbalance de presiones y un tra-yecto de ingreso de fluido en la formación. Los desbalances de presiones se producen en ciertos escenarios de perforación. La condición principal para la pérdida de fluido de perforación es un lodo de muy alta densidad, a raíz de la cual el lodo

ejerce una presión hidrostática que es superior a la presión de formación, lo que puede producir el fracturamiento de la formación y la subsiguiente pérdida de fluido en las fracturas inducidas.8 Los trayectos para la pérdida de fluido incluyen caver-nas, fracturas y formaciones no consolidadas.

Para operar de manera segura en intervalos naturalmente fracturados, inestables o de baja pre-sión —zonas de riesgo— los ingenieros necesi-tan identificarlos, si es posible, antes de perforar. En algunos tipos de formaciones, las zonas de riesgo son más difíciles de mapear que en otros. Por ejem-plo, la alta heterogeneidad de las formaciones car-bonatadas vuelve problemática la caracterización de los yacimientos. Las formaciones carbonatadas son altamente susceptibles a la disolución. Esta situa-ción puede conducir a la formación de nuevos espa-cios porosos y la disolución a través de las fracturas y los planos de estratificación, puede producir desmoronamientos significativos.9 A la

hora de considerar cualquier tipo de formación, los ingenieros se basan en el conocimiento previo para planificar las acciones de prevención y reme-diación a fin de contrarrestar los incidentes de pérdidas de circulación. El mecanismo de mitiga-ción más efectivo consiste en colocar una tubería de revestimiento de protección a través de las zonas problemáticas; no obstante, esta solución es costosa, limita las opciones de perforación futuras y puede comprometer las oportunidades de adquisición de registros (perfilaje).

Las pérdidas de circulación pueden dividirse en cuatro clases de pérdidas volumétricas: filtra-ción, pérdida parcial, pérdida severa y pérdida total (abajo).10 A medida que se incrementa la severidad de la pérdida de lodo, crecen las pérdi-das financieras para cubrir los costos del fluido de perforación adicional, los tratamientos de pérdi-das de circulación, el tiempo de equipo de perfora-ción y las demoras.11

Oilfield Review SUMMER 14Lost Circulation Fig. OpenerORSUMM 14 LOSTCIRC Opener

Formaciones cavernosas

Fracturas naturales

Fracturas inducidas

Formaciones altamentepermeables

> Clasificación de las pérdidas de circulación. Las pérdidas se clasifican en base a la tasa de volumen de fluido perdido en la formación.

Oilfield Review SUMMER 14Lost Circulation Fig. 1ORSUMM 14 LOSTCIRC Fig. 1

Severidad de la pérdidaTipo de pérdida

Filtración

Parcial

Total

Severa

Menos de 1,6 m3/h [10 bbl/h]

Entre 1,6 y 16 m3/h [10 y 100 bbl/h]

No retorna fluido alguno a la superficie

Más de 16 m3/h

6 Oilfield Review

Las estrategias de manejo de los incidentes de pérdidas de circulación dependen de si el tra-tamiento se aplica antes o después de la pérdida. Las pérdidas de circulación pueden abordarse mediante un enfoque de cuatro niveles (abajo). Las mejores prácticas de perforación cubren los principales tipos de pérdidas de fluido de perfo-ración e incluyen cálculos y simulaciones previos a la perforación en los que los ingenieros utilizan modelos geomecánicos para determinar el riesgo de pérdidas de circulación y colapso del pozo. Las mejores prácticas de perforación para controlar las pérdidas también comprenden procedimientos tales como la utilización de tuberías de revesti-miento expansibles, el manejo de la presión durante la perforación o la entubación durante la perforación. El segundo nivel representa la selec-ción de fluidos de perforación con propiedades reológicas que reducen el riesgo de pérdidas de circulación. El nivel siguiente utiliza materiales de fortalecimiento del pozo para el manejo de las pérdidas. Se trata de mezclas de partículas de materiales formulados y dimensionados para ingre-sar en las fracturas y obturarlas con el fin de ais-larlas del pozo. El nivel superior incluye la utilización de materiales LCM como tratamientos de remediación para corregir los problemas de pérdidas de circulación en proceso de desarrollo.

Este nivel puede incluir la colocación de píldoras a través de las zonas de pérdidas de circulación.

Cuando los perforadores anticipan las pérdi-das de fluidos, realizan un tratamiento previo de los fluidos de perforación a través del agregado de materiales de fortalecimiento del pozo, tales como mármol molido y grafito sintético. Las pruebas de presión efectuadas antes y después de dichos tra-tamientos de fortalecimiento del pozo a menudo indican que estos enfoques resultan exitosos.12

El agregado de materiales de fortalecimiento del pozo se considera un tratamiento proactivo, o preventivo. Por el contrario, los materiales para pérdidas de circulación son tratamientos correc-tivos, o de remediación, porque estos materiales normalmente se agregan al fluido de perforación después de producirse las pérdidas.

Avances en materia de soluciones a los problemas de pérdidas de circulaciónLa prevención y la remediación de los problemas de pérdidas de circulación son factores importan-tes para una operación de perforación económica. Si los perforadores no pueden prevenir los inci-dentes de pérdidas de circulación, recurren a tratamientos de mitigación para recuperar el control del pozo y la circulación.

La elección del tratamiento depende de la for-mación geológica a la que se apunta como objetivo, de la causa de las pérdidas de circulación y de si se requiere una solución permanente o temporaria. Las prácticas de prevención y mitigación son dic-taminadas en gran medida por la situación y toman en cuenta parámetros tales como presión de formación, tipo de formación, propiedades del fluido de perforación, regulaciones ambientales locales y disponibilidad de materiales LCM.

Las compañías de servicios ofrecen una gran variedad de materiales LCM. Estos materiales pue-den ser en escamas, granulares, fibrosos o solubles en ácido; y se encuentran disponibles en tamaños oscilantes entre nanómetros y milímetros. La mez-cla de diferentes tipos de materiales LCM para mejorar el desempeño de los procesos de obtura-ción y taponamiento es una práctica común. Muchas compañías de servicios ofrecen solucio-nes a problemas de pérdidas de circulación a base de fibras de celulosa natural, fibras de cedro des-menuzadas y fibras minerales, a menudo combi-nadas con partículas sólidas de diversos tamaños. Un ejemplo es el material para pérdidas de circu-lación BARO-SEAL de Halliburton, una combina-ción de fibras, gránulos y escamas dimensionados para taponar las fracturas naturales. Esa compa-ñía ofrece además el material BAROFIBRE a base de fibras de celulosa natural utilizadas para sellar y obturar las arenas agotadas y las microfracturas a fin de reducir las pérdidas por filtración. El trata-miento para altas pérdidas de fluidos BAKER SQUEEZ de Baker Hughes, para pérdidas de fluidos parciales a severas, está diseñado para deshidratar y dejar un tapón sólido en las fracturas y vacuolas.

Los ingenieros de Schlumberger han desarro-llado diversas soluciones a base de fibras, incluida la familia de píldoras reforzadas de malla com-puesta Losseal y los tratamientos CemNET y PressureNET. Si bien las opciones son numerosas, y las compañías ofrecen un amplio abanico de soluciones, las soluciones preferidas serán aque-llas que resuelvan los problemas de pérdidas de circulación de manera económicamente efectiva y en forma rápida, segura y con mínimo riesgo.13

Relleno de los vacíos Los científicos de Schlumberger adoptaron un procedimiento de tratamiento ejecutado a medida, consistente en fibras diseñadas y combinaciones de fibras y sólidos para obtener soluciones a pro-blemas de pérdidas de circulación que exhiban un desempeño consistente. Estos tratamientos mitigan la pérdida de fluido de perforación o fluido de cementación en numerosos ambientes, incluidas formaciones que poseen fracturas natu-

> Programa de manejo de pérdidas de circulación. Algunos expertos abordan los problemas de pérdidas de circulación a través de un enfoque de varios niveles. Los tres niveles inferiores se centran en las medidas de prevención de pérdidas de circulación, en tanto que el nivel superior representa las medidas de remediación.

Oilfield Review SUMMER 14Lost Circulation Fig. 2ORSUMM 14 LOSTCIRC 2

Materialespara

pérdidas decirculación

Materiales parafortalecimiento del pozo

Selección de fluidos de perforación

Mejores prácticas de perforación

Prev

enci

ónRe

med

iaci

ón

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rales, zonas carbonatadas, zonas de rocas frag-mentadas y zonas con agotamiento de presión. Todos estos tratamientos pueden emplazarse en la profundidad deseada sin extraer la sarta de perforación del pozo, lo que reduce el NPT y los costos asociados.

Tratamiento con píldoras fibrosas: La fami-lia de píldoras reforzadas de malla compuesta Losseal consiste en una combinación de fibras y sólidos que obtura y tapona las zonas fracturadas durante las operaciones de perforación y cemen-tación (derecha). La familia Losseal comprende tres soluciones optimizadas para microfracturas y fisuras, fracturas naturales y fracturas de yaci-mientos (derecha, extremo inferior). El tapona-miento de fracturas con tratamientos Losseal para las primeras dos aplicaciones —microfrac-turas y fracturas naturales— sigue un enfoque de cuatro pasos: dispersión, obturación, tapona-miento y mantenimiento; cada paso es igual-mente importante para lograr el rendimiento óptimo del tratamiento.

Dependiendo de la aplicación, uno de los cuatro pasos puede constituir el foco principal. Por ejem-plo, cuando se bombea una píldora durante la perforación, es importante mantener las propie-dades mecánicas de la píldora recién formada en la fractura mientras continúan las operaciones de perforación. El tapón debe tolerar las fuerzas de erosión (resultantes de los cambios producidos en las velocidades de bombeo y las velocidades de los fluidos), las fuerzas mecánicas (provenientes de la operación y la rotación de las tuberías) y las fuerzas hidrodinámicas (resultantes de los fenó-menos de oleada inicial y suaveo). No obstante, en la aplicación de un espaciador en cementación, el objetivo principal consiste en sellar las fracturas para que el cemento no se pierda en las mismas. El volumen de espaciador residual es utilizado para desplazar el lodo por delante del fluido de cementación; el objetivo primordial de la aplica-ción de un espaciador.

Una píldora Losseal forma una malla imper-meable y resistente y previene el flujo de fluidos de perforación y cementación hacia las zonas de fracturas. La píldora puede sellar las microfrac-turas y las fracturas naturales más grandes tanto

en la perforación de los estratos de sobrecarga como del yacimiento. Dentro de los límites, el tapón puede tolerar una presión adicional resul-tante de los incrementos de la densidad del lodo y de las operaciones de perforación o cementa-ción futuras. La píldora Losseal es relativamente insensible al ancho de las fracturas y puede ser utilizada sin un conocimiento detallado de las

características de la formación, en tanto que el rendimiento de muchos tratamientos de pérdidas de circulación depende de un ancho de fractura fijo conocido. Las píldoras Losseal son utilizadas habitualmente para formaciones naturalmente fracturadas y formaciones con fisuras cuyo ancho varía entre 1 y 5 mm [0,04 y 0,2 pulgadas]. Los inge-nieros pueden efectuar una prueba de eficiencia

12. Wang H, Sweatman R, Engelman B, Deeg W, Whitfill D, Soliman M y Towler BF: “Best Practice in Understanding and Managing Lost Circulation Challenges,” SPE Drilling & Completion 23, no. 2 (Junio de 2008): 168–175.

13. Alsaba M, Nygaard R, Hareland G y Contreras O: “Review of Lost Circulation Materials and Treatments with an Updated Classification,” artículo AADE-14-FTCE-25, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica de Fluidos de la Asociación Americana de Ingenieros de Perforación, Houston, 15 al 16 de abril de 2014.

> Píldora de tratamiento Losseal. La píldora Losseal combina fibras —tanto rígidas como flexibles— y sólidos que se bombean a través de un BHA para obturar las fracturas. Al cabo de un tiempo de remojo de tan sólo 60 minutos, la píldora resultante puede taponar la formación de pérdidas. Las flechas amarillas muestran la píldora fluyendo en sentido ascendente por el espacio anular y hacia las fracturas de la formación. Los sólidos y las fibras (inserto) de la píldora forman una malla que rellena y sella las fracturas de la formación.


> Soluciones y aplicaciones de la píldora Losseal. La familia Losseal incluye tres soluciones de tratamiento, algunas de las cuales pueden ser aplicadas como píldora o bien como fluido espaciador. El tipo de aplicación determina la solución a utilizar.

Oilfield Review SUMMER 14Lost Circulation Fig. 4ORSUMM 14 LOSTCIRC Fig. 4

Durante laperforación

Tasa depérdida, bbl/h

Ancho de lafractura, mmTratamientoEtapa Desafío

Menos de 40Menos de 1 Control de pérdidas de circulación enmicrofracturas Losseal, como píldora

Microfracturas,fisuras

Más de 401 a 5Control de pérdidas de circulación enfracturas naturales Losseal, como píldora

Fracturasnaturales

Menos de 40Menos de 1Control de pérdidas de circulación enmicrofracturas Losseal, como fluido espaciador

Durante lacementación Todas

Más de 401 a 5Control de pérdidas de circulación en fracturasnaturales Losseal, como fluido espaciador

Durante lacementación Todas

Más de 401 a 5Control de pérdidas de circulación enfracturas de yacimientos Losseal, como píldora

Fracturas delyacimiento

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de taponamiento local cada vez que utilizan el sistema Losseal por primera vez.14 No es necesa-rio efectuar pruebas adicionales en la medida que las condiciones de la zona de pérdida sigan siendo las mismas y que se utilice el mismo tipo de partículas a lo largo de toda la operación.

Tratamiento de microfracturas y fisuras: El trata-miento de control de pérdidas de circulación en microfracturas Losseal está diseñado para obtu-rar fracturas con anchos variables entre 1 micró-metro y 1 mm. El tratamiento es compatible tanto con fluidos a base de aceite como con fluidos a base de agua y puede ser agregado directamente al fluido de perforación en un fluido espaciador o como una píldora independiente. La solución para microfracturas Losseal se comercializa como un agregado contenido en una sola bolsa para facili-tar el diseño y la preparación (abajo). En algunos casos, la solución para microfracturas Losseal ha sido agregada a los fluidos de cementación, lle-vando el tope del cemento hasta el nivel requerido.

Píldora para fracturas naturales: La píldora para control de pérdidas de circulación en fractu-ras naturales Losseal está diseñada para obturar y taponar fracturas grandes con anchos oscilan-tes entre 1 y 5 mm. El sistema aprovecha una combinación de fibras dobles con un paquete de sólidos, que puede ser optimizado para incremen-tar la eficiencia. Y además puede ser ajustado a las necesidades únicas de la zona de pérdida y al emplazamiento requerido, lo que hace que su rendimiento sea adecuado a los fines específicos. La píldora puede bombearse a través de columnas de perforación con extremos desprovistos de ros-cas para el taponamiento eficiente de las zonas. A fin de evitar el arenamiento o el taponamiento prematuro, también es posible su bombeo a través de las boquillas de la barrena, para lo cual puede ser necesario modificar la formulación de la píl-dora, por ejemplo mediante la reducción de los sólidos totales, la utilización de sólidos de menor

tamaño y la reducción de la cantidad de fibras. El rendimiento del taponamiento puede ser demostrado mediante una celda de pérdida de fluido modificada, en la que también es posible simular el flujo a través de restricciones, tales como las boquillas de la barrena.

Las fibras para el control de pérdidas de circu-lación de Schlumberger se dispersan fácilmente en los fluidos y funcionan mediante la combina-ción de una red entrelazada de fibras con mate-rial sellador de diversos tamaños. La dispersión de las fibras es importante para evitar la obtura-ción y el taponamiento prematuros del equipo de superficie y de fondo de pozo, y una buena disper-sión también mejora la obturación de las fracturas. La obturación de fibras sigue siendo permeable y los sólidos se acomodan en la matriz de las fibras, rellenando los poros para formar un tapón sella-dor que puede tolerar las presiones diferenciales. El sello impermeable y compacto resultante tapona los poros y las fracturas, mitigando el riesgo de pérdidas de circulación durante las operaciones de perforación, entubación y cementación. La mezcla Losseal puede ser agregada a los espacia-dores entre las etapas de aplicación del cemento, emplazarse por delante del cemento o incorpo-rarse directamente en el cemento durante las ope-raciones de bombeo.15 La utilización de este material ayuda a los operadores a prevenir las pérdi-das de circulación, restablecer la circulación, correr la tubería de revestimiento con pérdidas limitadas y luego bombear el cemento para alcanzar el nivel del tope del cemento pretendido. Esta solución per-mite a los operadores emplazar los tratamientos con precisión en una zona objetivo y reducir la tasa de pérdida previa al tratamiento en más del 90%.

El tratamiento para fracturas naturales Losseal fue aplicado con éxito en el campo Costero, cerca de Villahermosa, en México, donde las pérdidas de circulación constituyen la causa principal del NPT. Un equipo del segmento Schlumberger Integrated Project Management (IPM), que operaba en repre-

sentación de un cliente, experimentó un volumen de pérdidas de lodo a base de aceite (OBM) de 2 000 bbl [320 m3] en un pozo de 55/8 pulgadas per-forado en una formación carbonatada. La tubería de revestimiento se colocó a 5 844 m [19 173 pies], y las pérdidas se produjeron entre 18 963 [5 780 m] y 19 173 pies. El equipo de IPM respondió a la situación reduciendo la densidad del lodo de 1,12 a 1,01 g/cm3 [de 9,35 a 8,43 lbm/galón US o de 1 120 a 1 010 kg/m3], lo que produjo un golpe de presión.16 El pozo se estabilizó con un lodo cuya densidad era de 0,97 g/cm3 [8,1 lbm/galón US o 970 kg/m3], pero esta densidad no permitiría continuar perfo-rando en las formaciones más profundas.

El equipo de IPM optó por bombear una píl-dora Losseal porque el costo del OBM es elevado y se disponía de datos limitados sobre el ancho de las fracturas, su densidad y la temperatura de fondo de pozo después de las pérdidas. Sobre la base de la tasa de pérdida del fluido y la tempera-tura de formación, los ingenieros seleccionaron el tamaño de partícula adecuado para el pozo del campo Costero; una píldora de 90 bbl [14,3 m3], incluidos 2,9 lbm/bbl [8,3 kg/m3] de fibras y una mezcla de 217 lbm/bbl [620 kg/m3] de sólidos de grano grueso, medio y fino. Luego se colocó la píl-dora como un tapón balanceado, antes de aplicar una presión de inyección forzada de 200 lpc [1,4 MPa].17 Dado que el sistema operó inmediata-mente después de la colocación de la píldora y detuvo las pérdidas estáticas y dinámicas en un solo tratamiento de una hora, no fue necesario ningún viaje (próxima página, arriba). La brigada de perforación incrementó la densidad del lodo hasta una densidad de 1,15 g/cm3 [9,6 lbm/galón US o 1 150 kg/m3] sin sufrir pérdida alguna y perforó el pozo con éxito hasta la profundidad total (TD). Además, el equipo de trabajo concluyó la opera-ción de cementación que siguió al emplazamiento de la píldora Losseal sin que se registraran pérdi-das significativas.

Los ingenieros de Schlumberger también uti-lizaron la solución para pérdidas de circulación en fracturas naturales Losseal para un operador del sur de Texas. El operador planificó cementar la sección intermedia de un pozo en una sola etapa a una profundidad de 3 050 m [10 000 pies]. Después de perforar a través de la tiza Austin y la caliza Buda naturalmente fracturada subyacente, el perforador observó pérdidas de lodo severas y no pudo recuperar la circulación total. La brigada de perforación intentó controlar las pérdidas mediante la reducción de la densidad del fluido de perforación y el agregado de diversos productos LCM, pero sus esfuerzos resultaron infructuosos. Los ingenieros de Schlumberger proporcionaron entonces la solución para fracturas naturales

>Material para microfracturas Losseal. La solución para microfracturas Losseal es un tratamiento con fibras diseñadas, que combina fibras específicas (gris claro) con materiales de obturación sólidos (gris oscuro).


Volumen 26, no.3 9

Losseal, que permitió que el perforador recupe-rara la circulación total antes de la cementación y que la mantuviera a lo largo de todo el trata-miento de cementación subsiguiente.

Dado que el operador había reducido la densi-dad del lodo, no fue posible dejar en suspensión todas las fibras durante el tratamiento con el fluido de perforación a base de aceite. La solución era un fluido de alta densidad, que tuviera un alto contenido de sólidos (más del 30%) y no exhi-biera una decantación dinámica de los sólidos. Las pruebas de eficiencia de taponamiento efec-tuadas para optimizar la concentración de las fibras Losseal mostraron que una concentración variable entre 2,0 y 3,0 lbm/bbl [5,7 y 8,6 kg/m3] podría taponar ranuras de hasta 5 mm [0,2 pulga-das] de extensión con una presión diferencial de 1 000 lpc [6,9 MPa].

La píldora Losseal fue preparada en la localiza-ción del pozo y se colocó a través de toda la supuesta zona de pérdidas de circulación, desde 2 100 hasta 3 000 m [6 800 hasta 9 800 pies]. Para evi-tar la posible contaminación y desestabilización de la píldora, incidentes que podían ocurrir si la misma entraba en contacto con el fluido de perfo-ración, se bombeó un fluido espaciador espesado, tanto por delante como por detrás de la píldora. Luego se llevó a cabo un proceso de inyección for-zada suave, con la aplicación de baja presión, para ayudar a activar el mecanismo de obtura-ción y taponamiento de las partículas LCM. Después de aplicar una presión total de inyección forzada de 250 lpc [1,7 MPa], no se observó

reducción alguna de la presión, lo que indicó que la píldora para fracturas naturales Losseal había sellado la zona de pérdida. El restablecimiento de la circulación total inmediatamente después del tratamiento fue otra prueba del éxito. Los perfo-radores también lograron mantener la circulación total a lo largo de todo el tratamiento de cementa-ción mediante el agregado de esta fibra LCM a todos los fluidos, el fluido espaciador espesado y el cemento durante el resto de la operación. Las pruebas de presión verificaron que las presiones

medidas se ajustaban a las presiones de diseño, lo que indicó que el tratamiento había funcionado como se esperaba (abajo, a la izquierda).

Tratamiento para perforar la sección yaci-miento: Cuando las pérdidas de circulación se producen durante la perforación a través de una sección del yacimiento, los operadores deben detener la pérdida de fluido o exponerse a dañar la producibilidad de la zona. Los ingenieros de Schlumberger desarrollaron una familia de píldo-ras de malla compuesta y reforzada, fabricadas con una mezcla de fibras disolubles para mitigar las pérdidas de circulación en yacimientos natu-ralmente fracturados, formaciones carbonatadas y yacimientos agotados; las píldoras están diseña-das para taponar fracturas con anchos oscilantes

> Emplazamiento de la píldora Losseal. Cuando se inicia el bombeo del tratamiento, la densidad se incrementa (azul claro). La presión (rojo) aumenta con el desplazamiento cuando las fibras Losseal son introducidas en la formación y comienzan a obturar y taponar las fracturas. La presión se reduce a medida que disminuye la velocidad de bombeo (verde) y se incrementa nuevamente con una velocidad de bombeo constante, lo que demuestra el efecto constante de obturación y sellado del tratamiento Losseal. La línea negra representa el volumen bombeado.


Volu

men

bom

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o, b

bl

Velo

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bom

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bbl

/min

Pres

ión,

lpc

Tiempo, h:min:segundos

Bombeo de la píldora Losseal

Desplazamiento

18:05:40 18:34:50 19:04:00 19:33:10

120

100

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Dens

idad

, g/c

m3

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1

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6

5

4

3

2

1

0

14. En una prueba de eficiencia de taponamiento, el éxito se basa en la capacidad del material para taponar una ranura con un ancho similar al ancho anticipado de la fractura. Además, durante las operaciones, el tapón de tratamiento debe mantener una presión similar a la presión diferencial máxima a través de la zona de pérdida de circulación.

15. Un espaciador es un fluido viscoso utilizado para asistir en la remoción de los fluidos de perforación antes de la ejecución de una operación de cementación primaria. El espaciador se prepara con características de fluido específicas, tales como la viscosidad y la densidad, diseñadas para desplazar el fluido de perforación, a la vez que se permite el emplazamiento de un recubrimiento de cemento completo.

16. Un golpe de presión es causado por el hecho de que la presión del pozo es menor que la presión de los poros de la formación. Si la densidad del lodo es demasiado baja y la presión hidrostática ejercida sobre la formación por la columna de fluido es menor que la presión de poro, el fluido de formación puede fluir hacia el interior del pozo.

17. Un tapón balanceado es un tapón de cemento o material similar emplazado como una lechada en un lugar específico del pozo para proporcionar un medio de aislamiento de la presión.

> Prueba de presión. La evaluación posterior a la operación compara la presión calculada con la presión real registrada durante una aplicación del tratamiento Losseal en un pozo del sur de Texas. Un modelo de simulación hidráulica utiliza los datos de la geometría del pozo, tales como el tamaño del pozo y su desviación, y los tamaños de la tubería de revestimiento y de la columna de perforación, teniendo en cuenta la densidad y la viscosidad del fluido, para calcular las presiones estimadas durante el bombeo. El modelo no simula las pérdidas posibles; por consiguiente, cualquier desviación respecto de la tendencia entre las presiones medidas y las presiones calculadas podría indicar un incidente de pérdida de circulación. La curva de la presión medida real (azul) sigue la misma tendencia que la curva de la presión calculada (rojo), lo que indica que no se registra pérdida de fluido en la formación y que lo que se bombea se encuentra en circulación. Las presiones por fricción y las restricciones anulares producen la desviación entre las presiones calculadas y las presiones medidas. La restauración de la presión al cabo de unos 200 minutos indica el ascenso del fluido más denso —el cemento— hacia el espacio anular.


Pres

ión

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, lpc

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Tiempo, minutos160 200 240 280 320

Presión medida

Presión calculada

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entre 1 y 5 mm. Las píldoras poseen tres compo-nentes: viscosificadores, fibras y sólidos. La combi-nación se mantiene estable suficiente tiempo, y a lo largo de un amplio rango de temperaturas de fondo de pozo, para permitir las terminaciones de los pozos pero luego se degrada con el tiempo, sin producir daños en la formación. El tratamiento de pérdidas de circulación en el yacimiento Losseal, que puede pasar a través de boquillas de barrenas de tan sólo 6,35 mm [0,250 pulgadas] y del equipo de perfilaje, elimina la necesidad de efectuar un viaje de salida del pozo para dar cabida al bombeo de la píldora.

La relación entre la degradación de las fibras y la estabilidad del tapón ha sido establecida a través de experimentos de laboratorio. En estos experi-mentos, los desarrolladores crean un tapón dentro de un tubo de metal conectado a una bomba. Luego, el tubo se coloca en un horno y se aplica un flujo continuo de fluido, análogo al fluido de perfo-ración a alta presión. La respuesta de presión resultante es monitoreada en función del tiempo. Una caída de presión súbita indica que el mate-rial del tapón está comenzando a degradarse y a limpiarse y que se está restaurando la permeabi-

lidad (arriba). Los ingenieros utilizaron los resul-tados de estos experimentos para establecer directrices para la formulación de las píldoras. Los factores que afectan el rendimiento de la solución de píldoras fibrosas son la viscosidad del fluido, la concentración de fibras, la geometría de las fibras, la tasa de flujo y el ancho de la fractura. Los ingenieros están trabajando actualmente para extender la estabilidad térmica de las fibras Losseal más allá de su temperatura de diseño de 85ºC [185ºF], y se están probando fibras para tem-peraturas medias y altas en el campo a fin de con-firmar el rendimiento tanto del taponamiento como de la estabilidad térmica hasta 150ºC [300ºF].

A diferencia de los otros productos Losseal, la píldora Losseal para perforar la sección yaci-miento está diseñada para degradarse con el tiempo (abajo). La píldora se dispersa en el fluido portador, deja que el lodo obture las fracturas y tapone las vacuolas, se mantiene a lo largo de todas las operaciones de perforación y luego se disuelve con el tiempo, dejando la formación sin daños. La degradación del tapón es catalizada por las condi-ciones de temperatura y presión de fondo de pozo y puede ser diseñada para ajustarse a los progra-

mas de perforación y terminación de pozos. La píldora requiere menos de una hora para mez-clarse y puede ser desplegada a temperaturas oscilantes entre 40ºC y 150ºC [100ºF y 300ºF] y con densidades de lodo variables entre 1 030 y 1 440 kg/m3 [8,6 y 12 lbm/galón US]. Después de colocar la píldora, es necesario un tiempo de remojo de aproximadamente 60 minutos para que el sistema fluya hacia las fracturas; el rendimiento de la píldora mejora con la aplicación de presión que ayuda a que el tratamiento ingrese en las frac-turas, las obture y las tapone. El tiempo de degra-dación de la píldora es ajustable y varía entre un día y ocho semanas.18

El tratamiento Losseal para perforar la sec-ción yacimiento se introdujo en el año 2014 y fue utilizado recientemente por un operador de Medio Oriente para reducir las pérdidas de lodo y cemento durante la fase de perforación y a la vez evitar el daño del yacimiento. El operador estaba perforando dos pozos como parte de un proyecto de inyección cíclica de vapor y, a una profundidad de 341 m [1 120 pies] durante la perforación de la sección de 8½ pulgadas, experimentó pérdidas totales. La brigada de perforación continuó perfo-rando hasta la profundidad del objetivo de 472 m [1 550 pies]; las velocidades de pérdida alcanzaron 32 m3/h [200 bbl/h]. Dado que ésta era la zona de producción e inyección prevista, resultaba crucial asegurarse de que ningún tratamiento de pérdidas de circulación inhibiera la producción futura o dañara la formación.

El operador necesitaba mitigar las pérdidas antes de correr y cementar la tubería de revesti-miento de 7 pulgadas; los objetivos eran evitar la pérdida de fluidos de cementación en el yaci-miento y llevar el cemento a la superficie. A esos efectos, escogió el tratamiento Losseal para la per-foración de la sección yacimiento. Las fibras y los sólidos se mezclaron en la localización del pozo en el término de una hora y el material del trata-miento fue bombeado con éxito. Cuando la píldora ingresó en la zona de pérdida, un incremento leve de la presión de bombeo indicó que los fluidos estaban ascendiendo en dirección al espacio anu-lar y se restablecieron los retornos a la superficie. Después de extraer la sarta de perforación del pozo hasta 61 m [200 pies] por encima del tope de la píldora, se hizo circular agua en el pozo y volvieron a observarse los retornos a la superficie. La brigada de perforación corrió entonces la columna de perforación en el pozo hasta el tope de la zona de pérdida y el restablecimiento de la cir-culación subsiguiente fue seguido por el retorno de los fluidos a la superficie. Este tratamiento fue ejecutado con éxito en dos pozos de esta área.

> Solución Losseal para perforar la sección yacimiento. El tratamiento Losseal para la perforación de la sección yacimiento de un pozo es una solución que consta de cinco pasos. Este tratamiento se dispersa en el fluido seleccionado; luego, obtura y tapona las fracturas objetivo, se mantiene estable a lo largo de toda la operación y finalmente se degrada.


Obturar Mantener DegradarTaponarDispersar

> Tratamiento Losseal para perforar la sección yacimiento. Las fibras Losseal se degradan con el tiempo (extremo superior, el tiempo se incrementa hacia la derecha). Los técnicos regulan los niveles de pH de la píldora para controlar el tiempo de degradación y lograr un amplio rango de duraciones de la estabilidad de las fibras, que oscilan entre un día y ocho semanas. En este caso, se ha agregado un acelerante que hace que todas las fibras se disuelvan dentro de un plazo previsto. Una gráfica de la estabilidad del sistema (extremo inferior) muestra la permeabilidad en función del tiempo. La permeabilidad a través del tapón es baja, según el diseño, hasta que el tapón se desintegra.


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, mD

Tiempo

Degradación del tapón

Tapón estable

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Al cabo de varios meses, ambos pozos comen-zaron a producir de las zonas tratadas del yaci-miento y no fue necesario tratamiento alguno de remediación. Las pruebas de pozos confirmaron que en los dos pozos tratados, las tasas de produc-ción inicial, o índices de productividad, fueron más altas que las tasas pronosticadas. Estos resultados indicaron que el tratamiento se había disuelto, según el diseño, sin producir daños en el yaci-miento productivo.

Red de fibras: El despliegue de las fibras CemNET —diseñadas para ser utilizadas en fluidos de cementación— constituye otro método para sellar las zonas de pérdida de fluidos. Las fibras son inertes y se entrecruzan formando una red de fibras resilientes a través de una zona de pérdi-das de circulación, lo que permite que el perfora-dor recupere y mantenga la circulación. La tecnología de fibras de avanzada CemNET, que puede ser desplegada en las lechadas de cemento a través de zonas con pérdidas previstas, tolera temperaturas de hasta 232ºC [450ºF]. Las fibras CemNET no alteran la viscosidad de la lechada de cemento, el tiempo de espesamiento, la resisten-cia a la tracción, la resistencia a la compresión ni la pérdida de fluido (derecha, extremo superior). Estas fibras se dispersan y se mezclan fácilmente en la lechada o en el fluido. La aplicación del tra-tamiento CemNET facilita el emplazamiento del cemento, elimina los costos excedentes del cemento y minimiza las operaciones de cementa-ción con fines de remediación para reparar los topes de cemento bajos.19

El tratamiento CemNET fue empleado con éxito en una operación llevada a cabo en el Mar del Norte, en la que un operador estaba experimen-tando pérdidas severas mientras removía el cemento residual de la operación de cementación primaria en un pozo del área de Haltenbanken, en la región marina de Kristiansund, en Noruega.

La operación de cementación se llevó a cabo según el plan y la zapata fue sometida a una prueba de presión. Luego se reperforaron la zapata, los tapones, el flotador y el cemento. No obstante, des-pués de que se limpiara la ratonera y el perforador extrajera el conjunto de fondo (BHA), por encima de la zapata de la tubería de revestimiento corta (liner) de 7 pulgadas, se produjeron pérdidas seve-ras. Y si bien se bombearon varias píldoras LCM, pronto volvieron a producirse pérdidas.

Después de pasar 87 horas intentando contro-lar las pérdidas, el operador decidió probar los tra-tamientos a base de fibras. El perforador extrajo el BHA del pozo y luego utilizó el método de inyección forzada para emplazar una lechada de cemento

que contenía fibras LCM CemNET. Se colocó el aguijón de cementación y se sometió la línea de cementación a una prueba de presión con resul-tados exitosos.20 Los ingenieros determinaron la presión y la tasa de inyección final y luego bombea-ron aceite base y un fluido espaciador seguido por una lechada de cemento cargada de fibras. El aceite base y parte del fluido espaciador fueron desplaza-dos sin retorno alguno, lo que indicó que las pérdidas continuaban. La brigada de perforación comenzó la inyección a razón de 200 L/min [1,26 bbl/min] en la zona de pérdida por debajo de la zapata de la tubería de revestimiento corta. La lechada CemNET taponó la zona de pérdida de inmediato al llegar al fondo del pozo (abajo). Cuando la

18. El tiempo de remojo es el tiempo requerido después de la colocación de la píldora Losseal en el lugar requerido para obtener la malla deseada que produzca el efecto óptimo de obturación y taponamiento.

19. Un tope de cemento bajo se produce cuando la lechada de cemento no rellena el espacio anular hasta el nivel pretendido. Esta condición puede ser causada por la pérdida de cemento en la formación. Para obtener más información sobre el abordaje del problema de pérdida de circulación durante la cementación, consulte: Daccord G, Craster B, Ladva H, Jones TGJ y Manescu G: “Cement-Formation Interactions,” en Nelson EB y Guillot D (eds): Well Cementing 2da ed. Houston: Schlumberger (2006): 202–219.

20. Una prueba de presión de la línea de cementación se ejecuta mediante la aplicación de presión en el cabezal de cementación o en la válvula maestra conectada al pozo, desde el equipo de cementación, para verificar la existencia de pérdidas o daño en la línea. Es práctica común someter las líneas a pruebas con una presión hasta 1 000 lpc [6,9 MPa] superior a la presión máxima permitida de tratamiento o hasta la presión de trabajo del sistema de tratamiento de hierro, la que sea más baja.

> Tecnología de fibras diseñadas CemNET. Las fibras CemNET secas (izquierda) forman una red de tipo manto cuando se mezclan con agua (derecha), lo que permite que la red selle las zonas de pérdida de circulación. Las fibras CemNET pueden dispersarse en cualquier sistema de cementación y pueden ser agregadas y mezcladas rápidamente en un tanque mezclador.


> Inyección forzada de lechada CemNET en el área marina de Noruega. El registro de lodo de superficie registró los procesos de bombeo (verde) y de flujo de salida (azul). Cuando el tratamiento de inyección forzada de lechada CemNET salió de la zapata e ingresó en la zona de pérdida, se restauró la presión (rojo) y se restableció la circulación.


La lechadasale de la zapata

Tiempo, h:min

07:37 07:45 07:52 08:00 08:07 08:15

La presión se incrementa a medidaque se aplica el tratamiento de

inyección forzada. La presión se reducecuando la inyección forzada se detiene

Los retornos mejoran a medidaque se cura la lechada CemNET

El desplazamiento de 0,5 m3

de lechada de cemento se traduceen un 100% de retorno de fluido

Tasa de flujo de salidaPresión

Tasa de flujo de entrada

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y p

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lechada CemNET alcanzó la zona de agujero des-cubierto, la presión se incrementó de 0,1 MPa a 1,4 MPa [14,5 a 203 lpc]. Luego se interrumpió la inyección, y el perforador venteó la presión a tra-vés del estrangulador y abrió las esclusas de corte. La lechada de cemento que quedó en el aguijón fue desplazada del pozo utilizando el método de bombeo y extracción.21 Las pérdidas de fondo de pozo fueron controladas y, luego del tratamiento de inyección forzada CemNET, se restableció la circulación total. El operador experimentó resultados positivos simila-res con las fibras CemNET para el control de pérdi-das y este enfoque ha pasado a formar parte de su paquete de planes de contingencias.

En el año 2013, se utilizó una combinación de tratamientos CemNET y Losseal en la Argentina. La brigada de perforación experimentó pérdidas parciales al colocar la lechada durante una ope-ración de cementación. El tope del cemento (TOC) se encontraba a 1 100 m [3 600 pies] por debajo del nivel previsto, y el informe posterior a la operación mostró una diferencia entre la pre-sión real y la simulada, indicativa de que se había perdido fluido en la formación, lo que explicaba la diferencia de profundidad del TOC.

Los ingenieros diseñaron la operación de cementación para el pozo siguiente, basados en las lecciones aprendidas en el primer pozo. Los inge-nieros de Schlumberger utilizaron el aditivo CemNET en parte de la lechada y el tratamiento para microfracturas Losseal como fluido espaciador. No se experimentó pérdida alguna durante el emplazamiento de la lechada de cemento y los datos mostraron una buena concordancia entre las curvas de presión real y las de presión calculada. El TOC final se ubicó 100 m [300 pies] por encima del nivel calculado y los registros de evaluación del cemento indicaron una buena adherencia. Los tra-tamientos CemNET y Losseal previnieron las pér-didas y la vez incrementaron la densidad de circulación equivalente (ECD) durante el empla-

zamiento de la lechada. Cuando se produjeron pérdidas, estos tratamientos permitieron mitigar-las a través de mecanismos de obturación y tapo-namiento efectivos.22 Como resultado, el operador desarrolló un plan de contingencias utilizando la combinación de fibras CemNET y material Losseal para los pozos restantes del área.

Solución combinada para pérdidas de circu-lación: La solución a problemas de pérdidas de circulación a base de sólidos y fibras PressureNET combina las fibras CemNET dispersables con partí-culas de lutita vitrificadas para detener las pérdidas de circulación en las formaciones de lutita, dolo-mía y caliza (abajo). Esta combinación es capaz de obturar aberturas de hasta 3 mm [0,1 pulgadas] de ancho con presiones de hasta 5,5 MPa [800 lpc]. Las partículas son químicamente inertes en la mayoría de los fluidos. Las partículas de lutita de tamaño variable se acumulan por toda la red de fibras CemNET, generando una base para que los sólidos de la lechada de cemento obturen y taponen la zona de pérdidas de circulación. La resistencia de las partículas de lutita PressureNET ayuda a este LCM a tolerar altas presiones diferenciales a través de las fracturas, reduciendo de ese modo el volumen de pérdida de fluido de perforación y cemento. El tratamiento puede ser agregado a lechadas de cemento, fluidos espaciadores y fluidos de perfora-ción en mezcladores por lotes o en piletas de lodo. La red impermeable creada por este tratamiento puede sustentar la presión hidrostática de una columna de lechada de cemento y tolerar la presión adicional resultante de las operaciones subsiguien-tes de cementación primaria o de remediación.

A comienzos de 2013, Apache Corporation experimentó pérdidas severas durante la cemen-tación de las sartas de producción en los pozos perforados a través del sistema Canyon Granite Wash en el Condado de Oldham, Texas. El opera-dor decidió utilizar cemento energizado (espu-mado), pero el cemento no pudo ser bombeado

hasta la altura pretendida del espacio anular en las dos terceras partes de los pozos.23 Por consi-guiente, Apache se vio obligada a ejecutar trata-mientos de inyección forzada, que implican costos e insumen mucho tiempo para poder poner en producción los pozos.

El sistema Canyon Granite Wash está com-puesto por sedimentos carbonatados y clásticos arcósicos, erosionados del Levantamiento Amarillo durante el período Pensilvaniano medio a tardío. La formación produce desde fines de la década de 1950, si bien la actividad reciente posterior a un largo hiato conllevó la introducción de trata-mientos de acidificación y estimulación por frac-turamiento que arrojaron resultados excelentes. No obstante, durante las operaciones de perfora-ción se encuentran zonas agotadas que hacen que la formación sea propensa al fracturamiento y resulte más difícil de perforar y terminar. Después de experimentar problemas de cemen-tación y pérdidas de circulación, Apache aprobó la solución PressureNET para la cementación de la tubería de revestimiento de producción en el pozo Bivins Lit. Luego del éxito de la operación, indicado por un incremento observado de la pre-sión, según el diseño, la evaluación de los regis-tros de adherencia del lodo indicó que el tope del cemento satisfacía e incluso excedía la altura requerida en varios cientos de pies. En base a la experiencia del pozo Bivins Lit, Apache ha esco-gido la solución PressureNET para muchas más operaciones de cementación.

Solución de desfluidización de pérdidas de circulación: En situaciones de pérdidas parcia-les o severas, la píldora de alto rendimiento y alta resistencia FORM-A-BLOK puede constituir una opción satisfactoria. Esta píldora combina una mezcla inerte de fibras minerales, sintéticas y

> Tratamiento PressureNET. La tecnología PressureNET combina la resistencia y el peso liviano de un material para pérdidas de circulación, tal como las partículas de lutita vitrificadas (izquierda), con la resistencia de las fibras CemNET (derecha).


21. En el método de bombeo y extracción, la lechada de cemento se bombea a través de una sarta de perforación provista de un tubo de cola. Durante el emplazamiento del cemento en el pozo, el cemento que se encuentra dentro del tubo de cola se bombea mientras se extrae el tubo de cola a través de la zona. Esto evita el riesgo de cementar el tubo en su lugar o de dejar cemento en el tubo de cola después de concluir la operación.

22. La densidad de circulación equivalente (ECD) es la densidad efectiva ejercida por un fluido en circulación contra la formación, que tiene en cuenta la caída de presión en el espacio anular por encima del punto en consideración.

23. El cemento energizado (espumado) es un sistema de cemento homogéneo y ultraliviano que consta de una lechada de cemento base, gas y surfactantes. Los cementos energizados se utilizan comúnmente para cementar pozos que penetran rocas débiles o formaciones con gradientes de fractura bajos.

24. Sanders MW, Scorsone JT y Friedheim JE: “High- Fluid-Loss, High-Strength Lost Circulation Treatments,” artículo SPE 135472, presentado en la Conferencia de Perforación y Terminación de Pozos en Aguas Profundas de la SPE, Galveston, Texas, EUA, 5 al 6 de octubre de 2010.

Volumen 26, no.3 13

celulósicas que poseen un revestimiento para permitir su mezcla en agua dulce, salmuera o flui-dos no acuosos.24 Las píldoras FORM-A-BLOK per-miten tratar pérdidas de fluidos en fracturas, cavernas o vacuolas, y funcionan en temperaturas de hasta 177ºC [350ºF]. Para mezclar la píldora, se pueden utilizar los componentes de los equipos de perforación estándar. Además, la píldora no requiere activadores ni retardadores y no depende de la temperatura para formar un tapón. La con-centración recomendada de FORM-A-BLOK es de 114 kg/m3 [40 lbm/bbl] para todos los sistemas sintéticos o a base de agua dulce, agua de mar o aceite, salvo para las lechadas no acuosas con den-sidades equivalentes o superiores a 1 790 kg/m3 [14,9 lbm/galón US], que requieren una concen-tración de 57 kg/m3 [20 lbm/bbl].

En situaciones de pérdidas de fluidos, este tra-tamiento se aplica como una píldora de inyección forzada para reparar las pérdidas rápidamente. El perforador bombea la píldora en el espacio anu-lar; el volumen bombeado equivale a por lo menos el 150% del de la zona de pérdida. La presión de inyección forzada hace que la píldora de trata-miento pierda rápidamente su fluido portador en la formación (arriba). Los sólidos que quedan atrás obturan los vacíos y las fracturas formando un tapón de alta resistencia que sella la zona de pérdida. Además de utilizarse para encarar situa-ciones de pérdidas parciales y severas, la píldora FORM-A-BLOK puede aplicarse como un tapón de rápida acción en operaciones de fortalecimiento de pozos, como tratamiento de remediación o pre-vención de pérdidas de circulación mediante inyección forzada en agujero descubierto, como ayuda para mejorar la integridad de la zapata de la tubería de revestimiento y como inyección forzada en pozos entubados para sellar los disparos y las fugas de la tubería de revestimiento.

Después de experimentar una pérdida de retorno total durante una prueba de integridad de la formación, un operador del área marina de Indonesia optó por la píldora FORM-A-BLOK como solución. La prueba de integridad fue efectuada después de reperforar el cemento y 6 m [20 pies] de formación nueva. El objetivo era lograr una ECD de 1 680 kg/m3 [14,0 lbm/galón US] sin fracturar la formación. El operador aisló el pozo con las esclu-sas de corte y comenzó a incrementar su presión. Luego de mantener una presión de 670 lpc [4,6 MPa] durante cinco minutos, intentó incrementar la presión hasta 1 000 lpc [6,9 MPa]. La formación se fracturó con una presión de 6,4 MPa [930 lpc], y se registró una pérdida de retorno total. Antes de la prueba de presión, el operador había disparado e inyectado en forma forzada una píldora de carbo-nato de calcio para contener las pérdidas en una zona ladrona. Los ingenieros estimaron que dicha zona se localizaba directamente por encima de la zapata de la tubería de revestimiento.

Un equipo de ingenieros de fluidos de M-I SWACO, una compañía de Schlumberger, sugirió que se utilizara la píldora FORM-A-BLOK para ais-lar los disparos y evitar las pérdidas recurrentes del fluido de perforación a base de agua. De inme-diato, el operador desplazó agua de mar en el pozo y subió el BHA hasta 20 pies por encima del tope de los disparos, en tanto que la brigada de perfo-ración mezcló 40 bbl [6,4 m3] de FORM-A-BLOK. Luego de bombear un volumen total de 37 bbl [5,9 m3] de píldora a través de la barrena, con una velocidad de 3 bbl/min [0,5 m3/min], no se observó presión en la tubería de subida, lo que demostró que aún no estaban controladas las pérdidas. El bom-beo de la píldora fue seguido por 58 bbl [9,2 m3] de lodo. Luego de ello, la brigada de perforación observó retornos y la presión se incrementó hasta alcanzar 116 lpc [0,8 MPa], lo que indicó que la

píldora había comenzado a sellar los disparos. Inmediatamente después de colocar la píldora, la brigada efectuó una inyección forzada, lo que hizo que la píldora liberara sus fluidos y dejara un tapón sólido y maleable en su lugar. La inyección forzada se reiteró y dejó un total de 15,8 bbl [2,5 m3] de FORM-A-BLOK forzado en la forma-ción. Como resultado de estas acciones, se resti-tuyó la circulación total, se restableció el lodo a base de agua como fluido de desplazamiento sin incidente alguno, y recomenzaron las operacio-nes de perforación sin pérdidas posteriores.

Un futuro flexible en materia de fibrasEstos tratamientos para pérdidas de circulación han sido utilizados en numerosas operaciones a nivel mundial. Entre las ventajas más importan-tes de estas soluciones se encuentran su facilidad de uso, el tiempo que permiten ahorrar al no tener que efectuarse un viaje de salida del pozo y el tiempo limitado necesario para que los trata-mientos tengan el efecto pretendido.

Debido a la diversidad de tratamientos para pérdidas de circulación y la variedad de situacio-nes de pérdidas, los expertos en perforación deben trabajar caso por caso para adaptar el tra-tamiento adecuado a cada situación de pérdida específica. Estos tratamientos han demostrado mitigar eficientemente las pérdidas en las forma-ciones fracturadas. Los desarrollos introducidos en las soluciones a problemas de pérdidas de cir-culación, tales como la tecnología a base de fibras, ofrecen tratamientos eficientes y resilien-tes y a la vez permiten ahorrar tiempo de equipo de perforación. La búsqueda de soluciones a tra-vés de tratamientos mejorados y más confiables no ha terminado y el futuro de la tecnología a base de fibras promete nuevos avances. —IMF

> Aditivo de alta resistencia FORM-A-BLOK. Esta imagen obtenida con un microscopio de barrido electrónico (izquierda) muestra la forma de red fibrosa de una píldora FORM-A-BLOK. Después de colocar la píldora, se aplica presión, lo que genera una red fibrosa desfluidizada (derecha).

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