4 Oilfield Review

Sellado de fracturas: Avances en el control de las prdidas de circulacin

De los numerosos tratamientos de control de prdidas de circulacin, algunos

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

a base de fibras permiten la mitigacin rpida y eficiente de las prdidas y ahora

incluyen fibras autodegradables. Estas soluciones posibilitan operaciones de

taponamiento estables y la proteccin del yacimiento durante la perforacin; luego,

los tapones se dispersan, posibilitando la produccin de un yacimiento libre de daos.

La reduccin o la prdida de fluido de retorno a la superficie puede amenazar un proyecto de per-foracin. Los incidentes de prdidas de circula-cin no son poco comunes y tienen una diversidad de consecuencias, desde incrementar los costos de construccin de los pozos hasta poner en riesgo su estabilidad.

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

Las consecuencias econmicas de los proble-mas de prdidas de circulacin (LC) pueden ser significativas y los operadores a menudo agregan entre un 10% y 20% a sus presupuestos de perfora-cin como previsin ante el tiempo no productivo (NPT) atribuible a tales prdidas. Adems, la prdida no controlada de fluido en la formacin puede daar el yacimiento, alterando sus carac-tersticas y afectando negativamente su poten-cial de produccin.1

El primer registro de utilizacin de un fluido que no fuera agua para las operaciones de perfo-racin rotativa data del ao 1901 y tuvo lugar en Spidletop, Texas, EUA, cuando los perforadores bombearon lodo extrado de piletas naturales de reserva en el pozo durante su perforacin. Pero no existen registros de las propiedades de esta mez-cla lodosa, ni publicaciones de anlisis o informa-cin relacionada con ese tema. El trmino lodo reapareci 13 aos despus cuando se utiliz 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 operacin de perforacin con herramientas operadas con cable llevada a cabo en Oklahoma, EUA.2

La historia de la primera aplicacin de las solu-ciones para incidentes de prdidas de circulacin es tan poco clara como la historia de los primeros fluidos de perforacin. Casi todos los slidos pue-den ser utilizados para taponar una formacin frac-turada, aplicando suficiente presin e inyectando partculas de propiedades y tamaos adecuados. Si el tapn se mantendr en su lugar cuando se retomen los procesos de rotacin y circulacin, y si tolerar las vibraciones y los cambios de pre-sin, es un tema aparte. Los primeros materiales para prdidas de circulacin (LCM) a menudo se escogan por su fcil disponibilidad cerca de las localizaciones de perforacin y su bajo costo. Ejemplos de materiales para prdidas de circula-cin son las cscaras de semillas de algodn, el cuero triturado, el aserrn, la paja y las cscaras 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 perforacin ms complejas de nues-tros das generaron la necesidad de contar con materiales LCM especialmente diseados.4

Las caractersticas de una formacin determi-nan el tratamiento para controlar las prdidas de circulacin. La seleccin de la solucin correcta depende del conocimiento de la formacin y de la identificacin del tipo y la causa de la prdida. Por ejemplo, las acciones requeridas para tratar las prdidas de fluidos en las rocas naturalmente

Santiago Pablo Baggini Almagro Neuqun, Argentina

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

Jeremy GarandTulsa, Oklahoma

Arnoud MeyerClamart, Francia

Traduccin del artculo publicado en Oilfield Review Otoo 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:

Estabilizacin del pozo para prevenir prdidas de circulacin, Oilfield Review 23, no. 4 (Junio de 2012): 2635.

2. Petroleum Engineering Technology Timeline, Society of Petroleum Engineers, http://www.spe.org/industry/history/timeline.php (Se accedi 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): 328337.

5. Una pldora es una cantidad relativamente pequea generalmente menos de 32 m3 [200 bbl] de una mezcla especial de fluido de perforacin diseada para ejecutar una tarea especfica que el fluido de perforacin 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, artculo SPE 166529, presentado en la Conferencia y Exhibicin Tcnica Anual de la SPE, Nueva Orlens, 30 de septiembre al 2 de octubre de 2013.

7. Para obtener ms informacin 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, artculo SPE 168123, presentado en el Simposio y Exhibicin Internacional de la SPE sobre el Control del Dao de la Formacin, 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: Evaluacin de yacimientos carbonatados, Oilfield Review 12, no. 4 (Primavera de 2001): 2043.

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, artculo SPE 169343, presentado en la Conferencia sobre Ingeniera Petrolera para Amrica Latina y el Caribe de la SPE, Maracaibo, Venezuela, 21 al 23 de mayo de 2014.

Volumen 26, no.3 55

fracturadas difieren de las necesarias para tratar las prdidas en formaciones de alta porosidad y con agotamiento de presin. Adems, las tempe-raturas de fondo de pozo y el tiempo de exposi-cin a las mismas pueden limitar el rango de tratamientos adecuados.

Los tratamientos habituales de problemas de prdidas de circulacin en yacimientos fractura-dos involucran un LCM mezclado en el fluido de perforacin, ya sea dispersado a travs de todo el fluido o como pldora.5 Estos tratamientos estn diseados para taponar las fracturas. Si bien estos materiales pueden proporcionar cierto xito, la utilizacin de materiales dimensionados solamente no basta para asegurar la mitigacin de las prdidas, especialmente en formaciones con fracturas anchas. Dado que la apertura de las fracturas a menudo se desconoce, es probable que el tamao del LCM sea incorrecto. Si son demasiado pequeas, las partculas fluirn a tra-vs de las fracturas y si son demasiado grandes no penetrarn en las mismas. En cualquiera de ambos casos, si el tamao del LCM es inapro-piado quedarn prdidas sin reparar.6

La tecnologa de perforacin ha avanzado considerablemente desde sus primeros das en Spindletop; las operaciones de construccin y perforacin de pozos son econmicamente ms efectivas y pueden ser ejecutadas de manera ms segura que antes. A medida que apuntan a yaci-mientos cada vez ms remotos y geolgicamente complejos como objetivos, los operadores empu-jan los lmites de los fluidos de perforacin modernos y buscan tecnologas mejoradas para asegurar la integridad de los pozos. A fin de satis-facer estos desafos, la industria contina intro-duciendo soluciones de fortalecimiento de los pozos para contener el crecimiento de las fractu-ras inducidas y prevenir las prdidas de circula-cin descontroladas desde los mismos.7

Este artculo presenta diversos recursos para combatir las prdidas de fluidos de perforacin; algunos casos de estudio ilustran la utilizacin 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 prdidas de circulacin.

A dnde fue y qu hacemos ahora?La prdida de circulacin es causada general-mente por un desbalance de presiones y un tra-yecto de ingreso de fluido en la formacin. Los desbalances de presiones se producen en ciertos escenarios de perforacin. La condicin principal para la prdida de fluido de perforacin es un lodo de muy alta densidad, a raz de la cual el lodo

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

Para operar de manera segura en intervalos naturalmente fracturados, inestables o de baja pre-sin zonas de riesgo los ingenieros necesi-tan identificarlos, si es posible, antes de perforar. En algunos tipos de formaciones, las zonas de riesgo son ms difciles de mapear que en otros. Por ejem-plo, la alta heterogeneidad de las formaciones car-bonatadas vuelve problemtica la caracterizacin de los yacimientos. Las formaciones carbonatadas son altamente susceptibles a la disolucin. Esta situa-cin puede conducir a la formacin de nuevos espa-cios porosos y la disolucin a travs de las fracturas y los planos de estratificacin, puede producir desmoronamientos significativos.9 A la

hora de considerar cualquier tipo de formacin, los ingenieros se basan en el conocimiento previo para planificar las acciones de prevencin y reme-diacin a fin de contrarrestar los incidentes de prdidas de circulacin. El mecanismo de mitiga-cin ms efectivo consiste en colocar una tubera de revestimiento de proteccin a travs de las zonas problemticas; no obstante, esta solucin es costosa, limita las opciones de perforacin futuras y puede comprometer las oportunidades de adquisicin de registros (perfilaje).

Las prdidas de circulacin pueden dividirse en cuatro clases de prdidas volumtricas: filtra-cin, prdida parcial, prdida severa y prdida total (abajo).10 A medida que se incrementa la severidad de la prdida de lodo, crecen las prdi-das financieras para cubrir los costos del fluido de perforacin adicional, los tratamientos de prdi-das de circulacin, el tiempo de equipo de perfora-cin y las demoras.11

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

Formaciones cavernosas

Fracturas naturales

Fracturas inducidas

Formaciones altamentepermeables

> Clasificacin de las prdidas de circulacin. Las prdidas se clasifican en base a la tasa de volumen de fluido perdido en la formacin.

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

Severidad de la prdidaTipo de prdida

Filtracin

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

Ms de 16 m3/h

6 Oilfield Review

Las estrategias de manejo de los incidentes de prdidas de circulacin dependen de si el tra-tamiento se aplica antes o despus de la prdida. Las prdidas de circulacin pueden abordarse mediante un enfoque de cuatro niveles (abajo). Las mejores prcticas de perforacin cubren los principales tipos de prdidas de fluido de perfo-racin e incluyen clculos y simulaciones previos a la perforacin en los que los ingenieros utilizan modelos geomecnicos para determinar el riesgo de prdidas de circulacin y colapso del pozo. Las mejores prcticas de perforacin para controlar las prdidas tambin comprenden procedimientos tales como la utilizacin de tuberas de revesti-miento expansibles, el manejo de la presin durante la perforacin o la entubacin durante la perforacin. El segundo nivel representa la selec-cin de fluidos de perforacin con propiedades reolgicas que reducen el riesgo de prdidas de circulacin. El nivel siguiente utiliza materiales de fortalecimiento del pozo para el manejo de las prdidas. Se trata de mezclas de partculas 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 utilizacin de materiales LCM como tratamientos de remediacin para corregir los problemas de prdidas de circulacin en proceso de desarrollo.

Este nivel puede incluir la colocacin de pldoras a travs de las zonas de prdidas de circulacin.

Cuando los perforadores anticipan las prdi-das de fluidos, realizan un tratamiento previo de los fluidos de perforacin a travs del agregado de materiales de fortalecimiento del pozo, tales como mrmol molido y grafito sinttico. Las pruebas de presin efectuadas antes y despus 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 prdidas de circulacin son tratamientos correc-tivos, o de remediacin, porque estos materiales normalmente se agregan al fluido de perforacin despus de producirse las prdidas.

Avances en materia de soluciones a los problemas de prdidas de circulacinLa prevencin y la remediacin de los problemas de prdidas de circulacin son factores importan-tes para una operacin de perforacin econmica. Si los perforadores no pueden prevenir los inci-dentes de prdidas de circulacin, recurren a tratamientos de mitigacin para recuperar el control del pozo y la circulacin.

La eleccin del tratamiento depende de la for-macin geolgica a la que se apunta como objetivo, de la causa de las prdidas de circulacin y de si se requiere una solucin permanente o temporaria. Las prcticas de prevencin y mitigacin son dic-taminadas en gran medida por la situacin y toman en cuenta parmetros tales como presin de formacin, tipo de formacin, propiedades del fluido de perforacin, regulaciones ambientales locales y disponibilidad de materiales LCM.

Las compaas de servicios ofrecen una gran variedad de materiales LCM. Estos materiales pue-den ser en escamas, granulares, fibrosos o solubles en cido; y se encuentran disponibles en tamaos oscilantes entre nanmetros y milmetros. La mez-cla de diferentes tipos de materiales LCM para mejorar el desempeo de los procesos de obtura-cin y taponamiento es una prctica comn. Muchas compaas de servicios ofrecen solucio-nes a problemas de prdidas de circulacin a base de fibras de celulosa natural, fibras de cedro des-menuzadas y fibras minerales, a menudo combi-nadas con partculas slidas de diversos tamaos. Un ejemplo es el material para prdidas de circu-lacin BARO-SEAL de Halliburton, una combina-cin de fibras, grnulos y escamas dimensionados para taponar las fracturas naturales. Esa compa-a ofrece adems 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 prdidas por filtracin. El trata-miento para altas prdidas de fluidos BAKER SQUEEZ de Baker Hughes, para prdidas de fluidos parciales a severas, est diseado para deshidratar y dejar un tapn slido en las fracturas y vacuolas.

Los ingenieros de Schlumberger han desarro-llado diversas soluciones a base de fibras, incluida la familia de pldoras reforzadas de malla com-puesta Losseal y los tratamientos CemNET y PressureNET. Si bien las opciones son numerosas, y las compaas ofrecen un amplio abanico de soluciones, las soluciones preferidas sern aque-llas que resuelvan los problemas de prdidas de circulacin de manera econmicamente efectiva y en forma rpida, segura y con mnimo riesgo.13

Relleno de los vacos Los cientficos de Schlumberger adoptaron un procedimiento de tratamiento ejecutado a medida, consistente en fibras diseadas y combinaciones de fibras y slidos para obtener soluciones a pro-blemas de prdidas de circulacin que exhiban un desempeo consistente. Estos tratamientos mitigan la prdida de fluido de perforacin o fluido de cementacin en numerosos ambientes, incluidas formaciones que poseen fracturas natu-

> Programa de manejo de prdidas de circulacin. Algunos expertos abordan los problemas de prdidas de circulacin a travs de un enfoque de varios niveles. Los tres niveles inferiores se centran en las medidas de prevencin de prdidas de circulacin, en tanto que el nivel superior representa las medidas de remediacin.

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

Materialespara

prdidas decirculacin

Materiales parafortalecimiento del pozo

Seleccin de fluidos de perforacin

Mejores prcticas de perforacin

Preven

cin

Remed

iacin

Volumen 26, no.3 7

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

Tratamiento con pldoras fibrosas: La fami-lia de pldoras reforzadas de malla compuesta Losseal consiste en una combinacin de fibras y slidos que obtura y tapona las zonas fracturadas durante las operaciones de perforacin y cemen-tacin (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: dispersin, obturacin, tapona-miento y mantenimiento; cada paso es igual-mente importante para lograr el rendimiento ptimo del tratamiento.

Dependiendo de la aplicacin, uno de los cuatro pasos puede constituir el foco principal. Por ejem-plo, cuando se bombea una pldora durante la perforacin, es importante mantener las propie-dades mecnicas de la pldora recin formada en la fractura mientras continan las operaciones de perforacin. El tapn debe tolerar las fuerzas de erosin (resultantes de los cambios producidos en las velocidades de bombeo y las velocidades de los fluidos), las fuerzas mecnicas (provenientes de la operacin y la rotacin de las tuberas) y las fuerzas hidrodinmicas (resultantes de los fen-menos de oleada inicial y suaveo). No obstante, en la aplicacin de un espaciador en cementacin, 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 cementacin; el objetivo primordial de la aplica-cin de un espaciador.

Una pldora Losseal forma una malla imper-meable y resistente y previene el flujo de fluidos de perforacin y cementacin hacia las zonas de fracturas. La pldora puede sellar las microfrac-turas y las fracturas naturales ms grandes tanto

en la perforacin de los estratos de sobrecarga como del yacimiento. Dentro de los lmites, el tapn puede tolerar una presin adicional resul-tante de los incrementos de la densidad del lodo y de las operaciones de perforacin o cementa-cin futuras. La pldora Losseal es relativamente insensible al ancho de las fracturas y puede ser utilizada sin un conocimiento detallado de las

caractersticas de la formacin, en tanto que el rendimiento de muchos tratamientos de prdidas de circulacin depende de un ancho de fractura fijo conocido. Las pldoras Losseal son utilizadas habitualmente para formaciones naturalmente fracturadas y formaciones con fisuras cuyo ancho vara 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): 168175.

13. Alsaba M, Nygaard R, Hareland G y Contreras O: Review of Lost Circulation Materials and Treatments with an Updated Classification, artculo AADE-14-FTCE-25, presentado en la Conferencia y Exhibicin Tcnica de Fluidos de la Asociacin Americana de Ingenieros de Perforacin, Houston, 15 al 16 de abril de 2014.

> Pldora de tratamiento Losseal. La pldora Losseal combina fibras tanto rgidas como flexibles y slidos que se bombean a travs de un BHA para obturar las fracturas. Al cabo de un tiempo de remojo de tan slo 60 minutos, la pldora resultante puede taponar la formacin de prdidas. Las flechas amarillas muestran la pldora fluyendo en sentido ascendente por el espacio anular y hacia las fracturas de la formacin. Los slidos y las fibras (inserto) de la pldora forman una malla que rellena y sella las fracturas de la formacin.

Oilfield Review SUMMER 14Lost Circulation Fig. 3ORSUMM 14 LOSTCIRC 3

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

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

Durante laperforacin

Tasa deprdida, bbl/h

Ancho de lafractura, mmTratamientoEtapa Desafo

Menos de 40Menos de 1 Control de prdidas de circulacin enmicrofracturas Losseal, como pldoraMicrofracturas,

fisuras

Ms de 401 a 5Control de prdidas de circulacin enfracturas naturales Losseal, como pldoraFracturasnaturales

Menos de 40Menos de 1Control de prdidas de circulacin enmicrofracturas Losseal, como fluido espaciadorDurante la

cementacin Todas

Ms de 401 a 5Control de prdidas de circulacin en fracturasnaturales Losseal, como fluido espaciadorDurante la

cementacin Todas

Ms de 401 a 5Control de prdidas de circulacin enfracturas de yacimientos Losseal, como pldoraFracturas delyacimiento

8 Oilfield Review

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 prdida sigan siendo las mismas y que se utilice el mismo tipo de partculas a lo largo de toda la operacin.

Tratamiento de microfracturas y fisuras: El trata-miento de control de prdidas de circulacin en microfracturas Losseal est diseado para obtu-rar fracturas con anchos variables entre 1 micr-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 perforacin en un fluido espaciador o como una pldora independiente. La solucin para microfracturas Losseal se comercializa como un agregado contenido en una sola bolsa para facili-tar el diseo y la preparacin (abajo). En algunos casos, la solucin para microfracturas Losseal ha sido agregada a los fluidos de cementacin, lle-vando el tope del cemento hasta el nivel requerido.

Pldora para fracturas naturales: La pldora para control de prdidas de circulacin en fractu-ras naturales Losseal est diseada para obturar y taponar fracturas grandes con anchos oscilan-tes entre 1 y 5 mm. El sistema aprovecha una combinacin de fibras dobles con un paquete de slidos, que puede ser optimizado para incremen-tar la eficiencia. Y adems puede ser ajustado a las necesidades nicas de la zona de prdida y al emplazamiento requerido, lo que hace que su rendimiento sea adecuado a los fines especficos. La pldora puede bombearse a travs de columnas de perforacin con extremos desprovistos de ros-cas para el taponamiento eficiente de las zonas. A fin de evitar el arenamiento o el taponamiento prematuro, tambin es posible su bombeo a travs de las boquillas de la barrena, para lo cual puede ser necesario modificar la formulacin de la pl-dora, por ejemplo mediante la reduccin de los slidos totales, la utilizacin de slidos de menor

tamao y la reduccin de la cantidad de fibras. El rendimiento del taponamiento puede ser demostrado mediante una celda de prdida de fluido modificada, en la que tambin es posible simular el flujo a travs de restricciones, tales como las boquillas de la barrena.

Las fibras para el control de prdidas de circu-lacin de Schlumberger se dispersan fcilmente en los fluidos y funcionan mediante la combina-cin de una red entrelazada de fibras con mate-rial sellador de diversos tamaos. La dispersin de las fibras es importante para evitar la obtura-cin y el taponamiento prematuros del equipo de superficie y de fondo de pozo, y una buena disper-sin tambin mejora la obturacin de las fracturas. La obturacin de fibras sigue siendo permeable y los slidos se acomodan en la matriz de las fibras, rellenando los poros para formar un tapn sella-dor que puede tolerar las presiones diferenciales. El sello impermeable y compacto resultante tapona los poros y las fracturas, mitigando el riesgo de prdidas de circulacin durante las operaciones de perforacin, entubacin y cementacin. La mezcla Losseal puede ser agregada a los espacia-dores entre las etapas de aplicacin del cemento, emplazarse por delante del cemento o incorpo-rarse directamente en el cemento durante las ope-raciones de bombeo.15 La utilizacin de este material ayuda a los operadores a prevenir las prdi-das de circulacin, restablecer la circulacin, correr la tubera de revestimiento con prdidas limitadas y luego bombear el cemento para alcanzar el nivel del tope del cemento pretendido. Esta solucin per-mite a los operadores emplazar los tratamientos con precisin en una zona objetivo y reducir la tasa de prdida previa al tratamiento en ms del 90%.

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

sentacin de un cliente, experiment un volumen de prdidas de lodo a base de aceite (OBM) de 2 000 bbl [320 m3] en un pozo de 55/8 pulgadas per-forado en una formacin carbonatada. La tubera de revestimiento se coloc a 5 844 m [19 173 pies], y las prdidas se produjeron entre 18 963 [5 780 m] y 19 173 pies. El equipo de IPM respondi a la situacin reduciendo la densidad del lodo de 1,12 a 1,01 g/cm3 [de 9,35 a 8,43 lbm/galn US o de 1 120 a 1 010 kg/m3], lo que produjo un golpe de presin.16 El pozo se estabiliz con un lodo cuya densidad era de 0,97 g/cm3 [8,1 lbm/galn US o 970 kg/m3], pero esta densidad no permitira continuar perfo-rando en las formaciones ms profundas.

El equipo de IPM opt por bombear una pl-dora Losseal porque el costo del OBM es elevado y se dispona de datos limitados sobre el ancho de las fracturas, su densidad y la temperatura de fondo de pozo despus de las prdidas. Sobre la base de la tasa de prdida del fluido y la tempera-tura de formacin, los ingenieros seleccionaron el tamao de partcula adecuado para el pozo del campo Costero; una pldora 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 slidos de grano grueso, medio y fino. Luego se coloc la pl-dora como un tapn balanceado, antes de aplicar una presin de inyeccin forzada de 200 lpc [1,4 MPa].17 Dado que el sistema oper inmediata-mente despus de la colocacin de la pldora y detuvo las prdidas estticas y dinmicas en un solo tratamiento de una hora, no fue necesario ningn viaje (prxima pgina, arriba). La brigada de perforacin increment la densidad del lodo hasta una densidad de 1,15 g/cm3 [9,6 lbm/galn US o 1 150 kg/m3] sin sufrir prdida alguna y perfor el pozo con xito hasta la profundidad total (TD). Adems, el equipo de trabajo concluy la opera-cin de cementacin que sigui al emplazamiento de la pldora Losseal sin que se registraran prdi-das significativas.

Los ingenieros de Schlumberger tambin uti-lizaron la solucin para prdidas de circulacin en fracturas naturales Losseal para un operador del sur de Texas. El operador planific cementar la seccin intermedia de un pozo en una sola etapa a una profundidad de 3 050 m [10 000 pies]. Despus de perforar a travs de la tiza Austin y la caliza Buda naturalmente fracturada subyacente, el perforador observ prdidas de lodo severas y no pudo recuperar la circulacin total. La brigada de perforacin intent controlar las prdidas mediante la reduccin de la densidad del fluido de perforacin y el agregado de diversos productos LCM, pero sus esfuerzos resultaron infructuosos. Los ingenieros de Schlumberger proporcionaron entonces la solucin para fracturas naturales

> Material para microfracturas Losseal. La solucin para microfracturas Losseal es un tratamiento con fibras diseadas, que combina fibras especficas (gris claro) con materiales de obturacin slidos (gris oscuro).

Oilfield Review SUMMER 14Lost Circulation Fig. 5ORSUMM 14 LOSTCIRC 5

Volumen 26, no.3 9

Losseal, que permiti que el perforador recupe-rara la circulacin total antes de la cementacin y que la mantuviera a lo largo de todo el trata-miento de cementacin subsiguiente.

Dado que el operador haba reducido la densi-dad del lodo, no fue posible dejar en suspensin todas las fibras durante el tratamiento con el fluido de perforacin a base de aceite. La solucin era un fluido de alta densidad, que tuviera un alto contenido de slidos (ms del 30%) y no exhi-biera una decantacin dinmica de los slidos. Las pruebas de eficiencia de taponamiento efec-tuadas para optimizar la concentracin de las fibras Losseal mostraron que una concentracin variable entre 2,0 y 3,0 lbm/bbl [5,7 y 8,6 kg/m3] podra taponar ranuras de hasta 5 mm [0,2 pulga-das] de extensin con una presin diferencial de 1 000 lpc [6,9 MPa].

La pldora Losseal fue preparada en la localiza-cin del pozo y se coloc a travs de toda la supuesta zona de prdidas de circulacin, desde 2 100 hasta 3 000 m [6 800 hasta 9 800 pies]. Para evi-tar la posible contaminacin y desestabilizacin de la pldora, incidentes que podan ocurrir si la misma entraba en contacto con el fluido de perfo-racin, se bombe un fluido espaciador espesado, tanto por delante como por detrs de la pldora. Luego se llev a cabo un proceso de inyeccin for-zada suave, con la aplicacin de baja presin, para ayudar a activar el mecanismo de obtura-cin y taponamiento de las partculas LCM. Despus de aplicar una presin total de inyeccin forzada de 250 lpc [1,7 MPa], no se observ

reduccin alguna de la presin, lo que indic que la pldora para fracturas naturales Losseal haba sellado la zona de prdida. El restablecimiento de la circulacin total inmediatamente despus del tratamiento fue otra prueba del xito. Los perfo-radores tambin lograron mantener la circulacin total a lo largo de todo el tratamiento de cementa-cin mediante el agregado de esta fibra LCM a todos los fluidos, el fluido espaciador espesado y el cemento durante el resto de la operacin. Las pruebas de presin verificaron que las presiones

medidas se ajustaban a las presiones de diseo, lo que indic que el tratamiento haba funcionado como se esperaba (abajo, a la izquierda).

Tratamiento para perforar la seccin yaci-miento: Cuando las prdidas de circulacin se producen durante la perforacin a travs de una seccin del yacimiento, los operadores deben detener la prdida de fluido o exponerse a daar la producibilidad de la zona. Los ingenieros de Schlumberger desarrollaron una familia de pldo-ras de malla compuesta y reforzada, fabricadas con una mezcla de fibras disolubles para mitigar las prdidas de circulacin en yacimientos natu-ralmente fracturados, formaciones carbonatadas y yacimientos agotados; las pldoras estn disea-das para taponar fracturas con anchos oscilantes

> Emplazamiento de la pldora Losseal. Cuando se inicia el bombeo del tratamiento, la densidad se incrementa (azul claro). La presin (rojo) aumenta con el desplazamiento cuando las fibras Losseal son introducidas en la formacin y comienzan a obturar y taponar las fracturas. La presin 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 obturacin y sellado del tratamiento Losseal. La lnea negra representa el volumen bombeado.

Oilfield Review SUMMER 14Lost Circulation Fig. 6ORSUMM 14 LOSTCIRC 6

Volu

men

bom

bead

o, b

bl

Velo

cida

d de

bom

beo,

bbl

/min

Pres

in,

lpc

Tiempo, h:min:segundos

Bombeo de la pldora Losseal

Desplazamiento

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

120

100

80

2 000

1 000

3 000

60

40

20

0 0

Dens

idad

, g/c

m3

2

1

0

6

5

4

3

2

1

0

14. En una prueba de eficiencia de taponamiento, el xito se basa en la capacidad del material para taponar una ranura con un ancho similar al ancho anticipado de la fractura. Adems, durante las operaciones, el tapn de tratamiento debe mantener una presin similar a la presin diferencial mxima a travs de la zona de prdida de circulacin.

15. Un espaciador es un fluido viscoso utilizado para asistir en la remocin de los fluidos de perforacin antes de la ejecucin de una operacin de cementacin primaria. El espaciador se prepara con caractersticas de fluido especficas, tales como la viscosidad y la densidad, diseadas para desplazar el fluido de perforacin, a la vez que se permite el emplazamiento de un recubrimiento de cemento completo.

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

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

> Prueba de presin. La evaluacin posterior a la operacin compara la presin calculada con la presin real registrada durante una aplicacin del tratamiento Losseal en un pozo del sur de Texas. Un modelo de simulacin hidrulica utiliza los datos de la geometra del pozo, tales como el tamao del pozo y su desviacin, y los tamaos de la tubera de revestimiento y de la columna de perforacin, teniendo en cuenta la densidad y la viscosidad del fluido, para calcular las presiones estimadas durante el bombeo. El modelo no simula las prdidas posibles; por consiguiente, cualquier desviacin respecto de la tendencia entre las presiones medidas y las presiones calculadas podra indicar un incidente de prdida de circulacin. La curva de la presin medida real (azul) sigue la misma tendencia que la curva de la presin calculada (rojo), lo que indica que no se registra prdida de fluido en la formacin y que lo que se bombea se encuentra en circulacin. Las presiones por friccin y las restricciones anulares producen la desviacin entre las presiones calculadas y las presiones medidas. La restauracin de la presin al cabo de unos 200 minutos indica el ascenso del fluido ms denso el cemento hacia el espacio anular.

Oilfield Review SUMMER 14Lost Circulation Fig. 7ORSUMM 14 LOSTCIRC 7

Pres

in

de s

uper

ficie

, lpc

1 750

1 500

1 250

1 000

750

500

250

00 40 80 120

Tiempo, minutos160 200 240 280 320

Presin medida

Presin calculada

10 Oilfield Review

entre 1 y 5 mm. Las pldoras poseen tres compo-nentes: viscosificadores, fibras y slidos. La combi-nacin 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 daos en la formacin. El tratamiento de prdidas de circulacin en el yacimiento Losseal, que puede pasar a travs de boquillas de barrenas de tan slo 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 pldora.

La relacin entre la degradacin de las fibras y la estabilidad del tapn ha sido establecida a travs de experimentos de laboratorio. En estos experi-mentos, los desarrolladores crean un tapn 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, anlogo al fluido de perfo-racin a alta presin. La respuesta de presin resultante es monitoreada en funcin del tiempo. Una cada de presin sbita indica que el mate-rial del tapn est comenzando a degradarse y a limpiarse y que se est restaurando la permeabi-

lidad (arriba). Los ingenieros utilizaron los resul-tados de estos experimentos para establecer directrices para la formulacin de las pldoras. Los factores que afectan el rendimiento de la solucin de pldoras fibrosas son la viscosidad del fluido, la concentracin de fibras, la geometra de las fibras, la tasa de flujo y el ancho de la fractura. Los ingenieros estn trabajando actualmente para extender la estabilidad trmica de las fibras Losseal ms all de su temperatura de diseo de 85C [185F], y se estn 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 trmica hasta 150C [300F].

A diferencia de los otros productos Losseal, la pldora Losseal para perforar la seccin yaci-miento est diseada para degradarse con el tiempo (abajo). La pldora 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 perforacin y luego se disuelve con el tiempo, dejando la formacin sin daos. La degradacin del tapn es catalizada por las condi-ciones de temperatura y presin de fondo de pozo y puede ser diseada para ajustarse a los progra-

mas de perforacin y terminacin de pozos. La pldora requiere menos de una hora para mez-clarse y puede ser desplegada a temperaturas oscilantes entre 40C y 150C [100F y 300F] y con densidades de lodo variables entre 1 030 y 1 440 kg/m3 [8,6 y 12 lbm/galn US]. Despus de colocar la pldora, es necesario un tiempo de remojo de aproximadamente 60 minutos para que el sistema fluya hacia las fracturas; el rendimiento de la pldora mejora con la aplicacin de presin que ayuda a que el tratamiento ingrese en las frac-turas, las obture y las tapone. El tiempo de degra-dacin de la pldora es ajustable y vara entre un da y ocho semanas.18

El tratamiento Losseal para perforar la sec-cin yacimiento se introdujo en el ao 2014 y fue utilizado recientemente por un operador de Medio Oriente para reducir las prdidas de lodo y cemento durante la fase de perforacin y a la vez evitar el dao del yacimiento. El operador estaba perforando dos pozos como parte de un proyecto de inyeccin cclica de vapor y, a una profundidad de 341 m [1 120 pies] durante la perforacin de la seccin de 8 pulgadas, experiment prdidas totales. La brigada de perforacin continu perfo-rando hasta la profundidad del objetivo de 472 m [1 550 pies]; las velocidades de prdida alcanzaron 32 m3/h [200 bbl/h]. Dado que sta era la zona de produccin e inyeccin prevista, resultaba crucial asegurarse de que ningn tratamiento de prdidas de circulacin inhibiera la produccin futura o daara la formacin.

El operador necesitaba mitigar las prdidas antes de correr y cementar la tubera de revesti-miento de 7 pulgadas; los objetivos eran evitar la prdida de fluidos de cementacin en el yaci-miento y llevar el cemento a la superficie. A esos efectos, escogi el tratamiento Losseal para la per-foracin de la seccin yacimiento. Las fibras y los slidos se mezclaron en la localizacin del pozo en el trmino de una hora y el material del trata-miento fue bombeado con xito. Cuando la pldora ingres en la zona de prdida, un incremento leve de la presin de bombeo indic que los fluidos estaban ascendiendo en direccin al espacio anu-lar y se restablecieron los retornos a la superficie. Despus de extraer la sarta de perforacin del pozo hasta 61 m [200 pies] por encima del tope de la pldora, se hizo circular agua en el pozo y volvieron a observarse los retornos a la superficie. La brigada de perforacin corri entonces la columna de perforacin en el pozo hasta el tope de la zona de prdida y el restablecimiento de la cir-culacin subsiguiente fue seguido por el retorno de los fluidos a la superficie. Este tratamiento fue ejecutado con xito en dos pozos de esta rea.

> Solucin Losseal para perforar la seccin yacimiento. El tratamiento Losseal para la perforacin de la seccin yacimiento de un pozo es una solucin 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 operacin y finalmente se degrada.

Oilfield Review SUMMER 14Lost Circulation Fig. 9ORSUMM 14 LOSTCIRC 9

Obturar Mantener DegradarTaponarDispersar

> Tratamiento Losseal para perforar la seccin yacimiento. Las fibras Losseal se degradan con el tiempo (extremo superior, el tiempo se incrementa hacia la derecha). Los tcnicos regulan los niveles de pH de la pldora para controlar el tiempo de degradacin y lograr un amplio rango de duraciones de la estabilidad de las fibras, que oscilan entre un da 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 grfica de la estabilidad del sistema (extremo inferior) muestra la permeabilidad en funcin del tiempo. La permeabilidad a travs del tapn es baja, segn el diseo, hasta que el tapn se desintegra.

Oilfield Review SUMMER 14Lost Circulation Fig. 8ORSUMM 14 LOSTCIRC 8

105

104

103

102

101

102

10

1Perm

eabi

lidad

, mD

Tiempo

Degradacin del tapn

Tapn estable

Volumen 26, no.3 11

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 remediacin. Las pruebas de pozos confirmaron que en los dos pozos tratados, las tasas de produc-cin inicial, o ndices de productividad, fueron ms altas que las tasas pronosticadas. Estos resultados indicaron que el tratamiento se haba disuelto, segn el diseo, sin producir daos en el yaci-miento productivo.

Red de fibras: El despliegue de las fibras CemNET diseadas para ser utilizadas en fluidos de cementacin constituye otro mtodo para sellar las zonas de prdida de fluidos. Las fibras son inertes y se entrecruzan formando una red de fibras resilientes a travs de una zona de prdi-das de circulacin, lo que permite que el perfora-dor recupere y mantenga la circulacin. La tecnologa de fibras de avanzada CemNET, que puede ser desplegada en las lechadas de cemento a travs de zonas con prdidas previstas, tolera temperaturas de hasta 232C [450F]. Las fibras CemNET no alteran la viscosidad de la lechada de cemento, el tiempo de espesamiento, la resisten-cia a la traccin, la resistencia a la compresin ni la prdida de fluido (derecha, extremo superior). Estas fibras se dispersan y se mezclan fcilmente en la lechada o en el fluido. La aplicacin del tra-tamiento CemNET facilita el emplazamiento del cemento, elimina los costos excedentes del cemento y minimiza las operaciones de cementa-cin con fines de remediacin para reparar los topes de cemento bajos.19

El tratamiento CemNET fue empleado con xito en una operacin llevada a cabo en el Mar del Norte, en la que un operador estaba experimen-tando prdidas severas mientras remova el cemento residual de la operacin de cementacin primaria en un pozo del rea de Haltenbanken, en la regin marina de Kristiansund, en Noruega.

La operacin de cementacin se llev a cabo segn el plan y la zapata fue sometida a una prueba de presin. Luego se reperforaron la zapata, los tapones, el flotador y el cemento. No obstante, des-pus de que se limpiara la ratonera y el perforador extrajera el conjunto de fondo (BHA), por encima de la zapata de la tubera de revestimiento corta (liner) de 7 pulgadas, se produjeron prdidas seve-ras. Y si bien se bombearon varias pldoras LCM, pronto volvieron a producirse prdidas.

Despus de pasar 87 horas intentando contro-lar las prdidas, el operador decidi probar los tra-tamientos a base de fibras. El perforador extrajo el BHA del pozo y luego utiliz el mtodo de inyeccin forzada para emplazar una lechada de cemento

que contena fibras LCM CemNET. Se coloc el aguijn de cementacin y se someti la lnea de cementacin a una prueba de presin con resul-tados exitosos.20 Los ingenieros determinaron la presin y la tasa de inyeccin 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 indic que las prdidas continuaban. La brigada de perforacin comenz la inyeccin a razn de 200 L/min [1,26 bbl/min] en la zona de prdida por debajo de la zapata de la tubera de revestimiento corta. La lechada CemNET tapon la zona de prdida de inmediato al llegar al fondo del pozo (abajo). Cuando la

18. El tiempo de remojo es el tiempo requerido despus de la colocacin de la pldora Losseal en el lugar requerido para obtener la malla deseada que produzca el efecto ptimo de obturacin 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 condicin puede ser causada por la prdida de cemento en la formacin. Para obtener ms informacin sobre el abordaje del problema de prdida de circulacin durante la cementacin, 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): 202219.

20. Una prueba de presin de la lnea de cementacin se ejecuta mediante la aplicacin de presin en el cabezal de cementacin o en la vlvula maestra conectada al pozo, desde el equipo de cementacin, para verificar la existencia de prdidas o dao en la lnea. Es prctica comn someter las lneas a pruebas con una presin hasta 1 000 lpc [6,9 MPa] superior a la presin mxima permitida de tratamiento o hasta la presin de trabajo del sistema de tratamiento de hierro, la que sea ms baja.

> Tecnologa de fibras diseadas 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 prdida de circulacin. Las fibras CemNET pueden dispersarse en cualquier sistema de cementacin y pueden ser agregadas y mezcladas rpidamente en un tanque mezclador.

Oilfield Review SUMMER 14Lost Circulation Fig. 10ORSUMM 14 LOSTCIRC 10

> Inyeccin forzada de lechada CemNET en el rea marina de Noruega. El registro de lodo de superficie registr los procesos de bombeo (verde) y de flujo de salida (azul). Cuando el tratamiento de inyeccin forzada de lechada CemNET sali de la zapata e ingres en la zona de prdida, se restaur la presin (rojo) y se restableci la circulacin.

Oilfield Review SUMMER 14Lost Circulation Fig. 11ORSUMM 14 LOSTCIRC 11

La lechadasale de la zapata

Tiempo, h:min

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

La presin se incrementa a medidaque se aplica el tratamiento de

inyeccin forzada. La presin se reducecuando la inyeccin forzada se detiene

Los retornos mejoran a medidaque se cura la lechada CemNET

El desplazamiento de 0,5 m3de lechada de cemento se traduceen un 100% de retorno de fluido

Tasa de flujo de salidaPresin

Tasa de flujo de entrada

Tasa

de

flujo

y p

resi

n

12 Oilfield Review

lechada CemNET alcanz la zona de agujero des-cubierto, la presin se increment de 0,1 MPa a 1,4 MPa [14,5 a 203 lpc]. Luego se interrumpi la inyeccin, y el perforador vente la presin a tra-vs del estrangulador y abri las esclusas de corte. La lechada de cemento que qued en el aguijn fue desplazada del pozo utilizando el mtodo de bombeo y extraccin.21 Las prdidas de fondo de pozo fueron controladas y, luego del tratamiento de inyeccin forzada CemNET, se restableci la circulacin total. El operador experiment resultados positivos simila-res con las fibras CemNET para el control de prdi-das y este enfoque ha pasado a formar parte de su paquete de planes de contingencias.

En el ao 2013, se utiliz una combinacin de tratamientos CemNET y Losseal en la Argentina. La brigada de perforacin experiment prdidas parciales al colocar la lechada durante una ope-racin de cementacin. 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 operacin mostr una diferencia entre la pre-sin real y la simulada, indicativa de que se haba perdido fluido en la formacin, lo que explicaba la diferencia de profundidad del TOC.

Los ingenieros disearon la operacin de cementacin 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 experiment prdida alguna durante el emplazamiento de la lechada de cemento y los datos mostraron una buena concordancia entre las curvas de presin real y las de presin calculada. El TOC final se ubic 100 m [300 pies] por encima del nivel calculado y los registros de evaluacin del cemento indicaron una buena adherencia. Los tra-tamientos CemNET y Losseal previnieron las pr-didas y la vez incrementaron la densidad de circulacin equivalente (ECD) durante el empla-

zamiento de la lechada. Cuando se produjeron prdidas, estos tratamientos permitieron mitigar-las a travs de mecanismos de obturacin y tapo-namiento efectivos.22 Como resultado, el operador desarroll un plan de contingencias utilizando la combinacin de fibras CemNET y material Losseal para los pozos restantes del rea.

Solucin combinada para prdidas de circu-lacin: La solucin a problemas de prdidas de circulacin a base de slidos y fibras PressureNET combina las fibras CemNET dispersables con part-culas de lutita vitrificadas para detener las prdidas de circulacin en las formaciones de lutita, dolo-ma y caliza (abajo). Esta combinacin es capaz de obturar aberturas de hasta 3 mm [0,1 pulgadas] de ancho con presiones de hasta 5,5 MPa [800 lpc]. Las partculas son qumicamente inertes en la mayora de los fluidos. Las partculas de lutita de tamao variable se acumulan por toda la red de fibras CemNET, generando una base para que los slidos de la lechada de cemento obturen y taponen la zona de prdidas de circulacin. La resistencia de las partculas de lutita PressureNET ayuda a este LCM a tolerar altas presiones diferenciales a travs de las fracturas, reduciendo de ese modo el volumen de prdida de fluido de perforacin y cemento. El tratamiento puede ser agregado a lechadas de cemento, fluidos espaciadores y fluidos de perfora-cin en mezcladores por lotes o en piletas de lodo. La red impermeable creada por este tratamiento puede sustentar la presin hidrosttica de una columna de lechada de cemento y tolerar la presin adicional resultante de las operaciones subsiguien-tes de cementacin primaria o de remediacin.

A comienzos de 2013, Apache Corporation experiment prdidas severas durante la cemen-tacin de las sartas de produccin en los pozos perforados a travs del sistema Canyon Granite Wash en el Condado de Oldham, Texas. El opera-dor decidi 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 inyeccin forzada, que implican costos e insumen mucho tiempo para poder poner en produccin los pozos.

El sistema Canyon Granite Wash est com-puesto por sedimentos carbonatados y clsticos arcsicos, erosionados del Levantamiento Amarillo durante el perodo Pensilvaniano medio a tardo. La formacin produce desde fines de la dcada de 1950, si bien la actividad reciente posterior a un largo hiato conllev la introduccin de trata-mientos de acidificacin y estimulacin por frac-turamiento que arrojaron resultados excelentes. No obstante, durante las operaciones de perfora-cin se encuentran zonas agotadas que hacen que la formacin sea propensa al fracturamiento y resulte ms difcil de perforar y terminar. Despus de experimentar problemas de cemen-tacin y prdidas de circulacin, Apache aprob la solucin PressureNET para la cementacin de la tubera de revestimiento de produccin en el pozo Bivins Lit. Luego del xito de la operacin, indicado por un incremento observado de la pre-sin, segn el diseo, la evaluacin de los regis-tros de adherencia del lodo indic que el tope del cemento satisfaca e incluso exceda la altura requerida en varios cientos de pies. En base a la experiencia del pozo Bivins Lit, Apache ha esco-gido la solucin PressureNET para muchas ms operaciones de cementacin.

Solucin de desfluidizacin de prdidas de circulacin: En situaciones de prdidas parcia-les o severas, la pldora de alto rendimiento y alta resistencia FORM-A-BLOK puede constituir una opcin satisfactoria. Esta pldora combina una mezcla inerte de fibras minerales, sintticas y

> Tratamiento PressureNET. La tecnologa PressureNET combina la resistencia y el peso liviano de un material para prdidas de circulacin, tal como las partculas de lutita vitrificadas (izquierda), con la resistencia de las fibras CemNET (derecha).

Oilfield Review SUMMER 14Lost Circulation Fig. 12ORSUMM 14 LOSTCIRC 12

21. En el mtodo de bombeo y extraccin, la lechada de cemento se bombea a travs de una sarta de perforacin 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 travs de la zona. Esto evita el riesgo de cementar el tubo en su lugar o de dejar cemento en el tubo de cola despus de concluir la operacin.

22. La densidad de circulacin equivalente (ECD) es la densidad efectiva ejercida por un fluido en circulacin contra la formacin, que tiene en cuenta la cada de presin en el espacio anular por encima del punto en consideracin.

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

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

Volumen 26, no.3 13

celulsicas que poseen un revestimiento para permitir su mezcla en agua dulce, salmuera o flui-dos no acuosos.24 Las pldoras FORM-A-BLOK per-miten tratar prdidas de fluidos en fracturas, cavernas o vacuolas, y funcionan en temperaturas de hasta 177C [350F]. Para mezclar la pldora, se pueden utilizar los componentes de los equipos de perforacin estndar. Adems, la pldora no requiere activadores ni retardadores y no depende de la temperatura para formar un tapn. La con-centracin recomendada de FORM-A-BLOK es de 114 kg/m3 [40 lbm/bbl] para todos los sistemas sintticos 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/galn US], que requieren una concen-tracin de 57 kg/m3 [20 lbm/bbl].

En situaciones de prdidas de fluidos, este tra-tamiento se aplica como una pldora de inyeccin forzada para reparar las prdidas rpidamente. El perforador bombea la pldora en el espacio anu-lar; el volumen bombeado equivale a por lo menos el 150% del de la zona de prdida. La presin de inyeccin forzada hace que la pldora de trata-miento pierda rpidamente su fluido portador en la formacin (arriba). Los slidos que quedan atrs obturan los vacos y las fracturas formando un tapn de alta resistencia que sella la zona de prdida. Adems de utilizarse para encarar situa-ciones de prdidas parciales y severas, la pldora FORM-A-BLOK puede aplicarse como un tapn de rpida accin en operaciones de fortalecimiento de pozos, como tratamiento de remediacin o pre-vencin de prdidas de circulacin mediante inyeccin forzada en agujero descubierto, como ayuda para mejorar la integridad de la zapata de la tubera de revestimiento y como inyeccin forzada en pozos entubados para sellar los disparos y las fugas de la tubera de revestimiento.

Despus de experimentar una prdida de retorno total durante una prueba de integridad de la formacin, un operador del rea marina de Indonesia opt por la pldora FORM-A-BLOK como solucin. La prueba de integridad fue efectuada despus de reperforar el cemento y 6 m [20 pies] de formacin nueva. El objetivo era lograr una ECD de 1 680 kg/m3 [14,0 lbm/galn US] sin fracturar la formacin. El operador aisl el pozo con las esclu-sas de corte y comenz a incrementar su presin. Luego de mantener una presin de 670 lpc [4,6 MPa] durante cinco minutos, intent incrementar la presin hasta 1 000 lpc [6,9 MPa]. La formacin se fractur con una presin de 6,4 MPa [930 lpc], y se registr una prdida de retorno total. Antes de la prueba de presin, el operador haba disparado e inyectado en forma forzada una pldora de carbo-nato de calcio para contener las prdidas en una zona ladrona. Los ingenieros estimaron que dicha zona se localizaba directamente por encima de la zapata de la tubera de revestimiento.

Un equipo de ingenieros de fluidos de M-I SWACO, una compaa de Schlumberger, sugiri que se utilizara la pldora FORM-A-BLOK para ais-lar los disparos y evitar las prdidas recurrentes del fluido de perforacin a base de agua. De inme-diato, el operador desplaz agua de mar en el pozo y subi el BHA hasta 20 pies por encima del tope de los disparos, en tanto que la brigada de perfo-racin mezcl 40 bbl [6,4 m3] de FORM-A-BLOK. Luego de bombear un volumen total de 37 bbl [5,9 m3] de pldora a travs de la barrena, con una velocidad de 3 bbl/min [0,5 m3/min], no se observ presin en la tubera de subida, lo que demostr que an no estaban controladas las prdidas. El bom-beo de la pldora fue seguido por 58 bbl [9,2 m3] de lodo. Luego de ello, la brigada de perforacin observ retornos y la presin se increment hasta alcanzar 116 lpc [0,8 MPa], lo que indic que la

pldora haba comenzado a sellar los disparos. Inmediatamente despus de colocar la pldora, la brigada efectu una inyeccin forzada, lo que hizo que la pldora liberara sus fluidos y dejara un tapn slido y maleable en su lugar. La inyeccin forzada se reiter y dej un total de 15,8 bbl [2,5 m3] de FORM-A-BLOK forzado en la forma-cin. Como resultado de estas acciones, se resti-tuy la circulacin total, se restableci el lodo a base de agua como fluido de desplazamiento sin incidente alguno, y recomenzaron las operacio-nes de perforacin sin prdidas posteriores.

Un futuro flexible en materia de fibrasEstos tratamientos para prdidas de circulacin han sido utilizados en numerosas operaciones a nivel mundial. Entre las ventajas ms 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 prdidas de circulacin y la variedad de situacio-nes de prdidas, los expertos en perforacin deben trabajar caso por caso para adaptar el tra-tamiento adecuado a cada situacin de prdida especfica. Estos tratamientos han demostrado mitigar eficientemente las prdidas en las forma-ciones fracturadas. Los desarrollos introducidos en las soluciones a problemas de prdidas de cir-culacin, tales como la tecnologa a base de fibras, ofrecen tratamientos eficientes y resilien-tes y a la vez permiten ahorrar tiempo de equipo de perforacin. La bsqueda de soluciones a tra-vs de tratamientos mejorados y ms confiables no ha terminado y el futuro de la tecnologa a base de fibras promete nuevos avances. IMF

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

10 m

Oilfield Review SUMMER 14Lost Circulation Fig. 13ORSUMM 14 LOSTCIRC 13

10 m

Oilfield Review SUMMER 14Lost Circulation Fig. 13ORSUMM 14 LOSTCIRC 13