SISTEMAS INTEGRADOS DE LA LIMPIEZA DE POZOS, MEJORAMIENTO DE LA EFICIENCIA Y REDUCCIÓN DEL RIESGO

1. 4 Oilfield Review
Sistemas integrados de limpieza
de pozos: Mejoramiento de la
eficiencia y reducción del riesgo
Azhar Ali
PETRONAS Carigali Sdn Bhd (PCSB)
Kerteh, Malasia
Curtis G. Blount
ConocoPhillips
Anchorage, Alaska, EUA
Stephen Hill
Jai Pokhriyal
Xiaowei Weng
Sugar Land, Texas, EUA
M. J. Loveland
ConocoPhillips
Kuparuk, Alaska
Shahril Mokhtar
Kemaman, Malasia
Jessica Pedota
Prudhoe Bay, Alaska
Mads Rødsjø
BP Norge AS
Stavanger, Noruega
Radovan Rolovic
Stonehouse, Inglaterra
Wei Zhou
Stavanger, Noruega
Por su colaboración en la preparación de este artículo, se
agradece a Marc Allcorn, Sugar Land, Texas, EUA, y a
Markus Andre Karlsen, Bergen, Noruega.
CoilCADE y PowerCLEAN son marcas de Schlumberger.
La acumulación de arena y sólidos en los pozos perjudica significativamente la pro-
ducción de petróleo y gas. De hecho, prácticamente la mitad de las operaciones con
tubería flexible conllevan trabajos de limpieza de pozos para la remoción de los
escombros. La integración innovadora de equipos, los programas de computación, los
sistemas de limpieza a base de fluidos y la vigilancia rutinaria de los tratamientos
ayuda a los ingenieros a reducir el costo y el riesgo de las operaciones de limpieza
de pozos y restituye la producción en menos tiempo.
El movimiento de la arena y la acumulación de
escombros pueden producir un impacto consi-
derable sobre el flujo de fluido. En la superficie,
un río puede depositar un volumen tan grande de
limo que llega a obstaculizar su propio flujo,
modificando su curso y amenazando quizás las
zonas agrícolas y las comunidades. De un modo
similar, en un pozo, el influjo de arena puede
afectar o detener el flujo de petróleo proveniente
de un yacimiento.
El relleno de arena y los escombros no son
problemas nuevos con los pozos de petróleo.
Varias generaciones de ingenieros de campos
petroleros han tenido que enfrentar el desafío de
mantener sus pozos limpios. En el año 1901, del
Pozo Clement Nº 1 situado en el sudoeste de
Luisiana, EUA, y perteneciente a Jennings Oil
Company, salían a borbotones unos 1,113 m3/d
[7,000 bbl/d] de petróleo.1
Lamentablemente
para estos primeros pioneros de la industria
petrolera, la prosperidad duró poco. Luego de
siete horas de producción, la arena de formación
taponó más de 305 m [1,000 pies] de tubería de
revestimiento, extinguiendo la producción de
petróleo y con ella todos los sueños de opulencia
y riqueza. Los esfuerzos por remover la arena de
este pozo finalmente fracasaron y se procedió a
abandonar el área prospectiva.
Aproximadamente para la misma época, los
exploradores de petróleo de Texas comenzaron a
utilizar una técnica innovadora para evitar que
declinara la producción de petróleo; el torpedo.2
Un “torpedista” bajaba cuidadosamente en el
pozo cantidades sustanciales de nitroglicerina.
Una vez que los recipientes con nitroglicerina
alcanzaban su objetivo, se dejaba caer un peso en
el pozo, poniéndose en marcha una secuencia de
eventos que culminaban con una explosión
espectacular y, con un poco de suerte, estimula-
ban el pozo removiendo sus escombros y reini-
ciando el flujo de petróleo.
Hoy en día, los ingenieros utilizan métodos
más seguros y más eficaces para eliminar la arena
y otros escombros del pozo. En este artículo,
algunos ejemplos de América del Norte, el Mar del
Norte y Malasia demuestran cómo los procesos de
limpieza de pozos cuidadosamente diseñados e
integrados ahorran tiempo, reducen costos y
riesgos, así como también mejoran la eficiencia
operacional, permitiendo al mismo tiempo que los
operadores produzcan más petróleo.
Transporte de sólidos hacia la superficie
El relleno del pozo constituye una preocupación
importante para los operadores de todo el mundo.
Este problema, que inhibe la producción, se
encara normalmente a través de intervenciones
con tubería flexible (TF). No obstante, a medida
que aumenta la complejidad de los pozos y de las
terminaciones y la producción de reservas se lleva
a cabo en condiciones cada vez más dificultosas,
se presentan ambientes en los que las técnicas de
limpieza con TF convencionales no resultan ade-
cuadas para una remoción efectiva del relleno.
Las operaciones de limpieza de pozos consti-
tuyeron unas de las primeras aplicaciones para

2. Otoño de 2005 5
los servicios de TF. Las estimaciones globales
indican que casi un 50% de las operaciones con TF
se llevan a cabo para remover sólidos y escombros
móviles, tales como arena producida o restos de
apuntalante provenientes de los tratamientos de
fracturamiento hidráulico.3
En general, los desa-
rrollos continuos registrados en los sistemas de
operaciones con TF han permitido que los opera-
dores avancen al mismo tiempo que se incre-
mentan las profundidades y tortuosidades de los
pozos y aumentan las complejidades de las
condiciones ambientales de fondo de pozo.4
La técnica más común para la limpieza de
pozos desviados utiliza una herramienta de
limpieza por chorro que se baja en el pozo con
TF. Durante el bombeo del fluido de limpieza por
la tubería de producción, esta herramienta se
baja o lava dentro de la arena u otros escombros,
comúnmente llamados relleno. Una vez penetra-
do, o mordido el relleno, el movimiento descen-
dente se detiene. Mientras se sigue haciendo
circular el fluido de limpieza, la herramienta de
limpieza a chorro se sube levemente y en forma
lenta en un proceso que se conoce como barrido.
1. Adaptado a partir de un artículo de Shelia Esthay,
Jennings Daily News, http://www.dnr.state.la.us/cons/
first-well.ssi (Se examinó el 2 de marzo de 2005).
2. Olien RM: “The Oil Field Shooters,”
http://www.texancultures.utsa.edu/hiddenhistory/pages1/
OilenOilShooter.htm (Se examinó el 2 de marzo de 2005).
3. Rolovic R, Weng X, Hill S, Robinson G, Zemlak K y Najafov
J: “An Integrated System Approach to Wellbore
Cleanouts with Coiled Tubing,” artículo de la SPE 89333,
presentado en la Conferencia y Exhibición sobre Tubería
Flexible de las SPE/ICoTA, The Woodlands, Texas, EUA,
23 al 24 de marzo de 2004.
4. Para más información sobre TF, consulte: Afghoul AC,
Amaravadi S, Boumali A, Calmeto JCN, Lima J, Lovell J,
Tinkham S, Zemlak K y Staal T: “Tubería flexible: La
próxima generación,” Oilfield Review 16, no. 1
(Primavera de 2004): 38–57.

3. Cuán grande es el bocado tomado y cuánto se sube
la herramienta en dirección a la superficie
dependen de numerosos factores incluyendo el
gasto (la tasa de flujo), el tipo de relleno, el diá-
metro de la tubería de producción y de la tubería
de revestimiento, el fluido de limpieza utilizado, el
diseño de las boquillas, la presión de fondo de
pozo y la trayectoria del pozo. Ocasionalmente, el
barrido tendrá que ser llevado nuevamente a la
superficie antes de proceder a tomar el siguiente
bocado. Una vez que el relleno ha sido barrido en
sentido ascendente hasta una profundidad prede-
terminada, se hace retornar la herramienta al
fondo para tomar el siguiente bocado de relleno.
El proceso se reitera hasta que todo el relleno ha
sido movilizado y removido del pozo (izquierda).
La herramienta de limpieza por chorro, o bo-
quilla de lavado, generalmente está diseñada para
producir turbulencia en el fluido, lo que ayuda a
movilizar y dejar en suspensión las partículas
sólidas. No obstante, en lo que respecta a los pozos
inclinados, la turbulencia se reduce al aumentar
la distancia con respecto a las boquillas y los
sólidos a menudo forman capas en el lado bajo
del pozo al caer, o desprenderse, de la suspen-
sión. A medida que aumenta la altura de esta
capa de sólidos, se dispone de menos sección
transversal de pozo para el flujo, de manera que
la velocidad del fluido a lo largo de la superficie
de la capa aumenta hasta que alcanza una velo-
cidad de movilización crítica. Una vez alcanzada
esta velocidad, la totalidad o parte del relleno se
dispersa, se vuelve a mezclar con el fluido de
limpieza y es transportado hacia la superficie,
formando a menudo una nueva capa un poco más
arriba dentro del pozo.
6 Oilfield Review
< Pasos del proceso de limpieza. Un proceso de
limpieza de pozo típico consta de varios pasos.
Primero, se baja la herramienta de limpieza con
TF hasta el tope del relleno (A). En la imagen B, la
herramienta penetra en el relleno durante la cir-
culación, lava y moviliza los sólidos y toma un
bocado. Luego, en la imagen C, se ha alcanzado
una longitud de bocado previamente planificada y
se está subiendo la herramienta de limpieza por
chorro hacia el extremo superior de la tubería de
revestimiento corta (liner), para dar comienzo al
proceso de barrido. En la imagen D, el relleno
está siendo barrido a través de una porción de la
sección angular crítica (40 a 65 grados) del pozo.
En general, una vez que los sólidos son barridos
hacia el extremo superior de la tubería de revesti-
miento corta, la boquilla vuelve al fondo, se toma
el siguiente bocado y el proceso se repite hasta
remover todos los sólidos del pozo.
A
B
C
D

4. Otoño de 2005 7
A medida que la herramienta de limpieza por
chorro se desplaza en dirección ascendente, hacia
una capa recién formada, la turbulencia generada
por la acción del chorro también ayuda a movilizar
el relleno, transportándolo en dirección a la
superficie hasta que los sólidos se precipitan nue-
vamente. El ciclo se repite, empujando la capa
hacia la superficie a medida que se extrae la TF
del pozo. Si la velocidad de la TF es demasiado
elevada o la boquilla de limpieza por chorro
resulta inadecuada para la aplicación, los sólidos
serán esquivados y distribuidos en forma irre-
gular a lo largo del pozo, lo que se traducirá en
una limpieza parcial y en la necesidad de realizar
un tratamiento correctivo adicional. Este proble-
ma también puede producirse cuando los gastos
son muy bajos o el diseño del fluido portador es
incorrecto.
Integración de los sistemas de limpieza
Los ingenieros consideran diversos factores a la
hora de diseñar operaciones de limpieza de
pozos, incluyendo la geometría de las operacio-
nes de terminación de pozos, la desviación del
pozo, las propiedades de los fluidos de limpieza,
el gasto, los límites de la presión de circulación,
la presión y la temperatura de fondo de pozo, el
tipo de sólidos que debe removerse y la distancia
a lo largo de la cual se deben transportar los
sólidos. Con mucha frecuencia, los gastos más
altos, las terminaciones de pozos de menor
tamaño, los sólidos más livianos y con formas más
angulares, las desviaciones y temperaturas de
fondo de pozo menores, y las distancias más
cortas para el transporte de sólidos se traducen
en operaciones de limpieza más sencillas. No
obstante, con ángulos que oscilan entre 40 y 65
grados, los efectos de la inclinación del pozo
pueden dificultar la limpieza de casi todo tipo de
pozo.5
Schlumberger comenzó a integrar los sistemas
de limpieza de pozos en el año 2002 en el Centro
Integrado de Productividad y Operación de
Herramientas (IPC) que posee la compañía en
Sugar Land, Texas. Los ingenieros utilizaron
primero los datos de los circuitos cerrados de
pruebas de flujo para validar y mejorar los mode-
los teóricos y los algoritmos existentes (arriba). Al
darse cuenta de que el éxito o el fracaso no
dependen de un único aspecto del proceso de
limpieza, los ingenieros explotaron las sinergias
de los sistemas y desarrollaron el sistema
integrado de remoción de relleno PowerCLEAN.
5. Rolovic et al, referencia 3.
> Simulaciones de circuitos cerrados de pruebas de flujo en gran escala. Los ingenieros del IPC
utilizaron el circuito cerrado de pruebas de flujo transparente de 7.0 pulgadas (extremo superior) y
diversos tamaños de TF para evaluar el transporte de sólidos en relación con diversos fluidos y
configuraciones de boquillas de lavado, en desviaciones que oscilan entre 45° y 75° respecto de la
vertical. La eficiencia del proceso de limpieza se evaluaba a la vez que se variaba el tipo de relleno,
las velocidades anulares y la carga de sólidos. Las pruebas ayudaron además a optimizar el diseño
de las boquillas para lograr velocidades de penetración, suspensión de partículas y velocidades de
barrido máximas (extremo inferior).

5. Las aplicaciones de los programas de computa-
ción, los fluidos de limpieza, el diseño de las
herramientas de limpieza por chorro y las boqui-
llas, y la vigilancia rutinaria de la remoción de
sólidos se combinaron en un solo sistema, posibi-
litando a los ingenieros el diseño de soluciones
de limpieza de pozos eficaces desde el punto de
vista de sus costos para la arena, la bauxita y
otros escombros, bajo una amplia gama de con-
diciones de pozo. Esto incluye pozos con tuberías
de revestimiento de gran diámetro, altas tempe-
raturas y trayectorias dificultosas. Las técnicas
básicas que subyacen las operaciones de limpie-
za de pozos con TF modernas son todas similares.
La verdadera diferenciación existe en la integra-
ción de los elementos técnicos clave, tales como
los programas de computación, los fluidos de
limpieza, las boquillas y el control de sólidos.
Programas de computación—El programa
de diseño de operaciones PowerCLEAN sirve
como plataforma de integración para la optimi-
zación de los procesos de limpieza de pozos. Para
cualquier conjunto de condiciones de pozo y
condiciones de operación dado, el programa eva-
lúa y optimiza los fluidos de limpieza con res-
pecto a una serie de variables, entre las que se
encuentran el gasto máximo para una presión de
circulación admisible máxima; las limitaciones
de la presión de fondo de pozo; la máxima
velocidad de bajada de la TF en el pozo (RIH, por
sus siglas en inglés) y la longitud del bocado
cuando se penetra el relleno; la formación y el
comportamiento de la capa de sólidos respecto
de los requisitos de barrido; la velocidad de
extracción óptima de la TF para el proceso de
barrido y la longitud del barrido antes de tomar
el siguiente bocado de relleno.
En el programa de diseño se pueden definir
parámetros adicionales para garantizar una
operación de limpieza segura, eficaz y libre de
problemas. Por ejemplo, el programa puede
predecir la altura de las capas de sólidos que se
forman en el lado bajo de un pozo inclinado. Me-
diante el ajuste de los procedimientos opera-
cionales, los ingenieros aseguran que la altura de
las capas de sólidos no exceda una porción pre-
determinada del área en la sección transversal
del pozo, minimizando así la fricción y el arrastre
de la tubería de producción, la densidad de
circulación equivalente (ECD, por sus siglas en
inglés) y el riesgo de atascamiento de la tubería.6
Fluidos de limpieza—Los fluidos utilizados
en las operaciones de limpieza de pozos a
menudo se elaboraban para otras operaciones de
8 Oilfield Review
90
80
70
60
Viscosidada170seg-1
,cP
Temperatura, °F
Reología de diversos fluidos de limpieza
50
40
30
20
10
0
50 100 150 200 250 300 350
0.5 gal/bbl Gel PowerCLEAN
1.75 lbm/bbl de goma welan
1.75 lbm/bbl de goma xantan
1.75 lbm/bbl de goma guar
Caída de presión por fricción de fluido en
TF recta de 1.5 pulgadas de diámetro exterior
Agua
1.75 lbm/bbl de goma welan
1.75 lbm/bbl de goma guar
1.75 lbm/bbl de goma xantan
0.5 gal/bbl de gel PowerCLEAN
1.05 gal/bbl de reductor de fricción
500
450
400
350
Caídadepresióncada1,000pies,lpc
300
250
200
150
100
50
0
0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5
Gasto (Tasa de flujo), bbl/min
0.25 gal/bbl de gel PowerCLEAN
1.75 lbm/bbl de goma xantan
1.75 lbm/bbl de goma guar
0.00 0.25 0.50 0.75 1.00 1.25
Longitud de transporte de sólidos (arena malla
20/40 a una velocidad de fluido de 30 pies/min)
Fluido
Longitud de transporte normalizada
> Evaluación de fluidos de limpieza. El análisis de laboratorio indica que el fluido PowerCLEAN exhibe estabilidad térmica a una temperatura inmediata-
mente inferior a 325°F (curva naranja - izquierda). Las pruebas de laboratorio han demostrado que las caídas de presión por fricción de circulación del
gel PowerCLEAN (naranja) son bajas si se comparan con las de los fluidos de limpieza comunes (centro). En esta prueba, se muestra con fines compa-
rativos una solución de baja fricción consistente en agua y reductor de fricción (curva azul claro). Además, si se compara con el fluido a base de goma
xantan (rosa), el fluido PowerCLEAN (naranja) muestra un mejoramiento del 100% en la capacidad de transporte a menores concentraciones (derecha).
campos petroleros, tales como los tratamientos
de fracturamiento hidráulico y empaque de grava.
En las operaciones con TF, las exigencias que
impone el desempeño del proceso de limpieza
sobre los sistemas de fluidos son significativas.
Los diámetros de los elementos hidráulicos son a
menudo pequeños y requieren que los ingenieros
balanceen los requisitos de eficiencia del trans-
porte de sólidos y la viscosidad del fluido en
función de los gastos y las temperaturas y pre-
siones de fondo de pozo. Éstas y otras demandas
hacen que muchos de los fluidos de limpieza exis-
tentes resulten inadecuados en ambientes de
pozos dificultosos. Para encarar esta necesidad
crítica, los investigadores de Schlumberger
desarrollaron el sistema de fluido PowerCLEAN.
Los ingenieros consideraron cuidadosamente
las implicancias de los efectos térmicos sobre la
viscosidad y eficiencia de la limpieza del pozo
subsiguiente. Si bien la velocidad desempeña un
rol más importante en lo que respecta a la
eficiencia de transporte bajo condiciones diná-
micas, el incremento de la viscosidad del fluido
puede impedir la sedimentación estática.7
El in-
cremento de las viscosidades de los fluidos
tiende a incrementar las caídas de presión por
fricción y reducir los gastos a expensas de una

6. Boquilla PowerCLEAN
Chorros progresivos y regresivos
Chorros progresivos solamente
Chorros regresivos solamente
50
40
30
20
10
0
20 40 60 80 100
VelocidaddeextraccióndelaTF,pies/min
Desempeño de diversas boquillas
(agua, 60 grados de desviación)
Velocidad del fluido anular, pies/min
Otoño de 2005 9
operación de limpieza de pozo efectiva. Los
efectos térmicos pueden producir significativos
efectos perjudiciales sobre los fluidos a base de
polímeros, reduciendo la viscosidad y limitando
la capacidad de suspensión estática (página
anterior, arriba).
Los ingenieros del IPC utilizaron circuitos
cerrados de pruebas de flujo horizontales para
investigar la velocidad de asentamiento de las
partículas bajo diversas condiciones de flujo. El
perfil de viscosidad de una solución con gel
PowerCLEAN exhibió una fluidificación por es-
fuerzo de corte pronunciada. Las pruebas pos-
teriores demostraron que el sistema de fluido
provee una viscosidad aceptable a temperaturas
de hasta 163°C [325°F].
En ciertos casos, no se necesitan sistemas de
fluidos de avanzada y los fluidos ordinarios, tales
como el agua, la goma guar, la hidroxietilcelulosa
(HEC), la goma xantan, la goma welan y los
fluidos a base de surfactantes viscoelásticos, pue-
den ser utilizados en forma efectiva con el
sistema PowerCLEAN. Un factor importante de
este proceso es la selección del fluido correcto
para una aplicación dada, lo que complementa
los requisitos de velocidad, el diseño de las
boquillas y las condiciones de pozo.
Boquillas—Los diseños disponibles incluyen
boquillas con chorros progresivos y regresivos,
boquillas que poseen chorros progresivos sola-
mente, boquillas que sólo tienen chorros regre-
sivos y boquillas que pueden pasar de chorro
progresivo a regresivo en función de la demanda.
Cualquiera de estas combinaciones puede incluir
características de inducción del efecto de
remolino radial. Los ingenieros de IPC diseñaron
las nuevas boquillas utilizando estudios teóricos
y pruebas de operaciones de limpieza empíricas
en circuitos de pruebas de 3.5 y 7 pulgadas. Las
boquillas están diseñadas para asegurar la remo-
ción completa y eficaz de los sólidos de la mayo-
ría de las configuraciones de pozos utilizando
fluidos que comprenden desde el agua hasta flui-
dos de limpieza viscosificados.
Las boquillas PowerCLEAN no tienen piezas
móviles y proveen un chorro continuo para crear
un efecto de remolino. El enfoque, la dirección,
el tamaño y el espaciamiento de las boquillas
están diseñados específicamente para operacio-
nes de limpieza de pozos con relleno no consoli-
dado, lo que optimiza la energía de fluido
disponible para la elevación y suspensión de las
partículas (derecha). La caída de presión que se
produce a través de la boquilla PowerCLEAN es
relativamente pequeña y varía típicamente de
100 a 400 lpc [689 a 2,758 kPa] con gastos que
oscilan entre 1 y 3 bbl/min [159 y 477 L/min].
La pequeña caída de presión producida a lo largo
de la boquilla posibilita la existencia de gastos y
velocidades de fluido más elevadas en el pozo,
que son esenciales para la remoción efectiva de
su relleno.
Control de sólidos—Asegurar que los sólidos
del pozo se remuevan a las velocidades previstas
es crucial para el éxito de la operación. Un com-
ponente importante del sistema PowerCLEAN es
el dispositivo de control de sólidos, un sensor
acústico que mide la energía asociada con las
colisiones de los sólidos en la superficie interna
6. La densidad de circulación equivalente es la densidad
efectiva ejercida por un fluido de circulación contra la
formación que toma en cuenta la caída de presión
producida en el espacio anular, por encima del punto
en consideración.
7. Rolovic et al, referencia 3.
> Remoción del relleno del pozo por lavado. El desempeño de la boquilla PowerCLEAN (extremo inferior
derecho) es superior al de otros diseños de boquillas. En las pruebas de laboratorio que utilizan circuitos
cerrados de pruebas de flujo de 190.5 mm [7.5 pulgadas], el incremento de las velocidades de bombeo y
de las velocidades anulares factible, sumado a los efectos de remolino (izquierda) logrados por el diseño
de la boquilla, ayuda a mantener los sólidos en suspensión por más tiempo, lo que permite que la TF se
extraiga a mayor velocidad, ahorrando tiempo y mejorando la eficiencia (extremo superior derecho).

7. de un tubo (arriba). Esta energía es procesada
para detectar el volumen de sólidos que pasa por
la posición del sensor como una función del
tiempo. La observación de la tendencia de los
sólidos que retornan a la superficie durante una
operación de limpieza proporciona una alternativa
para la verificación del desempeño de los sistemas
PowerCLEAN. Se pueden anticipar problemas
potenciales y adoptar medidas correctivas.
Limpieza de trayectorias onduladas en Alaska
La integración de los componentes de los sistemas
de limpieza de pozos permite a los ingenieros
remover con éxito los sólidos y escombros de los
pozos, que previamente se consideraban dema-
siado complejos para la operación de limpieza, o
pozos en los que los tratamientos de remediación
no resultaban efectivos desde el punto de vista de
sus costos.
Los pozos operados por ConocoPhillips en la
Unidad Kuparuk River, situada en el Talud Norte
de Alaska, EUA, a menudo tienen un relleno que
obstaculiza la producción e incrementa el costo
operativo en algún punto de su ciclo de vida.8
Las
trayectorias de los pozos pueden ser tortuosas;
en ciertos casos, ondulaciones de más de 43 m
[140 pies], de cresta a valle, dificultan los esfuer-
zos de remoción de la arena (próxima página).
A comienzos del año 2003, los perforadores
terminaron un pozo a lo largo de 1,524 m [5,000
pies] de sección horizontal de la arenisca West
Sak de baja presión. Con la ayuda de una bomba
de chorro, el pozo produjo inicialmente hasta
105 m3/d [660 bbl/d] de petróleo.
En septiembre de 2003, el pozo fue cerrado
para cambiar el sistema de levantamiento
artificial. Durante la reparación, utilizando línea
de acero, se encontró relleno cerca del extremo
superior de la tubería de revestimiento corta a
2,006 m [6,580 pies]. Durante el mes siguiente,
los especialistas de campo de Schlumberger
bajaron la TF en el pozo haciendo contacto con el
relleno a 2,675 m [8,775 pies] de profundidad
medida de la TF (TFMD, por sus siglas en inglés).
Si bien se bombeó agua oleosa con píldoras de gel
a base de biopolímero y diesel oleoso combinado
con píldoras de diesel gelificado a través de la TF
para remover los escombros del pozo, no se logró
10 Oilfield Review
6,000
5,000
4,000
3,000
2,000
1,000
13:07:19 15:53:59 18:40:39
Tiempo
Salida de datos en tiempo real PowerCLEAN
Velocidaddebombeo,bbl/min
Profundidad,pies
Presión,lpc
Volumentotaldesólidosremovidos,lbm
21:27:19 00:13:59
0 0 0
1,000
2,000
3,000
4,000
0.5
1.0
1.5
2.0
Velocidadderetornodesólidos,lbm/min
500
600
700
800
Presión de circulación
Profundidad corregida
Velocidad de bombeo
Volumen total de sólidos removidos
Velocidad de retorno de sólidos
> Vigilancia rutinaria de la remoción de sólidos del pozo. El sistema de control de sólidos utiliza las señales acústicas para monitorear la cantidad de sóli-
dos que se remueven del pozo. El dispositivo de medición es no invasivo y se fija a la línea de retorno proveniente del cabezal de producción del pozo
(extremo superior izquierdo y derecho). Una interfase computarizada monitorea el dispositivo a lo largo de toda la operación. Los datos de salida (derecha)
muestran la velocidad de retorno de sólidos en función del tiempo (rojo) y una estimación del total de sólidos removidos (negro). Los cambios inusuales
producidos en los datos alertan a los ingenieros acerca de la presencia de problemas potenciales durante la operación.

8. Otoño de 2005 11
llevar a la superficie una cantidad significativa de
sólidos.9
Posteriormente, un examen del registro
de peso durante la operación indicó que la TF no
se había posado en la arena sino que había
alcanzado su límite de fricción por deslizamiento,
o una condición que se conoce como atascamien-
to helicoidal.
En noviembre de 2003, se reiteró el intento
de limpieza con TF de mayor diámetro exterior
(OD, por sus siglas en inglés). El especialista de
campo a cargo de la operación con TF observó
una resistencia mayor que la normal al rein-
gresar en el pozo, lo que indicó que había arena
distribuida a lo largo de todo el pozo. Se hizo
contacto con un tapón de arena sólido justo por
encima del extremo superior de la tubería de
revestimiento corta (liner), a 1,987 m [6,521 pies]
de TFMD. Luego se bombearon 2.1 bbl/min
[333.8 L/min] de fluido de limpieza a base de
diesel por la tubería de producción, a la vez que se
tomaban bocados de relleno de 30.5 m [100 pies]
antes de efectuar el barrido hasta el extremo
inferior de la tubería de producción o cola de la
tubería de producción. A 2,270 m [7,449 pies], se
perdieron los retornos y se extrajo la TF
inmediatamente del pozo.
Mientras se extraía la TF en dirección a la
superficie, el especialista de campo notó un
importante sobreesfuerzo de tracción de la TF, lo
que indicó que se estaban dejando algunos
sólidos a lo largo del pozo, que se deslizaban en
sentido descendente por la tubería de produc-
ción. No obstante, a medida que la herramienta
de limpieza por chorro se acercaba a la super-
ficie, se recuperaban los retornos y los ingenieros
observaron que un volumen significativo de
arena, humedecida con diesel gelificado, retor-
naba a la superficie. Luego de este proceso de
limpieza, el pozo se mantuvo en producción du-
rante aproximadamente un mes antes de reite-
rarse su arenamiento.
Los ingenieros de ConocoPhillips y
Schlumberger planificaron una tercera opera-
ción de limpieza, utilizando esta vez el sistema
de limpieza integrado PowerCLEAN. Los módu-
los de diseño de limpieza de pozos del programa
de diseño y evaluación de tubería flexible
CoilCADE permitieron a los ingenieros evaluar
diversos fluidos de limpieza disponibles a nivel
local, incluyendo 2% de cloruro de potasio [KCl],
diesel a base de goma welan y a base de goma
xantan, diesel gelificado y el sistema de gel
PowerCLEAN. Debido a las bajas presiones de
fondo de pozo (BHP, por sus siglas en inglés),
todas las opciones de fluidos requerían operacio-
nes de levantamiento artificial por gas, utilizan-
do gas natural o nitrógeno o ambos elementos.
Dada la geometría ondulada de este pozo, se
desconocía la concentración exacta de relleno.8. Loveland MJ y Pedota J: “Case History: Efficient
Coiled-Tubing Sand Cleanout in a High-Angle Well Using
a Complete Integrated Cleaning System,” artículo de la
SPE 94179, presentado en la Conferencia y Exhibición
sobre Tubería Flexible de las SPE/ICoTA, The Woodlands,
Texas, 12 al 13 de abril de 2005.
9. El término agua oleosa se refiere a un fluido a base de
agua con aditivos destinados a reducir la caída de pre-
sión por fricción. La expresión diesel oleoso se refiere a
un fluido a base de aceite con aditivos reductores de la
fricción.
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
2,000 0
8,750 pies 11,250 pies
Desplazamiento horizontal, pies
Profundidadverticalverdadera,pies
-2,000 -4,000
Sarta de tubería de
producción de 41
⁄2 pulgadas
Tubería de revestimiento
corta de 51
⁄2 pulgadas ciega
Zapata de tubería de revestimiento
de 95
⁄8 pulgadas a 6,767 pies
Tubería de revestimiento corta de
51
⁄2 pulgadas disparada unión por medio
140 pies
2,300 pies
Empacador/colgador para tubería
de revestimiento corta/arreglo de sello
> Una trayectoria de pozo dificultosa en Alaska. La naturaleza intensamente estratificada de las arenas con objeti-
vos múltiples como una de las areniscas West Sak de la Unidad Kuparuk River, Alaska, condujo a ConocoPhillips a
perforar el Pozo IC-172 con un agujero torcido e intensamente ondulado (extremo superior derecho). A 6,521 pies de
profundidad medida, (1,198 m [3,930 pies] de profundidad vertical verdadera), el pozo se abre a una tubería de reves-
timiento corta pre-disparada de 51
⁄2 pulgadas que llega hasta 3,648 m [11,970 pies]. La naturaleza ondulada del pozo
permite un significativo desarrollo de la capa de sólidos y dificulta la limpieza.

9. Para comparar los volúmenes de fluido, los
ingenieros asumieron la ejecución de las opera-
ciones de limpieza con incrementos de 152 m
[500 pies], comenzando a 6,521 pies de profun-
didad medida. Las simulaciones de las operaciones
de limpieza con un solo barrido indicaron que la
utilización del gel PowerCLEAN permitiría la ter-
minación de las operaciones de limpieza en 6
horas utilizando 159 m3 [1,000 bbl] de fluido y
6,230 m3 [220,000 pies3] de nitrógeno. Los geles
con goma xantan requerirían aproximadamente 24
horas, 826m3 [5,200 bbl] de fluido y 20,956 m3
[740,000 pies3] de nitrógeno, mientras que los
fluidos con goma welan necesitarían 29 horas,
5,200 bbl de fluido y 26,054 m3 [920,000 pies3] de
nitrógeno. En cuanto a los fluidos a base de diesel,
las altas estimaciones de tiempo para una opera-
ción de limpieza con un solo barrido y los re-
quisitos en términos de volúmenes de fluido
excluyeron toda consideración ulterior.
Antes de alcanzar la tubería de revestimiento
corta de producción, se eliminaron los hidratos de
gas y los múltiples puentes de arena presentes en
la tubería de producción.10
El modelo del programa
PowerCLEAN recomendaba un gasto de 4.6 bbl/min
[731 L/min] con 25.5 m3/min [900 pies3/min]
de nitrógeno a través de la boquilla optimizada.
El modelo indicaba además que era posible una
operación que implicara un solo barrido, con una
velocidad de penetración de 2.2 m/min [7.2
pies/min] y bocados de 37.8 m [124 pies]. Cada
bocado tendría que hacerse circular durante 14
minutos antes de tomar el siguiente.
Durante la ejecución, se produjo un incre-
mento inesperado de la presión en boca de pozo.
Antes de arriesgarse a perder los retornos, los
ingenieros de ConocoPhillips y Schlumberger
reevaluaron el diseño de la operación y redujeron
el gasto a 3 bbl/min. El diseño remodelado, basa-
do en este nuevo gasto, limitó el flujo de nitrógeno
a 22.6 m3/min [800 pies3/min], disminuyó la velo-
cidad de penetración a 2.1 m/min [7 pies/min] y
redujo el tamaño de los bocados a 36.6 m [120
pies]. La reducción del gasto impidió la ejecución
de una operación de limpieza con un solo barrido,
de modo que los ingenieros volvieron a adoptar un
proceso de barridos múltiples, llevando cada
barrido hasta el extremo superior de la tubería de
revestimiento corta.
12 Oilfield Review
REINO UNIDO
ALEMANIA
DINAMARCA
Stavanger
Campo Valhall
Campo Hod
NORUEGA
Fracturamiento
hidráulico,
15%
Tiempo no
productivo,
6%
Limpieza con apuntalante,
35%
Demoras atribuibles
a las condiciones
climáticas,
16%
Demoras resultantes
del equipo de
perforación y
otras demoras,
8%
Desmontaje final
del equipo de
perforación,
3%
Montaje inicial
del equipo de
perforación,
8%
Operaciones
con tubería de
revestimiento corta,
9%
> Remoción de apuntalante en el Mar del Norte. En el Campo Valhall, centrado aproximadamente entre Noruega, Dinamarca, Alemania y
el Reino Unido en el Mar del Norte (extremo inferior derecho), los ingenieros de BP pasan aproximadamente un tercio de su tiempo
(extremo superior) concentrados en operaciones de limpieza de pozos posteriores a los tratamientos de estimulación.

10. Otoño de 2005 13
A lo largo de toda la operación, el ingeniero de
campo de Schlumberger monitoreó la velocidad
de remoción de sólidos por medio del sistema de
control de sólidos, verificando la eficiencia del
diseño de la operación de limpieza y la capacidad
de transporte de sólidos del sistema PowerCLEAN.
A diferencia de los sistemas de limpieza con-
vencionales previos, no se observaron cargas de
arena pesadas durante la eliminación, mediante
limpieza por chorro, de los últimos 1,000 pies en
la superficie. El muestreo manual periódico de los
retornos de fluido permitió verificar la precisión
del sistema de control de sólidos automatizado.
Se bombeó un total de aproximadamente 477 m3
[3,000 bbl] de fluido PowerCLEAN y 42 m3
[11,120 gal] de nitrógeno, seguidos de unos 79 m3
[500 bbl] de diesel. El equipo de tratamiento de
fluidos en superficie tenía una capacidad de
remoción de nitrógeno limitada, de manera que
no fue posible volver a hacer circular el fluido
PowerCLEAN y se requirió un volumen de fluido
mayor al esperado. Se espera que las mejoras
logradas en los métodos de desgasificación
reduzcan significativamente los requerimientos
de volumen de fluido PowerCLEAN en trabajos
futuros. Después de la limpieza, las fuerzas de
bajada de la TF previstas por el modelado
CoilCADE se ajustaron estrechamente a los valo-
res medidos reales, lo que indicó que no quedaba
relleno de arena en la tubería de revestimiento
corta limpiada.
La experiencia adquirida trabajando con
ConocoPhillips en Alaska ayudó a los ingenieros
de Schlumberger a ajustar los módulos del
programa PowerCLEAN para simular y planificar
en forma más precisa la totalidad del proceso de
limpieza del pozo. Los gastos iniciales posteriores
a la operación registrados en este pozo fueron del
orden de 1,000 bbl/d, estabilizándose posterior-
mente en 79 m3/d [500 bbl/d] de petróleo. El
sistema de limpieza integrado resultó exitoso en
un pozo con baja BHP, con terminación de gran
diámetro interno y un agujero horizontal ondulado
y largo. ConocoPhillips y Schlumberger proyectan
seguir utilizando el sistema para ayudar a mejorar
la eficiencia de los procesos de limpieza en otros
pozos complejos de la Unidad Kuparuk River.
Mejoramiento de la eficiencia de la limpieza
con posterioridad a la estimulación
A medida que los operadores desarrollan más
yacimientos de baja permeabilidad, los tratamien-
tos de estimulación por fracturamiento hidráulico
de pozos altamente desviados o pozos horizontales
también complejos se han convertido relativa-
mente en práctica habitual. No obstante, después
de un tratamiento de fracturamiento, quedan
atrás cantidades variables de apuntalante que
deben ser removidas antes de que comience la
producción (Nuevas fibras para tratamientos de
fracturamiento hidráulico, página 36).
Desde 1996, el fracturamiento hidráulico se ha
convertido en el método de estimulación preferido
elegido por la compañía operadora BP, previa-
mente Amoco, para el Campo Valhall situado en el
área marina de Noruega. En el Mar del Norte, el
costo de las operaciones que utilizan TF es
elevado y a menudo se requiere una embarcación
para tratamientos de estimulación y un equipo de
más de 20 especialistas en terminación de pozos y
operaciones. Dado que las operaciones de
limpieza con apuntalante representan más del
35% del tiempo de utilización de TF en el Campo
Valhall, el mejoramiento de la eficiencia de las
operaciones de limpieza no sólo reduciría el
costo, sino que además permitiría volver a poner
el pozo en producción más rápido, generando
ingresos incrementales por producción
anticipada (página anterior).11
Durante el año 2004, los ingenieros de BP y
Schlumberger construyeron una base de datos y
documentaron los procesos de limpieza con TF
utilizados durante 29 carreras en cuatro termi-
naciones. Cada uno de los pasos del proceso de
limpieza se cotejó frente a 24 parámetros entre
los que se encontraban las propiedades de los
apuntalantes, la profundidad inicial, la velocidad
y las velocidades de penetración, las profun-
didades de alcance del barrido, la velocidad de
circulación, el tiempo en el fondo del pozo, la
velocidad de extracción de las herramientas
(POOH, por sus siglas en inglés) y el tiempo
insumido en cada paso. De estos parámetros, los
ingenieros se centraron en la optimización del
tiempo efectivo total (TET, por sus siglas en
inglés), definido como la suma del tiempo de
penetración, el tiempo de circulación de los es-
combros del fondo del pozo y el tiempo de lavado
desde el fondo hasta la superficie.
Utilizando los módulos del programa
PowerCLEAN, los ingenieros analizaron las
operaciones de limpieza previas e identificaron
las oportunidades de mejoramiento de la
eficiencia. De particular interés resultó el hecho
de que el apuntalante para fracturamiento resi-
dual aparecía en el pozo con patrones de distri-
bución variables, lo que requería que cada uno
de los elementos de diseño tuviera que opti-
mizarse para cada sección de pozo específica.
Como parte del proceso de optimización, los
ingenieros verificaron que un simple fluido de
limpieza a base de agua de mar, que ya se
utilizaba, proporcionaba suficiente capacidad de
transporte para los procesos de limpieza en una
sola carrera. El análisis, modelado y estimulación
ulteriores, llevados a cabo con los módulos del
programa PowerCLEAN, ayudaron a estimar la
velocidad máxima para la TF a la hora de
penetrar el relleno o de comenzar el proceso de
remoción del relleno. Los parámetros específi-
cos, tales como la determinación de si los sólidos
formaban una capa en el lado bajo de un pozo y
el largo más eficaz de los bocados de relleno
tomados, ayudaron a determinar la selección de
las boquillas, los gastos y los requisitos reológicos
de los fluidos.
El nuevo diseño y las recomendaciones
ayudaron a los ingenieros a optimizar la velo-
cidad de circulación y a seleccionar las boquillas
adecuadas para cada aplicación. Además,
permitieron determinar los requisitos reológicos
de los fluidos de limpieza, calcular las veloci-
dades de operación y los incrementos de los
bocados, así como minimizar o eliminar el tiem-
po insumido en el fondo del pozo haciendo
circular los escombros del fondo. Durante el ba-
rrido del relleno fuera del pozo, se obtuvieron
velocidades de hasta 20 m/min [66 pies/min] en
las secciones correspondientes a la tubería de
revestimiento corta y a la tubería de producción.
Para BP, el proyecto de optimización de las
operaciones de limpieza con apuntalante del
Campo Valhall alcanzó sus objetivos mediante el
mejoramiento de la eficiencia operacional y la
confiabilidad y la reducción del riesgo de atasca-
miento de las tuberías. Se utilizó el sistema de
10. Un hidrato de gas es una estructura cristalina sólida
compuesta por moléculas de agua y de gas que confor-
man una configuración similar al hielo. Las moléculas de
agua forman una estructura reticulada en la que se pue-
den acomodar diversos tipos de moléculas de gas. La
mayoría de los gases, salvo el hidrógeno y el helio, pue-
den formar hidratos.
11. Zhou W, Amaravadi S y Roedsjoe M: “Valhall Field Coiled
Tubing Post-Frac Proppant Cleanout Process
Optimization,” artículo de la SPE 94131, presentado en la
Conferencia y Exhibición sobre Tubería Flexible de las
SPE/ICoTA, The Woodlands, Texas, 12 al 13 de abril de
2005.

11. limpieza integrado PowerCLEAN en un total de
22 carreras, en tres terminaciones. El tiempo
TET promedio se redujo de 17.6 h/carrera a un
nuevo promedio de 11.1 h/carrera (arriba). Un
ahorro de 6.5 h/carrera representa una reduc-
ción del 37.2% en el tiempo de limpieza efectivo
promedio e indica una mejora significativa de la
eficiencia del desempeño.
Mejoramiento de la eficiencia de las
operaciones de limpieza en campos maduros
Ubicado a aproximadamente 170 km [105.6 millas]
al nordeste de Kemaman, Terengganu, en el área
marina de Malasia, en el Mar del Sur de China, el
Campo Dulang entró en producción a principios
de la década de 1980. Operado por PETRONAS,
este campo petrolero comprende cuatro platafor-
mas cada una de las cuales consta de 15 a 22 pozos.
Como ocurre en muchos campos que se encuen-
tran en proceso de maduración, mantener el gasto
de producción en el Campo Dulang constituye una
tarea ardua.
Si bien los pozos de petróleo y gas del Campo
Dulang experimentan problemas de acumulación
de ceras, incrustaciones y alto corte de agua, la
producción de arena sigue siendo la causa
fundamental de la declinación de la producción.
En el año 2004, se cerraron como mínimo ocho
pozos debido a la presencia de relleno de arena,
mientras que la producción declinó lentamente
en muchos otros. Los pozos del Campo Dulang a
menudo requieren operaciones de intervención,
cada tres a seis meses, por problemas de pro-
ducción de arena. Para PETRONAS, la velocidad
y eficiencia de las operaciones de limpieza de
pozos afectan directamente la producción del
campo, los ingresos económicos y el retorno de la
inversión.
Las tuberías de revestimiento de gran diá-
metro, los pozos altamente desviados, la elevada
temperatura del pozo, la baja presión del yaci-
miento y el espacio limitado disponible en el piso
de las plataformas de producción constituían un
desafío para la eficiencia de las operaciones de
limpieza de pozos. A comienzos del año 2004, los
ingenieros de PETRONAS y Schlumberger evalua-
ron ocho pozos para eliminar las acumulaciones
de arena y ceras presentes utilizando el sistema
integrado PowerCLEAN (próxima página). Me-
diante el empleo del módulo de limpieza de pozos
del programa CoilCADE, los ingenieros desa-
rrollaron soluciones de tratamiento únicas para
cada uno de los ocho pozos. Los fluidos de limpieza
variaban entre gel y agua, y una combinación de
agua de mar nitrificada y solvente parafínico y
estaban diseñados para adaptarse a las condicio-
nes y configuraciones de pozo específicas.
Para restituir y mejorar potencialmente la
producción de petróleo, los ingenieros necesi-
taban eliminar la arena y los escombros de los
pozos permitiendo así la bajada de las herra-
mientas de evaluación de yacimientos con línea de
acero. De este modo, cada pozo pudo ser evaluado,
estimulado si resultaba necesario y puesto
nuevamente en producción en un lapso de tiempo
mínimo.
La mayoría de los pozos del campo eran
similares, con desviaciones de aproximadamente
63 grados y temperaturas de fondo de pozo (BHT,
por sus siglas en inglés) que oscilaban entre 82 y
121°C [180 y 250°F]. Dependiendo de los requi-
sitos de diseño, los ingenieros optimizaron el
costo de los fluidos en varios pozos mediante la
selección de dos sistemas de fluidos de limpieza
diferentes, un fluido a base de HEC para la
limpieza de la tubería de producción y el sistema
de fluido PowerCLEAN para remover la arena del
espacio anular más grande y más difícil de
limpiar existente entre la tubería de producción
y la tubería de revestimiento.
14 Oilfield Review
35
30
25
20
15
10
5
0
Promedio = 17.6 h/carrera
Promedio = 11.1 h/carreraTiempodelimpiezaefectivo,h
Tiempos de limpieza de pozos con apuntalante en el Campo Valhall
4321 A B C
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27
Carreras
Terminaciones
29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 53 55
> Mejoramiento de la eficiencia de las operaciones de limpieza. La evaluación de las operaciones de
limpieza con TF en cuatro terminaciones (1, 2, 3 y 4) del Campo Valhall (azul) indicó que el tiempo de
ejecución promedio era de 17.6 horas. Después de aplicar el sistema integrado PowerCLEAN, los inge-
nieros redujeron el tiempo promedio en tres terminaciones (A, B y C) a 11.1 horas por carrera (verde),
generando un significativo ahorro de tiempo y costos para BP, a la vez que los pozos eran puestos
nuevamente en producción con mayor rapidez.

12. Otoño de 2005 15
Con excepción del Pozo C-22L, todas las
operaciones de limpieza se ejecutaron en un solo
paso. Cada tratamiento se evaluó con línea de
acero para confirmar la efectividad de la remo-
ción de la arena. En varios pozos, los ingenieros
modificaron el diseño optando por fluidos a base
de espuma nitrificada para compensar la pérdida
de circulación y las fugas de la tubería de
terminación.
El diseño integrado de las operaciones me-
joró la eficiencia y redujo el tiempo en el pozo
mediante la optimización de las velocidades de
bombeo, la definición de las secuencias de toma
de bocados de arena, la selección adecuada de
las boquillas para la movilización y suspensión de
la arena y la estimación precisa del consumo de
químicos. La producción fue restituida en siete
de los ocho pozos inmediatamente después del
tratamiento, mientras que el pozo restante fue
puesto nuevamente en producción luego de un
tratamiento de estimulación ácida.
En promedio, el procedimiento de limpieza de
pozos utilizando los sistemas integrados
PowerCLEAN redujo el tiempo en el pozo en un
75%. El tiempo promedio insumido por la
operación se redujo de dos días a aproximada-
mente medio día por tratamiento. El operador
ahorró tiempo, mejoró el retorno de la inversión y
volvió a poner los pozos en producción mucho más
rápido, logrando obtener hasta 143 m3 [900 bbl]
de petróleo incremental por día.
Eficiencia del proceso
La eficiencia es esencial en la optimización de la
producción proveniente de campos petroleros en
proceso de maduración y yacimientos que resultan
difíciles de producir. A través de la comprensión
de las interrelaciones y las sinergias potenciales
de los elementos del proceso, emergen nuevas
tecnologías que ayudan a los operadores a volver
a poner en producción los pozos en menos
tiempo. Al reducirse el tiempo no productivo, se
reducen también los costos y se incrementa el
rendimiento del campo.
La comprensión de los elementos clave del
proceso no siempre es directa y a menudo requiere
los conocimientos de especialistas de diversas
disciplinas. Por ejemplo, los químicos general-
mente elaboran fluidos de limpieza, mientras que
los ingenieros mecánicos y los especialistas en
mecánica de fluidos desarrollan la tecnología de
las boquillas; el sistema de limpieza de pozos
integrado PowerCLEAN es un ejemplo de este tipo
de colaboración multidisciplinaria.
Los ingenieros poseen las herramientas y el
soporte computacional para modelar y ejecutar
rápidamente iteraciones múltiples y optimizar el
desempeño de los sistemas de limpieza para la
mayoría de las condiciones y requisitos de los
pozos. La integración exitosa de los procesos de
limpieza de pozos está ayudando a muchos
operadores a mantener el petróleo fluyendo de
sus campos. Este conocimiento básico de los
procesos interdependientes mostrará el camino
para la implementación de muchas más mejoras
en la eficiencia de los sistemas de exploración y
producción. —DW
> Mejoramiento de la eficiencia de las operaciones de limpieza en un campo maduro. En el Mar del Sur de China, PETRONAS ha operado el Campo Dulang
durante más de 25 años. La desviación promedio de los pozos es de 65 grados, lo que dificulta las operaciones de limpieza. Ocho pozos con trayectorias si-
milares a la del Pozo C-18L (derecha) fueron evaluados como candidatos para mejorar la eficiencia utilizando el sistema integrado PowerCLEAN (izquierda).
4,000
3,000
2,000
1,000
0
Profundidadverticalverdadera,pies
0Norte, pies
-2,000
2,000 4,000
2,000
Este, pies
0
Número Pozo Tratamiento Profundidad
en el tope
del relleno,
pies
Desviación,
grados
Número
de carreras
Tubería de
producción,
pulgadas
Tubería de
revestimiento,
pulgadas
1
2
3
4
5
6
7
8
B-22L
B-11L
B-16
C-22L
C-9L
C-17S
C-18L
D09L
Eliminación de arena
Eliminación de arena
Eliminación de cera
Eliminación de arena
Eliminación de arena
Eliminación de arena
Eliminación de arena
Eliminación de arena
2,986
6,108
N/A
3,035
4,954
7,888
6,677
6,309
71
60
80
75
50
70
63
50
1
1
1
2
1
1
1
1
2 7
⁄8
2 7
⁄8
2 7
⁄8
2 7
⁄8
2 7
⁄8
3 1
⁄2
2 7
⁄8
2 7
⁄8
9 5
⁄8
9 5
⁄8
9 5
⁄8
9 5
⁄8
9 5
⁄8
9 5
⁄8
Trayectoria del Pozo C-18L