4 Oilfield Review

El tratamiento correcto para el yacimiento correcto

Bader Al-MatarMajdi Al-MutawaMuhammad AslamMohammad DashtiJitendra SharmaKuwait Oil CompanyAhmadi, Kuwait

Byung O. LeeJ. Ricardo SolaresSaudi AramcoUdhailiyah, Arabia Saudita

Tom S. NemecGoodrich PetroleumHouston, Texas, EUA

Jason SwarenSugar Land, Texas

Loris TealdiEni Congo S.A.Pointe Noire, República del Congo

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Michael Dardis, Longview, Texas; Phil Duda yDonald Smith, Houston; Matt Gillard, Moscú; Shrihari Kelkar, Al-Khobar, Arabia Saudita; Hai Liu, Ahmadi, Kuwait; yBradMalone, Pointe-Noire, Congo.AbrasiFRAC, ABRASIJET, ACTive, CoilFRAC, Contact,DeepSTIM, DivertaMAX, InterACT, PCM, POD, RapidSTIM,StageFRAC, StimMAP, SuperX, SXE, VDA (Ácido DivergenteViscoelástico) y VSI (generador Versátil de ImágenesSísmicas) son marcas de Schlumberger.PerfFRAC es una marca de Schlumberger, tecnología conlicencia de ExxonMobil Upstream Research Company.

En la mayoría de los pozos, las tasas de flujo se incrementan de manera significativa

después del fracturamiento hidráulico. En ciertas configuraciones de terminación de

pozos—notablemente en los pozos de múltiples zonas y en los pozos de alto ángulo y

largo alcance—las erogaciones de capital y los costos operativos a menudo impiden

obtener beneficios económicos de los procesos de recuperación mejorada o producción

acelerada. Este inconveniente hoy se está abordando mediante la combinación de

herramientas y servicios más eficientes de fracturamiento de múltiples zonas con

capacidades de monitoreo en tiempo real.

Entre las estrategias utilizadas en nuestros díaspara producir una proporción mayor de las reser-vas originales en sitio, se encuentran los pozos dealto ángulo y alcance extendido, los pozos conmúltiples zonas y las reterminaciones de pozosdestinadas a explotar depósitos de petróleo y gaspreviamente antieconómicos o descubiertos perono desarrollados. Las mejoras introducidas re-cientemente en la tecnología de geonavegaciónpermiten perforar los pozos de alto ángulo hasta

distancias cada vez más grandes, a la vez que evi-tan que la trayectoria del pozo penetre los límitessuperior e inferior de la zona productiva. Esto per-mite incrementar en forma significativa el con-tacto del pozo con la formación y de ese modo semejora sustancialmente el drenaje.

El incremento del contacto con la formación esesencial para el éxito de muchos de estos pozos la-terales largos. Esto se debe a que la mayoría de lasformaciones que aportan fácilmente hidrocarburos

>Mejoramiento del contacto con la formación en pozos verticales y horizontales. Un pozo vertical de81⁄2 pulgadas de diámetro y 31 m [100 pies] de espesor, se traduce en aproximadamente 20.6 m2 [222 pies2]de contacto con la formación (extremo izquierdo). Un pozo horizontal de 81⁄2 pulgadas de diámetro y610 m [2,000 pies] de largo perforado dentro de la formación, incrementa el contacto con la formación20 veces más que el pozo vertical de 100 pies (centro, a la izquierda). Una longitud de fractura de 45 m[150 pies] en el pozo vertical, incrementa el contacto con la formación 270 veces con respecto al delpozo vertical sin tratar, y 13.5 veces con respecto al del pozo horizontal de 2,000 pies sin tratar (centro,a la derecha). Cuando el pozo horizontal de 2,000 pies es tratado con diez fracturas de 23 m [75 pies]de longitud, el contacto con la formación aumenta hasta 1,013 veces con respecto al del pozo verticalsin tratar y 50 veces con respecto al del pozo horizontal sin tratar (extremo derecho).

Pozo vertical de100 pies sin tratar

222 pies2

de contacto

Pozo horizontal de2,000 pies sin tratar

20 x vertical

Pozo vertical de 100 piestratado con fractura de 150 pies

270 x vertical13.5 x horizontal

Pozo horizontal de 2,000 piestratado con 10 fracturas de 75 pies

1,013 x vertical50 x horizontal

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fueron descubiertas y desarrolladas hace algunosaños. Esto fomenta la producción de petróleo y gasde fuentes no convencionales o de baja permeabi-lidad, tales como las lutitas o las zonas externas delos campos maduros donde la calidad del yaci-miento puede ser baja.1 Si bien los pozos de alcanceextendido desempeñan un rol significativo en elmejoramiento del contacto con los yacimientos, laexposición a la formación puede incrementarseaún más con las fracturas hidráulicas.

En los pozos verticales, los tratamientos defracturamiento hidráulico permiten incrementarel contacto con los yacimientos varios cientos deveces. En los pozos horizontales, el mejoramientoes exponencial (página anterior).2 Si bien los re-sultados de la perforación de pozos de alto ánguloy largo alcance son alentadores, muchos de estostratamientos a menudo no proveen los beneficioseconómicos o los incrementos de producción es-perados. Este resultado es una función de los mé-todos de terminación de pozos utilizados: paramaximizar el contacto entre el pozo y la formación,estos pozos son tradicionalmente terminados en

agujero descubierto, o con tuberías de revesti-miento cortas (liners) ranuradas o disparadas pre-viamente a través de la zona de producción.

En una terminación en agujero descubierto, escasi imposible efectuar un tratamiento de estimu-lación efectivo a lo largo del pozo horizontal uti -lizando los métodos tradicionales de bombeoforzado. Esto se debe a que es difícil colocar losfluidos y ácidos de fracturamiento en forma pre-cisa dentro de la formación. Habitualmente, conla utilización de los métodos estándar, sólo se tra-

tan las secciones superiores, o el talón, del pozo yes poco el fluido que alcanza los intervalos inter-medios o inferiores (abajo).3

Cuando los operadores optan por terminar lospozos horizontales con liners cementados, laszonas individuales pueden ser aisladas y tratadascon mayor facilidad. No obstante, como sucedecon cualquier tratamiento de múltiples zonas, loscostos que implican múltiples y prolongados viajespor zona a menudo exceden el valor del incre-mento de producción resultante.

1. Para obtener más información sobre la producción a partir de lutitas gasíferas, consulte: Boyer C, KieschnickJ, Lewis RE, Suarez-Rivera R y Waters G: “Producción degas desde su origen,” Oilfield Review 18, no. 3 (Inviernode 2006/2007): 36–49.

2. Chariag B: “Maximize Reservoir Contact,” Hart’s E&PMagazine (Enero de 2007): 11–12.

3. Al-Naimi KM, Lee BO, Bartko KM, Kelkar SK, Shaheen M, Al-Jalal Z y Johnston B: “Application of a Novel Open-Hole Horizontal Well Completion in Saudi Arabia,”artículo SPE 113553, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica del Petróleo y el Gas de India de laSPE, Mumbai, 4 al 6 de marzo de 2008.

> Fracturamiento de pozos horizontales terminados en agujero descubierto. Durante el tratamiento deun pozo horizontal terminado en agujero descubierto en la Formación Barnett Shale, se captaronalgunos eventos microsísmicos. Los sensores de componentes múltiples, colocados en los pozos demonitoreo (verde), indican que casi todo el tratamiento fue absorbido en el talón, o sección superior,del pozo (azul). Como resultado, la mayor parte de la formación Barnett Inferior quedó sin tratar.

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Distancia a lo largo del pozo, pies

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s

Formación Barnett Inferior

Pozo de tratamiento

Disparos

A pesar de estos obstáculos, y dado que lostratamientos de fracturamiento hidráulico siste-máticamente se traducen en incrementos de pro-ducción, la demanda de esta práctica en todos lostipos de pozos continúa creciendo. En un esfuerzopor obtener mejores resultados—tanto desde elpunto de vista de los costos como de la produc-ción—las compañías de servicios están ofre-ciendo sistemas de fracturamiento que permitenel acceso, la estimulación y el aislamiento de nu-

merosas zonas en terminaciones de pozos de al-cance extendido y verticales, cementadas y enagujero descubierto, con una sola operación de in-tervención.

Algunas de estas técnicas de fracturamiento demúltiples zonas también están diseñadas para re-solver los problemas relacionados con los tubula-res desgastados y el control de la colocación delfluido de fracturamiento mediante la utilización desistemas de transporte de herramientas tales comola tubería flexible (TF) o la tubería enroscada.4

Este artículo describe los sistemas de fractura-miento y terminación de pozos que permiten quelos operadores superen las barreras económicas ytecnológicas del fracturamiento hidráulico en cier-tos tipos de pozos que son cada vez más abundan-tes. Algunos ejemplos de América del Norte, África,Arabia Saudita y Kuwait demuestran cómo estosenfoques innovadores se han traducido en trata-mientos de fracturamiento y acidificación eficien-tes y económicamente viables en yacimientosalguna vez considerados candidatos pobres para di-chos procedimientos. Examinaremos además lasinnovaciones recientes que permiten a los opera-dores modelar y luego monitorear y refinar sus tra-tamientos de fracturamiento en tiempo real.

La mirada en el crecimientoComo sucede en muchas operaciones petroleras,las prácticas de integración con el monitoreo entiempo real han mejorado considerablemente laefectividad del fracturamiento hidráulico. En elpasado, las presiones de fondo de pozo se deriva-ban de mediciones obtenidas en la superficie y ex-trapoladas a las condiciones de fondo de pozo.Hoy, estas mediciones se adquieren directamentefrente a la formación, en tiempo real, utilizandotubería flexible equipada con un cable de fibra óp-tica (izquierda). La obtención de las medicionesresulta exitosa a pesar del ambiente de fondo depozo extremadamente riguroso creado durante elfracturamiento hidráulico.

Los sistemas de tubería flexible equipados confibra óptica (FOCT) presentan un paquete de sen-sores de fondo de pozo que envía datos de profun-didad, temperatura y presión de fondo de pozo a lasuperficie en tiempo real. Además, la fibra ópticapermite obtener lecturas de la distribución de latemperatura a intervalos de 1 m [3 pies]. Los datosson transmitidos desde la sarta de herramientas,a través del cable de fibra óptica, hasta un pa-quete de componentes electrónicos que conviertela señal de la fibra óptica en una señal inalám-brica. Esto, a su vez, permite la transmisión de losdatos a una cabina de control donde la informa-ción puede analizarse en forma remota medianteun programa de software de tipo comando y ad-quisición.5

Los operadores también pueden extraer consi-derable valor de la definición exacta de la geome-tría del sistema de fracturas a medida que éstas secrean. Provistos de ese conocimiento, los ingenierospueden diseñar operaciones de fracturamiento su-cesivas dentro de un campo para evitar resultadosindeseados. En el pasado, el mapeo de las fracturasse efectuaba a través de mediciones derivadas delanálisis posterior al fracturamiento, tales como losregistros de temperatura, los trazadores radioacti-vos y los levantamientos con inclinómetros. Peroestas herramientas poseen deficiencias. Los regis-tros de temperatura o los trazadores radioactivosproveen solamente la altura y el ancho de la frac-tura en la región vecina al pozo. Y, si bien la infor-mación sobre el azimut y la simetría de la fracturase puede obtener de procesos de mapeo con incli-nómetros de superficie y fondo de pozo, estos mé-todos no evalúan con precisión la altura, longitudy ancho de la fractura.6

Más recientemente, las compañías de servi-cios desarrollaron la capacidad para describir lageometría de las fracturas utilizando métodos desísmica de pozo.7 El servicio de diagnóstico de lasoperaciones de estimulación por fracturamientohidráulico StimMAP utiliza receptores de compo-nentes múltiples en un pozo vecino, para registrarla actividad microsísmica causada por la creaciónde fracturas hidráulicas en el pozo tratado. A finde obtener el modelo de velocidad necesario parael análisis y el procesamiento de los datos micro-sísmicos, se efectúa un levantamiento en un pozode monitoreo cercano, cuyo objetivo consiste enobtener un modelo de velocidad sísmicamente ca-librado. Este levantamiento sísmico de pozo selleva a cabo antes del fracturamiento.

El mapa de estos eventos microsísmicos per-mite a los ingenieros comprender mejor el desa-rrollo de las fracturas inducidas en el tiempo y elespacio. El proceso de mapeo provee además va-liosos conocimientos geológicos acerca de la for-mación tratada.8

Los ingenieros pueden comunicarse desde elpozo de monitoreo o de tratamiento con otras loca-lizaciones a través del sistema de conectividad, cola-boración e información InterACT. Las localizacionesde oficinas remotas pueden ser incluidas en el en-lace de comunicaciones para el procesamiento einterpretación de los datos en forma instantánea.

El sistema StimMAP utiliza datos en tiemporeal para localizar eventos microsísmicos automá-ticamente en el espacio 3D (próxima página).9 Lacomparación de la fractura mapeada mediante elservicio StimMAP con un modelo de software dediseño y evaluación de tratamientos de fractura-miento provee información valiosa para el mejora-miento de los tratamientos futuros. Las leccionesaprendidas permiten a los operadores optimizar

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> Datos en tiempo real. El cable de fibra ópticaque se encuentra dentro de la tubería flexibleofrece un perfil de la distribución de la tempera -tura a lo largo de todo el pozo. Las variaciones detemperatura proveen información que muestra pordónde los fluidos de fracturamiento están ingre -sando en el yacimiento. En tratamientos contasas de bombeo relativamente bajas, se puedenobtener mediciones de desempeño en el pozocon el servicio ACTive a medida que el trata -miento de fracturamiento se bombea directamentepor la tubería flexible. Durante las operacionescon alto régimen de bombeo―más de 204,117 kg[450,00 lbm] de arena bombeados a razón de 1.6 m3/min [10 bbl/min]―el haz de fibras, conocidocomo amarra, comienza a avanzar y curvarse,produciendo su falla. Para tales operaciones, elsistema monitorea las condiciones a medida quela arena es bombeada por el espacio anularexistente entre la tubería flexible y la tubería derevestimiento. El paquete de sensores que semuestra en esta gráfica incluye una batería(blanco), un tablero de circuitos con sensor detemperatura (verde) y transductores de presión(azul claro).

Otoño de 2008 7

los costos de los tratamientos de estimulación depozos y adquirir conocimientos para las nuevasoportunidades de perforación en una concesiónnueva de un campo existente.

El sistema StimMAP se aplicó recientementeen una operación de fracturamiento de múltipleszonas llevada a cabo en un pozo horizontal deleste de Texas. Durante el tratamiento de estimu-lación destinado a la tercera zona, los ingenierosobservaron actividad microsísmica involuntariaen la región de lo que sería una quinta zona.Luego de intentar en vano redirigir la fractura, lacompañía suspendió las operaciones.

Los ingenieros combinaron los servicios Stim-MAP Live⎯una aplicación específica del sistemaStimMAP que permite monitorear y, si es necesa-rio, modificar los tratamientos de fracturamientoa medida que se ejecutan⎯con los datos de bom-beo para diagnosticar los problemas mecánicos quepromovían la desviación de la fractura respecto dela dirección planeada. El trabajo se reanudó luegoy se trataron tres zonas más. Sin los conocimientosaportados a los ingenieros a través del proceso deretroalimentación en tiempo real, se habrían bom-beado seis tratamientos de fracturamiento en lamisma zona. En cambio, el operador logró salvartres de los cinco tratamientos restantes, evitandolos costos de varias semanas de operaciones de re-paración con fines de diagnóstico que, de lo con-trario, hubieran sido necesarias.

Cómo hacer redituables los tratamientos de múltiples zonasEn los períodos de aumento de los precios de losproductos básicos, los operadores se sienten na-turalmente ansiosos por extraer el máximo prove-cho de sus activos mediante la producción de todoel volumen de hidrocarburos que sea factibledesde el punto de vista económico. Para hacerlo,a menudo terminan numerosas zonas con un solopozo o exponen intervalos de formación largosmediante la perforación de pozos horizontales ode alto ángulo. Como se analizó precedentemente,los resultados de los procedimientos tradiciona-les de fracturamiento de estos pozos quizás no lle-guen a satisfacer las expectativas del operador pormotivos económicos o tecnológicos.

El fracturamiento de múltiples zonas, en con-traposición con los métodos tradicionales que in-cluyen múltiples viajes por zona, se centra en losproblemas económicos y tecnológicos. A través deprácticas eficientes y nuevas técnicas, estos servi-cios permiten reducir los costos del equipo de ter-minación, de semanas a días, o incluso eliminarpor completo la necesidad de utilizar equipos dereparación o perforación de pozos. Las prácticasde fracturamiento de múltiples zonas además per-miten optimizar el contacto con la formación por-que pueden colocar los tratamientos con másprecisión sin sumar riesgos.

Las compañías de servicios poseen sistemasdiseñados a medida para abordar los diversostipos de pozos de múltiples zonas que los operado-res necesitan tratar. Schlumberger ha creado un

4. Para obtener más información sobre tratamientos deestimulación con tubería flexible, consulte: DegenhardtKF, Stevenson J, Gale B, Gonzalez D, Hall S, Marsh J yZemlakW: “Aislamiento y estimulación selectivos,” Oilfield Review 13, no. 3 (Invierno de 2001/2002): 60–80.

5. Julian JY,West TL, Yeager KE, Mielke RL, Allely JN, Jenkins CN, Perius PD, Bucher RL, Foinquinos CI, Forcade KC, Fagnant JA, Montgomery DB, McInnis JG ySack JK: “State-of-the-Art Coiled Tubing Operations atPrudhoe Bay, Alaska,” artículo IPTC 11533, presentadoen la Conferencia Internacional de Tecnología del Petróleo, Dubai, Emiratos Árabes Unidos, 4 al 6 dediciembre de 2007.

6. Le Calvez JH, Klem RC, Bennett L, Erwemi A, Craven M y Palacio JC: “Real-Time Microseismic Monitoring ofHydraulic Fracture Treatment: A Tool To Improve Completion and Reservoir Management,” artículo SPE106159, presentado en la Conferencia de Tecnología deFracturamiento Hidráulico de la SPE, College Station,Texas, 29 al 31 de enero de 2007.

7. Para obtener más información sobre aplicaciones de sísmica de pozo, consulte: Blackburn J, Daniels J, Dingwall S, Hampden-Smith G, Leaney S, Le Calvez J, NuttL, Minkiti H, Sanchez A y Schinelli M: “Levantamientos desísmica de pozos: Más allá del perfil vertical,” OilfieldReview 19, no. 3 (Invierno de 2007/2008): 20–37.

8. Le Calvez et al, referencia 6.9. Para obtener más información sobre mapeo

microsísmico, consulte: Blackburn et al, referencia 7.Bennett L, Le Calvez J, Sarver DR, Tanner K, BirkWS,Waters G, Drew J, Michaud G, Primiero P, Eisner L, JonesR, Leslie D, Williams MJ, Govenlock J, Klem RC y TezukaK: “La fuente para la caracterización de fracturas hidráulicas,” Oilfield Review 17, no. 4 (Primavera de2006): 46–61.

>Mapeo de la fractura. Se muestra una vista en planta (izquierda) y una vista transversal (derecha) de las localizaciones microsísmicas durante un trata -miento de estimulación de cuatro etapas con agua oleosa, efectuado en la Formación Barnett Shale. Los servicios StimMAP fueron escogidos para crearun diseño de fractura óptimo utilizando la geometría precisa de la imagen de la fractura hidráulica a medida que se desarrollaba. Los datos microsísmicosfueron adquiridos con el generador Versátil de Imágenes Sísmicas VSI para múltiples grupos, y se procesaron en la localización del pozo para generaruna imagen computacional 3D del sistema de fracturamiento. Esto permitió el rediseño de los tratamientos de estimulación de las etapas subsiguientes.

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Godley 1 Etapa 4Etapa 3Etapa 2Etapa 1Bethany 3HDisparoGodley 1Bethany 1

Etapa 4Etapa 3Etapa 2Etapa 1Bethany 3HDisparo

Tope estimado de la Formación Barnett Inferior

Tope estimado de la Formación Ellenberger

paquete de cuatro categorías de servicios de frac-turamiento hidráulico, basado en el tipo de pozoy la filosofía del operador. Conocidas como los ser-vicios de fracturamiento y terminación de pozospor etapas Contact, estas categorías incluyen losiguiente:• sistemas convencionales que requieren viajes

independientes en el pozo para disparar una

zona en un viaje y luego estimularla y aislarlaen un segundo viaje, reiterando ese procesopara cada zona

• sistemas de intervención que disparan, estimu-lan por fracturamiento y aíslan numerosaszonas en un solo viaje

• sistemas permanentes que estimulan por frac-turamiento y aíslan múltiples zonas en unaoperación de bombeo utilizando arreglos quequedan en el pozo como parte de la terminación

• sistemas dinámicos que utilizan un material di-vergente degradable para taponar y aislar suce-sivamente los disparos tratados y desviar lostratamientos de estimulación hacia otros inter-valos en una operación continua.

Las operaciones de fracturamiento convencio-nales―bombeo del fluido de fracturamiento y delapuntalante o el ácido por la tubería de revesti-miento o la herramienta de servicio del tratamientode fracturamiento―son más efectivas para lostratamientos masivos de fracturamiento hidráu-lico en los que cientos de miles de libras de arenase bombean en el pozo a altas tasas de bombeo.En los pozos entubados, se accede al yacimiento através de los disparos creados mediante herramien-tas operadas con cable, chorro abrasivo o camisasde deslizamiento instaladas en la herramienta deservicio.

Cuando existen múltiples intervalos abiertosdentro de una sola zona, la divergencia del fluidode un intervalo a otro para tratar cada uno puedeefectuarse a través de prácticas tales como los dis-paros de entrada limitada, las bolillas selladoras,los divergentes químicos, los tapones puente com-puestos y los tapones de arena. La entrada limi-tada se crea mediante la reducción del número de

disparos a través de ciertas secciones para incre-mentar la fricción en los disparos abiertos. Estoproduce la divergencia de los fluidos desde unazona que, debido a la alta permeabilidad o a otrosfactores, puede haber absorbido la mayor partedel tratamiento a expensas de otros intervalos ozonas (izquierda).10

Los tapones puente compuestos son barreras deaislamiento en la tubería de revestimiento coloca-das por encima de la zona tratada y posteriormentereperforadas, por lo general, con la herramientade servicio. Esto impone una penalidad en térmi-nos de tiempo y suma riesgo operacional. Además,el tiempo transcurrido entre el tratamiento de laformación inferior y su contraflujo a veces puedemedirse en semanas; en ciertos casos, es tiemposuficiente para que los fluidos dejen residuos enlos espacios porosos, produciendo un daño signi-ficativo a la formación.

En los pozos terminados en agujero descu-bierto y en formaciones no consolidadas, las ope-raciones de fracturamiento convencionales puedenincluir la instalación de una sarta de termina-ción—habitualmente un liner ranurado o dispa-rado—para garantizar la integridad del pozo. Elpozo entero puede ser estimulado por fractura-miento mediante el bombeo del fluido de trata-miento por la tubería de revestimiento o la sartade fracturamiento, aplicando una práctica cono-cida como bullheading. Como sucede en las ter-minaciones cementadas, una vez que sarta determinación ha sido colocada en su lugar, sepuede intentar lograr la divergencia con disparosde entrada limitada, bolillas selladoras o la diver-gencia química tradicional.

8 Oilfield Review

> Proceso convencional de divergencia del fluidode fracturamiento mediante bolillas selladoras.Una vez bombeada la cantidad calculada de flui -dos de tratamiento en una zona prevista (marrón),el flujo se desvía hacia otra zona (flechas negras).El método más común de divergencia involucrabolillas selladoras (negro), fabricadas con nylon,caucho duro, colágeno biodegradable o unacombinación de estos materiales, que se intro -ducen en la lechada para que lleguen a losdis paros al final del tratamiento. Las bolillas creanun sello a través de los disparos, lo que haceque el tratamiento se desvíe hacia el siguienteconjunto de disparos abiertos. Mediante lareiteración de este procedimiento, se puedentratar numerosos intervalos por etapa sindesconectar las bombas o colocar tapones.

>Operaciones de disparos y tratamiento a alta presión. El servicio AbrasiFRAC utiliza una herramienta de chorro abrasivo de alto desempeño para operaren forma continua bajo condiciones rigurosas de fondo de pozo. Después de efectuada la correlación en profundidad, se bombea una lechada de arena abra -siva a través de las boquillas. La corriente de fluido de alta velocidad resultante atraviesa los tubulares y el cemento adyacente y luego penetra profun damenteen la formación (perforaciones) (extremo izquierdo). A continuación, se trata la zona (centro, a la izquierda) y la herramienta de corte se sube por el pozohasta la zona siguiente. Una vez concluido el primer tratamiento, se puede colocar un tapón de arena con fines de aislamiento y luego perforar la zonasiguiente (centro, a la derecha). Esta secuencia puede reiterarse con la frecuencia que sea necesaria en una sola operación. Una vez tratadas todas laszonas (extremo derecho), los tapones de arena se eliminan por circulación inversa.

Ejecución de las perforaciones Bombeo del tratamiento defracturamiento por el espacio anular

Ejecución del siguiente conjunto deperforaciones después de la colocación deltapón de arena para lograr el aislamiento

Circulación inversa del tapón de arenadespués del tratamiento de fracturamiento

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Operación de intervención por etapasLa categoría de fracturamiento hidráulico corres-pondiente a las operaciones de intervención com-prende tres servicios: el servicio de disparosabrasivos y fracturamiento AbrasiFRAC, el servi-cio de disparos selectivos, fracturamiento y aisla-miento en etapas con bolillas selladoras PerfFRACy el servicio de estimulación mediante tubería fle-xible CoilFRAC.

La técnica AbrasiFRAC posibilita la colocaciónprecisa de los tratamientos de fracturamiento porla tubería de revestimiento o el espacio anularexistente entre la herramienta de servicio y la tu-bería de revestimiento. Además, reduce la caídade presión en la región vecina al pozo entre elpozo y el yacimiento, lo que disminuye la frecuen-cia de los arenamientos en esa región cuando elapuntalante deja de ingresar en la formación y seacumula dentro de la tubería de revestimiento.Esta técnica resulta particularmente adecuadapara el tratamiento de formaciones con alta pre-sión de iniciación de la fractura y áreas en las quela colocación precisa del tratamiento es críticapara el éxito de la estimulación.

El sistema se basa en una técnica bien esta-blecida en la industria petrolera para el corte detuberías de revestimiento y tubulares en el fondodel pozo: una lechada que contiene sólidos abrasi-vos se bombea a altas presiones diferenciales a tra-vés de una pistola de servicio hidráulico de cortede tuberías y disparos ABRASIJET, operada con

una herramienta de servicio. La corriente de fluidode alta velocidad resultante atraviesa los tubularesy el cemento adyacente y luego penetra profunda-mente en la formación (página anterior, abajo).

La herramienta de corte se utiliza para dispa-rar la tubería de revestimiento y la formación. Elmaterial abrasivo suele ser arena de fractura-miento malla 20/40 o 100, compatible con las pis-tolas de chorro diseñadas específicamente paraeste propósito. Los tapones de arena pueden uti-lizarse para proveer aislamiento zonal entre laszonas a tratar por fracturamiento hidráulico. Laspistolas de chorro, disponibles en diversas confi-guraciones de tamaño y fase, también puedenutilizarse con tapones puente para lograr el aisla-miento. Estos tapones pueden ser recuperados ofresados, según sea el caso.

Un ejemplo de la utilización del servicioAbrasiFRAC es el de las areniscas Hosston inten-samente laminadas del Campo Sligo, en el nortede Luisiana, EUA. Las areniscas Hosston contie-nen muchas areniscas gasíferas delgadas que al-ternan con areniscas acuíferas, con niveles deagotamiento variables. Habitualmente, los pozosde esta zona se terminan con tratamientos de es-timulación de múltiples etapas, utilizando fluidosde fracturamiento energizados y tapones puentepara el aislamiento entre las distintas zonas.

En un esfuerzo para mejorar las eficiencias entérminos de costo y tiempo, EOG Resources probóel servicio AbrasiFRAC en el campo. Esta tecnolo-

gía permitió a dicho operador estimular múltiplesintervalos de un pozo en una sola operación decampo, y estimular en forma más efectiva y eficazlas areniscas individuales. Los tratamientos inclu-yeron entre cuatro y nueve etapas, utilizando flui-dos de fracturamiento energizados con CO2. Elresultado fue la reducción de la producción de aguaen un 85% y la duplicación de la producción de gas.

Otro enfoque aplicado para mejorar la eficien-cia consiste en tratar las zonas inmediatamentedespués de efectuar los disparos sin extraer anteslas pistolas del pozo. Este paso por sí solo permiteahorrar una maniobra de bajada y otra de extrac-ción por zona. El servicio PerfFRAC está diseñadopara efectuar tratamientos a alto régimen de in-yección por la tubería de revestimiento, mientrasel arreglo de pistolas de disparos permanece enel pozo. Primero se bajan las pistolas en el pozopara cada zona y se dispara la primera zona.Luego, mientras se trata la primera zona, las pis-tolas sin disparar se suben por el pozo y se posicio-nan para disparar los agujeros correspondientesa la segunda zona.

Al final del tratamiento de la primera zona, sebombean bolillas selladoras en el pozo con unfluido divergente que incluye fibras. Un incre-mento de la presión de bombeo indica que las bo-lillas selladoras y la lechada se han sellado contralos disparos de las zonas tratadas. En ese punto,se disparan las pistolas para la segunda zona y sebombea el segundo tratamiento, nuevamente conbolillas selladoras y fluido divergente con fibrasen la cola del tratamiento. Este proceso se reiterapara múltiples zonas. Hasta la fecha, se han ba-jado ocho conjuntos de pistolas y se han tratadoseis zonas independientes en una sola interven-ción (izquierda).

El servicio PerfFRAC a menudo se traduce enmejores regímenes de producción que otros trata-mientos menos eficientes porque permite la colo-cación precisa de los tratamientos, lo cual garantizaque ninguna zona sea tratada en forma deficiente.El método permite además poner el pozo en con-traflujo de inmediato y de ese modo se evitan losriesgos asociados con el fresado de taponespuente compuestos y la permanencia de fluidospotencialmente dañinos en la formación por untiempo prolongado.

Goodrich Petroleum deseaba lograr ese nivelde eficiencia en su Campo Cotton Valley, situadoen el este de Texas. Los ingenieros habían tratadoestos pozos utilizando las prácticas tradicionales:disparaban la primera zona, la estimulaban porfracturamiento hidráulico, hacían fluir el pozo

> Tratamientos de múltiples zonas en pozos verticales. Las zonas apiladas múltiples existentes en lospozos verticales pueden ser estimuladas utilizando disparos de entrada limitada. La técnica PerfFRAC,que se muestra aquí, utiliza tratamientos de estimulación por fracturamiento a alto régimen de bombeopor la tubería de revestimiento, con un arreglo de disparos en el pozo. Una vez disparada la zonainferior (izquierda), las pistolas se suben por el pozo y se posicionan para el conjunto de disparossiguiente; luego se fractura la zona disparada (centro). Con bolillas selladoras (verde) se sella la zonatratada y se dispara la zona siguiente (derecha).

10. Para obtener más información sobre técnicas de divergencia, consulte: Samuel M y Sengul M: “Stimulate the Flow,” Middle East & Asia ReservoirReview no. 4 (2003): 42–55.

para limpiarlo y finalmente colocaban un tapónpuente compuesto para lograr el aislamiento zonal.

Este proceso se reiteraba para cada zona de in-terés. Una vez tratada la última zona, se llevó a lalocalización del pozo una unidad de tubería flexiblepara reperforar los tapones puente compuestos.Esta secuencia implicó un costo de US$ 250,000para la compañía y su ejecución insumió cinco días.Goodrich optó por utilizar el servicio PerfFRACpara terminar 23 de sus pozos y de ese modo redujola duración de la operación de cinco días a un día,eliminando al mismo tiempo los tapones puente y

10 Oilfield Review

> Prácticas de fracturamiento de múltiples etapas versus técnicas tradicionales. En el Campo Cotton Valley de Texas, Goodrich Petroleum utilizó prácticasde fracturamiento de múltiples etapas para reducir el tiempo del tratamiento (azul) de cinco días a un día, y los costos (verde) de US$ 255,000 a US$ 155,000por pozo (izquierda). En un programa de 23 pozos, implementado en el mismo campo, el operador produjo 25 MMpc más de gas que el que cabría esperarcon los métodos de tratamiento tradicionales, los cuales a menudo sacrifican la eficiencia del tratamiento para satisfacer los objetivos económicos(derecha, la escala horizontal no es lineal).

Métodos convencionales

Cost

o, U

S$

Tiem

po h

asta

la te

rmin

ació

n, d

ías

0

40,000

80,000

120,000

160,000

200,000

240,000

280,000

0

1

2

3

4

5

6

7

Servicio PerfFRAC

$255,000

$155,000

5 días

1 día

TiempoCosto

145

Prod

ucci

ón d

e ga

s ac

umul

ada

prom

edio

por

poz

o, M

pc

0

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

140,000

160,000

Tiempo, días de producción

9030 18060

25 MMpc

Métodos convencionalesServicio PerfFRAC

> Selectividad lograda con la herramienta de servicio. Mediante la combinación de una herramienta de servicio con la tecnología de fracturamiento selectivo,los operadores pueden tratar múltiples zonas en un solo viaje. En los pozos nuevos, cada zona es disparada en forma convencional en un solo viaje a la lo -calización del pozo. Luego, se despliega la tubería flexible o la tubería articulada en el pozo con un arreglo de fondo de pozo de empacadores para agujerodescubierto (derecha). La zona inferior se aísla con empacadoras, por encima y por debajo de la formación objetivo, y el tratamiento de estimulación porfrac turamiento se efectúa a través de la herramienta de servicio (izquierda). El apuntalante residual se elimina del pozo por circulación inversa y el empa ca -dor se desplaza a la zona siguiente, donde el proceso se reitera. Los insertos representan el monitoreo de cada tratamiento en tiempo real.

Conector dela tubería flexible

Desconectador dela tubería flexible

Copa superior

Copa inferior

Tapón inferior

Espaciador

Empalme parafracturamiento

Tubería flexible

Otoño de 2008 11

la necesidad de contar con una unidad de tuberíaflexible (TF) para reperforar los mismos.

Pero el abandono de las prácticas del pasadoarrojó un dividendo más importante que la merareducción de los costos operativos y el acorta-miento del tiempo para poner en marcha los pozos.En los primeros 180 días de producción, los 23pozos recuperaron 708,000 m3 [25 MMpc] adicio-nales de gas; un incremento del 22% con respectoa los pozos terminados con métodos convenciona-les. Este aumento permitió al operador incremen-tar su recuperación final estimada por pozo en un10% (página anterior, arriba).

Con todo, el empleo del sistema PerfFRAC sig-nificó para Goodrich Petroleum un ahorro de 92días de terminación en 23 pozos. Por otro lado, lareducción del equipamiento en la localización delpozo posibilitó un ahorro de otro 25% en el costo determinación por pozo. El tiempo de puesta de laproducción en el mercado se redujo en cuatro díaspor pozo, lo que se tradujo en 169,900 m3 [6 MMpc]“adicionales” de gas para el operador.

Táctica de divergenciaCon la adopción de las bolillas selladoras y lasprácticas de entrada limitada, las zonas tratadasse pueden aislar y el tratamiento de fractura-miento se puede desviar hacia las zonas sin tratar.Si bien estas técnicas de aislamiento y divergen-cia poseen la ventaja de reducir significativa-mente el número de viajes y los costos requeridospara fracturar los pozos con múltiples zonas, estosmétodos dejan algunas zonas tratadas en formaineficaz como consecuencia de las diferencias

entre los gradientes de fractura de las areniscasatravesadas por el pozo.

Una solución para esta deficiencia consiste enaislar y estimular cada zona en forma individualcon un tratamiento diseñado específicamente enfunción de las características de cada zona. El arteradica en hacerlo sin sacrificar las eficiencias obte-nidas con otras prácticas, tales como el uso de dis-paros de entrada limitada y el taponado con bolillasselladoras. Con ese fin, los ingenieros han desarro-llado sistemas que aíslan las zonas entre las capasimpermeables mediante el empleo de empacado-res para agujero descubierto que pueden colocarse,removerse y volver a colocarse varias veces.

El servicio de estimulación con tubería flexibleCoilFRAC utiliza un arreglo de empacadores paraagujero descubierto desplegado a través de la zonainferior con una herramienta de servicio despuésde disparar todo el pozo en forma convencional(página anterior, abajo). El fluido de estimulaciónse bombea luego por la sarta de producción a travésdel empalme del empacador para el tratamiento ydentro del intervalo aislado. A continuación, elapuntalante residual se remueve por circulacióninversa y el empacador se desplaza a la zona si-guiente. Este método no sólo permite la estimula-ción de todas las zonas en una sola intervenciónsino que además, como otros servicios Contact, in-crementa la eficacia del tratamiento ya que per-mite que el operador ajuste cada tratamiento paraque se adecue a la zona en cuestión.

En los pozos más viejos, este tipo de servicioresulta particularmente adecuado para explotarlas reservas pasadas por alto y para refracturar

zonas terminadas previamente.11 En este tipo deaplicación, el objetivo no sólo es minimizar elcosto de fracturamiento de los activos madurossino también hacerlo protegiendo la tubería de re-vestimiento degradada de las altas presiones detratamiento y los fluidos abrasivos cargados deapuntalante. La utilización de una herramientade servicio como conducto ofrece la ventaja adi-cional de permitir que el operador trate las zonasobjetivo sin tener que matar primero el pozo; pro-cedimiento del que las formaciones agotadas pro-bablemente no se recuperen.

El valor de ajustar los tratamientos discretos alas necesidades de cada intervalo en un pozo demúltiples zonas, quedó claramente demostrado enun campo petrolero de las Rocallosas de EUA. Elcampo contiene múltiples capas verticales de are-nisca, cuyos espesores oscilan entre 1.5 y 18.3 m[5 y 60 pies] y se encuentran distribuidas entre 609a 1,524 m [2,000 a 5,000 pies] de profundidad. Eloperador había utilizado fundamentalmente prác-ticas de entrada limitada para terminar los pozosde este campo, pero empleaba tapones puentecuando la distancia entre las capas era significa-tiva. Sin embargo, debido a la variabilidad de losgradientes de fractura de cada capa de arenisca,muchas zonas no eran estimuladas en forma efec-tiva. Además, algunas capas de arenisca marginalespermanecían sin tratar por razones económicas.

En busca de una forma efectiva para estimularcada zona sin incrementar los costos de terminación,el operador del campo optó por utilizar el sistemaCoilFRAC. La decisión fue rentable. Por ejemplo,un pozo había estado produciendo 53,800 m3/d[1.9 MMpc/d] después de un tratamiento de esti-mulación por fracturamiento hidráulico con en-trada limitada de múltiples capas. Con el arreglode empacadores, se dispararon las capas pasadaspor alto y todo el pozo fue reestimulado. En un díase efectuaron ocho de esos tratamientos y la tasade producción estabilizada del pozo alcanzó150,100 m3/d [5.3 MMpc/d].

Además de una estimulación más efectiva decada capa, los tratamientos insumieron sólo uno odos días, mientras que las operaciones efectuadascon técnicas convencionales requerían varias se-manas. En una prueba de cuatro pozos, las tasasde producción promedio de los pozos tratados conel sistema CoilFRAC superaron en más de dosveces a las obtenidas con las terminaciones están-dar (arriba, a la izquierda). Como consecuencia,las reservas recuperables por pozo se incremen-taron en más del 75%.

11. Para obtener más información sobre operaciones derefracturamiento, consulte: Dozier G, Elbel J, Fielder E,Hoover R, Lemp S, Reeves S, Siebrits E, Wisler D y Wolhart H: “Operaciones de refracturamiento hidráulico,”Oilfield Review 15, no. 3 (Invierno de 2003/2004): 42–59.

> Incremento de las tasas de producción. En un campo de gas de las Rocallosas, la tasa de producciónpromedio de los pozos tratados con el sistema CoilFRAC fue más del doble de la de los pozos del mismocampo tratados en forma convencional.

0 1 2 3 4 5 6 7

2,500

2,000

1,500

1,000

500

Tiempo, meses

+1,000 Mpc/d

Prod

ucci

ón p

rom

edio

Mpc

/dProducción promedio de un año de 4 pozos que recibieron el tratamiento CoilFRACProducción promedio de cuatro años de 14 pozos que recibieron el tratamiento convencional

En otro ejemplo, esta vez en el sudeste de Al-berta, en Canadá, los ingenieros experimentabancontratiempos similares en las tareas de estimu-lación realizadas en un campo de gas somero. Lospozos del área son terminados normalmente encuatro zonas, que oscilan entre 250 y 451 m [820y 1,480 pies] de profundidad. Las formaciones se

componen de areniscas limosas estratificadas quese fracturan con facilidad.

Históricamente, los operadores de esta áreahan utilizado diversas técnicas de fracturamiento,incluyendo el aislamiento con tapones puentecompuestos. En una terminación de cuatro zonas,dichas prácticas convencionales demandan 8 via-

jes y 16 días adicionales para terminar el pozo.Además, se requiere un período de contraflujoentre cada tratamiento.

Las operaciones de estimulación más eficien-tes, con múltiples zonas combinadas que se basanen prácticas de entrada limitada o el uso de boli-llas selladoras para crear la divergencia, ahorrantiempo con respecto a las prácticas tradicionales;sin embargo, como se analizó previamente, paralograrlo sacrifican producción. Por otro lado, lospozos del área son estimulados generalmente engrupos para aprovechar al máximo el equipo defracturamiento.

El operador determinó que, para optimizar lasoperaciones de estimulación y producción, cadazona debía fracturarse en forma individual contasas de bombeo reducidas. Como resultado deesa decisión, los tratamientos de fracturamientoefectuados con tubería flexible se convirtieron enla elección obvia y produjeron una reducción deltiempo operativo al punto que las brigadas trata-ban dos pozos por día (izquierda). Se trataba deuna ventaja crucial porque, por razones ambienta-les y económicas, el acceso durante el verano se li-mita a ventanas operacionales de 10 a 14 días. Enresumen, el uso del servicio CoilFRAC en un campose tradujo en un ahorro de US$ 110,000 para lacompañía y en un incremento de la producción demás del 190%.

Soluciones permanentesMotivados por el deseo de minimizar el número deintervenciones o herramientas introducidas en lospozos horizontales y de alto ángulo, algunos opera-dores prefieren tratar las zonas utilizando equiposque formarán parte del diseño de terminación per-manente. Una forma de hacerlo es terminar elpozo utilizando tubería de revestimiento conven-cional con camisas deslizables. En terminacionesen agujero descubierto, ese tipo de sistema incluyeempacadores para agujero descubierto operadoshidráulicamente para crear un sello contra lapared del pozo.

En pozos cementados o terminados en agujerodescubierto, cada zona se trata a través de las ca-misas de deslizamiento. Los objetivos del cemento

12 Oilfield Review

12. Seale R, Donaldson J y Athans J: “Multistage FracturingSystem: Improving Operational Efficiency and Production,” artículo SPE 104557 presentado en la Reunión Regional del Este de la SPE, Canton, Ohio, EUA, 11 al 13 de octubre de 2006.

13. Factor de daño mecánico es el factor adimensional calculado para determinar la eficiencia de la producciónde un pozo mediante la comparación de las condicionesreales con las condiciones teóricas o ideales. Un factorde daño positivo indica que algún daño o influencia estádeteriorando la productividad del pozo. Esto es el resultado del residuo del fluido de terminación o perforación que queda sobre o en la formación. Un factor de daño negativo indica un mejoramiento de laproducción normalmente como resultado de la estimulación.

> Costo, tiempo y producción. En los pozos someros del sudeste de Alberta,los incrementos en materia de eficiencia de los servicios de fracturamientoefectuados con la herramienta de servicio son evidentes en todos los as pec -tos cuando se los compara con los efectuados con técnicas tradicionales.Los métodos estándar (azul) insumían US$ 400,000 y 16 días por pozo y gene -raban un incremento de la producción del 16%. En el mismo campo, el usodel sistema CoilFRAC (rosa) costó US$ 290,000 e insumió 4 días. Además,permitió lograr un incremento de la producción del 192%.

$400,000

$290,000

16 días

Incremento de la producción

4 días

16%

192%

Costo Tiempo

Métodos convencionales

Servicio CoilFRAC

> Servicio permanente. Las múltiples etapas de fracturamiento pueden efectuarse en un solo viajemediante el aislamiento de la formación objetivo con empacadores para agujero descubierto. El fluido detratamiento se suministra a través de los orificios de fracturamiento de la sección tubular existente entrelos em pacadores (extremo superior). Durante las operaciones con el servicio StageFRAC (extremoinferior), se bombea una bolilla (rojo) en el pozo con la fase final del fluido de tratamiento, la cual seasienta en una superficie de apoyo dentro de una camisa de deslizamiento. El incremento de presiónresultante abre la camisa. Luego, el fluido es forzado a ingresar en el intervalo situado por encima dela bolilla asentada y la superficie de apoyo. Al mismo tiempo, la bolilla y la superficie de apoyo formanun sello que actúa como tapón aislando la zona inferior tratada previamente. Mediante el empleo dediámetros cada vez más grandes de la superficie de apoyo y la bolilla es posible tratar toda la for ma -ción en forma uniforme en una sola intervención, desde la zona más profunda hasta la más somera.

Orificios de fracturamiento Empacadores para agujero descubierto

Otoño de 2008 13

y de los empacadores para agujero descubiertoson los mismos: proveer aislamiento entre zonasde diferentes presiones de tratamiento y garanti-zar el tratamiento a lo largo de toda la extensióndel pozo.

Al igual que otros servicios para múltipleszonas, las soluciones permanentes reducen ade-más el riesgo mediante la limitación de los viajesque se realizan en el pozo para colocar y removerlos tapones puente e incrementan la eficiencia deltratamiento al permitir que el operador diseñecada tratamiento para una zona específica. Estaestrategia además incrementa el número de zonasque pueden ser tratadas, porque los operadores amenudo abordan el riesgo mediante la reduccióndel número de maniobras de extracción y bajadade los tapones. Esto conduce inevitablemente a li-mitar el número de zonas que pueden ser aisladasy tratadas.

Si en algún momento los ingenieros optan porrefracturar un pozo terminado en forma convencio-nal, en el que todos los disparos se dejan abiertos,deben hacerlo mediante la herramienta de servicio.Además del costo del equipo de terminación/repa-ración requerido para efectuar este procedimientoy el riesgo involucrado, los tratamientos de fractu-ramiento hidráulico a través de una herramientade servicio, introducen fuerzas de fricción adicio-nales que limitan la tasa de flujo durante el trata-miento de modo que no puede lograrse el diseñoóptimo.12

Los servicios de fracturamiento y terminaciónde múltiples zonas StageFRAC y RapidSTIM incor-poran la tecnología Packers Plus; empacadorespara agujero descubierto que son operados con latubería de revestimiento convencional para seg-mentar el yacimiento que incluyen camisas acti-vadas por bolillas colocadas entre cada conjuntode empacadores. Los dos sistemas son casi idénti-cos, salvo que el servicio StageFRAC trata laszonas aisladas a través de orificios de fractura-miento y el servicio RapidSTIM lo hace a travésde boquillas de chorros (jets). Tanto los orificiosde fracturamiento como las boquillas de chorrosse encuentran ubicados entre los empacadores ydetrás de las camisas de deslizamiento activadaspor bolillas (página anterior, abajo). Esta diver-gencia mecánica permite la colocación precisadel fluido, la cobertura zonal completa, y unamayor conductividad efectiva de la fractura.

Eni Congo recurrió a esta solución cuandodebió enfrentar un desafío significativo en sus ope-raciones marinas cercanas a la costa de la Repú-blica del Congo, en África Occidental. Estos camposen proceso de envejecimiento aún contienen gran-des volúmenes de reservas en formaciones consoli-dadas y de baja permeabilidad (10 mD), que sonpoco rentables si se estimulan mediante trata-

mientos convencionales. Antes, los tratamientosde estimulación consistían en la acidificación dela matriz para eliminar o lograr un factor de dañomecánico levemente negativo.13

Eni escogió el servicio StageFRAC para trespozos entubados y disparados del Campo Kitinacon ocho fracturas hidráulicas apuntaladas, colo-cadas en tres pozos entubados reterminados. Estostratamientos se bombeaban desde una embarca-ción de apoyo hasta una plataforma marina con es-

pacio limitado en la cubierta. En consecuencia,sólo pudieron tratarse dos zonas antes de que laembarcación tuviera que ser reaprovisionada.

El primer tratamiento se efectuó en el PozoKTM W6 ST (arriba). Dos de las tres zonas fuerontratadas a través de un liner de estimulación, sindesconectar las bombas. Una vez tratado el inter-valo inferior, se bombeó una bolilla, se aisló lazona, y se abrió la zona siguiente. La tercera zonafue tratada por separado.

Empacador hidráulico para pozo entubado de 7 pulgadas x 41⁄2 pulgadas

Empacador hidráulico para pozo entubado de 7 pulgadas x 41⁄2 pulgadas

Orificio de fracturamiento hidráulico de 41⁄2 pulgadas

Empalme de circulación de punta de 41⁄2 pulgadas

Empacador permanentede 7 pulgadas

Disparos a2,785 m2,810 m

Orificio defracturamiento a

2,801 m

Disparos a2,820 m2,865 m

Orificio defracturamiento a

2,861 m

Disparos a2,870 m2,910 m

Orificio defracturamiento a

2,909 m

Empalme decirculación a

2,913 m

Extremo inferiorde la tubería de

producción a2,916 m

Empacador hidráulicopara pozo entubado de 7 pulgadas x 41⁄2 pulgadas

Bolilla de 3 pulgadas

Bolilla de 31⁄4 pulgadas

> Solución permanente en áreas marinas. El pozo KTM W6 ST posee un linercementado de 7 pulgadas, que abarca desde 1,600 hasta 3,110 m [5,250 hasta10,204 pies] de profundidad. El pozo produjo originalmente de un intervalomás profundo y fue reterminado como se muestra en la gráfica. Se utilizó elservicio StageFRAC para disparar el pozo en tres intervalos: desde 2,785hasta 2,810 m [9,138 hasta 9,220 pies], desde 2,820 hasta 2,865 m [9,252 hasta9,400 pies] y desde 2,870 hasta 2,910 m [9,416 hasta 9,548 pies]. A cada unode los conjuntos de disparos existentes se agregaron nuevos disparos engrupos de 2 m [6 pies] para reducir el riesgo de arenamiento causado por latortuosidad. El arreglo de empacadores, bajado con la tubería de producción de41⁄2 pulgadas como liner de producción, abarca los tres intervalos disparados.

Además, se trataron tres zonas en la segundade las series de tres pozos. En el último pozo, sedeterminó que la zona más baja se encontrabamuy próxima a un contacto de agua, por lo que sedejó sin tratar. La producción estabilizada de lostres pozos se incrementó un 230% con respecto asu desempeño previo. La producción previa al tra-tamiento era de alrededor de 590 bbl/d [94 m3/d];después del fracturamiento hidráulico, la produc-ción estable fue de 1,950 bbl/d [310 m3/d] (iz-quierda).

Este enfoque secuencial, es particularmenteprometedor para el entorno marino donde la eje-cución de un solo tratamiento de fracturamientocon técnicas convencionales puede insumir unasemana y debe realizarse desde un equipo de ter-minación marino que cuesta varios cientos demiles de US$ por día. Mediante el empleo de em-pacadores para agujero descubierto y camisas dedeslizamiento para lograr el aislamiento y el frac-turamiento de todo el pozo en una sola operaciónde bombeo, cada zona puede ser tratada en formaextensiva con una sola movilización de una em-barcación para operaciones de estimulación (iz-quierda).

En tierra firme, la capacidad de los tratamien-tos secuenciales para tratar en forma efectiva todoun pozo que contiene numerosas zonas de calidaddiversa, es lo que hace que esta técnica resulteatractiva para los operadores. En Arabia Saudita,la compañía operadora Saudi Aramco había termi-nado un pozo con una sección horizontal en agu-jero descubierto de 5,000 pies de extensión, através de ocho zonas diferentes de permeabilidadvariable. Debido a su permeabilidad más alta, losingenieros preveían que la mayor parte de la con-tribución de petróleo provendría de la Zona 1.

Dada la longitud y la trayectoria del tramo ho-rizontal, la tubería flexible no llegaría a las seccio-nes inferiores. En consecuencia, el plan consistió

14 Oilfield Review

< Capacidad en áreas marinas. El grupo de embar-caciones para operaciones de estimulaciónDeepSTIM de Schlumberger está diseñado espe-cíficamente para tratamientos de fracturamiento y otros tratamientos con fluidos. Sus capacidadesde control de calidad y mezcla en sitio (extremosuperior), la capacidad de bombeo (centro), y lacapacidad de almacenamiento (extremo inferior),además de sus capacidades de posicionamientodinámico las hace autónomas. Esto elimina losproblemas asociados con el espacio en cubierta y el espacio destinado a almacenamiento en lasplataformas y la necesidad de disponer de un cos-toso equipo de terminación de pozos marino. Dadoque estas embarcaciones están equipadas paratratar seis o más zonas en forma secuencial, pueden hacer en seis horas lo que requiere seisse manas con métodos convencionales. Estoimplica un ahorro significativo puesto que las tarifas diarias de los equipos de terminación marinos son significativamente altas.

Residuos ambientalesApuntalante al silo

12,000 lbm/min(10,000 lbm/min

para DeepSTIM III)

Fluido de terminacióna las bombas Al sistema de hidratación de gel PCM

Dispositivode mezcla con trescompartimentos Mezclador de ácido

0 a 30 bbl/min

Tasa de transferencia de 0 a 70 bbl/min

Mezclador de densidad óptima programable (POD)

Silo doble:2,000 pies3

Línea de ácidoLínea de baja presión

Bombas de alta presiónPotencia (HP) hidráulica 16,850 (DeepSTIM)Potencia (HP) hidráulica 21,450 (DeepSTIM II)Potencia (HP) hidráulica 12,850 (DeepSTIM III)

Almacenamientoen seco a granel:14,200 pies3 (DeepSTIM)16,700 pies3 (DeepSTIM II)8,400 pies3 (DeepSTIM III)

Capacidad de fluido gelificado:4,800 bbl (DeepSTIM)6,600 bbl (DeepSTIM II)4,140 bbl (DeepSTIM III)

Fluido de terminación:870 bbl (DeepSTIM)860 bbl (DeepSTIM II)810 bbl (DeepSTIM III)

Al cabezal del pozo0 a 50 bbl/min0 a 15,000 lpc

Línea de alta presión

Aditivos líquidos a granel Válvula de alivio de presión

Dos carretes coflexip de300 pies (1 para DeepSTIM III)

Capacidad de ácido crudo de8,400 galones (12,600 galonespara DeepSTIM III)

Sistema dehidratación de

gel PCM

Tanquesde ácido

Carretes coflexipCubierta de cargaGrúa

Silo

Aditivos líquidos

Sala de control y laboratorio

Sistema satelital

Timonera

Bastidoresde hierro

> Resultados de los tratamientos llevados a cabo en el área marina de El Congo. La producciónestabilizada luego de la campaña de fracturamiento de tres pozos del Campo Kitina se incrementó en un 230% aproximadamente con respecto a la producción previa al tratamiento de estimulación.

Nombre del pozo Tasa (gasto, caudal,rata) de producciónde petróleo previaal tratamiento de

fracturamiento, bbl/d

Tasa de producciónde petróleo inicial

posterior altratamiento de

fracturamiento, bbl/d

Tasa estable depetróleo posterioral tratamiento de

fracturamiento, bbl/d

Tasa de producciónestabilizada

mejorada, bbl/d

KTM-W6 (3 tratamientosde fracturamiento)

160 2,100 600 + 440 bbl/d

KTM-111 (3 tratamientosde fracturamiento)

300 900 650 + 350 bbl/d

KTM-107 (2 tratamientosde fracturamiento)

130 1,000 700 + 570 bbl/d

Otoño de 2008 15

en efectuar un tratamiento ácido a través de la tu-bería de revestimiento. Sin embargo, debido a sualta permeabilidad, la Zona 1 en el talón del pozorecibió todo el ácido y las otras siete zonas queda-ron sin tratar. Según lo previsto, y porque había re-cibido la totalidad del tratamiento ácido, todo elincremento de la producción provino de la Zona 1.

Para resolver el problema, los ingenieros deSaudi Aramco optaron por utilizar el servicioStageFRAC para un tratamiento de fracturamientoácido de todas las zonas por etapas. Si bien la Zona1 había sido tratada, se decidió no abrirla hasta es-timular, limpiar y probar las otras siete zonas. Todaslas zonas fueron estimuladas por separado en unasola operación de bombeo y se las refluyó de inme-diato. Las siete zonas previamente sin tratar fue-ron probadas y los resultados se compararon conlos de un pozo vecino que había sido estimulado uti-lizando tubería flexible y había sido probado contodas las zonas abiertas. El pozo que recibió el tra-tamiento StageFRAC duplicó la producción delpozo vecino y triplicó su índice de productividad.

Saudi Aramco aplicó nuevamente esta estrate-gia en una prueba de campo para fracturar hidráu-licamente los pozos horizontales largos terminadosen agujero descubierto en la Formación Khuff.Esta formación es carbonatada, profunda, de altatemperatura y alta presión. En opinión de los téc-nicos de la compañía, estos pozos no estaban al-canzando su potencial de producción debido aldaño de formación incurrido durante las opera-ciones de perforación.

A los ingenieros también les interesaba la fac-tibilidad de reemplazar cada par de tramos late-rales duales sin estimular por un solo tramo lateralestimulado hidráulicamente. Para lograr esto, eranecesario emplear un método que garantizara laestimulación de todo el largo del pozo; tarea impo-sible de realizar con técnicas estándar y tuberíaflexible en estas terminaciones largas y complejas.

El objetivo de la prueba de campo era elPozo H-1 que incluía un solo tramo lateral de1,169 m [3,835 pies] de longitud, perforado a tra-vés de la formación carbonatada Khuff. Se planifica-ron tres etapas de fracturamiento. El primer orificiode fracturamiento fue abierto adelante del trata-miento ejerciendo presión sobre la herramienta deservicio y se efectuó una prueba de inyección deflujo escalonado (step-rate injection test) para es-tablecer los parámetros de fracturamiento. La pri-mera etapa del tratamiento se efectuó a través de latubería de producción, con una tasa de bombeo má-

xima de 94 bbl/min [15 m3/min] y una presión detratamiento de 11,700 lpc [80.66 MPa]. En total, sebombearon 63.2 m3 [16,700 galones] de fluidos detratamiento, incluyendo el ácido y el pre-colchón.

Luego se dejó caer una bolilla de 2.5 pulgadas dediámetro, se abrió el segundo orificio de fractura-miento, y se bombearon 734.4 m3 [194,000 galones]de fluido de tratamiento, a razón de 100 bbl/min[15.9 m3/min] y con una presión de 11,580 lpc[79.84 MPa]. La etapa final de 243,222 bbl [38,648 m3]fue bombeada después de dejar caer una bolillade 2.75 pulgadas y luego de abrir los orificios defracturamiento.

El pozo fue limpiado durante un período deflujo de 54 horas. Su desempeño se comparó conlos de los Pozos H-2 y H-3, dos pozos horizontalesvecinos productores de gas, sin estimular, que mos-traron resultados similares a los del Pozo H-1 du-rante sus períodos de reflujo. También mostraronun mejor nivel de desempeño en el campo cuandofueron puestos en producción por primera vez. Porotro lado, el espesor productivo neto abierto al flujoes seis veces superior en el Pozo H-2 y tres vecesen el Pozo H-3, que en el Pozo H-1. Además, tantoel Pozo H-2 como el Pozo H-3, poseen una permea-bilidad y porosidad más altas que el Pozo H-1.

Sin embargo, la comparación del desempeño delos tres pozos durante el período de flujo inicial in-dica que los Pozos H-1 y H-2 fueron los mejores pro-ductores, con una tasa similar de 1.84 millón dem3/d [65 MMpc/d]. Sin embargo, el Pozo H-2 logróla misma tasa con una presión de flujo en boca de

pozo más alta, lo que indica que su desempeño fuemejor que el del Pozo H-1. El Pozo H-1 estimuladoprodujo con una tasa más alta que el Pozo H-3, conpresiones de flujo en boca de pozo similares.

Una mezcla de tecnologíasLa divergencia y el aislamiento mecánico quebrinda este tipo de sistema también pueden sercomplementados con la divergencia química.

Kuwait Oil Company (KOC) utilizó una combi-nación de empacadores para agujero descubierto,orificios de fracturamiento y químicos para reac-tivar un pozo horizontal productor de petróleo,perforado en el Campo Sabriyah, cuya producciónse había reducido a cero inmediatamente despuésde terminado el pozo en el año 2004 (arriba).14

KOC también optó por el servicio StageFRACporque su sistema de aislamiento mecánico perma-nece activo durante toda la vida productiva delpozo y puede utilizarse en el futuro para aislar cier-tas zonas en las que está previsto que tarde o tem-prano sufran irrupción de agua. Se utilizó el ácidoclorhídrico concentrado [HCl] SXE SuperX para lo-grar un grado de penetración profundo y un mejornivel de conductividad de la fractura creada por elácido. Este fluido de tipo emulsión es un sistemade HCl viscoso y altamente retardado, diseñadopara superar los problemas de penetración delácido a la hora de estimular yacimientos con tem-peraturas de más de 121°C [250°F]. El ácido clor-hídrico estándar reacciona tan rápido a altastemperaturas, que es imposible que penetre, o ex-

14. Al Mutawa M, Al Matar B, Rahman YA, Liu H, Kelkouli R yRazouqi M: “Application of a Highly Efficient MultistageStimulation Technique for Horizontal Wells,” artículo SPE 112171 presentado en el Simposio y Exhibición Internacional sobre Control del Daño de Formación de la SPE, Lafayette, Luisiana, 13 al 15 de febrero de 2008.

> Tratamiento de los pozos perforados a través de la Formación Mauddud. En base al modelo petrofísicodel yacimiento, se seleccionaron cuatro intervalos en las formaciones Mauddud C2 y Mauddud D (rojo)del Campo Sabriyah para un tratamiento de estimulación (inserto). La permeabilidad de la formaciónen estas zonas oscila entre 5 y 100 mD a través de la sección. Con la tecnología StageFRAC y losarreglos de empacadores para agujero descubierto, los cuatro intervalos (rojo) del pozo horizontal de 781 m [2,562 pies], terminado en agujero descubierto, fueron compartimentalizados en seis zonas(azul) en base al contraste de permeabilidades. La terminación permanente permitió obtener tasas de producción que superaron en más de cinco veces el promedio del campo.

8,000

7,000

6,000

5,000

4,000

0 500 1,000 1,500 2,000

Colocación radial, pies

2,500 3,000 3,500 4,000

Prof

undi

dad

verti

cal v

erda

dera

(TVD

), pi

es

Punto de comienzo de la desviación,6,254 pies de profundidad medida (MD)

Profundidad de asentamiento del liner de7 pulgadas, 8,162 pies MD, 7,601 pies TVD

Zona 5 Zona 4 Zona 2Zona 6 Zona 3

Mauddud C Mauddud C2 Mauddud D

Mauddud B

9,950 a 10,450 pies9,640 a 9,050 pies

9,460 a 9,550 pies9,000 a 9,330 pies

Zona 1

Profundidadtotal (TD) =10,520 pies

cave, más que unas pocas pulgadas en la forma-ción antes de volverse ineficaz. La penetraciónprofunda del ácido activo puede lograrse sola-mente si se retarda la velocidad de reacción delácido.

Además, se utilizó el Ácido Divergente Viscoe-lástico VDA para asegurar la cobertura completaa través de cada zona.15 Cuando se consume, esteácido desarrolla rápidamente un alto grado de vis-cosidad en sitio y se vuelve auto-divergente. El in-cremento de viscosidad sirve como una barrerapara reducir el desarrollo de agujeros de gusanosdominantes en la formación y permite el movi-miento de los fluidos para estimular otras zonassin tratar. Al hacerlo, garantiza el tratamiento através de toda la zona objetivo.

Se estimularon seis zonas en tres horas y elpozo fue puesto a fluir inmediatamente despuésde terminado el tratamiento. La combinación detecnologías permitió la estimulación exitosa de unpozo que exhibía un contraste de permeabilidad de20 a 1 entre las capas, utilizando un equipo de re-paración de pozos en vez de una unidad de perfora-ción más cara. El pozo entero fue puesto enproducción de inmediato, obteniéndose un 100% depetróleo crudo en dos horas. La medición estabili-zada indica una producción natural sostenida demás de 10,000 bbl/d [1,590 m3/d] de petróleo; elquíntuplo del promedio del campo y el triple queel mejor pozo del campo.

Control en tiempo realEn las operaciones de fracturamiento hidráulico,también se está utilizando la divergencia química.A través de la utilización de fluidos divergentesque se degradan completamente después del tra-tamiento, es posible estimular numerosas zonasen una operación continua sin utilizar herramien-tas de divergencia. La experiencia reciente ha de-mostrado que este método de divergencia resultaparticularmente adecuado para el tratamientopor fracturamiento hidráulico de las formacionesde lutita con gas. En casi todos los casos, los pozosperforados en formaciones de lutita con gas debenser fracturados hidráulicamente para producircantidades significativas de gas (arriba). Muchosde los pozos de gas de lutita nuevos y más profun-dos son horizontales y su fracturamiento puederepresentar una porción considerable de los cos-tos de terminación.

Habitualmente, debido al costo elevado de lasprácticas de fracturamiento de múltiples etapas,los pozos horizontales de gas de lutita han sido li-mitados a entre dos y cuatro grupos de disparos porcada 152 m [500 pies] de sección lateral. Esto sig-nifica que un pozo lateral de 2,000 pies, por ejem-plo, sería tratado en cuatro etapas solamente, através de 8 a 16 zonas de entrada, dejando aproxi-madamente un 90% del pozo sin tocar. El procedi-miento óptimo de fracturamiento de formacionesde gas de lutita implicaría, por el contrario, 40 o

más etapas más pequeñas, agrupando las fracturaslo más cerca posible una de las otras.16

Si se combina con el monitoreo de la fracturaen tiempo real, la divergencia química puede utili-zarse para controlar la propagación de la fracturaa medida que ésta se genera. Con la categoría diná-mica de sistemas de tratamiento del servicio Con-tact, los ingenieros utilizan el servicio StimMAPpara rastrear la creación de la fractura o el refrac-turamiento a medida que se bombea el sistema yluego comparar los resultados con el resultado es-perado. Si la fractura se está desviando de su cursodeseado—amenazando, por ejemplo, con ingresaren una zona de agua—los ingenieros pueden bom-bear un agente divergente químico, tal como el delservicio de divergencia efectiva DivertaMAX parael fracturamiento hidráulico de múltiples etapas,con el fin de redirigirla. Las lechadas que contie-nen el fluido DivertaMAX constituyen una combi-nación de materiales degradables que puedenbloquear temporariamente las fracturas, producirla divergencia del flujo de fluido e inducir la crea-ción de fracturas locales y en el pozo.

Esta estrategia es particularmente útil en losplays de gas de lutita en los que el refractura-miento parecería ser una solución obvia para losperfiles de producción que experimentan caídas rá-pidas. Quizás el más activo de estos yacimientos, laFormación Barnett Shale de la Cuenca Fort Worthen el norte de Texas, es un yacimiento complejoen el que la declinación promedio de la produc-ción del primer año es superior al 50%. Como re-sultado, muchos de estos pozos—normalmentepozos horizontales con múltiples fracturas hidráu-licas transversales colocadas a través del yaci-miento—necesitan ser refracturados a los cincoaños de haber sido terminados. Pero los aspectoseconómicos dictaminan que esto debe realizarseen forma más eficaz que la que es posible con lostratamientos tradicionales de fracturamiento demúltiples etapas en los que se requiere un equipode terminación de pozos.

16 Oilfield Review

15. Para obtener más información sobre tratamientos deestimulación con ácido viscoelástico, consulte: Al-AnziE, Al-Mutawa M, Al-Habib N, Al-Mumen A, Nasr-El-DinH, Alvarado O, BradyM, Davies S, Fredd C, Fu D, LungwitzB, Chang F, Huidobro E, Jemmali M, Samuel M y SandhuD: “Reacciones positivas en la estimulación de yacimientos carbonatados,” Oilfield Review 15, no. 4 (Primavera de 2004): 30–47.

16. Unconventional Gas: Shale Gas,” www.unbridledenergy.com/assets/pdf/About_Shale_Gas.pdf (Se accedió el 2 dejunio de 2008).

17. Seale R: “An Efficient Horizontal Open Hole Multi-StageFracturing and Completion System,” artículo SPE 108712,presentado en la Conferencia y Exhibición Internacionaldel Petróleo de la SPE, Veracruz, México, 27 al 30 dejunio de 2007.

18. http://www.slb.com/content/services/solutions/reservoir/unconventional_gas_4.asp (Se accedió el 12 de junio de 2008).

19. http://www.gfz-potsdam.de/portal/ ?$part=CmsPart&$event=display&docId=2022464&cP=sec43.quicksearch (Seaccedió el 30 de junio de 2008).

>Mejoramiento de la producción de pozos de gas de lutita. La creación defracturas transversales en pozos horizontales incrementa considerablementeel contacto con la formación de lutita que contiene gas. Las fracturastransversales (púrpura) son aquellas cuya dirección es perpendicular alpozo. Se crean mediante la perforación del pozo en la dirección de losesfuerzos horizontales mínimos. Las fracturas longitudinales (verde) sonparalelas al pozo y resultan del fracturamiento de pozos perforados en ladirección de los esfuerzos horizontales máximos.

TransversalLongitudinal

Esfuerzo vertical

Superficie

Esfuerzo horizontalmínimo σh, min

Esfuerzo horizontal máximo, σH, max

Otoño de 2008 17

Un operador se encontró frente a este escenarioen un pozo de la Formación Barnett Shale que ini-cialmente produjo aproximadamente 62,300 m3/d[2.2 MMpc/d]. En menos de cuatro años, la pro-ducción se había reducido a menos de 14,200 m3/d[500 Mpc/d]. Luego, el monitoreo microsísmico delos tratamientos de estimulación originales revelóuna oportunidad considerable para incrementarel contacto con la formación.

El operador empleó el servicio DivertaMAX, jun-tamente con el sistema StimMAP, como alternativaa los métodos tradicionales prohibitivamente carosque utilizan tapones puente y empacadores en unaherramienta de servicio para lograr el aisla-miento. En base a las tasas de declinación medi-das posteriores al tratamiento, el operador estimaque la inversión en torno a la estrategia de combi-nación se recuperará a los seis meses del trata-miento de estimulación. Más importante aún, estáprevisto que las reservas recuperables se incre-menten en un 20% durante un período de 20 años.

Otro pozo perforado en la Formación BarnettShale fue terminado en enero de 2005 y un año des-pués experimentó una caída de su producción, pa-sando de aproximadamente 56,640 m3/d [2 MMpc/d]a la mitad de ese valor. Los datos microsísmicosindicaron que se había efectuado un tratamientode estimulación menos que óptimo durante la ter-cera y cuarta etapas del tratamiento original delpozo. Los registros de producción, corridos enmayo de 2006 y septiembre de 2007, también mos-traron que una porción significativa de la seccióndel talón del pozo no estaba produciendo, lo que

redujo el régimen de producción a la mitad, esdecir nuevamente 500 Mpc/d.

Los ingenieros de la compañía decidieronefectuar un tratamiento de fracturamiento de unasola etapa para estimular la sección del pozo co-rrespondiente al talón. Las etapas de divergenciaDivertaMAX fueron bombeadas para permitir elmovimiento del punto de entrada de la fractura alo largo del tramo lateral. Durante el tratamiento,se bombearon tapones de divergencia en base ala retroinformación provista por el servicio de mo-nitoreo StimMAP Live (arriba). Después del trata-miento, la producción se incrementó de inmediato,pasando de 500 a 1.2 MMpc/d [34,000 m3/d], y seprevé que la recuperación de la inversión tendrálugar en nueve meses. Además, se estima que eltratamiento posee el potencial para incrementarlas reservas recuperables en 22 millones de m3

[800 MMpc].

Gas de lutita: el próximo desafíoEstimulada por los bajos precios del petróleo dela década de 1980, la industria del petróleo y elgas desarrolló rápidamente nueva tecnología quele permitió perforar pozos direccionales y de al-cance extendido, más largos y más intricados. Ini-cialmente, este esfuerzo se centró en incrementarel contacto del pozo con la formación en yaci-mientos naturalmente fracturados que producíanpor flujo natural.17 Hoy, la mayoría de esas oportu-nidades han sido, o están siendo, explotadas y losoperadores deben procurar cada vez más la com-binación de los beneficios del contacto extensivo

con las formaciones y el fracturamiento hidráu-lico para lograr tasas de producción económicasen sus pozos horizontales.

Si bien esa estrategia se está aplicando en mu-chos tipos de yacimientos de baja permeabilidad,tanto nuevos como maduros, el objetivo más tenta-dor para su aplicación hoy quizás resida en los yaci-mientos de gas de lutita. Alguna vez ignoradas porlos operadores que buscaban plays más sencillos yretornos más rápidos sobre su inversión, actual-mente estas formaciones gasíferas compactas estánincrementando las reservas de gas natural de EUA.En el año 2007, de acuerdo con la Administraciónde Información Energética de EUA, 3.6 x 1012 m3

[1.3 x1011 Mpc] de gas de lutita eran técnica-mente recuperables de los yacimientos de EUA. Eldesafío consiste en liberarlos.18

Además, debido a la tecnología que se está de-sarrollando y probando en EUA, es probable que losyacimientos gasíferos compactos pronto agreguenun volumen significativo de reservas a nivel mundial.Si bien aún no se conoce ningún emprendimientorelacionado con el gas de lutita fuera de Américadel Norte, las reservas mundiales es estiman enmás de 453 trillones de m3 [16,000 Tpc] de gas.19

La clave para desarrollar este potencial resideen terminar los pozos largos y de alto ángulo demanera eficiente. Tecnológicamente, eso significacolocar los tratamientos en forma óptima y pre-cisa en cada zona objetivo, a lo largo de toda la ex-tensión del pozo, monitoreando y modificando laoperación en tiempo real y haciéndolo todo a uncosto y en un tiempo mínimos. —RvF

Dist

anci

a, p

ies

Distancia, pies–1,500 –750 0–3,000 –2,250

–2,250

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>Monitoreo de la divergencia. Habitualmente, la rápida declinación de la producción en la Formación Barnett Shale se atribuye a la estimulación defi cien te de la sección correspondiente al talón (extremo inferior derecho de las figuras) del tramo lateral, talcomo lo capta este perfil de monitoreo microsísmico StimMAP (izquierda). En este caso, un tratamiento posterior que incorporó la tecnología de fracturamiento y divergencia DivertaMAX garantizó la cobertura completa de todas las zonas. El monitoreo de los datos microsísmicos de los tratamientos de fracturamiento en tiempo real StimMAP Live indicó que se había reestimuladouna sección grande de la fractura original, además de un 25% aproximadamente del tramo lateral nuevo tratado (derecha).