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Método combinado de estimulación y control de la producción de arena

Los tratamientos especializados de fracturamiento seguido de empaque de grava crean fracturas apuntaladas altamente

conductivas que producen aumentos de producción sostenida y controlan la migración de finos en yacimientos pobremente

consolidados. Este método combinado de “fracturamiento y empaque” que ganó popularidad en los últimos 10 años, sortea

el daño de formación y evita muchos deterioros de la productividad que se producen con frecuencia en los empaques de

grava convencionales de pozo entubado.

Fracturamientoy empaque 60%

Empaquecon lechadaviscosa 12%

Empaquecon agua a

alto régimen

%de 28%de 28%de 28%de 28%de 28%de 28%d 28%d 28%yde inyecciónde inyecciónde inyecciónde inyecciónde inyecciónde inyecciónde inyecciónd i ió

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Fracturamientoy empaquep qy p qg y p qg y empaqueey empaqavade mpaque

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> Fracturamiento para el control de la producción de arena. Los resultados iniciales de los tratamientos de fracturamiento y empaque obtenidos a comien-zos de la década de 1990, mostraron mejoras en la productividad con respecto al empaque de grava convencional (izquierda). Como resultado, los trata-mientos de fracturamiento y empaque ahora representan más del 60% de las estimulaciones efectuadas para controlar la producción de arena en EstadosUnidos (arriba a la derecha), y las compañías que proveen servicios de estimulación invierten grandes sumas en investigación y desarrollo sobre estetema. Estas inversiones comprenden la construcción de barcos especialmente diseñados que incluyen equipos de mezcla de altos volúmenes, bombas dealta presión y sistemas de vigilancia rutinaria sofisticados, tales como el barco de estimulación Galaxy de Schlumberger (centro).

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Syed Ali David Norman David Wagner ChevronTexaco Houston, Texas, EUA

Joseph Ayoub Jean Desroches Sugar Land, Texas

Hugo Morales Houston, Texas

Paul Price Rosharon, Texas

Don Shepherd Saudi Aramco Abqaiq, Arabia Saudita

Ezio Toffanin Pekín, China

Juan Troncoso Repsol YPF Madrid, España

Shelby White Ocean Energy Lafayette, Luisiana, EUA

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Ernie Brown y Leo Burdylo, Sugar Land, Texas,EUA; Mehmet Parlar y Colin Price-Smith, Rosharon, Texas;Pedro Saldungaray, Yakarta, Indonesia; y Ray Tibbles, KualaLumpur, Malasia.ClearFRAC, CoilFRAC, DataFRAC, FIV (Válvula deAislamiento de la Formación), MudSOLV, PropNET, QUANTUM, SandCADE y ScalePROP son marcas deSchlumberger. Alternate Path, AllPAC y AllFRAC son mar-cas de ExxonMobil; la licencia de esta tecnología ha sidootorgada exclusivamente a Schlumberger.

Otoño de 2002 33

El fracturamiento hidráulico en yacimientos dealta permeabilidad para controlar la producciónde arena es una técnica de terminación de pozosampliamente aceptada. Actualmente, una de lasprimeras decisiones que deben tomarse durantela planificación del desarrollo de campos queproducen arena, es acerca de la conveniencia ono de utilizar el método de fracturamiento yempaque; una combinación de estimulación porfracturamiento hidráulico seguida de empaquede grava. Más de una década de éxitos pruebaque esta técnica mejora significativamente laproductividad del pozo en comparación con elempaque de grava convencional (página previa).

Los tratamientos de fracturamiento y empaqueestán creciendo en forma continua dentro del con-junto de técnicas de control de la producción dearena, así como también en términos de númerosde trabajos realizados. La utilización de esta téc-nica ha crecido diez veces; de menos de 100 traba-jos efectuados por año a principios de la década de1990, a un ritmo corriente de casi 1000 operacio-nes por año. En África Occidental, cerca del 5% delos tratamientos de control de la producción dearena son tratamientos de fracturamiento y empa-que, y en América Latina, los operadores fracturany empacan por lo menos el 3% de los pozos.

Los avances realizados en el diseño de laestimulación, en los componentes de termina-ción de pozos, en los fluidos de tratamiento y enlos apuntalantes (agentes de sostén) continúandiferenciando la técnica de fracturamiento yempaque con respecto a los fracturamientos yempaques de grava convencionales. Los opera-dores de Estados Unidos ahora aplican estemétodo de control de la producción de arena paraterminar más del 60% de los pozos marinos.

Shell utilizó el término frac pack a principiosde 1960 para describir aquellas terminaciones depozos realizadas en Alemania que eran hidráuli-camente fracturadas previo al empaque de grava.1

En la actualidad, la expresión fracturamiento yempaque (frac packing) se refiere a tratamientosde fracturamiento en los que se induce un arena-

miento para controlar el largo de la fractura (TSO,por sus siglas en inglés). Estos tratamientos creanfracturas cortas y anchas y empacan grava detrásde los filtros (cedazos); todo en una sola opera-ción. Las fracturas apuntaladas y altamente con-ductivas resultantes sortean el daño de formacióny mitigan la migración de finos, mediante lareducción de la caída de presión y de la velocidadde flujo cerca del pozo.

En 1963, se efectuó una de las primeras ope-raciones de fracturamiento y empaque enVenezuela, donde las compañías productoras lle-vaban a cabo pequeños tratamientos de fractura-miento utilizando arena y petróleo crudo viscoso,y luego bajaban los filtros de grava hasta la pro-fundidad de interés, pasándolos a través de laarena que quedaba dentro de la tubería de reves-timiento.2 Esta técnica resultó exitosa, pero no seaplicó a otras áreas hasta casi 30 años después.

En los años sucesivos, los operadores utiliza-ron varias técnicas de fracturamiento para sor-tear el daño de perforación y terminación quegeneralmente penetra mucho en los yacimientosde alta permeabilidad. Estos pequeños trata-mientos conocidos como “microfracturas” sediseñaron para tratar el daño de formación quelos ácidos o solventes no removerían, o que nopodrían sortearse volviendo a disparar la zona deinterés, especialmente cuando la estabilidad deltúnel dejado por los disparos era cuestionable enarenas pobremente consolidadas.

El interés por la técnica de fracturamiento yempaque resurgió a principios de la década de1980, cuando los operadores comenzaron a frac-turar formaciones de alta permeabilidad utili-zando técnicas TSO.3 Las fracturas apuntaladasmás anchas obtenidas, produjeron aumentos deproducción sostenida en la Bahía de Prudhoe y enlos campos Kuparuk, ubicados en el Talud Nortede Alaska, EUA, y en formaciones calcáreas delMar del Norte. Estos resultados atrajeron la aten-ción de productores de otras áreas y motivaron laevaluación de los fracturamientos TSO como téc-nica de control de la producción de arena.

1. McLarty JM y DeBonis V: “Gulf Coast Section SPEProduction Operations Study Group—TechnicalHighlights from a Series of Frac Pack TreatmentSymposiums,” artículo de la SPE 30471, presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Dallas, Texas, EUA, 22 al 25 de octubre de 1995.

2. Liebach RE y Cirigliano J: “Gravel Packing in Venezuela,”presentado en la Séptima Conferencia Mundial delPetróleo, Ciudad de México, México 1967, Sección deTranscripciones III: 407–418.

3. Smith MB, Miller WK y Haga J: “Tip ScreenoutFracturing: A Technique for Soft, Unstable Formations,”artículo de la SPE 13273, presentado en la Conferencia yExhibición Técnica Anual de la SPE, Houston, Texas,EUA, 16 al 19 de septiembre de 1984; también en el docu-mento Ingeniería de Producción de la SPE 2, no. 2 (Mayode 1987): 95–103.Hannah RR y Walker EJ: “Fracturing a High-PermeabilityOil Well at Prudhoe Bay, Alaska,” artículo de la SPE14372, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, Las Vegas, Nevada, EUA, 22 al25 de septiembre de 1985.

Martins JP, Leung KH, Jackson MR, Stewart DR y CarrAH: “Tip Screenout Fracturing Applied to the RavenspurnSouth Gas Field Development,” artículo de la SPE 19766,presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anualde la SPE, San Antonio, Texas, EUA, 8 al 11 de octubrede 1989; también en el documento Ingeniería deProducción de la SPE 7, no. 3 (Agosto de 1992): 252–258.Reimers DR y Clausen RA: “High-Permeability Fracturingat Prudhoe Bay, Alaska,” artículo de la SPE 22835, pre-sentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual dela SPE, Dallas, Texas, EUA, 6 al 9 de octubre de 1981.

Martins JP, Bartel PA, Kelly RT, Ibe OE y Collins PJ:“Small, Highly Conductive Hydraulic Fractures NearReservoir Fluid Contacts: Applications to Prudhoe Bay,”artículo de la SPE 24856, presentado en la Conferencia yExhibición Técnica Anual de la SPE, Washington, DC,EUA, 4 al 7 de octubre de 1992.Martins JP, Abel JC, Dyke CG, Michel CM y Stewart G:“Deviated Well Fracturing and Proppant ProductionControl in Prudhoe Bay Field,” artículo de la SPE 24858,presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anualde la SPE, Washington, DC, EUA, 4 al 7 de octubre de 1992.

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Después de 1985, aumentó el interés por latécnica de fracturamiento y empaque como con-secuencia de la actividad desarrollada en el Golfode México, donde muchos pozos con empaquesde grava convencionales no alcanzan una produc-tividad adecuada. El daño de formación inducidopor los fluidos de perforación y terminación, el fil-trado del cemento, los disparos efectuados encondiciones de sobrebalance y la migración definos, contribuyen a la obtención de resultadosinsatisfactorios, así como lo hace el daño mecá-nico creado por la redistribución de los esfuerzosdespués de la perforación.4 El colapso de la for-mación y el influjo de arena como resultado de unempaque de grava incompleto alrededor de losfiltros de grava, y los túneles dejados por los dis-paros que quedan sin empacar, también restrin-gen la producción.

La técnica de fracturamiento y empaquereduce las caídas de presión causadas por eldaño de formación y las restricciones impuestaspor los componentes de la terminación, las cua-les se hallan comúnmente representadas por unvalor adimensional conocido como factor dedaño.5 A diferencia del empaque de grava, el fac-tor de daño asociado con la técnica combinadadisminuye a medida que los pozos producen y losfluidos de tratamiento se recuperan y, en conse-cuencia, la productividad tiende a mejorar con eltiempo. Por lo tanto, la tendencia entre los ope-radores es a aplicar esta técnica en casi todos lospozos que requieren control de la producción dearena.

En el Golfo de México, la técnica de fractura-miento y empaque ha ganado popularidad a finesde la década de 1980. Amoco, ahora BP, realizócinco terminaciones de fracturamiento y empa-que en el área Ewing Bank durante 1989 y 1990,mediante la inyección de mezclas con concentra-ciones de hasta 6 libras de apuntalante agregado(laa) por galón de fluido de tratamiento.6 En 1991,ARCO, ahora BP, utilizó la técnica combinada enel área South Pass.7 Pennzoil, ahora DevonEnergy, la utilizó en el área Eugene Island.8 Casial mismo tiempo, Shell fracturó y empacó pozostierra adentro desde embarcaciones (gabarras) enel campo Turtle Bayou, Luisiana, EUA. Shellexpandió el uso de esta técnica en el Mar delNorte y en pozos marinos en Borneo, y tambiénen pozos tierra adentro en Colombia, América delSur y el noroeste de Europa.9

El éxito de la técnica de fracturamiento yempaque condujo a aumentar su utilización, yesta técnica pronto comenzó a ser el método pre-ferido para controlar la producción de arena en elGolfo de México, donde varios yacimientos depetróleo y gas yacen debajo del agua, en áreasdonde la profundidad del lecho marino excede los

914 m [3000 pies]. Durante 1992, BP completótratamientos de fracturamiento y empaque en elBloque 109 del Cañón de Mississippi, donde lasprofundidades del agua varían entre 260 y 460 m[850 y 1500 pies].10 Unos pocos años más tarde,Shell y Chevron utilizaron esta técnica para desa-rrollar campos en áreas donde la profundidad dellecho marino alcanzaba los 3000 pies.

La transferencia de tecnología y el éxito de latécnica de fracturamiento y empaque en otrasáreas, tales como Indonesia, Mar del Norte, MedioOriente, África Occidental y Brasil, están contribu-yendo a expandir aún más la aplicación de estatécnica en todo el mundo. Los operadores planifi-can fracturar y empacar pozos en el Golfo deMéxico, ubicados en áreas donde la profundidaddel agua alcanza 1220 m [4000 pies], y en el Mardel Norte y costa afuera de Brasil, intentan despla-zar el límite de esta técnica hasta una profundidaddel lecho marino de 1830 m [6000 pies]. La estimu-lación por fracturamiento hidráulico y la técnica defracturamiento y empaque en yacimientos de altapermeabilidad ahora representan el 20% del mer-cado de fracturamiento hidráulico.

Este artículo describe la evolución de estatécnica y trata los desarrollos acontecidos enmateria de fluidos de estimulación, apuntalantes,equipos de fondo de pozo, simulación de diseño,ejecución de las operaciones y evaluación poste-rior a la estimulación. Algunas historias de casosilustran la aplicación de esta técnica para mejo-

rar la productividad del pozo y al mismo tiempoprevenir el flujo de retorno del apuntalante y laproducción de arena.

Fracturamiento con control del largo de la fracturaLos empaques de grava poseen típicamentealgún grado de daño—factor de daño positivo—y raramente logran producir valores de factor dedaño bajos en forma consistente. Las terminacio-nes con tratamientos de fracturamiento y empa-que, por otra parte, con frecuencia dan comoresultado pozos con mayor productividad que laobtenida con empaques de grava realizados porencima o por debajo de la presión de iniciaciónde la fractura, ya sea empaque con lechada oempaque con agua a alto régimen de inyección(HRWP, por sus siglas en inglés).11 Las evaluacio-nes de pozos terminados durante los últimos 10años con estas técnicas de control de la produc-ción de arena, muestran el dramático impacto delmétodo de fracturamiento y empaque en el factorde daño total de terminación (izquierda).12

El contraste de permeabilidad entre formacio-nes y fracturas apuntaladas determina la longi-tud de fractura requerida para la estimulaciónóptima del yacimiento. En yacimientos de bajapermeabilidad, existe un gran contraste de per-meabilidad, y por ende, mayor conductividadrelativa de fractura.13 En yacimientos de alta per-meabilidad, existe menos contraste y la conduc-

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14

12

Fracturamientoy empaque

Empaque conagua a alto

régimen de inyección

Empaque degrava con

lechada viscosa

10

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> Daño de terminación. La evaluación de las terminaciones con técnicas decontrol de la producción de arena realizadas en el Golfo de México durantelos últimos 10 años, muestran un impacto dramático del método de fractura-miento y empaque en el factor de daño adimensional, y por consiguiente, enla productividad del pozo y en la recuperación final de hidrocarburos. Losoperadores reportan factores de daño promedios de 12 y 8 para terminacio-nes con empaque de grava realizadas mediante técnicas de empaque conlechada viscosa y empaque con agua a alto régimen de inyección (HRWP,por sus siglas en inglés), respectivamente. El tratamiento de fracturamiento yempaque muestra consistentemente factores de daño promedios más bajos;típicamente cercanos a 3.

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tividad relativa de una fractura angosta sereduce por varios órdenes de magnitud. Estoanula el valor de la extensión de la fractura másallá de una cierta distancia de la pared del pozoy resalta la necesidad de crear fracturas másanchas, porque la conductividad es tambiéndirectamente proporcional al ancho apuntalado.

Las fracturas cortas y anchas aumentan laproductividad del pozo, aún en formaciones dealta permeabilidad. Estas fracturas altamenteconductivas mitigan la producción de arena aso-ciada con altos gastos (tasas o velocidades deflujo, ratas, caudales), con el colapso del túneldejado por el disparo en formaciones pobre-mente consolidadas y con la migración de finosen formaciones con tamaños de grano pobre-mente clasificados. Esto es así debido a la reduc-ción de la caída de presión y de la velocidad deflujo cerca del pozo. Estos factores también pos-tergan el desarrollo de las condiciones críticas deesfuerzos que trituran los granos de la formaciónhasta que se alcanza una presión de yacimientomás baja.

El fracturamiento hidráulico de formacionesde baja permeabilidad crea fracturas apuntala-das angostas de 2.5 mm [0.1 pulg] de ancho, quese extienden hasta unos 300 m [1000 pies] o másde la pared del pozo (izquierda).14 Un tratamientoTSO genera fracturas apuntaladas con anchos dehasta 2.5 cm [1 pulg] o más en formaciones blan-

4. Carlson J, Gurley D, King G, Price-Smith C y Walters F:“Sand Control: Why and How?” Oilfield Review 4, no. 4(Octubre de 1992): 41–53. El daño mecánico consiste en el daño de formaciónlocalizado que resulta de la redistribución de los esfuer-zos locales luego de la remoción de la roca durante elproceso de perforación, especialmente en yacimientosextremadamente permeables. Los esfuerzos de la forma-ción originalmente soportados por el material perforadose concentran cerca de la pared del pozo, comprimiendoo triturando la matriz de la roca dentro de un anillo cilín-drico alrededor del pozo. Este efecto restringe los cue-llos de los poros y reduce la permeabilidad cerca delpozo, entrampando potencialmente las partículas finasque migran en dirección al pozo durante la producción.Para obtener mayor información acerca del factor dedaño mecánico, consulte: Morales RH, Brown E, NormanWD, BeBonis V, Mathews MJ, Park EI y Brown R:“Mechanical Skin Damage in Wells,” artículo de la SPE30459, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, Dallas, Texas, EUA, 22 al 25 deoctubre de 1995; también en el Periódico de la SPE(Septiembre de 1996): 275–281.

5. El factor de daño negativo indica estimulación; el factorde daño positivo indica daño.

6. McLarty y DeBonis, referencia 1.7. Hainey BW y Troncoso JC: “Frac-Pack: An Innovative

Stimulation and Sand Control Method,” artículo de laSPE 23777, presentado en el Simposio Internacional dela SPE sobre Control del Daño de Formación, Lafayette,Luisiana, EUA, 26 al 27 de febrero de 1992.

8. Monus FL, Broussard FW, Ayoub JA y Norman WD:“Fracturing Unconsolidated Sand Formations OffshoreGulf of Mexico,” artículo de la SPE 24844, presentado enla Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Washington, DC, EUA, 4 al 7 de octubre de1992.

Formaciones de baja permeabilidad

Empaque de apuntalante

Formaciones de alta permeabilidad

Fractura con fluido viscoso

Flujo bilineal

Formación

Encapsulamiento del apuntalanteFractura con fluido viscoso

Fractura con agua a altorégimen de inyección

Fractura con agua a altorégimen de inyección

> Geometría de la fractura. En formaciones de baja permeabilidad, los fluidos viscosos de fractura-miento generan fracturas largas y angostas; los fluidos menos viscosos, tales como el agua, se filtranmás rápidamente y crean fracturas más cortas (arriba a la izquierda). El fracturamiento hidráulicoaumenta el radio efectivo de terminación debido al flujo lineal que se establece dentro de las fractu-ras apuntaladas y al flujo bilineal dominante hacia el pozo (arriba a la derecha). En formaciones dealta permeabilidad, los tratamientos de fracturamiento crean fracturas apuntaladas cortas y anchasque proporcionan algo de estimulación al yacimiento y mitigan la producción de arena mediante lareducción de la caída de presión y de la velocidad del flujo cerca del pozo (abajo a la izquierda). Enformaciones de baja resistencia mecánica, o blandas, la concentración de apuntalante después delcierre de la fractura debe exceder los 10 kg/m2 [2 lbm/pie2] para superar el encapsulamiento delapuntalante en las paredes de la fractura (abajo a la derecha).

Mullen ME, Stewart BR y Norman WD: “Evaluation ofBottom Hole Pressures in 40 Soft Rock Frac-PackCompletions in the Gulf of Mexico,” artículo de la SPE28532, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA,25 al 28 de septiembre de 1994.

9. Wong GK, Fors RR, Casassa JS, Hite RH y ShlyapoberskyJ: “Design, Execution, and Evaluation of Frac and Pack(F&P) Treatments in Unconsolidated Sand Formations inthe Gulf of Mexico,” artículo de la SPE 26563, presen-tado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de laSPE, Houston, Texas, EUA, 3 al 6 de octubre de 1993.Roodhart LP, Fokker PA, Davies DR, Shlyapobersky J yWong GK: “Frac and Pack Stimulation: Application,Design, and Field Experience From the Gulf of Mexico toBorneo,” artículo de la SPE 26564, presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Houston, Texas, EUA, 3 al 6 de octubre de 1993.

10. Hannah RR, Park EI, Walsh RE, Porter DA, Black JW yWaters F: “A Field Study of a Combination Fracturing/Gravel Packing Completion Technique on the Amberjack,Mississippi Canyon 109 Field,” artículo de la SPE 26562,presentado en la Conferencia y Exhibición TécnicaAnual de la SPE, Houston, Texas, EUA, 3 al 6 de octubrede 1993; también en el documento Producción eInstalaciones de la SPE 9, no. 4 (Noviembre de 1994):262–266.

11. Las técnicas de empaque de lechada utilizan fluidos vis-cosos a base de polímeros para emplazar altas concen-traciones de grava, mientras que las técnicas HRWPutilizan concentraciones de grava más bajas transporta-das en un fluido menos viscoso, generalmente salmuera.

12. Mullen ME, Norman WD y Granger JC: “ProductivityComparison of Sand Control Techniques Used forCompletions in the Vermilion 331 Field,” artículo de laSPE 27361, presentado en el Simposio Internacional dela SPE sobre Control del Daño de Formación, Lafayette,Luisiana, EUA, 7 al 10 de febrero de1994.Monus et al, referencia 8.

Fletcher PA, Montgomery CT, Ramos GG, Miller ME yRich DA: “Using Fracturing as a Technique for ControllingFormation Failure,” artículo de la SPE 27899, presentadoen la Conferencia Regional Occidental de la SPE, LongBeach, California, EUA, 23 al 25 de marzo de 1994; tam-bién en el documento Producción e Instalaciones de laSPE 11, no. 2 (Mayo de 1996): 117–121.Hannah et al, referencia 10.Papinczak A y Miller WK: “Fracture Treatment Design toOvercome Severe Near-Wellbore Damage in a ModeratePermeability Reservoir, Mereenie Field, Australia,” artí-culo de la SPE 25379, presentado en la Conferencia yExhibición del Petróleo y del Gas del Pacífico Asiáticode la SPE, Singapur, 8 al 10 de febrero de1993.Stewart BR, Mullen ME, Howard WJ y Norman WD:“Use of a Solids-Free Viscous Carrying Fluid inFracturing Applications: An Economic and ProductivityComparison in Shallow Completions,” artículo de la SPE30114, presentado en la Conferencia Europea de la SPEsobre Daño de Formación, La Haya, Holanda, 15 al 16 demayo de 1995.

13. La conductividad de la fractura es una medida de cuánfácilmente fluyen los fluidos producidos o inyectados den-tro de una fractura hidráulica apuntalada.

14. El fracturamiento hidráulico comienza con una etapa deinyección de un fluido sin apuntalante, o colchón, a pre-siones por encima del esfuerzo de ruptura de la forma-ción, para iniciar una fractura en la roca y enfriar laregión cerca del pozo. Esta etapa de colchón crea dos“alas” de fractura a 180 grados entre sí, que se propagana lo largo del plano preferencial de fracturamiento (PFP).El PFP yace en dirección al esfuerzo horizontal máximo,perpendicular al esfuerzo horizontal mínimo de la roca.Luego continúan las etapas de inyección de fluido car-gado de apuntalante para generar una geometría reque-rida—altura, ancho, y longitud—y empacar una fracturade dos alas con apuntalante. Los apuntalantes garantizanque una trayectoria conductiva permanezca abierta luegode que se detiene la inyección de fluido y se cierran lasfracturas dinámicas.

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das y longitudes de fractura de hasta 15 m [50pies], dependiendo de las características de laformación.15 Para tratamientos convencionales,la concentración final de apuntalante por unidadde área de la fractura es menor a 10 kg/m2 [2lbm/pie2]. Para los diseños TSO, estas concentra-ciones alcanzan de 24 a 49 kg/m2 [5 a 10lbm/pie2].

Una fractura apuntalada aumenta el radio determinación y el área abierta al flujo. Si se com-para con el influjo radial, el flujo bilineal resul-tante reduce la convergencia y turbulencia que seproducen en los disparos, lo cual mejora la pro-ductividad. Por ejemplo, una fractura apuntalada

con una longitud de 15 m [50 pies] y una altura de7 m [22 pies], posee 372 m2 [4000 pies cuadrados]de superficie; una terminación con empaque degrava en un pozo de 9 pulgadas de diámetro,posee una superficie máxima abierta al flujo radialde unos 5 m2 [50 pies2]. El radio de terminaciónefectivo para cada una de estas terminacioneshipotéticas con fracturamiento y empaque, y conempaque de grava convencional es de 15 m y 11.4cm [4.5 pulg] respectivamente.

El extremo de una fractura hidráulica es elárea final empacada por apuntalante durante elfracturamiento convencional en formacionesduras y de baja permeabilidad. En contraste, los

diseños TSO limitan la longitud o extensión de lafractura, mediante la utilización de fluidos que sefiltran y deshidratan la lechada del apuntalantedurante los primeros instantes del tratamiento.Esta deshidratación causa que el apuntalante seempaque cerca del costado periférico, o punta, deuna fractura dinámica. La fractura hidráulica seinfla como un globo mientras se inyecta fluido conapuntalante adicional, creando una trayectoriamás ancha y más conductiva a medida que elapuntalante se empaca en dirección hacia el pozo(izquierda).

La conductividad de la fractura y la estimula-ción del yacimiento no son las únicas causas delaumento de productividad resultante. Otro factores la eliminación de las restricciones del flujo através de los disparos. El tratamiento de fractu-ramiento y empaque agresivo abre una fracturadinámica de hasta 5 cm [2 pulg] de ancho a tra-vés de todo o casi todo el intervalo de termina-ción. Los principios de la mecánica de las rocasindican que el movimiento en el subsuelo reque-rido para generar fracturas anchas TSO tambiéndebe crear una abertura del espacio anular fuerade la lámina de cemento. Esta abertura luego seempaca con apuntalante para formar un anillo, o“halo,” alrededor del pozo.

Este empaque “externo” provee una conexiónhidráulica más efectiva entre las fracturas apun-taladas y todos los disparos, que reduce aún másla caída de presión a través de los intervalos determinación. Las simulaciones computarizadasindican que, en formaciones de alta permeabili-dad, los disparos que no están alineados con lafractura apuntalada pueden contribuir hasta conun 50% del flujo hacia un pozo (próxima página,abajo a la izquierda).16 El halo de apuntalante esun factor clave en el éxito de los tratamientos defracturamiento y empaque, y constituye la base

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15. Hanna B, Ayoub J y Cooper B: “Rewriting the Rules forHigh-Permeability Stimulation,” Oilfield Review 4, no. 4(Octubre de 1992): 18–23.

16. Burton RC, Rester S y Davis ER: “Comparison ofNumerical and Analytical Inflow Performance Modellingof Gravelpacked and Frac-Packed Wells,” artículo de laSPE 31102, presentado en el Simposio Internacional dela SPE sobre Control del Daño de Formación, Lafayette,Luisiana, EUA, 14 al 15 de febrero de 1996.Guinot F, Zhao J, James S y d’Huteau E: “ScreenlessCompletions: The Development, Application and FieldValidation of a Simplified Model for Improved Reliabilityof Fracturing for Sand Control Treatments,” artículo de laSPE 68934, presentado en la Conferencia Europea de laSPE sobre Daño de Formación, La Haya, Holanda, 21 al22 de mayo de 2001.

17. Stewart BR, Mullen ME, Ellis RC, Norman WD y MillerWK: “Economic Justification for Fracturing Moderate toHigh Permeability Formations in Sand ControlEnvironments,” artículo de la SPE 30470, presentado enla Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Dallas, Texas, EUA, 22 al 25 de octubre de 1995.

18. Monus et al, referencia 8.19. Hannah et al, referencia 10.

Fractura dinámica

Inflado de la fractura

Abertura del espacio anular

Cemento

Disparo

Filtro (cedazo)

Tubería de revestimiento

Fractura apuntalada

Empaque de apuntalante “externo”

Arenamiento inducidoen el extremo de la fractura

Apuntalante

> Fracturamiento con control del largo de la fractura (TSO). En los yacimientosde alta permeabilidad, las estimulaciones por fracturamiento hidráulicorequieren sistemas de fluidos que se filtran en los primeros instantes del tra-tamiento. La deshidratación de la lechada provoca que el apuntalante se em-paque en el extremo de la fractura, deteniendo la propagación, o extensión dela misma (arriba). A medida que se bombea lechada adicional, las fracturasde doble ala se inflan y el apuntalante se empaca en dirección hacia el pozo(centro). Un tratamiento TSO garantiza fracturas más anchas y mejora la con-ductividad de las mismas, promoviendo el contacto entre los granos en elapuntalante empacado. Esta técnica también genera suficiente desplaza-miento de la formación para crear una abertura del espacio anular entre elcemento y la formación que comienza a empacarse con apuntalante. Esteempaque “externo” conecta todos los disparos entre sí y reduce aún más lacaída de presión que se produce en las cercanías de la pared del pozo(abajo).

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Otoño de 2002 37

de las terminaciones sin filtro que controlan laproducción de arena sin filtros mecánicos niempaques de grava internos (véase “Tecnologíasemergentes,” página 50).

La técnica de fracturamiento y empaque cons-tituye una defensa frontal contra la producción dearena, y los tratamientos de fracturamiento TSOdiseñados apropiadamente son vitales para eléxito de esta importante técnica de terminaciónde pozos. Los empaques de grava convencionalesde pozo entubado generalmente experimentan lapérdida progresiva de productividad, pero la pro-ducción de pozos con tratamientos de fractura-miento y empaque apropiadamente diseñados yejecutados, tiende a mejorar con el tiempo amedida que se recuperan los fluidos del trata-miento y se limpian los pozos.17

Ejecución del tratamientoInicialmente, los operadores utilizaron la técnicade fracturamiento y empaque en varias etapas;un tratamiento de fracturamiento TSO seguido delimpieza de pozo, instalación de filtros de exclu-sión de arena y operaciones de empaque degrava separadas.18 Sin embargo, los altos facto-res de daño positivos y la productividad limitadaobtenidos, indicaban daño entre la fractura apun-talada y el empaque de grava interno. La técnicade fracturamiento y empaque se simplificó a unaúnica operación para mejorar aún más la produc-ción del pozo y reducir los costos operacionales.19

El tratamiento de fracturamiento TSO ahora seejecuta con filtros de grava ya instalados en el

fondo del pozo. El empaque de grava en pozoscon instalaciones de filtros de grava se logra alfinal del tratamiento.

Al igual que con el empaque de grava conven-cional, los fluidos y apuntalantes para esta téc-nica combinada se inyectan a través de la tuberíade producción y de un empacador de grava queincluye una herramienta de servicio configuradaen modo de circulación o inyección forzada (dere-cha). Sin embargo, para soportar presiones másaltas durante las operaciones de fracturamientoTSO, las compañías de servicios adaptaron lasinstalaciones de empaques de grava estándar.Las modificaciones incluyen una mayor dureza delmetal, áreas de flujo más amplias y la minimiza-ción de los cambios bruscos en la dirección delflujo, para reducir la erosión del metal causadapor los fluidos y el apuntalante.

La configuración en modo de inyección forza-da se utiliza para la mayoría de los tratamientosde fracturamiento y empaque, especialmente, enpozos entubados con tuberías de revestimientode producción que no pueden manejar presionesaltas. La configuración en modo de circulaciónprovee una trayectoria para el retorno del fluido ala superficie a través del espacio anular existenteentre la tubería de producción y la tubería derevestimiento, o comunicación—un espacio anu-lar “vivo”—para vigilar rutinariamente la presiónen la superficie, en forma independiente de lafricción que se produce en los tubulares del pozo,dependiendo de si la válvula de superficie anularestá abierta o cerrada. Las caídas de presión por

100

Fluj

o a

travé

s de

la fr

actu

ra, %

0100 1000

Permeabilidad, mD10,000

20

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60

80

Disparos no alineados

Fractura apuntalada

> Contribuciones de los disparos. El influjo no se limita al área transversal de lafractura apuntalada y a los disparos alineados, o conectados, con las alas de lafractura. Las simulaciones computarizadas indican que los disparos no alinea-dos contribuyen con casi el 50% del influjo de formaciones de alta permeabili-dad, restando importancia al fracturamiento TSO y a la creación de un empa-que externo.

Empacador degrava QUANTUM

Dispositivo mecánico decontrol de pérdida de fluido

Tubo lavador

Filtros de grava

Disparos

Filtros de grava

Disparos

Asiento esférico

Válvula esférica

Flujo de fluido

Orificios de circulación

Herramienta de servicio

BOP anular

Válvula de superficie ymedidor de presión anular

Orificios de circulación

Medidor de temperaturay presión

Empacador de fondo

> Herramientas de fondo de pozo. En los trata-mientos de empaque de grava y de fracturamien-to y empaque, una herramienta de servicio dirigeel flujo de fluido a través de un empacador degrava y alrededor del filtro. La configuración enmodo de inyección forzada se establece cerran-do el preventor de reventón anular (BOP, por sussiglas en inglés) y la válvula de superficie de cie-rre del espacio anular existente entre la tuberíade producción y la tubería de revestimiento(izquierda), o cerrando la válvula esférica, ubi-cada en el fondo del pozo (derecha). El cierre enel espacio anular con la válvula esférica de fondode pozo abierta, permite vigilar rutinariamente lapresión en el fondo del pozo, independientementede la fricción que se produce en la tubería deproducción. Al cerrar la válvula de fondo de pozo,se previene que el fluido retorne a la superficie yse protege a la débil tubería de revestimiento dealtas presiones; también se puede aplicar presiónal espacio anular para compensar la alta presiónejercida dentro de la tubería de producción. Losdispositivos mecánicos tales como las válvulas acharnela o el sistema de Válvula de Aislamientode la Formación FIV, previenen la pérdida exce-siva de fluido dentro de las formaciones luego de retirar la herramienta de servicio.

52026schD07R1 11/26/02 4:37 PM Page 37

fricción generadas por el bombeo de lechada conapuntalante a través de la tubería de produccióny de los componentes de terminación, general-mente enmascaran las respuestas de presión enel fondo del pozo, cuando la presión de trata-miento se registra en la tubería de producción.

Las primeras herramientas de servicio utiliza-ban una válvula de retención convencional, queno permitía observar las declinaciones de presióndespués del fracturamiento. Los diseños másrecientes de herramientas, tales como el empa-cador de grava QUANTUM, eliminan la válvulade retención, reemplazándola por una válvulaesférica de fondo de pozo mejorada, que permitevigilar rutinariamente las fluctuaciones de pre-sión en tiempo real durante los tratamientoscuando la válvula esférica está abierta. Un espa-cio anular vivo permite una evaluación más pre-cisa de los tratamientos.20

La técnica de fracturamiento y empaquegeneralmente comienza con la herramienta con-figurada en modo de inyección forzada. Una vezque se detiene el crecimiento del largo de la frac-tura, se cambia a modo de circulación para ase-gurar el empaque completo de los filtros de gravay el contacto entre los granos del apuntalante. Laherramienta de servicio luego se utiliza para lim-piar el exceso de lechada, bombeando fluido den-tro del espacio anular y hacia la tubería deproducción. El movimiento ascendente que serequiere para mover algunas herramientas deservicio, arrastra los fluidos del yacimiento haciael pozo. Este efecto de succión (suaveo) puedetraer la arena de formación a los túneles dejadospor los disparos, antes de que una fractura estécompletamente empacada, o reducir la conducti-vidad entre la fractura y el empaque de gravainterno, lo cual puede limitar la productividad deltratamiento de fracturamiento y empaque.

Las herramientas de servicio para asentar losequipos de fondo, tales como el sistema deempaque de grava QUANTUM, cierran la válvulaesférica de fondo de pozo y cambian la configu-ración de la herramienta con movimiento ascen-dente. Este tipo de herramienta también seutiliza para terminaciones profundas y tratamien-tos ejecutados desde equipos de perforación flo-tantes o barcazas de perforación.

Además de una variedad de condiciones deyacimiento y de requerimientos de fractura-miento y empaque de grava, la ejecución del tra-tamiento debe encarar otras situacionescomplejas, tales como la terminación de múlti-ples zonas e intervalos largos. Aún los mejoresdiseños de fracturamiento y empaque fracasan siuna pérdida excesiva de fluido dentro de la for-

mación provoca la formación de tapones deapuntalante entre los filtros de grava y la tuberíade revestimiento, restringiendo o bloqueando elflujo de fluido en el espacio anular. El empaquede apuntalante en el espacio anular, o tapona-miento, da como resultado la terminación tem-prana del tratamiento, la baja conductividad dela fractura y un empaque incompleto alrededorde los filtros de grava.

El emplazamiento de apuntalante con filtrosde exclusión de arena en el lugar, requiere unaatención especial con respecto a las partes libresdel espacio anular. A medida que aumenta lacaída de presión por fricción, existe la posibilidadde que el fluido de la lechada que se encuentra enel espacio anular existente entre el filtro de gravay la tubería de revestimiento, pase al espacio anu-lar existente entre el tubo lavador y el filtro degrava a través de este último. Esta situaciónempeora al deshidratarse la lechada, y la concen-tración de apuntalante aumenta a un estadoimposible de bombear, provocando que el apunta-lante bloquee el espacio anular existente entre elfiltro de grava y la tubería de revestimiento.

El bloqueo del espacio anular cerca del topede un intervalo de terminación, impide el fractu-ramiento continuo de zonas más profundas ozonas con esfuerzos locales más altos e inhibe elempaque subsiguiente de los filtros de grava.

38 Oilfield Review

20. Mullen et al, referencia 8.21. Shepherd D y Toffanin E: “Frac Packing Using

Conventional and Alternative Path Technology,” artículo de la SPE 39478, presentado en el SimposioInternacional de la SPE sobre Control del Daño deFormación, Lafayette, Luisiana, EUA, 18 al 19 de febrero de 1998.

Filtro

Tuberíabase

Fractura

Tubos dederivación

Boquilla

Tubería derevestimientoTubos de

derivación

Disparos

Filtrosde grava

Puente deapuntalante en

el espacio anular

Vacío

Boquilla

> Tecnología Alternate Path. Los puentes deapuntalante, o nodos, que se forman en el espa-cio anular existente entre el filtro de grava y latubería de revestimiento, como consecuencia dela deshidratación de la lechada o el arenamientoprematuro de la fractura en zonas sometidas aesfuerzos locales bajos, provoca la terminacióntemprana del tratamiento. En pozos con filtros deexclusión de arena convencionales, esto limita elcrecimiento vertical de la fractura y la eficienciadel tratamiento de fracturamiento y empaque. Latecnología Alternate Path utiliza tubos de deriva-ción con boquillas de salida estratégicamenteubicadas, soldadas en el exterior de los filtrosconvencionales (arriba y al centro). Los tubos dederivación proporcionan una trayectoria de flujopara la lechada que evita las restricciones delespacio anular, para permitir la continuación deltratamiento en los intervalos más profundos y elempaque de vacíos dejados alrededor de los fil-tros de grava (abajo).

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Otoño de 2002 39

Aún una restricción de flujo parcial en el espacioanular aumenta la caída de presión por fricción,restringe la distribución del flujo y limita el creci-miento vertical de la fractura a través del inter-valo de terminación remanente. Los vacíosdejados en el espacio anular por debajo de unpuente de apuntalante, aumentan la posibilidadde una falla del filtro de grava por la erosión cau-sada por los fluidos producidos y los finos de laformación.

Para yacimientos homogéneos en los que losintervalos productivos poseen menos de 18 m [60pies] de espesor, el crecimiento vertical de lafractura cubre típicamente la zona completa. Enintervalos más largos, la probabilidad de cober-tura completa de la fractura disminuye, y elriesgo de bloqueo de apuntalante aumenta dra-máticamente. Los intervalos largos pueden divi-dirse en etapas y tratarse separadamente. Estorequiere más equipos de fondo de pozo, talescomo dos ensamblajes de fracturamiento yempaque apilados, además de tiempo adicionalde instalación, pero aumenta la efectividad deltratamiento de fracturamiento y empaque (véase“Filtros de grava Alternate Path y convenciona-les,” próxima columna).

La tecnología Alternate Path se encuentratambién disponible para empacar con grava, ypara empacar y fracturar intervalos más largos(página previa). Los filtros de grava AIIFRAC utili-zan tubos rectangulares, o tubos de derivación,soldados en la parte exterior de los filtros paraproveer trayectorias de flujo adicionales para lalechada. Los orificios de salida con boquillasreforzadas de carburo, localizadas a lo largo delos tubos de derivación permiten que los fluidos yel apuntalante salgan por debajo de las restric-ciones del espacio anular, lo cual permite conti-nuar el fracturamiento y el empaque en elespacio anular, luego de la formación de restric-ciones en el espacio anular existente entre el fil-tro de grava y la tubería de revestimiento. Losfiltros de grava AIIFRAC para fracturamiento yempaque utilizan tubos de derivación un pocomás largos que los filtros de grava AIIPAC para elempaque de grava convencional, a fin de permitirregímenes de inyección más altos durante elfracturamiento.

Los tubos de derivación proveen canales paraque la lechada vaya más allá de la zona de pozocolapsado y de los empacadores de aislamientozonal externos, al igual que los puentes de apun-talante de grava que se producen en el espacioanular en el tope de los intervalos o adyacente azonas de alta permeabilidad que presentan unaalta pérdida de fluido. Si se forman restriccionesen el espacio anular, aumenta la presión de inyec-

ción y la lechada se desvía a los tubos de deriva-ción, el único trayecto de flujo abierto. Esto garan-tiza la cobertura del fracturamiento y el empaquecompleto alrededor de los filtros de grava y a tra-vés de todo el intervalo disparado.

Filtros de grava Alternate Path y convencionalesA fines de la década de 1990, Saudi Aramco esco-gió la técnica de fracturamiento y empaque paracontrolar la producción de arena en pozos depetróleo ubicados a 200 km [124 millas] al surestede Riyadh, Arabia Saudita (abajo).21 Este camponuevo en la Provincia Central abarcó dos yaci-mientos Pérmicos heterogéneos que incluían are-niscas de alta permeabilidad, ubicadas entre 2650y 2740 m [8700 a 9000 pies] de profundidad eintercaladas con limolita de baja permeabilidad.

El yacimiento B más profundo es una areniscade alta calidad intercalada con una limolita del-gada de baja permeabilidad. El espesor del yaci-miento varía de 6 a 20 m [20 a 65 pies]. Laspruebas de pozos mostraron permeabilidades de0.5 a 2 darcies; los valores de permeabilidades alaire determinados en muestras de núcleo varia-

ron de 3 a 4 darcies. El yacimiento A es unasecuencia de areniscas individuales un poco másheterogéneas, intercaladas entre los estratos delimolita de menor permeabilidad. El yacimientosobreyaciente es de hasta 61 m [200 pies] deespesor total, con un espesor neto de hasta 23 m[75 pies]. Las permeabilidades determinadas apartir de pruebas de pozos fueron de 0.1 a 2.5darcies; las permeabilidades al aire medidas enmuestras de núcleo alcanzaron los 2 darcies.

Un pozo terminado sin medios para controlarla producción de arena, produjo por menos deseis meses antes de que el influjo de arena y elcolapso sospechado de los disparos detuvieran laproducción. Si las prácticas de terminación pro-vocaran una caída de presión significante en elfondo del pozo, sería difícil controlar la produc-ción de arena con regímenes de producción y pre-siones en cabeza de pozo adecuados parasatisfacer los objetivos de producción y que, almismo tiempo, permitieran que los pozos fluyerannaturalmente en las instalaciones situadas a 50km [ 31 millas] de distancia. La técnica de fractu-ramiento y empaque satisfizo los requisitos determinación de pozos para los yacimientos A y B.

Riyadh

Localizacionesde pozos

Arabia Saudita

EUROPA

ÁFRICA

ARABIA SAUDITA

IRÁN

IRAQ

ERITREA

EGIPTO

YEMEN

OMÁN

EAU

Ma

rR

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P é r s i c o

M a r A r á b i go

0

0 300 600 900 km

200 400 600 millas

SUDÁN

> Terminaciones con control de la producción de arena en tierra. A fines de ladécada de 1990, Saudi Aramco comenzó a utilizar la técnica de fracturamientoy empaque en las terminaciones nuevas de pozos de petróleo en Arabia Sau-dita, ubicados a unos 200 km [124 millas] al sureste de Riyadh. Estos fractura-mientos y empaques controlaron el influjo de arena y redujeron la caída depresión en el fondo del pozo, permitiendo que los pozos fluyeran naturalmentedentro de las instalaciones situadas a 50 km [31 millas] de distancia, bajo lascondiciones prevalecientes de presión.

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40 Oilfield Review

Resistividad, ohm-mRayos gamma, API0 200

8800

8900

8950

9000

9050

8850

3Prof., pies

Tubería deproducción

Empacadorde grava

Válvula acharnela

Empacadorde fondo

Tubo lavador

Filtros de gravaconvencionales

Disparos

Disparos

< Terminaciones en la Arena B. Un registro depozo típico indica un intervalo máximo de pro-ducción de casi 65 pies de espesor con disparosestrechamente espaciados entre sí en el yaci-miento B (izquierda). Los intervalos disparadosrelativamente cortos le permiten a Saudi Aramcoinstalar una sola terminación, así como fracturary empacar estas arenas más profundas utili-zando filtros de grava estándar (derecha).

Rayos gamma, API0 100 2 3

Prof., pies Resistividad, ohm-m

8750

8800

8850

8900

8950

9000

Disparos

Tubería deproducción

Empacadorde grava

Válvula acharnela

Tubo lavador

Filtros degrava AIIFRAC

Disparos

Empacadorde gravaVálvulaa charnela

Filtros de gravaconvencionales

Disparos

Empacadorde fondo

< Terminaciones en la Arena A. Un registro depozo típico muestra disparos a través de unintervalo de 180 pies de espesor del yacimiento A (izquierda). Saudi Aramco realizó dos trata-mientos separados utilizando una instalación defiltros de grava apilados para fracturar y empa-car estos intervalos más largos (derecha). Parala zona más profunda, que era de menor espesor,se utilizaron filtros de grava estándar y para ter-minar la zona más somera, que era de mayorespesor, se instalaron filtros de grava AIIFRACcon tubos de derivación.

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Otoño de 2002 41

Los intervalos largos de terminación requirie-ron diferentes técnicas de fracturamiento yempaque para cada yacimiento (página previa,arriba). Saudi Aramco utilizó filtros de grava con-vencionales en el yacimiento B, en el cual laszonas productoras poseen menos de 60 pies deespesor. Para intervalos más largos disparadosen el yacimiento A, el operador escogió filtros degrava AIIFRAC Alternate Path con tres tubos dederivación, cada uno diseñado para permitir unavelocidad de flujo de 1 m3/min [6 bbl/min], a finde permitir los regímenes de inyección requeri-dos (página previa, abajo).

Los pozos con contacto agua-petróleo cercade los disparos más profundos, requirieron unmayor control del crecimiento vertical de la frac-tura para evitar la irrupción temprana de agua. Enotros pozos, los disparos se extendieron sobrelargos intervalos y las zonas individuales estabanbastante separadas entre sí. Los ingenierosseleccionaron una terminación de filtros de gravaapilados, para cumplir los objetivos del trata-miento de fracturamiento y empaque en estospozos. La división del intervalo productivo en dossecciones, permitió a Saudi Aramco optimizar losdiseños de tratamiento para cada zona y evitar elfracturamiento de zonas con agua.

Típicamente, estos tratamientos de fractura-miento y empaque incluyen el colchón, una etapainicial de baja concentración de apuntalante, 0.60kg/L [0.5 lbm/gal], o libras de apuntalante agre-gado (laa) por galón de fluido de fracturamiento, yetapas adicionales con concentraciones elevadasde apuntalante; hasta 0.36, 0.72 o 1 kg/L [3, 6 o 9laa]. En algunos pozos, se bombearon con éxitoetapas con concentraciones de 9 laa. Las concen-traciones de apuntalante más elevadas fuerondifíciles de emplazar en zonas más permeables,pero el emplazamiento de 3 a 6 laa en la forma-ción produjo buenos resultados.

Saudi Aramco y Schlumberger modificaron losdiseños iniciales de fracturamiento en base alanálisis de operaciones de minifractura. Para ello,utilizaron el servicio de determinación de datosde tratamientos de fracturamiento hidráulicoDataFRAC de Schlumberger (véase “Diseño eimplementación,” página 42). El esfuerzo de cie-rre de la fractura, el coeficiente de pérdida defluido y la altura de la fractura, determinados apartir de estas pruebas de inyectividad llevadas acabo antes del tratamiento, ayudaron a garantizarque los tratamientos principales lograran contro-lar el largo de la fractura. El operador ajustó elcolchón y las etapas de apuntalante acorde conlas necesidades específicas y compensó la altapérdida de fluido en la arena B mediante el incre-mento del régimen de inyección a valores máxi-mos de 2.9 m3/min [18 bbl/min]. Los ingenieros

20

Pozo

Fact

or d

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ño a

dim

ensi

onal

0

-5

10

15

5

1

11

3

0

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53 3

1

-1

2 3 4 5 6 7 8 9 10

> Desempeño del tratamiento de fracturamiento y empaque. Saudi Aramcoha fracturado y empacado 23 pozos en la Provincia Central de Arabia Sauditay ha publicado los resultados de un grupo inicial de 10 pozos terminados con12 tratamientos de fracturamiento y empaque. En los Pozos 6 y 7, el operadorutilizó instalaciones de filtros de grava apilados y dividió los intervalos de ter-minación en dos etapas, para optimizar los diseños del tratamiento y evitarfracturar en una zona subyacente que contiene agua. Los arenamientos pre-maturos y la terminación temprana del tratamiento en los Pozos 2 y 5 contri-buyeron a producir altos factores de daño y una productividad pobre, lo cualconfirmó que la conductividad de la fractura y la conectividad con el pozoeran factores de crítica importancia. Ocho pozos poseían factores de dañoinferiores a los esperados en empaques de grava convencionales y en trata-mientos de fracturamiento y empaque típicos.

también restringieron los regímenes de bombeo a2.5 m3/min [16 bbl/min] para las terminacionescon filtros de grava Alternate Path en el yaci-miento A, a fin de limitar la caída de presión porfricción en los tubos de derivación.

El operador llevó a cabo operaciones de pos-tratamiento, inyectando ácido clorhídrico [HCI] enalgunos pozos para reducir el tiempo de limpieza.Otros pozos sin tratamientos ácidos se limpiaron alcabo de dos meses. La productividad general delos pozos continuó mejorando a medida que serecuperaban los fluidos de tratamiento. La expe-riencia de los primeros pozos ayudó a optimizar losprocedimientos de fracturamiento y empaque.Saudi Aramco redujo las concentraciones de polí-meros en los fluidos de tratamiento e incluyó rom-pedores de emulsión encapsulados de dosificaciónlenta, para optimizar el emplazamiento de la frac-tura y la limpieza posterior al tratamiento.

El grupo inicial de pozos incluyó cinco termi-naciones con filtros de grava convencionales enel yacimiento B y cinco terminaciones con filtrosde grava AIIFRAC en el yacimiento A. En estasterminaciones, se trataron con éxito intervalos dehasta 200 pies de espesor. Se utilizaron instala-ciones de filtros de grava apilados en dos termi-naciones del yacimiento A. Los tratamientos sebombearon a través de 9000 pies de tuberías de3 pulgadas de diámetro externo (OD), a presionesde inyección en superficie inferiores a 10,000 lpc[69 MPa] y con regímenes de bombeo de entre 14bbl/min [2.2 m3/min] y 18 bbl/min.

El operador realizó pruebas de pozos fluyendolos mismos a través de las instalaciones de super-ficie o con herramientas de registros de producciónde fondo de pozo, para evaluar 12 tratamientos defracturamiento y empaque efectuados en las pri-meras 10 terminaciones de este campo (abajo).Con excepción de dos, estas terminaciones defracturamiento y empaque arrojaron bajos factoresde daño de terminación y proveyeron buen controlde la producción de arena en formaciones con másde 3 darcies de permeabilidad.

Un factor de daño positivo luego de un trata-miento de fracturamiento y empaque es conse-cuencia de una conectividad inadecuada entrelas fracturas apuntaladas y los pozos, una incom-pleta cobertura de la zona tratada, o una fallaque no permitió lograr una fractura TSO de altaconductividad. Si estas condiciones producen unfactor de daño de terminación de 8 o más, la pro-ductividad del pozo puede resultar no mejor quela obtenida con un empaque de grava convencio-nal. El logro de un rendimiento óptimo del trata-miento de fracturamiento y empaque, como en elcaso de estos pozos de Saudi Aramco, requierediseños preliminares detallados, una seleccióncuidadosa de fluidos y apuntalantes, pruebasprecisas de inyectividad antes del tratamiento yoptimización del tratamiento acorde con lasnecesidades de cada caso.

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Diseño e implementaciónDurante el diseño inicial de los tratamientos defracturamiento y empaque, los ingenieros de ter-minación determinan la geometría de la fracturarequerida en base a las condiciones del yaci-miento, a las propiedades de la roca y a las barre-ras naturales que detienen el crecimiento verticalde la fractura. La longitud de la fractura y, másimportante aún para las formaciones de alta per-meabilidad, el ancho de la misma, mejoran la pro-ductividad del pozo. Los operadores seleccionanun diseño óptimo de la fractura TSO mediante lamaximización del valor presente neto (VPN) quesurge de la productividad mejorada del pozo(arriba).22

Selección del apuntalante—El tipo de apunta-lante escogido para mantener abiertas las fractu-ras y formar un filtro granular es una importanteconsideración de diseño. El éxito de la técnica defracturamiento y empaque se debe, en parte, adimensiones más grandes de apuntalante que loscomúnmente utilizados en los empaques de gravaconvencionales. Concentraciones más altas deapuntalantes esféricos grandes, minimizan elencapsulamiento y compensan los efectos del flujoturbulento en las fracturas apuntaladas.

Los operadores utilizan varios tamaños degrano y tipos de apuntalante, incluyendo arenanatural, arena tamizada acorde con las necesida-des específicas, arena cubierta de resina y apun-talantes cerámicos sintéticos de resistenciaintermedia o de alta resistencia, según sean lapresión de cierre de la fractura y los esfuerzos alos que está sometida la formación. Los apunta-lantes para el tratamiento de fracturamiento yempaque deberían cumplir cuatro objetivos defracturamiento:• Proveer un contraste de permeabilidad efectiva• Controlar el influjo de arena y la migración de

finos• Minimizar el encapsulamiento del apuntalante

en formaciones blandas• Mantener la conductividad de la fractura sin tri-

turamiento del apuntalante.En el pasado, las consideraciones del empa-

que de grava determinaban la selección del apun-talante.23 Los empaques de grava requierengrava, o arena, de diferentes dimensiones paraprevenir que las partículas y los finos de la for-mación invadan el empaque anular. La regla deSaucier, tan abiertamente aceptada, indica que eldiámetro de las partículas de arena, o grava, ha

de ser de cinco a seis veces el diámetro medio dela partícula de los granos de formación.24 La per-meabilidad y conductividad de la fractura mejo-ran a medida que el apuntalante es de mayortamaño, pero la producción de finos y los granosde arena de la formación que reducen la perme-abilidad del empaque también aumentan. Lostratamientos de fracturamiento y empaquerequieren apuntalantes del tamaño adecuadopara optimizar la permeabilidad de la fractura.

A principios de la década de 1990, los opera-dores comenzaron a evaluar apuntalantes demayor tamaño y más resistentes, para aumentarla permeabilidad de la fractura y la conductividadrelativa en yacimientos de alta permeabilidad.25

Por ejemplo, se utilizaron apuntalantes de mayortamaño, malla 20/40, para tratamientos de frac-turamiento y empaque en vez de apuntalantes demalla 40/60; generalmente requeridos para elempaque de grava.26 La experiencia mostró quelos tamaños de apuntalante adecuados paraempaque de grava convencional, podrían incre-mentarse al siguiente tamaño de malla para lostratamientos de fracturamiento y empaque.

42 Oilfield Review

3.520

2030

4050 60

70 6

7

8

9

Concentració

n de apuntalante, lbm/ p

ie2

Longitud de la fractura, pies

Valores óptimos

1011

3.53

3.54

3.55

3.56

Valo

r pre

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to (V

PN),

mill

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de

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doun

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3.57

3.58

3.59

3.60

> Aspectos económicos del tratamiento de fracturamiento y empaque. Los valores óptimos delancho y de la longitud de la fractura maximizan el valor presente neto (VPN). En este ejemplo, elancho y la longitud óptimos de la fractura, o concentración de apuntalante, son de 9 m [30 pies]y 34 kg/m2 [7 lbm/pie2], respectivamente. Los costos operativos e ingresos adicionales ajustadospor la tasa de descuento se expresan en valor presente. Las inversiones en terminación y esti-mulación y los costos operativos ajustados por la tasa de descuento se substraen del ingresoadicional, también ajustado por la tasa de descuento, para computar el VPN de un tratamiento.El ingreso adicional aumenta para fracturas más largas y más anchas, pero en algún punto loscostos adicionales para tratamientos más largos generan menos retornos.

52026schD07R1 11/25/02 8:52 AM Page 42

Otoño de 2002 43

En los diseños de tratamientos de fractura-miento y empaque, no se siguió el criterio deSaucier para dimensionar el apuntalante en rela-ción con el tamaño de grano de la formación,porque el gran área de flujo de las fracturashidráulicas mitiga la falla de la formación y elinflujo de arena. El balanceo de los mecanismosde producción de arena—velocidad de flujo,tamaños de partículas de apuntalante y propie-dades del fluido—permite a los operadoresaumentar la conductividad de la fractura y mejo-rar el desempeño del tratamiento de fractura-miento y empaque utilizando apuntalantes demayor tamaño.

La terminación de pozos más profundos conaltos esfuerzos de cierre de fractura, llevó a losoperadores a utilizar más apuntalantes cerámi-cos sintéticos porque son más resistentes y suforma esférica consistente reduce el encapsula-miento, lo cual también aumenta la conductivi-dad de la fractura (derecha). La mayoría de lostratamientos de fracturamiento y empaque utili-zan apuntalante cerámico de malla 20/40 y deresistencia intermedia (ISP, por sus siglas eninglés) cuando los yacimientos poseen un buensoporte de presión y los esfuerzos de cierre noson excesivos.

Selección del fluido—Luego de evaluar lascaracterísticas del yacimiento, los ingenierosescogen un fluido óptimo para una estimulacióny empaque de grava combinados. Los fluidos abase de polímeros hidroxietilcelulosos (HEC, porsus siglas en inglés), utilizados en tratamientosde fracturamiento y empaque, los fluidos de frac-turamiento a base de goma hidroxipropílica (HPG,

por sus siglas en inglés) con un reticulador deborato para aumentar la viscosidad del fluido, ymás recientemente, los fluidos de fracturamientocon surfactantes viscoelásticos (VES, por sussiglas en inglés), son todos aplicables. Los flui-dos para tratamientos de fracturamiento y empa-que deben poseer una variedad de propiedades.27

La selección del fluido depende fundamental-mente del criterio de fracturamiento TSO. A dife-rencia de las estimulaciones masivas efectuadasen formaciones de baja permeabilidad, para lostratamientos de fracturamiento y empaque no serequieren bajos valores de pérdidas de fluido, ouna alta eficiencia del fluido. De hecho, un fluidoalgo ineficiente ayuda a lograr un arenamientoinducido para controlar el largo de la fractura ypromueve el contacto entre los granos del apunta-lante desde la punta de la fractura hasta el pozo.

Sin embargo, los fluidos de tratamientos defracturamiento y empaque también deben man-tener suficiente viscosidad para crear fracturasdinámicas anchas y emplazar altas concentracio-nes de apuntalante que aseguren la conductivi-dad adecuada luego del cierre de la fractura.28

Una vez que se detiene el crecimiento del largode la fractura, los sistemas de fluidos transportan

apuntalante en un ambiente de bajas tasas decorte de una fractura dinámica ancha, pero tam-bién deben mantener el apuntalante en suspen-sión bajo condiciones de tasas de corte más altasen la tubería de producción, alrededor de los fil-tros de grava, a través de los disparos y durantela iniciación y propagación de la fractura.

La viscosidad del fluido se debería romperfácilmente para minimizar el daño de formación ydel empaque de apuntalante luego de los trata-mientos. Los fluidos óptimos necesitan ser com-patibles con las formaciones y los químicos, talescomo los rompedores de polímeros; tambiéndeben producir baja fricción y limpiarse rápida-mente durante el flujo de retorno posterior al tra-tamiento. A fin de maximizar la conductividadretenida de la fractura, los operadores son muycuidadosos con los rompedores de viscosidad ocon los tratamientos con ácidos efectuados luegodel tratamiento para optimizar la limpieza postra-tamiento, de modo de garantizar la máxima pro-ductividad y recuperación de hidrocarburos.Finalmente, los fluidos para tratamientos de frac-turamiento y empaque deben ser seguros, efecti-vos en materia de costos y fáciles de mezclar,especialmente en las aplicaciones marinas.

1000

Perm

eabi

lidad

, dar

cies

0 2 4 6 8 10 12Esfuerzo de cierre, 1000 lpc

100

10

Cerámico de malla 30/50Arena natural de malla 20/40Arena natural de malla 40/60

Cerámico ISP de malla 20/40Cerámico de malla 20/40

> Especificaciones del apuntalante. A mediados de la década de 1990, los ope-radores comenzaron a utilizar apuntalantes de mayor tamaño, más resistentesy más conductivos en las terminaciones con tratamientos de fracturamiento yempaque. Los cerámicos sintéticos se han convertido en el apuntalante prefe-rido en el golfo de México de Estados Unidos para mantener la conductividadde la fractura frente a los mayores esfuerzos de cierre que se encuentran enlas formaciones más profundas. Por ejemplo, el reemplazo de arena de menortamaño, malla 40/60 (verde), por un apuntalante cerámico de mayor tamaño,malla 20/40 y de resistencia intermedia (amarillo), aumenta la permeabilidaddel apuntalante y la conductividad de la fractura por un factor de seis en prue-bas de laboratorio efectuadas a 2000 lpc [13.8 MPa] de presión de cierre(inserto). Un apuntalante de resistencia intermedia (ISP, por sus siglas eninglés) tiene valores competitivos respecto de arenas naturales tamizadasacorde con necesidades específicas.

22. Morales RH, Norman WD, Ali S y Castille C: “OptimumFractures in High Permeability Formations,” artículo dela SPE 36417, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, Denver, Colorado, EUA, 6 al 9de octubre de 1996; también en el documentoProducción e Instalaciones de la SPE 15, no. 2 (Mayo de 2000): 69–75.

23. Monus et al, referencia 8.24. Saucier RJ: “Considerations in Gravel Pack Design,”

Journal of Petroleum Technology 26, no. 2 (Febrero de1974): 205–212.

25. Hainey BW y Troncoso JC: “Frac-Pack: An InnovativeStimulation and Sand Control Technique,” artículo de laSPE 23777, presentado en el Simposio Internacional dela SPE sobre Control del Daño de Formación, Lafayette,Luisiana, EUA, 26 al 27 de febrero de 1992.

26. Naturalmente la presencia de arena y apuntalantescerámicos sintéticos se especifican de acuerdo con elanálisis de tamizado basado en las distribuciones deltamaño de las partículas y el porcentaje de partículasretenidas por los filtros de mallas norteamericanasestándar.

27. Hainey y Troncoso, referencia 25.28. Morales RH, Gadiyar BR, Bowman MD, Wallace C y

Norman WD: “Fluid Characterization for Placing anEffective Frac/Pack,” artículo de la SPE 71658, presen-tado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de laSPE, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, 30 de septiembre al3 de octubre de 2001.

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Los fluidos en base a HEC poseen variascaracterísticas requeridas para los tratamientosde fracturamiento y empaque, pero tambiénposeen varias desventajas. Los sistemas en basea HEC generan mayor fricción que los fluidos dereticulación demorada HPG o VES, y las pérdidasde presión por fricción se vuelven significantes enpozos más profundos o tubulares de menor diá-metro. Además, las características de transportede apuntalante para los fluidos HEC no son tanbuenas como las de los fluidos reticulados HPG oVES. Las altas temperaturas provocan un adelga-zamiento de los fluidos HEC y la viscosidad no estan alta a tasas de corte bajas.

Los sistemas HPG reticulados de alta viscosi-dad dejan algún residuo de polímero, pero maxi-mizan el crecimiento vertical de la fractura enformaciones de permeabilidad moderada a alta.También se desempeñan bien en intervalos demayor espesor y transportan concentracionesmás altas de apuntalante para una mayor con-ductividad de la fractura. Las presiones de bom-beo aumentan con los sistemas HPG, pero lascompañías de servicios pueden utilizar un reticu-lador demorado para reducir la fricción en lostubulares.

Los fluidos HPG de reticulación demorada secomienzan a inyectar con una viscosidad másbaja y requieren menos potencia hidráulica paraser bombeados al fondo del pozo. Antes de llegara los disparos, la temperatura en el pozo y el pHdel fluido aumentan la viscosidad de estos flui-dos para lograr bajas tasas de pérdida de fluido.La mayoría de los tratamientos de fracturamientoy empaque se bombean con fluidos HPG reticula-dos o de reticulación demorada.

Los fluidos de fracturamiento viscoelásticosClearFRAC sin polímeros, introducidos a media-dos de la década de 1990, utilizan un agente geli-ficante líquido VES para desarrollar viscosidad ensalmueras livianas. Este tipo de fluido generabajas caídas de presión por fricción durante elbombeo, suficiente viscosidad a bajas tasas decorte para el buen transporte de apuntalante,tasas de pérdida de fluido adecuadas para asegu-rar el control del largo de la fractura y alta perme-abilidad retenida para una mejor conductividad dela fractura. Los datos de campo también indicanque el confinamiento de la fractura utilizando flui-dos VES es mejor que cuando se utilizan fluidos defracturamiento convencionales, lo cual es una ven-taja durante el tratamiento de fracturamiento yempaque cerca de zonas que contienen agua.

Estos sistemas VES se mezclan fácilmente yno requieren aditivos, tales como bactericidas,rompedores de emulsión, desemulsificantes, reti-culadores, compensadores químicos o agentesde reticulación demorada. Los sistemas en base

44 Oilfield Review

Tasa

de

corte

, seg

1

Visc

osid

ad, c

p

0 10 20 30 40100

1000

10,000

45 ppt

40 ppt

35 ppt

Cortedel fluido

Tiempo, min

Extensión dela fractura

Control del largode la fractura

0.1

1

10

100

1000

> Viscosidad del fluido versus tasa de corte típica (azul) obtenidas enpruebas de laboratorio. Bajo condiciones de fracturamiento y empa-que a lo largo de la extensión de la fractura de arenamiento inducidoen un campo de Amoco, ahora BP, de la Isla Matagorda del Golfo deMéxico de Estados Unidos, un fluido de fracturamiento HPG reticuladode 35 lpt (verde) mostró un comportamiento de la viscosidad ade-cuado, mientras que sistemas de 40 y 45 lpt (rojo y dorado, respectiva-mente) poseían viscosidades innecesariamente altas.

70

60

50

40

30

Prod

ucci

ón d

e ga

s, M

Mpc

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20

10

01 2 3 4

Pozo5 6 7

50 lpt 35 lpt

> Mejoramiento de la productividad mediante tratamiento de fracturamientoy empaque. La producción de los pozos terminados con tratamientos de frac-turamiento y empaque en un campo del área de la Isla Matagorda del Golfode México, se duplicó luego de que Amoco, ahora BP, comenzara a utilizar unfluido HPG reticulado de 35 lpt (Pozos 5-7) en vez de un sistema de fluido ini-cial con concentración de polímeros de 50 lpt (Pozos 1-4). El Pozo 7 tambiénmostró una productividad alta, pero la producción estuvo limitada por unatubería de producción pequeña.

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Otoño de 2002 45

a fluidos VES tampoco son susceptibles al ataquebacteriano. Si los pozos deben cerrarse por perí-odos extendidos antes del flujo de retorno y lalimpieza, se recomiendan fluidos sin sólidos, tipoClearFRAC, para evitar la precipitación dañina demateriales con polímeros.

Los fluidos en base a sistemas HEC y VESminimizan el daño de formación en zonas de bajaa moderada permeabilidad, pero las altas tasasde pérdida de fluido y la invasión más profunda,generalmente, conducen a la recuperación máslenta de los fluidos de tratamiento.29 El agregadode enzimas o rompedores de óxidos a los fluidosde tratamientos de fracturamiento y empaque,reduce el daño de formación y mejora la limpiezadel pozo. Los rompedores de emulsión encapsula-dos de acción lenta, depositados en el empaquede apuntalante, permiten utilizar concentracionesmás altas de rompedores sin sacrificar la eficien-cia del fluido.

Además de las consideraciones respecto dela pérdida de fluido y de la caída de presión porfricción, la tasa de corte y la temperatura son crí-ticas en la selección de los fluidos de tratamien-tos de fracturamiento y empaque, y en lasconcentraciones de polímeros.30 Los primeros tra-tamientos de fracturamiento y empaque se reali-zaron utilizando los mismos sistemas de fluidoHEC que los utilizados en las operaciones deempaque de grava convencional. Luego, hubo unretorno a fluidos de fracturamiento más conven-cionales, debido a los requisitos de incrementode temperatura y a la necesidad de maximizar laconductividad de la fractura en formaciones dealta permeabilidad.

Inicialmente, los criterios de selección deestos fluidos eran similares a los de los trata-mientos de fracturamiento convencionales, enlos que las fracturas hidráulicas angostas de for-maciones consolidadas de baja permeabilidad,crean tasas de corte altas con tasas de pérdidade fluido bajas. Estos factores dan como resul-tado la pérdida de la viscosidad del fluido y elmenor enfriamiento de formaciones, y se requie-ren mayores concentraciones de polímeros paramantener la viscosidad durante el tratamiento. Eluso de concentraciones más altas de polímerosse extendió a los fracturamientos y a los trata-mientos de fracturamiento y empaque para yaci-mientos de alta permeabilidad.

En los tratamientos de fracturamiento yempaque, sin embargo, las fracturas son másanchas con velocidades de flujo y tasas de cortemás bajas. La inyección de fluido antes del trata-miento también disminuye la temperatura de laformación cerca del pozo. El bombeo de grandesvolúmenes de fluido de tratamiento disminuye latransferencia de calor de un yacimiento, dando

lugar a temperaturas más bajas dentro de la frac-tura. Si no se consideran estos efectos, se pue-den llegar a utilizar concentraciones de polímerosmás altas que las que verdaderamente se requie-ren. Esto aumenta el potencial de daño de la for-mación y disminuye la posibilidad de controlar ellargo de la fractura.

Por ejemplo, debido a las diferencias en latasa de corte, un fluido reticulado con una cargade polímeros de fluido base de 20 lbm/1000 gal(lpt) [2.4 kg/m3], puede tener la misma viscosidaden una formación de alta permeabilidad que unfluido de 40 lpt [4.8 kg/m3] en una formación debaja permeabilidad. La selección y las caracterís-ticas del fluido apropiado aumentan dramática-mente la eficiencia del tratamiento defracturamiento y empaque, así como la producti-vidad del pozo.

En 1996, Amoco, ahora BP, terminó cuatropozos en la Isla Matagorda en el Golfo de Méxicooccidental con tratamientos de fracturamiento yempaque.31 La temperatura del yacimiento era de150°C [300°F], de modo que el operador escogióun fluido HPG reticulado de 50 lpt de alta viscosi-dad, el cual también se utilizó en tratamientos deestimulación por fracturamiento hidráulico enyacimientos de baja permeabilidad. La producciónde estos pozos terminados con tratamientos defracturamiento y empaque, era comparable a la delos pozos empacados con grava. El operador atri-buyó el desempeño relativamente pobre de lostratamientos, a la falta de control del largo de lafractura debido al diseño inapropiado del fluido.

El operador y Schlumberger evaluaron losefectos de la tasa de corte en las propiedades delos fluidos para remediar el desempeño deficientede los tratamientos (página previa, arriba).32 Enbase a los resultados de esta investigación, lostratamientos de fracturamiento y empaque en lossiguientes tres pozos incluyeron un fluido de 35lpt [4.2 kg/m3]. La eficiencia del fluido disminuyó

debido a su menor viscosidad, lo cual permitióuna mejor deshidratación de la lechada y produjolos resultados TSO deseados. La producción dia-ria promedio de estos pozos se duplicó con res-pecto a la de los cuatro pozos iniciales (páginaprevia, abajo).

Prueba previa al tratamiento—Las pruebasde laboratorio y el ajuste histórico con trata-mientos previos, ayudan a comprender mejor losperfiles de esfuerzos y el desempeño de los flui-dos de tratamiento, pero las propiedades localesde la formación varían en gran medida en losyacimientos no consolidados de alta permeabili-dad. Luego de desarrollar diseños de estimula-ción preliminares, los ingenieros llevan a cabouna evaluación previa al tratamiento, o minifrac-tura, para cuantificar cinco parámetros críticos,incluyendo la presión de propagación de la frac-tura, la presión de cierre y la geometría de lamisma, así como la eficiencia y la pérdida defluido.33

Este procedimiento consiste de dos pruebas:una prueba de esfuerzo y una prueba de calibra-ción, realizadas antes del tratamiento principalpara determinar las propiedades específicas delyacimiento y establecer las características dedesempeño de los fluidos de tratamiento en lazona productiva. Una prueba de esfuerzo, o cierre,determina el esfuerzo mínimo local de la roca, locual es una presión de referencia crítica para elanálisis del tratamiento de fracturamiento yempaque y la selección del apuntalante (arriba).

29. Monus et al, referencia 8.30. Morales et al, referencia 28.31. Norman WD, Mukherjee H, Morales HR, Attong D, Webb

TR y Tatarski AM: “Optimized Fracpack Design Results inProduction Increase in the Matagorda Island Area,” artí-culo de la SPE 49045, preparado para su presentaciónen la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, 27 al 30 de septiembre de1998.

32. Morales et al, referencia 28.33. Monus et al, referencia 8.

Pres

ión

de fo

ndo

de p

ozo

Tiempo

Régimen deinyección en

aumento

Régimen deinyecciónconstante

Flujo deretorno

constante

Cierre Régimen deinyecciónconstante

Presión neta

Presión de cierre de la fractura

Presión de cierre instantánea (ISIP)

Presión dela extensión

de la fractura

Presiónde rebote

Declinación dela presión

> Prueba de minifractura previa al tratamiento. Las pruebas de esfuerzos, o cierre, comprenden lainyección de fluido de baja viscosidad y no dañino a regímenes cada vez mayores para iniciar unafractura y la determinación de la presión necesaria para la propagación o extensión de la misma. Lapresión de cierre de la fractura se determina vigilando rutinariamente la declinación de la presióndurante un flujo de retorno lento a régimen constante.

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Una prueba de calibración implica inyectarfluido de fracturamiento sin apuntalante al régi-men de diseño, a fin de determinar la eficiencia delfluido de tratamiento y los coeficientes de pérdidade fluido. El crecimiento vertical de la fracturapuede estimarse agregando trazadores radioacti-vos al apuntalante y corriendo un registro de rayosgamma posterior al tratamiento. Un análisis dedeclinación de la presión confirma las propiedadesde la roca y provee datos sobre la pérdida de fluidoy la eficiencia del mismo.

La vigilancia permanente del espacio anularactivo y las mediciones en tiempo real con regis-tradores de cuarzo, ubicados en el fondo del pozopara obtener respuestas de presión en forma inde-pendiente de las caídas de presión por fricción quese producen durante el bombeo, constituyen unaparte integral de las pruebas previas al trata-miento. El análisis preciso utilizando los serviciosDataFRAC, asegura que el diseño del tratamientode fracturamiento y empaque en cuestión y el delos tratamientos subsiguientes, generen fracturasamplias y con un largo controlado para lograrresultados óptimos.

Los datos de superficie provenientes de laspruebas previas al tratamiento, combinados conlas presiones de inyección medidas en el fondodel pozo, se comparan con los valores teóricos

de un simulador tal como el programa de diseñoy evaluación de empaque de grava SandCADE,para calibrar el modelo de fracturamiento y fina-lizar el diseño del tratamiento. Los datos calibra-dos del análisis DataFRAC también se utilizanpara evaluar la efectividad de la estimulacióndurante las evaluaciones posteriores al trata-miento.

El diseño del tratamiento, particularmente elfracturamiento hidráulico TSO, es críticamenteimportante para llevar a cabo un fracturamiento yempaque exitoso. Si un arenamiento prematuro ouna falla para controlar el largo de la fractura,dan como resultado un ancho de fractura insufi-ciente para superar el encapsulamiento del apun-talante en la formación, la productividad del pozopuede, como mucho, ser equivalente a la de unempaque de grava convencional. La prácticaestándar de fracturamiento y empaque consisteen rediseñar los tratamientos en sitio, luego deque se completan la prueba de minifractura y elanálisis correspondiente.

Diseño del tratamiento—Previamente, lostratamientos de fracturamiento y empaque, que aveces han fallado debido a un arenamiento pre-maturo de la fractura o a una obturación tem-prana del espacio anular, fueron diseñadossolamente utilizando simuladores de fractura-

miento hidráulico que ignoraban el equipo deempaque de grava y los componentes de termina-ción instalados en el pozo, tales como reduccio-nes para alojar los orificios en los empacadoresde grava, tuberías ciegas, filtros de grava y tuboslavadores. Con el simulador SandCADE, los inge-nieros ahora especifican los diseños de fractura-mientos TSO y simulan tratamientos defracturamiento y empaque utilizando simuladoresde pozo y de fracturamiento hidráulico acopla-dos.34 Este programa computarizado tambiénsimula el flujo de lechada incluyendo los efectosde inclinación del pozo, el asentamiento de lagrava y el rodeo alrededor de los filtros de grava,así como el flujo de fluido a través del empacadory de los filtros.

El simulador de fracturamiento hidráulicosoporta diseños de fracturamiento TSO en forma-ciones de alta permeabilidad. También se puedensimular la inducción de la obturación de grava enpozos, reduciendo deliberadamente el régimende bombeo o reconfigurando las herramientas deservicio para circular al final del tratamiento. Elsimulador SandCADE también modela el fractu-ramiento de múltiples capas y el flujo a través deltubo de derivación (abajo).

46 Oilfield Review

35603580360036203640366036803700

37803800382038403860388039003920

38803900392039403960398040004020

-0.1 0Ancho de fractura

en el pozo, pulgadasLongitud de la fractura, pies Ancho de fractura

en el pozo, pulgadasLongitud de la fractura, pies

0.1 0 10

Prof

undi

dad,

pie

s

Prof

undi

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pie

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20 30 40 50 60 70 80 90

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37803800382038403860388039003920

38803900392039403960398040004020

-0.1 0 0.1 0 10 20 30 40 50 60 70

Concentraciónde apuntalante,lbm/pie2

0–22–44–66–88–1010–1212–14>14

> Modelado de tratamientos de fracturamiento y empaque. El simulador SandCADE de Schlumberger es la única aplicación disponible comercialmente quetiene en cuenta los elementos de empaque de grava y los componentes de la terminación instalados en el pozo. Un simulador de fracturamiento hidráulicoque calcula la geometría de la fractura, la distribución de apuntalante en las fracturas y el flujo de fluido en dos dimensiones, se acopla a un simulador depozo que modela el flujo del fluido y de la lechada en el espacio anular existente entre el filtro de grava y la tubería de revestimiento, así como el flujo en eltubo de derivación Alternate Path. Una característica especial simula el fracturamiento de múltiples capas con o sin tubos de derivación. Este ejemplo ilus-tra el tratamiento de fracturamiento y empaque simultáneo de tres zonas. Sin tubos de derivación, la simulación indica que el tratamiento emplaza la mayorparte del apuntalante en la zona del centro (izquierda). También indica que los filtros de grava Alternate Path garantizan el tratamiento del intervalo de ter-minación completo al igual que longitudes y anchos de fracturas más uniformes (derecha).

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Otoño de 2002 47

Aplicaciones de terminación de pozosLos diseños de fracturamiento en base a la tec-nología TSO, las dimensiones más grandes de laspartículas de apuntalante, los avances aconteci-dos en materia de fluidos de fracturamiento y laevaluación mejorada del tratamiento, combina-dos con un equipo de bombeo más versátil y máspoderoso y herramientas de fondo de pozo,hacen de los tratamientos de fracturamiento yempaque una alternativa viable de terminaciónen muchos pozos. La experiencia obtenida enmás de 4000 tratamientos de fracturamiento yempaque efectuados en el Golfo de México enformaciones cuya permeabilidad oscila entre 3mD y 3 darcies, ayuda a los productores de petró-leo y de gas a identificar los pozos candidatos atratamientos de fracturamiento y empaque (dere-cha). Las aplicaciones de terminación de pozoscon tratamientos de fracturamiento y empaqueincluyen lo siguiente:• pozos propensos a migración de finos y produc-

ción de arena• formaciones altamente susceptibles al daño y

de alta permeabilidad• pozos con alta producción de gas• zonas de baja permeabilidad que requieren

estimulación• secuencias laminadas de areniscas y lutitas• zonas productoras heterogéneas• yacimientos agotados y de baja presión.35

Actualmente, los operadores seleccionanmétodos de control de la producción de arenadeterminando primero si las condiciones justifi-can el tratamiento de fracturamiento y empaque.Existen 11 ventajas significativas de los trata-mientos de fracturamiento y empaque:• pasan más allá de la zona de daño de forma-

ción• aumentan el radio de terminación y el área de

flujo• reducen la caída de presión y la velocidad de

flujo• conectan zonas laminadas• reestablecen las condiciones de esfuerzos en

el pozo• mitigan la migración de finos y la producción de

arena• mejoran la productividad del pozo• producen terminaciones consistentes con bajo

factor de daño• sostienen el aumento de producción• mantienen la longevidad de la terminación• reducen la posibilidad de una falla en el control

de la producción de arena.

La mayoría de los pozos que requieren controlde la producción de arena son candidatos paratratamientos de fracturamiento y empaque. Lasexcepciones incluyen situaciones en las que elequipo de bombeo de alta presión no se encuen-tre disponible, pozos cuyas tuberías de revesti-miento sean menores de 5 pulgadas de diámetro,pozos con tuberías de revestimiento débilesdonde existe el riesgo de falla o pérdida de laintegridad del pozo, o terminaciones con unaposibilidad de crecimiento vertical de la fracturahasta zonas con agua o gas. El tratamiento defracturamiento y empaque puede resultar antie-conómico para pozos de producciones bajas,pozos de inyección o fuente de agua que no pro-ducen ingresos directamente, así como para yaci-mientos con reservas limitadas o zonashomogéneas de gran espesor en las que resultanmás apropiados los pozos horizontales con empa-que de grava a pozo abierto.36

En yacimientos más prolíficos, la turbulenciadel flujo asociada con los disparos del revesti-miento restringe la producción, de modo que losoperadores generalmente perforan y terminan

34. Sherlock-Willis T, Romero J y Rajan S: “A CoupledWellbore-Hydraulic Fracture Simulator for RigorousAnalysis of Frac-Pack Applications,” artículo de la SPE39477, presentado en el Simposio Internacional de la SPEsobre Control del Daño de Formación, Lafayette,Luisiana, EUA, 18 al 19 de febrero de 1998.

35. Hannah et al, referencia 10.Ayoub JA, Kirksey JM, Malone BP y Norman WD:“Hydraulic Fracturing of Soft Formations in the GulfCoast,” artículo de la SPE 23805, presentado en elSimposio Internacional de la SPE sobre Control del Daño de Formación, Lafayette, Luisiana, EUA, 26 al 27 de febrero de 1992.DeBonis VM, Rudolph DA y Kennedy RD: “ExperiencesGained in the Use of Frac Packs in Ultralow BHP Wells,U.S. Gulf of Mexico,” artículo de la SPE 27379, presen-tado en el Simposio Internacional de la SPE sobreControl del Daño de Formación, Lafayette, Luisiana, EUA, 7 al 10 de febrero de 1994.

36. Ali S, Dickerson R, Bennett C, Bixenman P, Parlar M,Price-Smith C, Cooper S, Desroches J, Foxenberg B,Godwin K, McPike T, Pitoni E, Ripa G, Steven B, Tiffin D y Troncoso J: “Empaques de grava en pozos horizontalesde alta productividad,” Oilfield Review 13, no. 2 (Otoño de 2001): 52–75.

Yacimientos de alta permeabilidad

Secuencias laminadas de areniscas y lutitas

Yacimiento de baja permeabilidad

Fractura corta y ancha

Apuntalante

Apuntalante

Apuntalante

Zona dañada

Pozo

LutitaPozo

Pozo

Arenisca

Arenisca

Arenisca

< Tratamientos de fracturamiento y empaque. Eltratamiento de fracturamiento y empaque consti-tuye una alternativa de terminación viable paramuchos pozos de yacimientos con tendencia a laproducción de arena.

En yacimientos con permeabilidades modera-das o altas, susceptibles al daño de perforación yterminación, altamente penetrante en la forma-ción, el tratamiento de fracturamiento y empaquey los fracturamientos TSO amplios conectan losyacimientos y los pozos de manera más efectiva.

Para yacimientos con producción heterogéneao secuencias laminadas de areniscas y lutitas, eltratamiento de fracturamiento y empaque proveeuna conexión hidráulica efectiva a través de lamayor parte de un intervalo de terminación.Cuando la longitud del intervalo disparado eslimitada, el tratamiento de fracturamiento yempaque conecta una mayor porción del yaci-miento con menor cantidad de disparos.

En yacimientos de baja permeabilidad, la exten-sión de la fractura aumenta el radio de drenaje yel flujo bilineal aumenta la productividad delpozo. En formaciones con bajas presiones defondo de pozo, el fracturamiento va más allá delos residuos y el daño dejados por los disparos,mitigando el impacto de las operaciones de dis-paro efectuadas en condiciones de sobreba-lance. Las terminaciones con tratamientos defracturamiento y empaque también mejoran larecuperación de hidrocarburos de los yacimien-tos agotados y con baja presión, mediante laminimización del daño de terminación del inter-valo productivo. Esto reduce la caída de presióny la presión de abandono.

52026schD07R1 11/26/02 4:38 PM Page 47

tramos horizontales a pozo abierto para optimizarla productividad. Los filtros autónomos, los empa-ques de grava a pozo abierto o los filtros expan-dibles, son opciones de control de la producciónde arena en estos ambientes, especialmente paralas secciones de mayor espesor de los yacimien-tos. El tratamiento de fracturamiento y empaqueen terminaciones a pozo abierto es el próximopaso lógico para proveer control de la producciónde arena a largo plazo, sin sacrificar la producti-vidad.

Fracturamiento y empaque a pozo abiertoEl campo Widuri, operado por Repsol YPF, yace enel Mar de Java, Indonesia (arriba). Perforado en unárea prevista para inyección de agua, el pozo B-28estaba programado para explotar una arenisca del-gada de la formación Talang Akar, ubicada entre1067 y 1097 m [3500 y 3600 pies] de profundidad,con 29% de porosidad y una permeabilidad de 1 a2 darcies.37 La presión original del yacimiento erade 1350 lpc [9.3 Mpa], pero el mecanismo de dre-naje por gas disuelto con un débil soporte de unacuífero, causaron una rápida caída de la presión,

estabilizándose ésta en 600 lpc [4MPa]. La conso-lidación moderada de la formación y una tendenciade la misma a producir arena, requerían termina-ciones adecuadas para controlar la producción dearena. Inicialmente, los pozos se revestían y se ter-minaban con tratamientos de empaques de gravaa pozo entubado. Debido a la baja presión del yaci-miento, el operador decidió ejecutar tratamientosde fracturamiento y empaque a pozo entubado enlos pozos nuevos.

Una inesperadamente baja presión de fondo depozo—390 lpc [2.7 MPa]—dio como resultado lapérdida completa de fluido mientras se perforabael pozo B-28. Una lutita reactiva de alta presión,ubicada por encima de la zona de interés, estimulóal operador a bajar una tubería de revestimiento de7 pulgadas para aislar esta sección potencialmenteinestable. El colapso del pozo motivó el asenta-miento de la tubería de revestimiento más arribade lo planeado, dejando 21 m [70 pies] de lutitaexpuesta luego de continuar la perforación hastaalcanzar la profundidad final. Repsol YPF suspendióel pozo temporalmente luego de intentar bajar unainstalación de filtros sin éxito.

Luego de cinco meses de inyección de agua,la presión del yacimiento aumentó lo suficientecomo para soportar una columna de agua y man-tener la estabilidad del pozo. Repsol YPF decidióintentar un tratamiento de fracturamiento yempaque a pozo abierto, debido a que la bajadade una tubería de revestimiento de 5 pulgadas

implicaría una restricción importante para unempaque de grava interno. Este enfoque pre-sentó varios desafíos, incluyendo la estabilidaddel pozo abierto, el emplazamiento del filtro degrava, el fracturamiento de una larga sección dealta permeabilidad, la contaminación de lalechada con apuntalante por parte de las lutitasexpuestas y la eficiencia del empaque anular enun pozo con una inclinación de 70°. El empaqueincompleto y las fallas de terminación en otrasterminaciones, despertaron temores respecto dela efectividad del tratamiento de fracturamientoy empaque en pozos con alta inclinación.

Repsol YPF escogió una combinación nove-dosa de filtros de grava Alternate Path y unempacador de aislamiento de zonas múltiples(MZ) para evitar la contaminación de fluido, faci-litar el fracturamiento efectivo y garantizar elempaque completo de la larga sección del pozoabierto (próxima página). Se soldaron dos tubosde derivación a cada lado del empacador, diseña-dos para bombear 2.4 m3/min [15 bbl/min] a tra-vés de la sección de lutita reactiva y del total delintervalo productivo. El diseño incorporaba untubo lavador interno que transportaba el fluido deperforación a un motor de perforación. Este motorpodía rotar una barrena ubicada en el extremo delensamblaje, si así fuera necesario, para instalarlos componentes de la terminación. Además, secolocó una cubierta externa con agujeros paraproteger los filtros de grava en el pozo abierto.

48 Oilfield Review

37. Saldungaray PM, Troncoso J, Sofyan M, Santoso BT,Parlar M, Price-Smith C, Hurst G y Bailey W: “Frac-Packing Openhole Completions: An Industry Milestone,”artículo de la SPE 73757, presentado en el SimposioInternacional de la SPE sobre Control del Daño deFormación, Lafayette, Luisiana, EUA, 20 al 21 de febrero de 2002.

MALASIA

Singapur

YakartaINDONESIA

BORNEO

Mar Andaman

Mar de Timor

Campo Widuri

0

0 300 600 900 km

200 400 600 millas

ASIA

AUSTRALIA

Indonesia

> Tratamiento de fracturamiento y empaque a pozo abierto. A fin de maximizar la productividaddel pozo, Repsol YPF escogió la técnica de fracturamiento y empaque en una terminación apozo abierto de un pozo del campo marino Widuri, situado en el norte de Yakarta, Indonesia.

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vés de las boquillas ubicadas a lo largo de los fil-tros de grava, para rellenar los vacíos en elempaque que se podrían formar debajo de lospuentes de apuntalante. Esta configuración pre-servó la conductividad de la fractura y el apunta-lante, mediante la prevención de la contaminaciónde la lechada por parte de la lutita reactiva.

La ejecución del tratamiento de fractura-miento y empaque se llevó a cabo sin problemasa pesar de las dudas existentes acerca de la altainclinación del pozo, de las múltiples fracturascompitiendo entre sí y de la pérdida excesiva defluido a través de 69 m [225 pies] de intervalo depozo abierto con 14 m [47 pies] de espesor dearena neta de alta permeabilidad. La simulacióndel tratamiento indicó una longitud final de lafractura de 5.5 m [18 pies], con un ancho apunta-lado de 1 pulgada.

La producción inicial total del pozo, con unabomba eléctrica sumergible, alcanzó los 2000 B/D[318 m3/d], con 500 B/D [79 m3/d] de petróleo;valores que excedieron las expectativas del ope-rador. El factor de daño posterior al tratamiento nose estimó mediante el análisis del incremento depresión, sin embargo, un manómetro ubicado enla bomba eléctrica sumergible vigiló rutinaria-mente las presiones dinámicas en el fondo delpozo, indicando una pequeña caída de presiónfrente a los componentes de terminación del pozo.

Herramienta deservicio QUANTUM

Empacador degrava QUANTUM

Empacador deaislamiento MZ contubos de derivación

Tuberíaciega AIIFRACcon boquillas

Filtros degrava AIIFRACcon boquillas

Motor deperforación

Tubos dederivación

Barrena deperforación

Lutita reactiva

Tubo lavador

< Terminación del Pozo B-28 del campo Widuri.Como parte de la instalación de terminación, secolocó un empacador de aislamiento de zonasmúltiples (MZ) debajo del empacador de gravaQUANTUM dentro de la tubería de revestimientode 7 pulgadas. Dos largos tubos de derivaciónque se extendían a lo largo del empacador evita-ron la sección de lutita reactiva. Una coberturaprotectora cubría los filtros de grava AIIFRAC ylos tubos de derivación para prevenir el dañomecánico que podía causar la inestabilidad delpozo o la rotación de la instalación para alcan-zar la profundidad final. Dicha cobertura tambiéncontribuyó a centralizar los filtros de grava paralograr un empaque anular más completo. Paraalcanzar el fondo del pozo, este ensamblajepodría rectificar y limpiar el pozo, si fuera nece-sario, utilizando un motor de desplazamientopositivo y una barrena instalados al final delensamblaje de los filtros. Se utilizó un tubo lava-dor interno para enviar fluido al motor de perfo-ración.

Las copas de elastómero del empacador MZevitaron el flujo en el espacio anular y desviaronel fluido hacia los tubos de derivación. Las boqui-llas de salida colocadas en el tubo de derivaciónse encontraban por encima de los filtros de gravapara evitar inyección alguna frente a la lutita. Lalechada evitó la sección de lutita, saliendo a tra-

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El desempeño del pozo se evaluó calculandoun índice de productividad (IP) específico—porunidad de espesor neto del yacimiento—a partirde las presiones dinámicas de flujo medidas en elfondo del pozo, las presiones estáticas del yaci-miento y los regímenes de producción (arriba). La productividad del pozo B-28 superó a la de lamayoría de los pozos en el campo y su rendi-miento fue comparable al de pozos horizontalesterminados con empaque de grava a pozoabierto. Considerando las excesivas pérdidas defluido ocurridas durante la perforación, este nivelde productividad demuestra la posibilidad deefectuar tratamientos de fracturamiento y empa-que a pozo abierto como una alternativa de con-trol de la producción de arena en yacimientosextremadamente permeables con altas relacio-nes de movilidad.

Tecnologías emergentesActualmente, los desarrollos continúan en todoslos aspectos del tratamiento de fracturamiento yempaque; desde la predicción de la producciónde arena y el modelado del tratamiento, hasta losnuevos fluidos que reducen el daño tanto en lasfracturas apuntaladas como en los empaquesanulares. Nuevas técnicas de emplazamientomejoran el tratamiento de fracturamiento yempaque mediante la aplicación de modernosequipos de fondo de pozo o la completa elimina-ción de instalaciones en el subsuelo. Los aditivosde fluidos que se hallan actualmente bajoprueba, prometen minimizar las declinaciones de

producción reduciendo la migración de finos ypreviniendo la acumulación de incrustaciones.

Los datos de tratamientos de fracturamiento yempaque generalmente indican la creación deuna fractura y el subsiguiente arenamiento con-trolado de la misma, pero los datos de presiónposteriores al tratamiento generalmente indicanvalores de factor de daño positivos y algo de dañoremanente, generando interrogantes acerca de laefectividad de las fracturas apuntaladas. Se handesarrollado modelos muy realistas para resolverlas discrepancias entre las evaluaciones geofísi-cas, la interpretación de registros de pozos, losdatos de fracturamiento provenientes de los tra-

50 Oilfield Review

38. Ayoub JA, Barree RD y Chu WC: “Evaluation of Frac andPack Completions and Future Outlook,” artículo de laSPE 38184, presentado en la Conferencia Europea de laSPE sobre Daño de Formación, La Haya, Holanda, 2 al 3de junio de 1997; también en el documento Producción eInstalaciones de la SPE 15, no. 3 (Agosto de 2000):137–143.

Prueba depozo (T)

T1

T2

T3

F1

F2

L1 G1

L1

G1

F1

G1

L1 G1

F2

G2

Emplazamientode la fractura (F)

Modelos deinterpretación y

simulación

Resultados delmodelo y

soluciones coincidentes

Registros depozos (L)

Geología yGeofísica (G)

> Evaluaciones posteriores al tratamiento. Lassoluciones del modelado geológico y geofísico, lainterpretación de registros de pozos, la evaluacióndel emplazamiento de la fractura y el análisis delas pruebas de pozos no dan resultados únicos.Varias combinaciones de datos de entrada—largodel intervalo productivo, presión del yacimiento,porosidad, permeabilidad y longitud, ancho o altode fractura—a menudo generan soluciones múlti-ples y resultados diferentes para cada modelo.Una mejor aplicación computarizada de simula-ción e interpretación ayuda a establecer la coinci-dencia entre todos los modelos diferentes, talescomo T2, F1, L1 y G1 en esta representación.

39. White WS, Morales RH y Riordan HG: “Improved Frac-Packing Method for Long Heterogeneous Intervals,” artículo de la SPE 58765, presentado en el SimposioInternacional de la SPE sobre Control del Daño deFormación, Lafayette, Luisiana, EUA, 23 al 24 de febrero de 2000.

Promedio de los tratamientosde fracturamiento y empaque

a pozo entubado = 0.17

Índi

ce d

e pr

oduc

tivid

ad e

spec

ífico

(IP)

, B/D

/lpc/

pie

0.00

0.05

0.10

0.15

0.20

0.25

0.30

0.35

0.40

0.45

1 2 3 4 5 B-28 6Pozo

7 8 9 10 11 12

> Desempeño del tratamiento de fracturamiento y empaque a pozo abierto.Los cálculos de productividad generaron valores máximo y promedio delíndice de productividad específico de 0.17 y 0.39 B/D/lpc/pie [0.013 y 0.03m3/d/kPa/m] para 12 tratamientos de fracturamiento y empaque efectuadosa pozo entubado en el campo Widuri, respectivamente. Sólo dos pozos entu-bados en este campo se comportaron igual o mejor que el pozo B-28, en elque se efectuó un tratamiento de fracturamiento y empaque a pozo abierto. Este pozo mostró un IP específico de 0.28 B/D/lpc/pie [0.021 m3/d/kPa/m].

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tamientos de fracturamiento y empaque y el aná-lisis de presión de las pruebas de pozo (páginaprevia, derecha).38 La generación de solucionesconsistentes y la resolución de discrepanciasrequiere la medición de múltiples parámetrosdentro de una disciplina y la integración de losmismos a través de las distintas disciplinas.

Los esfuerzos diferenciales dificultan la deri-vación uniforme de la fractura hidráulica y lacobertura completa en largos intervalos de for-maciones heterogéneas, aún utilizando la tecno-logía Alternate Path. Esto es particularmentecierto si los perfiles de esfuerzos varían significa-tivamente, cuando zonas de alta permeabilidadcon esfuerzos más bajos se encuentran en eltope de un intervalo largo. La propagación prefe-rencial de las fracturas en zonas con esfuerzoslocales más bajos da como resultado una esti-mulación casi óptima del yacimiento.

Ocean Energy utilizó una técnica novedosa enel Golfo de México para asegurar la estimulaciónuniforme y el empaque anular a través de largosintervalos en un campo del área Eugene Island.39

El operador bombeó más de una secuencia decolchón y lechada durante un tratamiento que noincluyó períodos de cierre para incrementarsecuencialmente la resistencia a la extensión dela fractura, o la rigidez de la misma, en cadazona, desde la del esfuerzo local más bajo a ladel esfuerzo más alto. Mientras el apuntalantese empacaba hacia el pozo, la propagación de lasfracturas se dificultaba y la siguiente secuenciade colchón y lechada se derivaba a otras zonasde intervalos homogéneos largos.

En esta aplicación, los filtros de gravaAIIFRAC mejoraron la derivación del tratamientode fracturamiento y empaque a través de interva-los largos. Múltiples registradores de tempera-

tura con memoria electrónica, colocados estraté-gicamente en el tubo lavador, detectaron la deri-vación de la lechada a través de los tubos dederivación a otras zonas (arriba). Las disminucio-nes de temperatura frente a un registrador indi-caron flujo de fluido y los aumentos detemperatura correspondieron a flujo reducido o aausencia de movimiento de fluido en la posicióndel registrador. Las respuestas de temperatura enlos registradores confirmaron una completacobertura del intervalo y la derivación de los flui-dos de tratamiento a cada una de las zonas deinterés. La presión neta que se desarrolló duranteel tratamiento indicó el arenamiento controladode la fractura.

La aplicación de la técnica de fracturamientoy empaque en múltiples zonas en un solo pozodemanda mucho tiempo y resulta onerosa. Unaalternativa de las terminaciones con tratamientos

105

110

115

120

125

130

Pres

ión,

lpc

Tem

pera

tura

, °F

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75Tiempo, min

Registradores superior e inferior de la presiónde fondo de pozoRegistrador inferior de

la temperatura de fondode pozo

Registrador superior de la temperatura de fondode pozo

3000

5950

5900

Registradores de presión y temperatura

1 100Rayos gamma, APIProf., pies Resistividad, ohm-m

2 3

6000

6050

6100

6150

6200

3500

4000

4500

5000

Disparos

> Derivación del tratamiento de fracturamiento y empaque. Inyectando dos secuencias separadas de colchón y lechada, OceanEnergy trató cuatro zonas de más de 73 m [240 pies] de espesor en el primero de dos pozos (izquierda). Dos registradores ubicadosen el tubo lavador registraron las temperaturas y presiones en el fondo del pozo y las almacenaron en la memoria de los mismos(derecha). La temperatura disminuyó inicialmente en el registrador superior debido al flujo de fluido a través de la zona tope(verde). Problemas de bombeo motivaron la detención de la inyección entre las secuencias de colchón y lechada. Después de rei-niciar la inyección, la temperatura en el registrador superior se estabilizó, luego aumentó debido a que un puente de apuntalanteprevino el flujo en el espacio anular. La temperatura en el registrador inferior disminuyó al desviarse el fluido por los tubos de deri-vación de los filtros de grava AIIFRAC y al alcanzar las zonas más profundas (azul). La temperatura en el registrador superior dismi-nuyó una vez roto el puente y reiniciado el flujo anular.

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de fracturamiento y empaque apilados, emplea fil-tros de grava Alternate Path y empacadores deaislamiento MZ con tubos de derivación, para ter-minar más de una zona en una sola operación debombeo con el mismo empacador de grava (dere-cha). Esta técnica de derivación utiliza la caída depresión que se produce en los tubos de derivaciónpara controlar el flujo de fluido. El cambio delnúmero y el largo de los tubos de derivación quevan hacia cada zona controlan la caída de presión.Los ingenieros varían las configuraciones de lostubos de derivación para lograr la distribucióndeseada. El sistema permite terminar potencial-mente hasta tres zonas a un costo reducido y conuna mejor rentabilidad.

Los operadores generalmente evitan delibera-damente muchos intervalos de producción margi-nales y secundarios. Estas zonas pueden noexplotarse debido al riesgo mecánico de extenderel intervalo de fracturamiento y empaque haciaarriba y abajo, así como al costo de movilizar unequipo de terminación para reparar el pozo, espe-cialmente en el mar, donde se realizan la mayoríade los tratamientos de fracturamiento y empaque.Recientemente, se han introducido nuevas tecno-logías que prometen acelerar la aplicación de lasterminaciones “sin equipo de terminación.”

La tecnología de fracturamiento con tuberíaflexible, incluyendo la estimulación CoilFRAC, seestá convirtiendo rápidamente en una herra-mienta viable para explotar zonas productivaspasadas por alto.40 Esta nueva tecnología ha sidoaplicada con éxito en yacimientos marinos decapas múltiples y en yacimientos de baja perme-

abilidad; sin embargo, el paso siguiente consisteen transportar esta tecnología a zonas marinas.El acceso a pozos marinos en un ambiente dereparación y la ejecución de una terminación sinfiltros, o con tratamientos de fracturamiento yempaque en una zona nueva, sin utilizar un cos-toso equipo de perforación o de terminación con-vencional, abren incontables oportunidades parael futuro. La reducción significante de la friccióncon fluidos VES puede aumentar la aplicación detratamientos de fracturamiento con tubería flexi-ble, permitiendo que este tipo de terminacionessin equipos de perforación o terminación se rea-licen a mayores profundidades.

Recientemente, los operadores comenzaron aevaluar e instalar filtros de exclusión de arena quese expanden contra la pared del pozo. En estoscasos, no es necesario empacar el espacio anularpara lograr la estabilidad del pozo. Los filtrosexpandibles también podrían instalarse despuésde los tratamientos de fracturamiento y empaquepara eliminar los empaques anulares internos.

Las tecnologías emergentes de terminacionessin filtros producen terminaciones potencialescon un factor de daño negativo y reducen los cos-tos de terminación, al mismo tiempo que mantie-nen un control efectivo de la producción dearena.41 En este caso, el fracturamiento TSO y elanillo de apuntalante dejado alrededor del pozoactúan como un filtro de arena. Sin embargo,cualquier área no cubierta abre la posibilidad deque los disparos produzcan arena. Esta técnicarequiere varias combinaciones de disparos orien-tados, inyección de resinas orgánicas para soste-ner los granos de la formación en su lugar yapuntalantes cubiertos de resina, así como tec-nología de fibras para prevenir el flujo de retornodel apuntalante (próxima página). Los apuntalan-tes porosos ScalePROP impregnados con inhibi-dores de incrustaciones, pueden mejorar elemplazamiento del inhibidor y garantizar la dosi-ficación química uniforme para una mayor pro-tección contra la acumulación de incrustacionesen los componentes de la terminación y en lostubulares del pozo.

Tendencias futurasLos ingenieros reconocen que los simuladores defracturamiento convencionales que se basan enla mecánica de fractura lineal elástica no mode-lan adecuadamente el tratamiento de fractura-miento y empaque. Las tareas de investigaciónactuales están centradas en la evaluación denuevos conceptos de modelado que tienen encuenta las diferencias en el comportamientoelástico y plástico entre las formaciones duras y

blandas. Se están estudiando también los efec-tos de la inyección de fluido durante las pruebasde minifractura previas al tratamiento sobre lapérdida potencial de fluido durante el trata-miento principal. Los simuladores futuros de tra-tamientos de fracturamiento y empaque tendránen cuenta el comportamiento de la inyección delfluido para mejorar aún más los diseños de talestratamientos.

52 Oilfield Review

Empacador deaislamientoMZ superior

Tubo dederivacióncon boquillaspara tratar la zona superior

Empacador deaislamiento MZinferior

Tubo dederivacióncon boquillaspara tratar lazona inferior

Tubo dederivación sinboquillas paratratar la zonainferior

Disparos

Disparos

> Tratamiento de fracturamiento y empaque, yempaque de grava de múltiples zonas en unasola operación. Los empacadores de aislamientode zonas múltiples (MZ) con tubos de derivación,permiten tratar más de un intervalo con el mismoempacador de grava durante una operación debombeo en un solo viaje al pozo. Los fluidos detratamiento pasan a través de los tubos de deri-vación instalados en empacadores MZ, ubica-dos al tope y fondo de un intervalo de termina-ción para aislar las zonas individuales. El tamañoy la configuración de los tubos de derivaciónequilibran el flujo entre las zonas para crear doso tres fracturas simultáneamente. Esta capaci-dad reduce el costo adicional de acceso a otrosyacimientos.

40. Degenhardt KF, Stevenson J, Gale B, Gonzalez D, Hall S,Marsh J y Zemlak W: “Aislamiento y estimulación selec-tivos,” Oilfield Review 13, no. 3 (Invierno de 2001/2002):60–80.

41. Kirby RL, Clement CC, Asbill SW y Ely JW: “ScreenlessFrac Pack Completions Utilizing Resin Coated Sand inthe Gulf of Mexico,” artículo de la SPE 30467, presen-tado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de laSPE, Dallas, Texas, EUA, 22 al 25 de octubre de 1995.Pitoni E, Devia F, James SG y Heitmann N: “ScreenlessCompletions: Cost-Effective Sand Control in the AdriaticSea,” artículo de la SPE 58787, presentado en elSimposio Internacional de la SPE sobre Control del Dañode Formación, Lafayette, Luisiana, EUA, 23 de febrero de2000; también en el documento Perforación yTerminaciones de la SPE 15, no. 4 (Diciembre de 2000):293–297. Guinot et al, referencia 16.Solares JR, Bartko KM y Habbtar AH: “Pushing theEnvelope: Successful Hydraulic Fracturing for SandControl Strategy in High Gas Rate Screenless Completionsin the Jauf Reservoir, Saudi Arabia,” artículo de la SPE73724, presentado en el Simposio Internacional de la SPEsobre Control del Daño de Formación, Lafayette, Luisiana,EUA, 20 al 21 de febrero de 2002.

42. Guichard JA III y Stewart B: “Field Experience FracPacking Near Gas/Water Contacts,” artículo de la SPE73776, presentado en el Simposio Internacional de laSPE sobre Control del Daño de Formación, Lafayette,Luisiana, EUA, 20 al 21 de febrero de 2002.

43. Ali et al, referencia 36.

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Otoño de 2002 53

Una mejor comprensión y un modelado másriguroso de la reología del fluido, con control de lapresión neta de fracturamiento, pueden ayudar alas compañías a fracturar zonas pequeñas sin rom-per barreras cercanas o penetrar zonas de agua ogas, especialmente cuando se combinan con dise-ños de tratamientos de fracturamiento y empaqueque controlan el aumento de presión neta.42

Los avances recientes acontecidos en mate-ria de fluidos prometen mejorar aún más la pro-ductividad de los tratamientos de fracturamientoy empaque. Esto incluye fluidos HPG reticuladoscon bajas concentraciones de polímeros, mejorasen el reticulador demorado y en el rompedor depolímero, y la extensión de los límites de tempe-ratura para los sistemas VES sin sólidos porencima de los 150°C. También están siendo eva-luadas alternativas para los sistemas de políme-ros actuales. El descubrimiento, o la creación de

nuevos polímeros, puede ser la clave para desa-rrollar un fluido de fracturamiento completa-mente nuevo.

Los servicios de remoción del revoque de fil-tración MudSOLV, utilizados actualmente para elempaque de grava y la limpieza simultánea enempaques de grava efectuados a pozo abierto,pueden encontrar una aplicación similar en los tra-tamientos de fracturamiento y empaque a pozoabierto.43 La incorporación de rompedores deemulsión agresivos y químicos para remover elrevoque de filtración en los fluidos de fractura-miento, sin afectar las propiedades base de losfluidos, sería ventajosa durante los tratamientosde fracturamiento y empaque para garantizar elcontacto químico con toda la sección de pozoabierto y proveer un perfil de producción uniforme.

El creciente aumento en la utilización de lodosintético base aceite, especialmente en yaci-

mientos de alta permeabilidad, requerirá fluidosde fracturamiento compatibles. Esta necesidadse volverá cada vez más importante a medidaque los operadores realicen más tratamientos defracturamiento y empaque a pozo abierto. Lacompatibilidad del fluido, la mojabilidad de laformación y la limpieza del revoque de filtraciónse deberán encarar en el contexto del costosoreemplazo por sistemas base agua y el manejodel fluido base aceite.

Algunas de estas técnicas requieren másdesarrollo, pero a medida que se implementantratamientos de fracturamiento y empaque enmás yacimientos y en un rango más amplio decondiciones de subsuelo, se desarrollarán nuevasideas y técnicas que permitirán apreciar todos losbeneficios del método combinado de estimula-ción y control de la producción de arena. —MET

Fractura apuntalada CementoTubería de

revestimiento Disparos

Empaque“externo”

Tratamiento coninhibidor de incrustaciones

Formación o fractura apuntalada quecontiene un líquido inyectado previamentecon inhibidor de incrustaciones o apuntalanteScalePROP impregnado con un inhibidorde incustraciones sólido

Terminación sin filtroApuntalante cubierto con

resina o arena sostenida ensu lugar por fibras PropNET

Inyección forzada deinhibidor de incrustaciones

Apuntalante ScalePROP impregnado

Protección requerida

Conc

entra

ción

de

inhi

bido

r de

incr

usta

cion

es, p

arte

s po

r mill

ón (p

pm)

Producción de agua

Fin de la vida del inhibidor deincrustaciones de inyección forzada

0

10

100

1000

10,000

> Terminaciones sin filtros. Combinados con el tratamiento de fracturamiento y empaque, la consoli-dación de resina, los apuntalantes cubiertos con resina o los aditivos para empaque de apuntalantede fracturamiento hidráulico PropNET (arriba a la derecha), controlan potencialmente la producciónde apuntalante y arena sin necesidad de recurrir a filtros de exclusión de arena y empaques de gravainternos (arriba a la izquierda). Los ahorros en materia de costos incluyen la eliminación de los filtros,el tiempo de equipo asociado para la instalación de los mismos y la colocación del empaque anular.Además, los apuntalantes porosos impregnados con inhibidor de incrustaciones ScalePROP contie-nen una fase sólida de inhibidor de incrustaciones (abajo a la izquierda). Este método distribuye el quí-mico a través del empaque de apuntalante para evitar la pérdida de inhibidor y proveer proteccióncontra las incrustaciones durante el flujo de retorno inicial del pozo y la limpieza de los fluidos de tra-tamiento; la lenta disolución asegura la dosificación uniforme del inhibidor durante la producción(abajo a la derecha).

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