18 Oilfield Review

A medida que el desarrollo de yacimientos depetróleo y de gas en áreas marinas ingresa enambientes de aguas profundas más exigentes yrigurosos, la utilización y los métodos de fractu-ramiento y empaque continúan expandiéndose yevolucionando en base a requisitos y experien-cias de campo específicos. Estos tratamientos defracturamiento con control del crecimiento lon-gitudinal de la fractura (TSO, por sus siglas eninglés), ejecutados en conjunto con el empaquede grava con filtros mecánicos, representanactualmente casi un 65% de las terminacionescon control de la producción de arena en elGolfo de México, EUA. Desde su primera aplica-ción a comienzos de la década de 1990, latécnica de fracturamiento y empaque se ha con-vertido en uno de los métodos más utilizadospara las operaciones de terminación de pozos enformaciones pobremente consolidadas.

Esta técnica combinada de estimulación ycontrol de la producción de arena ha resultadoefectiva en una amplia gama de formaciones consólidos móviles, especialmente en yacimientos dealta permeabilidad.1 Los tratamientos de fractu-ramiento y empaque proporcionan aumentos dela producción sostenidos, en forma consistente,comparados con los empaques con lechada o losempaques con agua a alto régimen de inyección.

Los tratamientos de fracturamiento y empa-que evitan muchos de los deterioros de laproductividad que son comunes en los empaquesde grava en pozos entubados, sorteando en formaefectiva el daño de formación, o daño mecánico,y creando un empaque “externo” para estabilizarlos disparos que no están alineados con la frac-tura apuntalada (próxima página).

Un diseño TSO limita la extensión, o longi-tud, de la fractura hidráulica mediante lautilización de fluidos de estimulación menos efi-caces con altas tasas de pérdida de fluido quehacen que las etapas de lechada cargadas deapuntalante se deshidraten en los primeros ins-tantes de un tratamiento. Los apuntalantes seobturan cerca del extremo, o punta, de las frac-turas dinámicas haciendo que éstas se inflencomo un globo mientras se inyecta lechada adi-cional. Luego, el apuntalante se empaca endirección hacia el pozo, lo que promueve el con-tacto entre los granos y genera una trayectoriamás conductiva y más ancha después decerrarse la fractura dinámica.

En muchos aspectos, el tratamiento de frac-turamiento y empaque constituye una tecnologíamadura. Las compañías de servicios tienen equi-pos de bombeo, embarcaciones de estimulación,herramientas de fondo de pozo y soporte de

Optimización de los tratamientos de fracturamiento y empaque

Bala Gadiyar Nueva Orleáns, Luisiana, EUA

Craig MeeseGreg Stimatz Marathon Oil CompanyHouston, Texas, EUA

Hugo Morales Houston, Texas

José Piedras Total E&P USA, Inc.Houston, Texas

Jérôme Profinet Total, Elf Petroleum Nigeria, Ltd.Port Harcourt, Nigeria

Pau, FranciaPau, France

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Billy Greeson, Houston, Texas, EUA.AFIV (Sistema FIV Controlado por el Espacio Anular), CoolFRAC, DataFRAC, DeepSTIM, FIV (Válvula de Aislamientode la Formación), QUANTUM, QUANTUM maX y SenTREEson marcas de Schlumberger.AllFRAC, AllPAC y Alternate Path son marcas de Mobil OilCorporation, ahora ExxonMobil. La licencia de esta tecnolo-gía ha sido otorgada a Schlumberger.

La técnica de fracturamiento para el control de la producción de arena ha evo-

lucionado con la expansión de las aplicaciones a yacimientos más profundos y

más desafiantes. Una prueba confiable para establecer la presión de cierre de

la fractura, sumada al mejoramiento de los criterios de selección de fluidos, ha

ayudado a los ingenieros a reducir el daño de terminación en los pozos perfora-

dos en aguas ultraprofundas. Estas técnicas comprobadas en el campo también

pueden ser aplicadas en otras áreas para asegurar el éxito de los tratamientos

de fracturamiento con control del crecimiento longitudinal de la fractura y del

emplazamiento de empaques de apuntalante altamente conductivos.

Invierno de 2004/2005 19

laboratorio comparables. Además proveen flui-dos, apuntalantes, aditivos para tratamientos ytécnicas de remoción de daños similares. Otrastecnologías de pozos—terminación de pozosinteligentes, vigilancia rutinaria y control de laproducción de zonas múltiples, transferencia dedatos e información en tiempo real, control de laseguridad y la calidad—también han alcanzadoun nivel de madurez relativamente alto.

El daño de terminación promedio para lostratamientos de fracturamiento y empaque estípicamente menor que el daño correspondientea otros métodos de control de la producción dearena; sin embargo, existen posibilidades demejoramiento. La productividad resultante delos tratamientos de fracturamiento y empaquepuede ser inferior a la esperada debido a unacombinación de diversos factores, incluyendo eldaño de los disparos, la imposibilidad de lograrel arenamiento inducido en el extremo de lafractura, la cobertura incompleta de la fractura odel empaque de apuntalante, y las grandes caí-das de presión a través de los filtros de exclusiónde arena y del equipo de terminación de pozos.

La optimización de la técnica de fractura-miento y empaque implica el abordaje de todosestos factores de diseño de la terminación depozos para reducir el daño mecánico global ymejorar la productividad del pozo, maximizar larecuperación de hidrocarburos y ayudar a losoperadores a evitar futuras operaciones de inter-vención de pozos. Este último objetivo escríticamente importante en campos de aguasprofundas, particularmente aquellos que inclu-yen pozos submarinos, donde las operacionescorrectivas destinadas a remover daños o reesti-mular pozos son extremadamente dificultosas,complejas y costosas.

Total, Marathon y Schlumberger refinaron lasprácticas de terminación y las técnicas de frac-turamiento y empaque existentes en el Golfo deMéxico mediante la utilización de la experienciade campo y el mejoramiento del modelado decomputación de los procesos de fracturamiento,y fracturamiento y empaque. Los ingenieros determinación ahora seleccionan fluidos de trata-miento óptimos y ajustan el diseño de lostratamientos de fracturamiento y empaque paradar cuenta de las temperaturas y del corte delfluido en sitio durante la ejecución de los trata-mientos.

En este artículo se analizan métodos de lim-pieza de los disparos y de selección de los fluidosde tratamiento que permiten lograr fracturasTSO efectivas, incluyendo una alternativa confia-ble para determinar la presión de cierre de lafractura. Además se presentan equipos de termi-

nación de pozos que aseguran la estimulación yel empaque de grava completos a través de inter-valos largos, maximizan el área de flujo interno ypermiten la evaluación de la eficiencia del trata-miento de fracturamiento y empaque. Seproporciona además un resumen de la experien-cia de campo y los resultados de los campospetroleros de aguas ultraprofundas Aconcagua yCamden Hills del proyecto Canyon Express delGolfo de México, que contribuyeron a una mejorcomprensión de la técnica de fracturamiento yempaque.

Disparos efectivosLa estimulación de yacimientos, o la conductivi-dad de la fractura, por sí solas no garantizan untratamiento de fracturamiento y empaqueóptimo. Se requiere además un empaque deapuntalante externo efectivo. Un anillo de apun-

talante alrededor del pozo estabiliza todos losdisparos y los conecta hidráulicamente con lafractura apuntalada. Esto minimiza aún más eldaño mecánico del tratamiento de fractura-miento y empaque y reduce la caída de presión alo largo del intervalo de terminación para ayudara evitar fallas de la formación y la subsiguienteproducción de arena. Un empaque externo tam-bién constituye la base para las operaciones determinación de pozos sin filtros (cedazos) quecontrolan la producción de arena sin filtrosmecánicos ni empaques de grava internos.2

> Tratamiento de fracturamiento y empaque. Los diseños de tratamientos de fracturamiento con controldel crecimiento longitudinal de la factura (TSO, por sus siglas en inglés) utilizan fluidos que son admiti-dos en los primeros instantes del tratamiento, lo que hace que el apuntalante se empaque en los extre-mos de las fracturas (extremo superior). A medida que se bombea fluido cargado con apuntalante, olechada adicional, las fracturas de doble ala se inflan y el apuntalante se empaca en dirección hacia elpozo (centro). La técnica TSO genera suficiente desplazamiento de las formaciones blandas para crearuna abertura del espacio anular alrededor del pozo que se rellena con apuntalante. Este empaque ex-terno previene la producción de arena desde los disparos no alineados y reduce aún más la caída depresión que se produce en las cercanías de la pared del pozo (extremo inferior).

Fractura dinámica

Arenamiento inducido en el extremo de la fractura

Apuntalante

Tubería de revestimiento

Cemento

Disparo

Inflado de la fractura

Abertura del espacio anular

Filtro (cedazo)

Tubo lavador

Fractura apuntalada

Empaque de apuntalante “externo”

Empaque de apuntalante en el espacio anular

1. Ali S, Norman D, Wagner D, Ayoub J, Desroches J, Morales H, Price P, Shepard D, Toffanin E, Troncoso J yWhite S: “Método combinado de estimulación y controlde la producción de arena,” Oilfield Review 14, no. 2(Otoño de 2002): 32–54.

2. Acock A, Heitmann N, Hoover S, Malik BZ, Pitoni E, RiddlesC y Solares JR: “Métodos de control de la producción dearena sin cedazos,” Oilfield Review 15, no. 1 (Primavera de2003): 40–57.

20 Oilfield Review

El modelado de computación indica que losdisparos no alineados, que están orientados a dis-tancia del plano preferencial de fracturamiento(PPF, por sus siglas en inglés), contribuyen con un50% del influjo proveniente de formaciones de altapermeabilidad (arriba). Esto resta importancia ala eliminación de las restricciones al flujo en todoslos disparos y sus adyacencias.

Los disparos con cargas explosivas huecas omoldeadas producen una zona de daño trituradaalrededor de los túneles dejados por los disparos.Este daño puede ser encarado mediante el bom-beo de ácido para eliminar el daño de los disparosy los detritos previo al tratamiento de fractura-miento y empaque o mediante la aplicación deprácticas de disparo más efectivas, tales como las

técnicas de bajo balance dinámico.3 El análisis delas terminaciones de pozos del Golfo de Méxicoindica que los factores de daño resultaron altoscuando se utilizaron volúmenes de ácido demenos de 0.24 m3/m [20 gal/pie] a través de losintervalos disparados; el bombeo de volúmenes deácido de 0.5 a 0.6 m3/m [40 a 50 gal/pie] condivergencia efectiva en la zona completa permitióminimizar el daño de terminación (izquierda).

Además, debería considerarse con cuidado laselección de los intervalos disparados para evi-tar el crecimiento vertical indeseado de lafractura hidráulica en las capas de lutita quesobreyacen y subyacen los intervalos producti-vos. El fracturamiento dentro de las capas delutita restringe la pérdida de fluido. Las fractu-ras dinámicas en las lutitas permanecenabiertas más tiempo porque la pérdida de losfluidos de tratamiento no es suficientementerápida. Esto también dificulta la obtención deun empaque de grava completo alrededor delextremo de los filtros de control de arena.

> Disparos efectivos. La comparación del daño de terminación en pozos delGolfo de México con el volumen de ácido bombeado para limpiar el daño delos disparos indica menores productividades como resultado de la utilizaciónde un volumen de ácido clorhídrico [HCl] inferior a 0.24 m3/m [20 gal/pie] através del intervalo disparado. Los criterios de fracturamiento y empaqueoptimizados recomiendan un volumen de 0.5 a 0.6 m3/m [40 a 50 gal/pie] condivergencia efectiva en toda la zona.

1000

40

30

20

10

Volumen de ácido, gal/pie de intervalo disparado

Fact

or d

e da

ño a

dim

ensi

onal

0 20 40 60 80

>Mitigación del crecimiento de la fracturahidráulica hacia las lutitas. El fracturamiento endirección hacia una capa de lutita limita lapérdida de fluido y puede dificultar el empaquecompleto de los apuntalantes alrededor de losfiltros de control de la producción de arena. Los intervalos disparados pueden ser reducidosen 0.9 a 1.5 m3 [3 a 5 pies] cerca de las interfasesde la lutita para permitir la pérdida de fluidocontinua desde las fracturas dinámicas.

0 50Longitud de la fractura, pies

100

XX,550

XX,500

Prof

undi

dad,

pie

s

XX,450

Áreas de pérdidade fluido pequeñasde 3 a 5 pies, por encima y por debajo de los intervalos disparados

3. Bakker E, Veeken K, Behrmann L, Milton P, Stirton G, Salsman A, Walton I, Stutz L y Underdown D: “La nuevadinámica de operaciones de disparos en condiciones debajo balance,” Oilfield Review 15, no. 4 (Primavera de2004): 56–69.

4. Morales RH, Gadiyar BR, Bowman MD, Wallace C y Norman WD: “Fluid Characterization for Placing an Effective Frac/Pack,” artículo de la SPE 71658, presentadoen la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE;Nueva Orleáns, 30 de septiembre al 3 de octubre de 2001.

> Flujo de fractura versus influjo en los disparos no alineados. El influjo no selimita al área transversal de la fractura apuntalada. El modelado decomputación indica que los disparos alineados a distancia del planopreferencial de fracturamiento (PFP, por sus siglas en inglés) contribuyen con casi el 50% del influjo de formaciones de alta permeabilidad, restandoimportancia al fracturamiento TSO y a la creación de un empaque deapuntalante externo. Esta simulación compara una densidad de disparo de 4 disparos por pie (dpp) en pozo entubado (rojo) con una terminación aagujero descubierto (verde), que posee una densidad de disparo infinita.

Terminación a pozo entubado,

4 dpp, fase de 90°

Terminación aagujero descubierto

100

80

60

40

20

010 100 1,000 10,000

Rela

ción

ent

re e

l flu

jo d

e fra

ctur

a y

el fl

ujo

tota

l, %

Permeabilidad de la formación, mD

Fractura apuntalada

Disparos no alineados

Invierno de 2004/2005 21

miento también son importantes para la minimi-zación del daño de terminación durante elcontraflujo y la limpieza posteriores al trata-miento.

Inicialmente, los criterios de selección de flui-dos para los tratamientos de fracturamiento yempaque se basaban en los tratamientos de fractu-

ramiento convencionales ejecutados en yacimien-tos consolidados de baja permeabilidad, donde elancho de la fractura es reducido—altas tasas decorte del fluido—y la pérdida de fluido es baja;menos enfriamiento de la formación. Esto condujoa la utilización de fluidos de fracturamiento yempaque con altas concentraciones de polímeros ymayores eficiencias, o tasas de pérdida más bajas,incluso en formaciones con permeabilidades másaltas.

No obstante, los ingenieros de terminaciónde pozos pronto observaron que los fluidos defracturamiento y empaque menos eficientes concargas de polímeros menores y tasas de pérdidamayores tienden a causar menos daño de forma-ción y de empaque de apuntalante, lo que setraduce en mejores productividades de pozos(izquierda). El hecho de no considerar los cam-bios de temperatura y las variaciones de la tasade corte también se tradujo en cargas de políme-ros innecesariamente altas, lo que redujo laposibilidad de lograr el arenamiento en elextremo de la fractura. En consecuencia, losdiseñadores comenzaron a basar la selección defluidos y las cargas de polímeros en los valoresde temperatura y las tasas de corte reales pre-sentes en una fractura.4

Las temperaturas de fondo de pozo decrecensignificativamente durante las pruebas de inyec-tividad y calibración previas al tratamiento y a laoperación de fracturamiento y empaque real,debido a la rápida pérdida de fluido hacia lasformaciones de alta permeabilidad (abajo). Esteenfriamiento subsiguientemente aumenta la vis-

La reducción de los intervalos de disparo en 0.9 a1.5 m [3 a 5 pies], en el tope y la base, habitual-mente permite suficiente admisión desde lasfracturas dinámicas para completar en forma efi-caz la porción de un tratamiento correspondienteal empaque de grava (página anterior, arriba a laderecha).

Después de los disparos, un tratamiento TSOexitoso resulta esencial para generar fracturasanchas y empaques de apuntalante externos ypromover el contacto entre los granos del apunta-lante, desde el extremo de la fractura hasta elpozo. El logro de estos objetivos interrelacionadosexige la selección de fluidos de tratamiento ade-cuados en base a criterios de fracturamiento yempaque específicos, así como al análisis de prue-bas de inyectividad-calibración diseñadas.

Selección de fluidosLas propiedades de los fluidos de tratamientodesempeñan un rol poderoso en la generación dela geometría de la fractura hidráulica y el empla-zamiento efectivo de apuntalante durantecualquier tratamiento de fracturamiento, peroresultan particularmente importantes durante eltratamiento de fracturamiento y empaque. Elancho, la longitud, la altura y la capacidad detransporte de la fractura dinámica quedan deter-minados fundamentalmente por el volumen, laviscosidad y el coeficiente de pérdida de fluido.Las características óptimas del fluido de trata-

> Mejoramiento de la productividad mediante tratamiento de fracturamiento yempaque. La producción de los pozos terminados con tratamientos de fractura-miento y empaque en el área de la Isla Matagorda del Golfo de México se duplicóluego de dejar de utilizar un sistema de fluido con una concentración de polí-meros de 50 libras cada mil (lpm) galones en los Pozos 1 a 4 (rojo), para comenzara emplear un fluido con una concentración de polímeros de 35 lpm en los Pozos5 a 7 (azul). El índice de productividad del Pozo 7 podría haber sido más alto,pero la producción estuvo limitada por una tubería de producción pequeña.

70

60

50

40

30

Prod

ucci

ón d

e ga

s, M

Mpc

/D

20

10

01 2 3 4

Pozo5 6 7

50 lpm 35 lpm

> Temperatura de fondo de pozo durante la inyección de fluido. La temperatu-ra de la formación constituye una consideración importante en la selecciónde los fluidos para los tratamientos de fracturamiento y empaque. Los datosde campo provenientes de los registradores de temperatura de fondo de pozoindican que la región vecina al pozo se enfría hasta alcanzar 190°F durante laspruebas de ácido, escalonadas y de determinación de datos de tratamientosde fracturamiento DataFRAC previas al tratamiento. Las bajas eficiencias defluido y las altas tasas de pérdida de fluido reducen la transferencia de calordesde el yacimiento y también reducen significativamente las temperaturasen las fracturas dinámicas. Por lo tanto, la selección de los fluidos para lostratamientos de fracturamiento y empaque y las cargas de polímeros deberíanbasarse en las temperaturas locales reales.

Fracturamientoy empaque

Presión

300

250

200

150

1001,900 2,000 2,100 2,200 2,300

12,000

10,000

8,000

6,000

4,000

2,000

0

Tiempo, minutos

Tem

pera

tura

de

fond

o de

poz

o (B

HT),

°F

Pres

ión

de fo

ndo

de p

ozo

(BHP

), lp

cTemperatura

Pruebas de inyección-calibración y DataFRAC

190°F

Acid

cosidad aparente del fluido de tratamiento den-tro de la fractura dinámica y reduce la pérdidade fluido dentro de la formación.

Además de los cambios en las propiedades delos fluidos, causados por los efectos de la tempe-ratura, los fluidos de tratamiento experimentantasas de corte variables a medida que las fractu-ras se extienden o propagan. Las velocidades ylos índices de corte de los fluidos son altosdurante la iniciación de la fractura, pero decre-cen en varios órdenes de magnitud después delarenamiento inducido en el extremo de lamisma, causando aumentos paralelos en la visco-sidad aparente (arriba).

La viscosidad de los fluidos poliméricos geli-ficados debe romperse completamente despuésde un tratamiento. Los fluidos de fracturamientoy empaque que no se rompen rápidamente pue-den dejar residuos de polímero en las fracturasapuntaladas y en los empaques de apuntalante,lo que deteriora la productividad inicial delpozo. La adición de químicos y rompedores, talescomo oxidantes, oxidantes encapsulados y enci-mas, en las distintitas etapas de una operacióndegrada los fluidos reticulados con borato con eltiempo. El tipo de rompedor y la concentraciónrequerida dependen de la carga de polímero, latemperatura y el tiempo de bombeo. La carga derompedor diseñada para los tratamientos defracturamiento y empaque queda determinadapor el tiempo de exposición dentro de la fracturadinámica (derecha).

La etapa inicial, o fluido colchón, que sebombea sin apuntalante, es admitida más rápi-damente porque crea y contacta continuamentenuevas superficies de fractura dinámica. Des-pués de inducir un arenamiento en el extremode la fractura, la velocidad de propagación de lafractura decrece, la eficiencia del fluido aumenta,y las etapas que siguen al colchón permanecenen la fractura abierta por más tiempo. Las eta-pas de lechada bombeadas cerca del final de unprograma de tratamiento tienen el menortiempo de exposición. Cuando la primera etapa

de lechada cargada de apuntalante alcanza losdisparos, la viscosidad del fluido colchón deberíacomenzar a degradarse para luego romperserápidamente por completo.

Las etapas de lechada intermedias debenpermanecer estables al menos un 30% deltiempo de bombeo total para luego romperse.Las etapas de lechada finales deben permanecerestables al menos un 20% del tiempo de bombeototal antes de romperse. El tiempo total que lasetapas de colchón y lechada permanecen esta-bles debe incluir el tiempo de viaje de la sarta

22 Oilfield Review

> Tiempo de retención del fluido en las fracturas dinámicas. Un tratamiento defracturamiento y empaque implica habitualmente el incremento gradual de laconcentración de apuntalante en varias etapas. El tiempo de exposición de lafractura para cada etapa, expresado como porcentaje del tiempo de bombeototal, muestra que la etapa inicial y las etapas finales están expuestas durantemenos tiempo que las etapas intermedias.

35

30

25

20

15

Tiem

po d

e ex

posi

ción

de

la fr

actu

ra, %

10

5

0Colchón

Etapa2 5 7 931 4 6 8

> Viscosidad del fluido versus tasa de corte. Las pruebas de laboratorio fueron realizadas con tasasde corte de fluidos (azul) típicas de las operaciones de extensión de la fractura y arenamiento indu-cido en el extremo de la fractura durante los tratamientos de fracturamiento y empaque. Un fluido defracturamiento a base de goma hidroxipropílica (HPG, por sus siglas en inglés) reticulada de 35 lpmmostró un comportamiento de la viscosidad adecuado, mientras que sistemas de 40 y 45 lpm (rojo ydorado, respectivamente) poseían viscosidades significativamente más altas. Los cambios de tempe-ratura y corte pueden obstaculizar el tratamiento TSO si las cargas de polímeros son demasiado altas.

Tasa

de

corte

, seg

-1

Visc

osid

ad, c

p

0 10 20 30 40100

1,000

10,000

45 lpm

40 lpm

35 lpm

Cortedel fluido

Tiempo, minutos

Extensión de la fracturaArenamiento inducido

en el extremo de la fractura0.1

1

10

100

1,000

Invierno de 2004/2005 23

de trabajo. Un valor confiable para el esfuerzode formación local mínimo es crítico para prede-cir las dimensiones de la fractura y para diseñarestos tratamientos TSO.

Presión de cierre de la fracturaLas pruebas de inyectividad y minifractura, eje-cutadas antes de aplicar un tratamientoprincipal utilizando el servicio de determinaciónde datos de fracturas DataFRAC, verifican pará-metros tales como la presión de cierre de lafractura, el coeficiente de pérdida de fluido y laeficiencia del fluido. La obtención de valoresconfiables para estos parámetros ayuda en lacalibración, optimización y ajuste final del diseñode los tratamientos.

Una presión de cierre de fractura incorrectaconduce a un tiempo de cierre y a una presión

neta incorrectos y, en consecuencia, a una efi-ciencia de fluido o un coeficiente de pérdidademasiado bajo o demasiado alto. Como resul-tado, cualquier ajuste que se efectúe en losprogramas de fluidos y apuntalantes durante eltratamiento principal podría traducirse en laimposibilidad de lograr un TSO y en una estimu-lación subóptima. Un valor de presión de cierrede fractura confiable también es esencial para lageneración de gráficas de presión neta entiempo real confiables, que se utilizan para pre-decir la geometría de la fractura y el arenamientoinducido en el extremo de la misma.

Para lograr un tratamiento TSO que asegurela generación de una fractura apuntalada másancha, los ingenieros de campo utilizan las gráfi-cas de presión neta para tomar decisiones entiempo real en lo que respecta a continuar con

un tratamiento o finalizar la operación en susprimeras fases. El ajuste del comportamiento dela presión neta mediante la utilización de unmodelo de computación también ayuda a esti-mar las dimensiones de la fractura y a ajustar eldiseño de los tratamientos.

Las pruebas escalonadas que utilizan fluidosno gelificados y el análisis DataFRAC queemplea los fluidos de tratamiento gelificadosreales implican el bombeo de fluido dentro deuna formación para analizar las respuestas depresión durante y después de la inyección(arriba). El análisis de declinación de la presión,que es el método más generalizado, incorporagráficas estandarizadas para identificar el puntode inflexión en una curva de declinación de lapresión que representa el cierre de la fractura.

> Pruebas de inyectividad o minifractura previas al tratamiento. La determinación del esfuerzo de cierre de la fracturahabitualmente comprende la inyección de fluidos de baja velocidad no dañinos para iniciar una fractura dinámica corta.Las pruebas escalonadas aumentan gradualmente el régimen de inyección para identificar la presión requerida para pro-pagar, o extender, la longitud de la fractura (abajo). Los datos de presión de las pruebas escalonadas pueden ser extra-polados para estimar la presión de cierre de la fractura. La inyección a régimen constante seguida de flujo de retorno arégimen constante o declinación de la presión después del cierre del pozo también ayuda a determinar el cierre de lafractura. No obstante, durante el flujo de retorno y la declinación de la presión, las respuestas de presión a menudoexhiben puntos de inflexión causados por eventos ajenos al cierre de la fractura, lo que dificulta la obtención de unvalor de esfuerzo de cierre de fractura confiable (arriba).

Pres

ión

de fo

ndo

de p

ozo

Tiempo

Régimen deinyección

en aumento

Régimende inyección

constante

Flujo deretorno

constante

Cierre Régimen deinyecciónconstante

Presión neta

Presión de cierre de la fractura

Presión deextensión dela fractura

Presión de rebote

Declinación de lapresión posterior

al tratamiento

Presión de cierreinstantánea (ISIP)

Rece

sión

de

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ltura

de

la

fract

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Fluj

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Fluj

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Fluj

o ra

dial

Cierre de la fractura

No obstante, bajo ciertas condiciones, la res-puesta de presión exhibe puntos de inflexiónasociados con mecanismos ajenos al cierre de lafractura—cambios en los regímenes de flujo oen el influjo de gas—que a veces conducen aestimaciones erróneas. Se necesitaba unaprueba más objetiva y confiable para determinaren forma adecuada y consistente la presión decierre de la fractura y caracterizar correcta-mente el comportamiento de la fracturahidráulica.

Idealmente, el cierre de la fractura deberíaactivarse por el flujo de fluido y ser controladofundamentalmente por la abertura y el cierre dela fractura dinámica a fin de proporcionar unarespuesta de presión única. Si se realizancorrectamente, las pruebas escalonadas y deretorno de flujo se ajustan a estos criterios comolo hace la nueva prueba escalonada de equilibrio(ESR, por sus siglas en inglés) (arriba).5 Laprueba ESR es similar a una prueba escalonadaconvencional salvo una excepción.

Este procedimiento reduce las superficies dela fractura hidráulica a un área de equilibriodonde el régimen de inyección iguala a la tasade pérdida de fluido para proporcionar una indi-

cación más confiable de la presión de cierre dela fractura. El fluido es inyectado a regímenescada vez más altos para crear una fracturahidráulica; por lo tanto, en lugar de cerrar el

24 Oilfield Review

> Diseños de tratamiento efectivos. La comparación de las terminaciones contratamientos de fracturamiento y empaque del Golfo de México indican que elemplazamiento de mayores volúmenes de apuntalante en la formación no secorrelaciona con la reducción de los factores de daño. Tres pozos poseíanfactores de daño extremadamente elevados, que oscilaban entre más de 20 ymás de 35, si bien los volúmenes de apuntalante eran superiores a 3,000 kg/m[2,000 lbm/pie] de intervalo disparado. En estos casos, los elevados factoresde daño fueron atribuidos al hecho de no lograr un arenamiento inducido enel extremo de la fractura.

6,0004,0002,000-5

40

35

30

25

20

15

10

5

0

Volumen de apuntalante emplazado, lbm/pie de intervalo disparado

Fact

or d

e da

ño a

dim

ensi

onal

1

> Prueba escalonada de equilibrio (ESR, por sus siglas en inglés). En formaciones de alta permeabilidad, la prueba ESR provee una indicación más confia-ble de la presión de cierre de la fractura que otros métodos. El fluido es inyectado a regímenes crecientes para iniciar una fractura hidráulica y estimar elrégimen de inyección requerido para la propagación, o extensión, de la fractura (izquierda). Luego, el régimen de inyección se reduce y se mantiene cons-tante a la tasa de propagación estimada. Cuando la pérdida de fluido y los regímenes de inyección alcanzan un equilibrio, la presión comienza a estabilizar-se y el pozo se cierra. A diferencia de las pruebas de minifracturas y el análisis de declinación de la presión DataFRAC convencionales (extremo inferiorderecho), la presión de cierre de la fractura durante una prueba ESR es única y resulta fácil de identificar (extremo superior derecho).

3,500

3,000

2,500

2,000

1,500

1,000

500

0

28

24

20

16

12

8

4

0

Pres

ión,

lpc

Régi

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de

inye

cció

n, b

bl/m

in

250 260

Régimende inyección

Presión en el espacio anular activo

270 280Tiempo, minutos

Régimen deinyección

de la fractura

La presiónse estabiliza

290 300 310

7,600

7,500

7,400

7,300

7,200

7,100

7,000

Pres

ión

de fo

ndo

de p

ozo

(BHP

), lp

c

4.5 4.6 4.7 4.8 4.9Raíz cuadrada del tiempo total, min1/2

Presión de cierre de la fractura 7,432 lpc

5.0

Flujo de retorno en la prueba escalonada de equilibrio

7,800

7,000

7,200

7,400

7,600

Pres

ión

de fo

ndo

de p

ozo

(BHP

), lp

c

2.5 3.0

L2-S

L2-EL1-E

L1-S

3.5 4.0 4.5Raíz cuadrada del tiempo total, min1/2

Flujo de retorno DataFRAC

5.0

Presión de cierre de la fractura 7,432 lpcEficiencia del fluido 23%

Prueba DataFRACPrueba escalonada de equilibrio

Presión de tratamiento en la tubería de producción

5. Weng X, Pandey V y Nolte KG: “Equilibrium Test – A Method for Closure Pressure Determination,” artículo delas SPE/ISRM 78173, presentado en la Conferencia sobreMecánica de las Rocas, Irving, Texas, 20 al 23 de octubrede 2002.

Invierno de 2004/2005 25

pozo, el régimen de inyección de fluido sereduce a la tasa de propagación, o extensión, dela fractura y luego se mantiene constante.

El volumen y la presión en la fractura diná-mica disminuyen subsiguientemente hasta quela tasa de pérdida y el régimen de inyección defluido alcanzan un equilibrio. En ese punto, elvolumen de la fractura deja de reducirse y la

presión se estabiliza. Una vez alcanzada estapresión de equilibrio, se cierra el pozo y tambiénla fractura.

La prueba ESR provee un valor más confiablepara la presión de cierre de la fractura, especial-mente en formaciones de alta permeabilidaddonde los fluidos de tratamiento son admitidosrápidamente y las fracturas hidráulicas tambiénse cierran rápidamente.

La presión de cierre es única y resulta fácilde identificar, lo que evita las ambigüedades aso-ciadas con otros métodos. La eficiencia delfluido también puede estimarse a partir de lacurva de declinación. Una correlación derivadadel campo para los pozos de aguas profundasconstituye una alternativa confiable para esti-mar el esfuerzo local.

En el pasado, se creía erróneamente que lasmayores productividades resultantes de los tra-tamientos de fracturamiento y empaqueprovenían del emplazamiento de un volumenmás grande de apuntalante en una formación.Los datos de daño mecánico provenientes de ter-minaciones con tratamientos de fracturamientoy empaque en el Golfo de México, representadosgráficamente como una función del volumen deapuntalante por pie, indican que el aumento delvolumen de apuntalante no necesariamentereduce el daño mecánico si el tratamiento nologra inducir un arenamiento para controlar elcrecimiento longitudinal de la fractura (páginaanterior, abajo). Otro aspecto clave relacionadocon el aseguramiento de tratamientos TSO efec-tivos es la cobertura completa y efectiva de lafractura y el emplazamiento de apuntalante através de todo un intervalo productivo.

Cobertura de la fractura y emplazamiento de apuntalanteLos diseños de terminaciones con tratamientosde fracturamiento y empaque y los equipos defondo de pozo deben encarar las complejidadesque implica el tratamiento de secciones yaci-

miento grandes e intervalos de terminación múl-tiples, que en algunos casos poseen intervalosdisparados de más de 46 m [150 pies] de largo yexhiben contrastes de permeabilidad y esfuerzosignificativos. Aunque se planifiquen con cui-dado, los tratamientos de fracturamiento yempaque fracasan si se produce la acumulaciónde apuntalante en el espacio anular existenteentre el filtro de grava y la tubería de revesti-miento, restringiendo o bloqueando el flujo defluido en el espacio anular. El taponamiento conapuntalante da como resultado la terminacióntemprana del tratamiento, la baja conductividadde la fractura y un empaque incompleto alrede-dor de los filtros de grava.

El bloqueo del espacio anular cerca del topede un arreglo de filtros, impide la estimulaciónde la fractura y el empaque de zonas más profun-das. Aún una restricción de flujo parcial en elespacio anular aumenta la caída de presión porfricción, restringe la distribución del flujo ylimita el crecimiento vertical de la fractura a tra-vés del intervalo de terminación, especialmentecuando se fracturan zonas con esfuerzos localesmás altos. Los vacíos dejados por debajo de unpuente de apuntalante aumentan la posibilidadde una falla del filtro de grava por la erosión cau-sada por los fluidos y la arena producidos.

Para intervalos homogéneos que poseenmenos de 18 m [60 pies] de espesor, la altura dela fractura cubre típicamente la zona completa.En intervalos más largos, la probabilidad decobertura completa de la fractura disminuye y elriesgo de bloqueo de apuntalante aumenta. Losintervalos largos pueden ser tratados en etapasseparadas. Esto requiere más equipos de fondode pozo, tales como los aparejos de fractura-miento y empaque apilados, además de tiempoadicional de instalación, pero estos factores sue-len ser compensados por el aumento de laefectividad del tratamiento y de la terminación.

La tecnología Alternate Path también puedeaplicarse para el fracturamiento y empaque deintervalos más largos (izquierda). Los filtros degrava AllFRAC utilizan tubos rectangulares hue-cos, o tubos de derivación, soldados en la parteexterior de los filtros para proveer trayectoriasde flujo adicionales para la lechada. Los orificiosde salida con boquillas reforzadas de carburo,localizadas a lo largo de los tubos de derivación,dejan que los fluidos y el apuntalante salgan porencima y por debajo de las restricciones delespacio anular, lo cual permite continuar el frac-turamiento y el empaque en el espacio anularaún después de la formación de restricciones enel espacio anular existente entre el filtro degrava y la tubería de revestimiento.

< Emplazamiento efectivo del tratamiento. Los fil-tros de grava AllFRAC Alternate Path poseen tubosde derivación con boquillas de salida estratégica-mente ubicadas, soldadas en la parte exterior delos filtros (extremo superior y centro). Los tubosde derivación grandes proveen trayectorias deflujo para que la lechada vaya más allá de las res-tricciones del espacio anular causadas por la for-mación de puentes de apuntalante, permitiendo laestimulación continua de la fractura de los inter-valos inferiores y el empaque completo de cual-quier vacío del espacio anular alrededor de losfiltros de grava que puede crearse como resulta-do de la formación de puentes de apuntalante enel espacio anular existente entre el filtro de gravay la tubería de revestimiento (extremo inferior).

Filtro

Tubería base

Fractura

Tubos dederivación

Boquilla

Tubería derevestimientoTubos de

derivación

DisparosFiltros

de grava

Puente deapuntalante en

el espacio anularVacío delespacioanular

Boquilla

Los tubos de derivación proveen canalespara que la lechada vaya más allá de la zona depozo colapsado y de los empacadores de aisla-miento zonal externos al igual que los puentesde apuntalante de grava que se producen en elespacio anular en el tope de los intervalos oadyacente a zonas de alta permeabilidad quepresentan una alta pérdida de fluido. Si se for-man restricciones en el espacio anular, aumentala presión de inyección y la lechada se desvía alos tubos de derivación. Esto garantiza la cober-tura del fracturamiento y el empaque deapuntalante alrededor de los filtros de grava y através de todo el intervalo de terminación.

La tecnología Alternate Path permite ade-más que los fabricantes de filtros maximicen losdiámetros internos de los mismos para reducirlas caídas de presión a través de los arreglos defondo de pozo y el equipo de terminación depozos. Para dar cabida a regímenes de inyecciónmás altos, los filtros AllFRAC para tratamientosde fracturamiento y empaque poseen tubos dederivación con secciones transversales leve-mente más grandes que los filtros AllPACutilizados para el empaque de grava.

Si prestan la debida atención a estas consi-deraciones de diseño de tratamientos defracturamiento y empaque, los operadores debe-rían esperar las respuestas de presión de fondode pozo y de superficie deseables, que indican lacreación de una fractura TSO efectiva y el empa-que completo del espacio anular existente entre

26 Oilfield Review

> Tratamiento de fracturamiento y empaque optimizado. La respuesta de la presión de tratamiento de fondo de pozo para un tratamiento TSO efectivo demues-tra un aumento significativo de la presión neta asociado con el empaque de apuntalante en una fractura ancha, más que la propagación continua de lalongitud y el crecimiento vertical (extremo superior). Como sucede con el empaque de grava convencional, la presencia de un pico (pulso) en la presión desuperficie es indicativa del empaque completo del espacio anular existente entre el filtro de grava y la tubería de revestimiento (extremo inferior).

Pres

ión

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ndo

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ozo

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Tiempo, minutos

Tiempo, minutos

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a11,500

11,000

10,500

10,000

9,500

9,000

8,5000 10 20

0 10 20 30 40 50 60

6,000

5,000

4,000

3,000

2,000

50

40

30

20

10

0

30 40 50 60

20

10

0

30

40

50

Régimen de inyecciónApuntalante

Empaque de la fractura

Empaque del espacio anularTubería de revestimiento Filtros

> Desarrollo submarino Canyon Express. Los Campos Aconcagua de Total y Camden Hills de Marathon,junto con el Campo King’s Peak de BP, se encuentran ubicados a unos 225 km [140 millas] al sudeste deNueva Orleáns en los Bloques 305 y 348 del Cañón del Mississippi en el Golfo de México. La infraes-tructura submarina está vinculada a un sistema de recolección multifásico submarino. Los pozos sub-marinos de los tres campos producen gas mediante un sistema de tubería de conducción doble que sedirige hasta la plataforma central Canyon Station, ubicada a una distancia de 90 km [56 millas] en aguasmás someras de la plataforma continental externa. Antes de acordar sobre un sistema de recoleccióny procesamiento compartido, Total, Marathon y BP examinaron otras opciones, tales como cilindros ver-ticales flotantes, también conocidos como unidades de árbol de producción seco y otras instalacionesindependientes. La complejidad de las operaciones submarinas y la magnitud limitada de las reservastornaban antieconómico el desarrollo de estos campos en forma independiente.

Campo Camden Hills: dos pozos operados por Marathon, 7,200 pies de profundidad de aguaCampo Aconcagua: cuatro pozos operados por Total, 7,100 pies de profundidad de aguaCampo King’s Peak: tres pozos operados por BP, 6,200 pies de profundidad de agua

Canyon Station

Domo Destin

Profundidad del agua, pies

1,000

3,000

5,000

7,000

20 millas100

0 15 30 km

Campo AconcaguaCampo King’s Peak

Campo Camden Hills

Cañón Desoto

Cañón delMississippi

Golfo de México

ProyectoCanyon Express

EUA

Viosca Knoll

Invierno de 2004/2005 27

el filtro de grava y la tubería de revestimiento(página anterior, arriba). Total y Marathon OilCompany implementaron con éxito técnicas defracturamiento y empaque optimizadas en doscampos de gas situados en aguas ultraprofundasdel Golfo de México.

Terreno de prueba en aguas profundasTotal E&P USA, Inc. opera el Campo Aconcaguasituado a 225 km [140 millas] al sudeste deNueva Orleáns en el Bloque 305 del Cañón delMississippi. El Campo Camden Hills operado porMarathon Oil Company se encuentra ubicado en

el Bloque 348 adyacente del Cañón del Missis-sippi. Estos dos campos, junto con el CampoKing’s Peak operado por BP, conforman el desa-rrollo Canyon Express (página anterior, abajo).6

Los cuatro pozos del Campo Aconcagua, dospozos del Campo Camden Hills y tres pozos delCampo King’s Peak se encuentran ubicados enun tirante de agua (profundidad del lechomarino) de entre 1,890 y 2,195 m [6,200 a 7,200pies]. La producción de estos pozos submarinospasa a un sistema de recolección multifásicocomún. Luego, el gas producido es transportadomediante un sistema de tubería de conduccióndoble hasta la plataforma de procesamientoCanyon Station operada por Williams EnergyServices, que se encuentra ubicada a una distan-cia de aproximadamente 90 km [56 millas] en elBloque 261 del área Main Pass. La producción esselectivamente controlada mediante la utiliza-ción de un sistema de terminación de pozosinteligente.7

Estos campos comprenden una serie de are-niscas no consolidadas de alta permeabilidadque sobreyacen areniscas acuíferas en ciertasáreas. Además, la mayoría de estos yacimientosestán compuestos por areniscas múltiples sepa-radas por capas de lutita. La historia deproducción de estos tipos de yacimientos indicaque el volumen de gas cae rápidamente una vezque comienza la producción de agua.

La terminación y el drenaje de areniscasmúltiples y la disponibilidad de la capacidad decontrolar la producción de agua sin la interven-ción de equipos de reparación convencionalesresultaron elementos críticos en la planeación yel diseño de estos pozos. El equipo de termina-ción de pozos estaba compuesto por unempacador colector, o empacador de fondo, losaparejos de filtros AllFRAC y un empacador deaislamiento zonal con dispositivos de aisla-miento de la tubería de producción o del espacioanular para cada intervalo de terminación; y unempacador de aislamiento zonal y el equipo determinación superior (izquierda).

6. Carré G, Pradié E, Christie A, Delabroy L, Greeson B, Watson G, Fett D, Piedras J, Jenkins R, Schmidt D, Kolstad E, Stimatz G y Taylor G: “Buenas expectativaspara los pozos en aguas profundas,” Oilfield Review 14,no. 4 (Primavera de 2003): 38–53.“Canyon Express Setting Records in Subsea Development,”suplemento de las publicaciones Hart’s E&P y Hart’s Oil andGas Investor, abril de 2003.“Camden Hills: A World Record Achieved Through Innovative Solutions,” suplemento de la publicaciónHart’s E&P, abril de 2003.

7. de Reals BT, Lomenech H, Nogueira AC, Stearns JP yFerroni L: “Canyon Express Deepwater Flowline System:Design and Installation,” artículo de la OTC 15096, pre-sentado en la Conferencia de Tecnología Marina,Houston, 5 al 8 de mayo de 2003.

> Típica configuración de pozos del proyecto Canyon Express. Los pozos del Campo Aconcagua incor-poraron filtros de control de la producción de arena Alternate Path de última generación debido a laexistencia de intervalos de terminación largos. Los pozos del Campo Camden Hills utilizaron filtros pre-empacados Weatherford sin tubos de derivación debido a la existencia de intervalos de terminaciónmás cortos. El empacador colector, el arreglo de control de la producción de arena inferior, el arreglo decontrol de la producción de arena superior y el empacador de aislamiento, fueron instalados en cuatrocarreras independientes. El equipo de terminación superior, por encima del arreglo de sello-producción,fue instalado en una sola operación. Un sistema de control de pozos submarinos SenTREE 7 instaladoen la terminación superior ejecutó 24 funciones, incluyendo el control de flujo automático, la vigilanciarutinaria permanente y el cierre de pozos de emergencia con desconexión en 15 segundos a cualquierprofundidad del lecho marino.

Colgador de la tubería de producción

Mandril de la inyección de metanol

Válvula de seguridad TRC-DH-10-LO

Mandril de la inyección química

Dispositivo de anclaje del empacador

Sustituto de empalmeEmpacador de producción

Válvula de control de flujo superior

Válvula de control de flujo inferior

Niple de asentamiento

Guía de re-entrada del cable conductor

Cubierta de 7 pulgadasNiple de asentamiento para elaislamiento de la zona inferiorTubería de aislamiento de 31⁄2 pulgadasEmpacador de aislamiento QUANTUM

Arreglo de sello de producción

Dispositivo AFIV

Empacador QUANTUM maX

Dispositivo FIV mecánico

Tubería de 27⁄8 pulgadas con anillos de carburo

Filtros AIIFRAC (Campo Aconcagua) Filtros pre-empacados Wetherford (Campo Camden Hills)

Herramienta de servicio

Portador de sensores con tres sensoresde presión y temperaturaNiple para el aislamiento de la zona superior

Opción adicional mecánica de anclaje del empacador

Tope de la cañería corta de 95⁄8 pulgadas

Tubería de producción de 41⁄2 pulgadas

Empacador QUANTUM maXDispositivo FIV mecánico/hidráulico

Filtros AIIFRAC (Campo Aconcagua)Filtros pre-empacados Wetherford (Campo Camden Hills)

Empacador de fondo

Intervalo superior

Tope de la cañería corta de 95⁄8 pulgadas

Intervalo inferior

Total y Marathon terminaron un total de 13intervalos disparados en seis pozos submarinos,cuatro en el Campo Aconcagua y dos en el CampoCamden Hills. Cada pozo poseía como mínimo dosintervalos de terminación que fueron sometidos atratamientos de fracturamiento y empaque con elobjetivo de lograr daños de terminación menoresa cinco.8

Las operaciones de pozos, que se suspendie-ron después de perforar todos los pozos en serie,fueron retomadas reingresando en los pozospara reperforar los tapones de cemento tempo-rarios y reemplazar el lodo por fluidos determinación menos dañinos. Se hicieron circularpíldoras de surfactantes para remover los depó-sitos de lodo remanentes. Todos los demásdetritos fueron removidos utilizando escobillasde tuberías de revestimiento, raspadores de360°, canastas de pesca de chatarra de tipo filtroe imanes. El tubo ascendente submarino y lascavidades del conjunto de preventores de reven-tón (BOP, por sus siglas en inglés) se limpiaroncon escobillas y herramientas de limpieza porchorro.

Siguiendo estos procedimientos de limpieza,los pozos fueron desplazados con agua de marseguida de salmuera con cloruro de calcio [CaCl2]filtrada para proveer condiciones de sobrebalancehidrostático de 300 a 700 lpc [2.1 a 4.8 MPa].Total corrió un registro de adherencia delcemento ultrasónico con un registro de correla-ción de rayos gamma y un registro de los collaresde la tubería de revestimiento en sus pozos.

Dados los resultados previos, el programa de ter-minación de pozos de Marathon no incluyó unregistro de adherencia del cemento. Un empaca-dor colector inferior bajado con cable yemplazado debajo de los disparos más profundosproporcionó una profundidad de referencia paralas operaciones que se llevarían a cabo subsi-guientemente en todos los pozos.

Los intervalos productivos fueron disparadoscon un sobrebalance de 400 a 600 lpc [2.8 a 4.1MPa] mediante la utilización de técnicas de dis-paros operadas con la tubería de producción(TCP, por sus siglas en inglés). Los arreglos depistolas TCP relativamente simples estabancompuestos por un cierre posicionador a pre-sión, secciones de pistolas con cargas dispuestasa razón de 12 disparos por pie (dpp) y con fasede 120° o 60°, un disco a presión para mantenerel fluido en la tubería de producción y un cabe-zal de disparo hidráulico con una barra dedescarga de seguridad. En uno de los pozos delCampo Camden Hills se utilizaron 18 dpp. Lospozos no se hicieron fluir después de los dispa-ros. Este método demostró ser simple, confiabley de riesgo relativamente bajo, comparado con laejecución de operaciones de disparo en condi-ciones de bajo balance en areniscas noconsolidadas.

Los intervalos disparados en el Campo Acon-cagua oscilaron entre 11 y 34 m [35 y 111 pies]de largo con una profundidad vertical verdadera(TVD, por sus siglas en inglés) de aproximada-mente 3,870 m [12,700 pies]. La presión de

yacimiento promedio fue de 6,300 lpc [43.4 MPa]y la temperatura estática de fondo de pozo(BHST, por sus siglas en inglés) alcanzó los 53°C[128°F]. Dos zonas poseían longitudes de inter-valos disparados de más de 30 m [100 pies] conaltos ángulos de inclinación de 30° a 53°.

Las zonas productivas del Campo CamdenHills se encontraban ubicadas cerca de un con-tacto de agua, de modo que el crecimientovertical de la fractura constituía una preocupa-ción. Las longitudes de los intervalos disparadosvariaban entre 14 y 20 m [46 y 65 pies], con unaTVD de aproximadamente 4,267 m [14,000 pies].La presión del yacimiento era de 7,065 lpc [48.7MPa] y la BHST, de 68°C [155°F].

Debido a los altos ángulos de inclinación delos pozos del Campo Aconcagua, Total seleccionólos filtros Alternate Path AllFRAC de alambreplano con tubos de derivación, para obtener unaestimulación uniforme de la fractura y un empa-que completo del espacio anular existente entreel filtro de grava y la tubería de revestimiento, através de los intervalos de terminación más lar-gos. Marathon optó por los filtros preempacadosWeatherford con apuntalante recubierto deresina de malla 20/40 para el Campo CamdenHills, donde los intervalos de terminación máscortos no requerían la utilización de tecnologíaAlternate Path.

Después de los disparos, se corrió el arreglo defiltros de control de producción de arena para elintervalo de terminación inferior, incluyendo unaherramienta de Válvula de Aislamiento de la For-mación FIV. Se bajaron además registradores detemperatura y presión de fondo de pozo para eva-luar el emplazamiento del tratamiento.

En algunos casos, el daño mecánico prome-dio para los tratamientos de fracturamiento yempaque convencionales del Golfo de México esmayor que 10 (arriba a la izquierda). Total yMarathon aplicaron técnicas de fracturamientoy empaque optimizadas con el objetivo de redu-cir el daño de terminación y agotar estos camposmás pequeños en forma más efectiva sin necesi-dad de efectuar futuras operaciones deintervención con fines correctivos.

Previo a las operaciones de fracturamiento yempaque, Total y Marathon bombearon 0.6 m3/m[50 gal/pie] de ácido clorhídrico al 10% [HCl]para remover el daño de los disparos. Los fluidosde tratamiento fueron seleccionados en base atemperaturas de enfriamiento de 31 a 35°C [87 a95°F] mediante la utilización del servicio defracturamiento optimizado CoolFRAC para trata-mientos de fracturamiento y empaque de altapermeabilidad.

28 Oilfield Review

> Productividad resultante de los tratamientos de fracturamiento y empaque.Los datos de incremento de presión del Golfo de México indican que el dañode terminación es superior al esperado en muchas terminaciones con trata-mientos de fracturamiento y empaque, lo que deja lugar para ulteriores opti-mizaciones. En esta evaluación, los valores de daño mecánico aumentaron conel aumento de la permeabilidad-altura (kh) exhibiendo un promedio de 10.3para estos 95 tratamientos.

1,000,00010,000100-20

0

20

40

60

80

100

Permeabilidad-altura (kh), mD-pie

Número de puntos = 95Factor de daño promedio = 10.3

Fact

or d

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1

Invierno de 2004/2005 29

Previo a los tratamientos principales, Totalrealizó un análisis DataFRAC que incluyó la eje-cución de pruebas ESR mediante la utilizaciónde un gel de comportamiento lineal para deter-minar con precisión la presión de cierre de lafractura. En los tratamientos de inyección-cali-bración subsiguientes se utilizó un fluidoreticulado de 20 libras por mil (lpm). Marathoneliminó las pruebas DataFRAC de los procedi-mientos de fracturamiento y empaque delCampo Camden Hills para evitar fomentar elcrecimiento de la fractura hacia las areniscasacuíferas cercanas.

Los tratamientos de fracturamiento y empa-que fueron bombeados desde las embarcacionesde estimulación marina DeepSTIM I y DeepSTIM IIde Schlumberger, atracadas al costado del buquede perforación transoceánico Discoverer Spirit(arriba). Los principales tratamientos de fractu-ramiento y empaque fueron ejecutados con unrégimen de 3.2 a 4.8 m3/min [20 a 30 bbl/min]mediante la utilización de un apuntalante cerá-mico artificial de malla 20/40 y un fluidoreticulado de 20 lpm.

Dado que al operador le resultó difícil lograrun empaque completo del espacio anular en elprimer pozo del Campo Aconcagua, se redujeronlos intervalos de disparo para limitar el creci-miento de la fractura hacia las capas de lutita

límites y proveer una admisión de fluido continua.Subsiguientemente, se incluyó en el programa debombeo una etapa de lechada de 19 m3 [120 bbl]con 8 a 10 libras de apuntalante adicionado (laa)cada mil galones, para permitir la reducción con-trolada de los regímenes de inyección al final deltratamiento. Estos pasos permitieron asegurar elempaque de grava completo en las operacionessubsiguientes sin bombear tratamientos separa-dos para cubrir y empacar el tope del filtro.

En el Campo Camden Hills, los especialistasde Marathon y Schlumberger diseñaron trata-mientos de fracturamiento y empaque noconvencionales mediante el empleo de un fluidoreticulado menos eficiente para controlar el cre-cimiento vertical de la fractura a través de laadmisión excesiva y prevenir la propagación dela fractura hacia las areniscas húmedas. Las lon-gitudes de diseño de la fractura oscilaron entre6.1 y 9.1 m [20 y 30 pies] con un ancho de frac-tura apuntalada de 1 pulgada. Para lasoperaciones de terminación de pozos del CampoAconcagua, Total aumentó levemente la concen-tración de polímero y diseñó longitudes defractura de 12.2 a 15.2 m [40 a 50 pies].

Después de las operaciones de fractura-miento y empaque realizadas en el intervalo determinación inferior de cada pozo, se emplazóun tapón de aislamiento en el empacador de

fracturamiento y empaque inferior. Sobre estetapón se esparcieron píldoras de arena o de car-bonato de calcio para facilitar la limpieza de losdetritos después de disparar el intervalo de ter-minación superior. Los operadores dispararonlos intervalos de terminación superiores, recupe-raron el tapón de aislamiento del empacador ycorrieron el equipo de control de la producciónde arena con una herramienta FIV antes del tra-tamiento de fracturamiento y empaque.

Se conectó un arreglo de sello situado debajodel empacador de aislamiento en un receptáculode diámetro pulido (PBR, por sus siglas eninglés), en el extremo superior del arreglo de fil-tro inferior. Un sistema FIV controlado por elespacio anular AFIV, instalado en el arreglo delempacador de aislamiento, proporcionó el aisla-miento del flujo para los intervalos determinación superior e inferior.

> Pozos del Campo Aconcagua con tratamientos de fracturamiento y empaque. Las embarcacionesde estimulación marina DeepSTIM I y DeepSTIM II de Schlumberger ejecutaron tratamientos de frac-turamiento y empaque con operaciones de estimulación y empaque de grava combinadas para Totalmientras se hallaban atracadas al costado del buque de perforación Transoceánico Discoverer Spiritdurante la terminación de los pozos submarinos del Bloque 305 del Cañón del Mississippi.

8. Piedras JM, Stimatz GP, Jackson Nielsen VB y WatsonGM: “Canyon Express: Design and Experience on High-Rate Deepwater Gas Producers Using Frac-Packand Intelligent Well Completion Systems,” artículo de laOTC15094, presentado en la Conferencia de TecnologíaMarina, Houston, 5 al 8 de mayo de 2003.

Aislamiento por zonas y control de pérdida de fluidoLos diseños de los pozos del proyecto CanyonExpress integraron un sistema FIV con el equipode empacador de empaque de grava QUANTUMpara los intervalos de terminación inferiores. Elequipo de control de la producción de arenapara los intervalos superiores incluyó un sistemaAFIV. Estos dispositivos aseguran un alto nivelde control de pozo sin la ejecución de operacio-nes de intervención de pozos caras y riesgosas.Los sistemas FIV y AFIV se caracterizan por pro-veer un aislamiento por zonas seguro y confiableen diversas aplicaciones de pruebas de produc-ción a agujero descubierto y herramientas defondo de pozo.

Estas válvulas permiten el aislamiento y con-trol de dos vías, independientes de cadaintervalo para prevenir las pérdidas de fluido yel influjo de gas durante las operaciones de ter-minación y de retorno de flujo. Las válvulas FIV yAFIV facilitaron además la ejecución de laspruebas de integridad de la presión sin interven-ciones con tubería flexible o cable antes de abrirlos pozos para la producción.

En cada uno de estos pozos del proyecto Can-yon Express, se utilizó una herramienta decomando ubicada por debajo del tubo lavador

interno que volvía a atravesar los filtros mientrasse recuperaba la sarta de trabajo del empaquede grava. Esta herramienta desplazaba unacamisa que cerraba las respectivas válvulas des-pués de los tratamientos de fracturamiento yempaque. Las válvulas FIV y AFIV tambiénpodían ser abiertas con una herramienta decomando similar, corrida con cable o con tuberíaflexible, y la válvula esférica FIV podía ser fre-sada a través de la tubería de producción antecualquier eventualidad.

La instalación del arreglo de empacador deaislamiento después del tratamiento de fractura-miento y empaque del intervalo superiorpermitió abrir mecánicamente la válvula AFIVsuperior. Una serie de ciclos de presión específi-cos aplicados a la tubería de producción produjola apertura hidráulica del dispositivo FIV infe-rior. Esto permitió explotar el intervalo inferiorsin efectuar operaciones de intervención des-pués de emplazar el empacador de producción yel equipo de terminación superior en su lugar.

Reducción del daño de terminaciónDurante las operaciones de fracturamiento yempaque, mediante la utilización de registradoresde fondo de pozo, se obtuvieron y transmitieron ala superficie datos de presión y temperatura. Se

encontraron evidencias de fluidos de tratamientoque sorteaban los puentes localizados a través delos tubos de derivación. Además se observaroncambios en la declinación de la curva de presión,asociados con variaciones de la temperatura, queindicaban la divergencia de los fluidos a través delos tubos de derivación (arriba).

Las presiones de cierre de la fractura, deriva-das de las pruebas de inyección y microfracturaconvencionales, eran demasiado ambiguas paralas operaciones de terminación críticas de lospozos de aguas ultraprofundas. El análisis ESRmás confiable aseguró la implementación dediseños y la ejecución de tratamientos óptimosen el Campo Aconcagua.

Total ejecutó los tratamientos de fractura-miento y empaque del Campo Aconcagua enmodo de circulación y rastreó la presión de fondode pozo (BHP, por sus siglas en inglés) en tiemporeal mediante la vigilancia rutinaria del espacioanular existente entre la tubería de producción yla tubería de revestimiento, durante las operacio-nes llevadas a cabo en este campo petrolero.Durante el bombeo de estos tratamientos defracturamiento y empaque optimizados se obser-varon ganancias de presión neta de entre 300 y1,100 lpc [2.1 y 7.6 MPa], lo que indica la obten-ción de resultados TSO efectivos. Marathon

30 Oilfield Review

> Tratamientos de estimulación y empaque efectivos. Los datos de los registradores de fondo de pozopermanentes muestran respuestas de presión asociadas con cambios de temperatura que indican ladivergencia de la lechada a través de los tubos de derivación Alternate Path durante la operación defracturamiento y empaque.

8,500

Pres

ión

de fo

ndo

de p

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(BHP

), lp

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Tem

pera

tura

, °F

Tiempo, minutos

8,400

8,300

8,200

8,100

8,000

7,900

7,800

7,700

7,600

7,500

110

100

90

80

7025 30 35 40

Cambio de pendiente

Aumento brusco de la presión

Registrador detemperatura intermedio

Registrador detemperatura superior

Registrador de temperatura inferior

Invierno de 2004/2005 31

realizó los tratamientos de fracturamiento yempaque del Campo Camden Hills en modo deinyección forzada y no vigiló rutinariamente lapresión de fondo de pozo mediante la utilizaciónde un espacio anular vivo.

Los daños de terminación calculados oscila-ron entre – 1.5 y 4 con un promedio de 3.06 para13 intervalos de los seis pozos de los CamposAconcagua y Camden Hills, cifra mucho másalentadora que el promedio previo de 10.3(arriba). La producción comenzó inmediata-mente después de terminar el sexto pozo. Lostratamientos de fracturamiento TSO efectivospermitieron optimizar la producción prove-niente de las terminaciones con tratamientos defracturamiento y empaque en formaciones noconsolidadas de alta permeabilidad. Cada unode los pozos tiene una capacidad de producciónsuperior al régimen objetivo de 1.4 millón dem3/d [50 MMpc/D] por pozo.

El éxito de los tratamientos TSO implemen-tados en los Campos Aconcagua y Camden Hillsde aguas ultraprofundas se debió al mejora-miento de los diseños de fluidos y de los

procedimientos de fracturamiento y empaque.Los tratamientos diseñados para lograr fracturasTSO prevalecieron sobre la utilización de volú-menes de apuntalantes más grandes porque elemplazamiento de mayor cantidad de apunta-lante no necesariamente tiene un impactosignificativo sobre la productividad resultante delos tratamientos de fracturamiento y empaque.

Los fluidos de tratamiento fueron selecciona-dos en base a las temperaturas de enfriamientolocales y las tasas de corte existentes dentro de lafractura hidráulica. En ciertos casos, el análisisde las pruebas de inyección-calibración previas altratamiento mediante la utilización del nuevométodo ESR ayudó a determinar las presiones decierre de la fractura con mayor precisión.

Previo a la ejecución de los tratamientos defracturamiento y empaque, se bombeó un volu-men suficiente de ácido para asegurar la limpiezade los disparos. Los filtros Alternate Path contubos de derivación facilitaron la divergencia deltratamiento en estos yacimientos de zonas múlti-ples con intervalos de terminación largos.

Como sucede con muchos emprendimientos,las mejoras de los tratamientos de estimulación yempaque de grava han evolucionado a partir deuna mayor comprensión de los principios básicosy de la refinación de las tecnologías y las prácti-cas existentes. Probadas en este ambienteriguroso de aguas ultraprofundas, estas técnicasoptimizadas pueden ser aplicadas en otras áreaspara garantizar el éxito de los tratamientos defracturamiento y empaque. —MET

Fact

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Permeabilidad-altura (kh), mD-pie

10 100 1,000 10,000 100,000

10

0

-10

Tendencia de los tratamientos de fracturamiento y empaque en el Golfo de México

> Resultados de tratamientos de fracturamiento y empaque óptimos. La optimización de las técnicasse tradujo en un factor de daño de 3.06 para los intervalos terminados en seis pozos submarinos delos Campos Aconcagua y Camden Hills.