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18 Oilfield Review
A medida que el desarrollo de yacimientos depetrleo y de gas en
reas marinas ingresa enambientes de aguas profundas ms exigentes
yrigurosos, la utilizacin y los mtodos de fractu-ramiento y empaque
continan expandindose yevolucionando en base a requisitos y
experien-cias de campo especficos. Estos tratamientos
defracturamiento con control del crecimiento lon-gitudinal de la
fractura (TSO, por sus siglas eningls), ejecutados en conjunto con
el empaquede grava con filtros mecnicos, representanactualmente
casi un 65% de las terminacionescon control de la produccin de
arena en elGolfo de Mxico, EUA. Desde su primera aplica-cin a
comienzos de la dcada de 1990, latcnica de fracturamiento y empaque
se ha con-vertido en uno de los mtodos ms utilizadospara las
operaciones de terminacin de pozos enformaciones pobremente
consolidadas.
Esta tcnica combinada de estimulacin ycontrol de la produccin de
arena ha resultadoefectiva en una amplia gama de formaciones
conslidos mviles, especialmente en yacimientos dealta
permeabilidad.1 Los tratamientos de fractu-ramiento y empaque
proporcionan aumentos dela produccin sostenidos, en forma
consistente,comparados con los empaques con lechada o losempaques
con agua a alto rgimen de inyeccin.
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 dao de
formacin, o dao mecnico,y creando un empaque externo para
estabilizarlos disparos que no estn alineados con la frac-tura
apuntalada (prxima pgina).
Un diseo TSO limita la extensin, o longi-tud, de la fractura
hidrulica mediante lautilizacin de fluidos de estimulacin menos
efi-caces con altas tasas de prdida 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 dinmicas haciendo que
stas se inflencomo un globo mientras se inyecta lechada adi-cional.
Luego, el apuntalante se empaca endireccin hacia el pozo, lo que
promueve el con-tacto entre los granos y genera una trayectoriams
conductiva y ms ancha despus decerrarse la fractura dinmica.
En muchos aspectos, el tratamiento de frac-turamiento y empaque
constituye una tecnologamadura. Las compaas de servicios tienen
equi-pos de bombeo, embarcaciones de estimulacin,herramientas de
fondo de pozo y soporte de
Optimizacin de los tratamientos de fracturamiento y empaque
Bala Gadiyar Nueva Orlens, Luisiana, EUA
Craig MeeseGreg Stimatz Marathon Oil CompanyHouston, Texas,
EUA
Hugo Morales Houston, Texas
Jos Piedras Total E&P USA, Inc.Houston, Texas
Jrme Pronet Total, Elf Petroleum Nigeria, Ltd.Port Harcourt,
Nigeria
Pau, FranciaPau, France
Por su colaboracin en la preparacin de este artculo, seagradece
a Billy Greeson, Houston, Texas, EUA.AFIV (Sistema FIV Controlado
por el Espacio Anular), CoolFRAC, DataFRAC, DeepSTIM, FIV (Vlvula
de Aislamientode la Formacin), 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-ga ha sido otorgada a Schlumberger.
La tcnica de fracturamiento para el control de la produccin de
arena ha evo-
lucionado con la expansin de las aplicaciones a yacimientos ms
profundos y
ms desaantes. Una prueba conable para establecer la presin de
cierre de
la fractura, sumada al mejoramiento de los criterios de seleccin
de uidos, ha
ayudado a los ingenieros a reducir el dao de terminacin en los
pozos perfora-
dos en aguas ultraprofundas. Estas tcnicas comprobadas en el
campo tambin
pueden ser aplicadas en otras reas para asegurar el xito 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. Adems proveen flui-dos, apuntalantes,
aditivos para tratamientos ytcnicas de remocin de daos similares.
Otrastecnologas de pozosterminacin de pozosinteligentes, vigilancia
rutinaria y control de laproduccin de zonas mltiples, transferencia
dedatos e informacin en tiempo real, control de laseguridad y la
calidadtambin han alcanzadoun nivel de madurez relativamente
alto.
El dao de terminacin promedio para lostratamientos de
fracturamiento y empaque estpicamente menor que el dao
correspondientea otros mtodos de control de la produccin dearena;
sin embargo, existen posibilidades demejoramiento. La productividad
resultante delos tratamientos de fracturamiento y empaquepuede ser
inferior a la esperada debido a unacombinacin de diversos factores,
incluyendo eldao 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 ca-das de presin a travs de los filtros de exclusinde arena
y del equipo de terminacin de pozos.
La optimizacin de la tcnica de fractura-miento y empaque implica
el abordaje de todosestos factores de diseo de la terminacin
depozos para reducir el dao mecnico global ymejorar la
productividad del pozo, maximizar larecuperacin de hidrocarburos y
ayudar a losoperadores a evitar futuras operaciones de inter-vencin
de pozos. Este ltimo objetivo escrticamente importante en campos de
aguasprofundas, particularmente aquellos que inclu-yen pozos
submarinos, donde las operacionescorrectivas destinadas a remover
daos o reesti-mular pozos son extremadamente dificultosas,complejas
y costosas.
Total, Marathon y Schlumberger refinaron lasprcticas de
terminacin y las tcnicas de frac-turamiento y empaque existentes en
el Golfo deMxico mediante la utilizacin de la experienciade campo y
el mejoramiento del modelado decomputacin de los procesos de
fracturamiento,y fracturamiento y empaque. Los ingenieros
determinacin ahora seleccionan fluidos de trata-miento ptimos y
ajustan el diseo de lostratamientos de fracturamiento y empaque
paradar cuenta de las temperaturas y del corte delfluido en sitio
durante la ejecucin de los trata-mientos.
En este artculo se analizan mtodos de lim-pieza de los disparos
y de seleccin de los fluidosde tratamiento que permiten lograr
fracturasTSO efectivas, incluyendo una alternativa confia-ble para
determinar la presin de cierre de lafractura. Adems se presentan
equipos de termi-
nacin de pozos que aseguran la estimulacin yel empaque de grava
completos a travs de inter-valos largos, maximizan el rea de flujo
interno ypermiten la evaluacin de la eficiencia del trata-miento de
fracturamiento y empaque. Seproporciona adems 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 Mxico, que contribuyeron a una mejorcomprensin
de la tcnica de fracturamiento yempaque.
Disparos efectivosLa estimulacin de yacimientos, o la
conductivi-dad de la fractura, por s solas no garantizan
untratamiento de fracturamiento y empaqueptimo. Se requiere adems
un empaque deapuntalante externo efectivo. Un anillo de apun-
talante alrededor del pozo estabiliza todos losdisparos y los
conecta hidrulicamente con lafractura apuntalada. Esto minimiza an
ms eldao mecnico del tratamiento de fractura-miento y empaque y
reduce la cada de presin alo largo del intervalo de terminacin para
ayudara evitar fallas de la formacin y la subsiguienteproduccin de
arena. Un empaque externo tam-bin constituye la base para las
operaciones determinacin de pozos sin filtros (cedazos)
quecontrolan la produccin de arena sin filtrosmecnicos ni empaques
de grava internos.2
> Tratamiento de fracturamiento y empaque. Los diseos de
tratamientos de fracturamiento con controldel crecimiento
longitudinal de la factura (TSO, por sus siglas en ingls) utilizan
uidos 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 uido cargado
con apuntalante, olechada adicional, las fracturas de doble ala se
inan y el apuntalante se empaca en direccin hacia elpozo (centro).
La tcnica TSO genera suciente 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 produccin de arena desde los disparos no alineados y reduce an
ms la cada depresin que se produce en las cercanas de la pared del
pozo (extremo inferior).
Fractura dinmica
Arenamiento inducido en el extremo de la fractura
Apuntalante
Tubera 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: Mtodo
combinado de estimulacin y controlde la produccin de arena,
Oilfield Review 14, no. 2(Otoo de 2002): 3254.
2. Acock A, Heitmann N, Hoover S, Malik BZ, Pitoni E, RiddlesC y
Solares JR: Mtodos de control de la produccin dearena sin cedazos,
Oilfield Review 15, no. 1 (Primavera de2003): 4057.
-
20 Oilfield Review
El modelado de computacin indica que losdisparos no alineados,
que estn orientados a dis-tancia del plano preferencial de
fracturamiento(PPF, por sus siglas en ingls), contribuyen con un50%
del influjo proveniente de formaciones de altapermeabilidad
(arriba). Esto resta importancia ala eliminacin de las
restricciones al flujo en todoslos disparos y sus adyacencias.
Los disparos con cargas explosivas huecas omoldeadas producen
una zona de dao trituradaalrededor de los tneles dejados por los
disparos.Este dao puede ser encarado mediante el bom-beo de cido
para eliminar el dao de los disparosy los detritos previo al
tratamiento de fractura-miento y empaque o mediante la aplicacin
deprcticas de disparo ms efectivas, tales como las
tcnicas de bajo balance dinmico.3 El anlisis delas terminaciones
de pozos del Golfo de Mxicoindica que los factores de dao
resultaron altoscuando se utilizaron volmenes de cido demenos de
0.24 m3/m [20 gal/pie] a travs de losintervalos disparados; el
bombeo de volmenes decido de 0.5 a 0.6 m3/m [40 a 50 gal/pie]
condivergencia efectiva en la zona completa permitiminimizar el dao
de terminacin (izquierda).
Adems, debera considerarse con cuidado laseleccin de los
intervalos disparados para evi-tar el crecimiento vertical
indeseado de lafractura hidrulica en las capas de lutita
quesobreyacen y subyacen los intervalos producti-vos. El
fracturamiento dentro de las capas delutita restringe la prdida de
fluido. Las fractu-ras dinmicas en las lutitas permanecenabiertas
ms tiempo porque la prdida de losfluidos de tratamiento no es
suficientementerpida. Esto tambin dificulta la obtencin deun
empaque de grava completo alrededor delextremo de los filtros de
control de arena.
> Disparos efectivos. La comparacin del dao de terminacin en
pozos delGolfo de Mxico con el volumen de cido bombeado para
limpiar el dao delos disparos indica menores productividades como
resultado de la utilizacinde un volumen de cido clorhdrico [HCl]
inferior a 0.24 m3/m [20 gal/pie] atravs 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 cido, gal/pie de intervalo disparado
Fact
or d
e da
o a
dim
ensi
onal
0 20 40 60 80
> Mitigacin del crecimiento de la fracturahidrulica hacia las
lutitas. El fracturamiento endireccin hacia una capa de lutita
limita laprdida de uido y puede dicultar el empaquecompleto de los
apuntalantes alrededor de losltros de control de la produccin 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 prdida de uidocontinua desde las fracturas dinmicas.
0 50Longitud de la fractura, pies
100
XX,550
XX,500
Prof
undi
dad,
pie
s
XX,450
reas de prdidade fluido pequeasde 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 nuevadinmica de operaciones
de disparos en condiciones debajo balance, Oilfield Review 15, no.
4 (Primavera de2004): 5669.
4. Morales RH, Gadiyar BR, Bowman MD, Wallace C y Norman WD:
Fluid Characterization for Placing an Effective Frac/Pack, artculo
de la SPE 71658, presentadoen la Conferencia y Exhibicin Tcnica
Anual de la SPE;Nueva Orlens, 30 de septiembre al 3 de octubre de
2001.
> Flujo de fractura versus inujo en los disparos no
alineados. El inujo no selimita al rea transversal de la fractura
apuntalada. El modelado decomputacin indica que los disparos
alineados a distancia del planopreferencial de fracturamiento (PFP,
por sus siglas en ingls) contribuyen con casi el 50% del inujo de
formaciones de alta permeabilidad, restandoimportancia al
fracturamiento TSO y a la creacin de un empaque deapuntalante
externo. Esta simulacin compara una densidad de disparo de 4
disparos por pie (dpp) en pozo entubado (rojo) con una terminacin
aagujero descubierto (verde), que posee una densidad de disparo
innita.
Terminacin a pozo entubado,
4 dpp, fase de 90
Terminacin aagujero descubierto
100
80
60
40
20
010 100 1,000 10,000
Rela
cin
ent
re e
l flu
jo d
e fra
ctur
a y
el fl
ujo
tota
l, %
Permeabilidad de la formacin, mD
Fractura apuntalada
Disparos no alineados
-
Invierno de 2004/2005 21
miento tambin son importantes para la minimi-zacin del dao de
terminacin durante elcontraflujo y la limpieza posteriores al
trata-miento.
Inicialmente, los criterios de seleccin 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
reducidoaltas tasas decorte del fluidoy la prdida de fluido es
baja;menos enfriamiento de la formacin. Esto condujoa la utilizacin
de fluidos de fracturamiento yempaque con altas concentraciones de
polmeros ymayores eficiencias, o tasas de prdida ms bajas,incluso
en formaciones con permeabilidades msaltas.
No obstante, los ingenieros de terminacinde pozos pronto
observaron que los fluidos defracturamiento y empaque menos
eficientes concargas de polmeros menores y tasas de prdidamayores
tienden a causar menos dao de forma-cin 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 tambin se tradujo
en cargas de polme-ros innecesariamente altas, lo que redujo
laposibilidad de lograr el arenamiento en elextremo de la fractura.
En consecuencia, losdiseadores comenzaron a basar la seleccin
defluidos y las cargas de polmeros 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 calibracin previas al
tratamiento y a laoperacin de fracturamiento y empaque real,debido
a la rpida prdida de fluido hacia lasformaciones de alta
permeabilidad (abajo). Esteenfriamiento subsiguientemente aumenta
la vis-
La reduccin 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
admisin desde lasfracturas dinmicas para completar en forma efi-caz
la porcin de un tratamiento correspondienteal empaque de grava
(pgina anterior, arriba a laderecha).
Despus 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 seleccin de fluidos de
tratamiento ade-cuados en base a criterios de fracturamiento
yempaque especficos, as como al anlisis de prue-bas de
inyectividad-calibracin diseadas.
Seleccin de fluidosLas propiedades de los fluidos de
tratamientodesempean un rol poderoso en la generacin dela geometra
de la fractura hidrulica 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 dinmica quedan deter-minados
fundamentalmente por el volumen, laviscosidad y el coeficiente de
prdida de fluido.Las caractersticas ptimas del fluido de trata-
> Mejoramiento de la productividad mediante tratamiento de
fracturamiento yempaque. La produccin de los pozos terminados con
tratamientos de fractura-miento y empaque en el rea de la Isla
Matagorda del Golfo de Mxico se duplicluego de dejar de utilizar un
sistema de uido con una concentracin de pol-meros de 50 libras cada
mil (lpm) galones en los Pozos 1 a 4 (rojo), para comenzara emplear
un uido con una concentracin de polmeros de 35 lpm en los Pozos5 a
7 (azul). El ndice de productividad del Pozo 7 podra haber sido ms
alto,pero la produccin estuvo limitada por una tubera de produccin
pequea.
70
60
50
40
30
Prod
ucci
n 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 inyeccin de uido.
La temperatu-ra de la formacin constituye una consideracin
importante en la seleccinde los uidos para los tratamientos de
fracturamiento y empaque. Los datosde campo provenientes de los
registradores de temperatura de fondo de pozoindican que la regin
vecina al pozo se enfra hasta alcanzar 190F durante laspruebas de
cido, escalonadas y de determinacin de datos de tratamientosde
fracturamiento DataFRAC previas al tratamiento. Las bajas eciencias
deuido y las altas tasas de prdida de uido reducen la transferencia
de calordesde el yacimiento y tambin reducen signicativamente las
temperaturasen las fracturas dinmicas. Por lo tanto, la seleccin de
los uidos para lostratamientos de fracturamiento y empaque y las
cargas de polmeros deberanbasarse en las temperaturas locales
reales.
Fracturamientoy empaque
Presin
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
in
de fo
ndo
de p
ozo
(BHP
), lp
cTemperatura
Pruebas de inyeccin-calibracin y DataFRAC
190F
Acid
-
cosidad aparente del fluido de tratamiento den-tro de la
fractura dinmica y reduce la prdidade fluido dentro de la
formacin.
Adems 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 ndices de corte de los
fluidos son altosdurante la iniciacin de la fractura, pero
decre-cen en varios rdenes de magnitud despus delarenamiento
inducido en el extremo de lamisma, causando aumentos paralelos en
la visco-sidad aparente (arriba).
La viscosidad de los fluidos polimricos geli-ficados debe
romperse completamente despusde un tratamiento. Los fluidos de
fracturamientoy empaque que no se rompen rpidamente pue-den dejar
residuos de polmero en las fracturasapuntaladas y en los empaques
de apuntalante,lo que deteriora la productividad inicial delpozo.
La adicin de qumicos y rompedores, talescomo oxidantes, oxidantes
encapsulados y enci-mas, en las distintitas etapas de una
operacindegrada los fluidos reticulados con borato con eltiempo. El
tipo de rompedor y la concentracinrequerida dependen de la carga de
polmero, latemperatura y el tiempo de bombeo. La carga derompedor
diseada para los tratamientos defracturamiento y empaque queda
determinadapor el tiempo de exposicin dentro de la fracturadinmica
(derecha).
La etapa inicial, o fluido colchn, que sebombea sin apuntalante,
es admitida ms rpi-damente porque crea y contacta
continuamentenuevas superficies de fractura dinmica. Des-pus de
inducir un arenamiento en el extremode la fractura, la velocidad de
propagacin de lafractura decrece, la eficiencia del fluido
aumenta,y las etapas que siguen al colchn permanecenen la fractura
abierta por ms tiempo. Las eta-pas de lechada bombeadas cerca del
final de unprograma de tratamiento tienen el menortiempo de
exposicin. Cuando la primera etapa
de lechada cargada de apuntalante alcanza losdisparos, la
viscosidad del fluido colchn deberacomenzar a degradarse para luego
romperserpidamente 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 colchn y lechada permanecen esta-bles debe incluir el
tiempo de viaje de la sarta
22 Oilfield Review
> Tiempo de retencin del uido en las fracturas dinmicas. Un
tratamiento defracturamiento y empaque implica habitualmente el
incremento gradual de laconcentracin de apuntalante en varias
etapas. El tiempo de exposicin de lafractura para cada etapa,
expresado como porcentaje del tiempo de bombeototal, muestra que la
etapa inicial y las etapas nales estn expuestas durantemenos tiempo
que las etapas intermedias.
35
30
25
20
15
Tiem
po d
e ex
posi
cin
de
la fr
actu
ra, %
10
5
0Colchn
Etapa2 5 7 931 4 6 8
> Viscosidad del uido versus tasa de corte. Las pruebas de
laboratorio fueron realizadas con tasasde corte de uidos (azul)
tpicas de las operaciones de extensin de la fractura y arenamiento
indu-cido en el extremo de la fractura durante los tratamientos de
fracturamiento y empaque. Un uido defracturamiento a base de goma
hidroxiproplica (HPG, por sus siglas en ingls) reticulada de 35
lpmmostr un comportamiento de la viscosidad adecuado, mientras que
sistemas de 40 y 45 lpm (rojo ydorado, respectivamente) posean
viscosidades signicativamente ms altas. Los cambios de tempe-ratura
y corte pueden obstaculizar el tratamiento TSO si las cargas de
polmeros 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
Extensin 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 formacin local
mnimo es crtico para prede-cir las dimensiones de la fractura y
para disearestos tratamientos TSO.
Presin de cierre de la fracturaLas pruebas de inyectividad y
minifractura, eje-cutadas antes de aplicar un tratamientoprincipal
utilizando el servicio de determinacinde datos de fracturas
DataFRAC, verifican par-metros tales como la presin de cierre de
lafractura, el coeficiente de prdida de fluido y laeficiencia del
fluido. La obtencin de valoresconfiables para estos parmetros ayuda
en lacalibracin, optimizacin y ajuste final del diseode los
tratamientos.
Una presin de cierre de fractura incorrectaconduce a un tiempo
de cierre y a una presin
neta incorrectos y, en consecuencia, a una efi-ciencia de fluido
o un coeficiente de prdidademasiado bajo o demasiado alto. Como
resul-tado, cualquier ajuste que se efecte en losprogramas de
fluidos y apuntalantes durante eltratamiento principal podra
traducirse en laimposibilidad de lograr un TSO y en una
estimu-lacin subptima. Un valor de presin de cierrede fractura
confiable tambin es esencial para lageneracin de grficas de presin
neta entiempo real confiables, que se utilizan para pre-decir la
geometra de la fractura y el arenamientoinducido en el extremo de
la misma.
Para lograr un tratamiento TSO que asegurela generacin de una
fractura apuntalada msancha, los ingenieros de campo utilizan las
grfi-cas de presin neta para tomar decisiones entiempo real en lo
que respecta a continuar con
un tratamiento o finalizar la operacin en susprimeras fases. El
ajuste del comportamiento dela presin neta mediante la utilizacin
de unmodelo de computacin tambin ayuda a esti-mar las dimensiones
de la fractura y a ajustar eldiseo de los tratamientos.
Las pruebas escalonadas que utilizan fluidosno gelificados y el
anlisis DataFRAC queemplea los fluidos de tratamiento
gelificadosreales implican el bombeo de fluido dentro deuna
formacin para analizar las respuestas depresin durante y despus de
la inyeccin(arriba). El anlisis de declinacin de la presin,que es
el mtodo ms generalizado, incorporagrficas estandarizadas para
identificar el puntode inflexin en una curva de declinacin de
lapresin que representa el cierre de la fractura.
> Pruebas de inyectividad o minifractura previas al
tratamiento. La determinacin del esfuerzo de cierre de la
fracturahabitualmente comprende la inyeccin de uidos de baja
velocidad no dainos para iniciar una fractura dinmica corta.Las
pruebas escalonadas aumentan gradualmente el rgimen de inyeccin
para identicar la presin requerida para pro-pagar, o extender, la
longitud de la fractura (abajo). Los datos de presin de las pruebas
escalonadas pueden ser extra-polados para estimar la presin de
cierre de la fractura. La inyeccin a rgimen constante seguida de
ujo de retorno argimen constante o declinacin de la presin despus
del cierre del pozo tambin ayuda a determinar el cierre de
lafractura. No obstante, durante el ujo de retorno y la declinacin
de la presin, las respuestas de presin a menudoexhiben puntos de
inexin causados por eventos ajenos al cierre de la fractura, lo que
diculta la obtencin de unvalor de esfuerzo de cierre de fractura
conable (arriba).
Pres
in
de fo
ndo
de p
ozo
Tiempo
Rgimen deinyeccin
en aumento
Rgimende inyeccin
constante
Flujo deretorno
constante
Cierre Rgimen deinyeccinconstante
Presin neta
Presin de cierre de la fractura
Presin deextensin dela fractura
Presin de rebote
Declinacin de lapresin posterior
al tratamiento
Presin de cierreinstantnea (ISIP)
Rece
sin
de
la a
ltura
de
la
fract
ura
y ex
tens
in
de la
lo
ngitu
d de
la fr
actu
ra
Rece
sin
de
la lo
ngitu
d de
la fr
actu
ra
Cont
acto
y c
onso
lidac
in
de la
car
a de
la fr
actu
ra
Fluj
o lin
eal
Fluj
o de
tran
sici
n
Fluj
o ra
dial
Cierre de la fractura
-
No obstante, bajo ciertas condiciones, la res-puesta de presin
exhibe puntos de inflexinasociados con mecanismos ajenos al cierre
de lafracturacambios en los regmenes de flujo oen el influjo de
gasque a veces conducen aestimaciones errneas. Se necesitaba
unaprueba ms objetiva y confiable para determinaren forma adecuada
y consistente la presin decierre de la fractura y caracterizar
correcta-mente el comportamiento de la fracturahidrulica.
Idealmente, el cierre de la fractura deberaactivarse por el
flujo de fluido y ser controladofundamentalmente por la abertura y
el cierre dela fractura dinmica a fin de proporcionar unarespuesta
de presin nica. 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 ingls) (arriba).5 Laprueba ESR es similar a una prueba
escalonadaconvencional salvo una excepcin.
Este procedimiento reduce las superficies dela fractura
hidrulica a un rea de equilibriodonde el rgimen de inyeccin iguala
a la tasade prdida de fluido para proporcionar una indi-
cacin ms confiable de la presin de cierre dela fractura. El
fluido es inyectado a regmenescada vez ms altos para crear una
fracturahidrulica; por lo tanto, en lugar de cerrar el
24 Oilfield Review
> Diseos de tratamiento efectivos. La comparacin de las
terminaciones contratamientos de fracturamiento y empaque del Golfo
de Mxico indican que elemplazamiento de mayores volmenes de
apuntalante en la formacin no secorrelaciona con la reduccin de los
factores de dao. Tres pozos poseanfactores de dao extremadamente
elevados, que oscilaban entre ms de 20 yms de 35, si bien los
volmenes de apuntalante eran superiores a 3,000 kg/m[2,000 lbm/pie]
de intervalo disparado. En estos casos, los elevados factoresde dao
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
o a
dim
ensi
onal
1
> Prueba escalonada de equilibrio (ESR, por sus siglas en
ingls). En formaciones de alta permeabilidad, la prueba ESR provee
una indicacin ms cona-ble de la presin de cierre de la fractura que
otros mtodos. El uido es inyectado a regmenes crecientes para
iniciar una fractura hidrulica y estimar elrgimen de inyeccin
requerido para la propagacin, o extensin, de la fractura
(izquierda). Luego, el rgimen de inyeccin se reduce y se mantiene
cons-tante a la tasa de propagacin estimada. Cuando la prdida de
uido y los regmenes de inyeccin alcanzan un equilibrio, la presin
comienza a estabilizar-se y el pozo se cierra. A diferencia de las
pruebas de minifracturas y el anlisis de declinacin de la presin
DataFRAC convencionales (extremo inferiorderecho), la presin de
cierre de la fractura durante una prueba ESR es nica y resulta fcil
de identicar (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
in,
lpc
Rgi
men
de
inye
cci
n, b
bl/m
in
250 260
Rgimende inyeccin
Presin en el espacio anular activo
270 280Tiempo, minutos
Rgimen deinyeccin
de la fractura
La presinse estabiliza
290 300 310
7,600
7,500
7,400
7,300
7,200
7,100
7,000
Pres
in
de fo
ndo
de p
ozo
(BHP
), lp
c
4.5 4.6 4.7 4.8 4.9Raz cuadrada del tiempo total, min1/2
Presin 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
in
de fo
ndo
de p
ozo
(BHP
), lp
c
2.5 3.0
L2-S
L2-EL1-E
L1-S
3.5 4.0 4.5Raz cuadrada del tiempo total, min1/2
Flujo de retorno DataFRAC
5.0
Presin de cierre de la fractura 7,432 lpcEficiencia del fluido
23%
Prueba DataFRACPrueba escalonada de equilibrio
Presin de tratamiento en la tubera de produccin
5. Weng X, Pandey V y Nolte KG: Equilibrium Test A Method for
Closure Pressure Determination, artculo delas SPE/ISRM 78173,
presentado en la Conferencia sobreMecnica de las Rocas, Irving,
Texas, 20 al 23 de octubrede 2002.
-
Invierno de 2004/2005 25
pozo, el rgimen de inyeccin de fluido sereduce a la tasa de
propagacin, o extensin, dela fractura y luego se mantiene
constante.
El volumen y la presin en la fractura din-mica disminuyen
subsiguientemente hasta quela tasa de prdida y el rgimen de
inyeccin defluido alcanzan un equilibrio. En ese punto, elvolumen
de la fractura deja de reducirse y la
presin se estabiliza. Una vez alcanzada estapresin de
equilibrio, se cierra el pozo y tambinla fractura.
La prueba ESR provee un valor ms confiablepara la presin de
cierre de la fractura, especial-mente en formaciones de alta
permeabilidaddonde los fluidos de tratamiento son
admitidosrpidamente y las fracturas hidrulicas tambinse cierran
rpidamente.
La presin de cierre es nica y resulta fcilde identificar, lo que
evita las ambigedades aso-ciadas con otros mtodos. La eficiencia
delfluido tambin puede estimarse a partir de lacurva de declinacin.
Una correlacin derivadadel campo para los pozos de aguas
profundasconstituye una alternativa confiable para esti-mar el
esfuerzo local.
En el pasado, se crea errneamente que lasmayores productividades
resultantes de los tra-tamientos de fracturamiento y
empaqueprovenan del emplazamiento de un volumenms grande de
apuntalante en una formacin.Los datos de dao mecnico provenientes
de ter-minaciones con tratamientos de fracturamientoy empaque en el
Golfo de Mxico, representadosgrficamente como una funcin del
volumen deapuntalante por pie, indican que el aumento delvolumen de
apuntalante no necesariamentereduce el dao mecnico si el
tratamiento nologra inducir un arenamiento para controlar
elcrecimiento longitudinal de la fractura (pginaanterior, 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 atravs de todo un intervalo
productivo.
Cobertura de la fractura y emplazamiento de apuntalanteLos
diseos 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 terminacin ml-tiples, que en
algunos casos poseen intervalosdisparados de ms 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
acumulacinde apuntalante en el espacio anular existenteentre el
filtro de grava y la tubera de revesti-miento, restringiendo o
bloqueando el flujo defluido en el espacio anular. El taponamiento
conapuntalante da como resultado la terminacintemprana 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 estimulacinde la fractura y el empaque de zonas
ms profun-das. An una restriccin de flujo parcial en elespacio
anular aumenta la cada de presin porfriccin, restringe la
distribucin del flujo ylimita el crecimiento vertical de la
fractura a tra-vs del intervalo de terminacin, especialmentecuando
se fracturan zonas con esfuerzos localesms altos. Los vacos dejados
por debajo de unpuente de apuntalante aumentan la posibilidadde una
falla del filtro de grava por la erosin cau-sada por los fluidos y
la arena producidos.
Para intervalos homogneos que poseenmenos de 18 m [60 pies] de
espesor, la altura dela fractura cubre tpicamente la zona
completa.En intervalos ms 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 ms equipos de fondode pozo, tales
como los aparejos de fractura-miento y empaque apilados, adems de
tiempoadicional de instalacin, pero estos factores sue-len ser
compensados por el aumento de laefectividad del tratamiento y de la
terminacin.
La tecnologa Alternate Path tambin puedeaplicarse para el
fracturamiento y empaque deintervalos ms largos (izquierda). Los
filtros degrava AllFRAC utilizan tubos rectangulares hue-cos, o
tubos de derivacin, 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 derivacin,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 anularan despus de la formacin de
restricciones enel espacio anular existente entre el filtro degrava
y la tubera de revestimiento.
< Emplazamiento efectivo del tratamiento. Los l-tros de grava
AllFRAC Alternate Path poseen tubosde derivacin con boquillas de
salida estratgica-mente ubicadas, soldadas en la parte exterior
delos ltros (extremo superior y centro). Los tubosde derivacin
grandes proveen trayectorias deflujo para que la lechada vaya ms
all de las res-tricciones del espacio anular causadas por la
for-macin de puentes de apuntalante, permitiendo laestimulacin
continua de la fractura de los inter-valos inferiores y el empaque
completo de cual-quier vaco del espacio anular alrededor de
losltros de grava que puede crearse como resulta-do de la formacin
de puentes de apuntalante enel espacio anular existente entre el
ltro de gravay la tubera de revestimiento (extremo inferior).
Filtro
Tubera base
Fractura
Tubos dederivacin
Boquilla
Tubera derevestimientoTubos de
derivacin
DisparosFiltros
de grava
Puente deapuntalante en
el espacio anularVaco delespacioanular
Boquilla
-
Los tubos de derivacin proveen canalespara que la lechada vaya
ms all 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 prdida de fluido. Si se for-man restricciones en el
espacio anular, aumentala presin de inyeccin y la lechada se desva
alos tubos de derivacin. Esto garantiza la cober-tura del
fracturamiento y el empaque deapuntalante alrededor de los filtros
de grava y atravs de todo el intervalo de terminacin.
La tecnologa Alternate Path permite ade-ms que los fabricantes
de filtros maximicen losdimetros internos de los mismos para
reducirlas cadas de presin a travs de los arreglos defondo de pozo
y el equipo de terminacin depozos. Para dar cabida a regmenes de
inyeccinms altos, los filtros AllFRAC para tratamientosde
fracturamiento y empaque poseen tubos dederivacin con secciones
transversales leve-mente ms grandes que los filtros
AllPACutilizados para el empaque de grava.
Si prestan la debida atencin a estas consi-deraciones de diseo
de tratamientos defracturamiento y empaque, los operadores debe-ran
esperar las respuestas de presin de fondode pozo y de superficie
deseables, que indican lacreacin 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 presin de tratamiento de fondo de pozo para un
tratamiento TSO efectivo demues-tra un aumento signicativo de la
presin neta asociado con el empaque de apuntalante en una fractura
ancha, ms que la propagacin 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 presin
desupercie es indicativa del empaque completo del espacio anular
existente entre el ltro de grava y la tubera de revestimiento
(extremo inferior).
Pres
in
de fo
ndo
de p
ozo
(BHP
), lp
c
Tiempo, minutos
Tiempo, minutos
Pres
in
en c
abez
ade
poz
o (W
HP),
lpc
Rgi
men
de
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cci
n, b
bll/m
inCo
ncen
traci
n d
e ap
unta
lant
e, la
a
WHP
BHPRgimen
de inyeccin
Apuntalante
Rgi
men
de
inye
cci
n, b
bll/m
inCo
ncen
traci
n d
e ap
unta
lant
e, la
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
Rgimen de inyeccinApuntalante
Empaque de la fractura
Empaque del espacio anularTubera de revestimiento Filtros
> Desarrollo submarino Canyon Express. Los Campos Aconcagua
de Total y Camden Hills de Marathon,junto con el Campo Kings Peak
de BP, se encuentran ubicados a unos 225 km [140 millas] al sudeste
deNueva Orlens en los Bloques 305 y 348 del Can del Mississippi en
el Golfo de Mxico. La infraes-tructura submarina est vinculada a un
sistema de recoleccin multifsico submarino. Los pozos sub-marinos
de los tres campos producen gas mediante un sistema de tubera de
conduccin doble que sedirige hasta la plataforma central Canyon
Station, ubicada a una distancia de 90 km [56 millas] en aguasms
someras de la plataforma continental externa. Antes de acordar
sobre un sistema de recolecciny procesamiento compartido, Total,
Marathon y BP examinaron otras opciones, tales como cilindros
ver-ticales otantes, tambin conocidos como unidades de rbol de
produccin seco y otras instalacionesindependientes. La complejidad
de las operaciones submarinas y la magnitud limitada de las
reservastornaban antieconmico 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 Kings Peak: tres
pozos operados por BP, 6,200 pies de profundidad de agua
Canyon Station
Domo Destin
Profun
didad
del ag
ua,pie
s
1,000
3,000
5,000
7,000
20 millas100
0 15 30 km
Campo AconcaguaCampo Kings Peak
Campo Camden Hills
Can Desoto
Can delMississippi
Golfo de Mxico
ProyectoCanyon Express
EUA
Viosca Knoll
-
Invierno de 2004/2005 27
el filtro de grava y la tubera de revestimiento(pgina anterior,
arriba). Total y Marathon OilCompany implementaron con xito tcnicas
defracturamiento y empaque optimizadas en doscampos de gas situados
en aguas ultraprofundasdel Golfo de Mxico.
Terreno de prueba en aguas profundasTotal E&P USA, Inc.
opera el Campo Aconcaguasituado a 225 km [140 millas] al sudeste
deNueva Orlens en el Bloque 305 del Can delMississippi. El Campo
Camden Hills operado porMarathon Oil Company se encuentra ubicado
en
el Bloque 348 adyacente del Can del Missis-sippi. Estos dos
campos, junto con el CampoKings Peak operado por BP, conforman el
desa-rrollo Canyon Express (pgina anterior, abajo).6
Los cuatro pozos del Campo Aconcagua, dospozos del Campo Camden
Hills y tres pozos delCampo Kings 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 produccin de estos pozos
submarinospasa a un sistema de recoleccin multifsicocomn. Luego, el
gas producido es transportadomediante un sistema de tubera de
conduccindoble 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
rea Main Pass. La produccin esselectivamente controlada mediante la
utiliza-cin de un sistema de terminacin de pozosinteligente.7
Estos campos comprenden una serie de are-niscas no consolidadas
de alta permeabilidadque sobreyacen areniscas acuferas en
ciertasreas. Adems, la mayora de estos yacimientosestn compuestos
por areniscas mltiples sepa-radas por capas de lutita. La historia
deproduccin de estos tipos de yacimientos indicaque el volumen de
gas cae rpidamente una vezque comienza la produccin de agua.
La terminacin y el drenaje de areniscasmltiples y la
disponibilidad de la capacidad decontrolar la produccin de agua sin
la interven-cin de equipos de reparacin convencionalesresultaron
elementos crticos en la planeacin yel diseo de estos pozos. El
equipo de termina-cin 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 tubera de produccin o del espacioanular para cada intervalo de
terminacin; y unempacador de aislamiento zonal y el equipo
determinacin superior (izquierda).
6. Carr G, Pradi 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): 3853.Canyon Express
Setting Records in Subsea Development,suplemento de las
publicaciones Harts E&P y Harts Oil andGas Investor, abril de
2003.Camden Hills: A World Record Achieved Through Innovative
Solutions, suplemento de la publicacinHarts 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,
artculo de la OTC 15096, pre-sentado en la Conferencia de Tecnologa
Marina,Houston, 5 al 8 de mayo de 2003.
> Tpica conguracin de pozos del proyecto Canyon Express. Los
pozos del Campo Aconcagua incor-poraron ltros de control de la
produccin de arena Alternate Path de ltima generacin debido a
laexistencia de intervalos de terminacin largos. Los pozos del
Campo Camden Hills utilizaron ltros pre-empacados Weatherford sin
tubos de derivacin debido a la existencia de intervalos de
terminacinms cortos. El empacador colector, el arreglo de control
de la produccin de arena inferior, el arreglo decontrol de la
produccin de arena superior y el empacador de aislamiento, fueron
instalados en cuatrocarreras independientes. El equipo de
terminacin superior, por encima del arreglo de sello-produccin,fue
instalado en una sola operacin. Un sistema de control de pozos
submarinos SenTREE 7 instaladoen la terminacin superior ejecut 24
funciones, incluyendo el control de ujo automtico, la
vigilanciarutinaria permanente y el cierre de pozos de emergencia
con desconexin en 15 segundos a cualquierprofundidad del lecho
marino.
Colgador de la tubera de produccin
Mandril de la inyeccin de metanol
Vlvula de seguridad TRC-DH-10-LO
Mandril de la inyeccin qumica
Dispositivo de anclaje del empacador
Sustituto de empalmeEmpacador de produccin
Vlvula de control de flujo superior
Vlvula de control de flujo inferior
Niple de asentamiento
Gua de re-entrada del cable conductor
Cubierta de 7 pulgadasNiple de asentamiento para elaislamiento
de la zona inferiorTubera de aislamiento de 312 pulgadasEmpacador
de aislamiento QUANTUM
Arreglo de sello de produccin
Dispositivo AFIV
Empacador QUANTUM maX
Dispositivo FIV mecnico
Tubera de 278 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 presin y
temperaturaNiple para el aislamiento de la zona superior
Opcin adicional mecnica de anclaje del empacador
Tope de la caera corta de 958 pulgadas
Tubera de produccin de 412 pulgadas
Empacador QUANTUM maXDispositivo FIV mecnico/hidrulico
Filtros AIIFRAC (Campo Aconcagua)Filtros pre-empacados
Wetherford (Campo Camden Hills)
Empacador de fondo
Intervalo superior
Tope de la caera corta de 958 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 posea como mnimo dosintervalos de
terminacin que fueron sometidos atratamientos de fracturamiento y
empaque con elobjetivo de lograr daos de terminacin menoresa
cinco.8
Las operaciones de pozos, que se suspendie-ron despus 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 determinacin menos dainos. Se
hicieron circularpldoras de surfactantes para remover los dep-sitos
de lodo remanentes. Todos los demsdetritos fueron removidos
utilizando escobillasde tuberas 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-tn (BOP, por sus siglas en ingls) 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
sobrebalancehidrosttico de 300 a 700 lpc [2.1 a 4.8 MPa].Total
corri un registro de adherencia delcemento ultrasnico con un
registro de correla-cin de rayos gamma y un registro de los
collaresde la tubera de revestimiento en sus pozos.
Dados los resultados previos, el programa de ter-minacin de
pozos de Marathon no incluy unregistro de adherencia del cemento.
Un empaca-dor colector inferior bajado con cable yemplazado debajo
de los disparos ms profundosproporcion una profundidad de
referencia paralas operaciones que se llevaran 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 utilizacin de tcnicas
de dis-paros operadas con la tubera de produccin(TCP, por sus
siglas en ingls). Los arreglos depistolas TCP relativamente simples
estabancompuestos por un cierre posicionador a pre-sin, secciones
de pistolas con cargas dispuestasa razn de 12 disparos por pie
(dpp) y con fasede 120 o 60, un disco a presin para mantenerel
fluido en la tubera de produccin y un cabe-zal de disparo hidrulico
con una barra dedescarga de seguridad. En uno de los pozos delCampo
Camden Hills se utilizaron 18 dpp. Lospozos no se hicieron fluir
despus de los dispa-ros. Este mtodo demostr ser simple, confiabley
de riesgo relativamente bajo, comparado con laejecucin 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 ingls) de aproximada-mente 3,870 m
[12,700 pies]. La presin de
yacimiento promedio fue de 6,300 lpc [43.4 MPa]y la temperatura
esttica de fondo de pozo(BHST, por sus siglas en ingls) alcanz los
53C[128F]. Dos zonas posean longitudes de inter-valos disparados de
ms de 30 m [100 pies] conaltos ngulos de inclinacin 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 constitua una preocupa-cin. 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
presin del yacimiento era de 7,065 lpc [48.7MPa] y la BHST, de 68C
[155F].
Debido a los altos ngulos de inclinacin delos pozos del Campo
Aconcagua, Total seleccionlos filtros Alternate Path AllFRAC de
alambreplano con tubos de derivacin, para obtener unaestimulacin
uniforme de la fractura y un empa-que completo del espacio anular
existente entreel filtro de grava y la tubera de revestimiento,
atravs de los intervalos de terminacin ms lar-gos. Marathon opt por
los filtros preempacadosWeatherford con apuntalante recubierto
deresina de malla 20/40 para el Campo CamdenHills, donde los
intervalos de terminacin mscortos no requeran la utilizacin de
tecnologaAlternate Path.
Despus de los disparos, se corri el arreglo defiltros de control
de produccin de arena para elintervalo de terminacin inferior,
incluyendo unaherramienta de Vlvula de Aislamiento de la For-macin
FIV. Se bajaron adems registradores detemperatura y presin de fondo
de pozo para eva-luar el emplazamiento del tratamiento.
En algunos casos, el dao mecnico prome-dio para los tratamientos
de fracturamiento yempaque convencionales del Golfo de Mxico
esmayor que 10 (arriba a la izquierda). Total yMarathon aplicaron
tcnicas de fracturamientoy empaque optimizadas con el objetivo de
redu-cir el dao de terminacin y agotar estos camposms pequeos en
forma ms efectiva sin necesi-dad de efectuar futuras operaciones
deintervencin con fines correctivos.
Previo a las operaciones de fracturamiento yempaque, Total y
Marathon bombearon 0.6 m3/m[50 gal/pie] de cido clorhdrico al 10%
[HCl]para remover el dao de los disparos. Los fluidosde tratamiento
fueron seleccionados en base atemperaturas de enfriamiento de 31 a
35C [87 a95F] mediante la utilizacin 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 presin del
Golfo de Mxico indican que el daode terminacin es superior al
esperado en muchas terminaciones con trata-mientos de
fracturamiento y empaque, lo que deja lugar para ulteriores
opti-mizaciones. En esta evaluacin, los valores de dao mecnico
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
Nmero de puntos = 95Factor de dao promedio = 10.3
Fact
or d
e da
o a
dim
ensi
onal
1
-
Invierno de 2004/2005 29
Previo a los tratamientos principales, Totalrealiz un anlisis
DataFRAC que incluy la eje-cucin de pruebas ESR mediante la
utilizacinde un gel de comportamiento lineal para deter-minar con
precisin la presin de cierre de lafractura. En los tratamientos de
inyeccin-cali-bracin subsiguientes se utiliz un fluidoreticulado de
20 libras por mil (lpm). Marathonelimin las pruebas DataFRAC de los
procedi-mientos de fracturamiento y empaque delCampo Camden Hills
para evitar fomentar elcrecimiento de la fractura hacia las
areniscasacuferas cercanas.
Los tratamientos de fracturamiento y empa-que fueron bombeados
desde las embarcacionesde estimulacin marina DeepSTIM I y DeepSTIM
IIde Schlumberger, atracadas al costado del buquede perforacin
transocenico Discoverer Spirit(arriba). Los principales
tratamientos de fractu-ramiento y empaque fueron ejecutados con
unrgimen de 3.2 a 4.8 m3/min [20 a 30 bbl/min]mediante la
utilizacin de un apuntalante cer-mico artificial de malla 20/40 y
un fluidoreticulado de 20 lpm.
Dado que al operador le result difcil 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
lmites y proveer una admisin de fluido
continua.Subsiguientemente, se incluy 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 reduccin
con-trolada de los regmenes de inyeccin 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 disearon 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
travs de laadmisin excesiva y prevenir la propagacin dela fractura
hacia las areniscas hmedas. Las lon-gitudes de diseo 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 terminacin de pozos
del CampoAconcagua, Total aument levemente la concen-tracin de
polmero y dise longitudes defractura de 12.2 a 15.2 m [40 a 50
pies].
Despus de las operaciones de fractura-miento y empaque
realizadas en el intervalo determinacin inferior de cada pozo, se
emplazun tapn de aislamiento en el empacador de
fracturamiento y empaque inferior. Sobre estetapn se esparcieron
pldoras de arena o de car-bonato de calcio para facilitar la
limpieza de losdetritos despus de disparar el intervalo de
ter-minacin superior. Los operadores dispararonlos intervalos de
terminacin superiores, recupe-raron el tapn de aislamiento del
empacador ycorrieron el equipo de control de la produccinde arena
con una herramienta FIV antes del tra-tamiento de fracturamiento y
empaque.
Se conect un arreglo de sello situado debajodel empacador de
aislamiento en un receptculode dimetro pulido (PBR, por sus siglas
eningls), 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, proporcion el aisla-miento
del flujo para los intervalos determinacin superior e inferior.
> Pozos del Campo Aconcagua con tratamientos de
fracturamiento y empaque. Las embarcacionesde estimulacin marina
DeepSTIM I y DeepSTIM II de Schlumberger ejecutaron tratamientos de
frac-turamiento y empaque con operaciones de estimulacin y empaque
de grava combinadas para Totalmientras se hallaban atracadas al
costado del buque de perforacin Transocenico Discoverer
Spiritdurante la terminacin de los pozos submarinos del Bloque 305
del Can 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, artculo de
laOTC15094, presentado en la Conferencia de TecnologaMarina,
Houston, 5 al 8 de mayo de 2003.
-
Aislamiento por zonas y control de prdida de fluidoLos diseos de
los pozos del proyecto CanyonExpress integraron un sistema FIV con
el equipode empacador de empaque de grava QUANTUMpara los
intervalos de terminacin inferiores. Elequipo de control de la
produccin de arenapara los intervalos superiores incluy un
sistemaAFIV. Estos dispositivos aseguran un alto nivelde control de
pozo sin la ejecucin de operacio-nes de intervencin 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-cin a agujero descubierto y herramientas defondo
de pozo.
Estas vlvulas permiten el aislamiento y con-trol de dos vas,
independientes de cadaintervalo para prevenir las prdidas de fluido
yel influjo de gas durante las operaciones de ter-minacin y de
retorno de flujo. Las vlvulas FIV yAFIV facilitaron adems la
ejecucin de laspruebas de integridad de la presin sin
interven-ciones con tubera flexible o cable antes de abrirlos pozos
para la produccin.
En cada uno de estos pozos del proyecto Can-yon Express, se
utiliz una herramienta decomando ubicada por debajo del tubo
lavador
interno que volva a atravesar los filtros mientrasse recuperaba
la sarta de trabajo del empaquede grava. Esta herramienta
desplazaba unacamisa que cerraba las respectivas vlvulas des-pus de
los tratamientos de fracturamiento yempaque. Las vlvulas FIV y AFIV
tambinpodan ser abiertas con una herramienta decomando similar,
corrida con cable o con tuberaflexible, y la vlvula esfrica FIV
poda ser fre-sada a travs de la tubera de produccin antecualquier
eventualidad.
La instalacin del arreglo de empacador deaislamiento despus del
tratamiento de fractura-miento y empaque del intervalo
superiorpermiti abrir mecnicamente la vlvula AFIVsuperior. Una
serie de ciclos de presin especfi-cos aplicados a la tubera de
produccin produjola apertura hidrulica del dispositivo FIV
infe-rior. Esto permiti explotar el intervalo inferiorsin efectuar
operaciones de intervencin des-pus de emplazar el empacador de
produccin yel equipo de terminacin superior en su lugar.
Reduccin del dao de terminacinDurante las operaciones de
fracturamiento yempaque, mediante la utilizacin de registradoresde
fondo de pozo, se obtuvieron y transmitieron ala superficie datos
de presin y temperatura. Se
encontraron evidencias de fluidos de tratamientoque sorteaban
los puentes localizados a travs delos tubos de derivacin. Adems se
observaroncambios en la declinacin de la curva de presin,asociados
con variaciones de la temperatura, queindicaban la divergencia de
los fluidos a travs delos tubos de derivacin (arriba).
Las presiones de cierre de la fractura, deriva-das de las
pruebas de inyeccin y microfracturaconvencionales, eran demasiado
ambiguas paralas operaciones de terminacin crticas de lospozos de
aguas ultraprofundas. El anlisis ESRms confiable asegur la
implementacin dediseos y la ejecucin de tratamientos ptimosen el
Campo Aconcagua.
Total ejecut los tratamientos de fractura-miento y empaque del
Campo Aconcagua enmodo de circulacin y rastre la presin de fondode
pozo (BHP, por sus siglas en ingls) en tiemporeal mediante la
vigilancia rutinaria del espacioanular existente entre la tubera de
produccin yla tubera 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 presin neta de entre 300 y1,100 lpc [2.1 y 7.6 MPa],
lo que indica la obten-cin de resultados TSO efectivos.
Marathon
30 Oilfield Review
> Tratamientos de estimulacin y empaque efectivos. Los datos
de los registradores de fondo de pozopermanentes muestran
respuestas de presin asociadas con cambios de temperatura que
indican ladivergencia de la lechada a travs de los tubos de
derivacin Alternate Path durante la operacin defracturamiento y
empaque.
8,500
Pres
in
de fo
ndo
de p
ozo
(BHP
), lp
c
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 presin
Registrador detemperatura intermedio
Registrador detemperatura superior
Registrador de temperatura inferior
-
Invierno de 2004/2005 31
realiz los tratamientos de fracturamiento yempaque del Campo
Camden Hills en modo deinyeccin forzada y no vigil rutinariamente
lapresin de fondo de pozo mediante la utilizacinde un espacio
anular vivo.
Los daos de terminacin 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 msalentadora que el
promedio previo de 10.3(arriba). La produccin comenz
inmediata-mente despus de terminar el sexto pozo. Lostratamientos
de fracturamiento TSO efectivospermitieron optimizar la produccin
prove-niente de las terminaciones con tratamientos defracturamiento
y empaque en formaciones noconsolidadas de alta permeabilidad. Cada
unode los pozos tiene una capacidad de produccinsuperior al rgimen
objetivo de 1.4 milln dem3/d [50 MMpc/D] por pozo.
El xito de los tratamientos TSO implemen-tados en los Campos
Aconcagua y Camden Hillsde aguas ultraprofundas se debi al
mejora-miento de los diseos de fluidos y de los
procedimientos de fracturamiento y empaque.Los tratamientos
diseados para lograr fracturasTSO prevalecieron sobre la utilizacin
de vol-menes de apuntalantes ms 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 hidrulica. En ciertos casos, el anlisisde las
pruebas de inyeccin-calibracin previas altratamiento mediante la
utilizacin del nuevomtodo ESR ayud a determinar las presiones
decierre de la fractura con mayor precisin.
Previo a la ejecucin de los tratamientos defracturamiento y
empaque, se bombe un volu-men suficiente de cido para asegurar la
limpiezade los disparos. Los filtros Alternate Path contubos de
derivacin facilitaron la divergencia deltratamiento en estos
yacimientos de zonas mlti-ples con intervalos de terminacin
largos.
Como sucede con muchos emprendimientos,las mejoras de los
tratamientos de estimulacin yempaque de grava han evolucionado a
partir deuna mayor comprensin de los principios bsicosy de la
refinacin de las tecnologas y las prcti-cas existentes. Probadas en
este ambienteriguroso de aguas ultraprofundas, estas
tcnicasoptimizadas pueden ser aplicadas en otras reaspara
garantizar el xito de los tratamientos defracturamiento y empaque.
MET
Fact
or d
e da
o a
dim
ensi
onal
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 Mxico
> Resultados de tratamientos de fracturamiento y empaque
ptimos. La optimizacin de las tcnicasse tradujo en un factor de dao
de 3.06 para los intervalos terminados en seis pozos submarinos
delos Campos Aconcagua y Camden Hills.
