03 optimizing frac packs libre

7/25/2019 03 Optimizing Frac Packs Libre

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18 Oilfield Review

A medida que el desarrollo de yacimientos de

petrleo y de gas en reas marinas ingresa en

ambientes de aguas profundas ms exigentes y

rigurosos, la utilizacin y los mtodos de fractu-

ramiento y empaque continan expandindose y

evolucionando 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 en

ingls), ejecutados en conjunto con el empaque

de grava con filtros mecnicos, representan

actualmente casi un 65%de las terminaciones

con control de la produccin de arena en el

Golfo de Mxico, EUA. Desde su primera aplica-

cin a comienzos de la dcada de 1990, la

tcnica de fracturamiento y empaque se ha con-

vertido en uno de los mtodos ms utilizados

para las operaciones de terminacin de pozos en

formaciones pobremente consolidadas.

Esta tcnica combinada de estimulacin ycontrol de la produccin de arena ha resultado

efectiva en una amplia gama de formaciones con

slidos mviles, especialmente en yacimientos de

alta permeabilidad.1 Los tratamientos de fractu-

ramiento y empaque proporcionan aumentos de

la produccin sostenidos, en forma consistente,

comparados con los empaques con lechada o los

empaques con agua a alto rgimen de inyeccin.

Los tratamientos de fracturamiento y empa-

que evitan muchos de los deterioros de la

productividad que son comunes en los empaques

de grava en pozos entubados, sorteando en forma

efectiva el dao de formacin, o dao mecnico,

y creando un empaque externo para estabilizar

los 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 la

utilizacin de fluidos de estimulacin menos efi-

caces con altas tasas de prdida de fluido que

hacen que las etapas de lechada cargadas de

apuntalante se deshidraten en los primeros ins-

tantes de un tratamiento. Los apuntalantes se

obturan cerca del extremo, o punta, de las frac-

turas dinmicas haciendo que stas se inflen

como un globo mientras se inyecta lechada adi-

cional. Luego, el apuntalante se empaca en

direccin hacia el pozo, lo que promueve el con-tacto entre los granos y genera una trayectoria

ms conductiva y ms ancha despus de

cerrarse la fractura dinmica.

En muchos aspectos, el tratamiento de frac-

turamiento y empaque constituye una tecnologa

madura. Las compaas de servicios tienen equi-

pos de bombeo, embarcaciones de estimulacin,

herramientas de fondo de pozo y soporte de

Optimizacin de los tratamientosde fracturamiento y empaque

Bala Gadiyar

Nueva Orlens, Luisiana, EUA

Craig Meese

Greg Stimatz

Marathon Oil Company

Houston, Texas, EUA

Hugo Morales

Houston, Texas

Jos Piedras

Total E&P USA, Inc.

Houston, Texas

Jrme Profinet

Total, Elf Petroleum Nigeria, Ltd.

Port Harcourt, Nigeria

Pau, Francia

Pau, 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 desafiantes. Una prueba confiable para establecer la presin de cierre de

la fractura, sumada al mejoramiento de los criterios de seleccin de fluidos, 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.


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Invierno de 2004/2005 19

laboratorio comparables. Adems proveen flui-

dos, apuntalantes, aditivos para tratamientos y

tcnicas de remocin de daos similares. Otras

tecnologas de pozosterminacin de pozos

inteligentes, vigilancia rutinaria y control de la

produccin de zonas mltiples, transferencia de

datos e informacin en tiempo real, control de la

seguridad y la calidadtambin han alcanzado

un nivel de madurez relativamente alto.

El dao de terminacin promedio para los

tratamientos de fracturamiento y empaque es

tpicamente menor que el dao correspondiente

a otros mtodos de control de la produccin de

arena; sin embargo, existen posibilidades de

mejoramiento. La productividad resultante de

los tratamientos de fracturamiento y empaque

puede ser inferior a la esperada debido a una

combinacin de diversos factores, incluyendo el

dao de los disparos, la imposibilidad de lograr

el arenamiento inducido en el extremo de la

fractura, la cobertura incompleta de la fractura o

del 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 todos

estos factores de diseo de la terminacin de

pozos para reducir el dao mecnico global y

mejorar la productividad del pozo, maximizar la

recuperacin de hidrocarburos y ayudar a los

operadores a evitar futuras operaciones de inter-

vencin de pozos. Este ltimo objetivo es

crticamente importante en campos de aguas

profundas, particularmente aquellos que inclu-

yen pozos submarinos, donde las operaciones

correctivas destinadas a remover daos o reesti-mular pozos son extremadamente dificultosas,

complejas y costosas.

Total, Marathon y Schlumberger refinaron las

prcticas de terminacin y las tcnicas de frac-

turamiento y empaque existentes en el Golfo de

Mxico mediante la utilizacin de la experiencia

de campo y el mejoramiento del modelado de

computacin de los procesos de fracturamiento,

y fracturamiento y empaque. Los ingenieros de

terminacin ahora seleccionan fluidos de trata-

miento ptimos y ajustan el diseo de los

tratamientos de fracturamiento y empaque para

dar 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 fluidos

de tratamiento que permiten lograr fracturas

TSO efectivas, incluyendo una alternativa confia-

ble para determinar la presin de cierre de la

fractura. Adems se presentan equipos de termi-

nacin de pozos que aseguran la estimulacin y

el empaque de grava completos a travs de inter-

valos largos, maximizan el rea de flujo interno y

permiten la evaluacin de la eficiencia del trata-

miento de fracturamiento y empaque. Se

proporciona adems un resumen de la experien-

cia de campo y los resultados de los campos

petroleros de aguas ultraprofundas Aconcagua y

Camden Hills del proyecto Canyon Express del

Golfo de Mxico, que contribuyeron a una mejor

comprensin de la tcnica de fracturamiento yempaque.

Disparos efectivos

La estimulacin de yacimientos, o la conductivi-

dad de la fractura, por s solas no garantizan un

tratamiento de fracturamiento y empaque

ptimo. Se requiere adems un empaque de

apuntalante externo efectivo. Un anillo de apun-

talante alrededor del pozo estabiliza todos lo

disparos y los conecta hidrulicamente con la

fractura apuntalada. Esto minimiza an ms e

dao mecnico del tratamiento de fractura

miento y empaque y reduce la cada de presin

lo largo del intervalo de terminacin para ayuda

a evitar fallas de la formacin y la subsiguiente

produccin de arena. Un empaque externo tam

bin constituye la base para las operaciones de

terminacin de pozos sin filtros (cedazos) qu

controlan la produccin de arena sin filtromecnicos ni empaques de grava internos.2

> Tratamiento de fracturamiento y empaque. Los diseos de tratamientos de fracturamiento con controdel crecimiento longitudinal de la factura (TSO, por sus siglas en ingls) 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 direccin hacia epozo (centro). La tcnica TSO genera suficiente desplazamiento de las formaciones blandas para creauna 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, RiddleC y Solares JR: Mtodos de control de la produccin dearena sin cedazos, Oilfield Review15, no. 1 (Primavera de2003): 4057.


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20 Oilfield Review

El modelado de computacin indica que los

disparos no alineados, que estn orientados a dis-

tancia del plano preferencial de fracturamiento

(PPF, por sus siglas en ingls), contribuyen con un

50%del influjo proveniente de formaciones de alta

permeabilidad (arriba). Esto resta importancia a

la eliminacin de las restricciones al flujo en todos

los disparos y sus adyacencias.

Los disparos con cargas explosivas huecas o

moldeadas producen una zona de dao triturada

alrededor de los tneles dejados por los disparos.

Este dao puede ser encarado mediante el bom-

beo de cido para eliminar el dao de los disparos

y los detritos previo al tratamiento de fractura-

miento y empaque o mediante la aplicacin de

prcticas de disparo ms efectivas, tales como las

tcnicas de bajo balance dinmico.3 El anlisis de

las terminaciones de pozos del Golfo de Mxico

indica que los factores de dao resultaron altos

cuando se utilizaron volmenes de cido de

menos de 0.24 m3/m[20 gal/pie] a travs de los

intervalos disparados; el bombeo de volmenes de

cido de 0.5 a 0.6 m3/m [40 a 50 gal/pie] con

divergencia efectiva en la zona completa permitiminimizar el dao de terminacin(izquierda).

Adems, debera considerarse con cuidado la

seleccin de los intervalos disparados para evi-

tar el crecimiento vertical indeseado de la

fractura hidrulica en las capas de lutita que

sobreyacen y subyacen los intervalos producti-

vos. El fracturamiento dentro de las capas de

lutita restringe la prdida de fluido. Las fractu-

ras dinmicas en las lutitas permanecen

abiertas ms tiempo porque la prdida de los

fluidos de tratamiento no es suficientemente

rpida. Esto tambin dificulta la obtencin de

un 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 m 3/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

Factordedaoadimensional

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 fluido y puede dificultar el empaquecompleto de los apuntalantes alrededor de losfiltros 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 fluidocontinua desde las fracturas dinmicas.

0 50Longitud de la fractura, pies

100

XX,550

XX,500

Profund

idad,

pies

XX,450

reas de prdidade fluido pequeasde 3 a 5 pies, porencima y por debajode 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 Review15, no. 4 (Primavera de2004): 5669.

4. Morales RH, Gadiyar BR, Bowman MD, Wallace C yNorman WD: Fluid Characterization for Placing anEffective 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 influjo en los disparos no alineados. El influjo 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) contribuyencon casi el 50% del influjo 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 de4 disparos por pie (dpp) en pozo entubado (rojo) con una terminacin aagujero descubierto (verde), que posee una densidad de disparo infinita.

Terminacin a pozoentubado,

4 dpp, fase de 90

Terminacin aagujero descubierto

100

80

60

40

20

010 100 1,000 10,000

Relacinentreelflujodefractu

rayelflujototal,%

Permeabilidad de la formacin, mD

Fractura apuntalada

Disparos no alineados


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miento tambin son importantes para la minimi-

zacin del dao de terminacin durante el

contraflujo y la limpieza posteriores al trata-

miento.

Inicialmente, los criterios de seleccin de flui-

dos para los tratamientos de fracturamiento y

empaque se basaban en los tratamientos de fractu-

ramiento convencionales ejecutados en yacimien

tos consolidados de baja permeabilidad, donde e

ancho de la fractura es reducidoaltas tasas d

corte del fluidoy la prdida de fluido es baja

menos enfriamiento de la formacin. Esto condujo

a la utilizacin de fluidos de fracturamiento y

empaque con altas concentraciones de polmeros y

mayores eficiencias, o tasas de prdida ms bajas

incluso en formaciones con permeabilidades m

altas.

No obstante, los ingenieros de terminacin

de pozos pronto observaron que los fluidos d

fracturamiento y empaque menos eficientes con

cargas de polmeros menores y tasas de prdida

mayores tienden a causar menos dao de forma

cin y de empaque de apuntalante, lo que s

traduce en mejores productividades de pozos

(izquierda). El hecho de no considerar los cam

bios de temperatura y las variaciones de la tas

de corte tambin se tradujo en cargas de polme

ros innecesariamente altas, lo que redujo la

posibilidad de lograr el arenamiento en e

extremo de la fractura. En consecuencia, losdiseadores comenzaron a basar la seleccin de

fluidos y las cargas de polmeros en los valore

de temperatura y las tasas de corte reales pre

sentes en una fractura.4

Las temperaturas de fondo de pozo decrecen

significativamente durante las pruebas de inyec

tividad y calibracin previas al tratamiento y a la

operacin de fracturamiento y empaque rea

debido a la rpida prdida de fluido hacia la

formaciones de alta permeabilidad(abajo). Este

enfriamiento subsiguientemente aumenta la vis

La reduccin de los intervalos de disparo en 0.9 a

1.5 m[3 a 5 pies], en el tope y la base, habitual-

mente permite suficiente admisin desde las

fracturas dinmicas para completar en forma efi-

caz la porcin de un tratamiento correspondiente

al empaque de grava(pgina anterior, arriba a la

derecha).

Despus de los disparos, un tratamiento TSO

exitoso resulta esencial para generar fracturasanchas y empaques de apuntalante externos y

promover el contacto entre los granos del apunta-

lante, desde el extremo de la fractura hasta el

pozo. El logro de estos objetivos interrelacionados

exige la seleccin de fluidos de tratamiento ade-

cuados en base a criterios de fracturamiento y

empaque especficos, as como al anlisis de prue-

bas de inyectividad-calibracin diseadas.

Seleccin de fluidos

Las propiedades de los fluidos de tratamiento

desempean un rol poderoso en la generacin de

la geometra de la fractura hidrulica y el empla-zamiento efectivo de apuntalante durante

cualquier tratamiento de fracturamiento, pero

resultan particularmente importantes durante el

tratamiento de fracturamiento y empaque. El

ancho, la longitud, la altura y la capacidad de

transporte de la fractura dinmica quedan deter-

minados fundamentalmente por el volumen, la

viscosidad 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 fluido con una concentracin de pol-meros de 50 libras cada mil (lpm) galones en los Pozos 1 a 4 (rojo), para comenzara emplear un fluido 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

Produccindegas,MMpc/D

20

10

0

1 2 3 4Pozo

5 6 7

50 lpm 35 lpm

> Temperatura de fondo de pozo durante la inyeccin de fluido. La temperatu-ra de la formacin constituye una consideracin importante en la seleccinde los fluidos 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 eficiencias defluido y las altas tasas de prdida de fluido reducen la transferencia de calordesde el yacimiento y tambin reducen significativamente las temperaturasen las fracturas dinmicas. Por lo tanto, la seleccin de los fluidos 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

Temperaturadefondodepozo(BHT),F

Presindefondodepozo(BHP),lpc

Temperatura

Pruebas de inyeccin-calibracin y DataFRAC

190F

Acid


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cosidad aparente del fluido de tratamiento den-

tro de la fractura dinmica y reduce la prdida

de fluido dentro de la formacin.

Adems de los cambios en las propiedades de

los fluidos, causados por los efectos de la tempe-

ratura, los fluidos de tratamiento experimentan

tasas de corte variables a medida que las fractu-

ras se extienden o propagan. Las velocidades y

los ndices de corte de los fluidos son altos

durante la iniciacin de la fractura, pero decre-cen en varios rdenes de magnitud despus del

arenamiento inducido en el extremo de la

misma, causando aumentos paralelos en la visco-

sidad aparente(arriba).

La viscosidad de los fluidos polimricos geli-

ficados debe romperse completamente despus

de un tratamiento. Los fluidos de fracturamiento

y empaque que no se rompen rpidamente pue-

den dejar residuos de polmero en las fracturas

apuntaladas y en los empaques de apuntalante,

lo que deteriora la productividad inicial del

pozo. La adicin de qumicos y rompedores, tales

como oxidantes, oxidantes encapsulados y enci-mas, en las distintitas etapas de una operacin

degrada los fluidos reticulados con borato con el

tiempo. El tipo de rompedor y la concentracin

requerida dependen de la carga de polmero, la

temperatura y el tiempo de bombeo. La carga de

rompedor diseada para los tratamientos de

fracturamiento y empaque queda determinada

por el tiempo de exposicin dentro de la fractura

dinmica(derecha).

La etapa inicial, o fluido colchn, que se

bombea sin apuntalante, es admitida ms rpi-

damente porque crea y contacta continuamente

nuevas superficies de fractura dinmica. Des-

pus de inducir un arenamiento en el extremo

de la fractura, la velocidad de propagacin de la

fractura decrece, la eficiencia del fluido aumenta,

y las etapas que siguen al colchn permanecen

en la fractura abierta por ms tiempo. Las eta-

pas de lechada bombeadas cerca del final de unprograma de tratamiento tienen el menor

tiempo de exposicin. Cuando la primera etapa

de lechada cargada de apuntalante alcanza los

disparos, la viscosidad del fluido colchn debera

comenzar a degradarse para luego romperse

rpidamente por completo.

Las etapas de lechada intermedias deben

permanecer estables al menos un 30%del

tiempo de bombeo total para luego romperse.

Las etapas de lechada finales deben permanecer

estables al menos un 20%del tiempo de bombeo

total 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 fluido 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 finales estn expuestas durantemenos tiempo que las etapas intermedias.

35

30

25

20

15

Tiemp

odeexposicindelafractura,

%

10

5

0

Colchn

Etapa

2 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) 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 fluido defracturamiento a base de goma hidroxiproplica (HPG, por sus siglas en ingls) reticulada de 35 lpm

mostr un comportamiento de la viscosidad adecuado, mientras que sistemas de 40 y 45 lpm (rojo ydorado, respectivamente) posean viscosidades significativamente ms altas. Los cambios de tempe-ratura y corte pueden obstaculizar el tratamiento TSO si las cargas de polmeros son demasiado altas.

Tasa

decorte,

seg-1

Viscosidad,

cp

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


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de trabajo. Un valor confiable para el esfuerzo

de formacin local mnimo es crtico para prede-

cir las dimensiones de la fractura y para disear

estos tratamientos TSO.

Presin de cierre de la fractura

Las pruebas de inyectividad y minifractura, eje-

cutadas antes de aplicar un tratamiento

principal utilizando el servicio de determinacinde datos de fracturas DataFRAC, verifican par-

metros tales como la presin de cierre de la

fractura, el coeficiente de prdida de fluido y la

eficiencia del fluido. La obtencin de valores

confiables para estos parmetros ayuda en la

calibracin, optimizacin y ajuste final del diseo

de los tratamientos.

Una presin de cierre de fractura incorrecta

conduce a un tiempo de cierre y a una presin

neta incorrectos y, en consecuencia, a una efi-

ciencia de fluido o un coeficiente de prdida

demasiado bajo o demasiado alto. Como resul-

tado, cualquier ajuste que se efecte en los

programas de fluidos y apuntalantes durante el

tratamiento principal podra traducirse en la

imposibilidad de lograr un TSO y en una estimu-

lacin subptima. Un valor de presin de cierre

de fractura confiable tambin es esencial para lageneracin de grficas de presin neta en

tiempo real confiables, que se utilizan para pre-

decir la geometra de la fractura y el arenamiento

inducido en el extremo de la misma.

Para lograr un tratamiento TSO que asegure

la generacin de una fractura apuntalada ms

ancha, los ingenieros de campo utilizan las grfi-

cas de presin neta para tomar decisiones en

tiempo real en lo que respecta a continuar con

un tratamiento o finalizar la operacin en su

primeras fases. El ajuste del comportamiento d

la presin neta mediante la utilizacin de un

modelo de computacin tambin ayuda a esti

mar las dimensiones de la fractura y a ajustar e

diseo de los tratamientos.

Las pruebas escalonadas que utilizan fluido

no gelificados y el anlisis DataFRAC que

emplea los fluidos de tratamiento gelificadosreales implican el bombeo de fluido dentro de

una formacin para analizar las respuestas de

presin durante y despus de la inyeccin

(arriba). El anlisis de declinacin de la presin

que es el mtodo ms generalizado, incorpora

grficas estandarizadas para identificar el punto

de inflexin en una curva de declinacin de la

presin 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 fluidos de baja velocidad no dainos para iniciar una fractura dinmica corta.Las pruebas escalonadas aumentan gradualmente el rgimen de inyeccin para identificar 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 flujo de retorno a

rgimen constante o declinacin de la presin despus del cierre del pozo tambin ayuda a determinar el cierre de lafractura. No obstante, durante el flujo de retorno y la declinacin de la presin, las respuestas de presin a menudoexhiben puntos de inflexin causados por eventos ajenos al cierre de la fractura, lo que dificulta la obtencin de unvalor de esfuerzo de cierre de fractura confiable (arriba).

Presindefo

ndodepozo

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)

Recesindelaaltura

dela

fracturayextensindela

longituddelafractur

a

Recesindelalongit

ud

delafractura

Contactoyconsolidacin

delacaradelafractura

Flujolineal

Flujodetransicin

Flujoradial

Cierre dela fractura


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No obstante, bajo ciertas condiciones, la res-

puesta de presin exhibe puntos de inflexin

asociados con mecanismos ajenos al cierre de la

fracturacambios en los regmenes de flujo o

en el influjo de gasque a veces conducen aestimaciones errneas. Se necesitaba una

prueba ms objetiva y confiable para determinar

en forma adecuada y consistente la presin de

cierre de la fractura y caracterizar correcta-

mente el comportamiento de la fractura

hidrulica.

Idealmente, el cierre de la fractura debera

activarse por el flujo de fluido y ser controlado

fundamentalmente por la abertura y el cierre de

la fractura dinmica a fin de proporcionar una

respuesta de presin nica. Si se realizan

correctamente, las pruebas escalonadas y de

retorno de flujo se ajustan a estos criterios comolo hace la nueva prueba escalonada de equilibrio

(ESR, por sus siglas en ingls) (arriba).5 La

prueba ESR es similar a una prueba escalonada

convencional salvo una excepcin.

Este procedimiento reduce las superficies de

la fractura hidrulica a un rea de equilibrio

donde el rgimen de inyeccin iguala a la tasa

de prdida de fluido para proporcionar una indi-

cacin ms confiable de la presin de cierre de

la fractura. El fluido es inyectado a regmenes

cada vez ms altos para crear una fractura

hidrulica; 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


1

> Prueba escalonada de equilibrio (ESR, por sus siglas en ingls). En formaciones de alta permeabilidad, la prueba ESR provee una indicacin ms confia-ble de la presin de cierre de la fractura que otros mtodos. El fluido 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 fluido 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 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

Presin,

lpc

Rgimendeinyeccin,bbl/min

250 260

Rgimende inyeccin

Presin enel espacioanular 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


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


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 latubera de produccin

5. Weng X, Pandey V y Nolte KG: Equilibrium Test AMethod 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.


8/14


pozo, el rgimen de inyeccin de fluido se

reduce a la tasa de propagacin, o extensin, de

la fractura y luego se mantiene constante.

El volumen y la presin en la fractura din-

mica disminuyen subsiguientemente hasta que

la tasa de prdida y el rgimen de inyeccin de

fluido alcanzan un equilibrio. En ese punto, el

volumen de la fractura deja de reducirse y la

presin se estabiliza. Una vez alcanzada esta

presin de equilibrio, se cierra el pozo y tambin

la fractura.

La prueba ESR provee un valor ms confiable

para la presin de cierre de la fractura, especial-

mente en formaciones de alta permeabilidad

donde los fluidos de tratamiento son admitidos

rpidamente y las fracturas hidrulicas tambin

se cierran rpidamente.

La presin de cierre es nica y resulta fcil

de identificar, lo que evita las ambigedades aso-

ciadas con otros mtodos. La eficiencia del

fluido tambin puede estimarse a partir de la

curva de declinacin. Una correlacin derivada

del campo para los pozos de aguas profundas

constituye una alternativa confiable para esti-

mar el esfuerzo local.

En el pasado, se crea errneamente que las

mayores productividades resultantes de los tra-

tamientos de fracturamiento y empaque

provenan del emplazamiento de un volumen

ms grande de apuntalante en una formacin.

Los datos de dao mecnico provenientes de ter-minaciones con tratamientos de fracturamiento

y empaque en el Golfo de Mxico, representados

grficamente como una funcin del volumen de

apuntalante por pie, indican que el aumento del

volumen de apuntalante no necesariamente

reduce el dao mecnico si el tratamiento no

logra inducir un arenamiento para controlar el

crecimiento longitudinal de la fractura (pgina

anterior, abajo). Otro aspecto clave relacionado

con el aseguramiento de tratamientos TSO efec-

tivos es la cobertura completa y efectiva de la

fractura y el emplazamiento de apuntalante a

travs de todo un intervalo productivo.

Cobertura de la fractura y

emplazamiento de apuntalante

Los diseos de terminaciones con tratamientos

de fracturamiento y empaque y los equipos de

fondo de pozo deben encarar las complejidades

que implica el tratamiento de secciones yaci-

miento grandes e intervalos de terminacin ml

tiples, que en algunos casos poseen intervalo

disparados de ms de 46 m[150 pies] de largo

exhiben contrastes de permeabilidad y esfuerzo

significativos. Aunque se planifiquen con cui

dado, los tratamientos de fracturamiento y

empaque fracasan si se produce la acumulacin

de apuntalante en el espacio anular existente

entre el filtro de grava y la tubera de revesti

miento, restringiendo o bloqueando el flujo de

fluido en el espacio anular. El taponamiento co

apuntalante da como resultado la terminacin

temprana del tratamiento, la baja conductividad

de la fractura y un empaque incompleto alrede

dor de los filtros de grava.

El bloqueo del espacio anular cerca del top

de un arreglo de filtros, impide la estimulacin

de la fractura y el empaque de zonas ms profun

das. An una restriccin de flujo parcial en e

espacio anular aumenta la cada de presin po

friccin, restringe la distribucin del flujo y

limita el crecimiento vertical de la fractura a tra

vs del intervalo de terminacin, especialmentecuando se fracturan zonas con esfuerzos locale

ms altos. Los vacos dejados por debajo de u

puente de apuntalante aumentan la posibilidad

de una falla del filtro de grava por la erosin cau

sada por los fluidos y la arena producidos.

Para intervalos homogneos que posee

menos de 18 m[60 pies] de espesor, la altura de

la fractura cubre tpicamente la zona completa

En intervalos ms largos, la probabilidad de

cobertura completa de la fractura disminuye y e

riesgo de bloqueo de apuntalante aumenta. Lo

intervalos largos pueden ser tratados en etapa

separadas. Esto requiere ms equipos de fondode pozo, tales como los aparejos de fractura

miento y empaque apilados, adems de tiempo

adicional de instalacin, pero estos factores sue

len ser compensados por el aumento de la

efectividad del tratamiento y de la terminacin.

La tecnologa Alternate Path tambin puede

aplicarse para el fracturamiento y empaque de

intervalos ms largos (izquierda). Los filtros de

grava AllFRAC utilizan tubos rectangulares hue

cos, o tubos de derivacin, soldados en la parte

exterior de los filtros para proveer trayectoria

de flujo adicionales para la lechada. Los orificio

de salida con boquillas reforzadas de carburolocalizadas a lo largo de los tubos de derivacin

dejan que los fluidos y el apuntalante salgan po

encima y por debajo de las restricciones de

espacio anular, lo cual permite continuar el frac

turamiento y el empaque en el espacio anula

an despus de la formacin de restricciones en

el espacio anular existente entre el filtro de

grava y la tubera de revestimiento.

< Emplazamiento efectivo del tratamiento. Los fil-tros de grava AllFRAC Alternate Path poseen tubosde derivacin con boquillas de salida estratgica-mente ubicadas, soldadas en la parte exterior delos filtros (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 losfiltros de grava que puede crearse como resulta-do de la formacin de puentes de apuntalante enel espacio anular existente entre el filtro de gravay la tubera de revestimiento (extremo inferior).

Filtro

Tubera base

Fractura

Tubos de

derivacin

Boquilla

Tubera derevestimientoTubos de

derivacin

DisparosFiltros

de grava

Puente deapuntalante en

el espacio anularVaco delespacioanular

Boquilla


9/14

Los tubos de derivacin proveen canales

para que la lechada vaya ms all de la zona de

pozo colapsado y de los empacadores de aisla-

miento zonal externos al igual que los puentes

de apuntalante de grava que se producen en el

espacio anular en el tope de los intervalos o

adyacente a zonas de alta permeabilidad que

presentan una alta prdida de fluido. Si se for-

man restricciones en el espacio anular, aumenta

la presin de inyeccin y la lechada se desva alos tubos de derivacin. Esto garantiza la cober-

tura del fracturamiento y el empaque de

apuntalante alrededor de los filtros de grava y a

travs de todo el intervalo de terminacin.

La tecnologa Alternate Path permite ade-

ms que los fabricantes de filtros maximicen los

dimetros internos de los mismos para reducir

las cadas de presin a travs de los arreglos de

fondo de pozo y el equipo de terminacin de

pozos. Para dar cabida a regmenes de inyeccin

ms altos, los filtros AllFRAC para tratamientos

de fracturamiento y empaque poseen tubos de

derivacin con secciones transversales leve-mente ms grandes que los filtros AllPAC

utilizados para el empaque de grava.

Si prestan la debida atencin a estas consi-

deraciones de diseo de tratamientos de

fracturamiento y empaque, los operadores debe-

ran esperar las respuestas de presin de fondo

de pozo y de superficie deseables, que indican la

creacin 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 significativo 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 desuperficie es indicativa del empaque completo del espacio anular existente entre el filtro de grava y la tubera de revestimiento (extremo inferior).

Presindefondo

depozo(BHP),lpc

Tiempo, minutos

Tiempo, minutos

Presinencabeza

depozo(WHP),lpc

Rgimendeinyeccin,

bbll/min

Concentracindeapuntalante,

laa

WHP

BHPRgimen

de inyeccin

ApuntalanteRgimendeinyeccin,

bbll/min

C

oncentracindeapuntalante,

laa11,500

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 flotantes, 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 agua

Campo Aconcagua: cuatro pozos operados por Total, 7,100 pies de profundidad de agua

Campo Kings Peak: tres pozos operados por BP, 6,200 pies de profundidad de agua

Canyon Station

Domo Destin

Profun

didad

dela

gua,

pies

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


10/14


el filtro de grava y la tubera de revestimiento

(pgina anterior, arriba). Total y Marathon Oil

Company implementaron con xito tcnicas de

fracturamiento y empaque optimizadas en dos

campos de gas situados en aguas ultraprofundas

del Golfo de Mxico.

Terreno de prueba en aguas profundas

Total E&P USA, Inc. opera el Campo Aconcagua

situado a 225 km [140 millas] al sudeste de

Nueva Orlens en el Bloque 305 del Can del

Mississippi. El Campo Camden Hills operado por

Marathon Oil Company se encuentra ubicado en

el Bloque 348 adyacente del Can del Missis

sippi. Estos dos campos, junto con el Campo

Kings Peak operado por BP, conforman el desa

rrollo Canyon Express(pgina anterior, abajo).6

Los cuatro pozos del Campo Aconcagua, do

pozos del Campo Camden Hills y tres pozos de

Campo Kings Peak se encuentran ubicados en

un tirante de agua (profundidad del lecho

marino) de entre 1,890 y 2,195 m[6,200 a 7,200

pies]. La produccin de estos pozos submarino

pasa a un sistema de recoleccin multifsico

comn. Luego, el gas producido es transportad

mediante un sistema de tubera de conduccin

doble hasta la plataforma de procesamiento

Canyon Station operada por Williams Energy

Services, que se encuentra ubicada a una distan

cia de aproximadamente 90 km[56 millas] en e

Bloque 261 del rea Main Pass. La produccin e

selectivamente controlada mediante la utiliza

cin de un sistema de terminacin de pozo

inteligente.7

Estos campos comprenden una serie de are

niscas no consolidadas de alta permeabilidadque sobreyacen areniscas acuferas en cierta

reas. Adems, la mayora de estos yacimientos

estn compuestos por areniscas mltiples sepa

radas por capas de lutita. La historia de

produccin de estos tipos de yacimientos indica

que el volumen de gas cae rpidamente una vez

que comienza la produccin de agua.

La terminacin y el drenaje de arenisca

mltiples y la disponibilidad de la capacidad de

controlar la produccin de agua sin la interven

cin de equipos de reparacin convencionale

resultaron elementos crticos en la planeacin

el diseo de estos pozos. El equipo de terminacin de pozos estaba compuesto por un

empacador colector, o empacador de fondo, lo

aparejos de filtros AllFRAC y un empacador de

aislamiento zonal con dispositivos de aisla

miento de la tubera de produccin o del espacio

anular para cada intervalo de terminacin; y un

empacador de aislamiento zonal y el equipo de

terminacin 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 Review14,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 ThroughInnovative 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 configuracin de pozos del proyecto Canyon Express. Los pozos del Campo Aconcagua incor-

poraron filtros 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 filtros 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 flujo 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 empalme

Empacador 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 312pulgadas

Empacador de aislamiento QUANTUM

Arreglo de sello de produccin

Dispositivo AFIV

Empacador QUANTUM maXDispositivo FIV mecnico

Tubera de 278pulgadas 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 958pulgadas

Tubera de produccin de 412pulgadas

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 95

8

pulgadas

Intervalo inferior


11/14

Total y Marathon terminaron un total de 13

intervalos disparados en seis pozos submarinos,

cuatro en el Campo Aconcagua y dos en el Campo

Camden Hills. Cada pozo posea como mnimo dos

intervalos de terminacin que fueron sometidos a

tratamientos de fracturamiento y empaque con el

objetivo de lograr daos de terminacin menores

a cinco.8

Las operaciones de pozos, que se suspendie-

ron despus de perforar todos los pozos en serie,

fueron retomadas reingresando en los pozos

para reperforar los tapones de cemento tempo-rarios y reemplazar el lodo por fluidos de

terminacin menos dainos. Se hicieron circular

pldoras de surfactantes para remover los dep-

sitos de lodo remanentes. Todos los dems

detritos fueron removidos utilizando escobillas

de tuberas de revestimiento, raspadores de

360, canastas de pesca de chatarra de tipo filtro

e imanes. El tubo ascendente submarino y las

cavidades del conjunto de preventores de reven-

tn (BOP, por sus siglas en ingls) se limpiaron

con escobillas y herramientas de limpieza por

chorro.

Siguiendo estos procedimientos de limpieza,los pozos fueron desplazados con agua de mar

seguida de salmuera con cloruro de calcio [CaCl2]

filtrada para proveer condiciones de sobrebalance

hidrosttico de 300 a 700 lpc [2.1 a 4.8 MPa].

Total corri un registro de adherencia del

cemento ultrasnico con un registro de correla-

cin de rayos gamma y un registro de los collares

de la tubera de revestimiento en sus pozos.

Dados los resultados previos, el programa de ter-

minacin de pozos de Marathon no incluy un

registro de adherencia del cemento. Un empaca-

dor colector inferior bajado con cable y

emplazado debajo de los disparos ms profundos

proporcion una profundidad de referencia para

las operaciones que se llevaran a cabo subsi-

guientemente en todos los pozos.

Los intervalos productivos fueron disparados

con un sobrebalance de 400 a 600 lpc [2.8 a 4.1

MPa] mediante la utilizacin de tcnicas de dis-

paros operadas con la tubera de produccin(TCP, por sus siglas en ingls). Los arreglos de

pistolas TCP relativamente simples estaban

compuestos por un cierre posicionador a pre-

sin, secciones de pistolas con cargas dispuestas

a razn de 12 disparos por pie (dpp) y con fase

de 120 o 60, un disco a presin para mantener

el fluido en la tubera de produccin y un cabe-

zal de disparo hidrulico con una barra de

descarga de seguridad. En uno de los pozos del

Campo Camden Hills se utilizaron 18 dpp. Los

pozos no se hicieron fluir despus de los dispa-

ros. Este mtodo demostr ser simple, confiable

y de riesgo relativamente bajo, comparado con laejecucin de operaciones de disparo en condi-

ciones de bajo balance en areniscas no

consolidadas.

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] con

altos ngulos de inclinacin de 30a 53.

Las zonas productivas del Campo Camden

Hills se encontraban ubicadas cerca de un con-

tacto de agua, de modo que el crecimiento

vertical de la fractura constitua una preocupa-

cin. Las longitudes de los intervalos disparados

variaban entre 14 y 20 m[46 y 65 pies], con una

TVD de aproximadamente 4,267 m[14,000 pies].

La presin del yacimiento era de 7,065 lpc [48.7

MPa] y la BHST, de 68C [155F].

Debido a los altos ngulos de inclinacin de

los pozos del Campo Aconcagua, Total seleccion

los filtros Alternate Path AllFRAC de alambre

plano con tubos de derivacin, para obtener una

estimulacin uniforme de la fractura y un empa-

que completo del espacio anular existente entre

el filtro de grava y la tubera de revestimiento, a

travs de los intervalos de terminacin ms lar-gos. Marathon opt por los filtros preempacados

Weatherford con apuntalante recubierto de

resina de malla 20/40 para el Campo Camden

Hills, donde los intervalos de terminacin ms

cortos no requeran la utilizacin de tecnologa

Alternate Path.

Despus de los disparos, se corri el arreglo de

filtros de control de produccin de arena para el

intervalo de terminacin inferior, incluyendo una

herramienta de Vlvula de Aislamiento de la For-

macin FIV. Se bajaron adems registradores de

temperatura 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 y

empaque convencionales del Golfo de Mxico es

mayor que 10 (arriba a la izquierda). Total y

Marathon aplicaron tcnicas de fracturamiento

y empaque optimizadas con el objetivo de redu-

cir el dao de terminacin y agotar estos campos

ms pequeos en forma ms efectiva sin necesi-

dad de efectuar futuras operaciones de

intervencin con fines correctivos.

Previo a las operaciones de fracturamiento y

empaque, 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 fluidos

de tratamiento fueron seleccionados en base a

temperaturas de enfriamiento de 31 a 35C [87 a

95F] mediante la utilizacin del servicio de

fracturamiento optimizado CoolFRAC para trata-

mientos de fracturamiento y empaque de alta

permeabilidad.

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

Factord

edaoadimensional

1


12/14


Previo a los tratamientos principales, Total

realiz un anlisis DataFRAC que incluy la eje-

cucin de pruebas ESR mediante la utilizacin

de un gel de comportamiento lineal para deter-

minar con precisin la presin de cierre de la

fractura. En los tratamientos de inyeccin-cali-

bracin subsiguientes se utiliz un fluido

reticulado de 20 libras por mil (lpm). Marathonelimin las pruebas DataFRAC de los procedi-

mientos de fracturamiento y empaque del

Campo Camden Hills para evitar fomentar el

crecimiento de la fractura hacia las areniscas

acuferas cercanas.

Los tratamientos de fracturamiento y empa-

que fueron bombeados desde las embarcaciones

deestimulacin marinaDeepSTIM I yDeepSTIM II

de Schlumberger, atracadas al costado del buque

de perforacin transocenico Discoverer Spirit

(arriba). Los principales tratamientos de fractu-

ramiento y empaque fueron ejecutados con un

rgimen 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 fluido

reticulado de 20 lpm.

Dado que al operador le result difcil lograr

un empaque completo del espacio anular en el

primer pozo del Campo Aconcagua, se redujeron

los 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 de

bombeo 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 del

tratamiento. Estos pasos permitieron asegurar el

empaque 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 especialistas

de Marathon y Schlumberger disearon trata-

mientos de fracturamiento y empaque no

convencionales mediante el empleo de un fluido

reticulado menos eficiente para controlar el cre-

cimiento vertical de la fractura a travs de la

admisin excesiva y prevenir la propagacin de

la fractura hacia las areniscas hmedas. Las lon-

gitudes de diseo de la fractura oscilaron entre

6.1 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 Campo

Aconcagua, Total aument levemente la concen-

tracin de polmero y dise longitudes de

fractura de 12.2 a 15.2 m[40 a 50 pies].

Despus de las operaciones de fractura-

miento y empaque realizadas en el intervalo de

terminacin inferior de cada pozo, se emplaz

un tapn de aislamiento en el empacador de

fracturamiento y empaque inferior. Sobre este

tapn se esparcieron pldoras de arena o de car

bonato de calcio para facilitar la limpieza de los

detritos despus de disparar el intervalo de ter

minacin superior. Los operadores dispararon

los intervalos de terminacin superiores, recupe

raron el tapn de aislamiento del empacador y

corrieron 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 debajo

del empacador de aislamiento en un receptculo

de dimetro pulido (PBR, por sus siglas en

ingls), en el extremo superior del arreglo de fi

tro inferior. Un sistema FIV controlado por e

espacio anular AFIV, instalado en el arreglo de

empacador de aislamiento, proporcion el aisla

miento del flujo para los intervalos de

terminacin superior e inferior.

> Pozos del Campo Aconcagua con tratamientos de fracturamiento y empaque. Las embarcacionesde estimulacin marina DeepSTIM Iy 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 onHigh-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.


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Aislamiento por zonas y

control de prdida de fluido

Los diseos de los pozos del proyecto Canyon

Express integraron un sistema FIV con el equipo

de empacador de empaque de grava QUANTUM

para los intervalos de terminacin inferiores. El

equipo de control de la produccin de arenapara los intervalos superiores incluy un sistema

AFIV. Estos dispositivos aseguran un alto nivel

de 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 confiable

en diversas aplicaciones de pruebas de produc-

cin a agujero descubierto y herramientas de

fondo de pozo.

Estas vlvulas permiten el aislamiento y con-

trol de dos vas, independientes de cada

intervalo para prevenir las prdidas de fluido y

el influjo de gas durante las operaciones de ter-minacin y de retorno de flujo. Las vlvulas FIV y

AFIV facilitaron adems la ejecucin de las

pruebas de integridad de la presin sin interven-

ciones con tubera flexible o cable antes de abrir

los pozos para la produccin.

En cada uno de estos pozos del proyecto Can-

yon Express, se utiliz una herramienta de

comando ubicada por debajo del tubo lavador

interno que volva a atravesar los filtros mientras

se recuperaba la sarta de trabajo del empaque

de grava. Esta herramienta desplazaba una

camisa que cerraba las respectivas vlvulas des-

pus de los tratamientos de fracturamiento y

empaque. Las vlvulas FIV y AFIV tambin

podan ser abiertas con una herramienta decomando similar, corrida con cable o con tubera

flexible, y la vlvula esfrica FIV poda ser fre-

sada a travs de la tubera de produccin ante

cualquier eventualidad.

La instalacin del arreglo de empacador de

aislamiento despus del tratamiento de fractura-

miento y empaque del intervalo superior

permiti abrir mecnicamente la vlvula AFIV

superior. Una serie de ciclos de presin especfi-

cos aplicados a la tubera de produccin produjo

la apertura hidrulica del dispositivo FIV infe-

rior. Esto permiti explotar el intervalo inferior

sin efectuar operaciones de intervencin des-pus de emplazar el empacador de produccin y

el equipo de terminacin superior en su lugar.

Reduccin del dao de terminacin

Durante las operaciones de fracturamiento y

empaque, mediante la utilizacin de registradores

de fondo de pozo, se obtuvieron y transmitieron a

la superficie datos de presin y temperatura. Se

encontraron evidencias de fluidos de tratamiento

que sorteaban los puentes localizados a travs de

los tubos de derivacin. Adems se observaron

cambios en la declinacin de la curva de presin,

asociados con variaciones de la temperatura, que

indicaban la divergencia de los fluidos a travs de

los tubos de derivacin(arriba).Las presiones de cierre de la fractura, deriva-

das de las pruebas de inyeccin y microfractura

convencionales, eran demasiado ambiguas para

las operaciones de terminacin crticas de los

pozos de aguas ultraprofundas. El anlisis ESR

ms confiable asegur la implementacin de

diseos y la ejecucin de tratamientos ptimos

en el Campo Aconcagua.

Total ejecut los tratamientos de fractura-

miento y empaque del Campo Aconcagua en

modo de circulacin y rastre la presin de fondo

de pozo (BHP, por sus siglas en ingls) en tiempo

real mediante la vigilancia rutinaria del espacioanular existente entre la tubera de produccin y

la tubera de revestimiento, durante las operacio-

nes llevadas a cabo en este campo petrolero.

Durante el bombeo de estos tratamientos de

fracturamiento y empaque optimizados se obser-

varon ganancias de presin neta de entre 300 y

1,100 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

Presindefondodepo

zo(BHP),lpc

Temperatura,

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


14/14

Inviernode2004/2005 3

realiz los tratamientos de fracturamiento y

empaque del Campo Camden Hills en modo de

inyeccin forzada y no vigil rutinariamente la

presin de fondo de pozo mediante la utilizacin

de 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 Campos

Aconcagua y Camden Hills, cifra mucho ms

alentadora que el promedio previo de 10.3

(arriba). La produccin comenz inmediata-

mente despus de terminar el sexto pozo. Los

tratamientos de fracturamiento TSO efectivos

permitieron optimizar la produccin prove-

niente de las terminaciones con tratamientos de

fracturamiento y empaque en formaciones no

consolidadas de alta permeabilidad. Cada uno

de los pozos tiene una capacidad de produccin

superior al rgimen objetivo de 1.4 milln de

m3/d [50 MMpc/D] por pozo.El xito de los tratamientos TSO implemen-

tados en los Campos Aconcagua y Camden Hills

de 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 fracturas

TSO prevalecieron sobre la utilizacin de vol-

menes de apuntalantes ms grandes porque el

emplazamiento de mayor cantidad de apunta-

lante no necesariamente tiene un impacto

significativo sobre la productividad resultante delos tratamientos de fracturamiento y empaque.

Los fluidos de tratamiento fueron selecciona-

dos en base a las temperaturas de enfriamiento

locales y las tasas de corte existentes dentro de la

fractura hidrulica. En ciertos casos, el anlisis

de las pruebas de inyeccin-calibracin previas al

tratamiento mediante la utilizacin del nuevo

mtodo ESR ayud a determinar las presiones de

cierre de la fractura con mayor precisin.

Previo a la ejecucin de los tratamientos de

fracturamiento y empaque, se bombe un volu-

men suficiente de cido para asegurar la limpieza

de los disparos. Los filtros Alternate Path contubos de derivacin facilitaron la divergencia del

tratamiento en estos yacimientos de zonas mlti-

ples con intervalos de terminacin largos.

Como sucede con muchos emprendimientos

las mejoras de los tratamientos de estimulacin y

empaque de grava han evolucionado a partir de

una mayor comprensin de los principios bsico

y de la refinacin de las tecnologas y las prcti

cas existentes. Probadas en este ambiente

riguroso de aguas ultraprofundas, estas tcnicaoptimizadas pueden ser aplicadas en otras rea

para garantizar el xito de los tratamientos de

fracturamiento y empaque. MET


Permeabilidad-altura (kh), mD-pie10 100 1,000 10,000 100,000

10

0

-10

Tendencia de los tratamientosde fracturamiento y empaqueen 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.

03 optimizing frac packs libre

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