aislamiento y estimulación selectivos

60 Oilfield Review

Aislamiento y estimulación selectivos

Kalon F. DegenhardtJack StevensonPT. Caltex Indonesia Riau, Duri, Indonesia

Byron GaleTom Brown Inc.Denver, Colorado, EUA

Duane GonzalezSamedan Oil Corporation Houston, Texas, EUA

Scott HallTexaco Exploration and Production Inc.(una compañía de ChevronTexaco)Denver, Colorado

Jack MarshOlympia Energy Inc.Calgary, Alberta, Canadá

Warren ZemlakSugar Land, Texas

CIearFRAC, CoilFRAC, CT Express, DepthLOG, FMI(Imágenes Microeléctricas de Cobertura Toral), Mojave,NODAL, PowerJet, PowerSTIM, PropNET, SCMT (herra-mienta Delgada de Mapeo de Cemento) y StimCADE sonmarcas registradas de Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Taryn Frenzel y Bernie Paoli, Englewood,Colorado; Badar Zia Malik, Duri, Indonesia; y EddieMartínez, Houston, Texas.

En términos de costos, el fracturamiento con tubería flexible es una buena alternativa frente a

las técnicas convencionales de estimulación de yacimientos. Este innovador método mejora las

productividades de los campos de hidrocarburos y sus factores de recuperación, ya que permite

el emplazamiento preciso y confiable de los fluidos de tratamiento y de los apuntalantes. Aquello

que comenzó como un servicio de fracturamiento, ha ido evolucionando para convertirse en un

conjunto de soluciones técnicas para nuevas terminaciones de pozos, así como también para la

reparación de pozos en campos maduros.

Tradicionalmente los operadores se basan en pro-gramas de perforación para obtener la máximaproductividad, mantener los niveles de produc-ción deseados y optimizar la recuperación dehidrocarburos. Sin embargo, a medida que losdesarrollos de los campos maduran, el agota-miento de los yacimientos de petróleo y de gasreduce la productividad de los campos y se res-tringen las oportunidades para perforar nuevospozos. Los programas de perforación por sí solosno pueden eficazmente frenar la declinación natu-ral de la producción. Asimismo, los pozos derelleno y los de reentrada normalmente resultanmenos rentables y presentan mayores riesgosoperacionales y económicos en relación con sumayor necesidad de inversiones de capital.

En muchos campos, los operadores, en formaintencionada y accidental, pasan por alto algunaszonas productivas durante las fases iniciales dedesarrollo del campo y se centran solamente enlos horizontes más prolíficos. En total, estosintervalos de producción marginal contienenimportantes volúmenes de hidrocarburos que sepueden producir, especialmente de formacioneslaminadas y de yacimientos de baja permeabili-dad. El acceso a las zonas productivas dejadas delado es económicamente atractivo para mejorarla producción y aumentar la recuperación dereservas, pero plantea varios desafíos.

Por lo general, las zonas pasadas por alto pre-sentan menores permeabilidades y requieren tra-tamientos de fracturamiento para lograr unaproducción comercial sustentable. Los métodosconvencionales de intervención y estimulación

de pozos implican extensas operaciones correcti-vas, como el aislamiento mecánico de los dispa-ros (punzados, cañoneos, perforaciones)existentes o la cementación forzada (cementa-ción a presión) de éstos con múltiples viajes paraefectuar disparos en la zona previamente igno-rada. Estos procedimientos son caros y no sepueden justificar para zonas con un potencial deproducción limitado. Antiguamente no era comúnque se realizaran fracturamientos hidráulicos enzonas pasadas por alto, especialmente cuandohabía varias intercalaciones impermeables.

La condición mecánica de los pozos tambiénpuede ser una limitación. Si no se consideran losfracturamientos hidráulicos durante la planifica-ción del pozo, es posible que no se diseñen ade-cuadamente los tubulares de terminación(completación) de modo que puedan soportar lasoperaciones de bombeo a alta presión.Asimismo, la acumulación de incrustaciones y lacorrosión derivadas de una prolongada exposi-ción a los fluidos de formación y a las temperatu-ras y presiones del yacimiento, pueden poner enriesgo la integridad de los tubulares en los pozosmás antiguos. En los pozos de diámetro reducido(pozos delgados), las opciones de reparación(reacondicionamiento) están además limitadaspor tubulares pequeños. Estas limitaciones ope-racionales y económicas normalmente significanque las zonas pasadas por alto o marginales per-manecen sin explotarse. Finalmente, los hidro-carburos en estos intervalos se pierden cuandolos pozos se taponan y abandonan.

Invierno de 2001/2002 61

> Unidad de tubería flexible CT Express adaptada a necesidades específicas en un tratamiento de fracturamiento selectivo enMedicine Hat, Alberta, Canadá.

Las operaciones de fracturamiento con tube-ría flexible solucionan muchas de las limitacionesasociadas con la estimulación de zonas pasadaspor alto o marginales mediante técnicas conven-cionales, lo cual convierte en económicamenteviable la explotación de reservas adicionales.Sartas de tubería flexible de alta resistenciatransportan fluidos de tratamiento y apuntalan-tes (agentes de sostén) hasta los intervalos deinterés y protegen los tubulares de pozos exis-tentes de las operaciones de bombeo a alta pre-sión, mientras que herramientas especiales defondo de pozo aíslan en forma selectiva las zonasdisparadas existentes con mayor precisión.

En este artículo, se describen los aspectosoperacionales y de diseño de los tratamientos defracturamiento con tubería flexible, incluidas lastecnologías requeridas, como son las mejoras delos equipos de superficie, la tubería flexible de altapresión, los fluidos de fracturamiento de baja fric-ción y las nuevas herramientas de aislamiento deintervalo. Existen casos que demuestran que estatécnica reduce el tiempo y el costo de termina-ción, mejora la limpieza posterior al tratamiento,aumenta la producción y ayuda a aprovechar lasreservas dejadas de lado por los métodos conven-cionales de terminación y fracturamiento.

Estimulaciones convencionalesLos factores de recuperación promedio para lamayoría de los yacimientos con mecanismos dedrenaje primarios y secundarios son sólo del 25al 35% de los hidrocarburos originalmente ensitio. También se dejan en sitio las reservas pro-ducibles en las zonas delgadas de menorpermeabilidad de muchos yacimientos maduros.Por ejemplo, un estudio en el Mar del Nortedeterminó que más del 25% de las reservas recu-perables se encuentran en horizontes laminadosde baja permeabilidad de los yacimientos de lasareniscas Brent.1

Las acidificaciones de la matriz y los fractura-mientos hidráulicos son técnicas comunes deestimulación de yacimientos utilizadas paraincrementar la productividad, aumentar la efi-ciencia de recuperación y mejorar la rentabilidadde los pozos.2 Sin embargo, la terminación y esti-mulación eficaz de yacimientos heterogéneos yde zonas productivas discontinuas entre numero-sos intervalos de lutitas implica un gran desafío,particularmente cuando se requieren fractura-mientos hidráulicos. Al escoger las estrategias de

terminación, se debe considerar el espesor, lacalidad, la presión y el estado de agotamiento delhorizonte productivo, así como también el costoque implica el fracturamiento de tal horizonte.

Los fracturamientos hidráulicos convenciona-les tienen por objetivo conectar la mayor canti-dad de zonas productivas posibles con un solo ovarios tratamientos llevados a cabo durante ope-raciones independientes. Históricamente, laszonas productivas que se extienden a través decientos de pies se agrupan en “etapas,” y cadaetapa se estimula mediante un tratamiento inde-pendiente. Estos trabajos de fracturamientohidráulico masivo, bombeando directamente através del revestimiento o de tuberías de produc-ción estándar, están destinados a maximizar laaltura de la fractura y optimizar su longitud. Sinembargo, la incertidumbre asociada con la pre-dicción del crecimiento vertical de la fractura, amenudo compromete los objetivos de estimula-ción de grandes tratamientos, e impide la crea-ción de las longitudes de fractura requeridaspara optimizar el radio efectivo del pozo y el dre-naje de las reservas.

62 Oilfield Review

Intervalos noestimulados

adecuadamente

Escasa a nulacontribución ala producción

GR,2ª pasada

Prof.,pies

XX800

XX900

X1000

X1100

Total deEscandio

Concentraciónde arena

API,0 a 200

GR de pozoentubado

Formación

0 a 6lbm/pies2

Total deEstroncio

Totalde Iridio

Ancho defractura, pulg

Estroncio

Escandio

Iridio

Formación

EstroncioEstroncio

EscandioEscandio Gasto, B/D

Iridio

Iridio

> Divergencia del tratamiento en una sola etapa: trazadores radioactivos y registros de producción. Con las técnicasde entrada limitada, algunas zonas no son eficazmente estimuladas y otras pueden quedar sin tratar. En este ejemplo,se fracturaron seis zonas productivas a lo largo de un intervalo de 90 m [300 pies] a través de 24 disparos. Un estudiocon trazadores radioactivos demuestra que las tres zonas superiores recibieron la mayor parte de los fluidos y delapuntalante de tratamiento, mientras que las tres zonas inferiores no fueron adecuadamente estimuladas (izquierda).Si no ingresaba fluido en un intervalo al comienzo del tratamiento, la erosión de los disparos en otras arenas elimi-naba la contrapresión necesaria para la divergencia. La zona más baja no contribuye a la producción y las otras dosaportan muy poco flujo, según se observa en los registros de producción (derecha).


Cuando se utiliza un solo tratamiento a travésde numerosas zonas abiertas, es difícil emplazarapuntalante en cada una de las zonas (páginaanterior). Las zonas delgadas o de baja permea-bilidad agrupadas con las zonas de mayor espe-sor pueden quedar sin tratamiento o pueden noser estimuladas en forma eficiente y, en ocasio-nes, algunas zonas se dejan de lado intencional-mente para asegurar la estimulación efectiva deintervalos más prolíficos. Los disparos de entradalimitada y los selladores de bolas distribuyen efi-cientemente el fluido durante la inyección del col-chón del tratamiento, pero menos eficientementedurante el emplazamiento del apuntalante, dadoque los disparos se agrandan por la erosión o losfluidos de tratamiento fluyen preferentementedentro de zonas de mayor permeabilidad.3

Las zonas pasadas por alto y no tratadas enforma accidental también se atribuyen a la varia-ción de las tensiones del subsuelo. En los anti-guos diseños de fracturamiento convencional, sesuponía que el gradiente de fractura, o perfil detensiones, era lineal y que aumentaba en formagradual con la profundidad. En realidad, normal-mente las tensiones de las formaciones no sonuniformes a través de un horizonte geológicoentero y, nuevamente, puede ser difícil tratar yestimular algunas zonas en forma eficaz (arriba).

El agrupamiento de las zonas productivas enetapas más pequeñas ayuda a superar algunasde estas limitaciones y contribuye a asegurar unacobertura suficiente de la fractura, pero los trata-

mientos de múltiples etapas normalmenterequieren varias operaciones sucesivas de dispa-ros y fracturamiento. El aislamiento de zonasindividuales para su fracturamiento hidráulicoconvencional con equipos de reparación de pozosy tuberías de producción convencionales tambiénes complicado, y requiere equipos y procedimien-tos de reparación adicionales. En las operacionesde fracturamiento de múltiples etapas, cada unade las etapas tiene costos fijos. Las operacionesde fracturamiento convencionales agreganredundancia a las operaciones de estimulación yaumentan los costos generales.

Cada vez que se trasladan hasta los pozos uni-dades de registros y equipos de bombeo para rea-

lizar operaciones de disparos y estimulación, haygastos de movilización y montaje asociados concada equipo. También hay costos asociados conlas unidades de tubería flexible y equipos de líneade acero (líneas de arrastre, slickline) para limpiarlos tapones de arena o fijar y recuperar taponespuente, los cuales se deben comprar o arrendar. Elacarreo, la manipulación y el almacenamiento delos fluidos de estimulación y de desplazamientopara cada operación de fracturamiento no conse-cutiva representan costos adicionales. La pruebade cada etapa individual en un pozo nuevamenterequiere varios montajes y aumenta considerable-mente el tiempo de terminación del pozo.

La terminación de algunos pozos de gas conmúltiples etapas de tratamiento puede tomarsemanas. Rápidamente se acumulan costosredundantes sobre los pozos con más de tres ocuatro etapas de tratamiento, lo cual influye con-siderablemente en los costos de estimulación.Por lo general, estos mayores costos influyen enforma importante en las decisiones y estrategiasde terminación o reparación del pozo y puedenlimitar el desarrollo de zonas productivas margi-nales que acumulativamente contienen enormesvolúmenes de petróleo y de gas.

Para estimular zonas dejadas de lado en pozosexistentes, el fracturamiento convencional exigeaislar las zonas productivas inferiores medianteun tapón de arena o una herramienta mecánica defondo de pozo, como un tapón puente recuperableo perforable. Los disparos superiores quedan her-méticamente sellados mediante cementación for-zada que normalmente es difícil de lograr,requiere tiempo adicional de equipo de repara-ción y agrega costos a la terminación del pozo.También existe el riesgo de que los disparossellados a presión se reabran durante las opera-ciones de bombeo a alta presión.

1. Hatzignatiou DG y Olsen TN: “Innovative ProductionEnhancement Interventions Through Existing Wellbores,”artículo de la SPE 54632 presentado en la ReuniónRegional Occidental de la SPE, Anchorage, Alaska, EUA,26 al 28 de mayo, 1999.

2. En los tratamientos de la matriz, se inyecta ácido pordebajo de las presiones de fracturamiento para disolverel daño natural o inducido, que obstruye la garganta delos poros.El fracturamiento hidráulico utiliza fluidos especiales quese inyectan a presiones por encima de la tensión defractura de la formación para crear dos alas de fractura,o grietas opuestas 180°, que se extienden desde el pozohacia la formación. Estas alas de fractura se propaganen forma perpendicular a la dirección del esfuerzomínimo de la roca en un plano preferencial de fractura-miento (PFP, por sus siglas en inglés). Estas vías conduc-toras, que se mantienen abiertas mediante unapuntalante, aumentan el radio efectivo del pozo, lo quepermite que el flujo lineal penetre en las fracturas yhacia el pozo. Los apuntalantes comunes son las arenasnaturales o con revestimiento de resinas y los productossintéticos de bauxita o cerámica de alta resistencia,dimensionados de acuerdo con los cedazos de mallasnorteamericanos estándar.

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ento

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titas

Aumento de las tensionesRayos gamma, API Perfil de tensiones

> Variaciones de las tensiones de las formaciones. En los tratamientos de múl-tiples zonas, se supone que los cambios de presión están relacionados con laprofundidad (extremo izquierdo). Las zonas agotadas hacen que la presión dis-minuya abruptamente (centro a la izquierda). Las arenas excesivamente ago-tadas también reducen la presión en intervalos extensos (centro a la derecha).En algunos casos, las formaciones tienen variaciones de presión y de tensiónque hacen extremadamente difícil la divergencia de fluidos de tratamiento yla cobertura de la estimulación durante un tratamiento de una sola etapa(extremo derecho).

El fracturamiento con ácido sin apuntalantes establecela conductividad atacando con ácido en forma diferen-cial las superficies de las alas de fractura en rocas car-bonatadas que impiden que las fracturas se cierrencompletamente después del tratamiento.

3. La entrada limitada implica bajas densidades de dispa-ros—1 tiro por pie o menos—a lo largo de una o mászonas con diferentes tensiones y permeabilidades, paragarantizar el emplazamiento uniforme de ácido o apunta-lante mediante la creación de contrapresiones y la limi-tación de los diferenciales de presión entre losintervalos con disparos. El objetivo es maximizar la efi-ciencia y los resultados de la estimulación sin recurrir alaislamiento mecánico, como el uso de tapones puenteperforables y empacadores recuperables. Se pueden uti-lizar selladores de bolas de caucho para tapar los orifi-cios de los disparos abiertos y aislar los intervalos unavez estimulados, de modo de poder tratar el intervalosiguiente. Debido a que los disparos se deben sellarcompletamente, el diámetro y la uniformidad de los orifi-cios son importantes.El colchón de un tratamiento de fracturamiento hidráu-lico es el volumen de fluido que crea y propaga la frac-tura. El colchón no contiene apuntalante.

Estas limitaciones, inherentes a las técnicasde fracturamiento convencionales, reducen la efi-cacia de la estimulación. Se necesitan técnicasno convencionales de intervención y estimula-ción de pozos para garantizar la producción dehidrocarburos de la mayor cantidad de intervalosposibles, especialmente de zonas que antigua-mente no se podían terminar a un costo razona-ble. Las técnicas de fracturamiento con tuberíaflexible eliminan muchas de las limitaciones aso-ciadas con los tratamientos de fracturamientoconvencionales (derecha).4

Estimulaciones selectivasLa combinación de los servicios de tubería flexi-ble y de estimulación no es nueva. En 1992, seutilizó tubería flexible para fracturar pozos en laBahía Prudhoe, Alaska, EUA. La tubería flexiblede 31⁄2 pulgadas se conectó a la boca del pozo yse dejó como tubería de producción para ayudara mantener la velocidad de flujo. Esta técnicanunca tuvo mucha aceptación porque se limitabaa los intervalos más pequeños, a bajas presionesde tratamiento y a pozos en los que se pretendíaterminar un solo intervalo.

Hacia 1996, se escogió el fracturamiento contubería flexible como estrategia de terminaciónpreferida para los yacimientos someros de gasen el sudeste de Alberta, Canadá.5 El emplaza-miento selectivo de apuntalante en todos losintervalos productivos redujo el tiempo de termi-nación del pozo y aumentó su productividad. Losmejores candidatos fueron los pozos con variaszonas de baja permeabilidad, en los que la pro-ducción de gas se mezclaba después del fractu-ramiento. Anteriormente, estos pozos seestimulaban mediante el fracturamiento de unintervalo por pozo para luego ir al pozo siguiente.Mientras una cuadrilla de fracturamiento tratabael primer intervalo del pozo siguiente, otra cua-drilla preparaba los pozos tratados anteriormentepara el fracturamiento de posteriores intervalos.

Se requería considerable tiempo de montaje ydesmontaje de equipo para tratar hasta cuatropozos por día. En términos de tratamientos reali-zados, este proceso era eficiente, pero movilizarlos equipos de un lugar a otro tomaba más tiempoque el bombeo de los tratamientos de fractura-miento. Los operadores evaluaron la posibilidadde agrupar las zonas en etapas para realizar esti-mulaciones convencionales de varias zonas,mediante operaciones de disparos de entradalimitada, el uso de selladores de bolas u otrastécnicas divergentes para aislar las zonas enforma individual, pero no podían justificar los cos-tos de estas prácticas estándar de la industria.

Una solución para el aislamiento de las zonas,consistía en utilizar tubería flexible con un empaca-dor mecánico de anclaje por tensión y tapones dearena. Primero se trataron las zonas más profundasanclando el empacador encima del intervalo a frac-turar. El programa del apuntalante para cada zonaincluía arena extra para dejar un tapón de arena enlos intervalos fracturados una vez finalizado el bom-beo y previo al tratamiento de la zona siguiente.Cada tratamiento se efectuó con un desplazamientoincompleto y los pozos se cerraron para dejar que laarena extra decantara y formara un tapón.Mediante una prueba de presión, se verificaba laintegridad del tapón de arena y se volvía a colocarel empacador encima del siguiente intervalo. Esteprocedimiento se repetía hasta estimular todos losintervalos de interés (página siguiente, arriba).

La unidad de tubería flexible más grande se des-montaba y se reemplazaba por unidades de tuberíaflexible más pequeñas para lavar la arena e iniciarel flujo del pozo.

64 Oilfield Review

4. Zemlak W: “CT-Conveyed Fracturing Expands ProductionCapabilities,” The American Oil & Gas Reporter 43, no. 9(Septiembre de 2000): 88-97.

5. Lemp S, Zemlak W y McCollum R: “An EconomicalShallow-Gas Fracturing Technique Utilizing a CoiledTubing Conduit,” artículo de la SPE 46031 presentado enla Mesa Redonda sobre Tuberías Flexibles de lasSPE/ICOTA, Houston, Texas, EUA, 15 y 16 de abril de 1998.Zemlak W, Lemp S y McCollum R: “Selective HydraulicFracturing of Multiple Perforated Intervals with a CoiledTubing Conduit: A Case History of the Unique Process,Economic Impact and Related Production Improvements,”artículo de la SPE 54474 presentado en la Mesa Redondasobre Tuberías Flexibles de las SPE/ICOTA, Houston,Texas, EUA, 25 y 26 de mayo de 1999.

Fracturamientoconvencional

Etapa

4

3

3

2

2

1 1

4

5

6

7

8

9

Etapa

Longitud defractura inadecuada

Zona productoramarginal

Zona productivapasada por alto

Insuficiente cobertura del intervalo

Longitud defractura óptima

Reservas adicionales

Reservasadicionales

Disparos

Pozo

Fractura

Revestimiento

Completa coberturadel intervalo

Fracturamientoselectivo

> Estimulaciones convencionales y selectivas. El fracturamiento de variaszonas agrupadas en grandes intervalos, o etapas, es una técnica ampliamen-te utilizada. Sin embargo, la divergencia de los fluidos y el emplazamiento deapuntalante son problemáticos en formaciones discontinuas y heterogéneas.Los tratamientos convencionales, como este ejemplo de cuatro etapas, maxi-mizan el crecimiento vertical de las fracturas, por lo general a costa de suslongitudes y de la completa cobertura del intervalo (izquierda). Algunas zonasquedan sin tratar o pueden no ser adecuadamente estimuladas; otras son in-tencionalmente pasadas por alto para asegurar el tratamiento efectivo dezonas más permeables. El aislamiento y la estimulación selectivos con tube-ría flexible, en este caso nueve etapas, superan estas limitaciones, permitien-do a los ingenieros diseñar fracturas óptimas para cada zona de un intervaloproductivo (derecha).


Las reparaciones y las estimulaciones convencio-nales que requieren cementación forzada paraaislar disparos abiertos tienen un alto costo yrepresentan un riesgo en estas condiciones. Lasestimulaciones con tubería flexible de pozossomeros de gas y de pozos más profundos dezonas maduras de petróleo y de gas de la regióncontinental de los Estados Unidos, constituyeronla base para los servicios de aislamiento y esti-mulación selectivos CoiIFRAC.

En el este de Texas, EUA, las tuberías flexi-bles se utilizaron para estimular pozos con dispa-ros abiertos encima de las zonas pasadas poralto y en pozos con revestimientos de producciónde 27⁄8 pulgadas debilitados por la corrosión.Después de disparar la zona objetivo, se fija unempacador mecánico de anclaje por tensión contubería flexible para aislar los disparos superio-res y el pozo (izquierda). En el sur de Texas, seestimularon con éxito las zonas pasadas por altoubicadas entre disparos abiertos en pozos condaños en el revestimiento cerca de la superficie,mediante la colocación de un tapón puentedebajo de la zona objetivo y luego colocando unempacador mecánico de anclaje por tensión conla tubería flexible (derecha). Estos fracturamien-tos hidráulicos se realizaron sin cementar los dis-paros existentes, ni exponer el revestimiento deproducción a altas presiones.

Las primeras técnicas CoiIFRAC con empaca-dores mecánicos de anclaje por tensión mejoraronlos resultados de las estimulaciones, pero seguíanrequiriendo mucho tiempo, y eran limitadas por elhecho de tener que colocar y retirar tapones.

Etapa 1

Revestimiento Tubería flexible

Disparos

Empacador

Empacador

Tapón de arena 1

Tapón de arena 2

Unidad de tubería flexible

Zona productora 1

Zona productora 2

Zona productora 3Fractura

Etapa 2 Etapa 3

> Fracturamiento con tubería flexible con un solo empacador mecánico de anclaje por tensión y tapones de arena.

Tubería flexible

Disparosabiertos orevestimientodañado

Empacadorde anclajepor tensión

Zona pasadapor alto,fracturada contubería flexible

> Fracturamiento con tubería flexible con un soloempacador mecánico de anclaje por tensión paraprotección del revestimiento y de la tubería deproducción.

Fracturamientoprevio

Disparosabiertos o

revestimientodañado

Empacadorde anclaje

por tensión

Tapón puentemecánico

Zona agotada

Zona pasada poralto, fracturadacon tubería flexible

Tubería flexible

> Fracturamiento con tubería flexible con un soloempacador y tapones puente mecánicos. En el surde Texas, utilizando tubería flexible, se estimulócon éxito un pozo con daño en el revestimientocerca de la superficie y con una zona pasada poralto ubicada entre disparos abiertos. El operadorcolocó un tapón puente para aislar la zona inferiorantes de asentar un empacador mecánico deanclaje por tensión con la tubería flexible desti-nada a aislar la zona superior y proteger elrevestimiento. Esta técnica eliminó las costosasoperaciones de reparación del pozo y de cemen-tación forzada de los disparos.

Desde entonces, el fracturamiento con tube-ría flexible se ha expandido a los pozos de diá-metro reducido—tubulares de 23⁄8, 27⁄8 y 31⁄2pulgadas cementados como revestimiento deproducción—y a los pozos con disparos abiertoso con integridad tubular cuestionable que impe-dían el fracturamiento a través del revestimiento.

El siguiente paso fue desarrollar una herramientade aislamiento de intervalo (straddle packer),operada por tubería flexible y que sellara arriba yabajo de un intervalo para eliminar operacionesindependientes destinadas a emplazar arena ocolocar tapones puente con una unidad operadaa cable (arriba). Esta modificación permitió moverrápidamente la sarta de tubería flexible de unazona a otra sin extraerla del pozo.

Sobre un empacador mecáncio de anclaje portensión, se agregaron sellos del tipo copa deelastómero para aislar los intervalos disparadosy eliminar las distintas operaciones de coloca-ción de tapones. Sin embargo, se necesitaronotras modificaciones para reducir aún más eltiempo y los costos. En Canadá, se desarrolló una

66 Oilfield Review

Empacador mecánicode anclaje por tensión

Empacador mecánicoinferior con elementos

de sello superiores

Empacador de aislamiento de intervalo con dos elementos de sello

Desconexión mecánica

Desconexión mecánica

Cuñas

Cuñas

Conjuntoinferior de sellos

Conjuntoinferior

de sellos

Puertos desalida delfluido de

tratamiento

Conjuntosuperiorde sellos

< Herramientas de aislamiento de tubería flexi-ble. Las primeras operaciones CoiIFRAC utilizaronun solo empacador mecánico de anclaje por ten-sión sobre una zona aislada con tapones dearena o tapones puente de la zona inferior(izquierda). Posteriores versiones se modificaronpara incluir una copa sellante superior de elastó-mero sobre la zona a estimular y un empacadorinferior para aislar la zona de abajo (centro). Estaherramienta de segunda generación fue seguidapor un diseño de aislamiento de intervalo concopas de sello de elastómero en la parte superiore inferior de un empalme roscado con orificios; loque aumentó la velocidad de los movimientos delempacador y redujo el tiempo de ejecución y loscostos operacionales (derecha). Estas herra-mientas especiales eliminaron operaciones delequipo de reparación y de herramientas opera-das a cable, porque no se necesitaron tapones dearena ni tapones puente. Las tuberías flexiblespueden pasar rápidamente de una zona a otra sinsacarlas del pozo.

Etapa 1 Etapa 2 Etapa 3

Revestimiento Tubería flexible

Disparos

Fractura

Fractura

Herramienta de aislamientode intervalo

Unidad de tubería flexible

Zona productora 1

Zona productora 2

Zona productora 3

> Operación de fracturamiento con tubería flexible en varias etapas con las primeras herramientas de aislamiento de intervalo.


herramienta de aislamiento de intervalo concopas de elastómero arriba y abajo de unempalme roscado con orificios, o mandril, parapoder tratar varias zonas en un solo viaje (páginaanterior, abajo).

Esta versión de la herramienta de aislamientode intervalo que no tenía cuñas mecánicas parafacilitar los rápidos movimientos y su pesca, seutilizó en Canadá en más de 200 pozos somerosde gas y en 1000 tratamientos CoiIFRAC. Las con-tinuas mejoras introducidas a esta herramientapermiten estimular zonas pasadas por alto y mar-ginales a un costo adicional razonable. El efi-ciente aislamiento y la estimulación de arenasindividuales maximizaron el espesor neto termi-nado y convirtió en económicamente viables aaquellas zonas que anteriormente se considera-ban marginales.

Otras experiencias en CanadáEl campo Wildcat Hills está ubicado al oeste deCalgary, Alberta, Canadá, en la ladera este de lasMontañas Rocallosas en un área protegida conpastizales.6 Este área ha producido gas natural deyacimientos profundos de la formaciónMississippi desde 1958. Durante los primerosaños de la década de 1990, se probaron las are-nas menos profundas de la formación Viking endos pozos de Olympia Energy. Los pozos produje-ron inicialmente alrededor de 900 Mpc/D [25,485m3 /d], pero la producción declinó rápidamente a400 Mpc/D [11.330 m3 /d]. Aunque las pruebas deincremento de presión y de producción indicabanque había importantes reservas, la baja presióndel yacimiento, su baja productividad y los altoscostos de terminación impidieron el desarrollo delas zonas marginales de la formación Viking.

Un estudio de sísmica realizado en 1998 iden-tificó un tercer objetivo en la formación Viking enun área donde la formación se había elevado pormás de 914 m [3000 pies], posiblemente creandofracturas naturales que podrían mejorar la pro-ducción de gas. En el pozo 3-3-27-5W5M seencontraron alrededor de 14 m [45 pies] de espe-sor neto en cinco zonas comprendidas por unintervalo de 25 m [82 pies] de espesor total(arriba). Un registro de microresistividades de laherramienta de Imágenes Microeléctricas deCobertura Total FMI ayudó a verificar la existen-cia de fracturas naturales en el yacimiento, pero

Tensión

20,000 lbf 0

125 mm 375 45 % -15

45 % -150 150

0.00 10.00 450 kg/m3 -50125 mm 375

X250

X275

Calibre Y

Rayos gamma

API

Calibre X

Porosidad neutrón

CANADÁ

ALBERTA

Edmonton

Terminación principal enla arena Viking superior

Terminación principal enla arena Viking inferior

DisparosTapón puente mecánico

Calgary

Porosidad de densidad

Factor fotoeléctricoCorrección volumétrica

de la densidadProf,pies

Wildcat Hills

> Pozo 3-3-27-5W5M, campo Wildcat Hills. Los intentos previos para estimular la formación Viking comosi fuese un intervalo continuo no dieron resultado, debido a lo difícil que es estimular varias zonas contratamientos de fracturamiento convencional de sólo una etapa. Los intervalos abiertos con muy pocoespacio entre sí, imposibilitaban el aislamiento con un empacador y tapones de arena o taponespuente. El emplazamiento selectivo del tratamiento CoilFRAC permitió tratar cuatro zonas en forma indi-vidual para aumentar la recuperación, mediante el aislamiento y el fracturamiento de las zonas produc-tivas que generalmente se pasan por alto o se dejan sin tratar. Los objetivos secundarios fueron simpli-ficar las operaciones de terminación y reducir el tiempo de ejecución de varios días a un solo día, asícomo reducir los costos.

6. Marsh J, Zemlak WM y Pipchuk P: “Economic Fracturingof Bypassed Pay: A Direct Comparison of Conventionaland Coiled Tubing Placement Techniques,” artículo de laSPE 60313 presentado en el Simposio sobre Yacimientosde Baja Permeabilidad de la Regional de las MontañasRocallosas de la SPE, Denver, Colorado, EUA, 12 al 15 demarzo de 2000.

las pruebas de formación efectuadas a través dela sarta (columna) de perforación indicaron unabaja presión del yacimiento, de 1100 lpc [7.6MPa]. Las pruebas de incremento de presiónantes de instalar el revestimiento de 41⁄2 pulgadasy después de efectuar los disparos mostraroninvasión de fluido de perforación en las fracturasnaturales y más daños en la formación produci-dos por los fluidos de terminación.

Un tratamiento con solvente de lodo no logróremover el daño de formación, de modo que seescogió un tratamiento de fracturamiento paraaumentar la productividad del pozo. El fractura-miento a través del revestimiento con entradalimitada como técnica divergente no era unaalternativa válida porque ya se habían efectuadolos disparos en el pozo. El operador evaluó ladivergencia con selladores de bolas, así comotambién el aislamiento zonal mecánico con tapo-nes de arena, tapones puente o tubería flexible.La eficacia del sellador de bola es cuestionable,especialmente durante los tratamientos de frac-turamiento, de modo que el aislamiento mecá-nico fue considerado el método más confiablecomo técnica divergente, para asegurar la esti-mulación de todas las zonas productivas.

Se disponía sólo de 4 a 5 m [13 a 16 pies]entre las cuatro zonas. Los ingenieros entonceseliminaron el uso de tapones de arena ya que elestrecho espacio hacía difícil emplazar en formaprecisa los correctos volúmenes de arena. Lastuberías de producción convencionales conempacadores y tapones puente para aislamientoimplicaban operaciones separadas para tratarcada zona en operaciones independientes, deabajo hacia arriba. Esto requería la repetidamovilización y desmovilización de los equipos,servicios redundantes para cada zona y la recu-peración o el movimiento de los tapones puentedespués de cada tratamiento, todo lo cual hacíaque los costos fueran prohibitivos.

El operador seleccionó los servicios CoilFRACpara estimular cada zona por separado y tratarvarias zonas en un solo día. Durante el primer día,se sacó del pozo la tubería de producción utilizadapara realizar las pruebas de producción y el trata-miento con solventes. En el segundo día, se llevóal lugar la unidad de tubería flexible y los equiposde fracturamiento y de pruebas, mientras que unaunidad colocaba un tapón puente operado a cablepara aislar la formación Viking inferior. El inter-valo máximo recomendado que la herramienta deaislamiento pudo cubrir en ese momento fue de3.7 m [12 pies], que era menor a la longitud delintervalo inferior, por lo que hubo que utilizar unempacador mecánico de anclaje por tensión parafracturar la primera zona.

Durante el tercer día se intentaron tres fractu-ramientos hidráulicos. Problemas de atascamientohicieron necesario retirar la herramienta de aisla-miento de intervalo para reparar las copas sellan-tes de elastómero. Se utilizó un raspador derevestimiento para alisarlo. Actualmente, estepaso se ejecuta en forma rutinaria antes de lostratamientos CoilFRAC, como parte de la prepara-ción del pozo. La presión del espacio anularaumentó mientras se bombeaba el colchón en elsegundo intervalo, lo que indicaba la posiblecomunicación detrás de la tubería o el fractura-miento en una zona adyacente. Este tratamientose canceló antes de iniciar el bombeo del apunta-lante, y se movió la herramienta al tercer intervalo.

Después de estimular el cuarto intervalo, seextrajo la herramienta de aislamiento de intervalopara poder utilizar la tubería flexible para limpiarla arena y desalojar los fluidos. En el cuarto día,se montó una unidad de contra presión (snubbingunit) y se bajó la tubería de producción en el pozoen condiciones de bajo balance para impedir eldaño de la formación causado por la invasión delfluido de terminación.

En lugar de unidades de contra presión,actualmente se utilizan tuberías flexibles parabajar el empacador con un tapón de aislamiento.Una vez anclado el empacador, se libera la tube-ría flexible y se la extrae del pozo. El tapón delempacador controla la presión del yacimientohasta que se instala la tubería de producción.Posteriormente, una unidad de línea de acerorecupera el tapón de aislamiento, iniciando así elflujo del pozo.

Antes de la estimulación, el pozo 3-3-27-5W5M producía 3.5 MMpc/D [99,120 m3 /d] degas a una presión de superficie de 350 lpc [2.4MPa]. Después de fracturar con éxito tres de lascuatro zonas superiores, el pozo produjo inicial-mente 6 MMpc/D [171,818 m3 /d] a 350 lpc. Elpozo continuó produciendo a 5 MMpc/D [143,182m3 /d] a 450 lpc [3.1 MPa] durante varios meses.El tratamiento CoilFRAC generó un incrementoeconómico en la producción, además de reducirel tiempo de limpieza y simplificar las operacio-nes de terminación (arriba). La menor cantidad deoperaciones y la mayor rapidez de limpieza per-mitieron poner el pozo en producción más pronto,al reducir el tiempo del ciclo de terminación de19 a 4 días.

Olympia Energy perforó seis pozos más en elcampo Wildcat Hills después de la terminacióndel pozo 3-3-27-5W5M. Debido a que la forma-ción Viking varía de un pozo a otro, el operadorseleccionó las técnicas de fracturamiento basán-dose en el espesor de las arenas, las barreras decontención de las fracturas hidráulicas, el espa-cio vertical entre arenas y el número de trata-mientos requeridos. Tres de estos pozoscontenían dos o tres arenas Viking de buen espe-sor que se fracturaron a través del revestimiento.Las zonas más extensas requirieron mayoresvelocidades de bombeo para optimizar la altura yla longitud de la fractura, lo que descartaba eluso de tuberías flexibles debido a las potencial-mente excesivas presiones de tratamiento reque-ridas en superficie.

68 Oilfield Review

Total de apuntalante,1000 Ibm

242141

7186

194

27160

0 50 100 150 200 250 300

Zonas terminadasversus intentadas, %

Total de díasde terminación

Costo por Mpc/D, $

3 pozos con estimulación convencional

3 pozos con estimulación CoilFRAC

> Comparación de terminaciones con estimulaciones convencionales y contratamientos CoilFRAC en las arenas Viking. Los fracturamientos hidráulicoscon tubería flexible requirieron en total un 58% menos de apuntalante, redu-jeron las operaciones generales de terminación de 19 a 4 días y mejoraron lalimpieza y la recuperación de fluido de fracturamiento. El emplazamiento deltratamiento CoilFRAC y el contraflujo simultáneo mejoraron la recuperaciónde fluido y ahorraron a Olympia Energy cerca de $300,000 por pozo en elcampo Wildcat Hills. Todo esto redujo un 78% el costo por Mpc/D.


Al igual que el pozo 3-3-27-5W5M, los otrostres pozos tenían secuencias similares de arenasy lutitas entre capas y zonas productivas de 2 a 4m [6 a 13 pies], de modo que Olympia Energyrecurrió a las estimulaciones selectivas con tra-tamientos CoiIFRAC. Este enfoque permitióaumentar la productividad y la recuperación altratar en forma selectiva las zonas productivaspasadas por alto o no tratadas en forma eficiente,y ello condujo a una disminución de los costosoperacionales.

En el pozo 4-21-27-5W5M, se corrieron regis-tros de producción antes y después del trata-miento para evaluar el aumento de la producciónde las zonas de uno de los pozos fracturado contubería flexible (arriba). Antes del fracturamiento,el pozo producía 2 MMpc/D [57,300 m3 /d] con elflujo proveniente de dos intervalos. Después deefectuar los tratamientos CoiIFRAC en cinco inter-valos, la producción de gas aumentó a 4.5MMpc/D [128,900 m3 /d] con el flujo provenientede cuatro de los cinco intervalos. Olympia Energyahorró $300,000 por pozo en operaciones de frac-turamiento solamente, mediante el uso de las téc-nicas CoiIFRAC para estimular la formación Vikingen los pozos del campo Wildcat Hills. Uno de lospozos de gas originales de la formación Viking ha

sido reevaluado e identificado como candidatopara la estimulación con tubería flexible.

A una profundidad de 2500 m [8200 pies], latécnica CoilFRAC demostró las bondades de com-binar tecnologías de tubería flexible y de estimu-lación en la productividad y la recuperación delas reservas de los pozos, por los menores reque-rimientos de espacio en la superficie, el menortiempo en la localización del pozo, y menos ope-raciones de montaje y desmontaje en el pozo,todo esto combinado con menos emisiones yquemado de gas como resultado del flujo, de laspruebas y de la limpieza de todas las zonas pro-ductivas a la vez. Los tratamientos CoiIFRAC sevuelven particularmente atractivos en áreasambientalmente sensibles, como los pastizalesque rodean el campo Wildcat Hills.

Diseños y operaciones de fracturamientoEl fracturamiento con tubería flexible está limi-tado por restricciones en los volúmenes de flui-dos y de apuntalante asociados principalmentecon los tamaños de tubulares más pequeños ylimitaciones de presión. Las aplicaciones de losservicios CoiIFRAC requieren diseños de fractura-miento alternativos, fluidos especializados, equi-pos de tubería flexible de alta presión, y equipos

de trabajo integrados de servicios de fractura-miento y de tubería flexible para garantizar esti-mulaciones eficaces y operaciones seguras.7

Las velocidades de inyección, los parámetrosde los fluidos, los volúmenes de tratamiento, lastensiones en sitio y las características de las for-maciones, determinan la presión neta disponiblede fondo de pozo para crear una geometría defractura específica: ancho, altura y longitud. Serequieren velocidades de bombeo mínimas paragenerar la altura de fractura deseada y paratransportar apuntalante a lo largo de la fractura.Se necesitan concentraciones mínimas de apun-talante para lograr la conductividad adecuada dela fractura.

7. Olejniczak SJ, Swaren JA, Gulrajani SN y Olmstead CC:“Fracturing Bypassed Pay in Tubingless Completions,”artículo de la SPE 56467 presentado en la Conferencia yExhibición Técnica Anual de la SPE, Houston, Texas,EUA, 3 al 6 de octubre de 1999.Gulrajani SN y Olmstead CC: “Coiled Tubing ConveyedFracture Treatments: Evolution, Methodology and FieldApplication,” artículo de la SPE 57432 presentado en laReunión Regional del Este de la SPE, Charleston, WestVirginia, EUA, 20 al 22 de octubre de 1999.

Tensión

Sónico compensado por efectos del pozo

Disparos

Flujo total de gas

10,000 kg 0

0 API 150

Prof,pies

X625

X650

125 mm 0

Rayos gamma

Calibre Y500 µseg/m 100

Lentitud

Resultados del medidor de flujo

Previo a laestimulación contubería flexible(flujo de gas)

1.0 MMpc/D

0 MMpc/D

0 MMpc/D

1.0 MMpc/D

0 MMpc/D

2.0 MMpc/D

Posterior a laestimulación contubería flexible(flujo de gas)

0 MMpc/D(sin estimulación)

0.40 MMpc/D

0.72 MMpc/D

1.0 MMpc/D

2.4 MMpc/D

4.52 MMpc/D

> Evaluación previa a la estimulación (izquierda) y posterior a la estimulación (derecha). Los registrosde producción frente a la formación Viking en el pozo 4-21-27-5W5M, confirmaron que los tratamien-tos CoilFRAC de fracturamiento selectivo en cada arena Viking mejoraron el perfil de producción y elflujo total de gas (derecha).

Las sartas de tubería flexible tienen un diá-metro interno (ID, por sus siglas en inglés) máspequeño que las sartas de tuberías estándar uti-lizadas en operaciones de fracturamiento conven-cionales. A las velocidades de inyecciónrequeridas para el fracturamiento hidráulico, laspérdidas de presión por fricción asociadas con laslechadas cargadas de apuntalante, pueden origi-nar altas presiones de tratamiento que sobrepa-sen los límites de seguridad de los equipos desuperficie y de las tuberías flexibles. La utilizaciónde tuberías flexibles más grandes reduce las pér-didas de presión por fricción, pero aumenta loscostos de los equipos, la logística y el manteni-miento, y puede resultar impráctica para pozosdelgados de un solo diámetro interno.

Esto significa que las velocidades de trata-miento y los volúmenes de apuntalante para elfracturamiento con tubería flexible deben ser redu-cidos en comparación con los del fracturamientoconvencional. El desafío es lograr velocidades deinyección y concentraciones de apuntalante quetransporten el apuntalante en forma eficaz ygeneren la geometría de fractura requerida. Elfracturamiento con tubería flexible requiere equi-pos y diseños de tratamientos alternativos paragarantizar presiones de tratamiento de superficieaceptables sin comprometer los resultados de laestimulación.

La caracterización de los yacimientos es laclave para cualquier tratamiento de estimulaciónexitoso. Al igual que los trabajos de fractura-miento convencionales, los tratamientos contubería flexible deben generar una geometría defractura acorde con la estimulación óptima delyacimiento. El método preferido es diseñar pro-gramas de bombeo CoiIFRAC que equilibren lasvelocidades de inyección requeridas y las con-centraciones de apuntalante óptimas con las res-tricciones de presión de tratamiento de la tuberíaflexible. La selección del fluido para fractura-miento depende de las características del yaci-miento y de las pérdidas de fluido, de lascondiciones de fondo de pozo, de la geometría defractura requerida y del transporte de apunta-lante. Los fluidos para los tratamientos CoiIFRACincluyen sistemas base agua o polímeros y el sur-factante viscoelástico (VES, por sus siglas eninglés) CIearFRAC libre de polímero.8

En el pasado, los polímeros proporcionaban laviscosidad del fluido para transportar el apunta-lante. Sin embargo, los residuos de estos fluidospueden dañar los empaques de apuntalante yreducir la permeabilidad conservada. Los ingenie-ros, por lo general, aumentan los volúmenes deapuntalante para compensar cualquier reducción

en la conductividad de la fractura, pero la fricciónde la lechada aumenta exponencialmente conmayores concentraciones de apuntalante y puedelimitar la eficacia de los tratamientos CoiIFRAC.La mayor presión de tratamiento de superficie,derivada de las pérdidas de presión por fricción,es el factor dominante en el fracturamiento contubería flexible. Por lo tanto, reducir las presionesde bombeo de superficie es vital en las aplicacio-nes CoiIFRAC, particularmente en los yacimientosmás profundos.

Debido a su estructura molecular única, los flui-dos VES exhiben caídas de presión por fricción hastados tercios menores que los fluidos a base de polí-meros (arriba). Los fluidos no dañinos CIearFRACpueden proveer una adecuada conductividad defractura con menores concentraciones de apunta-lante, a presiones de tratamiento de superficie acep-tables. Esto facilita la optimización de los diseños defracturas. Estas características de los fluidos facili-tan el fracturamiento con tubería flexible a las pro-fundidades de pozos más comunes.

Otra ventaja de los fluidos CIearFRAC es lareducida sensibilidad de la geometría de la fracturaa la velocidad de inyección del fluido. Se contienemejor el crecimiento vertical de la fractura, obte-niéndose mayores longitudes de fractura efectivas,lo que es particularmente importante cuando setratan zonas delgadas y con muy poco espacioentre sí. Los fluidos tipo VES son también menossensibles a las temperaturas y a las condiciones defondo de pozo, que aceleran la descomposiciónprematura de los fluidos de fracturamiento.

Si se detiene el bombeo debido a un problemaoperacional o al arenamiento inducido de la frac-tura, las características estables de suspensión ytransporte de los fluidos CIearFRAC impiden quelos apuntalantes decanten demasiado rápido,especialmente entre las copas sellantes de lasherramientas de aislamiento de intervalo. Estodeja tiempo para limpiar el resto de apuntalante ydisminuye el riesgo de atascamiento de tuberías.Asimismo, estos fluidos proveen un respaldo decontingencia en entornos de alto riesgo, talescomo los pozos altamente desviados u horizonta-les, donde la decantación del apuntalante tambiénpuede ser un problema.

Recuperar los fluidos de tratamiento es fun-damental cuando las zonas de interés tienen bajapermeabilidad o baja presión en el fondo delpozo. Otro beneficio de los fluidos tipo VES es queproveen una limpieza más eficaz después de laestimulación. La experiencia de campo ha demos-

70 Oilfield Review

8. Chase B, Chmilowski W, Marcinew R, Mitchell C, Dang Y,Krauss K, Nelson E, Lantz T, Parham C y Plummer J:“Clear Fracturing Fluids for Increased Well Productivity,”Oilfield Review 9, no. 3 (Otoño 1997): 20-33.

9. Un arenamiento se produce por la acumulación de apun-talante en la fractura, lo cual interrumpe la entrada defluido y la propagación de la fractura. Si se produce unarenamiento inducido al inicio de un tratamiento, la pre-sión de bombeo puede subir demasiado y el trabajopodría tener que interrumpirse antes de obtener unafractura óptima.

10. Pessin JL y Boyle BW: “Accuracy and Reliability ofCoiled Tubing Depth Measurement,” artículo de la SPE38422 presentado en la Segunda Mesa Redonda sobreTuberías Flexibles en Norteamérica, Montgomery, Texas,EUA, 1 al 3 de abril de 1997.

Pres

ión

de s

uper

ficie

, lpc

Longitud de la tubería flexible, pies

Fluido a base de polímerosFluido ClearFRAC VES

20

18

16

14

12

10

8

6

4

2

00 2000 4000 6000 8000 10,000

> Efecto de los fluidos reductores de la fricción. A medida que las aplicacionesCoilFRAC se amplían para extenderse a pozos más profundos, los fluidos debaja fricción serán una clave para el éxito futuro. Este diagrama compara lapresión de tratamiento de superficie versus profundidad para una tubería flexi-ble de 2 pulgadas en un fracturamiento con un fluido a base de polímeros yotro con el surfactante viscoelástico ClearFRAC (VES, por sus siglas en inglés),ambos con concentraciones de 4 libras de apuntalante agregado (laa).


trado que los fluidos tipo VES se descomponencompletamente al entrar en contacto con loshidrocarburos del yacimiento, a través de unaextensa dilución con el agua de formación o bajola prolongada exposición a la temperatura delyacimiento, y son transportados fácilmente hacialos pozos por los fluidos producidos. Con los flui-dos tipo VES, la permeabilidad conservada escercana al 100% de la permeabilidad original.Asimismo, la aplicación del tratamiento y el con-traflujo de todas las zonas a la vez mejora la recu-peración de fluido y la limpieza de la fractura.

Se utilizan tuberías flexibles de alta resisten-cia de 13⁄4 a 27⁄8 pulgadas para tolerar las mayorespresiones de inyección. Las tuberías flexiblespara las operaciones de fracturamiento estánfabricadas con aceros de óptima calidad y altaresistencia y de alta presión de ruptura. Porejemplo, las tuberías flexibles de 13⁄4 pulgadascuyo límite de elasticidad es de 90,000 lpc [621MPa], tienen una presión de ruptura de 20,700lpc [143 MPa] y pueden resistir presiones decolapso de 18,700 lpc [129 MPa]. Las tuberías fle-xibles se prueban hidrostáticamente hasta el80% de su presión de ruptura—16,700 lpc [115MPa] para esta tubería de 13⁄4 pulgadas—antesde las operaciones de bombeo, y la presiónmáxima de bombeo se fija en un 60% de su pre-sión de ruptura de diseño, o alrededor de 12,500lpc [86 MPa] para este ejemplo.

Debido a que toda la sarta de tubería flexiblecontribuye a las caídas de presión por fricción,independientemente de cuánto se introduzca enun pozo, la longitud de la tubería flexible en uncarrete debería reducirse al mínimo respecto delintervalo más profundo a tratar. Se temía que lasfuerzas centrífugas en el apuntalante erosiona-ran la pared interna de la tubería flexible enro-llada en el carrete. Sin embargo, la inspecciónvisual y ultrasónica antes y después del fractura-miento no detectó erosión dentro de la tuberíaflexible, y sólo se detectó una erosión menor enlos conectores de la tubería flexible después debombear hasta en nueve tratamientos.

La seguridad operacional es fundamental alas altas presiones requeridas para los trata-mientos de fracturamiento hidráulico. Por ejem-plo, no debería permitirse la presencia depersonal cerca de la boca de pozo o de equiposde tubería flexible durante las operaciones debombeo. El fracturamiento con tubería flexiblerequiere equipos de superficie especiales y modi-ficaciones innovadoras para garantizar operacio-nes seguras y hacer frente a las contingencias encaso de un arenamiento inducido.9 En la superfi-cie, los equipos de tubería flexible, tales como

las válvulas de alivio operadas a gas y de res-puesta rápida, los múltiples de fracturamientooperados en forma remota, y las modificacionesa los carretes y múltiples de las tuberías flexi-bles, permiten altas velocidades de bombeo delechadas abrasivas.

El control preciso de la profundidad también esimportante para las estimulaciones selectivas. Elposicionamiento inexacto de la tubería flexible pro-duce problemas graves y de alto costo, como sonlos disparos a una profundidad incorrecta, la colo-cación de un tapón de arena en un lugar equivo-cado, los problemas en el posicionamiento de lasherramientas de aislamiento o la estimulación dela zona errónea. Las herramientas de aislamientose deben posicionar en forma precisa a través delos intervalos abiertos. Se utilizan cinco tipos demediciones de profundidad: mediciones estándarde la tubería a medida que ésta sale del carrete,un sistema de monitoreo de la profundidad en elcabezal del inyector, los localizadores mecánicosde collares del revestimiento, y dos nuevos siste-mas independientes utilizados por Schlumberger:la medición de superficie del Monitor Universal deLongitudes de Tuberías (UTLM, por sus siglas eninglés) y el localizador de collares del revesti-miento DepthLOG.

En el pasado, la exactitud de las medicionesde profundidad estándar de las tuberías flexiblesera de alrededor de 9.1 m [30 pies] por cada 3048m [10,000 pies] en las mejores condiciones yhasta 61 m [200 pies] por cada 3048 m en lospeores casos. La medición de superficie delUTLM de doble rueda se alínea automáticamenteen las tuberías flexibles, minimiza el desliza-miento, ofrece mayor resistencia al desgaste ymide la tubería sin estiramiento (derecha).10 Dosruedas de medición construidas de materialesresistentes al desgaste, el procesamiento dedatos en boca de pozo y la calibración de rutina,eliminan los efectos del desgaste de las ruedasen la repetibilidad de la medición de superficie yproveen redundancia automática, además de ladetección de deslizamiento.

El resto de los factores que influye en la preci-sión y la confiabilidad de las mediciones son loscontaminantes y su acumulación en las superfi-cies de las ruedas, y los efectos térmicos quehacen cambiar las dimensiones de las ruedas. Unsistema antiacumulación impide la contaminaciónde las superficies de las ruedas. La deformaciónde las tuberías flexibles dentro del pozo se evalúamediante simulación por computadora. Para elmodelado térmico de la deformación de la tubería,un simulador de pozo provee un perfil de tempe-ratura. La deformación total se puede estimar con

> Dispositivo de superficie de medición de laprofundidad de doble rueda UTLM.

una precisión de 1.5 m [5 pies] por cada 10.000pies. La combinación de mediciones de superficiemás exactas y el modelado, así como los mejoresprocedimientos operacionales permiten obteneruna precisión de alrededor de 3.4 m [11 pies] porcada 10.000 pies y una repetibilidad de aproxima-damente 1.2 m [4 pies]. En la mayoría de loscasos, se obtiene un valor inferior a 0.6 m [2 pies].

Anteriormente, las correcciones de profundi-dad de tuberías flexibles efectuadas con cableeléctrico o herramientas de registro de rayosgama de memoria alojados dentro de la tubería,pintando “marcas” en el exterior de las tuberíasflexibles y utilizando localizadores mecánicos delos collares del revestimiento, por lo general eraninexactas, y requerían considerable tiempo ydinero. En la actualidad, Schlumberger utiliza laherramienta inalámbrica DepthLOG que detectalas variaciones magnéticas en los collares delrevestimiento a medida que las herramientas secorren dentro del pozo y envían una señal a lasuperficie mediante cambios en la presiónhidráulica. Las profundidades del subsuelo sedeterminan en forma rápida y precisa mediantecomparación con los registros de rayos gammade correlación. El uso de la tecnología inalám-brica disminuye la cantidad de viajes de tuberíaflexible al pozo y permite ahorrar hasta 12 horaspor operación en operaciones típicas de disparosy de estimulación con tubería flexible.

En el pasado, cuando se requería, se utiliza-ban servicios de tubería flexible independientesdespués de las operaciones de fracturamientopara limpiar completamente el exceso de apunta-lante. Sin embargo, el fracturamiento con tuberíaflexible requiere el trabajo mancomunado del per-sonal de fracturamiento y de tubería flexible.Inicialmente, las cuadrillas de servicios enfrenta-ron una severa curva de aprendizaje al tener quetrabajar juntos para reducir el tiempo necesariopara las diversas operaciones. Con el tiempo, losproyectos CoilFRAC aumentaron la eficienciaoperacional y redujeron el tiempo de terminación.Para aumentar aún más la eficiencia,Schlumberger ha formado equipos CoiIFRACdedicados a integrar la experiencia en tubería fle-xible y en fracturamiento.

Revitalización de un campo maduroTexaco Exploration and Production Inc. (TEPI),actualmente una compañía de ChevronTexaco,extendió la vida productiva del campo HiawathaOccidental en el condado de Moffat, Colorado,EUA, con técnicas CoiIFRAC.11 Descubierto en ladécada de 1930, este campo tiene 18 zonas pro-ductivas a través de un intervalo de 1067 m [3500pies]. La producción de gas proviene de las for-maciones Wasatch, Fort Union, Fox Hills, Lewis yMesaverde (derecha). Anteriormente, los pozosse terminaron con revestimientos de 41⁄2, 5, ó 7pulgadas y se estimularon con tratamientos con-vencionales de fracturamiento en etapas.

Una práctica común era estimular las zonasdesde abajo hacia arriba hasta que la producciónfuera satisfactoria. En consecuencia, las zonasdelgadas por lo general se dejaban de lado y exis-tía un potencial sin desarrollar en todo el campo.En 1999, la compañía TEPI evaluó las zonas pasa-das por alto en el campo para identificar y clasifi-car las posibilidades de reparación sobre la basede la calidad del yacimiento, la integridad delcemento, la edad de la terminación y la integri-dad del pozo. Después de una exitosa reparaciónen el Pozo 3 de la Unidad 1 de Duncan, se identi-ficaron nuevos sitios, pero el desafío era desarro-llar una estrategia que permitiera estimular enforma eficaz todas las zonas productivas durantelas operaciones de terminación de pozos.

El operador escogió los servicios CoilFRACpara estimular en forma selectiva las arenasWasatch y Fort Union, que comprenden variasarenas de 1.5 a 18 m [5 a 60 pies] de espesor y de600 a 1200 m [2000 a 4000 pies] de profundidad.

Este enfoque proporcionó la flexibilidad paradiseñar tratamientos de fracturas óptimos paracada zona, en lugar de grandes trabajos para tra-tar varias zonas a través de intervalos más largos.

En el primer pozo nuevo, se fracturaron 13zonas en tres días con tratamientos CoiIFRAC. Setrataron siete zonas en un solo día. La producción

promedio del primer mes de este pozo fue de 2.3MMpc/D [65,900 m3/d]. El segundo pozo nuevoinvolucró ocho tratamientos en un día. La pro-ducción promedio del segundo pozo durante elprimer mes fue de 2 MMpc/D. Las presiones detratamiento oscilaron entre 3200 lpc [22 MPa] y7000 lpc [48 Mpa]; el máximo permisible.

72 Oilfield Review

Prof, pies

Disparos

Formación

Wasatch

Campo Hiawatha

Denver

2000

3000

EUA

Fort Union

Fox Hills

Lewis

Mesaverde5000

4000

COLORADO

GrandJunction

< Horizontes productores del campoHiawatha. En el campo Hiawatha, si-tuado al noroeste de Colorado(inserto), las zonas productivas his-tóricamente se agrupaban en inter-valos, o etapas, de 46 a 61 m [150 a200 pies] y se estimulaban con unsolo tratamiento de fractura. Lasarenas delgadas se agrupaban conlas de mayor espesor y en ocasio-nes, se pasaban por alto las arenasdelgadas para evitar la estimulaciónmenos eficaz de arenas más prolífi-cas. Aún así se requerían varias eta-pas de fracturamiento hidráulicopara tratar todo el pozo. Cada etapade fracturamiento se aisló con untapón de arena o un tapón puentemecánico. Era difícil justificar la ter-minación de arenas delgadas conun potencial de producción de 100 a200 Mpc/D [2832 a 5663 m3/d].

11. DeWitt M, Peonio J, Hall S y Dickinson R: “Revitalizationof West Hiawatha Field Using Coiled-Tubing Technology,”artículo de la SPE 71656 presentado en la Conferencia yExhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns,Luisiana, EUA, 30 de septiembre al 3 de octubre de 2001.


Se fracturaron zonas separadas por 3 a 4.6 m[10 a 15 pies] sin comunicación entre etapas. Laspruebas de inyectividad verificaron que los gra-dientes de fractura entre las zonas variaban de0.73 a 1 lpc/pie [16.5 a 22.6 kPa/m]. La variaciónen el gradiente de fractura en cada zona confirmóla dificultad de estimular varias zonas con trata-mientos convencionales en etapas (abajo).Además de ocho reparaciones con éxitos y fraca-sos, se perforaron con éxito nueve pozos en elcampo Hiawatha desde mayo de 2000 hasta juliode 2001. Estos nuevos pozos se estimularon contratamientos CoiIFRAC en las formacionesWasatch y Fort Union, y con fracturamientos con-vencionales en los intervalos más continuos deFox Hills, Lewis y Mesaverde, debajo de 1220 m[4000 pies].

Para cuantificar los resultados de la estimula-ción con tubería flexible, se compararon las ter-minaciones CoiIFRAC con los pozos fracturadosmediante métodos convencionales entre 1992 y1996 (derecha). La producción promedio de lasterminaciones con tratamientos CoiIFRACaumentó 787 Mpc/D [22,500 m3/d], ó 114% por

sobre los valores históricos. Sin embargo, la pro-ducción de los pozos individuales puede inducir aerror si las reservas se drenan de los pozos veci-nos. La producción del campo no aumentarácomo se espera cuando haya interferencia entrelos pozos; la declinación natural de la presióndebería hacer que los pozos nuevos produjeranmenos, y no más.

De 1993 a 1996, la producción del campoHiawatha aumentó de 7 a 16 MMpc/D [200,500a 460,000 m3/d] gracias al programa de perfora-ción de 12 pozos nuevos. La producción se du-plicó nuevamente de 11 a 22 MMpc/D [315,000 a630,000 m3/d] con las reparaciones y los pozosnuevos terminados principalmente con esti-mulaciones con tubería flexible. La produccióndel campo alcanzó su mayor nivel en 80 años.

Prof

undi

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l poz

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ies

Esfuerzo, 1000 lpc Ancho de fractura en el pozo, pulg Longitud de fractura, pies

Concentraciónde apuntalanteen lbm/pies2

0.0 a 0.10.1 a 0.20.2 a 0.30.3 a 0.40.4 a 0.50.5 a 0.60.6 a 0.70.7 a 0.8> 0.8

3420

3480

3540

3600

3660

3570

3630

3690

3750

38102 2.8 3.6 -0.2 -0.1 0 0.1 0.2 0 100 200 300 400 500

< Evaluación de fracturamientos hidráulicos deuna sola etapa en el campo Hiawatha. Sin el ais-lamiento selectivo de arenas individuales, las va-riaciones en los gradientes de fractura dificultanla optimización de las longitudes de fractura conun solo tratamiento convencional y disparos deentrada limitada. En dos zonas de la formaciónWasatch que serían agrupadas para estimularvarios intervalos con un solo tratamiento, los dia-gramas del simulador de fracturamiento hidráu-lico StimCADE indican que aproximadamente dostercios del apuntalante queda en el intervalo su-perior (arriba). Esto da como resultado una frac-tura más extensa y más conductiva, cuya longi-tud es casi un 50% mayor que en el intervaloinferior (abajo). Si hay más de dos zonas, esteproblema se complica aún más por las variacio-nes en las arenas discontinuas de un pozo a otro.

Meses de producción0 1 2 3 4 5 6

2000

1500

1000

500

10

Promedio +787 Mpc/D

Tratamientos de fracturamiento convencional

Tratamientos de fracturamiento CoilFRAC

Fluj

o de

gas

(Mpc

/D)

> Análisis de los resultados del fracturamiento con tubería flexible en el campoHiawatha. La producción de los pozos terminados con tratamientos de aisla-miento y estimulación selectivos CoilFRAC (rojo) se comparó con la producciónde los pozos fracturados anteriormente con métodos convencionales (negro).La producción diaria promedio del pozo para cada mes se normalizó a tiempocero y se representó para los primeros seis meses. La producción inicial delas terminaciones CoilFRAC fue de alrededor de 787 Mpc/D [22.500 m3/d], ó114%, por sobre los valores históricos.

Se estima que la estimulación de cada zona enforma individual durante las operaciones de ter-minación del pozo es la clave para mejorar la pro-ducción y aumentar la recuperación de reservasen este campo maduro.

Herramientas de fondo de pozo de última generaciónLas herramientas de aislamiento de intervalo hanevolucionado junto con los tratamientos CoiIFRACy los requisitos específicos provenientes de lasdiversas aplicaciones de estimulación. Las opera-ciones de fracturamiento con tubería flexible sellevan a cabo bajo condiciones dinámicas de esti-mulación de yacimientos. Los tratamientos sedesarrollan en pozos activos a las presiones ytemperaturas de formación. Con la estimulaciónselectiva de cada intervalo estas condicionesvarían. En consecuencia, las aplicaciones cada vezmás exigentes en pozos de mayor profundidadrequieren herramientas más confiables de aisla-miento de anclajes múltiples.

Guiados por la necesidad de reducir al mínimolos riesgos operacionales y financieros, así comotambién el impacto de los eventos imprevistos,tales como el arenamiento de apuntalante,Schlumberger desarrolló la línea de herramientasde fondo de pozo Mojave CoiIFRAC (derecha).Este avanzado sistema de aislamiento de inter-valo consta de tres tecnologías: la desconexióncon presión equilibrada o balanceada, el conjuntomodular de aislamiento de intervalo con unempalme roscado con orificios, y la válvula dedescarga de la lechada. Estos tres componentescombinados permiten el emplazamiento selectivode ácido o apuntalante mediante estimulacionessecuenciales y de tratamientos de matriz conácido, de control de producción de arena sin fil-tros, o con inhibidores de incrustaciones en unsolo viaje con tubería flexible.

El desconector con presión equilibrada pre-senta un desconector por esfuerzo de corte de pre-sión equilibrada con la presión de tratamiento dela tubería flexible. Sólo las cargas mecánicas de latubería flexible se transportan a los pernos deseguridad de rotura por cizallamiento; la presiónde tratamiento no afecta la función de liberacióndel perno de seguridad. Esto reduce la posibilidadde dejar la herramienta en un pozo como resultadode la elevación inesperada de las presiones de tra-tamiento en el pozo durante las estimulacionesCoiIFRAC, tales como un arenamiento inducido. Eldesconector con presión equilibrada permite pro-fundizar la tubería flexible ya que no requiere per-nos adicionales para soportar las cargas depresión durante los tratamientos. Si la herra-mienta queda atascada, se puede pescar con unpescante externo o de cuello de pesca interno.

La herramienta de aislamiento de intervaloMojave CoiIFRAC tiene copas de elastómeroenfrentadas para revestimientos de 41⁄2 a 7 pulga-das. La herramienta funciona en pozos verticales uhorizontales y no tiene cuñas mecánicas ni partesmóviles. Una vía interna de derivación o puenteodel fluido en el armazón de la herramienta, per-mite operar a mayores profundidades (hasta10,000 pies, en lugar de menos de 4000 pies). Estafunción aliviana las cargas de la tubería flexibledurante los viajes de entrada y salida de los pozospara reducir el desgaste del elastómero, minimizarlas fuerzas producidas por las operaciones de sua-

veo o pistoneo y por el flujo en las formaciones, ypara disminuir el riesgo de atascamiento de laherramienta entre las zonas. El diseño modular yel empalme roscado de 0.6 m [2 pies] con orificios,permiten ensamblar secciones de 1.2 m [4 pies]hasta alcanzar un espacio máximo de 9.1 m [30pies] entre las copas de elastómero.

El empalme roscado CoilFRAC tambiénincluye una vía interna de derivación del fluido yes resistente a la erosión cuando se bombeahasta 136,100 kg [300.000 Ibm] de arena. Es posi-ble bombear hasta 226,800 kg [500,000 Ibm] deapuntalantes sintéticos de cerámica y revestidos

74 Oilfield Review

Mandrilde filtrosuperior

Elementode sellosuperior

Secciones modulares

Válvula dedescarga dela lechada

Espacio anular delmandril interno y pasaje de derivacióndel fluido

Elemento desello inferior

Elemento desello invertido

Mandril defiltro inferior

Desconexión conpresiones

equilibradas

Empalme roscado con orificios

Pasaje de derivacióndel fluido

Orificio de descarga

> Herramientas de aislamiento Mojave CoilFRAC. La gama de herramientas CoilFRAC se ha ampliado eincluye ensamblajes de aislamiento especialmente diseñados; desde empacadores mecánicos sim-ples hasta combinaciones de empacadores y copas de elastómero, y las primeras versiones de herra-mientas de copas de elastómero enfrentadas y de aislamiento de intervalo. Las tecnologías de sellosmás confiables han contribuido a la eficiencia de los ensamblajes de aislamiento CoilFRAC para el ais-lamiento de intervalos. Un pasaje del flujo anular dentro del ensamblaje permite su fácil anclaje yrecuperación.


con resina, que son menos erosivos. Se requierecirculación inversa para limpiar la tubería flexibley la herramienta de aislamiento de intervaloMojave CoiIFRAC cuando funcionan sin una vál-vula de descarga de la lechada. Durante la circu-lación inversa, se sella una copa inferiorinvertida en el fondo para mejorar la limpiezaposterior al tratamiento. Se construye un puertode mediciones en la herramienta para registrar lapresión y temperatura en el pozo.

Dado que la válvula de descarga de lalechada (SDV, por sus siglas en inglés) se operapor flujo, no es necesario mover la tubería flexi-ble. La válvula SDV se provee en dos tamañoscompatibles con revestimientos estándar de 41⁄2 a7 pulgadas. Las herramientas Mojave CoilFRACfuncionan en pozos verticales u horizontales. Laincorporación de una válvula SDV permite des-cargar la lechada de la tubería flexible entrezonas y facilita las estimulaciones en yacimien-tos de baja presión y formaciones con gradientesde presión inferiores al gradiente hidrostático, ó0.4 lpc/pie [9 kPa/m].

La herramienta SDV se cierra y actúa comouna válvula de relleno cuando se corre en unpozo. También reduce los daños de la formacióndurante los tratamientos de múltiples zonas enun pozo. No se requiere la circulación inversapara la limpieza de la tubería flexible, lo cualreduce los requisitos de fluidos para la estimula-ción, elimina el impacto ambiental de la lechadaque retorna a la superficie, reduce el desgastedel elastómero al igualar la presión en las copassellantes de elastómero y disminuye el desgasteabrasivo de las tuberías flexibles y de los equiposde superficie.

Optimización de la recuperación en el sur de TexasSamedan Oil Corporation opera el campo RincónNorte en el sur de Texas. Este campo produce gasde diversas zonas de la formación Vicksburg,localizada a 1800 a 2100 m [6000 a 7000 pies] deprofundidad. El pozo Martínez B54, terminado enuna sola zona de 7.6 m [25 pies] de espesor, teníauna producción inicial de 4.5 MMpc/D antes dedeclinar a 1 MMpc/D. En diciembre del año 2000,Samedan evaluó el fracturamiento de esta zonapor primera vez, así como también la terminaciónde la zona más profunda en el pozo Martínez B54.Los registros del pozo abierto habían identificadovarias otras zonas productivas que se habíanpasado por alto intencionalmente, porque se lasconsideraba económicamente marginales. Enfebrero de 2001, Schlumberger formó un equipomultidisciplinario para integrar los conocimien-tos petrofísicos y de yacimientos con los servi-cios de diseño, ejecución y evaluación determinaciones mediante la iniciativa de optimiza-ción de estimulaciones PowerSTIM.12

Samedan y el equipo PowerSTIM analizaronlos datos del pozo para determinar el tamaño delyacimiento y las reservas remanentes en la zonaproductiva. Estos cálculos mostraron un área dedrenaje de 7700 m2 [19 acres] y confirmaron queuna discontinuidad geológica circundante actua-ba como sello. Los análisis NODAL y de produc-ción reprodujeron la producción de 1MMpc/D eindicaron que, sobre la base de un área de dre-naje limitada y de un reducido daño de la forma-ción, las reservas remanentes se podríanrecuperar en unos pocos meses.13 Este intervalono era candidato a estimulación.

Samedan decidió agotar la zona existenteantes de terminar las zonas pasadas por alto másatractivas. La reinterpretación de los registrosreveló la existencia de un intervalo de 23 m [77pies] de buena calidad, con considerables reser-vas recuperables en cinco zonas profundas loca-lizadas a través de 213 m [700 pies] de espesortotal. Las técnicas de estimulación convenciona-les requerían disparos de entrada limitada parala divergencia de los altos volúmenes de fluido yapuntalante bombeados a altas velocidades paracubrir y fracturar todo este intervalo.

El operador consideró la instalación de tube-rías de producción y el anclaje de un empacadordebajo de los disparos existentes, y terminar sólouna o dos de las zonas pasadas por alto de másarriba. Sin embargo, este enfoque dejaría unimportante volumen de reservas adicionales sinaprovechar detrás de la tubería. El equipoPowerSTIM recomendó los servicios CoiIFRAC deaislamiento selectivo, con diseños de fractura-miento optimizados para terminar y estimular enforma individual las cinco zonas pasadas poralto. Se escogió una sarta de tubería flexible de2 pulgadas para transportar los fluidos de fractu-ramiento y apuntalante a las velocidades deinyección requeridas. Un registro de la herra-mienta Delgada de Mapeo de Cemento (SCMT,por sus siglas en inglés) confirmó la integridaddel cemento y un aislamiento zonal adecuadodetrás de la tubería a través de los intervalos determinación propuestos. Los disparos existentesse sellaron mediante cementación forzada antesde las operaciones de tratamiento CoiIFRAC.

En mayo de 2001, Samedan y Schlumbergerllevaron a cabo una estimulación selectivaCoiIFRAC en cinco etapas (arriba). En el primer día,se perforaron las cinco zonas con cargas de cali-dad superior de penetración profunda PowerJet,para maximizar el tamaño del orificio de entradade los disparos y su penetración en el yacimiento.

12. AI-Qarni A0, Ault B, Heckman R, McClure S, Denoo S,Rowe W, Fairhurst D, Kaiser B, Logan D, McNally AC,Norville MA, Seim MR y Ramsey L: “De las propiedadesde los yacimientos a las soluciones de estimulación,”Oilfield Review 12, no. 4 (Primavera de 2001): 44-65.

13. El análisis NODAL combina la capacidad de un yaci-miento de producir fluidos hacia un pozo con la capaci-dad de los tubulares para conducir el flujo a lasuperficie. El nombre de la técnica refleja lugares dis-cretos—nodos—donde ecuaciones independientes des-criben la entrada y la salida de fluidos, estableciendouna relación entre las pérdidas de presión y las veloci-dades de flujo desde los límites externos del yacimientohasta los tanques de almacenamiento, pasando por losequipamientos de terminación y las tuberías de produc-ción del pozo, y por las líneas de conducción instaladasen superficie. Este método permite calcular la producti-vidad de los pozos y ayuda a determinar los efectos deldaño, o factor de daño, de las presiones de las estimula-ciones, la presión en boca de pozo y de los separadores,los tamaños de tubulares y las caídas de presión a tra-vés de los disparos y de los reguladores de flujo.También permite estimar la producción futura en base alos parámetros del yacimiento y del pozo.

TEXAS

> Pozo Martínez B54 en el campo Rincón Norte, al sur de Texas (cortesía de Samedan Oil Corporation).

Zona Espesor neto, pies Porosidad, % Saturación de agua, % Profundidad de los disparos, pies Producción de gas, MMpc/D

Total

Contribución al totalde la producción, %

1

2

3

4

5

26

8

10

8

15

21

16

15

15

16

41

41

60

48

52

X370 a X380

X502 a X510

X860 a X870

X922 a X930

X990 a X998

4.3

0.17

0.32

0.21

0

86

3.4

6.4

4.2

0

5 100

Profundidad 1:240 pies

100 mD 0.1

100 mD 0.1

100 mD 0.1

100 mD 0.1

AguaGas Gas

GasPetróleo Petróleo

Petróleo

Kgas_F1

Kgas_F1

Kpetróleo_F1

Intrínseca Saturación de aguaSW

X360

X380

X400

X420

X440

X460

X480

X500

X520X840

X860

X880

X900

X920

X940

X960

X980

1 pie3/pie3 0 0.5 pie3/pie3 0

0.5 vol/vol 0Análisis de fluido

Agua

AguaHidrocarburo movible

Hidrocarburo movibleAgua movible

Agua movibleAgua irreducible

Agua ligadaCuarzo

Después de las operaciones de disparos ydurante una prueba previa a la estimulación, laproducción mezclada de las zonas alcanzó 1.1MMpc/D [31,500 m3 /d].

En el segundo día, se aisló cada zona enforma secuencial con la herramienta MojaveCoilFRAC de aislamiento de intervalo de 5 pulga-das y se estimuló la fractura con el fluido nodañino CIearFRAC, y 136,000 Ibm [61,700 kg] deapuntalante sintético de cerámica. Las cincozonas se trataron dentro de un período de 24horas. Las velocidades de bombeo fluctuaronentre 8 y 10 bbl/min [1.3 a 1.6 m3/min] y las pre-siones de tratamiento alcanzaron hasta 11,000lpc [76 MPa]. Debido a las producciones de gaspotencialmente altas, se incorporaron aditivos defibra PropNET al final de los programas de bom-beo para impedir el contraflujo de apuntalante.14

Una vez que todas las zonas estuvieron mez-cladas y probadas, el pozo fluía a razón de 5.1MMpc/D [146,000 m3/d] y 120 B/D [19 m3/d] decondensado, lo que coincidió estrechamente conlos pronósticos de producción. Un registro de pro-ducción indicó que cuatro de las cinco zonas de laformación Vicksburg habían sido estimuladas conéxito (arriba e izquierda). Un mes más tarde, elpozo aún producía cerca de 5 Mpc/D; no mostró ladeclinación esperada. El tratamiento se amortizóen sólo tres meses. Los ingenieros de Samedanevaluaron otros tres pozos, pero ninguno de estospozos nuevos resultó ser buen candidato para elfracturamiento hidráulico con tubería flexible.

La terminación de cinco zonas en un soloviaje disminuyó el riesgo de daños en la forma-ción, producidos por múltiples intervenciones delpozo y el riesgo de suaveo del fluido asociado conlas operaciones de fracturamiento y con lastuberías de producción convencionales, así comocon las herramientas estándar de fondo de pozo.Este tratamiento CoiIFRAC se efectuó en sólo dosdías, mientras que el trabajo de fracturamientoconvencional en cinco etapas podría habertomado hasta dos semanas.

76 Oilfield Review

< Resultados de la estimulación para tratamientosCoilFRAC en cinco zonas del pozo Martínez B54.

Zona Espesor neto, pies Porosidad, % Saturación de agua, % Profundidad delos disparos, pies Producción de gas, MMpc/D

Total

Contribución al totalde la producción, %

1

2

3

4

5

26

8

10

8

15

21

16

15

15

16

41

41

60

48

52

X370 a X380

X502 a X510

X860 a X870

X922 a X930 X990 a X998

4.3

0.17

0.32

0.21 0

86

3.4

6.4

4.2 0

5 100


Aplicaciones adicionalesLa combinación de tecnologías de estimulaciónde yacimientos y de tratamiento de pozos contubería flexible está expandiendo la técnica deestimulación selectiva CoiIFRAC para incluir apli-caciones tales como el fracturamiento con ácido,y técnicas de terminación especiales, tales comola inhibición de las incrustaciones, el control delcontraflujo de apuntalante y el control de la pro-ducción de arena sin filtros (arriba).

Con los avances introducidos en los fluidosque reducen la fricción, las velocidades de inyec-ción son suficientes para que las tuberías flexi-bles y las herramientas CoiIFRAC se utilicencomo divergentes mecánicos durante el fractura-miento con ácido. Esta capacidad es cada vezmás importante en los yacimientos carbonatadosmaduros, cuando pequeñas zonas dentro deintervalos de producción más grandes requierenestimulación. Las estimulaciones CoiIFRAC ayu-dan a los operadores a explotar las reservas demanera uniforme a través de todo un intervaloque contiene hidrocarburos y facilitan el manejode los yacimientos.

La acumulación de incrustaciones, asfaltenoso la migración de finos y la obstrucción de los dis-paros y de los dispositivos de terminación, afectanla permeabilidad y pueden restringir o impedir porcompleto la producción. El emplazamiento selec-tivo preciso de los tratamientos CoilFRAC permiteque los inhibidores de incrustaciones se transpor-ten a una mayor profundidad en la formacióndurante los tratamientos de fracturamiento o la

estimulación con ácidos. La integración de losinhibidores de incrustaciones y de los fluidos paraestimulaciones en un solo paso, asegura el trata-miento de todo el intervalo productivo, incluyendoel empaque de apuntalante.

La ejecución de múltiples tratamientos de frac-turas más pequeñas es una alternativa que per-mite reducir la acumulación de incrustaciones y laproducción de arena. Esta técnica reduce la caídade presión que ocurre frente a la formación, lo quedisminuye, y en algunos casos impide, la forma-ción de incrustaciones y de asfaltenos. Durante laproducción, la caída de presión aumenta la ten-sión vertical en los intervalos productivos y exa-cerba la producción de arena. Una alternativa estratar intervalos más pequeños y reducir la caídade presión frente a la formación.

Terminaciones sin filtro para controlar laproducción de arenaInnovadoras terminaciones sin filtro permitencontrolar la producción de arena sin necesidadde instalar cedazos mecánicos y empaque degrava en el pozo, mediante el uso de técnicastales como apuntalantes revestidos con resina yfibras PropNET para controlar el contraflujo deapuntalante y la producción de arena. El principaldesafío al aplicar la tecnología sin filtro es ase-gurar la cobertura de todas las zonas productivasdisparadas. En general, la longitud del intervaloes el factor de control. Los intervalos más gruesosnormalmente reducen los indicadores de éxito deltratamiento. El fracturamiento con tubería flexi-

ble, con su capacidad de tratar numerosas zonas,aumenta la eficiencia de las terminaciones sin fil-tro y reduce los costos generales a la vez queaumenta el potencial del espesor neto. Los trata-mientos en Norteamérica han reducido en cincoveces el contraflujo de apuntalante.

PT. Caltex Pacific Indonesia, una filial deChevronTexaco, opera el campo Duri en la cuencade Sumatra Central.15 La recuperación primaria esbaja, de manera que se utiliza inyección de vaporpara mejorar los factores de recuperación. Estainyección de miles de millones de barriles devapor cubre 14 millones m2 [35,000 acres] y pro-duce 280,000 B/D [44,500 m3/d] de petróleocrudo de alta viscosidad. Las arenas petrolíferas,altamente no consolidadas, son formaciones delMioceno con permeabilidades tan altas como

Tratamiento coninhibidor químico

Formación

Fractura

Disparo

Revestimiento

Terminación sin filtro

Apuntalante recubierto con resina o arenasujeta en su lugar por las fibras PropNET

Formación porosa o fractura apuntalada que contiene unprelavado con inhibidor de incrustaciones o apuntalante

impregnado con inhibidor de incrustaciones

> Tratamientos no convencionales con tubería flexible. Los tratamientos CoilFRAC también son aplica-bles a operaciones de control de producción de arena y de inhibición de incrustaciones químicas. Latubería flexible es mucho más eficaz que las técnicas de tratamiento convencional, para colocar inhi-bidores de incrustaciones en el prelavado antes del fracturamiento o apuntalante impregnado coninhibidores de incrustaciones (izquierda). Las nuevas terminaciones sin filtro permiten controlar laproducción de arena sin cedazos mecánicos ni empaques de grava en el pozo, mediante el uso detecnologías tales como apuntalantes revestidos con resina y fibras PropNET para controlar el contra-flujo de apuntalante y la producción de arena (derecha). El principal desafío de aplicar estas técnicases asegurar la cobertura de todas las zonas productivas disparadas.

14. Armstrong K, Card R, Navarrete R, Nelson E, Nimerick K,Samuelson M, Collins J, Dumont G, Priaro M, WasylyciaN y Slusher G: “Advanced Fracturing Fluids Improve WellEconomics,” 0ilfield Review 7, no. 3 (Otoño 1995): 34-51.

15. Kesumah S, Lee W y Marmin N: “Startup of ScreenlessSand Control Coiled Tubing Fracturing in Shallow,Unconsolidated Steamflooded Reservoir,” artículo de laSPE 74848 presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica sobre Tubería Flexible de las SPE/ICOTA,Houston, Texas, EUA, 9 al 10 de abril de 2002.

4000 mD (arriba). El espesor productivo combi-nado suma unos 43 m [140 pies] a lo largo delintervalo comprendido entre X430 y X700 pies.Además de 3600 pozos de producción, el operadormantiene alrededor de 1600 pozos de inyección devapor y de observación de la temperatura.

Los requerimientos de calor son menores enáreas con altas temperaturas en donde se haestado inyectando vapor por un período prolon-gado. La inyección de vapor se puede reducir, loque permite al operador convertir los pozosinyectores y de observación en productores. Labaja presión de los yacimientos produce proble-mas de perforación, terminación y producción,incluidas las pérdidas de circulación, el colapsodel pozo y la producción de arena. La producciónde arena severa conduce a intervenciones fre-

cuentes de pozos para reemplazar equipos delevantamiento artificial dañados y atascados. Lanaturaleza marginal de estos pozos, inicialmenteterminados con revestimiento de un diámetroexterno único de 4, 7, ó 95⁄8 pulgadas, limita losfiltros de grava convencionales para el control dela producción de arena. En la mayoría de lospozos, no se instalan cedazos, debido al accesorestringido del pozo. Los tamaños de bombas sonmás pequeños y, en consecuencia, los regímenesde producción no son favorables.

En una reciente prueba de campo, llevada acabo en varios pozos, el operador del campo Duriutilizó las técnicas CoiIFRAC para realizar termi-naciones sin filtro usando arena curable reves-tida con resina y diseños de fracturamiento conlimitación del largo de la fractura a través de are-

namiento inducido (TSO, por sus siglas en inglés)para evitar contraflujos de apuntalante y migra-ción de granos de la formación.16 Una vez que secoloca y cura la arena revestida con resina, losempaques de apuntalante se colocan en el lugarpara crear un filtro estable contra la formación enlos túneles de los disparos y en las regiones cer-canas al pozo.

78 Oilfield Review

Prof, pies

X200

X300

X400

X500

X600

X700

Disparos

TAILANDIA

LAOS

INDONESIA

MALASIA

Campo Duri

Área bajorecuperación por

inyección de vapor

Revestimiento de superficiede 7 pulgadas

Revestimiento de producciónde 4 pulgadas

Tubería de producción de 23⁄8 pulgadas

Bomba de 13⁄4 pulgadas

> Horizontes productivos y típica terminación de pozo en el campo Duri, Indonesia.

16. En el fracturamiento estándar, la punta de la fractura esel área final donde se empaca con apuntalante. Undiseño de arenamiento inducido para controlar el creci-miento longitudinal de la fractura (TSO, por sus siglas eninglés) hace que la zona cercana al extremo de las frac-turas se rellene, o se obstruya, con apuntalante en lasprimeras etapas de un tratamiento. A medida que sebombea más fluido cargado de apuntalante, las fractu-ras ya no se pueden seguir propagando dentro de la for-mación y comienzan a ensancharse. Esta técnica creaun trayecto más ancho y más conductor a medida que elapuntalante se empaca cerca del pozo.


La utilización de apuntalante revestido conresina para controlar la producción de arena sin fil-tros mecánicos no es algo nuevo. En 1995, en unproyecto piloto en el campo Duri, se utilizó el frac-turamiento convencional con arena revestida conresina para completar las arenas de la formaciónRindu alrededor de X450 pies de profundidad. Seintentaron tratamientos de fracturamiento de unaetapa con limitación del largo de la fractura paraemplazar apuntalante revestido con resina envarias zonas a través de 15 a 30 m [50 a 100 pies]de espesor. Esta técnica no produjo resultadosaceptables porque el intervalo total era dema-siado largo y no todos los disparos recibían arenarevestida con resina. Asimismo, la arena de for-mación producida cubría algunas zonas inferioresy la inyección de vapor no curaba la arena reves-tida con resina en toda la sección.

Los principales objetivos de la última pruebaefectuada en el campo fueron asegurar que el tra-tamiento cubriera por completo todos los disparos yefectuar fracturamientos con limitación del largo delas fracturas para obtener el correcto empaque deapuntalante en las mismas. El contacto grano agrano y la tensión de cierre mejoran el proceso decurado y aseguran un resistente filtro compactado.Los fluidos a base de calor o de alcohol curan lasresinas fenólicas. El operador utiliza ambos méto-dos para garantizar un asentamiento completo delas resinas. El aislamiento selectivo y el emplaza-miento logrado con el tratamiento CoilFRAC permi-tieron una cobertura precisa y completa de losdisparos, lo que hizo de las terminaciones sin filtrouna alternativa válida frente al empaque de grava oel fracturamiento seguido de empaque de grava confiltros, así como a las terminaciones sin filtro ante-riores que se intentaron en forma convencional.

Se diseñaron programas de bombeo y trata-mientos de fracturas para lograr el largo y la con-ductividad de la fractura requeridas. Lasvelocidades de bombeo relativamente bajas con-trolan la cobertura vertical, mientras que senecesitan mayores concentraciones de apunta-lante para asegurar la conductividad de la frac-tura y lograr el arenamiento inducido que limitael crecimiento longitudinal de la fractura.Normalmente la velocidad de bombeo máxima esde alrededor de 6 bbl/min [1 m3/min] en concen-traciones de 8 libras de apuntalante agregado(laa). La cantidad de etapas de tratamiento en unpozo dado se determinó mediante la evaluaciónde la longitud del intervalo con disparos y elespaciamiento entre zonas.

Se necesitaba que la longitud del intervalofuera inferior a 25 pies para asegurar la cober-tura completa, con un mínimo de 2 m [7 pies]entre intervalos a fin de permitir el anclaje

correcto de la herramienta de aislamiento deintervalo. El operador verificó la adherencia y lacalidad del cemento para asegurar el aislamientodetrás de la tubería e impedir la canalización delapuntalante. La arena extra revestida con resinadepositada después de cada tratamiento, aisló aese intervalo de los posteriores tratamientos. Unavez tratadas todas las zonas, el operador dejó elpozo en reposo durante horas para permitir que seasentara la resina y así obtener una resistenciaadecuada. La arena revestida con resina parcial-mente curada en el pozo, se limpió por completoantes de poner el pozo en producción.

Con excepción de un pozo, las terminacionessin filtro aumentaron significativamente la pro-ducción acumulada de petróleo durante nueve

meses de evaluación (abajo). La frecuencia pro-medio de falla antes de las terminaciones sin fil-tro con tratamientos CoilFRAC era de 0.5 porpozo por mes. El operador asignó 36 días deequipo de reparación y 32,000 bbl [5080 m3] deproducción de petróleo diferida para limpiar laarena de los cuatro pozos. Después de aplicar lostratamientos CoilFRAC sin filtro, la frecuencia defalla disminuyó a 0.14 por pozo por mes, lo quedio como resultado cinco meses extra de produc-ción de petróleo por pozo por año. Los tratamien-tos CoiIFRAC sin filtro se amortizaron entre 35 y59 días. Sin embargo, se descubrieron algunaslimitaciones en el uso de arena revestida conresina en condiciones de inyección de vapor atemperaturas extremadamente altas.

Servicios al pozo y frecuencia de reparaciones, trabajos por mes

Pozo

Pozo

Pozo

1234

19110,08311,407

8274

115856,52042,13690,430

83,58060,68696,32168,920

1234

100,000

10,000

1000

100

10

20,4854456

25,37814,910

20,294-5597

13,9716636

213105169360

0115

580

1234

4383

0330

Antes de la terminación sin filtro

Antes de la terminación sin filtro

Después de la terminación sin filtro

Antes de la terminación sin filtro Después de la terminación sin filtro

Después de la terminación sin filtro

Relleno de arena acumulado, pies

Producción acumulada a los 270 días, bbl

Fluido total Fluido totalTotal de petróleo Total de petróleo Petróleo adicional

Prod

ucció

n, b

bl p

or p

ozo

Petróleo adicional acumulado, bbl por pozo0 90 180 270

Después de la terminación sin filtroAntes de la terminación sin filtro

> Resultados de la terminación sin filtro y tratamiento CoilFRAC en el campoDuri, Indonesia.

A comienzos de las aplicaciones de termina-ciones sin filtro, el operador reconoció la necesi-dad de controlar el contraflujo de apuntalanteinerte. El revestimiento de resina utilizado inicial-mente en terminaciones sin filtro y con tratamien-tos CoilFRAC era térmicamente estable a 191°C[375°F], pero podía fallar en ambientes con vaporde 204°C [400°F]. Como resultado de esto, lainyección periódica de vapor y el contraflujo paraestimular la producción de petróleo provocaríanciclos de tensión y falla del empaque de apunta-lante que originó la producción de arena. El con-trol del contraflujo de apuntalante, mediante lautilización de fibras PropNET que resisten hasta450°F [232°C] ha resultado ser una solución paraeste problema.

El operador seleccionó una arena local combi-nada con fibras PropNET en lugar de arena reves-tida con resina para ocho terminaciones sin filtrorecientes en el campo Duri. Las fibras PropNET seagregaron en todas las etapas de tratamiento paraasegurar la cobertura completa del intervalo.También se han incorporado técnicas de disparosoptimizadas para el control de la producción dearena sin filtros. Estos pozos tienen datos de pro-ducción mínimos, pero los resultados de la pro-ducción inicial son estimulantes.

Hitos en las estimulaciones selectivasEl aislamiento y la estimulación selectivos contubería flexible han establecido un punto de refe-rencia para futuras reparaciones de pozos exis-

tentes y terminaciones de pozos nuevos. La meto-dología CoiIFRAC permite la provisión controladay el emplazamiento preciso de apuntalante y flui-dos de tratamiento en intervalos de producciónexistentes o pasados por alto, con un costo adi-cional casi inexistente porque los menores volú-menes de fluidos y la eliminación de operacionesredundantes reducen los gastos de movilización,de equipos y de materiales.

Los tratamientos CoiIFRAC son útiles para elfracturamiento de zonas simples o múltiples noexplotadas, para la protección del revestimientoy de los ensamblajes de terminación, y para eldesarrollo de reservas de metano en capas decarbón. Esta técnica también es valiosa en entor-nos donde se pueden requerir métodos de inhibición química, modificaciones en el despla-zamiento de fluidos de yacimiento, así como en elcontrol de la producción de agua o de arena.Schlumberger ha ejecutado más de 12,000 frac-turamientos con tratamientos CoiIFRAC en másde 2000 pozos. Actualmente, los tratamientoscon tubería flexible se pueden realizar en pozosverticales, altamente desviados y horizontales,cuyas profundidades verticales medidas alcanzanlos 3720 m [12,200 pies]. Las velocidades debombeo pueden oscilar entre 8 y 25 bbl/min [1.3a 4 m3/min] con concentraciones de 5 a 12 librasde apuntalante agregado.

El fracturamiento con tubería flexible se desa-rrolló originalmente para yacimientos somerosde gas y de múltiples capas de Canadá, y poste-riormente se introdujo en EUA (izquierda). Sinembargo, la aplicación de estos tratamientosCoiIFRAC se está refinando en todo el mundo,desde Indonesia, Argentina y Venezuela hastaMéxico y ahora, Argelia.

El mayor volumen total de apuntalante empla-zado en un solo pozo fue de 385,555 kg [850,000Ibm], para el tratamiento de un pozo en el nortede México. Un pozo en el sudeste de NuevoMéxico, EUA, fue el primer pozo horizontal en serestimulado por fracturamiento con la herramientaMojave CoiIFRAC. Se trataron dos zonas separa-das a una profundidad de 2781 y 2885 m [9123 y9464 pies]. Recientemente tuvo lugar el trata-miento CoiIFRAC realizado a mayor profundidadhasta la fecha—3350 m [10,990 pies]—paraSonatrach en Argelia. El avance registrado hastaahora en estimulaciones selectivas ha sidoimpresionante. Se espera que la investigacióncontinua y la experiencia de campo permitanampliar más aún el rango de aplicaciones y elalcance de esta innovadora técnica. —MET

80 Oilfield Review

> Tratamiento CoilFRAC de fracturamiento hidráulico en el campo MedicineHat, Alberta, Canadá.

aislamiento y estimulación selectivos

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