28 Oilfield Review

La producción de hidrocarburos líquidos de formaciones arcillosas, iniciada en

América del Norte, ha crecido en forma exponencial en la última década. Pese a

ello, la rentabilidad de estas extensiones productivas sigue siendo sensible a los

precios y la demanda, de modo que los operadores y las compañías de servicios

constantemente deben desarrollar métodos más eficientes de recuperación de

estos hidrocarburos previamente pasados por alto.

Isaac AvilésJason BaihlySugar Land, Texas, EUA

Guang Hua LiuCNPC-Dagang Oilfield CompanyTianjin, República Popular de China

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review Verano de 2013: 25, no. 2.Copyright © 2013 Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Amy Simpson, Houston.Copperhead, DiamondBack, Falcon, KickStart, nZone, PowerDrive Archer y Spear son marcas de Schlumberger.

En la última década, las compañías petroleras lle-varon a cabo miles de tratamientos de estimula-ción por fracturamiento hidráulico en intervalos de pozos horizontales perforados a través de for-maciones de permeabilidad ultra baja. Los opera-dores están utilizando estas técnicas para explotar las lutitas ricas en contenido orgánico, que tradi-cionalmente eran consideradas sólo como rocas generadoras para yacimientos convencionales.

Estas formaciones sedimentarias extremada-mente compactas difieren de manera significativa

de las lutitas petrolíferas, que son rocas sedimenta-rias que contienen kerógeno —material orgánico parcialmente degradado— que aún no ha madu-rado lo suficiente para generar hidrocarburos.1 Por el contrario, como resultado de la presión y el calor acumulado durante el sepultamiento, el kerógeno presente en las lutitas ricas en conte-nido de gas e hidrocarburos líquidos ha madu-rado lo suficiente para generar cantidades significativas de gas y petróleo, que permanecen entrampados en las lutitas.

Estimulaciones en múltiples etapas de formaciones no convencionales ricas en hidrocarburos líquidos

> Bakken. La formación Bakken (rosa) cubre una superficie de más de 780 000 km2, que se extiende a través de los estados de Montana y Dakota del Norte en EUA y en partes de las provincias canadienses de Manitoba y Saskatchewan.

CANADÁ

EUA

Regina

BismarkBillings

Cuenca de Williston

Formación BakkenMontana

Manitoba

Wyoming Dakota del Sur

Dakota del Norte

Saskatchewan

Volumen 25, no.2 2929

En América del Norte, existen numerosas for-maciones de lutitas ricas en contenido de hidro-carburos líquidos entre las que se encuentran las formaciones Bakken y Eagle Ford. A diferencia de lo que sucede en otras extensiones producti-vas no convencionales del mundo, los operadores y las compañías de servicios cuentan con muchos años de experiencia de trabajo en estas dos extensiones productivas de grandes dimensiones. Las formaciones resultan familiares para petrofí-sicos e ingenieros y han servido como campo de pruebas para gran parte de la tecnología que se utiliza actualmente para explotar los yacimientos no convencionales ricos en contenido de hidro-carburos líquidos.

Cubriendo un área de 780 000 km2 [300 000 mi2], la formación Bakken se encuentra localizada en la cuenca de Williston de Dakota del Norte, Dakota del Sur y Montana, en EUA, y en ciertas partes de Manitoba y Saskatchewan en Canadá (página anterior).2 Los operadores produjeron por primera vez petróleo y gas de esta formación a comienzos de la década de 1960 mediante pozos verticales convencionales. En la década de 1980, la producción se incrementó cuando los operado-res comenzaron a perforar pozos horizontales.3 Y cuando combinaron las tecnologías complemen-tarias de perforación horizontal y estimulación por fracturamiento hidráulico para maximizar el volumen de formación expuesto al pozo, la pro-ducción de Dakota del Norte, proveniente de los campos de la formación Bakken, se incrementó de manera significativa, pasando de 16 000 m3 [100 000 bbl] por día en el año 2005 a 96 000 m3 [600 000 bbl] por día en 2012.4

Este incremento de las tasas de producción de Dakota del Norte condujo a los geocientíficos a considerar la utilización de las mismas técnicas para producir petróleo de rocas generadoras de otras extensiones productivas existentes, incluida la lutita Eagle Ford de Texas, EUA, que constituye la roca generadora para la acumulación masiva de hidrocarburos que ha producido de la creta Austin durante 80 años. Esa tendencia suprayace la lutita Eagle Ford a través de fajas de gran extensión del

sur de Texas (arriba).5 La extensión productiva Eagle Ford, que se extiende desde la porción cen-tral de Texas hacia el sudoeste y el interior de México, tiene una longitud de 160 km [100 mi] y un promedio de 100 km [60 mi] de ancho.6

En un esfuerzo por ayudar a los operadores a explotar las extensiones productivas no conven-cionales en forma óptima, las compañías de servi-cios han refinado ciertas tecnologías críticas. Hoy, los operadores pueden perforar pozos hori-zontales largos y posicionarlos con precisión en los puntos dulces de las formaciones. Los inge-nieros de producción y terminación de pozos

también buscaron mejorar los métodos de esti-mulación de los numerosos intervalos potencial-mente productivos atravesados por estos pozos (véase “Diseño de estimulaciones para recursos no convencionales,” página 38).

Las refinaciones de los arreglos de perforación direccional, tales como el sistema rotativo direc-cional PowerDrive Archer, se tradujeron en opera-ciones de perforación más eficientes mediante altas tasas de construcción de ángulo y velocida-des de penetración mejoradas. Además, los inge-nieros diseñaron barrenas para uso específico en formaciones arcillosas. La barrena de acero Spear

1. Para obtener más información sobre el kerógeno y las lutitas petrolíferas, consulte: Allix P, Burnham A, Fowler T, Herron M, Kleinberg R y Symington B: “Extracción del petróleo contenido en las lutitas,” Oilfield Review 22, no. 4 (Junio de 2011): 4–15.

2. Baihly J, Altman R y Aviles I: “Has the Economic Stage Count Been Reached in the Bakken Shale?,” artículo SPE 159683, presentado en el Simposio sobre Hidrocarburos, Economía y Evaluación de la SPE, Calgary, 24 al 25 de septiembre de 2012.

3. Jabbari H y Zeng Z: “Hydraulic Fracturing Design for Horizontal Wells in the Bakken Formation,” artículo ARMA 12-128, presentado en 46o Simposio sobre Mecánica/Geomecánica de Rocas de EUA, Chicago, 24 al 27 de junio de 2012.

4. Baihly et al, referencia 2.5. Martin R, Baihly J, Malpani R, Lindsay G y Atwood WK:

“Understanding Production from the Eagle Ford–Austin

Chalk System,” artículo SPE 145117, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Denver, 30 de octubre al 2 de noviembre de 2011.

6. Martin et al, referencia 5.

> Eagle Ford. La lutita Eagle Ford, que constituye la roca generadora para la creta Austin, cubre una extensa faja o corredor a lo largo del sur de Texas y se extiende al norte y en sentido paralelo a la línea de costa del Golfo de México. El proceso de sepultamiento de la lutita Eagle Ford generó una tendencia de petróleo (verde), gas húmedo y condensado (amarillo), y gas seco (azul) de noroeste a sudeste.

0 km

0 mi 100

100

MÉXICO

Texas

Ventana de petróleo

Ventana de gas secoVentana de gas húmedo-condensado

LutitaEagle Ford

Golfo de México

EUA

Texas

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de Smith Bits, una compañía de Schlumberger, está diseñada para satisfacer los requerimientos únicos de los sistemas rotativos direccionales que perforan las formaciones arcillosas.7

En las formaciones de permeabilidad ultra baja, los operadores casi siempre utilizan técni-cas de estimulación de múltiples etapas (MSS) para acceder a volúmenes comerciales de petró-leo, condensado y gas seco. Estos métodos permi-ten que los ingenieros estimulen múltiples intervalos a lo largo de secciones horizontales. Habitualmente, los ingenieros de terminación de pozos aíslan los intervalos individuales y, a través de disparos o de la apertura de camisas de desliza-miento, exponen la zona a tratar. Luego, el pozo es estimulado hidráulicamente. Los ingenieros reite-ran esta secuencia, desplazándose a lo largo del pozo hacia la superficie hasta estimular todas las zonas previstas. Este artículo examina diversos métodos MSS. Algunos casos de estudio de EUA y China ilustran su utilización y sus ventajas.

Esferas, asientos y válvulasJunto con el mejoramiento de la capacidad de la industria para perforar horizontalmente, se incre-mentaron las longitudes de los pozos al igual que el número de intervalos que debían ser aislados y tratados. En el año 2007, el número de tratamien-tos promedio, o recuento de etapas, de los pozos de la formación Bakken era tres. Para fines de 2011, ese número había ascendido a casi 30 y algunos pozos tenían más de 40 etapas en un solo tramo lateral.8

Mientras que las economías de escala pare-cían dictaminar el tratamiento de la mayor canti-dad de intervalos posibles por pozo, los operadores procuraban mejorar aún más la rentabilidad de sus pozos mediante la reducción del tiempo requerido para estimular todas las etapas en un pozo dado. La explotación de una extensión pro-ductiva de lutitas ricas en hidrocarburos líquidos implica una actividad de perforación intensiva, y a pesar de las ventajas de tratar hidráulicamente pozos de mayor longitud, en estas formaciones compactas el área de drenaje de cada pozo es limitada. Con más de 200 equipos de perforación funcionando en la formación Bakken a fines del año 2011, existía un fuerte incentivo económico para desplazar dichos equipos de un pozo a otro lo más rápido posible.

Tradicionalmente, la estimulación de múltiples zonas en un pozo vertical convencional consistía en disparar la zona inferior extrema, recuperar las pistolas o cañones de disparo y ejecutar el trata-miento. El operador hacía refluir el pozo para dre-nar el apuntalante extra y los fluidos portadores y para forzar el cierre de la fractura apuntalada. Luego, el ingeniero de terminación de pozos colo-caba un tapón puente para aislar el intervalo esti-mulado de los intervalos superiores, efectuaba un viaje de salida del pozo para levantar las pistolas de disparo y reiteraba el proceso. Una vez trata-das todas las zonas, los perforadores fresaban o recuperaban los tapones y ponían en producción el pozo. A menudo, el pozo tenía que ser terminado con múltiples sartas de tubería de producción o

con válvulas de aislamiento para prevenir el flujo cruzado entre zonas con diferentes presiones. Si bien éste era un proceso lento, no resultaba económicamente prohibitivo en un pozo vertical con dos o tres etapas solamente.

No obstante, cuando docenas de intervalos por pozo necesitaban tratamiento, los operadores pro-curaban reducir el tiempo requerido entre el alcance de la profundidad total y la producción inicial. En respuesta, las compañías de servicios desarro-llaron métodos de tratamiento más eficientes, que se basaban en la utilización de empacadores externos, esferas y asientos, o tapones para aislar y tratar los intervalos. Además, desarrollaron válvu-las que, en ciertas circunstancias, podían reempla-zar a los disparos.

Hoy, la mayoría de los pozos horizontales son terminados de manera tal que cada intervalo puede ser aislado y disparado en una sola inter-vención —utilizando cable bombeado dentro de la tubería o transporte con tubería flexible— para luego ser tratado. Para fresar los tapones de aisla-miento puede requerirse una intervención final. Dado que los intervalos se encuentran dentro de una misma zona e igualmente presionados, el pozo está en condiciones de producir.

Habitualmente, los especialistas en termina-ción de pozos de las compañías de servicios utili-zan tapones o sistemas de esferas y asientos para aislar cada etapa. Cuando la compañía opta por un tapón, éste se coloca con herramientas opera-das con cable y se lo bombea dentro del pozo, o con menos frecuencia, se corre y se fija con tube-ría flexible. El arreglo incluye pistolas de disparo. Una vez colocado el tapón por encima del grupo de disparos superior extremo de la etapa previa, los técnicos de terminación de pozos colocan las pistolas en su posición. Luego, se dispara cada grupo de la etapa siguiente y se recuperan las herramientas junto con las pistolas usadas. A con-tinuación, se estimula el intervalo abierto y este procedimiento de “taponamiento y disparos” se reitera (arriba). Una vez tratados todos los inter-valos, el perforador fresa los tapones y se mezcla la producción de todos los intervalos.

En otros diseños de terminación de pozos, se baja en el pozo una válvula que contiene un asiento de esfera y una camisa de deslizamiento como parte de la terminación. Los empacadores externos aíslan cada intervalo. El asiento de esfera está dise-ñado para capturar una esfera de tamaño especí-fico que se bombea en el pozo. Los diámetros de los asientos se incrementan desde la base hacia el tope de la terminación. Cuando la esfera se asienta en su lugar, el bombeo continuo hace que la presión aumente contra ésta y el asiento (próxima página).

> Procedimiento de taponamiento y disparos. En un escenario típico de “taponamiento y disparos” en un pozo cementado y entubado, el intervalo más profundo correspondiente a la punta del pozo se dispara y se trata primero. Luego, se coloca un tapón por encima del grupo de disparos. A continuación, se trata la etapa siguiente, se coloca un tapón, se agregan disparos y el proceso se reitera hasta que se estimulan todos los intervalos. El perforador fresa los tapones utilizando tubería flexible o una sarta de perforación convencional. Luego, el operador mezcla la producción de todos los intervalos.

Tapones de fracturamiento

Talón Punta

Disparos

Volumen 25, no.2 31

A una presión especificada, el arreglo de esfera y asiento se desplaza hacia abajo y se abre una camisa dentro de la válvula para exponer la forma-ción entre los empacadores externos. Luego, se trata el intervalo y a continuación se corre la esfera que sigue en tamaño, aislando la zona tra-tada. Los especialistas en terminación de pozos reiteran esta secuencia de “lanzamiento de esfe-ras” del tratamiento de estimulación para todos los intervalos, comenzando en la punta y despla-zándose hacia el talón del pozo. Este método ofrece una ventaja con respecto a la utilización de tapones porque, suponiendo que los asientos de esferas no representen una restricción significa-tiva para el flujo, las esferas pueden hacerse refluir a la superficie, eliminándose la necesidad y el riesgo de fresado. Además, al ser continua, la ope-ración requiere menos tiempo.

Para las terminaciones cementadas, los inge-nieros pueden efectuar operaciones similares utilizando válvulas especialmente diseñadas que se corren como parte de la sarta de terminación. Cuando la esfera se bombea en el pozo, se asienta y forma un sello en el asiento de la válvula expuesta más profunda, lo que genera un sistema cerrado. La presurización del pozo hace que la camisa de deslizamiento se abra, permitiendo el trata-miento directo del intervalo a través del cemento. En consecuencia, el operador no necesita disparar la tubería de revestimiento y el cemento primero.

A pesar del éxito de estos sistemas, los opera-dores siguen buscando una cobertura frente a los márgenes de ganancias estrechos y los precios impredecibles de los commodities que rigen los aspectos económicos de las extensiones produc-

tivas no convencionales. En un esfuerzo para pro-teger los márgenes de ganancias, las compañías de servicios están trabajando con los operadores para refinar las herramientas y las prácticas de MSS y para reducir los costos y riesgos de las ope-raciones de terminación de pozos y a la vez incre-mentar las tasas de producción y la recuperación final de estos pozos.

Mejoramiento de las buenas ideas A mediados de la década de 1960, para la indus-tria de E&P un tirante de agua de más de 60 m [200 pies] constituía un ambiente de trabajo “muy profundo.” Pero los operadores ya estaban contemplando las implicancias de las actividades de servicios de pozos submarinos terminados con cabezales en el fondo marino en tirantes de agua de hasta 3 650 m [12 000 pies]. Para abordar los desafíos de las aguas profundas, los ingenieros desarrollaron diversas tecnologías, incluido el bombeo para las intervenciones efectuadas tradi-cionalmente utilizando línea de acero.9

Los sistemas de bombeo bajan las herramien-tas en el pozo utilizando la presión del fluido. Cuando el fluido se bombea contra los mandriles pro-vistos de copas de suaveo, las herramientas ascien-den o descienden por la tubería de producción. Dado que este sistema requiere que el fluido cir-cule, los diseñadores crearon un orificio de cruce que permitía la circulación entre la tubería de producción y el espacio anular.

Hoy, los ingenieros especialistas en termina-ción de pozos aplican este método en los pozos horizontales para bajar los tapones y las pistolas de disparo hasta la profundidad requerida, adosa-

dos a un cable eléctrico. Los técnicos de servicios colocan el tapón por encima del grupo de disparos más somero de la etapa de fracturamiento previa, desenganchan las pistolas de disparo del arreglo de tapones y se desplazan hacia la superficie para crear el grupo de disparos siguiente. Luego de detonadas, las pistolas se recuperan en la superfi-cie y se estimula la etapa del intervalo de interés. Una vez finalizadas las operaciones de estimula-ción, el perforador debe fresar cada tapón antes de poner el pozo en producción.

En esta forma de MSS, el último paso —el fre-sado— a menudo es la parte más difícil y lenta de la operación en los pozos de alto ángulo porque el peso sobre la barrena es limitado. Los ingenieros desarrollaron tapones de diseño y materiales variables, que pueden tolerar las presiones de estimulación y a la vez se trituran y forman recor-tes con más facilidad que los tapones puente tra-dicionales de hierro fundido; estos recortes son suficientemente pequeños para hacerse circular fuera del pozo.

> Esfera y asiento. Un dispositivo de válvulas se corre en el pozo en posición cerrada (extremo superior). Cuando la esfera (extremo inferior, rojo) se aloja en un asiento de válvula dentro de una camisa de fracturamiento (verde), la presión aplicada en la superficie hace que la camisa se deslice hacia abajo y abra un orificio de flujo, lo que produce la exposición del intervalo a tratar. La esfera se sella contra el asiento de la válvula para aislar la etapa tratada previamente que se encuentra debajo. Este proceso se reitera para cada etapa de estimulación.

Orificio de flujo

Posición cerrada

Posición abierta

Camisa de fracturamiento

Asiento de válvulaTalón Camisa de fracturamiento

Esfera

Punta

7. Para obtener más información sobre la tecnología PowerDrive Archer, consulte: Felczak E, Torre A, Godwin ND, Mantle K, Naganathan S, Hawkins R, Li K, Jones S y Slayden F: “Lo mejor de ambos mundos: Un sistema rotativo direccional híbrido,” Oilfield Review 23, no. 4 (Junio de 2012): 36–45.

Para obtener más información sobre la barrena Spear, consulte: Centala P, Challa V, Durairajan B, Meehan R, Páez L, Partin U, Segal S, Wu S, Garrett I, Teggart B y Tetley N: “El diseño de las barrenas: Desde arriba hasta abajo,” Oilfield Review 23, no. 2 (Diciembre de 2011): 4–19.

8. Baihly et al, referencia 2. 9. Raulins GM: “Well Servicing by Pump Down

Techniques,” artículo OTC 1016, presentado en la Primera Conferencia Anual de Tecnología Marina, Houston, 18 al 21 de mayo de 1969.

32 Oilfield Review

El tapón de fracturamiento perforable de flujo continuo Copperhead de aluminio y el tapón de fracturamiento compuesto DiamondBack son algunos ejemplos de estos nuevos tapones (arriba). El primer tapón está diseñado para 103,4 MPa [15 000 lpc] y 205°C [400°F] y para tolerar múlti-ples ciclos de presión y temperatura. El segundo puede ser utilizado cuando las condiciones de fondo de pozo son menos extremas y está diseñado para presiones de hasta 68,9 MPa [10 000 lpc] y temperaturas de hasta 177°C [350°F].

Ambos tapones son significativamente más fáciles de fresar que los tapones de hierro fun-dido estándar. Los investigadores desarrollaron

al mandril inferior del tapón y expandirse contra la pared de la tubería de revestimiento produ-ciendo la colocación de la herramienta. Para ayu-dar a evitar este problema, ambos tapones utilizan anillos de corte para mantener las cuñas en su lugar hasta que se aplica al arreglo al menos la mitad del peso de asentamiento. Esto reduce signi-ficativamente la posibilidad de que los tapones se fijen prematuramente aunque se corran o se bom-been en el pozo a velocidades relativamente altas.

Con el desarrollo del concepto de bombeo, los diseñadores incorporaron un trayecto de circula-ción para los fluidos que salen de la tubería de producción y vuelven a la superficie a través del espacio anular existente entre dicha tubería y la tubería de revestimiento. Este proceso no es posi-ble en los pozos horizontales cementados porque hasta que es disparado, el pozo constituye un sis-tema cerrado. Por consiguiente, durante las opera-ciones de taponamiento y disparos con la técnica de bombeo en un pozo horizontal cementado, el pri-mer conjunto de pistolas de disparo —las de la punta del pozo— debe ser operado con tubería flexible, tractor a cable o la columna de perforación. Los especialistas de la industria de servicios pro-baron diversos métodos para evitar este costoso paso, entre los que se encuentra el sobredesplaza-miento del cemento para dejar un trayecto de flujo abierto a través de la zapata de la tubería de revestimiento. Por numerosas razones, incluida la incapacidad para efectuar una prueba de presión de la tubería de revestimiento y el cemento, la mayoría de los operadores consideraron inacepta-ble esta solución con una “zapata húmeda.”10

Los investigadores de Schlumberger encara-ron el problema de abrir este sistema cerrado sin intervención mecánica a través de la válvula con discos de ruptura activada por presión KickStart para tratamientos de fracturamiento de múlti-ples etapas en pozos cementados. La válvula se corre como parte de la sarta de revestimiento una o dos uniones por encima de la zapata de flo-tación. Su diámetro interno es casi igual al de una tubería de revestimiento de 41⁄2 o 51⁄2 pulga-das, lo que le permite admitir tapones limpiado-res de cemento estándar y no se requieren cambios en los procedimientos de cementación. La válvula está provista de dos discos, pero sólo debe romperse uno para que la estimulación resulte exitosa.

Una vez que se rompe el disco, una configura-ción de orificios helicoidales consistente en siete orificios de 6 pulgadas de largo con un ángulo de fase de 15° se abre en el revestimiento de cemento a través del cual se estimula el intervalo (próxima página). Luego de la ejecución de numerosas itera-ciones en laboratorios, el modelado matemático y

> Tapones puente. El cuerpo del tapón Copperhead (izquierda) está provisto de cuñas de aluminio con revestimiento de hierro fundido, lo que ayuda a prevenir la formación de grietas en las cuñas cuando se despliegan en tuberías de revestimientos duras. El tapón Copperhead está provisto además de un anillo de corte encastrado en las cuñas (no mostrado) que ayuda a prevenir la colocación prematura y un refuerzo que incrementa la efectividad del sello mientras el tapón puente se expone a múltiples cambios de presión. Dado que el cuerpo del tapón y las cuñas se componen principalmente de aluminio más que de hierro fundido, cuando se fresa el tapón es más fácil hacer circular sus recortes fuera del pozo. El tapón DiamondBack (derecha) está fabricado en un material compuesto. Al igual que el tapón Copperhead, el tapón DiamondBack posee un anillo de corte interno que impide la colocación prematura. Además, está provisto de cuñas rígidas y de un anillo de bombeo para minimizar la utilización de fluido. Dado que se compone de un material compuesto, puede ser fresado rápidamente con una fresa estándar.

Cuñas de aluminio con revestimiento de hierro fundido

Anillo de bombeo

Cuñas de aluminio con revestimiento de hierro fundido

Anillo toroidalsellador de aluminio

Tapón Copperhead Tapón DiamondBack

Refuerzo

Cuñas de aluminiocon revestimientode hierro fundido

Cuñas de aluminiocon revestimientode hierro fundido

Anillo decorte

Anillo decorte

además una fresa específica para triturar los tapones Copperhead. La nueva fresa reduce el tiempo de fresado y genera recortes más pequeños. Dado que los tapones DiamondBack se fabrican con un material compuesto que es mucho más blando que los tapones de metal, se puede fresar fácil y rápidamente con fresas estándar.

Además, los dos tapones están diseñados para evitar la colocación prematura, lo cual puede ser un problema con los tapones que se asientan y se fijan con cuñas diseñadas para fijarse contra la pared de la tubería de revestimiento. Si este tipo de tapón se baja en el pozo a una velocidad exce-siva, las cuñas pueden adelantarse con respecto

Volumen 25, no.2 33

10. Stegent N y Howell M: “Continuous Multistage Fracture-Stimulation Completion Process in a Cemented Wellbore,” artículo SPE 125365, presentado en la Reunión Regional de Oriente de la SPE, Charleston, Virginia Oeste, EUA, 23 al 25 de septiembre de 2009.

11. Baihly et al, referencia 2.12. Baihly et al, referencia 2.13. Arguijo AL, Morford L, Baihly J y Aviles I: “Streamlined

Completions Process: An Eagle Ford Shale Case Study,” artículo SPE 162658, presentado en la Conferencia de Recursos No Convencionales de Canadá de la SPE, Calgary, 30 de octubre al 1º de noviembre de 2012.

el análisis de elementos finitos, los diseñadores concibieron esta configuración, que minimizó la presión de iniciación de la fractura a través del cemento y a la vez contribuyó a la generación de una sola fractura vertical en éste. Los especialis-tas manifestaron ciertas dudas acerca de la efica-cia de los tratamientos de estimulación por fracturamiento hidráulico ejecutados a través de orificios en lugar de disparos, pero la disposición de las válvulas KickStart disipa esas inquietudes ya que asegura que al menos una de las ranuras de fracturamiento se encuentre a no más de 3° con respecto a uno de los puntos de esfuerzo mínimo de la envolvente de esfuerzos radiales del pozo. La superficie total de todos los orificios es de 69 cm2 [10,7 pulg2], lo que equivale a seis grupos de dis-paros de 0,6 m [2 pies] de largo con 19 disparos por metro [6 disparos por pie].11

Después que la tubería de revestimiento se cementa en su lugar y se somete a pruebas de presión, el perforador incrementa la presión de bombeo hasta un nivel predeterminado, lo que rompe los discos de la válvula KickStart. Esto pro-duce la exposición del cemento del espacio anular a través del cual se estimula la formación. El último paso del tratamiento consiste en bombear un col-chón lavador, que además puede utilizarse como fluido de bombeo para el siguiente arreglo de tapones y pistolas de disparo. Los intervalos res-tantes pueden ser taponados y disparados utili-zando prácticas de bombeo estándar.

Cabot Oil & Gas Corporation, una antigua compañía operadora de la lutita Eagle Ford, ha implementado numerosas innovaciones en esta extensión productiva, entre las que se encuentra la reducción del espaciamiento entre los pozos sin sacrificar su longitud. En una campaña, el ingeniero de terminación de pozos utilizó la vál-vula con discos de ruptura para estimular la sec-ción de la formación correspondiente a la punta en más de una docena de pozos. En general, los pozos del área de Buckhorn de la extensión pro-ductiva de lutitas se perforan en tramos laterales de 1 676 m [5 500 pies] de largo y se estimulan en 14 a 20 etapas.

La compañía operadora probó su tubería de revestimiento hasta una presión de 10 000 lpc [68,9 MPa] con los discos de la válvula KickStart regulados para romperse cuando la presión alcan-zara un valor oscilante entre 10 600 y 10 800 lpc [73 y 74,5 MPa]. Como rutina, los ingenieros de Cabot bombeaban el primer tratamiento consis-tente en más de 113 000 kg [250 000 lbm] de apuntalante, a razón de 65 bbl/min [10 m3/min] a través de los orificios de la válvula. Cuando com-pararon los resultados de la sección tratada a

> Válvula para la primera etapa. La válvula con discos de ruptura KickStart elimina la necesidad de intervenciones durante las operaciones MSS ya que facilita la circulación en la punta de los pozos horizontales. La válvula forma parte de la sarta de revestimiento y se cementa en su lugar junto con la tubería de revestimiento. Después de someter la tubería de revestimiento a pruebas de presión, el pozo es presionado hasta un cierto valor superior al de la presión de prueba para romper los discos y abrir la válvula. Los orificios de fracturamiento están diseñados para asegurar que al menos una abertura forme un ángulo de al menos 3° respecto de la dirección del esfuerzo mínimo de la formación a ser estimulada.

Orificios de fracturamiento

Discos de ruptura

Pistón

con discos de ruptura KickStart ayuda a los ope-radores a lograr esa meta.13

Esferas y asientosEn la última década, los operadores han pasado a considerar las terminaciones de los pozos hori-zontales en agujero descubierto mucho más efi-cientes desde el punto de vista económico que las terminaciones cementadas. Estos sistemas utili-zan empacadores fijados hidráulicamente o infla-

través de la válvula con los de la sección tratada a través de los disparos, observaron que las pre-siones, velocidades y volúmenes de bombeo eran comparativamente mejores. También llegaron a la conclusión de que la válvula KickStart impli-caba para la compañía operadora un ahorro de más de USD 100 000 por pozo ya que se eliminaba la intervención con tubería flexible para disparar el intervalo correspondiente a la punta del pozo.12

Los ahorros por pozo son cruciales para los operadores que producen de formaciones de baja permeabilidad porque estas extensiones produc-tivas generalmente se explotan utilizando muchos pozos que producen con tasas cercanas a su límite económico. Para que dicha estrategia fun-cione, es necesario que cada pozo se perfore, se termine y produzca de manera eficiente. El pro-cedimiento de taponamiento y disparos con la primera etapa ejecutada utilizando las válvulas

34 Oilfield Review

bles para aislar cada intervalo. Las válvulas con camisas de deslizamiento, corridas como parte de las tuberías de terminación entre los empaca-dores, se abren por presión hidráulica aplicada a un sello creado por una esfera que se lanza desde la superficie para asentarse en el asiento que le corresponde. El tamaño de estos asientos se incrementa desde la punta hacia el talón del pozo, de modo que la esfera más pequeña pasa a través de cada uno de los asientos hasta la punta y la más grande se detiene en el primer asiento cercano al talón (arriba).

La industria ha aceptado estos sistemas para agujero descubierto porque pueden brindar cier-tas ventajas con respecto a las terminaciones en pozo entubado con procedimientos de tapona-miento y disparos:• operaciones de terminación que requieren menos

tiempo y son menos costosas• producción a partir del agujero descubierto y

de las fracturas• una conexión más simple entre el pozo y las

fracturas• fracturas de pozo que generan mayor produc-

ción inicial.14

Estos sistemas también presentan desventa-jas potenciales. A diferencia de los pozos entuba-dos que son estimulados a través de válvulas o disparos, las estimulaciones en agujero descubierto son confinadas solamente con empacadores, entre los cuales pueden quedar grandes seccio-

nes de la formación expuestas. En consecuencia, el operador tiene poco control de la localización de las fracturas o del número de fracturas creadas en una etapa. Además, a medida que se reduce el tamaño de los asientos de esferas con la profun-didad del pozo, las caídas de presión por fricción se incrementan, lo que puede traducirse en pre-siones más altas de iniciación y extensión de las fracturas.15

Además, pueden surgir problemas con la inte-racción entre la esfera y el asiento. Cuando la esfera se asienta y se aplica presión, la camisa se desliza hacia abajo, dejando expuesto el espacio anular para el tratamiento. La esfera y el asiento se con-vierten entonces en la barrera que aísla los inter-valos inferiores del pozo tratados previamente. Ambas funciones de accionamiento y sellado son cruciales. Si la esfera no genera un sello, puede suceder que la camisa de deslizamiento no se des-place y el intervalo no pueda ser tratado. Al mismo tiempo, las zonas tratadas previamente por debajo del asiento pueden quedar expuestas por segunda vez a los fluidos de estimulación y la presión, lo que puede afectar la producción de esa zona también.

Después de tratar con éxito todos los interva-los, las esferas deben fluir fuera de sus asientos sin deteriorar la producción. Durante mucho tiempo, los operadores asumieron que las esferas salían de sus asientos flotando, aunque no todas se contabilizaban en los colectores de esferas situados en la superficie. La explicación amplia-

mente aceptada para esta discrepancia aparente es que algunas esferas refluyen hasta un punto altamente desviado del pozo donde giran rápida-mente en el flujo y se aplastan unas contra otras hasta fragmentarse en pedazos suficientemente pequeños para fluir fuera del pozo.16

No obstante, algunos operadores se han preo-cupado lo suficiente por el material de las esferas que queda en el pozo como para decidir fresar los asientos como rutina a fin de asegurarse de que el trayecto de flujo se encuentre libre. Un opera-dor observó que después de fresar las camisas con esferas y asientos en 10 pozos, la recupera-ción final estimada se incrementaba significati-vamente; el experimento se expandió a más de 300 pozos.17 Pero la eliminación de una interven-ción con tubería flexible para fresar los tapones era uno de los factores originales para la adop-ción de la tecnología de esferas y asientos, y las compañías de servicios han procurado eliminar la posibilidad de que queden esferas en el pozo a través de numerosos métodos, entre los que se encuentran los asientos y válvulas recuperables; sin embargo, como la mayoría de los métodos, esa alternativa también exige una intervención con tubería flexible.18

Uno de los problemas con las esferas que no se asientan o no salen del asiento flotando después del tratamiento radica en el material con el que se las fabrica, que es predominantemente fenó-lico, compuesto o una aleación metálica. Las esfe-

> Configuración típica de esfera y asiento. Los sistemas MSS de esferas y asientos utilizan válvulas, o camisas, de fracturamiento con asientos cuyo tamaño disminuye desde el talón hacia la punta del pozo. Esto permite que las válvulas inferiores sean activadas con esferas (rojas) lo suficientemente pequeñas como para pasar a través de las válvulas superiores. En las secciones horizontales largas, esto puede convertirse en un problema ya que las caídas de presión por fricción se incrementan con la longitud del pozo y con la reducción de los diámetros de los asientos.

Camisa defracturamientode 3 pulgadas

Camisa defracturamientode 21/2 pulgadas

Camisa defracturamientode 2 pulgadas

Camisa defracturamientode 11/2 pulgadas

Empacador paraagujero descubierto

Volumen 25, no.2 35

más, las esferas son insensibles a la temperatura, refluyen intactas y no se rompen al entrar en con-tacto con el asiento o durante la estimulación. Están diseñadas para una presión diferencial de 68,9 MPa y son fáciles de fresar. En una configu-ración del sistema Falcon, las válvulas de la punta poseen múltiples esferas más pequeñas que se acomodan en un solo asiento. Estas esferas pueden pasar fácilmente a través de los asientos superiores para acceder a las secciones inferiores del pozo, pero el área total de flujo continuo sigue siendo suficientemente extensa, incluso en el punto inferior extremo del pozo, como para elimi-nar los efectos de la caída de presión por fricción sobre la iniciación de la fractura (abajo). El mate-rial y el diseño de los asientos permiten que éstos sean fresados fácil y rápidamente.

14. Daneshy A: “Hydraulic Fracturing of Horizontal Wells: Issues and Insights,” artículo SPE 140134, presentado en la Conferencia de Tecnología de Fracturamiento Hidráulico de la SPE, The Woodlands, Texas, EUA, 24 al 26 de enero de 2011.

15. Daneshy, referencia 14.16. Baihly et al, referencia 2.17. Wozniak G: “Frac Sleeves: Is Milling Them out Worth

the Trouble?,” artículo SPE 138322, presentado en la Conferencia de Terminaciones en Yacimientos Gasíferos Compactos de la SPE, San Antonio, Texas, 2 al 3 de noviembre de 2010.

18. Griffin J, Barraez R y Campbell S: “To Mill or Not to Mill: A Fully Retrievable Multistage Fracturing System,” artículo SPE 163936, presentado en la Conferencia y Exhibición sobre Tubería Flexible e Intervención de Pozos de las SPE/ICoTA, The Woodlands, Texas, 26 al 27 de marzo de 2013.

> Asientos de esferas múltiples. Mediante el reemplazo de una configuración de una sola esfera y asiento (extremo inferior izquierdo) por múltiples asientos (fotografía, extremo superior), la válvula de asientos múltiples Falcon (extremo inferior derecho) permite que el sistema utilice esferas suficientemente pequeñas como para que lleguen a las válvulas inferiores y las activen. El menor tamaño de las esferas también reduce la caída de presión por fricción y los requerimientos de potencia de bombeo además del desgaste del asiento de la esfera.

3 359

2 523

1 687

851

15

–821

–1 657

–2 492

–3 328

Pres

ión

está

tica,

lpc

Pres

ión

está

tica,

lpc

1 314

1 267

1 220

1 174

1 127

1 081

1 034

988

941

~3 400 lpcAsiento de esferade 0,875 pulgadas

Asiento de esfera unitario Asientos de esferas múltiples

Cuatro asientos de esferasde 0,875 pulgadas~1 300 lpc

Sin límitesRecientemente, los ingenieros de Schlumberger desarrollaron una variante de los sistemas activa-dos por esferas, que puede ser utilizada en pozos cementados. Esta técnica utiliza esferas o dardos para activar las camisas de deslizamiento que pro-porcionan el aislamiento de las etapas. Dado que no requiere asientos de diámetro cada vez más pequeño para llevar las esferas hasta la profundi-dad total (TD), esta técnica puede ser aplicada para estimular un número casi ilimitado de eta-pas en una sola operación continua.

El sistema de estimulación de múltiples eta-pas nZone está provisto de una línea de control conectada a las válvulas secuenciales que forman parte de la terminación. Para iniciar la operación de estimulación, un dardo, que se bombea desde

ras deben ser suficientemente livianas para salir flotando del pozo, pero suficientemente sólidas para asentarse en el asiento a altas velocidades sin deformarse ni dañarse. Algunos especialistas de la industria consideran que estas esferas con una baja resistencia a la compresión se rompen antes de tener posibilidades de actuar. Bajo presión, las esferas pueden ser extruidas y como consecuen-cia atascarse en sus respectivos asientos o en uno de los asientos que sigue en dirección a la superfi-cie a medida que se las hace fluir por el pozo.

Por otra parte, algunos tipos de esferas se fabrican en capas y poseen debilidades inherentes a la adherencia de las capas que pueden ocasionar su falla bajo presión. Si se afirman en el asiento en ciertas posiciones respecto de la disposición de las capas, éstas pueden descamarse y separarse.

Los ingenieros de Schlumberger incorporaron diversas soluciones para abordar estos problemas en el método de estimulación de múltiples etapas Falcon para pozos sin cementar. Mientras proba-ban diversos materiales para las esferas, los inge-nieros también probaron diseños de asientos y descubrieron que los asientos esféricos supera-ban en desempeño a los típicos asientos cónicos. También descubrieron que una aleación de mag-nesio era superior al material fenólico o com-puesto utilizado para las esferas.

El magnesio liviano utilizado en las esferas del sistema Falcon minimiza su extrusión; ade-

36 Oilfield Review

la superficie, se asienta en un anillo en C —con forma de círculo incompleto— de la válvula infe-rior extrema. Luego, el ingeniero de terminación de pozos aplica presión contra el dardo y de ese modo se abre la camisa de deslizamiento y se presuriza la línea de control. Esta presión es transferida a un pistón de la válvula ubicada inmediatamente por encima. Esta acción cierra el anillo en C, con-formándose un anillo de sello de sección circular con un diámetro interno (ID) reducido (arriba).

Se bombea la primera etapa del tratamiento de estimulación, y durante la etapa de lavado, se libera otro dardo. Este dardo se asienta en el ani-llo en C ahora comprimido, aislando la etapa 2 de la etapa 1. El incremento de presión resultante hace que la camisa se deslice para la etapa 2 y que la línea de control se presurice y cierre el anillo en C siguiente, que de ese modo estará en condi-ciones de recibir el próximo dardo de aislamiento. Se trata la etapa 2, y durante la etapa de lavado, se bombea otro dardo. Una vez finalizadas las opera-ciones de fracturamiento para todas las etapas, se puede hacer producir el pozo. Los dardos pueden permanecer en el pozo, pero para obtener un acceso completo a éste para futuras intervencio-nes, se los debe fresar. Alternativamente, el ope-rador puede desplegar dardos solubles.

Recientemente, en un esfuerzo para incre-mentar la producción y reducir los costos de ter-

minación por pozo, el operador del campo Dagang situado en la depresión de Huanghua del este de China, que previamente sólo había perforado pozos verticales, optó por los pozos horizontales. El primer descubrimiento comercial de este campo tuvo lugar en 1963, en el grupo Guantao de edad Terciario. Para el año 1996, esta extensión produc-tiva petrolífera se había expandido a 564 km2 [218 mi2] con un volumen comprobado de petró-leo original en sitio de 790 millones de toneladas métricas (t) [5 800 millones de bbl]. Esta misma tendencia contiene un área gasífera comprobada de 104,5 km2 [40,3 mi2] con un volumen de gas ori-ginal en sitio de 31 000 millones de m3 [1,1 Tpc]. Además, la depresión posee un volumen estimado de reservas comprobadas de gas condensado de 7,34 millones t [54 millones de bbl]. Actualmente, existen 23 campos de petróleo y gas en la depre-sión, incluidos 15 campos productores de petróleo y gas en 24 áreas de desarrollo del campo Dagang. La producción anual de este campo asciende a 4,3 millones t [31,4 millones de bbl] de petróleo y 380 millones de m3 [13 MMMpc] de gas.

Tradicionalmente, este campo fue explotado mediante pozos verticales entubados y cementados. Dado que se requieren muchos pozos de este tipo para hacer producir estas formaciones de per-meabilidad relativamente baja, la rentabilidad puede ser considerada marginal a pesar de los

grandes volúmenes de producción. Recientemente, el operador fijó una tasa objetivo de producción de petróleo para el campo de más de 6 000 t/año [44 000 bbl/año] de petróleo equivalente. La ter-minación rápida de los pozos y la producción incremental son claves para alcanzar los objetivos del operador. Para ello, los ingenieros deben iden-tificar correctamente y terminar todas las zonas productivas que sea posible utilizando la tecnolo-gía adecuada, lo que incluye la ejecución de opera-ciones de perforación horizontal. Además, el operador calculó que los pozos verticales en la formación objetivo producirían un promedio de 15 m3/d [94 bbl/d] de petróleo, mientras que los pozos horizontales arrojarían una producción promedio de 45 m3/d [283 bbl/d] con técnicas de terminación tradicionales. Para incrementar la tasa de retorno de los pozos horizontales, y luego de evaluar la metodología de taponamiento y dis-paros, los ingenieros optaron por una termina-ción nZone que incluía una válvula con discos de

>Número ilimitado de etapas. Mediante la utilización de una válvula nZone, los operadores preparan la etapa por debajo de la válvula para el tratamiento cuando una esfera o un dardo se asienta en el asiento de la camisa de deslizamiento. La presión se incrementa en una línea de control hidráulico que conecta numerosas válvulas. Cuando una válvula nZone inferior se abre, los fluidos de estimulación se bombean hacia la formación (flechas amarillas). La presión en la línea hidráulica desplaza una camisa hacia abajo, haciendo que un anillo en C se mueva hacia el diámetro interno más pequeño de la válvula y forme un asiento circular de diámetro más pequeño que está preparado para recibir el dardo o la esfera siguiente para que el proceso vuelva a comenzar. Dado que los asientos no se encuentran en orden descendente de tamaño, el proceso puede reiterarse para todas las etapas que se requiera a fin de estimular todo el pozo.

Línea de control hidráulico a lasválvulas superiores y a la superficie

Línea de control hidráulicoa las válvulas inferiores

Dardo en el asiento dela camisa de deslizamiento

Anillo circular cerradoAnillo en C abierto

Camisadesplazada

Diámetro internode 3,75 pulgadas

Orificios defracturamiento

Diámetro internode 3,25 pulgadas

19. Hua LG, Kai CH, Fould J, Lee JS, Long WH, Guo ZX, Aviles I y Baihly J: “An Efficient Horizontal Cased Hole Multistage Stimulation Well: China Case Story,” artículo SPE 153339, presentado en la Conferencia y Exhibición del Petróleo y el Gas de India de la SPE, Mumbai, 28 al 30 de marzo de 2012.

20. Baihly et al, referencia 2.21. Martin et al, referencia 5.

Volumen 25, no.2 37

> Tratamiento de estimulación. Luego de la apertura de la válvula de discos de ruptura para comenzar la operación MSS en el campo Dagang de China, se pusieron en marcha las operaciones de fracturamiento con el tratamiento de la primera zona. Después de utilizar un colchón lavador completo en la primera etapa, se liberó la primera esfera en el pozo. Esta operación requirió aproximadamente 1,5 h por etapa. Una vez que la esfera se alojó en el primer asiento (segunda etapa), a aproximadamente las 10:48, la presión se incrementó rápidamente (A) y se cerraron todas las bombas. Cuando se reanudó el bombeo, una caída de presión repentina indicó que la válvula se había abierto (B). La velocidad de bombeo se incrementó aún más (C), y se inició la fractura de la etapa 2. Estos pasos se reiteraron hasta haber tratado las cuatro etapas. (Adaptado de Hua et al, referencia 19.)

Pres

ión

19:1218:0016:4815:3614:24Hora

Etapa 1

AB

C

Etapa 2

Etapa 3

Etapa 4

13:1212:0010:489:368:24

PresiónVelocidad de bombeoConcentración de apuntalanteVolumen de fluidoPeso de la arena

ruptura en la punta del pozo para exponer la for-mación para el tratamiento de la primera etapa.

La sección horizontal del pozo fue terminada con una tubería de revestimiento de un solo diá-metro de 51⁄2 pulgadas, cementada en un agujero de 81⁄2 pulgadas, y fue tratada mediante una esti-mulación de cuatro etapas. La válvula de discos de la zapata se abrió a 3 500 lpc [24 MPa] por encima de la presión de prueba de la tubería de revestimiento, lo que permitió a los ingenieros probar dicha tubería como parte de la operación de cementación. Después de romperse el disco de la válvula, lo que se manifestó como una caída de presión repentina observada en la superficie, los ingenieros efectuaron primero una minifractura para determinar los parámetros de la formación y confirmar la inyectividad en la primera zona, lo que fue seguido por la primera etapa de estimulación.

Los ingenieros de terminación de pozos lanza-ron una esfera desde la superficie durante el lavado para aislar la primera etapa y comenzar la etapa 2. Cuando la esfera se asentó en su lugar, la presión se incrementó y los ingenieros detuvieron las bombas. Al reanudarse el bombeo, una caída de

presión repentina indicó que la válvula se había abierto y la formación fue fracturada utilizando una presión de menos de 4 800 lpc [33 MPa], según mediciones efectuadas en la superficie. Los inge-nieros atribuyen esta presión de fracturamiento baja al diseño de los orificios helicoidales de las válvulas de fracturamiento Falcon. Estos pasos se reiteraron hasta estimular las cuatro etapas, durante las cuales las presiones de iniciación de la fractura entre la etapa 1 y la etapa 4 fueron de 5 100, 4 800, 5 800 y 5 500 lpc [35, 33, 40 y 38 MPa] respectivamente (abajo). El hecho de que las pre-siones fueran diferentes en cada etapa es una indi-cación clara de que se trataron las cuatro etapas.

A diferencia de la mayoría de los otros pozos del área, el pozo tratado pudo refluir de inme-diato y sin levantamiento artificial. La produc-ción fue entre 8 y 10 veces mayor que la de un pozo vecino vertical y se esperaba que triplicara a la de un pozo horizontal sin estimular. Al cabo de cinco semanas, dado que las tasas de flujo eran más altas que las de otros pozos del campo, el ope-rador pudo hacer producir el pozo utilizando una bomba eléctrica sumergible menos costosa que

una bomba mecánica. El tiempo de repago del pozo en el que el operador utilizó el sistema nZone se estimó en dos meses y medio, frente a los cuatro meses correspondientes al pozo horizontal sin estimular y los ocho meses registrados en los pozos verticales. El operador tiene previstos varios pozos más utilizando la tecnología MSS.19

No aplicable a todos los casosA medida que la tecnología MSS deja de ser emer-gente para convertirse en madura, la industria aún no logra tener en claro cuál es la mejor forma de aplicarla. La explotación de las lutitas ricas en hidrocarburos líquidos y de otras formaciones de permeabilidad ultra baja constituye un empren-dimiento relativamente reciente, por lo que los datos a largo plazo son inexistentes.

Por ejemplo, mientras en la última década los ingenieros duplicaron la longitud de los tramos late-rales en la lutita Bakken, el número de etapas de estimulación se incrementó en 10 veces. Al mismo tiempo, al incrementarse las longitudes de los tramos laterales, los operadores en general reduje-ron el espaciamiento entre las etapas y el volumen de apuntalantes y fluidos bombeados por etapa. Y si bien los datos parecen indicar un límite para la tasa de retorno de la inversión a partir de más etapas por pozo —alrededor de 37 etapas en la lutita Bakken— el análisis económico a largo plazo de estas extensiones productivas actual-mente es imposible; estos pozos no han produ-cido durante bastante tiempo para generar datos suficientes para un análisis de curvas de declina-ción válido.20

De un modo similar, la industria todavía está aprendiendo cómo aprovechar al máximo a las lutitas. Por ejemplo, la industria todavía no conoce totalmente los mecanismos de almacena-miento de la lutita Eagle Ford y los factores que diferencian una buena área productiva de un área mediocre.21 Sólo los datos recolectados con el tiempo responderán a las preguntas económicas y de yacimientos de los recursos no convenciona-les, aunque surjan tecnologías para aprovechar ese conocimiento. —RvF