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Las fibras han sido utilizadas en la industriadesde la antigüedad. Los antiguos egipciosempleaban paja y cerda de caballo para reforzarlos ladrillos de barro. Las primitivas casas de loschinos y de los japoneses muestran evidenciasde tapetes de paja utilizados para proveersoporte estructural.1 No obstante, hasta la intro-ducción de las fibras sintéticas al mercado acomienzos del siglo XX, las aplicaciones comer-ciales estaban limitadas por las propiedades delas fibras naturales.
Hoy en día, se dispone de una gran variedadde fibras manufacturadas, hechas en su mayorparte de polímeros, metales, vidrio o carbono.Estas fibras poseen propiedades que están revo-lucionando numerosas industrias, en especial laingeniería civil, la medicina, la industria de laindumentaria y el transporte. La industria delpetróleo y el gas, especialmente el sector de ser-vicios de bombeo, también se está beneficiandocon los nuevos materiales fibrosos.
A comienzos de la década de 1960, los inge-nieros comenzaron a agregar fibras de nylon—como refuerzo estructural—a los cementos utili-
zados en los pozos. Las fibras transmiten esfuer-zos localizados en forma más uniforme a lo largode toda la matriz de cemento; en consecuencia,el cemento fraguado es menos susceptible a laformación de fisuras y a la trituración por losesfuerzos soportados durante las operaciones dedisparos.2
En la década de 1990, Schlumberger intro-dujo el cemento con fibras de avanzadaCemNET, que empleaba fibras de vidrio paraprevenir pérdidas de circulación.3 A medida queuna lechada de cemento CemNET fluye dentrode una zona de pérdida de circulación duranteuna operación de cementación primaria, lasfibras forman una red a modo de puente y limi-tan la pérdida de lechada del espacio anular a laformación. Esta tecnología ayuda a los operado-res a llenar completamente el espacio anularcon cemento, mejorando el aislamiento porzonas y evitando las operaciones de cementa-ción con fines de remediación.4
Las fibras también se utilizan para permitirel contraflujo de apuntalante, un serio problemaasociado con el fracturamiento hidráulico.5 Si el
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Nuevas fibras para tratamientos de fracturamiento hidráulico
Craig H. BivinsBivins Operating CompanyTyler, Texas, EUA
Curtis BoneyChris FreddJohn LassekPhil SullivanSugar Land, Texas
John EngelsHouston, Texas
Eugene O. FielderDevon EnergyOklahoma City, Oklahoma, EUA
Tim GorhamChevronBakersfield, California, EUA
Tobias JuddCiudad de México, México
Alfredo E. Sánchez MogollónReynosa, México
Lloyd TaborOklahoma City, Oklahoma
Ariel Valenzuela MuñozPEMEX Exploración y ProducciónReynosa, México
Dean WillbergMoscú, Rusia
Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Ali Mazen, Sugar Land, Texas, EUA, y aDharmesh Prasad, Moscú, Rusia.CemNET, FiberFRAC, FracCADE, POD y PropNET son marcas de Schlumberger.
El transporte eficaz de apuntalante es esencial para el éxito de un tratamiento de fracturamiento
hidráulico. Mientras los fluidos de fracturamiento convencionales dependen de las altas viscosidades
de los fluidos, una nueva tecnología emplea fibras sintéticas que proveen una excelente capacidad de
transporte de apuntalante con bajas viscosidades de fluidos. Esta tecnología, que ha mejorado la
productividad de los pozos en numerosos campos petroleros, ofrece más flexibilidad a los ingenieros a
la hora de diseñar tratamientos de fracturamiento.
Las fibras han sido utilizadas en la industriadesde la antigüedad. Los antiguos egipciosempleaban paja y cerda de caballo para reforzarlos ladrillos de barro. Las primitivas casas de loschinos y de los japoneses muestran evidenciasde tapetes de paja utilizados para proveersoporte estructural.1 No obstante, hasta la intro-ducción de las fibras sintéticas al mercado acomienzos del siglo XX, las aplicaciones comer-ciales estaban limitadas por las propiedades delas fibras naturales.
Hoy en día, se dispone de una gran variedadde fibras manufacturadas, hechas en su mayorparte de polímeros, metales, vidrio o carbono.Estas fibras poseen propiedades que están revo-lucionando numerosas industrias, en especial laingeniería civil, la medicina, la industria de laindumentaria y el transporte. La industria delpetróleo y el gas, especialmente el sector de ser-vicios de bombeo, también se está beneficiandocon los nuevos materiales fibrosos.
A comienzos de la década de 1960, los inge-nieros comenzaron a agregar fibras de nylon—como refuerzo estructural—a los cementos utili-
zados en los pozos. Las fibras transmiten esfuer-zos localizados en forma más uniforme a lo largode toda la matriz de cemento; en consecuencia,el cemento fraguado es menos susceptible a laformación de fisuras y a la trituración por losesfuerzos soportados durante las operaciones dedisparos.2
En la década de 1990, Schlumberger intro-dujo el cemento con fibras de avanzadaCemNET, que empleaba fibras de vidrio paraprevenir pérdidas de circulación.3 A medida queuna lechada de cemento CemNET fluye dentrode una zona de pérdida de circulación duranteuna operación de cementación primaria, lasfibras forman una red a modo de puente y limi-tan la pérdida de lechada del espacio anular a laformación. Esta tecnología ayuda a los operado-res a llenar completamente el espacio anularcon cemento, mejorando el aislamiento porzonas y evitando las operaciones de cementa-ción con fines de remediación.4
Las fibras también se utilizan para permitirel contraflujo de apuntalante, un serio problemaasociado con el fracturamiento hidráulico.5 Si el
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apuntalante fluye fuera de una fractura hidráu-lica y se introduce en la tubería de revestimiento,la productividad del pozo declina y se puedenproducir daños en la tubería de revestimiento,las válvulas de control y el equipo de boca depozo. Bombeadas junto con el apuntalante en unfluido de fracturamiento, las fibras forman unared que estabiliza el empaque de apuntalante(abajo).6 A fin de conservar la integridad delempaque de apuntalante, las fibras deben mante-nerse suficientemente estables para permaneceren su lugar durante toda la vida productiva delpozo. Hoy en día, existen tres aditivos de empa-que de apuntalante para tratamientos defracturamiento hidráulico PropNET, hechos defibras de vidrio o de polímero, que satisfacen unaamplia variedad de condiciones de pozo.
Recientemente, los investigadores deSchlumberger descubrieron que, además de
estabilizar un empaque de apuntalante, lasfibras podían mejorar las capacidades de trans-porte de apuntalante de los fluidos defracturamiento. El desarrollo de este concepto,tanto en el laboratorio como en el campo, pro-movió la introducción de la tecnología de fluidosde fracturamiento a base de fibras FiberFRAC.
Este artículo describe cómo las fibras mejo-ran el transporte de apuntalante, analiza lasventajas prácticas de la utilización de fibras ymuestra cómo esta tecnología puede emplearsepara mejorar los tratamientos de fracturamientohidráulico. Algunos ejemplos de campo de Cali-fornia, el este de Texas, la zona central de EUA yel norte de México ilustran los beneficios de latecnología de fibras.
Cómo las fibras previenen el asentamiento del apuntalanteLos tratamientos de fracturamiento hidráulicocomprenden dos etapas de fluidos básicas.Durante la primera etapa, un fluido colchón, queno contiene apuntalante, se bombea a través delos disparos de la tubería de revestimiento a unrégimen y una presión suficientes como para
provocar la ruptura de la formación y crear unafractura. En la segunda etapa, la lechada deapuntalante, transporta el apuntalante a travésde los disparos hacia el interior de la fracturaabierta. Cuando el bombeo se detiene, la frac-tura se cierra sobre el apuntalante. Durante lainyección y el cierre de la fractura, la velocidadde asentamiento del apuntalante incide signifi-cativamente sobre la geometría final de lafractura apuntalada.7
Las altas velocidades de sedimentaciónhacen que el apuntalante se concentre en laparte inferior de una fractura antes de que éstase cierre. En casos extremos, las partículas deapuntalante forman agrupamientos que impidenla inyección ulterior de fluido. En cualquiera deambas situaciones, el apuntalante no llena com-pletamente la fractura y la productividad delpozo se ve desfavorablemente afectada. Contra-riamente, las bajas velocidades de sedimenta-ción favorecen la distribución completa y unifor-me del apuntalante a través de toda la fractura yproveen el máximo potencial para la estimula-ción del yacimiento y el mejoramiento de la pro-ductividad (arriba).
> Fibras para tratamientos de fracturamiento hi-dráulico PropNET en un empaque de apuntalante.Durante las etapas de limpieza y producción delpozo, la red de fibras impide el flujo de apuntalantefuera de la fractura.
1. Li VC: “Large Volume, High-Performance Applications ofFibers in Civil Engineering,” Journal of Applied PolymerScience 83, no. 2 (2002): 660–686.
2. Carter LG, Slagle KA y Smith DK: “Stress CapabilitiesImproved by Resilient Cement,” API Drilling andProduction Practices. Washington, DC: AmericanPetroleum Institute (1968): 29–37.
3. Low N, Daccord G y Bedel J-P: “Designing FiberedCement Slurries for Lost Circulation Applications: CaseHistories,” artículo de la SPE 84617, presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Denver, 5 al 8 de octubre de 2003.
4. Abbas R, Jarouj H, Dole S, Junaidi EH, El-Hassan H,Francis L, Hornsby L, McCraith S, Shuttleworth N, vander Plas K, Messier E, Munk T, Nødland N, Svendsen RK,Therond E y Taoutaou S: “Una red de seguridad paracontrolar las pérdidas de circulación,” Oilfield Review15, no. 4 (Primavera de 2004): 20–29.
5. Los apuntalantes son partículas dimensionadas que semezclan con el fluido de fracturamiento para mantenerlas fracturas abiertas después de efectuar un tratamiento
de fracturamiento hidráulico. Además de los granos dearena naturales, se pueden utilizar apuntalantes fabri-cados por el hombre o especialmente diseñados, talescomo arena recubierta de resina o materiales cerámicosde alta resistencia como la bauxita sinterizada. Losmateriales de los apuntalantes se almacenan cuidado-samente para conservar su tamaño y esfericidad y asíproveer un conducto eficaz para el flujo de fluido desdeel yacimiento hacia el interior del pozo.
6. Card RJ, Howard PR y Fèraud J-P: “A Novel Technologyto Control Proppant Backproduction,” artículo de la SPE31007, SPE Production and Facilities 110, no. 4(Noviembre de 1995): 271–276.Armstrong K, Card R, Navarrette R, Nelson E, Nimerick K,Samuelson M, Collins J, Dumont G, Priaro M, WasylyciaN y Slusher G: “Advanced Fracturing Fluids Improve WellEconomics,” Oilfield Review 7, no. 3 (Otoño de 1995):34–51.
7. Constein VG: “Fracturing Fluid and ProppantCharacterization,” en Economides MJ y Nolte KG (eds):Reservoir Stimulation, 2da edición, Englewood Cliffs,Nueva Jersey, EUA: Prentice Hall (1989): 5-1–5-23.
Fluido de fracturamiento Zonaproductiva
Tubería de revestimiento
Apuntalante
Zonaproductiva
Tubería de revestimiento
Apuntalante
Fluido de fracturamiento
> Efectos de las velocidades de asentamiento del apuntalante. Las velocidades de asentamiento elevadas hacen que el apuntalante se concentre en la parteinferior de una fractura antes de que ésta se cierre (izquierda). Las velocidades de asentamiento bajas favorecen la distribución completa y uniforme delapuntalante a través de toda la fractura (derecha).
El transporte de apuntalante en los fluidos defracturamiento convencionales se rige por unacompleja combinación de parámetros, inclu-yendo el tamaño y la densidad de las partículas,las dimensiones de las fracturas y las propieda-des reológicas de los fluidos base. La viscosidaddel fluido es de particular importancia porqueprovee resistencia al asentamiento por atraccióngravitatoria y ayuda a transportar el apuntalantea lo largo de una fractura. Varios estudios haninvestigado las velocidades de sedimentación delos apuntalantes en función de la viscosidad delfluido.8 A raíz de estos estudios y de la experien-cia de campo, surgió un patrón clave sobre laviscosidad del fluido: con respecto a los fluidosde fracturamiento convencionales, la viscosidadmínima del fluido para asegurar el transporteadecuado del apuntalante es de aproximada-mente 100 cP a una tasa de corte de 100 s–1.9
La viscosidad del fluido de fracturamientotambién afecta la geometría de la fractura. Amedida que aumenta la viscosidad del fluido,aumenta el ancho de la fractura. Lamentable-mente, la presión de tratamiento de fondo depozo también se incrementa, lo que puede pro-
vocar el crecimiento vertical excesivo de la frac-tura. Si la fractura crece más allá de la zonaproductiva introduciéndose en los niveles noproductivos o productores de agua, la eficienciageneral del tratamiento de fracturamiento sedeteriora (arriba).
En consecuencia, los ingenieros deben dise-ñar fluidos de fracturamiento que transporten elapuntalante en forma eficaz, manteniendo almismo tiempo las fracturas dentro de las zonasproductivas. En muchas áreas, es difícil lograrambos objetivos, lo que a veces obliga a los inge-nieros a hacer concesiones que se traducen enresultados subóptimos. Afortunadamente, lasfibras ofrecen una solución para este dilema.
El agregado de fibras a una suspensión defluido y partículas modifica notablemente elcomportamiento de las partículas con respecto asu asentamiento. Cuando no hay fibras presen-tes, el asentamiento en general responde a la leyde Stokes.10 La velocidad a la que las partículascaen a través de un fluido es directamente propor-cional al tamaño y densidad de las partículas einversamente proporcional a la viscosidad del flui-do. A medida que se produce la sedimentación, se
forma un límite definido entre la capa de partícu-las y el fluido que se encuentra por encima de ella.
Habiendo fibras presentes, la ley de Stokesya no se mantiene. Las fibras interfieren con laspartículas, lo que obstaculiza físicamente suviaje en sentido descendente. Al avanzar la sedi-mentación, no se forma ningún límite definidoentre las partículas y el líquido; en cambio, lamezcla de fibras y partículas se comprime lenta-mente dejando atrás poco fluido. Este tipo decomportamiento se conoce como sedimentaciónde Kynch (próxima página, extremo superior).11
El beneficio práctico de la sedimentación deKynch es que la viscosidad del fluido desempeñaun rol mucho menos importante con respecto a ladeterminación de la velocidad de sedimentaciónde las partículas. Los experimentos demuestranque, con una viscosidad de fluido base dada, lasfibras reducen la velocidad de sedimentación delapuntalante en más de un orden de magnitud. Deun modo equivalente, a una velocidad de sedi-mentación dada, la viscosidad del fluido baserequerida también disminuye aproximadamenteen un orden de magnitud (próxima página,extremo inferior). En efecto, en términos de sedi-mentación de las partículas, se puede considerarque las fibras proveen la viscosidad virtual delfluido. El empleo de la tecnología FiberFRACreduce la importancia de la viscosidad del fluidobase como determinante de la velocidad de sedi-mentación, lo que otorga más flexibilidad a losingenieros a la hora de diseñar un tratamiento defracturamiento hidráulico.
Optimización de las fibras para el transporte de apuntalantePara que las fibras resulten adecuadas para eltransporte del apuntalante, deben poseer lacombinación correcta de longitud, diámetro, fle-xibilidad y estabilidad térmica. Deben resultarfáciles de dispersar en una lechada de apunta-lante y poder pasar a través del equipo debombeo, las tuberías y los disparos sin romperseni formar obturaciones. Las fibras no se puedenseparar del apuntalante durante el emplaza-miento. Después del emplazamiento, debenmantenerse estables hasta que la fractura se cie-rre. Sin embargo, a diferencia de las fibrasPropNET, las fibras utilizadas para el transportede apuntalante deberían disolverse después delcierre de la fractura para maximizar la conducti-vidad del empaque de apuntalante.
Los científicos de Schlumberger experimen-taron con diversos tipos de fibras antes de encon-trar los productos que lograran satisfacer todosestos requisitos. Con tales fines, seleccionaron dosfibras a base de polímeros que cubren dos rangosde temperatura de yacimiento: 66°C a 121°C
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Zonaproductiva
Tubería de revestimiento
Zonaproductiva
Tubería de revestimiento
Fractura apuntalada
Fractura apuntalada
Fluido de fracturamiento
Fluido de fracturamiento
> Efecto de la viscosidad sobre la geometría de la fractura y el emplazamien-to del apuntalante. La viscosidad excesiva del fluido produce el crecimientovertical de la fractura más allá de la zona productiva, lo que favorece elasentamiento del apuntalante y la producción subóptima (extremo superior).Los fluidos con viscosidades más bajas reducen el crecimiento vertical de lafractura (extremo inferior). El agregado de fibras ayuda a mantener en sus-pensión el apuntalante hasta que la fractura se cierra.
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[150°F a 250°F] y 121°C a 204°C a [250°F a400°F]. Durante el desarrollo de la tecnologíaFiberFRAC, dos evaluaciones de laboratorio resul-taron de particular importancia: la prueba de ranu-ra y la prueba de conductividad del empaque deapuntalante.
Una prueba de ranura es una técnica delaboratorio dinámica diseñada para evaluar eltransporte de apuntalante. El instrumento deprueba posee una ranura transparente quesimula una fractura de 2.44 m de longitud por30.4 cm de alto y 0.47 cm de ancho [8 pies delongitud, por 1 pie de alto y 5⁄16 pulgadas deancho]. La lechada de apuntalante fluye a travésde un orificio que simula un disparo y luego pasapor la ranura, permitiendo la observación ymedición de la eficiencia del transporte deapuntalante. En una prueba se comparó eldesempeño de la lechada convencional con el dela lechada FiberFRAC, utilizando cada una elmismo fluido base. Se agregó apuntalante demalla 20/40, con una concentración de 0.9 kg[2 lbm], a cada galón americano [3.8 L] de fluidode fracturamiento (2 laa).12 Las velocidades de
8. Novotny EJ: “Proppant Transport,” artículo de la SPE6813, presentado en la Conferencia y Exhibición TécnicaAnual de la SPE, Denver, 9 al 12 de octubre de 1977.Roodhart LP: “Proppant Settling in Non-NewtonianFracturing Fluid,” artículo de las SPE/DOE 13905,presentado en el Simposio sobre Yacimientos de Gas deBaja Permeabilidad de las SPE/DOE, Denver, 9 al 12 demarzo de 1985.Acharya A: “Particle Transport in Viscous andViscoelastic Fracturing Fluids,” artículo de la SPE 13179,SPE Production Engineering 1, no. 2 (Marzo de 1984):104–110.
9. La tasa de corte, γ. , es el gradiente de velocidad medidoa lo largo del diámetro de un canal de flujo de fluido, talcomo un tubo, un espacio anular u otra forma. En lamayoría de los viscosímetros de los campos petroleros,la tasa de corte es la diferencia de velocidad entre unacamisa rotativa y un cilindro (o balancín) instalado enforma concéntrica dentro de la camisa. Cuando hayfluido presente en el espacio anular existente entre elbalancín y la camisa, el balancín experimenta unesfuerzo de torsión cuando la camisa rota. Este esfuerzose conoce como esfuerzo de corte, τ. La viscosidad, µ,es la relación entre el esfuerzo de corte y la tasa decorte, µ = τ/γ.. La viscosidad de muchos fluidos varía conla tasa de corte. Por lo tanto, entre las especificacionesde la viscosidad se debe incluir la tasa de corte. En esteartículo, la tasa de corte para todas las viscosidades es100 s–1.
10. De acuerdo con la ley de Stokes, V =(2gr2)(d1–d2), 9µ
donde V es la velocidad de caída de las partículas(cm/s), g es la aceleración de la gravedad (cm/s2), r es elradio de las partículas equivalente (cm), d1 es la densi-dad de las partículas (g/cm3), d2 es la densidad del fluido(g/cm3) y µ es la viscosidad del fluido (dina-s/cm2).
11. Tiller FM: “Revision of Kynch Sedimentation Theory,”American Institute of Chemical Engineers Journal 27, no.5 (1981): 823–828.
12. Las concentraciones de apuntalante se expresannormalmente en “libras por galón agregado,” o laa. Laabreviatura laa indica que a cada galón de fluido defracturamiento se agrega una libra de apuntalante. Estetérmino no debe confundirse con la expresión “libraspor galón” o lbm/gal, que es más común. Durante lostratamientos de fracturamiento hidráulico, laa reflejamejor la práctica de campo. No existe ningúnequivalente métrico reconocido de laa.
LechadaFiberFRAC
Lechada deapuntalante convencional
Sedimentación queresponde a la ley de Stokes
Sedimentaciónde Kynch
0.00 % de fibra por peso de fluido0.75 % de fibra por peso de fluido1.00 % de fibra por peso de fluido1.50 % de fibra por peso de fluido2.00 % de fibra por peso de fluido
1
1
10
100
100
Sin fibras
10
Viscosidad del fluido, cP
Velo
cida
d de
ase
ntam
ient
o in
icia
l, m
m/m
in
> Ley de Stokes y sedimentación de Kynch. En los fluidos de fracturamientoconvencionales, las partículas de apuntalante se asientan de acuerdo con laley de Stokes, formando un límite definido entre la capa de apuntalante y elfluido que yace por encima de la misma (izquierda). Las lechadas de apunta-lante que contienen fibras muestran una sedimentación de tipo Kynch (de-recha). Cuando se produce la sedimentación, no se forma un límite definidoentre las partículas y el líquido; en cambio, la mezcla de fibras y apuntalante(inserto) se comprime lentamente, dejando atrás poco fluido.
> Velocidades de asentamiento del apuntalante con y sin fibras. Cuando hayfibras presentes, la velocidad de asentamiento de las partículas en una lecha-da de apuntalante es más de un orden de magnitud más lenta que la observa-da en un fluido sin fibras (azul). A una velocidad de asentamiento dada, laviscosidad del fluido base requerida también se reduce en aproximadamenteun orden de magnitud.
Fibra de baja temperatura
Fibra de alta temperatura
Temperatura, °F
70
60
50
100
90
80
40
30
20
10
0
Tiem
po d
e de
scom
posi
ción
de
las
fibra
s, d
ías
150 175 200 225 250 275 300 325 350 375 400
bombeo para la lechada convencional y lalechada FiberFRAC fueron de 101 y 66.1 L/min[26.6 y 17.4 gal/min], respectivamente. A pesar dela velocidad de bombeo más elevada, el apunta-lante en el fluido convencional se separó y cayóen el fondo de la ranura. La lechada FiberFRACse mantuvo estable, las fibras se dispersaron enforma uniforme y todo el apuntalante permanecióen suspensión durante la prueba (izquierda).Además, las fibras no se rompieron ni formaronobturaciones al pasar a través del disparo.
La conductividad del empaque de apuntalantees una función directa del espacio intersticialexistente entre las partículas de apuntalante; porlo tanto, sería ideal que las fibras FiberFRAC desa-parecieran. A diferencia de las fibras PropNET,que deben mantener una red rígida, las fibrasFiberFRAC no se necesitan después del emplaza-miento de la lechada de apuntalante y el cierre dela fractura. Por este motivo, los científicos deSchlumberger eligieron polímeros que se disuel-ven lentamente (izquierda, extremo inferior). Laspruebas de laboratorio confirmaron que, una vezque las fibras se disolvían, la conductividad delempaque de grava resultante era básicamenteidéntica a la obtenida con el mismo fluido sinfibras (próxima página, extremo superior).
Entrega en la localización del pozoLa ejecución correcta de un tratamiento de frac-turamiento hidráulico requiere la mezcla suave yestable de todos los componentes del fluido, conlas concentraciones que corresponda. Las fibrasposeen una alta relación entre la longitud y eldiámetro; en consecuencia, su agregado y disper-sión en una lechada de apuntalante puedeconstituir un verdadero reto. Afortunadamente,este problema fue encarado previamente duranteel desarrollo de la tecnología PropNET.
El mezclador programable de densidadóptima POD está provisto de un dispositivo dealimentación especial para el agregado de lasfibras a los fluidos de fracturamiento (próximapágina, extremo inferior). Este dispositivo de ali-mentación comprende una tolva en la que secargan las fibras y un taladro que mezcla lasfibras en la lechada de apuntalante a una veloci-dad constante. Durante los tratamientos demagnitud considerable, una cinta transporta-dora acarrea las fibras hacia el interior deldispositivo de alimentación.
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13. Vasudevan S, Willberg DM, Wise JA, Gorham TL, DacarRC, Sullivan PF, Boney CL y Mueller F: “Field Test of aNovel Low Viscosity Fracturing Fluid in the Lost HillsField, California,” artículo de la SPE 68854, presentadoen la Reunión Regional del Oeste de la SPE, Bakersfield,California, EUA, 26 al 30 de marzo de 2001.
Lechada FiberFRAC
Lechada de apuntalante convencional
Tanquesmezcladoresde 50 galones
2 laa de apuntalante de malla 20/40 a 17.4 gal/min
2 laa de apuntalante de malla 20/40 a 26.6 gal/min
Ranura de 1 pie x 8 pies x 5⁄16 pulgadas y disparo de 5⁄16 pulgadas
> Velocidades de descomposición de dos tipos de fibras FiberFRAC. La fibrade baja temperatura (azul) se utiliza a temperaturas que oscilan entre 150 y250°F. La fibra de alta temperatura (rojo) se utiliza a temperaturas que fluc-túan entre 250 y 400°F. Ambas fibras se descomponen en días o semanas.
> Pruebas de ranura en las que se compara el desempeño del fluido de frac-turamiento a base de fibras FiberFRAC con las lechadas de apuntalante con-vencionales. Un diagrama esquemático del instrumento ranurado (extremosuperior) indica la trayectoria del fluido. Las fotografías muestran las lecha-das de apuntalante fluyendo a través de la ranura. En ambas pruebas seutilizó el mismo fluido base con 2 laa de apuntalante cerámico de malla 20/40.La lechada FiberFRAC es estable (centro), mientras que el apuntalante de lalechada convencional (extremo inferior) cae en el fondo de la ranura.
Mezclador POD
Tolva decarga de fibras
Núcleo
Placas de compresión calentadas
Regulador decontrapresión
Pérdida de fluido
Transductor de presión
Núcleo
Estructurade la prensa
Celda deconductividad
Bombeo dela lechada
Núcleo
Empaque de apuntalante
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Las propiedades físico-químicas de las fibrasFiberFRAC y las de las fibras PropNET son diferen-tes. Por lo tanto, antes de bombear los tratamien-tos reales, fue necesario efectuar pruebas de mez-cla para verificar la adecuación del dispositivo dealimentación existente en una mezcladora POD.
Una leve recalibración del taladro compensó lasdiferentes propiedades de densidad volumétricay flujo de las fibras FiberFRAC secas. Reciénentonces se procedió a efectuar los tratamientosde campo reales.
Estimulación de la Formación Monterrey en CaliforniaChevron comenzó con las primeras aplicacionesde la tecnología FiberFRAC en el Campo LostHills, situado en California, EUA.13 La Formación
200°F 275°F
Concentración degoma guar: 18 lbm/1,000 gal
Concentración degoma guar: 20 lbm/1,000 gal
Perm
eabi
lidad
rete
nida
, %
1009080706050403020100
Sinfibras
Sinfibras
30 lbm/1,000 galde fibras FiberFRAC
30 lbm/1,000 galde fibras FiberFRAC
68% 69%66% 68%
> Servicio en la localización del pozo. Una tolva situada por encima del mezclador programable de densidad óptima POD carga las fibrasen el fluido de fracturamiento.
> Efecto de las fibras FiberFRAC sobre la conductividad del empaque deapuntalante. La prueba de conductividad (derecha) consiste en colocar unalechada de apuntalante entre dos núcleos e insertar el “sándwich” de apun-talante en una celda de conductividad. Los núcleos son calentados y compri-midos en la celda para simular las condiciones de fondo de pozo y el fluidoproveniente de la lechada de apuntalante es admitido a través de los núcleos.Después de la admisión, se bombea salmuera a través del empaque de apun-talante y se registra la caída de presión. Las fibras FiberFRAC producen unefecto mínimo sobre la conductividad del empaque de apuntalante (izquierda).En estos experimentos, se utilizó bauxita de malla 20/40 como apuntalante yel esfuerzo de cierre fue de 5,000 lpc [35 Mpa].
Monterrey productora de petróleo está compuestapor diatomita de alta porosidad—45 a 65%—yuna permeabilidad relativamente baja que oscilaentre 1 y 7 mD. La presión de yacimiento fluctúaentre 500 y 1,400 lpc [3.5 y 9.8 MPa], a una tem-peratura de fondo de pozo promedio de 51.7°C[125°F]. El espesor de la zona de interés varíaentre 152 y 366 m [800 y 1,200 pies], a una pro-fundidad promedio de aproximadamente 549 m[1,800 pies]. Las barreras de esfuerzo que se en-cuentran por encima y por debajo de la zonaproductiva son débiles y no pueden conteneruna fractura hidráulica.
El rasgo más interesante de esta diatomita essu blandura. El módulo de Young es extremada-mente bajo—50,000 a 300,000 lpc [345 a 2,070MPa]—aproximadamente un orden de magnitudmenor que el de las areniscas duras.14
Estas propiedades de las rocas dificultan elempleo de fluidos de fracturamiento convencio-nales. Las altas viscosidades de los fluidos defracturamiento reticulados generan un ancho defractura excesivo en la región vecina al pozo.Debido a la presencia de barreras débiles, existepoco control del crecimiento vertical de la frac-tura. Los tratamientos previos, que utilizabansistemas de fluido a base de goma guar reticuladocon borato de 350 cP [0.35 Pa.s], normalmente setraducían en fracturas anchas y cortas que seextendían más allá de la zona productiva. Este“efecto de globo” de la fractura también ocasio-naba significativos problemas de contraflujo deapuntalante.
Los ingenieros de Schlumberger utilizaron elprograma de diseño y evaluación de tratamientosde fracturamiento hidráulico FracCADE paradeterminar las propiedades de los fluidos requeri-das para crear fracturas más largas y más angostasque quedarían confinadas dentro de la zona pro-ductiva. Según las simulaciones, la viscosidad delfluido debería ser inferior a 100 cP [0.1 Pa.s]. A laluz de las pautas sobre transporte de apuntalantedescriptas previamente, Chevron estimuló elsiguiente grupo de pozos utilizando la tecnologíaFiberFRAC. Después de realizadas las pruebas delaboratorio preliminares, se optó por una soluciónde goma guar de comportamiento lineal (no reti-culada) de 33 cP [0.03 Pa.s] de viscosidad, comofluido base. El simulador FracCADE indicó ade-más que los tratamientos FiberFRAC requeriríanmenos apuntalante porque las fracturas seríanmás angostas y quedarían confinadas en la zonaproductiva.
Para el programa de fracturamiento hidráu-lico del Campo Lost Hills se hizo uso del mapeode fracturas a partir de los registros con incli-nómetros de superficie llevados a cabo porChevron durante el fracturamiento con fluidosconvencionales.15 La compañía también instalóinclinómetros en los siete tratamientos realizadoscon tecnología FiberFRAC, lo que proporcionó alos ingenieros una oportunidad excepcional paracomparar las fracturas creadas por ambos tiposde fluidos.
Los siete tratamientos involucraron múl-tiples zonas en dos pozos (abajo, a la izquierda).
El Pozo A fue tratado en cuatro etapas, el Pozo Ben tres. Se utilizaron tapones puente para pro-veer aislamiento por zonas entre las etapas. Losdisparos fueron orientados para inducir el creci-miento de la fractura en la dirección preferida.16
Los tratamientos FiberFRAC fueron bombea-dos con éxito sin que las fibras obstaculizaran losdisparos y sin que surgieran dificultades en elemplazamiento del apuntalante dentro de lasfracturas. El análisis de los datos de los inclinó-metros indicó que la longitud promedio de lafractura era de 55.5 m [182 pies], comparada con44.2 m [145 pies] en el caso de los tratamientosconvencionales. Según lo indicado por las simula-ciones, se requería mucho menos apuntalantepara lograr las fracturas más largas: 2,530 kg pormetro de intervalo [1,700 lbm de apuntalante porpie], contra 3,130 a 3,730 kg por metro [2,100 a2,500 lbm por pie] para las operaciones conven-cionales.
Transcurridos 90 días, los regímenes de pro-ducción de los pozos tratados con fluidosconvencionales y fluidos cargados de fibras fue-ron los mismos; no obstante, los pozos tratadoscon fluidos FiberFRAC requirieron 30% menosde apuntalante. En un pozo típico del CampoLost Hills, esto equivale a obtener los mismosregímenes de producción con 327,000 kg[720,000 lbm] menos de apuntalante (abajo, a laderecha). Además, debido a la reducción delancho de la fractura en la zona vecina al pozo, elcontraflujo de apuntalante durante la produc-ción fue escaso o inexistente.
42 Oilfield Review
> Exposición general del tratamiento para los pozos A y B del CampoLost Hills, California, EUA.
Intervalos disparados, pies
Volumen totalde arena, lbmVolumen totalde fluido, gal
1,252,000
327,000
1,230,000
334,000
Pozo A Pozo B
2,610 a 2,6202,340 a 2,3502,120 a 2,1301,750 a 1,760
2,835 a 2,8452,630 a 2,640, 2,660 a 2,6702,420 a 2,430, 2,460 a 2,470
Etapa 1Etapa 2Etapa 3Etapa 4
Densidad de losdisparos, tiros/pie
Temperatura estáticade fondo de pozo, °F
Tamaño delpozo, pulgadas
Profundidad total, pies
4
125
8.75
2,860
4
125
8.75
3,181
> Producción promedio de los pozos del Campo Lost Hills, tratados con flui-dos convencionales y con fluidos FiberFRAC. Los gastos están normalizadoscon respecto al volumen de apuntalante emplazado en las fracturas. Des-pués de 90 días, los pozos tratados con fluidos FiberFRAC demostraron serproductores más eficientes que sus contrapartes convencionales.
70
60
50
40
30
20
10
30 días promedio 60 días promedio 90 días promedio0
Prod
ucci
ón d
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tróle
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omed
iobb
l/día
1,00
0 lb
m d
e ap
unta
lant
e/pi
e de
inte
rval
o
Fibra, 1,700 lbm de apuntalante/pie de intervaloFluido reticulado, 2,100 lbm de apuntalante/pie de intervaloFluido reticulado, 2,500 lbm de apuntalante/pie de intervalo
Otoño de 2005 43
Mejoramiento de la producción en la Formación Cotton Valley InferiorLa Formación Cotton Valley Inferior del este deTexas y norte de Luisiana, EUA, está compuestapor areniscas productoras de gas, laminadas ydelgadas, intercaladas entre capas de lutita. Lapermeabilidad oscila entre 0.001 y 0.05 mD. Lasformaciones productoras de gas con permeabili-dades tan bajas suelen clasificarse como forma-ciones gasíferas compactas. Las profundidades delos yacimientos oscilan entre 3,048 y 4,270 m[10,000 y 14,000 pies] y las temperaturas de fondode pozo varían entre 93 y 182°C [200 y 340°F]. Elmódulo de Young de la arenisca es de 5,000,000 lpc[34,470 MPa]; es decir, supera al de la diatomitadel Campo Lost Hills mencionada previamente enmás de un orden de magnitud.
Para esta situación geológica, los principalesdesafíos que plantea el diseño de los tratamien-tos de fracturamiento incluyen la necesidad decrear fracturas largas, con crecimiento verticallimitado, buena cobertura de apuntalante a lolargo de toda la superficie de la fractura y dañomínimo del empaque de apuntalante. Además, elfluido de fracturamiento debe ser estable a altastemperaturas.
En esta formación, muchos operadores hanrealizado tratamientos de fracturamientohidráulico masivos convencionales utilizandofluidos a base de polímeros reticulados. Lamen-tablemente, estos tratamientos a menudo creanfracturas grandes que ingresan en las zonas noproductivas y requieren volúmenes de polímeroy apuntalante considerables, lo que reduce laviabilidad económica de las operaciones de esti-mulación.
En el otro extremo del espectro de viscosidad,los tratamientos de fracturamiento con aguaaceitosa—agua más un reductor de fricción—constituyen un método de estimulacióngeneralizado para esta formación.17 La viscosidaddel agua aceitosa es de aproximadamente 1 cP.Para que se ejerza suficiente esfuerzo para ini-ciar y propagar una fractura durante la etapa defluido colchón, y para transportar el apuntalante,se requieren altas velocidades de bombeo, nor-malmente superiores a 7.9 m3/min [50 bbl/min].La concentración de apuntalante en el fluido esbaja, usualmente menor que 2 laa. El tamaño delapuntalante suele ser pequeño—malla de40/70—para minimizar la velocidad de sedimen-tación según la ley de Stokes. Este método esmucho menos oneroso que el fracturamientohidráulico masivo y ha permitido expandir consi-derablemente el número de pozos que puedenestimularse en forma económica. Sin embargo,las investigaciones ulteriores revelaron que,luego de normalizados en función de las condicio-nes del yacimiento y del sistema de producción,los pozos estimulados de esta manera, resultaronmenos productivos que los pozos tratados enforma convencional.18 A pesar de sus altas veloci-dades de bombeo, tamaños pequeños y bajasconcentraciones, los apuntalantes tienden aasentarse relativamente cerca del pozo, lo quelimita la longitud efectiva de la fractura.
Ni los tratamientos convencionales ni los queutilizan agua aceitosa pueden abordar todos losretos de estimulación que plantea la FormaciónCotton Valley. Esta área requiere un fluido de frac-turamiento de baja viscosidad que transporte elapuntalante en forma eficaz. Luego del éxitologrado con los fluidos de fracturamiento cargadosde fibras en California, se propuso la tecnologíaFiberFRAC para la Formación Cotton Valley.19 Laprimera aplicación tuvo lugar en el Campo Okio,operado por Bivins Operating Company. La pro-fundidad del yacimiento productivo oscilaba entre3,960 y 4,270 m [13,000 y 14,000 pies] y la tempe-ratura de fondo de pozo era de 127°C [260°F].
El análisis petrofísico indicó que, debido al altomódulo de Young, la viscosidad mínima del fluidonecesaria para lograr una fractura hidráulica, cuyoancho fuera suficiente para el emplazamiento de
las fibras, era de 50 cP [0.05 Pa.s]. Para evitar elcrecimiento vertical excesivo de la fractura, ellímite superior de viscosidad del fluido fue de150 cP [0.15 Pa.s]. A una temperatura de fluido de260°F, un fluido a base de goma guar reticuladocon borato satisfacía estos requisitos. La concen-tración del polímero fue de 2.2 kg/m3 [18 lbm/1,000galones americanos]. Sin la presencia de fibras, senecesitarían 30 a 35 lbm de goma guar por 1,000galones americanos [3.6 a 4.2 kg/m3] para lograrun transporte de apuntalante adecuado. Ademásde reducir el costo del fluido, la utilización demenos polímero mejora la conductividad delempaque de apuntalante y aumenta la productivi-dad de los pozos.20
Los tratamientos FiberFRAC se llevaron acabo en un grupo de pozos vecinos con carac-terísticas litológicas similares (izquierda). Laspermeabilidades y los espesores para ambospozos, expresadas en forma conjunta como kh,eran básicamente iguales: 0.30 y 0.28 mD-pie.21
14. El módulo de Young, E, es una constante elástica queindica cómo se deforma un material cuando essometido a esfuerzo. La resistencia de un material a ladeformación aumenta con el valor de E.VanVlack LH: A Textbook of Materials Technology.Reading, Massachusetts, USA: Addison Wesley (1973):11–12.
15. El mapeo de fracturas con inclinómetros de superficiemide directamente la orientación, volumen, geometría ylocalización aproximada de las fracturas. Los inclinó-metros miden los cambios minúsculos producidos en lainclinación de la superficie, en varios puntos alrededordel pozo, durante la ejecución de un tratamiento defracturamiento hidráulico. Estos instrumentos operancomo el nivel de un carpintero. Los datos de los inclinó-metros son analizados para determinar los parámetrosde fracturamiento que producirían el campo dedeformación observado.Barree RD, Fisher MK y Woodroof RA: “A PracticalGuide to Hydraulic Fracture Diagnostic Technologies,”artículo de la SPE 77442, presentado en la Conferencia yExhibición Técnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas,EUA, 29 de septiembre al 2 de octubre de 2002.
16. Acock A, Heitmann N, Hoover S, Zia Malik B, Pitoni E,Riddles C y Solares JR: “Métodos de control de laproducción de arena sin cedazos,” Oilfield Review 15,no. 1 (Verano de 2003): 40–57.
17. Mayerhofer MJ y Meehan DN: “Waterfracs: Resultsfrom 50 Cotton Valley Wells,” artículo de la SPE 49104,presentado en la Conferencia y Exhibición TécnicaAnual de la SPE, Nueva Orleáns, 27 al 30 de septiembrede 1998.
18. England KW, Poe BD y Conger JG: “ComprehensiveEvaluation of Fractured Gas Wells Utilizing ProductionData,” artículo de la SPE 60285, presentado en laReunión Regional de las Montañas Rocallosas y elSimposio sobre Yacimientos de Baja Permeabilidad dela SPE, Denver, 12 al 15 de marzo de 2000.
19. Engels JN, Martínez E, Fredd CN, Boney CL y Holms BA:“A Mechanical Methodology of Improved ProppantTransport in Low-Viscosity Fluids: Application of a Fiber-Assisted Transport Technique in East Texas,”artículo de la SPE 91434, presentado en la ReuniónRegional del Este de la SPE, Charleston, Virginia Oeste,EUA, 15 al 17 de septiembre de 2004.
20. Nimerick KH, Temple HL y Card RJ: “New pH-BufferedLow-Polymer Borate-Crosslinked Fluids,” artículo de laSPE 35638, presentado en la Conferencia de Tecnologíadel Gas de la SPE, Calgary, 28 de abril al 1° de mayo de1996.
21. El término kh es el producto de la permeabilidad de laformación (k) por el espesor (h), expresado en mD-pie:se lo conoce como capacidad de flujo.
Pozo 1
Lutita
Arenisca
Caliza
Dolomía
Pozo 2
Lutita
Arenisca
Caliza
Dolomía
> Litología de los Pozos 1 y 2 en la FormaciónCotton Valley Inferior. Los registros confirman lapresencia de una serie de areniscas casi idén-tica en los dos pozos.
Gast
o de
gas
, mill
ón d
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ía
1.0
Tiempo, días0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130
10.0
0.1
Pozo 1 – tecnología a base de fibrasPozo 2 – fractura con agua aceitosa
100
80
60
40
Prod
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Tiempo, días120 150 180
Datos de producción de pozos con tecnología FiberFRAC
Datos de producción de pozos vecinos
El Pozo 1 fue tratado con fluido cargado defibras; en el Pozo 2 se utilizó agua aceitosa. Parael Pozo 1, los ingenieros bombearon el sistemade goma guar reticulado con borato, a razón de18 lbm/1,000 galones americanos, y las lechadasde apuntalante contenían entre 1 y 6 laa dearena de malla 20/40. En promedio, se emplaza-ron 176,900 kg [390,000 lbm] de apuntalantedurante cada tratamiento. Por el contrario, laslechadas de apuntalante de los tratamientos conagua aceitosa contenían entre 0.25 y 4 laa dearena de malla 40/70 y el volumen promedio deapuntalante emplazado fue de 90,700 kg[200,000 lbm].
La producción inicial del Pozo 1 fue de87,800 m3/d [3.1 millones de pies3/d], mientrasque el Pozo 2 tuvo una producción de 19,800 m3/d[0.70 millón de pies3/d]. Luego de 90 días deproducción, el Pozo 1 produjo un promedio de53,800 m3/d [1.9 millón de pies3/d], mientras queel régimen de producción promedio del Pozo 2fue de 18,700 m3/d [0.66 millón de pies3/d].Durante este período, la producción acumuladade gas del Pozo 1 superó en siete veces a la delPozo 2 (abajo).
Hasta la fecha, se han realizado más de 120tratamientos FiberFRAC en el este de Texas yLuisiana. Se han emplazado más de 10 millones
de kg [22 millones de lbm] de apuntalante, utili-zando más de 26,500 m3 [7 millones de galones]de fluido cargado de fibras. Las temperaturas defondo de pozo variaron entre 93 y 182°C [197 y339°F], bombeándose la mayoría de los trata-mientos a una temperatura de aproximadamente129°C [265°F]. El tratamiento cargado de fibrasmás grande realizado hasta la fecha emplazó385,000 kg [850,000 lbm] de apuntalante.
Mejoramiento de la producción de gas en la lutita BarnettLa lutita Barnett corresponde a los campos de gasen tierra firme de crecimiento más rápido de losEstados Unidos. Devon Energy opera 222,530 ha[550,000 acres] en la Cuenca Fort Worth delnorte de Texas. La lutita Barnett, cuyo espesorvaría entre 60 y 180 m [200 y 600 pies], es aúnmás compacta que la arenisca de la FormaciónCotton Valley Inferior. La permeabilidad es de0.0001 mD y el módulo de Young oscila entre 2 y3 millones lpc [13,790 y 20,680 MPa]. La profun-didad promedio es de 2,440 m [8,000 pies] y latemperatura de fondo de pozo, 93°C [200°F].
La historia de estimulación de la lutita Barnettes similar a la de la arenisca de la FormaciónCotton Valley Inferior. Los operadores inicial-mente efectuaron tratamientos de fracturamientohidráulico masivos para los que utilizaron fluidoscon altas concentraciones de polímeros y aproxi-madamente 680,400 kg [1.5 millón de libras] deapuntalante. Los costos del tratamiento eran ele-vados y la producción consiguiente a menudoresultaba insuficiente para justificar el desarrollocomercial de la lutita Barnett.
Para reducir los costos del tratamiento,muchos operadores optaron por los fluidos defracturamiento con agua aceitosa.22 Los trata-mientos con arena más pequeños, que consistíannormalmente en unas 200,000 lbm de apunta-lante y un volumen mayor de líquido, resultaronpromisorios y permitieron incrementar sustan-cialmente el número de pozos con posibilidadesde ser estimulados en forma económica. No obs-tante, ciertas áreas no satisfacían su potencial deproducción. La recuperación final estimada(EUR, por sus siglas en inglés) de las áreas pro-blemáticas era generalmente superior a 28millones de m3 [1,000 millones de pies3].23 Enestas formaciones compactas, la longitud de lafractura determina en gran medida la productivi-dad de los pozos. Dado que el agua aceitosa poseeuna capacidad de transporte limitada, las longitu-des efectivas de las fracturas no resultabansuficientes para lograr la productividad deseada.
Con el fin de obtener una distribución deapuntalante más efectiva y mejorar la productivi-dad de los pozos, Devon Energy utilizó fluidos de
44 Oilfield Review
> Producción después la estimulación en la lutita Barnett. Los pozos estimu-lados con fluido FiberFRAC (azul) mostraron un desempeño superior a losestimulados con agua aceitosa (rojo). Una vez normalizados con respecto alespesor del intervalo, los pozos tratados con tecnología FiberFRAC duplica-ron su producción.
> Producción de gas proveniente de los Pozos 1 y 2 en la Formación Cotton Valley Inferior. El pozoestimulado con fluido de fracturamiento cargado de fibras (azul oscuro) produjo un volumen de gasconsiderablemente mayor, durante los primeros 130 días de producción, que el pozo estimulado conagua aceitosa (gris).
Otoño de 2005 45
fracturamiento cargados de fibras. El fluido defracturamiento era un sistema de goma guar reti-culado con borato, con una concentración depolímero de 18 lbm/1,000 galones americanos. Laconcentración de apuntalante oscilaba entre 0.5 y3 laa. El tratamiento implicó el emplazamiento de245,000 kg [540,000 lbm] de arena de malla 20/40.Luego de su ejecución, se vigiló la producción y secomparó con la producción resultante de los tra-tamientos con agua aceitosa convencionales(página anterior, extremo inferior). Durante losprimeros 80 días de producción, los pozos tratadoscon tecnología FiberFRAC produjeron 708,000 m3
[25 millones de pies3] adicionales de gas con res-pecto a los pozos vecinos.
Mejoramiento de la recuperación de gas en el norte de MéxicoEl Campo Arcabuz-Culebra, que opera PEMEXExploración y Producción en el norte de México,forma parte de la Cuenca de Burgos; la cuencamás extensa que se extiende hacia el sur deTexas, EUA. La zona productiva corresponde a laFormación Wilcox, una arenisca productora degas que se asocia frecuentemente con nivelesproductores de agua.24 Hoy en día, la cuenca pro-duce aproximadamente 1,000 millones de pies3/d(MMpc/D) y PEMEX está trabajando para dupli-car este régimen de producción.
El módulo de Young de la arenisca Wilcoxoscila entre 4 y 4.5 millones lpc [27,580 y 31,030MPa] y la permeabilidad varía entre 0.001 y 0.05mD. La mayor parte de los pozos son perforadoshasta profundidades que fluctúan entre 2,895 y2,987 m [9,500 y 9,800 pies], donde la temperaturade fondo de pozo es de aproximadamente 250°F.Estas características formacionales requieren unfluido de fracturamiento de baja viscosidad paraminimizar la penetración de la fractura en lascapas productoras de agua. Debido a la baja per-meabilidad de la formación, se necesitan fracturaslargas para maximizar la productividad de lospozos. Por lo tanto, Schlumberger propuso la tec-nología FiberFRAC como solución.
El primer tratamiento se realizó cerca de lospozos vecinos con valores de kh similares. El valorde kh del Pozo 1 fue de 86.3 mD-pie, mientras queel del Pozo 2 fue de 94.7 mD-pie (arriba). Antesde la estimulación, el Pozo 1 produjo 8,500 m3/d[300,000 pies3/d] de gas, mientras que el Pozo 2resultó seco.
El Pozo 1 fue tratado convencionalmente conun sistema de goma guar reticulado con borato, arazón de 3.6 kg/m3 [30 lbm/1,000 galones ameri-canos], emplazando 200,000 lbm de apuntalantecerámico en la fractura. En el tratamientoFiberFRAC del Pozo 2 se empleó un fluido a basede goma guar reticulado con borato, a razón de2.4 kg/m3 [20 lbm/1,000 galones americanos] y, aligual que en el Pozo 1, se emplazaron 200,000 lbmde apuntalante con concentraciones que oscilabanentre 1 y 8 laa. La velocidad de bombeo para ambostratamientos fue de 4.8 m3/min [30 bbl/min].Luego de los tratamientos, el régimen de produc-ción de gas del Pozo 2 superó en más de cinco
veces al del Pozo 1. Además, el régimen de pro-ducción de agua del Pozo 2 fue sólo la mitad delrégimen del Pozo 1. A la luz de los resultados, sehan planificado más tratamientos de fractura-miento con fluidos cargados de fibras.
El futuro del transporte asistido por fibrasLa aplicación práctica de la tecnología FiberFRACaún es incipiente; sin embargo, los resultados ini-ciales confirman la promesa demostrada duranteel desarrollo de laboratorio. Los fluidos de fractu-ramiento cargados de fibras, de baja viscosidad,parecen adecuarse particularmente a la estimula-ción de formaciones que requieren un cuidadosocontrol del crecimiento vertical de la fractura.
Las fibras también proveen soporte mecánicopara el apuntalante a medida que se desplaza ensentido descendente por una fractura, lo quemaximiza su longitud efectiva. Este atributoresulta especialmente valioso a la hora de estimu-lar formaciones de gas de baja permeabilidad.
Los fluidos cargados de fibras quizás no sejustifiquen económicamente para estimularpozos con valores de EUR de aproximadamente1,000 millones de pies3 de gas. Bajo estas cir-cunstancias, el agua aceitosa parece ser el fluidode fracturamiento más adecuado.
Un número creciente de campos petrolerospodría beneficiarse con la tecnología FiberFRAC.Ya se ha puesto en marcha la selección decandidatos en el sector de las Rocallosas corres-pondiente a EUA y Canadá, así como en Rusia.La utilización ulterior de la tecnología FiberFRACpermitirá definir en forma más clara el rango decondiciones de pozo en las que resulta ade-cuada. — EBN
Rayos gamma
Pozo 1 Pozo 2
Calibre
Porosidad neutrón
Rayos gamma Calibre
Porosidad neutrónProf.,pies
Prof.,pies
2,850
2,900
2,900
2,950
22. Brister BS y Lammons L: “Waterfracs Prove Successfulin Some Texas Basins,” Oil & Gas Journal 98, no. 12 (20de marzo de 2000): 74–76.
23. La recuperación final estimada (EUR, por sus siglas eninglés) se define como el volumen de hidrocarburo quese estima será potencialmente recuperable de unyacimiento, más las cantidades ya producidas.
24. Tapia NGE, Ruiz JM, Ramisa LR, Mengual JF y CerónAS: “Construcción de pozos y desarrollo de campospetroleros en México,” Oilfield Review 15, no. 4(Primavera de 2004): 48–55.
> Registros obtenidos en agujero descubierto en pozos vecinos del Campo Arcabuz-Culebra. El Pozo 1 (izquierda), tratado convencionalmente, mostró ca-racterísticas petrofísicas prácticamente idénticas cuando se comparó con el Pozo 2 (derecha) tratado con fluido FiberFRAC.
