18 Oilfield Review

Orientación de los disparos en la dirección correcta

Jim Almaguer Jorge Manrique Saliya Wickramasuriya Sugar Land, Texas, EUA

Ali Habbtar Saudi AramcoUdhailiyah, Arabia Saudita

Jorge López-de-Cárdenas Rosharon, Texas

David May Amerada HessAberdeen, Escocia

Alan C. McNally Dominion Exploration and Production, Inc.Oklahoma City, Oklahoma, EUA

Arturo Sulbarán Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA)Caracas, Venezuela

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Brad Hoffman, George Spencer y Mark Vella,Rosharon, Texas, EUA; James Garner, Dwight Peters y LeeRamsey, Sugar Land, Texas; Dale Logan, Caracas,Venezuela; y Mark Norris, Aberdeen, Escocia.En este artículo, ClearFRAC, CoilFRAC, DSI (herramientaSónica Dipolar), FMI (generador de ImágenesMicroeléctricas de Cobertura Total), FracCADE, GVR(herramienta de resistividad GeoVision), HSD (Pistolas deAlta Densidad de Disparos), OrientXact, PowerFlow,PowerJet, PowerSTIM, PropNET, SPAN (Programa deAnálisis de Operaciones de Disparos de Schlumberger),UBI (generador de Imágenes Ultrasónicas de la Pared delPozo) y USI (generador de Imágenes Ultrasónicas) sonmarcas de Schlumberger.

Los disparos orientados minimizan las caídas de presión provocadas por la fricción y las

restricciones al flujo durante el fracturamiento hidráulico. Como resultado se obtienen

fracturas más anchas que permiten el uso de apuntalantes de mayor tamaño y concentraciones

más altas de los mismos, en combinación con fluidos de menor viscosidad y menos dañinos,

todo lo cual tiende a mejorar la conductividad de la fractura. En yacimientos pobremente

consolidados o formaciones con grandes contrastes de esfuerzos, los disparos correctamente

alineados maximizan la estabilidad del túnel dejado por ellos en la formación, lo cual ayuda a

mitigar la producción de arena.

Los operadores utilizan varias técnicas de dispa-ros para resolver problemas asociados con laestimulación del yacimiento y con el control de laproducción de arena, así como para satisfacerotros objetivos de terminación de pozos. La faseóptima, el espaciamiento entre disparos y laorientación correcta de los mismos facilitan elfracturamiento hidráulico y reducen la posibili-dad de influjo de arena a raíz del colapso deltúnel generado por los disparos.

También se efectúan disparos orientadospara prevenir el daño de los componentes de ter-minación del pozo, reparar canales de cementodetrás del revestidor, establecer comunicacióncon pozos de alivio durante operaciones de con-trol de presión y evitar el colapso del revestidoren pozos de gran inclinación.

Los operadores emplean las más modernastécnicas de evaluación e interpretación de for-maciones para la caracterización integrada deyacimientos, a fin de garantizar el éxito de la ope-ración de disparos. También aprovechan los con-tinuos avances en materia de herramientas deregistros geofísicos, pistolas bajadas con la tube-ría de producción (TCP, por sus siglas en inglés) ysistemas operados a cable que contribuyen a ali-near los disparos en una dirección previamentedeterminada.

El proceso para optimizar los tratamientos deestimulación utiliza los disparos orientados paraaumentar la eficiencia de las operaciones debombeo, reducir las fallas de tratamientos ymejorar la efectividad del fracturamiento hidráu-lico. Los ingenieros de terminación de pozos tam-

bién desarrollan estrategias de disparos orienta-dos que previenen la producción de arena y mejo-ran la productividad del pozo, medianteoperaciones de disparos diseñadas para inter-ceptar las fracturas naturales o penetrar sectoresdel pozo con mínimo daño de la formación.

Los esfuerzos horizontales máximos y míni-mos y el esfuerzo vertical ejercido por la sobre-carga litostática, describen las condiciones deesfuerzos locales en los yacimientos de gas ypetróleo. Las fracturas hidráulicas se inician ypropagan a lo largo de un plano preferencial defracturamiento (PFP, por sus siglas en inglés), elcual define la trayectoria de menor resistenciaque resulta de las diferencias en la dirección ymagnitud de los esfuerzos de la formación. En lamayoría de los casos, el esfuerzo mayor se pre-senta en la dirección vertical, por lo que el PFP esvertical y yace en la dirección del siguienteesfuerzo mayor, el esfuerzo horizontal máximo.

Los disparos que no están alineados con elesfuerzo máximo tienden a producir trayectoriascomplejas de flujo cerca del pozo durante los tra-tamientos de fracturamiento hidráulico. Los flui-dos y apuntalantes deben abandonar el pozo, yluego girar dentro de la formación para alinearsecon el PFP. Esta “tortuosidad” causa fricción ycaídas de presión adicionales que aumentan losrequerimientos de energía de bombeo y limitanel ancho de la fractura, lo cual puede originararenamientos prematuros debido al bloqueo deapuntalantes y, en consecuencia, tratamientosde estimulación no óptimos.

Verano de 2002 19

La orientación de los disparos con el PFP per-mite a los ingenieros de terminación y a los pro-veedores de servicios de bombeo concentrarseen los procedimientos de tratamientos y diseñosde estimulación que generan óptimos resultados,tales como la inicialización de la fractura, la pro-pagación de la misma, el emplazamiento delapuntalante y la geometría final de la fractura—ancho, largo, altura y conductividad—en vez delflujo de fluidos dentro del pozo.

En algunas formaciones pobremente consoli-dadas o roca competente con altos contrastesentre los esfuerzos verticales y horizontales, elcolapso de la formación alrededor de los dispa-ros provoca producción de arena. Además,debido a que la roca yacimiento debe soportarmás sobrecarga durante la producción de los flui-dos y la consecuente disminución de la presiónde poro, los túneles de los disparos puedencolapsar al comprimirse la formación. La produc-ción de arena generalmente disminuye si los dis-

paros se orientan en las direcciones más esta-bles con mínimos contrastes de esfuerzos, redu-ciendo de este modo las caídas de presiónasociadas con el flujo, modificando así su geo-metría y creando distribuciones de esfuerzos máshomogéneas alrededor del pozo.

En pozos verticales, los disparos se puedenorientar en cualquier dirección, pero esencial-mente son horizontales. En pozos de gran incli-nación y pozos horizontales o pozos verticalesque atraviesan formaciones excesivamente incli-nadas, los disparos radiales se orientan en dife-rentes direcciones aleatorias dentro de la zonaobjetivo, dependiendo de la inclinación del pozoy del echado de la formación.

Los disparos efectuados en el lado alto de lospozos horizontales son generalmente más esta-bles y menos propensos a derrumbarse o a que-dar taponados con escombros. Los disparos sepueden orientar con una leve inclinación paralograr una óptima densidad de disparos y espa-

ciamiento entre sí, con el objetivo de aumentar laproductividad, reducir la caída de presión y mini-mizar la producción de arena. Por las mismasrazones, los disparos en pozos verticales se pue-den alinear unos pocos grados más allá del PFP.

Este artículo repasa las técnicas paradeterminar las direcciones de los esfuerzos de laformación y trata sobre los sistemas TCP y lasoperaciones a cable para orientar los disparos.Algunos casos de América del Norte, Mar delNorte, América del Sur y Medio Orientedemuestran los beneficios de los disparosorientados para mejorar la producción en aplica-ciones de estimulación de yacimientos y preven-ción de producción de arena. También seplantean las mejoras de los equipos y los facto-res que conducen al desarrollo de nuevos sis-temas para perfeccionar las capacidades de lastécnicas de disparos y reducir el ciclo de tiempodel fracturamiento hidráulico o de terminacionessin malla o cedazo.

Esfuerzos en el subsueloLos principios de la mecánica de las rocas indi-can que las fracturas hidráulicas se propagan enla dirección del esfuerzo horizontal máximo (SH).Cuando los disparos no se orientan con éste, lasfracturas viajan desde la base o tope del túnelalrededor del revestidor y cemento, o giran den-tro de la formación para alinearse con el PFP. Estere-alineamiento crea complejas trayectorias deflujo cerca del pozo, que incluyen puntos múlti-ples de iniciación de fractura; fracturas que com-piten entre sí posiblemente continuando supropagación; pasajes en el micro anillo con pun-tos de acuñamiento; y alas de fracturas que soncurvas y están pobremente alineadas con el pozoy los disparos (izquierda).

Las pruebas de laboratorio indican que lafalla, o colapso, de los túneles de los disparoscontribuye a que se inicie la producción de arenaen yacimientos pobremente consolidados o for-maciones con grandes contrastes de esfuerzos.1

Varios factores contribuyen a la producción dearena, incluyendo la resistencia de la roca, lamagnitud y dirección de los esfuerzos de la for-mación, los cambios de velocidades de flujo, elaumento de los esfuerzos debido a la caída depresión asociada con el flujo o el agotamiento delyacimiento, y a la producción de agua con eltiempo. Los disparos correctamente alineadoscon el esfuerzo máximo de la formación son másestables que aquellos alineados en otras direc-ciones (izquierda).

Mediante la determinación de las direccionesy magnitudes locales, los ingenieros de termina-ción de pozos diseñan estrategias de disparospara fracturamiento hidráulico orientado queapuntan a la dirección preferencial de propaga-ción de la fractura. En terminaciones sin cedazo,ellos apuntan a sectores más estables de la for-mación alrededor del pozo con contrastes deesfuerzos más bajos para prevenir o demorar laproducción de arena. Los métodos para determi-nar las magnitudes o direcciones de los esfuer-zos abarcan desde el acceso a catálogos de rocasy la interpretación de registros de imágenes delpozo, hasta la construcción de modelos geome-cánicos del subsuelo y efectuar levantamientosde perfiles sísmicos verticales (VSP, por sussiglas en inglés) (véase, “Mediciones sísmicasbien posicionadas,” página 34).

Las fracturas inducidas durante la perforacióndel pozo, generalmente ocurren también en ladirección del esfuerzo horizontal máximo, a lolargo del PFP; la ovalización del pozo por ruptura(breakout) ocurre cuando las concentraciones deesfuerzos cerca de la pared del pozo exceden laresistencia de la formación y pequeños trozos de

20 Oilfield Review

Puntos de acuñamiento

Disparos

CementoPozo

RevestidorCargas con fase de 90°

Plano preferencial defracturamiento (PFP)

Esfuerzohorizontal

máximo (SH)PFP

Esfuerzo horizontalmínimo (Sh)

SH

Sh

90°

> Consideraciones de estimulación. Si los disparos no están alineados con el plano preferencial defracturamiento (PFP), o el esfuerzo horizontal máximo (SH), el comienzo de la fractura puede ocurriren varios puntos distintos alrededor del pozo. Estos escenarios conducen a trayectorias de flujocomplejas, o tortuosidad, que aumentan las presiones de ruptura de la formación y las caídas depresión por fricción de los fluidos durante los tratamientos de fracturamiento hidráulico. Los dispa-ros cercanos al PFP ofrecen el trayecto de menor resistencia y, en consecuencia, minimizan o eli-minan las restricciones vecinas al pozo. Los disparos correctamente alineados, perpendiculares alesfuerzo horizontal mínimo (Sh), son esenciales para la optimización de la estimulación y el fractu-ramiento hidráulico orientado.

Disparos inestables,inefectivos

60°

60°

Disparos inestables,inefectivos

Disparos estables,efectivos

Pozo

CementoRevestidor

Disparos estables, efectivos

Cargas con fase de 60°

Esfuerzohorizontal

máximo (SH)

Esfuerzo horizontalmínimo (Sh)

SH

Sh

> Consideraciones para el control de la producción de arena. En yacimientos pobremente consoli-dados y formaciones con grandes contrastes creados por ambientes tectónicos complejos, losdisparos que apuntan a un plano de esfuerzo mínimo en sectores estables alrededor de un pozo,ayudan a reducir o eliminar las fallas de disparos y el influjo subsiguiente de arena. Los disparosorientados juegan un papel clave en las terminaciones sin cedazo que previenen la producción dearena, ya que maximizan la estabilidad del túnel dejado por los disparos dentro de la formación.

Verano de 2002 21

1. Venkitaraman A, Behrmann LA y Noordermeer AH:“Perforating Requirements for Sand Prevention,” artículode la SPE 58788, presentado en el Simposio Internacionalsobre Control del Daño de la Formación de la SPE,Lafayette, Luisiana, EUA, 23 al 24 de febrero de 2000.

2. Brie A, Endo T, Hoyle D, Codazzi D, Esmersoy C, Hsu K,Denoo S, Mueller MC, Plona T, Shenoy R y Sinha B:“New Directions in Sonic Logging,” Oilfield Review 10,no. 1 (Primavera de 1996): 40–55.

GRAPI0 200

Esfuerzo de cierrelpc/pie

Agua

Hidrocarburo movible

Agua movible

Petróleo

Calcita

DPR 400

Altura de la fractura

DPR 800

DPR 1200

DPR 1600

Cuarzo

Ilita

Agua ligada

Rayos gamma (GR)

12,000 4.31

4.31

4.31

4.94

4.71

4.71

4.66

4.66

4.66

4.66

4.63

4.63

4.63

4.63

4.62

4.62

0.285398

5401

5405

5409

5412

5416

5419

5423

5427

5430

5434

5437

5441

5445

5448

5452

5455

5459

5463

5466

5470

5473

0.28

0.28

0.24

0.22

0.22

0.20

0.20

0.20

0.22

0.22

0.22

0.22

0.22

0.27

0.27

0.689

0.689

0.689

0.605

0.547

0.547

0.532

0.532

0.532

0.547

0.547

0.547

0.547

0.547

0.666

0.666

12,050

12,100

12,150

API0 200Porosidadpie3/pie31 0

Relación volumétricavol/vol0 1

GR

Profundidad 1 : 24 pies

Presión de poro (lpc)

Módulo de Young(YM)

Relación de Poisson (PR)

API0 200YM de FracCADE

(MMlpc)0 10PR de FracCADE

(MMlpc)0 0.5PR de registro

0 0.5YM de registro

(MMlpc) (MMlpc)0 10

Esfuerzo de cierre zonificadolpc/pie0 1

Cambio de presión (DPR)(lpc)0 2000

DPR 400(lpc)0 2000

DPR 800(lpc)0 2000

DPR 1200(lpc)0 2000

DPR 1600(lpc)0 2000

lpc/pie0 1Gradiente del esfuerzo de cierre

> Evaluación de los esfuerzos de la formación. El registro de la herramienta Sónica Dipolar DSI ofreceuna de las técnicas más valiosas de evaluación de formaciones para determinar la magnitud y orienta-ción de los esfuerzos. Los ingenieros utilizan la herramienta DSI para estimar los perfiles de esfuerzosy las propiedades mecánicas de la formación. Los datos obtenidos de este registro, tales como la rela-ción de Poisson y el Módulo de Young (Carriles 4 y 5), se utilizan en los programas de modelado de esti-mulaciones, tal como la aplicación FracCADE que permite estimar el alto de la fractura; y para diseñar,optimizar y evaluar los tratamientos de fractura.

Pared del pozo

Esfuerzohorizontal

máximo (SH)

Esfuerzo horizontalmínimo (Sh)

Ovalización delpozo por ruptura

Fracturas inducidaspor la perforación

SH

Sh

< Deformación del pozo durante la perforación.La ovalización del pozo es una forma de falla delmismo. A medida que las barrenas de perfora-ción penetran una formación, las concentracio-nes de esfuerzos en, o cerca, de la pared delpozo exceden la resistencia de la roca, y trozosde la formación caen o se erosionan a lo largode un ángulo de 45° entre las direcciones de losesfuerzos mínimo y máximo. Los planos de fallaresultantes se combinan y hacen que el pozo sealargue en la dirección del esfuerzo mínimo, per-pendicularmente a la dirección del esfuerzomáximo, o PFP. La elongación del pozo es una delas mejores indicaciones de la dirección de losesfuerzos porque las ovalizaciones se forman enrespuesta directa a las condiciones locales. Si lapresión hidrostática es lo suficientemente alta,el proceso de perforación también crea fractu-ras someras en los pozos. Estas fracturas induci-das por la perforación ocurren en la direccióndel esfuerzo horizontal máximo, propagándosetípicamente en forma vertical hacia arriba yabajo del pozo. Las fracturas naturales general-mente poseen un ángulo de echado asociado, yse pueden diferenciar de las fracturas inducidasen las imágenes de la pared del pozo.

roca se desprenden durante la perforación(arriba). El pozo se alarga en la dirección delesfuerzo mínimo (Sh), que está a 90° con res-pecto al PFP. Varias herramientas de registros depozo abierto ayudan a los operadores a determi-nar las direcciones de los esfuerzos antes deefectuar los disparos.

La herramienta Sónica Dipolar DSI mide lostiempos de propagación de ondas de corte (ciza-llamiento) y de compresión, y proporciona medi-ciones exactas para establecer los gradientes ydirecciones de los esfuerzos locales, y las pro-piedades mecánicas de la formación, tales comola relación de Poisson y el Módulo de elasticidadde Young (derecha).2 Los programas de diseño defracturas como la aplicación FracCADE y otrosmodelos petrofísicos, utilizan esta informaciónpara optimizar y evaluar los tratamientos de esti-mulación por fracturamiento hidráulico, así comopara pronosticar la producción de arena.

En el modo bipolar cruzado, la herramientaDSI determina la orientación del PFP detectandola anisotropía de onda de corte, que general-mente resulta de las diferencias en las direccio-nes del esfuerzo horizontal máximo y mínimo. Laanisotropía acústica puede ser intrínseca oinducida por el esfuerzo. La anisotropía intrín-seca se puede provocar por estratificación,microestructura o fracturas naturales alineadas.

La anisotropía inducida por el esfuerzo es elresultado de las condiciones de sedimentación yde las fuerzas tectónicas. Los registros de imá-genes de la pared del pozo ayudan a distinguirentre la anisotropía intrínseca y la inducida por elesfuerzo.3

En fluidos base agua conductivos, el genera-dor de Imágenes Microeléctricas de CoberturaTotal FMI genera una imagen eléctrica perimetralde la pared del pozo y proporciona informacióncuantitativa para el análisis de las fracturas. Losingenieros utilizan esta herramienta para visuali-zar las fracturas inducidas por la perforación y lasovalizaciones del pozo por ruptura, y para esta-blecer la orientación de las mismas (derecha).Este registro FMI muestra ovalización del pozo enla parte superior de la imagen y fracturas induci-das por la perforación en la sección más pro-funda.4

Al igual que la herramienta FMI, el generadorde Imágenes Ultrasónicas de la Pared del PozoUBI provee imágenes perimetrales del pozo. Sinembargo, debido a que genera imágenes acústi-cas en vez de eléctricas, la herramienta UBI sepuede correr en fluidos base aceite no conducti-vos para caracterizar las fracturas inducidas porla perforación y la ovalización del pozo (abajo a laderecha). Los registros de calibre de cuatro bra-zos orientados también proporcionan una indica-ción de ovalización del pozo por ruptura, pero noofrecen una cobertura perimetral del mismocomo las herramientas DSI, FMI y UBI. La herra-mienta de resistividad GeoVision GVR ofreceimágenes completas perimetrales de la resistivi-dad del pozo durante la perforación con fluidosconductivos.5

22 Oilfield Review

3. Armstrong P, Ireson D, Chmela B, Dodds K, Esmersoy C,Miller D, Hornby B, Sayers C, Schoenberg M, Leaney S yLynn H: “The Promise of Elastic Anisotropy,” OilfieldReview 6, no. 4 (Octubre de 1994): 36–47.

4. Serra O: Formation MicroScanner Image Interpretation,SMP 7028. Houston, Texas, EUA: SchlumbergerEducational Services, 1989.Peterson R, Warpinski N, Lorenz J, Garber M, Wolhart Sy Steiger R: “Assessment of the Mounds Drill CuttingsInjection Disposal Domain,” artículo de la SPE 71378,presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anualde la SPE, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, 30 de septiem-bre al 3 de octubre de 2001.

5. Bonner S, Bagersh A, Clark B, Dajee G, Dennison M,Hall JS, Jundt J, Lovell J, Rosthal R y Allen D: “A NewGeneration of Electrode Resistivity Measurements forFormation Evaluation While Drilling,” Transcripcionesdel 35to. Simposio Anual sobre Adquisición de Registrosde la SPWLA, Tulsa, Oklahoma, EUA, 19 al 21 junio de1994, artículo OO. Bonner S, Fredette M, Lovell J, Montaron B, Rosthal R,Tabanou J, Wu P, Clark B, Mills R y Williams R:“Resistivity While Drilling—Images from the String,”Oilfield Review 8, no. 1 (Primavera de 1996): 4–19.

7520

90°

7530

Echadode la

ovalización

Echado dela fracturainducidaAzimut del

patín 1

Calibres 2-4

Calibres 1-3

Rayos gamma

La ovalización del pozo por rupturaes perpendicular a las fracturas

inducidas por la perforación

7510

E S WN NProf.,pies

> Generación de imágenes de microrresistividad. En fluidos de perforaciónbase agua conductivos, los ingenieros utilizan el generador de ImágenesMicroeléctricas de Cobertura Total FMI para determinar la orientación de lasdeformaciones del pozo, tales como ovalizaciones y fracturas inducidas por laperforación. Este ejemplo del registro FMI muestra ambas anomalías, las cua-les aparecen como eventos de baja resistividad o de color marrón oscuro. Enla sección superior, se muestra la ovalización del pozo por ruptura con unaorientación norte-sur, y en la sección inferior se muestran las fracturas indu-cidas por la perforación con una orientación este-oeste. Tal como se espera,estos eventos se hallan a 90° de separación.

4

2

2

0

0Radio del pozo, pulgadas

Imágenes versus profundidad

-2

-2-4

4

-4

Profundidad X66.7 m

Desviación del pozo 37.7 grados

Tope 138.0 grados N 111.2 grados r/tope 0.8 pulgadas

X066

X067

X068

NTope

Ovalización del pozo

Ovalización del pozo

> Generación de imágenes sónicas. El generador de Imágenes Ultrasónicas de la Pared del Pozo UBIutiliza una medición de la reflexión pulso-eco para proporcionar imágenes de alta resolución deltamaño y forma del pozo en fluidos de perforación base aceite no conductivos (izquierda). La ovaliza-ción del pozo provocada por las fallas de compresión en la pared del pozo conducen al alargamientodel pozo en la dirección del esfuerzo mínimo, perpendicular a la dirección del esfuerzo máximo y alplano preferencial de fracturamiento hidráulico (derecha).

Verano de 2002 23

Orientación de los disparosLas primeras aplicaciones de disparos orientadosocurrieron en pozos con tuberías de producciónmúltiples o duales. Las herramientas se desarro-llaron para asegurar que las pistolas dentro deuna sarta de tubería de producción no perforaranotros tubulares en el pozo. Hasta hace muy poco,las opciones de las operaciones de disparos conherramientas operadas a cable para este tipo depozos se limitaban a sistemas tales como elDispositivo de Orientación Mecánica y laHerramienta de Orientación a Motor (MOD y POT,por sus siglas en inglés respectivamente) deSchlumberger.

Con el sistema MOD, es seguro dispararcuando un calibrador de fleje tensado mide eldiámetro interno completo (ID) del revestidor. Lossistemas POT son herramientas motorizadas consensores que proporcionan datos en tiempo reala medida que rota la sarta de la pistola. Las car-gas de la pistola se orientan a 180° del calibra-dor o se alinean con un sensor específico(izquierda). El POT-B incluye un detector de rayosgama blindado para localizar las fuentes radioac-tivas corridas concurrentemente en otras sartasde tuberías de producción. El POT-C utiliza princi-pios electromagnéticos para detectar metales entuberías de producción vecinas o en sartas derevestimiento. El POT-C se desarrolló fundamen-talmente para detectar terminaciones adyacen-tes cementadas en un pozo único, pero tambiénse ha utilizado exitosamente dentro de un reves-tidor con dos sartas de tuberías de producción.

En el pasado, los operadores utilizaban fre-cuentemente sistemas bajados con la tubería deproducción para las operaciones de disparosorientados. Sin embargo, estas operaciones pue-den ser más complicadas y costosas que las ope-raciones a cable, particularmente si el pozo esvertical, el intervalo objetivo es relativamentecorto o si la operación de disparos se lleva a caboen condiciones de balance de presión; esto es,presión hidrostática dentro del pozo igual a lapresión de la formación. Para los pozos horizon-tales y de gran inclinación, los sistemas pasivosde disparos orientados operados a cable omediante la tubería de producción o con tuberíaflexible, utilizan pesos y articulaciones giratoriasexcéntricos para orientar las sartas de las pisto-las respecto del lado bajo de un pozo con las car-gas apuntando hacia arriba (arriba).

Existe una nueva tecnología para alinear conexactitud las pistolas TCP a lo largo de extensosintervalos en pozos desviados. El sistemaOrientXact incluye pesos para orientación pasivay secciones de pistolas unidas por articulacionesgiratorias con cojinetes de rodillo que manejangrandes cargas. Este sistema orienta pistolas consecciones de más de 300 m [1000 pies] de largopara disparar en una dirección determinada, conuna exactitud de 10°, tal como el lado alto de unpozo inclinado. Un innovador Dispositivo deConfirmación de Orientación (OCD, por sus siglasen inglés) mide y registra la dirección de los dis-paros con una resolución de 1°, lo cual brindadatos valiosos acerca de la orientación de losdisparos luego de recuperar las pistolas.

Dispositivo de OrientaciónMecánica (MOD)

Calibrador de fleje tensado

Revestidor

Tubería deproducción

Herramienta deOrientación a Motor

(POT) B o C

Metal máximo

Rota

ción

de

la h

erra

mie

nta

Metal mínimoHacia latubería

adyacente

Alejamientode la

tuberíaadyacente

> Técnicas de orientación. El Dispositivo deOrientación Mecánica (MOD) y la Herramienta deOrientación a Motor (POT) se desarrollaron paradisparar pozos con sartas de tuberías de produc-ción dobles o múltiples. Los operadores utilizanestas herramientas para garantizar que las pisto-las que se bajan en una sarta de tubería de pro-ducción no perforen otros tubulares en el pozo.

Pozo

Contrapesos

Revestidor

Cemento

Disparos verticales, fase de 0°

Carga

Disparo

Fuerza de gravedad Fuerza de gravedad

0°

Unión giratoria

> Orientación gravitatoria. La técnica de orientación pasiva para pistolas transportadas con herra-mientas operadas a cable, mediante tubería de producción o con tubería flexible, emplea contrape-sos excéntricos en combinación con transferencia balística y cabezas giratorias de la tubería de pro-ducción, y se vale de la atracción gravitatoria para orientar las pistolas en el lado bajo del pozo. Estatécnica requiere un registro direccional del pozo.

En pozos verticales, las técnicas TCP utilizangiroscopios en vez de orientación pasiva por atrac-ción gravitacional para orientar los disparos. Sebaja un giroscopio a través de la tubería de pro-ducción con cable y se asienta en un perfil deorientación que incluye una llave interna alineadacon las cargas de la pistola. La sarta de la tuberíade producción se rota desde la superficie hastaobtener la orientación requerida, y el empacadorse asienta hidráulicamente para evitar cualquierrotación adicional. El giroscopio verifica la orienta-ción de la pistola antes de ser removido para pre-venir el daño causado por la sacudida de ladetonación.

Cuando se desconocen las direcciones de losesfuerzos o no es posible orientar los disparos, laspistolas con alta densidad de disparos y con fase de60 o 120°, ayudan a garantizar que al menos algu-nos de los disparos estarán entre 25 y 30° respectode la dirección del esfuerzo máximo. Sin embargo,esta aproximación al azar requiere cargas huecas(premoldeadas) adicionales y no asegura que losdisparos estén estrechamente alineados con el PFP.

La herramienta de Disparos OrientadosOperada a Cable (WOPT, por sus siglas en inglés)de Schlumberger, que se puede correr en pozos ver-ticales e inclinados, representa el método másreciente para orientar pistolas operadas a cable

(abajo a la izquierda). El sistema WOPT, desarro-llado inicialmente para el fracturamiento hidráulicoorientado, se lo utiliza también en operaciones dedisparos para prevenir la producción de arena. Estaherramienta orienta pistolas estándar de AltaDensidad de Disparos HDS con fase de 0°, 180° uotra óptima en una dirección predeterminada. Eltipo de carga o la densidad de disparos dependende los requisitos de terminación, tales como el con-trol o la prevención de la producción de arena, y delos criterios de diseño de la fractura, tales como elcalibre del apuntalante, los regímenes de bombeo,las presiones de tratamiento y el flujo de produc-ción requerido.6

24 Oilfield Review

Cabezagiratoria

Transportadordel giroscopio

Pistola de AltaDensidad deDisparos (HSD),con fase de 180°

Inclinómetro paraOperaciones de

Disparos Operado aCable (WPIT) con

detector de collaresdel revestidor (CCL)

Fleje superior deldispositivo de

posicionamiento(WSPD)

Adaptadorindexado superior

Adaptadorindexado inferior

Fleje inferior deldispositivo de

posicionamiento(WSPD)

Pistola HSD

Revestidor

Cargas

Cargas

Carrera inicial del giroscopio

Orientación relativa, 0°

Revestidor

Carrera de disparo

Orientación relativa, 0°

PFP

PFP Pistola HSD

> Disparos orientados con herramientas operadas a cable. Un sistema típicode herramienta de Disparos Orientados Operada a Cable (WOPT, por sussiglas en inglés) está configurado con un dispositivo de posicionamiento conflejes contrapesados (WSPD, por sus siglas en inglés) y adaptadores de inde-xación por encima y debajo de pistolas estándar con fase de 0° o 180°. Lasarta de la herramienta incluye un giroscopio y un transportador, un Inclinó-metro para Operaciones de Disparos Operado a Cable (WPIT, por sus siglasen inglés) con detector de collares del revestidor (CCL) y una cabeza giratoriaoperada a cable para desacoplar el esfuerzo de torsión acumulado en elcable de la herramienta. El giroscopio mide la inclinación y el azimut del pozo,y la dirección relativa de la herramienta—orientación de la sarta de la herra-mienta—respecto del norte verdadero durante una carrera inicial con pisto-las desarmadas (arriba a la derecha). La operación de disparos se lleva acabo en viajes subsiguientes según se requieran, sin el giroscopio y luego derotar, o volver a indexar, las pistolas en la superficie (abajo a la derecha). Elinclinómetro WPIT permanece en la sarta de la herramienta todo el tiempopara medir en forma independiente la desviación de la misma y la orientaciónrelativa de la herramienta, así como para confirmar que la sarta de la herra-mienta repita la orientación previamente establecida.

12,040

Prof., piesDiagramadel pozo

Baja Alta

Escala horizontal: 1:9.153Orientación norte

Amplitud

360 240 120

grados

Desviación delpozo/sonda

0 9

0

12,050

12,060

12,070

12,080

12,090

12,100

12,110

12,120

12,130

12,140

12,150

grados

Azimut del pozo/sonda

0 360

Pistola carrera 1

Pistola carrera 2

Pistola carrera 3

Pistola carrera 4

> Verificación de la orientación de los disparos. Luego de disparar, sepuede correr un registro con la herramienta de Imágenes UltrasónicasUSI orientada para confirmar que los disparos se hallan orientadoscorrectamente. En esta imagen USI, los disparos aparecen comolíneas finas debido a la escala de medición (Carril 3). Las profundida-des de los disparos requeridas aparecen en el diagrama del pozo mos-trado en el Carril 2. Este pozo se disparó en cuatro bajadas separadasde la pistola, utilizando una fase de 180° y dos disparos por pie (dpp)—un total de 118 orificios—orientados de noreste a sudoeste. La inclina-ción del pozo era de alrededor de 1.7°. La herramienta WOPT ha sidoempleada en pozos con inclinaciones tan bajas como de 0.3°.

Verano de 2002 25

Esta técnica depende del hecho de que a unaprofundidad determinada, las herramientas ope-radas a cable asumen una orientación preferidaen el pozo cuando los parámetros de la sarta—longitud, peso, distribución de la masa, velocidaddel cable y dirección—son constantes. En estoscasos, se utiliza una articulación giratoria paraminimizar los efectos perjudiciales de la torsión.La articulación giratoria desacopla la torsión acu-mulada en el cable de acero de la sarta de laspistolas, lo que permite que la herramientaadopte su posición natural o preferencial. Larepetibilidad observada de esta “posición natu-ral” fue clave en el desarrollo de la herramientaWOPT. La herramienta WOPT requiere dos viajes(carreras) para pozos verticales con inclinacionesmenores a 8°. La operación de disparos en pozoscon menos de 1° de inclinación requiere un cui-dado extra durante la realización de la tarea y suejecución puede requerir más tiempo.

El primer viaje, o carrera de “mapeo,” se rea-liza con pistolas desarmadas y con un giroscopio

que apunte al norte verdadero para determinar laorientación natural—azimut de la herramienta, odirección—de la sarta de la herramienta. Los dis-positivos de posicionamiento con flejes contrape-sados en la parte superior e inferior (WSPD, por sussiglas en inglés) ayudan a rotar las sartas de herra-mientas hacia el lado relativamente bajo del pozo.

Varios pases en cada dirección garantizandatos de orientación precisa para determinar larotación requerida de la pistola, o “indexación”para efectuar disparos orientados. Se puedenmapear zonas únicas o múltiples durante el viajeinicial dentro del pozo. El Inclinómetro paraOperaciones de Disparos Operado a Cable (WPIT,por sus siglas en inglés), un componente integralde la herramienta WOPT, proporciona medicionesindependientes, continuas y en tiempo real de ladesviación de la herramienta y de la orientaciónde la misma respecto al lado alto del pozo.

Si se hallan disponibles datos confiables delevantamientos direccionales y las zonas objetivose encuentran en secciones del pozo con inclina-

ciones mayores a 8°, la operación de disparos sepuede completar sin necesidad de correr ungiroscopio. En este caso, las mediciones de incli-nación son extremadamente exactas y correla-cionan con el azimut del pozo. Luego dedeterminar el azimut de la herramienta, se rotanmanualmente las pistolas en la superficie conincrementos de 5°, utilizando adaptadores deindexación arriba y abajo de las pistolas paraorientar las cargas. El giroscopio se remueveantes de disparar para evitar el daño a causa dela sacudida experimentada durante la detonaciónde los disparos. El tubo transportador con ungiroscopio ficticio y el inclinómetro WPIT perma-necen en el sistema WOPT para mantener la lon-gitud y masa de la sarta de la herramienta.

Luego se baja nuevamente al pozo la sarta dela pistola WOPT. Los datos de orientación rela-tiva provenientes de la herramienta WPIT confir-man que la orientación de la herramientapreviamente establecida se repite. El pozo se dis-para una vez que la longitud y profundidad de lapistola se verifican mediante el análisis de regis-tros repetidos (izquierda). El sistema WOPTpuede alinear exactamente los disparos dentrode los 5° del azimut requerido. Debido a la nece-sidad de mantener constantes los parámetros dela sarta de la herramienta, la incapacidad paradetonar selectivamente más de una pistola porcarrera es una limitación común del sistemaWOPT. En pozos verticales, una pistola detonadaalteraría la orientación preferencial previamenteestablecida de la herramienta.

Los operadores han corrido el generador deImágenes Ultrasónicas USI para verificar que losdisparos estén correctamente alineados en ladirección deseada (página anterior, a la derecha).Los registros posteriores a las operaciones dedisparos indican que los disparos se producenconsistentemente dentro de los 10° del azimutrequerido. El sistema WOPT ha disparado conéxito pozos con inclinaciones desde 0.3° hasta58°. Los operadores habían aceptado el conceptode orientar los disparos para mejorar la eficienciay efectividad del fracturamiento hidráulico, perolo consideraban impráctico antes de la introduc-ción del sistema WOPT.7

6. Venkitaraman et al, referencia 1.Behrmann LA y Nolte KG: “Perforating Requirements forFracture Stimulations,” artículo de la SPE 39453, presen-tado en el Simposio Internacional sobre Control del Dañode la Formación de la SPE, Lafayette, Luisiana, EUA, 18 al19 de febrero de 1998.

7. Pearson CM, Bond AJ, Eck ME y Schmidt JH: “Results ofStress-Oriented and Aligned Perforating in FracturingDeviated Wells,” artículo de la SPE 22836, presentado enla Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Dallas, Texas, EUA, 6 al 9 de octubre de1992.Pospisil G, Carpenter CC y Pearson CM: “Impacts ofOriented Perforating on Fracture Stimulation Treatments:Kuparuk River Field, Alaska,” artículo de la SPE 29645,presentado en la Conferencia Regional Occidental de laSPE, Bakersfield, California, EUA, 8 al10 de marzo de 1995.

Inclinación Alfa Xgrados

Inclinación Alfa Y grados

Desviación delpozo/sonda

Orientación relativa delos registros repetidos

CCL de los registros repetidos

Desviación del pozo/sondade los registros repetidos

-180 grados 180

0 grados 20

Orientaciónrelativa

Prof., pies

1.61.61.7

1.61.6

1.61.6

1.91.7

1.41.51.51.3

0.41.1

1.91.61.82.01.8

29.7

1.5

-7.7-0.8

-10.1

-8.9-13.0

-9.2-16.5

-15.7-6.4

-10.4-12.9

-3.4-4.6

-54.6-48.1

-34.8-35.0-40.3-33.9-42.8 -46.8

-6.9

Orientación relativa enlos registros repetidos

-180 grados 180

Inclinación X de los registros repetidos-25 25grados

Inclinación Y de los registros repetidos-25 25grados

Registro en posición

-1.6-1.6-1.7-1.5-1.5

-1.6-1.5

-1.9-1.6

-1.4-1.5-1.5-1.2

-0.2-0.7

-1.5-1.3-1.3-1.6-1.3

-19.7

-1.5

-0.2-0.0-0.3-0.2-0.3

-0.3-0.4

-0.5-0.2

-0.2-0.3-0.1-0.1

-0.3-0.8

-1.1-0.9-1.1-1.1-1.2

-21.0

-0.2

11,700 Disparos

> Verificación de la orientación de la pistola. Luego de orientar las pistolas en la superficie, el sistemaWOPT se baja nuevamente al pozo sin giroscopio. La herramienta WPIT permanece en la sarta pararepetir el registro en tiempo real. Si la orientación relativa de la herramienta (Carril 1) en carreras sub-siguientes coincide con la carrera inicial, la sarta de las pistolas está repitiendo la orientación prefe-rencial previamente establecida. Los datos de inclinación (Carril 3) se utilizan cuando no es posibledefinir la orientación relativa de la herramienta debido a los extremadamente bajos ángulos de incli-nación del pozo. Cuando la orientación de la sarta de la herramienta no se repite, las pistolas seextraen y se vuelven a indexar.

Fracturamiento hidráulicoLa operación de disparos es un aspecto esencial,sin embargo, generalmente se lo pasa por alto enlos tratamientos de fracturamiento hidráulico ycon ácido. El tamaño del orificio, la densidad delos disparos, la penetración, la fase de la pistola yla orientación de los disparos son todos aspectosimportantes. El descuidar cualquiera de estosparámetros puede conducir al arenamiento de lafractura, lo cual es muy perjudicial para la produc-ción en el largo plazo, además de agregar costosde terminación por tiempo adicional del equipo determinación y de las herramientas para limpiar lospozos, así como de malgastar apuntalantes y flui-dos de estimulación muy caros. El arenamientoprematuro de una fractura generalmente conducea estimulaciones menos que óptimas y tambiénpueden hacer más difícil el refracturamientohidráulico en el futuro.

En cualquiera de los casos, la producción esgeneralmente menor a lo esperado debido a laincompleta cobertura de la zona, la reducida lon-gitud de la fractura y la menor conductividad demisma. Para manejar los problemas de caída depresión por fricción causadas por los disparosdesalineados y las restricciones al flujo en las cer-canías del pozo, los operadores generalmente hanrecurrido a aumentar los regímenes y presiones debombeo, a utilizar fluidos de mayor viscosidad queson más dañinos, a preestimular con ácido, a repe-tir la operación de disparos y a bombear baches deapuntalante durante las etapas tempranas de untratamiento para erosionar las restricciones. Todosestos métodos agregan costos y, dependiendo delas condiciones existentes en el pozo y la forma-ción, su efectividad es cuestionable.

Los esfuerzos que actúan sobre la formacióncontrolan la iniciación y propagación de la frac-tura hidráulica. Los disparos alineados con ladirección del esfuerzo máximo optimizan elimpacto y la efectividad de las presiones de ini-ciación de la fractura y propagación de la misma,maximizando el número de orificios abiertos auna fractura hidráulica y permitiendo que los flui-dos fluyan directamente dentro de la trayectoriade menor resistencia; el PFP (derecha).8 Cuandolos disparos no están correctamente alineados enel campo de los esfuerzos, la tortuosidad de latrayectoria del flujo aumenta las presiones de ini-ciación de la fractura y la fricción del fluidodurante las operaciones de bombeo. Estas pérdi-das disipan la energía hidráulica, lo cual limita lageometría de la fractura e incrementa la potenciade bombeo requerida durante los tratamientos deestimulación. Las consecuencias son posiblesarenamientos prematuros, concentraciones yvolúmenes finales de apuntalante reducidos, ymayores costos por la tarea.

Una estrategia de disparos y fracturamientohidráulico orientados minimiza o elimina las pér-didas de presión cerca del pozo. El diseño y laimplementación del fracturamiento hidráulicopueden concentrarse en la creación de fracturasanchas y conductivas, y en el transporte de apun-talante, más que en el flujo de fluidos en la regióncercana al pozo.9 Esto también permite a los inge-nieros de terminación diseñar programas de frac-turamiento hidráulico más agresivos conconcentraciones más altas o con apuntalantes demayor calibre, y fluidos menos viscosos, y menosdañinos, tales como los sistemas viscoelásticosClearFRAC, diseñados para mejorar la conductivi-dad de la fractura y la productividad del pozo.

Los disparos orientados también contribuyena optimizar los tratamientos de estimulacióncuando las operaciones se encuentran restringi-das por la presión o las limitaciones del régimende bombeo y restricciones en los volúmenes defluidos y apuntalantes. Estas aplicaciones inclu-yen pozos con tuberías de producción de diáme-tro reducido y estimulaciones selectivas tipoCoilFRAC, efectuadas con tuberías flexibles.10

Además de las nuevas oportunidades parafracturamiento hidráulico con tubería flexible, losdisparos orientados pueden eliminar la necesidadde bombear a través de la tubería de produccióny proteger el revestidor de presiones de inyecciónexcesivas, particularmente en formaciones que

26 Oilfield Review

Disparos

CementoPozo

Revestidor

Plano preferencial defracturamiento (PFP)

PFP

180°

Cargas con fase de 180°

Esfuerzohorizontal

máximo (SH)

Esfuerzo horizontalmínimo (Sh)

SH

Sh

Puntos de iniciaciónmúltiples y fracturas anulares

Disparosdesalineados

Disparos orientadosadecuadamente

Fractura simplede dos alas

> Optimización del fracturamiento hidráulico. La orientación de los disparos en la dirección delesfuerzo horizontal máximo mejora la eficiencia y efectividad de los tratamientos de estimula-ción de la formación. Los disparos alineados con el PFP reducen o eliminan la tortuosidadcerca del pozo y las restricciones al flujo (arriba). En las pruebas de laboratorio de iniciaciónde fracturamiento hidráulico efectuadas sobre bloques de formación sometidos a esfuerzostriaxiales, los disparos en la dirección del PFP originaron una fractura única o de doble aladominante con tortuosidad mínima y presiones de inyección reducidas (abajo a la izquierda).En las mismas pruebas, los disparos desalineados dieron lugar a fracturas múltiples, en com-petencia entre sí, que se iniciaron en varios puntos del perímetro del pozo y se propagaronalrededor de la interfase cemento-formación (abajo a la derecha).

Verano de 2002 27

son difíciles de tratar debido a las altas presionesde ruptura. En algunos casos, las presiones másbajas de iniciación y propagación de la fracturahacen posible bombear a través del revestidor, locual reduce el costo y la complejidad del fractu-ramiento hidráulico efectuado a través de tube-rías de calidad superior y alta resistencia.

En marzo de 2000, Louis Dreyfus Natural GasInc. (ahora Dominion Exploration and ProductionInc.) perforó el Pozo ETA-4 en el sureste deNuevo México, EUA (derecha). No se disponíandatos de presión, pero se midió una presión defondo de 2000 lpc [13.8 Mpa] en el pozo vecino.Los registros geofísicos ayudaron a identificaruna zona homogénea, de alta calidad, de 3 m [10pies] en la formación Morrow con cerca de 14%de porosidad y 20% de saturación de agua. Losnúcleos laterales ayudaron a confirmar estosvalores. Una zona de esta calidad debería produ-cir naturalmente, pero la alta permeabilidad y labaja presión hacen a la formación susceptible aldaño provocado por los fluidos de perforación yterminación. Una separación significante entrelas curvas de resistividad confirmó una invasiónprofunda, de modo que el operador quiso diseñaruna estimulación por fracturamiento hidráulicopara sortear el daño.11

En esta formación, estimulaciones anterioresllevadas a cabo con fluidos base agua fueronmarginalmente exitosas porque estas areniscasque contienen gas son de baja presión, sonpotencialmente sensibles al agua y su permeabi-lidad cubre un amplio rango. Si es posible, lospozos se terminan naturalmente sin estimula-ción, pero aquéllos en áreas de baja permeabili-dad deben ser hidráulicamente fracturados;generalmente con resultados marginales. Losoperadores conducen los tratamientos de esti-mulación de la formación Morrow con cautela.Para resolver la sensibilidad al agua y evitar unarenamiento, se utilizan frecuentemente fluidosmenos viscosos, energizados y con bajas concen-traciones de apuntalante, los que generan fractu-ras angostas y de baja conductividad.

Estudios realizados en la zona, sugieren quelos resultados pobres obtenidos se debieron a lasarcillas sensibles al agua, o a los efectos de lapresión capilar que reducen la permeabilidadcuando las zonas se exponen a los fluidos defracturamiento hidráulico. Además, la baja pre-sión del yacimiento exacerba los efectos capila-res. Estas cuestiones se resolvieron efectuandotratamientos energizados con nitrógeno [N2] odióxido de carbono [CO2] y utilizando metanol enlos fluidos de fracturamiento. Sin embargo, losresultados de la estimulación con los sistemasenergizados han sido inconsistentes. En zonas de

permeabilidad más alta, los pequeños tratamien-tos de fracturamiento hidráulico energizados sor-tean con efectividad el daño cerca del pozo, peroen zonas de más baja permeabilidad donde lalongitud de la fractura es crítica para la óptimaproductividad, los resultados con dichos siste-mas son inconsistentes.

Estos tratamientos resuelven el tema de lasensibilidad al agua, pero la baja viscosidad, laalta caída de presión por fricción y los requeri-mientos químicos incrementan los costos y elriesgo de un arenamiento. Las concentracionesmás bajas de apuntalante y el frecuente arena-miento prematuro dejan los pozos produciendoconsiderablemente menos que su pleno potencial.Para maximizar la producción, se necesitan dise-ños de fracturas hidráulicas que desarrollan unancho hidráulico adecuado y transportan mayoresconcentraciones y volúmenes de apuntalante.

La calidad del yacimiento en el pozo ETA-3,terminado dos meses antes, fue similar a la delpozo ETA-4, pero su espesor era un 50% menorque el de su vecino. Este último pozo se disparóconvencionalmente con pistolas recuperables de4 pulgadas con 4 disparos por pie (dpp), una fasede 60° y fue estimulado con un fracturamientohidráulico, efectuado a través del revestidor de 5pulgadas con fluido energizado con CO2 y apun-talante cerámico artificial de alta resistencia.Durante el tratamiento, la presión de superficiese elevó a 5000 lpc [34.4 MPa] y la concentraciónmáxima alcanzó las 4 libras de apuntalante agre-gado (laa). El aumento de presión cerca del finaldel tratamiento indicó un posible arenamiento.La producción posterior a la estimulación seestabilizó en 1.7 MMpc/D [48,700 m3/d], con unapresión de flujo de tubería (FTP, por sus siglas eninglés) en superficie de 500 lpc [3.4 MPa].

El operador decidió utilizar el sistema WOPTde Schlumberger para alinear las Pistolas de AltaDensidad de Disparos HSD con 6 dpp y una fasede 180° a lo largo del PFP. Utilizando los datos delregistro FMI, los ingenieros determinaron que enel pozo ETA-4 la dirección del esfuerzo máximoera de noroeste a sudeste. Era posible una mayorconcentración de apuntalante—6 versus 4 laa—para aumentar el ancho de la fractura porque losdisparos orientados reducían el riesgo de un are-namiento prematuro, como consecuencia de latortuosidad de las cercanías del pozo.

Debido a que la calidad del yacimiento eraequivalente al del pozo ETA-3 y su espesor era eldoble, el operador esperaba que el pozo ETA-4fuera excelente, pero la producción luego de laoperación de disparos fue sólo de 500 Mpc/D[14,300 m3/d], con una FTP de 220 lpc [1.5 MPa].Esta producción era equivalente a una termina-

ción extremadamente dañada con un factor dedaño de +45. Para aprovechar al máximo la calidaddel yacimiento, el operador quería diseñar unafractura más conductiva utilizando una concentra-ción de apuntalante mayor. Sin embargo, las pre-siones de tratamiento en el pozo vecino indicaronun posible arenamiento a una concentración de 4laa, de manera que esto no resultaría fácil.

8. Behrmann y Nolte, referencia 6.9. Nelson DG, Klins MA, Manrique JF, Dozier GC y Minner

WA: “Optimizing Hydraulic Fracture Design in theDiatomite Formation, Lost Hills Field,” artículo de la SPE 36474, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, Denver, Colorado, EUA, 6 al 9 de octubre de 1996. Manrique JF, Bjornen K y Ehlig-Economides C:“Systematic Methodology for Effective Perforation andFracturing Strategies,” artículo de la SPE 38630, presen-tado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de laSPE, San Antonio, Texas, EUA, 5 al 8 de octubre de 1997.Manrique JF y Venkitaraman A: “Oriented Fracturing—APractical Technique for Production Optimization,” artí-culo de la SPE 71652, presentado en la Conferencia yExhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns,Luisiana, EUA, 30 de septiembre al 3 de octubre de 2001.

10. Para mayor información sobre estimulaciones selectivascon tubería flexible CoilFRAC, consulte: Degenhardt KF,Stevenson J, Gale B, González D, Hall S, Marsh J yZemlak W: “Aislamiento y estimulación selectivos,”Oilfield Review 13, no. 3 (Invierno de 2001/2002): 60–80.

11. Logan WD, Gordon JE, Mathis R, Castillo J y McNally AC:“Improving the Success of Morrow Stimulations the Old-Fashioned Way,” artículo de la SPE 67206, presentado en elSimposio de Operaciones de Producción de la SPE,Oklahoma City, Oklahoma, EUA, 24 al 27 de marzo de 2001.

Nuevo México

CANADÁ

EUA

> Estimulaciones por fracturamiento hidráulicoen la formación Morrow. En las areniscas gasífe-ras de la formación Morrow, en el sudeste deNuevo México, EUA, se han intentado muchasestrategias diferentes de fracturamiento hidráu-lico y terminación de pozos.

A 6 laa, la estimulación en el programaFracCADE muestra una longitud de fractura de 91m [300 pies] y un ancho de 3.8 mm [0.15 pulg],más del doble de ancho de un diseño de 4 laa(abajo). Este tratamiento parece sobredimensio-nado, pero la experiencia local sugiere que puederequerirse un diseño que apunte a una longitudde fractura de 91 m para obtener una fracturaconductiva efectiva de 60 m [200 pies], conside-rando el potencial daño de conductividad de frac-tura luego del cierre de la fractura y del comienzode la producción.

Las presiones de tratamiento realzan elimpacto positivo de los disparos orientados en laejecución de la tarea (próxima página, arriba a laizquierda). Los regímenes de bombeo para los dostratamientos de estimulación son idénticos—30bbl/min [4.7 m3/min]—pero el fracturamientoconvencional alcanza una presión de tratamientode 5000 lpc, mientras las presiones para el frac-turamiento hidráulico orientado varían entre 3000y 4000 lpc [20 y 27 MPa].

Otro indicador importante de los beneficios delos disparos orientados es la respuesta de presiónluego de detener el bombeo. En el trabajo con-vencional, tomó 15 minutos para que la presiónalcanzara 3000 lpc, sugiriendo que la presión netaestaba aumentando y este trabajo se hallabacerca del arenamiento. Para la fractura orientada,la presión se estabilizó casi inmediatamente,sugiriendo que se podrían haber emplazado con-centraciones de apuntalante más altas.

La historia de producción del pozo ETA-4indicó una estimulación exitosa. La producciónposterior al fracturamiento fue de 3.5 MMpc/D [1 millón m3/d] con una FTP de 1280 lpc [8.9 MPa],comparado con 500 Mpc/D y una presión de flujode 220 lpc antes de la estimulación. El objetivodel fracturamiento hidráulico consistía en sortearel daño de perforación y una buena medida deléxito del mismo está dada precisamente por elfactor de daño. La producción posterior a la esti-mulación de 3.5 MMpc/D indica que el factor dedaño se redujo de +45 a –4.

El análisis mostró que con una concentraciónde apuntalante máxima de 4 laa y un ancho defractura de 1.5 mm [0.60 pulg], el pozo ETA-4debería producir 2.2 MMpc/D [63,000 m3/d] conuna FTP de 1280 lpc. Si el ancho de la fractura esde 3.8 mm, la producción aumentaría a 3 MMpc/D[85,000 m3/d] con una FTP de 1280 lpc. En reali-dad, el pozo produjo más, sugiriendo una fracturalevemente más ancha. Los disparos orientadospermiten utilizar una concentración de apunta-lante más alta, a la vez que evitan un arena-miento prematuro y la necesidad de limpiar lospozos luego de fracturar. Esto dio como resultadoun incremento de 1.3 MMpc/D [34,000 m3/d] ylos costos adicionales incurridos en las operacio-nes de disparos se pagaron con sólo tres días deproducción.

En algunas áreas, las aplicaciones de fractu-ramiento hidráulico incluyen objetivos de termi-nación más que el sólo tratamiento para mejorarla productividad. El campo Scott, operado porAmerada Hess en el sector central del Mar delNorte del Reino Unido, está sujeto a una produc-tividad deteriorada debido a depósitos de asfal-teno e incrustaciones en y alrededor de lospozos.12 La repetición de la operación de dispa-ros, la inyección de disolventes de incrustacio-nes, y la creación de fracturas cortas conexplosivos transportados por los fluidos, fuerontratamientos de remediación no exitosos debidoa la severidad de este daño. La única opción quequedaba para sortear el daño de la formación fueun tratamiento de estimulación por fractura-miento hidráulico; algo que es costoso enambientes costa afuera.

Este desafío, sin embargo, motivó la investi-gación de nuevos métodos y novedosas tecnolo-gías para garantizar el éxito. Amerada Hessconjuntamente con el Grupo de Mejoramiento dela Producción de Schlumberger (PEG, por sussiglas en inglés) identificó el pozo J9 como can-didato a una estimulación por fracturamientohidráulico sobre la base de la producción exis-tente versus la productividad potencial, el áreade drenaje, el soporte de presión de un pozo deinyección cercano y el acceso al pozo.13 La pro-ducción de petróleo alcanzó un pico de 5700 B/D[906 m3/d], pero declinó progresivamente a pesardel aumento de presión del yacimiento. La pre-sión en el bloque limitado por fallas subió de4000 lpc [27.6 MPa] a más de 9000 lpc [62MPa]después de que comenzara la inyección de agua.

Los registros de producción y de calibre depozo entubado, revelaron que la producción prove-nía principalmente de una zona superior y habíaacumulación de agua e incrustaciones en los dis-paros inferiores. El operador sospechó que habíauna combinación de formación de incrustaciones y

28 Oilfield Review

Prof

undi

dad,

pie

sPr

ofun

dida

d, p

ies

Esfuerzo, 1000 lpc Ancho de fracturaen el pozo, pulg

4 laa

6 laa

Longitud de la fractura, pies

Concentraciónde apuntalante

8 9 10 0.1 0 0 200 400 6000.1

0.1 0.10 0 200 400 600

< 0.0 lbm/pies2 0.0-0.10.1-0.2 0.2-0.3 0.3-0.4 0.4-0.5 0.5-0.6 0.6-0.7 0.7-0.8 > 0.8

< 0.0 lbm/pies2 0.0-0.1 0.1-0.2 0.2-0.3 0.3-0.4 0.4-0.5 0.5-0.6 0.6-0.7 0.7-0.8 > 0.8

X1900

X2000

X2100

X2200

X2300

X2400

X1900

X2000

X2100

X2200

X2300

X24008 9 10

Esfuerzo, 1000 lpc Ancho de fracturaen el pozo, pulg

Longitud de la fractura, pies

Concentraciónde apuntalante

La mayor concentraciónde apuntalante

La mayor concentraciónde apuntalante

Longitud de lafractura, 300 pies

Longitud de lafractura, 400 pies

> Conductividad de la fractura. La orientación de los disparos es clave en el diseño e implementación detratamientos de fracturamiento hidráulico destinados a generar fracturas más anchas y más conductivas.Dos diseños de fracturamiento alternativos del pozo ETA 4 poseían alturas y longitudes de fractura simila-res, pero la fractura efectuada con 4 libras de apuntalante agregado (laa) posee un ancho menor a lamitad (arriba) del de la fractura llevada a cabo con 6 laa (abajo).

Verano de 2002 29

sulfato, migración de finos y una posible acumula-ción de asfalteno, prevalecientes en otras partesdel campo. Volver a disparar el intervalo completono produjo ningún efecto en la producción.

El fracturamiento hidráulico era la únicaopción práctica que quedaba. Sin embargo, lacompleja y fallada estructura y las fuerzas tectó-nicas extremas, crean las condiciones para frac-turas hidráulicas potencialmente angostas y unposible arenamiento prematuro. Las altas desvia-ciones del pozo exacerban aún más las restriccio-nes cerca del pozo y complican las operacionesde fracturamiento hidráulico.

Se repitió la operación de disparos en unintervalo limitado, utilizando el sistema WOPTpara alinear las pistolas con una fase de 180° enla dirección del esfuerzo máximo, de modo deminimizar las pérdidas de presión debido a la tor-tuosidad de la fractura. Se obtuvo un azimut delPFP de 46° a partir de la anisotropía de la onda decizallamiento, de las mediciones con calibradorde cuatro brazos en pozo abierto y de las imáge-nes de la pared del pozo. El operador seleccionócargas PowerFlow para orificios de gran diámetroa 6 dpp, así como para reducir la incertidumbreacerca de la alineación de los disparos con el PFPy minimizar la fricción en los disparos. Estaopción también contribuyó a garantizar la fracturamás ancha posible para mitigar el daño posteriora la estimulación debido a la turbulencia del flujodurante la producción subsiguiente.

Aún con un azimut del pozo de 40° frente alintervalo objetivo, los ingenieros estimaron queuna fractura hidráulica se propagaría casi enlínea con el pozo. A pesar de contar con un azi-mut favorable del pozo, Amerada Hess decidiómitigar la posibilidad de un arenamiento debidoa un escaso ancho de fractura o a múltiples frac-turas cerca del pozo. Esto se logró volviendo adisparar sólo 10 pies y taponando nuevamentepara reducir el intervalo de inyección, aúncuando esto podría resultar en un flujo conver-gente, posiblemente turbulento, bajo condicionesde producción (arriba a la derecha).

La preocupación más importante era lograruna conductividad de fractura adecuada y man-

tener la productividad dada la alta propensión ala acumulación de incrustaciones en los pozos yen la matriz de la formación. Los tratamientos defracturamiento hidráulico reducen las caídas depresión durante la producción, lo cual disminuyela potencial acumulación de incrustaciones.

12. Norris MR, Gulrajani SN, Mathur AK, Price J y May D:“Hydraulic Fracturing for Reservoir Management:Production Enhancement, Scale Control and AsphaltinePrevention,” artículo de la SPE 71655, presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, 30 de septiembre al 3 de octubre de 2001.

13. Para mayor información sobre el Grupo deMejoramiento de la Producción (PEG), consulte: Bartz S,Mach JM, Saeedi J, Haskell J, Manrique J, MukherjeeH, Olsen T, Opsal S, Proano E, Semmelbeck M, SpaldingG y Spath J: “Let’s Get the Most Out of Existing Wells,”Oilfield Review 9, no. 4 (Invierno de 1997): 2–21.

7000

8000

5000

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Pres

ión,

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de

bom

beo,

bbl

/min

90 93 97 100 103Tiempo de bombeo, min

106 109 113 116 119 122 125 129

Disparos convencionales, 4 laa

Disparosorientados, 6 laa

Régimen de bombeo enel pozo ETA-4Disparos orientados

Régimen de bombeo enel pozo ETA-3Disparos convencionales

Presión de tratamientoDisparos orientados

Presión de tratamientoDisparos convencionales

> Comparación entre tratamientos de fracturamiento orientado y con-vencional. La mejora más importante se observa en el comportamientode la presión de tratamiento en superficie. A medida que las concen-traciones de apuntalante aumentan de 1 a 4 laa en el pozo ETA 3 y de 1a 6 laa en el pozo ETA 4, las presiones de tratamiento son significativa-mente menores en el pozo ETA 4 (púrpura) que en el pozo ETA 3 (azul).Esta mejora se logró como resultado de orientar los disparos en ladirección del esfuerzo máximo, o PFP.

ÁFRICA

EUROPA

Mar del Norte

> Fracturamiento hidráulico de pozos de gran inclinación. A medida que lospozos se apartan del plano preferencial de fracturamiento (abajo), los dis-paros deberían orientarse y agruparse sobre intervalos más cortos paraoptimizar la comunicación con una fractura dominante (centro). Debido aque el azimut del pozo era de 40° y el azimut del PFP era de 46°, AmeradaHess escogió utilizar esta estrategia para estimular por fracturamientohidráulico el pozo J9 del campo Scott en el Mar del Norte (arriba), a losefectos de reducir la posibilidad de un arenamiento prematuro como con-secuencia de múltiples fracturas iniciándose cerca del pozo, con la corres-pondiente reducción del ancho de fractura.

Además, se utilizó un apuntalante especial im-pregnado con un químico inhibidor de incrustacio-nes, para brindar protección en el largo plazo a lafractura apuntalada y a los tubulares del pozo. Lacolocación de inhibidor junto con el apuntalanteaseguró la distribución dentro de la formación, yse perdió menos inhibidor durante el contraflujo ylimpieza de los fluidos de tratamiento. El inhibidorde incrustaciones no reacciona con fluidos de frac-turamiento hidráulico y permanece inactivo en lasuperficie del apuntalante hasta que es activadopor el agua de formación.

Una prueba de inyectividad previa al fractura-miento hidráulico indicó una fricción extremada-mente baja causada por la tortuosidad del pozo,sólo 200 lpc [1.4 Mpa] durante la iniciación de lafractura. El tratamiento con apuntalante tambiénexhibió efectos insignificantes cerca del pozo y norequirió baches con ácido o apuntalante durantela inyección del colchón para romper la formacióny erosionar las restricciones. Esto indicó que losdisparos orientados eliminaron las restriccionesal flujo, y que las alas de la fractura estabancorrectamente alineadas con el pozo.

La combinación de disparos orientados y frac-turamiento hidráulico con apuntalante impreg-nado con inhibidor de incrustaciones, aumentó laproducción de petróleo de 120 B/D [19m3/d] amás de 2500 B/D [397 m3/d]; veinte veces mayor(próxima página, abajo). La estimulación por frac-turamiento hidráulico arrojó un factor de daño de–2, mientras que el factor de daño anterior al tra-tamiento era de +80. El apuntalante impregnadocon inhibidor de incrustaciones previno la rápidadeclinación en la productividad que experimentóel pozo cuando fue colocado bajo soporte deinyección. La alta productividad sostenida pagóesta intervención en sólo 14 días de producción.

Como resultado del tratamiento aplicado en elpozo J9, el grupo PEG inició un programa de iden-tificación de pozos candidatos para evaluar elpotencial de estimulación por fracturamientohidráulico de otros pozos en el campo Scott. Esteprograma está ayudando a Amerada Hess a com-pensar la declinación de la producción del campoy a recuperar reservas adicionales potenciales.Las estrategias de fracturamiento hidráulicoorientado y la técnica de disparos WOPT tambiénhan sido aplicadas exitosamente en Canadá y elGolfo de México.

Prevención de producción de arenaAunque los métodos de control de producción dearena son necesarios en muchas terminaciones,las velocidades de flujo restringidas pueden hacerque los filtros mecánicos y el empaque de gravapara el control de la producción de arena resultenimprácticos o antieconómicos en pozos de altaproductividad.14 En algunos yacimientos pobre-mente consolidados y formaciones con esfuerzosanisotrópicos, las tecnologías de terminacionessin cedazo y de disparos orientados pueden maxi-mizar la estabilidad del túnel dejado por los dis-paros y reducir o eliminar la producción de arenasin restringir la producción del pozo (arriba).Mediante la determinación de las direcciones ymagnitudes de los esfuerzos locales, los ingenie-ros de terminación de pozos apuntan a áreas másestables de la formación alrededor de un pozo ycon mínimo contraste de esfuerzos, y evitan sec-tores menos estables con grandes contrastesentre los esfuerzos horizontales y verticales.

Los disparos con diámetros más pequeños, lamayor densidad de disparo, la fase óptima de lapistola y el máximo espaciamiento entre orificios,

así como la técnica de disparos orientados ayu-dan a prevenir la producción de arena de los yaci-mientos pobremente consolidados. Cuando serequieren altas densidades de disparo, la fase dela pistola se ajusta para orientar los disparoslevemente hacia cada lado de la dirección delcontraste del esfuerzo mínimo, a los efectos demaximizar el espaciamiento entre disparo y dis-paro. Esto optimiza la productividad del pozo yayuda a prevenir o demorar la producción dearena a lo largo de la vida útil de un pozo. Losmodelos geomecánicos y las pruebas de labora-torio determinan la desviación aceptable res-pecto de un azimut objetivo, típicamente cercade los 25 a 30°, o menos.

A partir de un estudio geomecánico detalladoacerca de las direcciones y distribución de losesfuerzos locales, Petróleos de Venezuela S.A.(PDVSA) aplicó la técnica de fase óptima de lapistola y los disparos orientados para prevenir laproducción de arena.15 La producción de arena esun problema mayor en el yacimiento Eoceno Cdel Lago de Maracaibo, Venezuela. Esta areniscaes competente y consolidada, pero como resul-tado de la tectónica compleja, el esfuerzo hori-zontal máximo es significativamente mayor queel esfuerzo vertical, el cual es similar en magni-tud al esfuerzo horizontal mínimo. El gran con-traste entre los esfuerzos horizontales mínimo ymáximo genera una importante producción dearena en los pozos verticales.

30 Oilfield Review

14. Carlson J, Gurley D, King G, Price-Smith C y Walters F:“Sand Control: Why and How?” Oilfield Review 4, no. 4(Octubre de 1991): 41–53.Syed A, Dickerson R, Bennett C, Bixenman P, Parlar M,Price-Smith C, Cooper S, Desroches J, Foxenberg B,Godwin K, McPike T, Pitoni E, Ripa G, Steven B, Tiffin D yTroncoso J: “Empaque de grava en pozos horizontalesde alta productividad,” Oilfield Review 13, no. 2 (Otoñode 2001): 52–75.

15. Sulbaran AL, Carbonell RS y López-de-Cárdenas JE:“Oriented Perforating for Sand Prevention,” artículo de

Disparos

Tratamiento coninhibidor químico

Fractura apuntalada o de formación con unpreflujo que incluye inhibidor de incrustaciones o

apuntalante impregnado con inhibidor de incrustaciones

Apuntalante cubierto conresina o arena sujeta

en sitio con fibras PropNET

Terminación sin cedazo

CementoPozo

RevestidorCargas con fase de 180°

Fractura

Esfuerzo horizontalmínimo (Sh)

Esfuerzohorizontal

máximo (SH)SH

Sh

> Terminaciones sin cedazo. Cuando las nuevas tecnologías, tales como apuntalantes revestidos conresinas e impregnados con inhibidor de incrustaciones (izquierda) y fibras PropNET (derecha), secombinan con disparos orientados y estrategias de fracturamiento hidráulico, controlan el contraflujode apuntalante y la producción de arena para proporcionar una efectiva prevención de producciónde arena sin necesidad de incluir filtros mecánicos o efectuar operaciones de empaque de grava enel fondo del pozo.

la SPE 57954, presentado en la Conferencia Europeasobre Control del Daño de la Formación de la SPE, LaHaya, Holanda, 31 de mayo al 1 de junio de 1999.

16. Solares JR, Bartko KM y Habbtar AH: “Pushing theEnvelope: Successful Hydraulic Fracturing for SandControl Strategy in High Gas Rate ScreenlessCompletions in the Jauf Reservoir, Saudi Arabia,” artículo de la SPE 73724, presentado en el Simposio y Exhibición Internacional sobre Control del Daño de la Formación de la SPE, Lafayette, Luisiana, EUA, 20 al 21 de febrero de 2002.

Verano de 2002 31

Durante la década de 1990, PDVSA utilizóvarias técnicas, incluyendo el fracturamientohidráulico y la perforación de pozos de gran incli-nación para reducir la producción de arena. Laproducción promedió los 1500 B/D [240 m3/d] porpozo, pero el influjo de arena permaneció en valo-res cercanos a 14 lbm/1000 bbl [4 kg/100m3] porpozo, lo cual se consideraba todavía excesivo.Para resolver este problema, PDVSA recurrió a latécnica de disparos orientados para prevenir laproducción de arena en pozos verticales.

Los efectos tectónicos y de fallas afectan lasvariaciones en la dirección de los esfuerzos en elyacimiento Eoceno C. PDVSA utilizó datos de imá-genes de la pared del pozo y mediciones efectua-das en núcleos de laboratorio para estimar lasdirecciones de los esfuerzos horizontales máximos.Los investigadores también evaluaron la estabili-dad de un túnel dejado por el disparo, utilizando unmodelo plástico-elástico, un análisis de elementofinito y un criterio de falla de material. Se utilizó elángulo crítico respecto de la dirección del esfuerzomáximo donde los túneles dejados por los disparospermanecen estables, para seleccionar la fase dela pistola y la orientación de los disparos.

Los estudios geomecánicos realizados porPDVSA y los experimentos llevados a cabo en elCentro de Terminaciones de Yacimientos deSchlumberger, ubicado en Rosharon, Texas, EUA,dieron como resultado las siguientes estrategiasy recomendaciones de disparo:• Determinar las direcciones y magnitudes de

los esfuerzos.• Definir el ángulo crítico para el cual los dispa-

ros son estables.• Seleccionar cargas PowerJet apropiadas y de

penetración profunda.• Utilizar suficiente densidad de disparos para

obtener una óptima productividad.• Utilizar una fase que permita una distancia

máxima entre disparo y disparo.• Evitar los disparos en direcciones para las cua-

les los túneles dejados por los disparos sonmenos estables.

• Disparar en condiciones de bajo balance sufi-ciente (desequilibrio hidrostático negativo).Inicialmente, se realizaron cuatro trabajos

utilizando las técnicas de TCP orientado. Entodos estos pozos, la producción de arena seredujo significativamente respecto del promedio

del campo de más de 14 lbm/1000 bbl (izquierda).Debido al éxito en la prevención de la producciónde arena en estos pozos del Eoceno C, PDVSAllevó a cabo operaciones de disparos orientadosadicionales en otros campos utilizando los siste-mas TCP y WOPT.

Las densidades de disparos inferiores a 6 dppredujeron la productividad. Por encima de 8 dppno existió esencialmente aumento de productivi-dad, pero se incrementó el riesgo de falla en losdisparos y de producción de arena. PDVSA selec-cionó de 6 a 8 dpp para satisfacer todas las con-diciones expuestas más arriba. Los primeros trespozos se dispararon con pistolas convencionalesutilizando 6 dpp. El cuarto pozo se disparó conuna pistola especialmente adaptada para propor-cionar 8 dpp, a la vez que se satisfacían losrequerimientos originales de máxima distanciaentre disparo y disparo, así como una distribu-ción más uniforme de los disparos dentro de lafase permitida.

La producción de arena es un problema enmuchas áreas. Durante el año 1995, SaudiAramco comenzó un amplio desarrollo de reser-vas de gas no asociadas en el campo Ghawar. Elyacimiento Jauf era parte del esfuerzo.16 Estaarena no consolidada produce gas dulce de 4115a 4390 m [13,500 a 14,400 pies] de profundidad,posee permeabilidades bajas y moderadas y unalto potencial de producción de arena a elevadapresión y alta temperatura; esto es, 60 MPa[8750 lpc] y 150°C [300°F].

Los pozos del yacimiento Jauf producen de 10a 60 MMpc/D [28,600 a 1.7 millones m3/d], peroes difícil obtener estas altas tasas de producciónsin producir importantes volúmenes de arena deformación. Este influjo de arena origina interven-ciones repetidas para limpiar los pozos y creauna severa corrosión en las tuberías de conduc-ción, arrasando con el inhibidor químico del inte-rior de las tuberías de recolección y transmisión.

Algunos pozos del campo Ghawar se termina-ron con un revestidor de 41⁄2 pulgadas, lo que nopermitió instalar filtros mecánicos de empaquede grava de velocidad restringida. Se consideróel fracturamiento hidráulico seguido de empaquede grava, pero las bajas permeabilidades deter-minadas a partir del análisis de núcleos y datosde pruebas de pozos, indicaron la necesidad defracturas más largas y de alta conductividad paraobtener las producciones de gas requeridas.Como resultado, Saudi Aramco decidió recurrir alas terminaciones sin cedazos con estimulacio-nes por fracturamiento hidráulico.

La planta de gas Hawiyah, recientementeconstruida, con una capacidad total de 1600MMpc/D [46 millones m3/d], requería 400MMpc/D [11.5 millones m3/d] de gas dulce, libre

Prod

ucció

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B/D

4000

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mbr

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3500Anterior al tratamiento

Petróleo

Posterior al tratamiento

3000

2500

2000

1500

1000

500

0

Producción del Pozo J9, Año 2000

Agua

> Estimulación exitosa en el Mar del Norte. La productividad del pozo J9 de AmeradaHess en el campo Scott, un desarrollo del Mar del Norte central, aumentó comoresultado de un tratamiento de fracturamiento hidráulico optimizado, que incluyódisparos orientados de un intervalo limitado e inyección de apuntalante impregnadocon inhibidor de incrustaciones. La producción aumentó de 120 B/D [19m3/d] a unvalor sostenido de más de 2500 B/D [397 m3/d]. Esta intervención se pagó con menosde 14 días de producción.

Venezuela

AMÉRICADEL NORTE

AMÉRICADEL SUR

Promedio del campo Pozo 1 Pozo 2 Pozo 3 Pozo 4

1500

240

Producción inicial de petróleo

B/D

m3/d

4000

635

2200

350

700

111

1100

175

14

4

Flujo estabilizado de arena

lbm/1000 bbl

kg/100 m3

0.5

0.14

3

0.86

3

0.86

0.4

0.11

> Resultados de la producción antes y despuésde las operaciones de disparos orientados en elyacimiento Eoceno C.

de arena, de los pozos del yacimiento Jauf. Sinembargo, cuatro estimulaciones por fractura-miento hidráulico efectuadas en 1999 y 2000fallaron para prevenir la producción de arena, yconsecuentemente fueron muy poco efectivas.Con la puesta en marcha de la planta poco menosde un año atrás, el operador reunió un equipo deexpertos en petrofísica, geología, ingeniería deyacimientos y diseño de estimulaciones bajo lagerencia de Saudi Aramco y la coordinación deSchlumberger. Junto con representantes de lasoperaciones de campo, este grupo resolvió elcontraflujo de apuntalante y la producción dearena, optimizó los tratamientos de fractura-miento hidráulico y mejoró los procedimientos delimpieza del pozo.

El equipo identificó 10 pozos que eran candi-datos para terminaciones sin cedazo. Para lograrun cambio respecto de los diseños convenciona-les, se implementó el proceso de optimización depozos, conocido como PowerSTIM, el cual inte-

gra la petrofísica, la evaluación de formaciones,la caracterización de yacimientos y las pruebasde pozos con el diseño y la ejecución de estimu-laciones, así como de evaluación posterior al tra-tamiento.17 Además de una mejor evaluación dela formación y una caracterización del yacimientosuperior, las recomendaciones para mejorar lasestimulaciones por fracturamiento hidráulicoincluyeron disparos orientados para reducir laspresiones de tratamiento y crear fracturas másanchas, lo cual reduce el flujo turbulento, no dar-ciano durante la producción. Los disparos propia-mente alineados con el PFP también eliminan lostúneles no empacados que contribuyen a la pro-ducción de arena.

La ovalización del pozo por ruptura identifi-cada en los registros FMI confirmaron unesfuerzo máximo con dirección este-oeste y unaorientación del PFP en la formación Jauf con unazimut cercano a 80°, o 260° (izquierda). Lanueva estrategia de terminación de pozos evitódisparar dentro de 3 a 6 m [10 a 20 pies] de inter-valos más débiles identificados por los perfilesde esfuerzos. Los intervalos disparados se man-tuvieron a un mínimo de 9 o 12 m [30 o 40 pies]para asegurar la cobertura de la fractura en elpozo y prevenir el flujo de arena de los disparosabiertos sin tratar. Se utilizó el sistema WOPT ypistolas con una fase de 180°.

En la aplicación inicial de la técnica de dispa-ros orientados, el pozo produjo 2 MMpc/D [57,000 m3/d] con una FTP de 3800 lpc [26-MPa]antes de la estimulación. Una prueba de inyectivi-dad previa al tratamiento de fracturamiento veri-ficó la efectividad de los disparos orientados. Lascaídas de presión por fricción durante la iniciaciónde la fractura alcanzaron sólo 300 lpc [2 MPa], sig-nificativamente menos que el promedio de 900 lpc[6 MPa] en pozos disparados convencionalmentecon 6 dpp y una fase de 60°. Después de la esti-mulación, el pozo fluyó a razón de 30 MMpc/D[860,000 m3/d] con una FTP de 5200 lpc [36-MPa],pero continuó produciendo sólidos.

En el primer pozo asignado al equipo conjuntoPowerSTIM, se había utilizado terminación sincedazo. Para detener la producción de apunta-lante y arena, se disparó un intervalo estable de30 pies con el sistema WOPT. Los ingenierosdiseñaron una fractura limitando el largo de lamisma (TSO, por sus siglas en inglés), con fibrasde PropNET resistentes a altas temperaturaspara controlar el contraflujo. El pozo produjo 1.6MMpc/D [45,800 m3/d] con una FTP de 550 lpcluego de disparar. La presión a causa de los efec-tos de tortuosidad fue de 450 lpc [3.1 MPa], aúnigual a la mitad del nivel observado en pozos enlos que no se efectuaron disparos orientados. Laproducción post-fractura fue de 37 MMpc/D

[1 millón m3/d] y el pozo quedó produciendo gaslibre de sólidos luego de sólo 11 días de finali-zado el tratamiento; tiempo significativamentemenor que el promedio de 47 días observado enlos pozos anteriores.

Las terminaciones sin cedazo fueron optimi-zadas en los nueve pozos restantes de este pro-grama. El equipo desarrolló un modelopetrofísico refinado basado en núcleos de pozosvecinos, registros de pozo abierto y datos poste-riores a la fractura, e introdujo un modelo másexacto para predecir la producción de arena. Losingenieros de terminación utilizaron el Programade Análisis de Operaciones de Disparos deSchlumberger (SPAN, por sus siglas en inglés)para predecir los diámetros de entrada del orifi-cio de los disparos y optimizar la selección delcalibre del apuntalante.

Previo al programa PowerSTIM en el yaci-miento Jauf, los pozos tardaban tanto como 55días para lograr una producción libre de sólidos.Las terminaciones sin cedazo optimizadas y losprocedimientos que mejoraron el contraflujo, redu-jeron este período de limpieza a entre 3 y 5 días.Saudi Aramco ahora utiliza como rutina intervalosde disparos limitados y disparos orientados en lospozos del yacimiento Jauf. Hasta la fecha, todoslos pozos terminados sin cedazo han alcanzadoproducciones de gas libre de arena hasta con pro-ducciones iguales a su máximo potencial y luegode ponerlos y sacarlos de la línea de producciónvarias veces durante unos meses.

Si no se encaran, los problemas asociadoscon el influjo de arena afectan la productividaddel pozo y del yacimiento adversamente, ponenen peligro las futuras opciones de intervencionesde remediación, y limitan la rentabilidad delcampo. Un factor importante en el control de laproducción de arena es asegurar que los túnelesde los disparos y la formación circundante semantengan estables a lo largo de la vida útil deun pozo. Los mejores modelos para el control dela producción de arena, la superior evaluacióndel riesgo y las técnicas de disparos cada vezmás sofisticadas, resuelven estos problemasofreciendo estrategias alternativas para manejary eliminar la producción de arena.

32 Oilfield Review

17. Para mayor información sobre el programa de optimiza-ción de la terminación y estimulación de pozosPowerSTIM, consulte: Al-Qarni AO, Ault B, Heckman R,McClure S, Denoo S, Rowe W, Fairhurst D, Kaiser B,Logan D, McNally AC, Norville MA, Seim MR y RamseyL: “De las propiedades de los yacimientos a las solucio-nes de estimulación,” Oilfield Review 12, no. 4 (Invierno de 2001): 44–65.

18. Morita N y McLeod HO: “Oriented Perforations toPrevent Casing Collapse for Highly Inclined Wells,” artículo de la SPE 28556, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns,Luisiana, EUA, 25 al 28 de septiembre de 1994.

270° 90°

180°

0°

150°

120°

60°

30°

210°

240°

300°

330° 30%

20%

10%

30%20%10%

Arabia Saudita

Plano preferencialde fracturamiento

hidráulico

Ovalización delpozo por ruptura

EUROPA

ÁFRICA

> Ovalización por ruptura típica de un pozo en laformación Jauf. Los registros FMI identificaronuna ovalización del pozo en dirección norte-surcercana al 25% en la formación Jauf en ArabiaSaudita. Esto confirmó una dirección este-oestedel esfuerzo máximo de la formación con un azi-mut de aproximadamente 80°, o 260°. La estrate-gia de disparos corriente consiste en orientar losdisparos a lo largo del plano preferencial de frac-turamiento hidráulico utilizando pistolas con unafase de 180° y 6 dpp. Esta técnica contribuye aprevenir la producción de sólidos y reducir lascaídas de presión por fricción cerca del pozodurante las operaciones de fracturamientohidráulico.

Verano de 2002 33

Otras aplicaciones y desarrollos¿Es común el arenamiento prematuro durante lostratamientos de fracturamiento hidráulico? ¿Sonlas presiones de inyección más elevadas que loesperado? ¿Se hallan la presión o el régimen deinyección limitados por las condiciones del reves-tidor o el uso de tuberías flexibles para la esti-mulación selectiva de zonas individuales? ¿Sedeberían emplear fluidos menos dañinos? ¿Sonlas concentraciones finales de apuntalantedemasiado bajas? ¿Poseen los pozos problemasde contraflujo de apuntalante o producción dearena? ¿Existen señales de acumulación deincrustaciones y asfalteno? Si la respuesta acualquiera de estas preguntas es positiva, la téc-nica de disparos orientados puede ser un ele-mento clave en los servicios de soluciones parael campo petrolero.

En la mayoría de los casos, la técnica de dis-paros orientados cuidadosamente planificadaproporciona resultados óptimos, a costos adicio-nales insignificantes comparados con el valorextra agregado. El análisis detallado y la selec-ción de candidatos son partes vitales del procesode planificación de disparos orientados (arriba).Las herramientas de registros geofísicos másavanzadas y las técnicas de interpretación facili-

tan este proceso mediante la medición y evalua-ción de las propiedades de la roca en una zonaque se extiende más allá del daño de formacióninducido por la perforación. Combinados con lacaracterización integrada de yacimientos, estosservicios brindan datos y aportes para el desa-rrollo de modelos del subsuelo precisos parasimular, diseñar y evaluar la optimización de laestimulación y las soluciones de control de laproducción de arena que los operadores de gas ypetróleo necesitan para mejorar la producción.

Las operaciones de disparos orientadosdependen de la técnica utilizada, y requierengeneralmente más tiempo que las operacionesconvencionales, particularmente en pozos verti-cales con poca inclinación. Debido a que el sis-tema WOPT depende de la repetibilidad de laorientación de la sarta de la herramienta, se debetener cuidado durante cada paso en la ejecucióndel trabajo. Además, si la herramienta asume unaorientación diferente durante una carrera de dis-paros, las pistolas se deben extraer del pozo ydebe repetirse el indexado de la herramienta.

Un sistema que permite rotación, o indexa-ción, de pistolas en el fondo del pozo reduciría sig-nificantemente la sensibilidad de la técnica ymejoraría en general la eficiencia de las operacio-

nes de disparos orientados. La reorientación en elfondo del pozo sería particularmente beneficiosaen pozos con inclinaciones mayores a 3°, dondelas mediciones de inclinación son más confiables.La capacidad adicional para disparar selectiva-mente más de un detonador, y por lo tanto, variaspistolas en un único viaje al pozo, reducirán drás-ticamente el número de carreras requeridas paradisparar intervalos más largos o zonas múltiples.En cualquier caso, se requiere bajar un giroscopiocuando no se disponen datos de inclinómetro.

La necesidad de disparar sin dañar los cables,líneas de control y otros componentes en pozosinstrumentados y cada vez más complejos, esuna necesidad creciente en la técnica de dispa-ros orientados con herramientas operadas acable. Se espera que el número de terminacionesinteligentes aumente a un ritmo de alrededor de30% por año. La instalación de sistemas de fibraóptica que permiten a los operadores monitorearel comportamiento del pozo en el fondo delmismo y evaluar la efectividad del tratamiento deestimulación a lo largo del tiempo está creciendoaún más rápido. Las técnicas para detectar ymapear los componentes de terminación en elfondo del pozo y monitorear la orientación de lapistola durante la operación de disparos ayudaráa satisfacer esta necesidad.

Otras aplicaciones de los disparos orientadosincluyen la intersección de fracturas naturales osectores del pozo con mínimo daño de formaciónpara una mejor productividad del pozo, la repara-ción de canales de cemento detrás del revestidory la activación de pozos de alivio durante las ope-raciones de control de presión. Los disparos orien-tados que evitan la exposición del revestidor,debilitado por las operaciones de disparos, a con-centraciones de esfuerzos extremas, también pre-vienen el colapso del revestidor en pozos de graninclinación o pozos perforados en áreas tectónica-mente activas.18 En el futuro, esta técnica tambiénpuede encontrar aplicaciones en estructuras geo-lógicas complejas y altamente falladas, donde lascondiciones de los esfuerzos locales complican eldiseño de la fractura, la implementación del trata-miento y la efectividad de la estimulación.

Estos requerimientos y las terminaciones depozos cada vez más exigentes están conduciendoal desarrollo de técnicas y sistemas de disparosde la próxima generación, dirigidos fundamental-mente a aumentar la eficiencia en el sitio delpozo y reducir el tiempo requerido para imple-mentar servicios y soluciones de operaciones dedisparos. Cuando estas mejoras en las herra-mientas y los nuevos sistemas de técnicas dedisparos que las utilizan se comercialicen, lasoperaciones de disparos orientados serán aúnmás flexibles y efectivas. —MET

Prevención deproducción de arena • Mitigar el influjo de arena• Detener el contraflujo de apuntalante• Utilizar terminaciones sin cedazo • Reducir el depósito de incrustaciones y de asfalteno

Fracturamientohidráulico • Minimizar los arenamientos • Aumentar la concentración de apuntalante • Reducir las presiones de inyección - Bombear a través del revestidor - Bombear a través de la tubería de producción - Utilizar estimulación selectiva

con tubería flexible

Registro del pozo y datos de desviación • Datos regionales • Registros convencionales a pozo abierto - Herramienta DSI - Herramienta FMI - Herramienta UBI - Registros de calibre

Técnicas de operaciones de disparos • Orientar los disparos con TCP o con herramientas operadas a cable • Alinear con el PFP

Datos del pozo • Trayectoria e inclinación del pozo

• Intersectar fracturas naturales • Penetrar con daño mínimo

• Optimizar los disparos - Diámetro del túnel - Profundidad de penetración - Ángulo de fase - Densidad de disparos - Espaciamiento

Servicios de interpretación• Evaluaciones de registros• Perfiles de los esfuerzos - Modelos mecánicos del subsuelo - Magnitudes y direcciones

de los esfuerzos - Competencia de

la formación

Disparos orientados

Control de producciónde arena

Optimización dela estimulación

Evaluaciónde la formación

Objetivos y parámetrosde la terminación del pozo

o

Caracterizacióndel yacimiento

> Planificación e implementación de los disparos orientados. Concretar los objetivos de las operacio-nes de disparos, el fracturamiento hidráulico y el control de la producción de arena implica identifi-car el problema, evaluar la aplicabilidad de los disparos orientados, correr los registros de pozosrequeridos, desarrollar modelos geomecánicos apropiados y resolver los aspectos operacionales determinación de pozos con anticipación. El diagnóstico preciso del problema puede sugerir algunasmodificaciones en los programas de perforación, adquisición de registros y terminación durante laplanificación de pozos que pueden agilizar la implementación de soluciones mediante el uso de dis-paros orientados.