Caoneo orientado: el sistema orientado 180 grados fase es la mejor opcin?Muchos estudios de laboratorio muestran que un caoneo 180 grados fase orientado en el plano de mximos esfuerzos provee una reduccin en la presin durante el rompimiento de la formacin durante el trabajo de fracturamiento hidrulico, mejorando la conectividad entre el pozo y el yacimiento. Asumiendo que el pozo y la presin de sobrecarga estn alineados hacia la direccin de mximos esfuerzos, la vecindad del pozo se encuentra estratgicamente en la mejor condicin para la ejecucin de un caoneo orientado hacia la direccin del plano preferencial de fractura. En la Figura 1, muestra como la fractura inicia alineada a los perforados evitando cualquier problema de tortuosidad, comunicando efectivamente el pozo con el yacimiento.Muchas veces no es fcil determinar la anisotropa de esfuerzos o la dificultad de reconocer los esfuerzos del yacimiento. Las fracturas inducidas durante la perforacin detectadas mediante registros de imagen o caliper son una prctica comn para el anlisis de breakout, para entender los esfuerzos en la vecindad del pozo. Estas condiciones no siempre suelen suceder y una mala seleccin de un can orientado puede hacer un escenario difcil de manejar en trminos de comunicacin y problemas de tortuosidad. An en yacimientos donde las condiciones geomecnicas son conocidas, el caoneo orientando no es recomendable su aplicacin al menos que se tenga suficiente justificacin, ya que un no alineamiento (posiblemente durante la operacin o por error humano) puede comprometer el resultado del trabajo de fracturamiento hidrulico. En la Figura 2 y Figura 3, muestran una mala orientacin de los perforados con respecto al plano preferencial de fracturas. Altas presiones de ruptura y presiones en superficie durante el bombeo son esperadas debido al poco ancho hidrulico y problemas de tortuosidad.Un ngulo de fase ms pequeo, como 60 grados, en general provee mejores probabilidades de evitar un arenamiento prematuro. Una de las razones es que porque la fractura crecer solo en unos pocos perforados orientados en el plano preferencial de fractura. Una de las desventajas usando ngulos de fase ms pequeos es el hecho de que ms perforados estn presentes y existe la probabilidad de creacin de mltiples fracturas. En la Figura 4, muestra como se inicia la fractura en los perforados orientados en la orientacin favorable al plano preferencial de fracturas. El resto de los perforados, no se encuentran alineados y por consiguiente, no son efectivos.

Figura 1: Caoneo 180 Fase Buena comunicacin entre el pozo y el yacimiento. Figura 2: Mala orientacin en caoneo 180 Fase. Alto riesgo de arenamiento prematuro debido a la mala comunicacin entre el pozo y el yacimiento. Figura 3: Caoneo no efectivo 180 Fase. Riesgo moderado de arenamiento prematuro debido a la pobre comunicacin con el yacimiento. Figura 4: 60 Fase. Favorable orientacin de caones hacia el plano preferencial de fracturas. Formacin de fracturas no efectivas fuera del plano preferencial de fracturas. Aceptable comunicacin entre el pozo y el yacimiento.Cargas Big Holes (BH) o de Alta Penetracin?Esta pregunta an se encuentra en discusin en la industria petrolera. La principal razn probablemente es que ambas tcnicas se adaptan y pueden alcanzar buenos resultados en diferentes caractersticas de yacimiento y diferentes profundidades. Las cargas BH son ampliamente usadas y recomendadas para reducir la presin de friccin durante el bombeo. Al utilizar cargas BH se debe considerar la tasa de bombeo, la mxima concentracin delmaterial apuntalantey el tamao de stas planificadas para el tratamiento.En la Figura 5, muestra una simulacin resultante de un sistema de caones de 2 pulgadas, 6 TPP, 60 grados fase en un revestidor de 7. Como se observa claramente, la mitad de los perforados no son los suficientemente eficientes como para tomar altas concentraciones dematerial apuntalante, resultando en altas presiones de bombeo durante el tratamiento, debido a las altas fricciones en los perforados. El dimetro de perforado promedio es de 0,14, probablemente poco suficiente como para dejar pasar altas concentraciones dematerial apuntalante.Figura 5. Resultados de simulacin can de 2, 6 TPP, 60 Fase en revestidor de 7.Analizando esta simulacin, muestran que la utilizacin de cargas BH puede ser la mejor estrategia, sin embargo, esto es totalmente cierto?La fase de perforacin causan en s mismas incrementos de esfuerzos alrededor del pozo, tal como lo muestra la Figura 6. La zona afectada puede extenderse tan lejos como el doble del dimetro del pozo. Este fenmeno en pozos profundos pueden hacer un escenario an peor en trminos de la presin de ruptura de la formacin. Las cargas de alta penetracin empiezan a ser muchos ms atractivas que las cargas BH en yacimientos profundos (> 4000 pies TVD), permitiendo realizar un by pass de esta zona de esfuerzo cerca de la cara de la arena. Ambas tcnicas presentan pros y contras y la seleccin de una con respecto a la otra se debe realizar cuidadosamente, haciendo un balance asociados a los riesgos con el incremento de los esfuerzos en la vecindad del pozo y las restricciones mecnicas que se puedan presentar.

Figura 6. Estimacin de esfuerzos cercanos a la vecindad del pozo.Longitud de perforados: Largo o corto intervalo?En yacimientos convencional donde el fracturamiento hidrulico no es necesario, lo ms comn caonear un larga seccin de las arenas de inters. Muchos estudios muestran que reducen el dao mecnico y la penetracin parcial cuando todos el intervalo es abierto a produccin. En casos de yacimientos naturalmente fracturados el concepto es el mismo, y todo el intervalo produce con las fracturas naturales, ofreciendo el mximo potencial de produccin hacia el pozo.Para yacimientos no convencionales, donde el fracturamiento hidrulico es una necesidad, el intervalo de caoneo debe ser selectivo para reducir cualquier aspecto que pueda comprometer el trabajo de fracturamiento hidrulico. Cortos intervalos de caoneo son preferibles a largos intervalos de caoneo, debido a que se puede concentrar toda la energa en el punto de inicio de la fractura hidrulica, reduciendo el riesgo de la creacin de mltiples fracturas, problemas de tortuosidad, as como tambin altas prdidas por filtrado del fluido de fractura (en yacimientos naturalmente fracturados). Las propiedades mecnicas de la roca y los esfuerzos de las barreras como las lutitas, deben ser consideradas para seleccionar apropiadamente el intervalo selectivo a caonear. En pozos desviados y horizontales se debe tener especial atencin. Pozos horizontal perforados sin considerar los mximos esfuerzos no son buenos candidatos para realizar fracturamiento hidrulico. El pozo horizontal ptimo para realizar un fracturamiento hidrulico es aquel que es perforado en direccin del esfuerzo horizontal mnimo, para generar una fractura ortogonal e incrementar el rea de drenaje. En pozos desviados, el intervalo a caonear debe ser an ms pequeo que en pozos verticales. Esto es para evitar cualquier problema en la creacin de mltiples fracturas compitiendo durante el tratamiento, haciendo la fractura principal mucho ms delgada, comprometiendo el objetivo de bombear elmaterial apuntalantea altas concentraciones. En la Figura 6, se muestra el intervalo ptimo a caonear en un pozo desviado, con el propsito de evitar la creacin de mltiples fracturas que compiten durante el tratamiento.

Figura 6. Longitud ptima de caoneo en pozos desviados.