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7/25/2019 disparos orientados.pdf

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18 Oilfield Review

Orientacin de los disparos en la direccin correcta

Jim Almaguer

Jorge Manrique

Saliya Wickramasuriya

Sugar Land, Texas, EUA

Ali Habbtar

Saudi Aramco

Udhailiyah, Arabia Saudita

Jorge Lpez-de-Crdenas

Rosharon, Texas

David MayAmerada Hess

Aberdeen, Escocia

Alan C. McNally

Dominion Exploration and Production, Inc.

Oklahoma City, Oklahoma, EUA

Arturo Sulbarn

Petrleos de Venezuela S.A. (PDVSA)

Caracas, Venezuela

Por su colaboracin en la preparacin de este artculo, seagradece a Brad Hoffman, George Spencer y Mark Vella,Rosharon, Texas, EUA; James Garner, Dwight Peters y Lee

Ramsey, Sugar Land, Texas; Dale Logan, Caracas,Venezuela; y Mark Norris, Aberdeen, Escocia.

En este artculo, ClearFRAC, CoilFRAC, DSI (herramientaSnica Dipolar), FMI (generador de ImgenesMicroelctricas de Cobertura Total), FracCADE, GVR(herramienta de resistividad GeoVision), HSD (Pistolas deAlta Densidad de Disparos), OrientXact, PowerFlow,PowerJet, PowerSTIM, PropNET, SPAN (Programa deAnlisis de Operaciones de Disparos de Schlumberger),UBI (generador de Imgenes Ultrasnicas de la Pared delPozo) y USI (generador de Imgenes Ultrasnicas) sonmarcas de Schlumberger.

Los disparos orientados minimizan las cadas de presin provocadas por la friccin y las

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

fracturas ms anchas que permiten el uso de apuntalantes de mayor tamao y concentraciones

ms altas de los mismos, en combinacin con fluidos de menor viscosidad y menos dainos,

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 tnel dejado por ellos en la formacin, lo cual ayuda a

mitigar la produccin de arena.

Los operadores utilizan varias tcnicas de dispa-

ros para resolver problemas asociados con la

estimulacin del yacimiento y con el control de la

produccin de arena, as como para satisfacer

otros objetivos de terminacin de pozos. La fase

ptima, el espaciamiento entre disparos y la

orientacin correcta de los mismos facilitan el

fracturamiento hidrulico y reducen la posibili-

dad de influjo de arena a raz del colapso del

tnel generado por los disparos.

Tambin se efectan disparos orientados

para prevenir el dao de los componentes de ter-minacin del pozo, reparar canales de cemento

detrs del revestidor, establecer comunicacin

con pozos de alivio durante operaciones de con-

trol de presin y evitar el colapso del revestidor

en pozos de gran inclinacin.

Los operadores emplean las ms modernas

tcnicas de evaluacin e interpretacin de for-

maciones para la caracterizacin integrada de

yacimientos, a fin de garantizar el xito de la ope-

racin de disparos. Tambin aprovechan los con-

tinuos avances en materia de herramientas de

registros geofsicos, pistolas bajadas con la tube-

ra de produccin (TCP, por sus siglas en ingls) ysistemas operados a cable que contribuyen a ali-

near los disparos en una direccin previamente

determinada.

El proceso para optimizar los tratamientos de

estimulacin utiliza los disparos orientados para

aumentar la eficiencia de las operaciones de

bombeo, reducir las fallas de tratamientos y

mejorar la efectividad del fracturamiento hidru-

lico. Los ingenieros de terminacin de pozos tam-

bin desarrollan estrategias de disparos orienta-

dos que previenen la produccin de arena y mejo-

ran la productividad del pozo, mediante

operaciones de disparos diseadas para inter-

ceptar las fracturas naturales o penetrar sectores

del pozo con mnimo dao de la formacin.

Los esfuerzos horizontales mximos y mni-

mos y el esfuerzo vertical ejercido por la sobre-

carga litosttica, describen las condiciones de

esfuerzos locales en los yacimientos de gas y

petrleo. Las fracturas hidrulicas se inician y

propagan a lo largo de un plano preferencial defracturamiento (PFP, por sus siglas en ingls), el

cual define la trayectoria de menor resistencia

que resulta de las diferencias en la direccin y

magnitud de los esfuerzos de la formacin. En la

mayora de los casos, el esfuerzo mayor se pre-

senta en la direccin vertical, por lo que el PFP es

vertical y yace en la direccin del siguiente

esfuerzo mayor, el esfuerzo horizontal mximo.

Los disparos que no estn alineados con el

esfuerzo mximo tienden a producir trayectorias

complejas de flujo cerca del pozo durante los tra-

tamientos de fracturamiento hidrulico. Los flui-

dos y apuntalantes deben abandonar el pozo, yluego girar dentro de la formacin para alinearse

con el PFP. Esta tortuosidad causa friccin y

cadas de presin adicionales que aumentan los

requerimientos de energa de bombeo y limitan

el ancho de la fractura, lo cual puede originar

arenamientos prematuros debido al bloqueo de

apuntalantes y, en consecuencia, tratamientos

de estimulacin no ptimos.


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Verano de 2002 19

La orientacin de los disparos con el PFP per-

mite a los ingenieros de terminacin y a los pro-

veedores de servicios de bombeo concentrarse

en los procedimientos de tratamientos y diseos

de estimulacin que generan ptimos resultados,

tales como la inicializacin de la fractura, la pro-

pagacin de la misma, el emplazamiento del

apuntalante y la geometra final de la fractura

ancho, largo, altura y conductividaden vez del

flujo de fluidos dentro del pozo.

En algunas formaciones pobremente consoli-

dadas o roca competente con altos contrastesentre los esfuerzos verticales y horizontales, el

colapso de la formacin alrededor de los dispa-

ros provoca produccin de arena. Adems,

debido a que la roca yacimiento debe soportar

ms sobrecarga durante la produccin de los flui-

dos y la consecuente disminucin de la presin

de poro, los tneles de los disparos pueden

colapsar al comprimirse la formacin. La produc-

cin de arena generalmente disminuye si los dis-

paros se orientan en las direcciones ms esta-

bles con mnimos contrastes de esfuerzos, redu-

ciendo de este modo las cadas de presin

asociadas con el flujo, modificando as su geo-

metra y creando distribuciones de esfuerzos ms

homogneas alrededor del pozo.

En pozos verticales, los disparos se pueden

orientar en cualquier direccin, pero esencial-

mente son horizontales. En pozos de gran incli-

nacin y pozos horizontales o pozos verticales

que atraviesan formaciones excesivamente incli-

nadas, los disparos radiales se orientan en dife-rentes direcciones aleatorias dentro de la zona

objetivo, dependiendo de la inclinacin del pozo

y del echado de la formacin.

Los disparos efectuados en el lado alto de los

pozos horizontales son generalmente ms esta-

bles y menos propensos a derrumbarse o a que-

dar taponados con escombros. Los disparos se

pueden orientar con una leve inclinacin para

lograr una ptima densidad de disparos y espa-

ciamiento entre s, con el objetivo de aumentar la

productividad, reducir la cada de presin y mini

mizar la produccin de arena. Por las mismas

razones, los disparos en pozos verticales se pue

den alinear unos pocos grados ms all del PFP.

Este artculo repasa las tcnicas para

determinar las direcciones de los esfuerzos de la

formacin y trata sobre los sistemas TCP y las

operaciones a cable para orientar los disparos

Algunos casos de Amrica del Norte, Mar de

Norte, Amrica del Sur y Medio Oriente

demuestran los beneficios de los disparosorientados para mejorar la produccin en aplica

ciones de estimulacin de yacimientos y preven

cin de produccin de arena. Tambin se

plantean las mejoras de los equipos y los facto

res que conducen al desarrollo de nuevos sis

temas para perfeccionar las capacidades de las

tcnicas de disparos y reducir el ciclo de tiempo

del fracturamiento hidrulico o de terminaciones

sin malla o cedazo.


3/16

Esfuerzos en el subsuelo

Los principios de la mecnica de las rocas indi-

can que las fracturas hidrulicas se propagan en

la direccin del esfuerzo horizontal mximo (SH).

Cuando los disparos no se orientan con ste, las

fracturas viajan desde la base o tope del tnel

alrededor del revestidor y cemento, o giran den-

tro de la formacin para alinearse con el PFP. Este

re-alineamiento crea complejas trayectorias de

flujo cerca del pozo, que incluyen puntos mlti-

ples de iniciacin de fractura; fracturas que com-

piten entre s posiblemente continuando su

propagacin; pasajes en el micro anillo con pun-

tos de acuamiento; y alas de fracturas que son

curvas y estn pobremente alineadas con el pozo

y los disparos (izquierda).

Las pruebas de laboratorio indican que la

falla, o colapso, de los tneles de los disparos

contribuye a que se inicie la produccin de arena

en yacimientos pobremente consolidados o for-

maciones con grandes contrastes de esfuerzos.1

Varios factores contribuyen a la produccin de

arena, incluyendo la resistencia de la roca, lamagnitud y direccin de los esfuerzos de la for-

macin, los cambios de velocidades de flujo, el

aumento de los esfuerzos debido a la cada de

presin asociada con el flujo o el agotamiento del

yacimiento, y a la produccin de agua con el

tiempo. Los disparos correctamente alineados

con el esfuerzo mximo de la formacin son ms

estables que aquellos alineados en otras direc-

ciones (izquierda).

Mediante la determinacin de las direcciones

y magnitudes locales, los ingenieros de termina-

cin de pozos disean estrategias de disparos

para fracturamiento hidrulico orientado queapuntan a la direccin preferencial de propaga-

cin de la fractura. En terminaciones sin cedazo,

ellos apuntan a sectores ms estables de la for-

macin alrededor del pozo con contrastes de

esfuerzos ms bajos para prevenir o demorar la

produccin de arena. Los mtodos para determi-

nar las magnitudes o direcciones de los esfuer-

zos abarcan desde el acceso a catlogos de rocas

y la interpretacin de registros de imgenes del

pozo, hasta la construccin de modelos geome-

cnicos del subsuelo y efectuar levantamientos

de perfiles ssmicos verticales (VSP, por sus

siglas en ingls) (vase, Mediciones ssmicasbien posicionadas, pgina 34).

Las fracturas inducidas durante la perforacin

del pozo, generalmente ocurren tambin en la

direccin del esfuerzo horizontal mximo, a lo

largo del PFP; la ovalizacin del pozo por ruptura

(breakout) ocurre cuando las concentraciones de

esfuerzos cerca de la pared del pozo exceden la

resistencia de la formacin y pequeos trozos de

20 Oilfield Review

Puntos de acuamient o

Disparos

Cemento

Pozo

Revestidor

Cargas con fase de 90

Plano preferencial defracturamiento (PFP)

Esfuerzohorizontal

mximo (SH)PFP

Esfuerzo horizontalmnimo (Sh)

SH

Sh

90

> Consideraciones de estimulacin. Si los disparos no estn alineados con el plano preferencial defracturamiento (PFP), o el esfuerzo horizontal mximo (SH), el comienzo de la fractura puede ocurrir

en varios puntos distintos alrededor del pozo. Estos escenarios conducen a trayectorias de flujocomplejas, o tortuosidad, que aumentan las presiones de ruptura de la formacin y las cadas depresin por friccin de los fluidos durante los tratamientos de fracturamiento hidrulico. 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 mnimo (Sh), son esenciales para la optimizacin de la estimulacin y el fractu-ramiento hidrulico orientado.

Disparos inestables,

inefectivos

60

60

Disparos inestables,inefectivos

Disparos estables,efectivos

Pozo

Cemento

Revestidor

Disparos estables, efectivos

Cargas con fase de 60

Esfuerzohorizontal

mximo (SH)


SH

Sh

> Consideraciones para el control de la produccin de arena. En yacimientos pobremente consoli-dados y formaciones con grandes contrastes creados por ambientes tectnicos complejos, losdisparos que apuntan a un plano de esfuerzo mnimo 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 produccin dearena, ya que maximizan la estabilidad del tnel dejado por los disparos dentro de la formacin.


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Verano de 2002 2

1. Venkitaraman A, Behrmann LA y Noordermeer AH:Perforating Requirements for Sand Prevention, artculode la SPE 58788, presentado en el Simposio Internacionalsobre Control del Dao de la Formacin 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 Review10,no. 1 (Primavera de 1996): 4055.

GRAPI0 200

Esfuerzo de cierrelpc/pie

Agua

Hidrocarburo movible

Agua movible

Petrleo

Calcita

DPR 400

Altura de la fractura

DPR 800

DPR 1200

DPR 1600

Cuarzo

I l i ta

Agua l igada

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

0.28539

540

540

540

541

541

541

542

542

543

543

543

544

544

544

545

545

545

546

546

547

547

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 200Porosidadpie 3/ pie 31 0

Relacin volumtricavol/vol0 1

GR

Profundidad1 : 24 pies

Presin de poro(lpc)

M dulo de Young(YM)

Relacin 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 presin (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

> Evaluacin de los esfuerzos de la formacin. El registro de la herramienta Snica Dipolar DSI ofreceuna de las tcnicas ms valiosas de evaluacin de formaciones para determinar la magnitud y orienta-cin de los esfuerzos. Los ingenieros utilizan la herramienta DSI para estimar los perfiles de esfuerzosy las propiedades mecnicas de la formacin. Los datos obtenidos de este registro, tales como la rela-cin de Poisson y el Mdulo de Young (Carriles 4 y 5), se utilizan en los programas de modelado de esti-mulaciones, tal como la aplicacin FracCADE que permite estimar el alto de la fractura; y para disear,optimizar y evaluar los tratamientos de fractura.

Pared del pozo

Esfuerzohorizontal

mximo (SH)


Ovalizacin delpozo por ruptura

Fracturas inducidaspor la perforacin

SH

Sh

< Deformacin del pozo durante la perforacin.La ovalizacin del pozo es una forma de falla delmismo. A medida que las barrenas de perfora-cin penetran una formacin, las concentracio-nes de esfuerzos en, o cerca, de la pared delpozo exceden la resistencia de la roca, y trozosde la formacin caen o se erosionan a lo largode un ngulo de 45 entre las direcciones de losesfuerzos mnimo y mximo. Los planos de fallaresultantes se combinan y hacen que el pozo sealargue en la direccin del esfuerzo mnimo, per-pendicularmente a la direccin del esfuerzo

mximo, o PFP. La elongacin del pozo es una delas mejores indicaciones de la direccin de losesfuerzos porque las ovalizaciones se forman enrespuesta directa a las condiciones locales. Si lapresin hidrosttica es lo suficientemente alta,el proceso de perforacin tambin crea fractu-ras someras en los pozos. Estas fracturas inducidas por la perforacin ocurren en la direccindel esfuerzo horizontal mximo, propagndosetpicamente en forma vertical hacia arriba yabajo del pozo. Las fracturas naturales general-mente poseen un ngulo de echado asociado, yse pueden diferenciar de las fracturas inducidasen las imgenes de la pared del pozo.

roca se desprenden durante la perforacin(arriba). El pozo se alarga en la direccin del

esfuerzo mnimo (Sh), que est a 90 con res-

pecto al PFP. Varias herramientas de registros de

pozo abierto ayudan a los operadores a determi-

nar las direcciones de los esfuerzos antes de

efectuar los disparos.

La herramienta Snica Dipolar DSI mide los

tiempos de propagacin de ondas de corte (ciza-

llamiento) y de compresin, y proporciona medi-

ciones exactas para establecer los gradientes y

direcciones de los esfuerzos locales, y las pro-

piedades mecnicas de la formacin, tales como

la relacin de Poisson y el Mdulo de elasticidadde Young (derecha).2 Los programas de diseo de

fracturas como la aplicacin FracCADE y otros

modelos petrofsicos, utilizan esta informacin

para optimizar y evaluar los tratamientos de esti-

mulacin por fracturamiento hidrulico, as como

para pronosticar la produccin de arena.

En el modo bipolar cruzado, la herramienta

DSI determina la orientacin del PFP detectando

la anisotropa de onda de corte, que general-

mente resulta de las diferencias en las direccio-

nes del esfuerzo horizontal mximo y mnimo. La

anisotropa acstica puede ser intrnseca o

inducida por el esfuerzo. La anisotropa intrn-seca se puede provocar por estratificacin,

microestructura o fracturas naturales alineadas.


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La anisotropa inducida por el esfuerzo es el

resultado de las condiciones de sedimentacin y

de las fuerzas tectnicas. Los registros de im-

genes de la pared del pozo ayudan a distinguir

entre la anisotropa intrnseca y la inducida por el

esfuerzo.3

En fluidos base agua conductivos, el genera-

dor de Imgenes Microelctricas de Cobertura

Total FMI genera una imagen elctrica perimetral

de la pared del pozo y proporciona informacin

cuantitativa para el anlisis de las fracturas. Los

ingenieros utilizan esta herramienta para visuali-

zar las fracturas inducidas por la perforacin y las

ovalizaciones del pozo por ruptura, y para esta-

blecer la orientacin de las mismas (derecha).

Este registro FMI muestra ovalizacin del pozo en

la parte superior de la imagen y fracturas induci-

das por la perforacin en la seccin ms pro-

funda.4

Al igual que la herramienta FMI, el generador

de Imgenes Ultrasnicas de la Pared del Pozo

UBI provee imgenes perimetrales del pozo. Sin

embargo, debido a que genera imgenes acsti-cas en vez de elctricas, la herramienta UBI se

puede correr en fluidos base aceite no conducti-

vos para caracterizar las fracturas inducidas por

la perforacin y la ovalizacin del pozo (abajo a la

derecha). Los registros de calibre de cuatro bra-

zos orientados tambin proporcionan una indica-

cin de ovalizacin del pozo por ruptura, pero no

ofrecen una cobertura perimetral del mismo

como las herramientas DSI, FMI y UBI. La herra-

mienta de resistividad GeoVision GVR ofrece

imgenes completas perimetrales de la resistivi-

dad del pozo durante la perforacin con fluidos

conductivos.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, OilfieldReview6, no. 4 (Octubre de 1994): 3647.

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, artculo de la SPE 71378,presentado en la Conferencia y Exhibicin Tcnica Anualde la SPE, Nueva Orlens, 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 for

Formation Evaluation While Drilling, Transcripcionesdel 35to. Simposio Anual sobre Adquisicin de Registrosde la SPWLA, Tulsa, Oklahoma, EUA, 19 al 21 junio de1994, artculo OO.

Bonner S, Fredette M, Lovell J, Montaron B, Rosthal R,Tabanou J, Wu P, Clark B, Mills R y Williams R:Resistivity While DrillingImages from the String,Oilfield Review8, no. 1 (Primavera de 1996): 419.

7520

90

7530

Echadode la

ovalizacin

Echado dela fracturainducidaAzimut del

pa t n 1

Calibres 2-4

Calibres 1-3

Rayos gamma

La ovalizacin del pozo por rupturaes perpendicular a las fracturas

inducidas por la perforacin

7510

E S WN NProf.,pies

> Generacin de imgenes de microrresistividad. En fluidos de perforacinbase agua conductivos, los ingenieros utilizan el generador de ImgenesMicroelctricas de Cobertura Total FMI para determinar la orientacin de lasdeformaciones del pozo, tales como ovalizaciones y fracturas inducidas por laperforacin. Este ejemplo del registro FMI muestra ambas anomalas, las cua-les aparecen como eventos de baja resistividad o de color marrn oscuro. Enla seccin superior, se muestra la ovalizacin del pozo por ruptura con unaorientacin norte-sur, y en la seccin inferior se muestran las fracturas indu-cidas por la perforacin con una orientacin este-oeste. Tal como se espera,estos eventos se hallan a 90 de separacin.

4

2

2

0

0

Radio del pozo, pulgadas

Imgenes versus profundidad

-2

-2

-4

4

-4

Profundidad X66.7 m

Desviaci n del pozo 37.7 grados

Tope 138.0 grados N 111.2 grados r/tope 0.8 pulgadas

X066

X067

X068

NTope

Ovalizacin del pozo

Ovalizacin del pozo

> Generacin de imgenes snicas. El generador de Imgenes Ultrasnicas de la Pared del Pozo UBIutiliza una medicin de la reflexin pulso-eco para proporcionar imgenes de alta resolucin deltamao y forma del pozo en fluidos de perforacin base aceite no conductivos (izquierda). La ovaliza-cin del pozo provocada por las fallas de compresin en la pared del pozo conducen al alargamientodel pozo en la direccin del esfuerzo mnimo, perpendicular a la direccin del esfuerzo mximo y alplano preferencial de fracturamiento hidrulico (derecha).


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Verano de 2002 23

Orientacin de los disparos

Las primeras aplicaciones de disparos orientadosocurrieron en pozos con tuberas de produccinmltiples o duales. Las herramientas se desarro-llaron para asegurar que las pistolas dentro deuna sarta de tubera de produccin 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 Orientacin Mecnica y laHerramienta de Orientacin a Motor (MOD y POT,

por sus siglas en ingls respectivamente) deSchlumberger.

Con el sistema MOD, es seguro dispararcuando un calibrador de fleje tensado mide eldimetro 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 especfico(izquierda). El POT-B incluye un detector de rayosgama blindado para localizar las fuentes radioac-tivas corridas concurrentemente en otras sartas

de tuberas de produccin. El POT-C utiliza princi-pios electromagnticos para detectar metales entuberas de produccin vecinas o en sartas derevestimiento. El POT-C se desarroll fundamen-talmente para detectar terminaciones adyacen-tes cementadas en un pozo nico, pero tambinse ha utilizado exitosamente dentro de un reves-tidor con dos sartas de tuberas de produccin.

En el pasado, los operadores utilizaban frecuentemente sistemas bajados con la tubera deproduccin para las operaciones de disparosorientados. Sin embargo, estas operaciones pueden ser ms complicadas y costosas que las operaciones a cable, particularmente si el pozo esvertical, el intervalo objetivo es relativamentecorto o si la operacin de disparos se lleva a caboen condiciones de balance de presin; esto espresin hidrosttica dentro del pozo igual a lapresin de la formacin. Para los pozos horizontales y de gran inclinacin, los sistemas pasivos

de disparos orientados operados a cable omediante la tubera de produccin o con tuberaflexible, utilizan pesos y articulaciones giratoriasexcntricos para orientar las sartas de las pistolas respecto del lado bajo de un pozo con las cargas apuntando hacia arriba (arriba).

Existe una nueva tecnologa para alinear conexactitud las pistolas TCP a lo largo de extensosintervalos en pozos desviados. El sistemaOrientXact incluye pesos para orientacin pasivay secciones de pistolas unidas por articulacionesgiratorias con cojinetes de rodillo que manejangrandes cargas. Este sistema orienta pistolas con

secciones de ms de 300 m [1000 pies] de largopara disparar en una direccin determinada, conuna exactitud de 10, tal como el lado alto de unpozo inclinado. Un innovador Dispositivo deConfirmacin de Orientacin (OCD, por sus siglasen ingls) mide y registra la direccin de los disparos con una resolucin de 1, lo cual brindadatos valiosos acerca de la orientacin de losdisparos luego de recuperar las pistolas.

Dispositivo de OrientacinMecnica (MOD)

Calibrador de fleje tensado

Revestidor

Tubera deproduccin

Herramienta deOrientacin a Motor

(POT) B o C

Metal mximo

Rotacinde

laherramienta

Metal mnimoHacia latubera

adyacente

Alejamientode la

tuberaadyacente

> Tcnicas de orientacin. El Dispositivo deOrientacin Mecnica (MOD) y la Herramienta deOrientacin a Motor (POT) se desarrollaron para

disparar pozos con sartas de tuberas de produc-cin dobles o mltiples. Los operadores utilizanestas herramientas para garantizar que las pisto-las que se bajan en una sarta de tubera de pro-duccin no perforen otros tubulares en el pozo.

Pozo

Contrapesos

RevestidorCemento

Disparos verticales, fase de 0

Carga

Disparo

Fuerza de gravedad Fuerza de gravedad

0

Unin giratoria

> Orientacin gravitatoria. La tcnica de orientacin pasiva para pistolas transportadas con herra-mientas operadas a cable, mediante tubera de produccin o con tubera flexible, emplea contrape-sos excntricos en combinacin con transferencia balstica y cabezas giratorias de la tubera de pro-duccin, y se vale de la atraccin gravitatoria para orientar las pistolas en el lado bajo del pozo. Estatcnica requiere un registro direccional del pozo.


7/16

En pozos verticales, las tcnicas TCP utilizangiroscopios en vez de orientacin pasiva por atrac-cin gravitacional para orientar los disparos. Sebaja un giroscopio a travs de la tubera de pro-duccin con cable y se asienta en un perfil deorientacin que incluye una llave interna alineadacon las cargas de la pistola. La sarta de la tuberade produccin se rota desde la superficie hastaobtener la orientacin requerida, y el empacadorse asienta hidrulicamente para evitar cualquierrotacin adicional. El giroscopio verifica la orienta-cin de la pistola antes de ser removido para pre-venir el dao causado por la sacudida de ladetonacin.

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 estarn entre 25 y 30 respectode la direccin del esfuerzo mximo. Sin embargo,esta aproximacin al azar requiere cargas huecas(premoldeadas) adicionales y no asegura que losdisparos estn estrechamente alineados con el PFP.

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

(abajo a la izquierda). El sistema WOPT, desarro-llado inicialmente para el fracturamiento hidrulicoorientado, se lo utiliza tambin en operaciones dedisparos para prevenir la produccin de arena. Estaherramienta orienta pistolas estndar de AltaDensidad de Disparos HDS con fase de 0, 180 uotra ptima en una direccin predeterminada. Eltipo de carga o la densidad de disparos dependende los requisitos de terminacin, tales como el con-trol o la prevencin de la produccin de arena, y delos criterios de diseo de la fractura, tales como elcalibre del apuntalante, los regmenes de bombeo,las presiones de tratamiento y el flujo de produc-cin requerido.6

24 Oilfield Review

Cabezagiratoria

Transportadordel giroscopio

Pistola de AltaDensidad deDisparos (HSD),

con fase de 180

Inclinmetro 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

Orientacin relativa, 0

Revestidor

Carrera de disparo

Orientacin relativa, 0

PFP

PFPPistola HSD

> Disparos orientados con herramientas operadas a cable. Un sistema tpicode herramienta de Disparos Orientados Operada a Cable (WOPT, por sussiglas en ingls) est configurado con un dispositivo de posicionamiento conflejes contrapesados (WSPD, por sus siglas en ingls) y adaptadores de inde-xacin por encima y debajo de pistolas estndar con fase de 0 o 180. Lasarta de la herramienta incluye un giroscopio y un transportador, un Inclin-

metro para Operaciones de Disparos Operado a Cable (WPIT, por sus siglasen ingls) con detector de collares del revestidor (CCL) y una cabeza giratoriaoperada a cable para desacoplar el esfuerzo de torsin acumulado en elcable de la herramienta. El giroscopio mide la inclinacin y el azimut del pozo,y la direccin relativa de la herramientaorientacin de la sarta de la herra-mientarespecto del norte verdadero durante una carrera inicial con pisto-las desarmadas (arriba a la derecha). La operacin de disparos se lleva acabo en viajes subsiguientes segn se requieran, sin el giroscopio y luego derotar, o volver a indexar, las pistolas en la superficie (abajo a la derecha). Elinclinmetro WPIT permanece en la sarta de la herramienta todo el tiempopara medir en forma independiente la desviacin de la misma y la orientacinrelativa de la herramienta, as como para confirmar que la sarta de la herra-mienta repita la orientacin previamente establecida.

12,040

Prof., piesDiagramadel pozo

Baja Alta

Escala horizontal: 1:9.153Orientacin norte

Amplitud

360 240 120

grados

Desviacin 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

>

Verificacin de la orientacin de los disparos. Luego de disparar, sepuede correr un registro con la herramienta de Imgenes UltrasnicasUSI orientada para confirmar que los disparos se hallan orientadoscorrectamente. En esta imagen USI, los disparos aparecen comolneas finas debido a la escala de medicin (Carril 3). Las profundida-des de los disparos requeridas aparecen en el diagrama del pozo mos-trado en el Carril 2. Este pozo se dispar en cuatro bajadas separadasde la pistola, utilizando una fase de 180 y dos disparos por pie (dpp)un total de 118 orificiosorientados de noreste a sudoeste. La inclina-cin del pozo era de alrededor de 1.7. La herramienta WOPT ha sidoempleada en pozos con inclinaciones tan bajas como de 0.3.


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Verano de 2002 25

Esta tcnica depende del hecho de que a unaprofundidad determinada, las herramientas ope-radas a cable asumen una orientacin preferidaen el pozo cuando los parmetros de la sartalongitud, peso, distribucin de la masa, velocidaddel cable y direccinson constantes. En estoscasos, se utiliza una articulacin giratoria paraminimizar los efectos perjudiciales de la torsin.La articulacin giratoria desacopla la torsin acu-mulada en el cable de acero de la sarta de laspistolas, lo que permite que la herramientaadopte su posicin natural o preferencial. La

repetibilidad observada de esta posicin 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 operacin de disparos en pozoscon menos de 1 de inclinacin requiere un cui-dado extra durante la realizacin de la tarea y suejecucin puede requerir ms 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 laorientacin naturalazimut de la herramienta, odireccinde la sarta de la herramienta. Los dis-positivos de posicionamiento con flejes contrape-sados en la parte superior e inferior (WSPD, por sussiglas en ingls) ayudan a rotar las sartas de herra-mientas hacia el lado relativamente bajo del pozo.

Varios pases en cada direccin garantizandatos de orientacin precisa para determinar larotacin requerida de la pistola, o indexacinpara efectuar disparos orientados. Se puedenmapear zonas nicas o mltiples durante el viaje

inicial dentro del pozo. El Inclinmetro paraOperaciones de Disparos Operado a Cable (WPIT,por sus siglas en ingls), un componente integralde la herramienta WOPT, proporciona medicionesindependientes, continuas y en tiempo real de ladesviacin de la herramienta y de la orientacinde 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 operacin de disparos sepuede completar sin necesidad de correr ungiroscopio. En este caso, las mediciones de inclinacin son extremadamente exactas y correlacionan con el azimut del pozo. Luego dedeterminar el azimut de la herramienta, se rotanmanualmente las pistolas en la superficie conincrementos de 5, utilizando adaptadores deindexacin arriba y abajo de las pistolas paraorientar las cargas. El giroscopio se remueveantes de disparar para evitar el dao a causa dela sacudida experimentada durante la detonacinde los disparos. El tubo transportador con ungiroscopio ficticio y el inclinmetro WPIT permanecen en el sistema WOPT para mantener la longitud y masa de la sarta de la herramienta.

Luego se baja nuevamente al pozo la sarta dela pistola WOPT. Los datos de orientacin relativa provenientes de la herramienta WPIT confirman que la orientacin de la herramientapreviamente establecida se repite. El pozo se dispara una vez que la longitud y profundidad de la

pistola se verifican mediante el anlisis de registros repetidos (izquierda). El sistema WOPTpuede alinear exactamente los disparos dentrode los 5 del azimut requerido. Debido a la necesidad de mantener constantes los parmetros dela sarta de la herramienta, la incapacidad paradetonar selectivamente ms de una pistola pocarrera es una limitacin comn del sistemaWOPT. En pozos verticales, una pistola detonadaalterara la orientacin preferencial previamenteestablecida de la herramienta.

Los operadores han corrido el generador deImgenes Ultrasnicas USI para verificar que los

disparos estn correctamente alineados en ladireccin deseada (pgina anterior, a la derecha)Los registros posteriores a las operaciones dedisparos indican que los disparos se producenconsistentemente dentro de los 10 del azimurequerido. El sistema WOPT ha disparado conxito pozos con inclinaciones desde 0.3 hasta58. Los operadores haban aceptado el conceptode orientar los disparos para mejorar la eficienciay efectividad del fracturamiento hidrulico, perolo consideraban imprctico antes de la introduccin del sistema WOPT.7

6. Venkitaraman et al, referencia 1.Behrmann LA y Nolte KG: Perforating Requirements forFracture Stimulations, artculo de la SPE 39453, presen-tado en el Simposio Internacional sobre Control del Daode la Formacin de la SPE, Lafayette, Luisiana, EUA, 18 a19 de febrero de 1998.

7. Pearson CM, Bond AJ, Eck ME y Schmidt JH: Results oStress-Oriented and Aligned Perforating in FracturingDeviated Wells, artculo de la SPE 22836, presentado enla Conferencia y Exhibicin Tcnica 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 TreatmentsKuparuk River Field, Alaska, artculo de la SPE 29645,presentado en la Conferencia Regional Occidental de laSPE, Bakersfield, California, EUA, 8 al10 de marzo de 1995

Inclinacin Alfa Xgrados

Inclinacin Alfa Ygrados

Desviacin delpozo/sonda

Orientacin relativa delos registros repetidos

CCL de los registros repetidos

Desviacin del pozo/sondade los registros repetidos

-180 grados 180

0 grados 20

Orientacinrelativa

Prof., pies

1.6

1.61.7

1.6

1.6

1.6

1.6

1.9

1.7

1.4

1.5

1.5

1.3

0.4

1.1

1.9

1.6

1.8

2.0

1.8

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

Orientacin relativa enlos registros repetidos

-180 grados 180

Inclinacin X de los registros repetidos-25 25grados

Inclinacin Y de los registros repetidos-25 25grados

Registro en posicin

-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

11,700Disparos

> Verificacin de la orientacin 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 orientacin relativa de la herramienta (Carril 1) en carreras sub-siguientes coincide con la carrera inicial, la sarta de las pistolas est repitiendo la orientacin prefe-rencial previamente establecida. Los datos de inclinacin (Carril 3) se utilizan cuando no es posibledefinir la orientacin relativa de la herramienta debido a los extremadamente bajos ngulos de incli-nacin del pozo. Cuando la orientacin de la sarta de la herramienta no se repite, las pistolas seextraen y se vuelven a indexar.


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Verano de 2002 27

son difciles de tratar debido a las altas presionesde ruptura. En algunos casos, las presiones msbajas de iniciacin y propagacin de la fracturahacen posible bombear a travs del revestidor, locual reduce el costo y la complejidad del fractu-ramiento hidrulico efectuado a travs de tube-ras de calidad superior y alta resistencia.

En marzo de 2000, Louis Dreyfus Natural GasInc. (ahora Dominion Exploration and ProductionInc.) perfor el Pozo ETA-4 en el sureste deNuevo Mxico, EUA (derecha). No se disponandatos de presin, pero se midi una presin defondo de 2000 lpc [13.8 Mpa] en el pozo vecino.Los registros geofsicos ayudaron a identificaruna zona homognea, de alta calidad, de 3 m [10pies] en la formacin Morrow con cerca de 14%de porosidad y 20% de saturacin de agua. Losncleos laterales ayudaron a confirmar estosvalores. Una zona de esta calidad debera produ-cir naturalmente, pero la alta permeabilidad y labaja presin hacen a la formacin susceptible aldao provocado por los fluidos de perforacin y

terminacin. Una separacin significante entrelas curvas de resistividad confirm una invasinprofunda, de modo que el operador quiso disearuna estimulacin por fracturamiento hidrulicopara sortear el dao.11

En esta formacin, estimulaciones anterioresllevadas a cabo con fluidos base agua fueronmarginalmente exitosas porque estas areniscasque contienen gas son de baja presin, sonpotencialmente sensibles al agua y su permeabi-lidad cubre un amplio rango. Si es posible, lospozos se terminan naturalmente sin estimula-cin, pero aqullos en reas de baja permeabili-

dad deben ser hidrulicamente fracturados;generalmente con resultados marginales. Losoperadores conducen los tratamientos de esti-mulacin de la formacin 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 lapresin capilar que reducen la permeabilidad

cuando las zonas se exponen a los fluidos defracturamiento hidrulico. Adems, la baja pre-sin del yacimiento exacerba los efectos capila-res. Estas cuestiones se resolvieron efectuandotratamientos energizados con nitrgeno [N2] odixido de carbono [CO2] y utilizando metanol enlos fluidos de fracturamiento. Sin embargo, losresultados de la estimulacin con los sistemasenergizados han sido inconsistentes. En zonas de

permeabilidad ms alta, los pequeos tratamien-tos de fracturamiento hidrulico energizados sor-tean con efectividad el dao cerca del pozo, peroen zonas de ms baja permeabilidad donde lalongitud de la fractura es crtica para la ptimaproductividad, los resultados con dichos siste-mas son inconsistentes.

Estos tratamientos resuelven el tema de lasensibilidad al agua, pero la baja viscosidad, laalta cada de presin por friccin y los requeri-mientos qumicos incrementan los costos y elriesgo de un arenamiento. Las concentracionesms bajas de apuntalante y el frecuente arena-miento prematuro dejan los pozos produciendoconsiderablemente menos que su pleno potencial.Para maximizar la produccin, se necesitan dise-os de fracturas hidrulicas que desarrollan unancho hidrulico adecuado y transportan mayoresconcentraciones y volmenes 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% menor

que el de su vecino. Este ltimo pozo se disparconvencionalmente con pistolas recuperables de4 pulgadas con 4 disparos por pie (dpp), una fasede 60 y fue estimulado con un fracturamientohidrulico, efectuado a travs del revestidor de 5pulgadas con fluido energizado con CO2 y apun-talante cermico artificial de alta resistencia.Durante el tratamiento, la presin de superficiese elev a 5000 lpc [34.4 MPa] y la concentracinmxima alcanz las 4 libras de apuntalante agre-gado (laa). El aumento de presin cerca del finaldel tratamiento indic un posible arenamiento.La produccin posterior a la estimulacin se

estabiliz en 1.7 MMpc/D [48,700 m3/d], con unapresin de flujo de tubera (FTP, por sus siglas eningls) en superficie de 500 lpc [3.4 MPa].

El operador decidi 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 direccin del esfuerzo mximoera de noroeste a sudeste. Era posible una mayorconcentracin de apuntalante6 versus 4 laapara aumentar el ancho de la fractura porque losdisparos orientados reducan el riesgo de un are-

namiento prematuro, como consecuencia de latortuosidad de las cercanas 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 produccin luego de laoperacin de disparos fue slo de 500 Mpc/D[14,300 m3/d], con una FTP de 220 lpc [1.5 MPa].Esta produccin era equivalente a una termina-

cin extremadamente daada con un factor dedao de +45. Para aprovechar al mximo la calidaddel yacimiento, el operador quera disear unafractura ms conductiva utilizando una concentracin de apuntalante mayor. Sin embargo, las presiones de tratamiento en el pozo vecino indicaronun posible arenamiento a una concentracin de 4laa, de manera que esto no resultara fcil.

8. Behrmann y Nolte, referencia 6.

9. Nelson DG, Klins MA, Manrique JF, Dozier GC y MinnerWA: Optimizing Hydraulic Fracture Design in theDiatomite Formation, Lost Hills Field, artculo de laSPE 36474, presentado en la Conferencia y ExhibicinTcnica 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, artculo de la SPE 38630, presen-tado en la Conferencia y Exhibicin Tcnica Anual de laSPE, San Antonio, Texas, EUA, 5 al 8 de octubre de 1997.

Manrique JF y Venkitaraman A: Oriented FracturingAPractical Technique for Production Optimization, art-culo de la SPE 71652, presentado en la Conferencia yExhibicin Tcnica Anual de la SPE, Nueva Orlens,Luisiana, EUA, 30 de septiembre al 3 de octubre de 2001.

10. Para mayor informacin sobre estimulaciones selectivacon tubera flexible CoilFRAC, consulte: Degenhardt KF,Stevenson J, Gale B, Gonzlez D, Hall S, Marsh J yZemlak W: Aislamiento y estimulacin selectivos,Oilfield Review13, no. 3 (Invierno de 2001/2002): 6080.

11. Logan WD, Gordon JE, Mathis R, Castillo J y McNally AC:Improving the Success of Morrow Stimulations the Old-

Fashioned Way, artculo de la SPE 67206, presentado en elSimposio de Operaciones de Produccin de la SPE,Oklahoma City, Oklahoma, EUA, 24 al 27 de marzo de 2001.

Nuevo Mxico

CANAD

EUA

> Estimulaciones por fracturamiento hidrulicoen la formacin Morrow. En las areniscas gasferas de la formacin Morrow, en el sudeste deNuevo Mxico, EUA, se han intentado muchasestrategias diferentes de fracturamiento hidru-lico y terminacin de pozos.


11/16

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

Las presiones de tratamiento realzan elimpacto positivo de los disparos orientados en laejecucin de la tarea (prxima pgina, arriba a laizquierda). Los regmenes de bombeo para los dostratamientos de estimulacin son idnticos30bbl/min [4.7 m3/min]pero el fracturamientoconvencional alcanza una presin de tratamientode 5000 lpc, mientras las presiones para el frac-turamiento hidrulico orientado varan entre 3000y 4000 lpc [20 y 27 MPa].

Otro indicador importante de los beneficios delos disparos orientados es la respuesta de presinluego de detener el bombeo. En el trabajo con-vencional, tom 15 minutos para que la presinalcanzara 3000 lpc, sugiriendo que la presin netaestaba aumentando y este trabajo se hallabacerca del arenamiento. Para la fractura orientada,la presin se estabiliz casi inmediatamente,sugiriendo que se podran haber emplazado con-centraciones de apuntalante ms altas.

La historia de produccin del pozo ETA-4indic una estimulacin exitosa. La produccinposterior al fracturamiento fue de 3.5 MMpc/D[1 milln m3/d] con una FTP de 1280 lpc [8.9 MPa],comparado con 500 Mpc/D y una presin de flujode 220 lpc antes de la estimulacin. El objetivodel fracturamiento hidrulico consista en sortearel dao de perforacin y una buena medida delxito del mismo est dada precisamente por elfactor de dao. La produccin posterior a la esti-mulacin de 3.5 MMpc/D indica que el factor dedao se redujo de +45 a 4.

El anlisis mostr que con una concentracinde apuntalante mxima de 4 laa y un ancho defractura de 1.5 mm [0.60 pulg], el pozo ETA-4debera 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 produccin aumentara a 3 MMpc/D[85,000 m3/d] con una FTP de 1280 lpc. En reali-dad, el pozo produjo ms, sugiriendo una fracturalevemente ms ancha. Los disparos orientadospermiten utilizar una concentracin de apunta-lante ms 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 slo tres das deproduccin.

En algunas reas, las aplicaciones de fractu-ramiento hidrulico incluyen objetivos de termi-nacin ms que el slo tratamiento para mejorarla productividad. El campo Scott, operado porAmerada Hess en el sector central del Mar del

Norte del Reino Unido, est sujeto a una produc-tividad deteriorada debido a depsitos de asfal-teno e incrustaciones en y alrededor de lospozos.12 La repeticin de la operacin de dispa-ros, la inyeccin de disolventes de incrustacio-nes, y la creacin de fracturas cortas conexplosivos transportados por los fluidos, fuerontratamientos de remediacin no exitosos debidoa la severidad de este dao. La nica opcin quequedaba para sortear el dao de la formacin fueun tratamiento de estimulacin por fractura-miento hidrulico; algo que es costoso enambientes costa afuera.

Este desafo, sin embargo, motiv la investi-gacin de nuevos mtodos y novedosas tecnolo-gas para garantizar el xito. Amerada Hessconjuntamente con el Grupo de Mejoramiento dela Produccin de Schlumberger (PEG, por sussiglas en ingls) identific el pozo J9 como can-didato a una estimulacin por fracturamientohidrulico sobre la base de la produccin exis-tente versus la productividad potencial, el reade drenaje, el soporte de presin de un pozo deinyeccin cercano y el acceso al pozo.13 La pro-duccin de petrleo alcanz un pico de 5700 B/D[906 m3/d], pero declin progresivamente a pesar

del aumento de presin del yacimiento. La pre-sin en el bloque limitado por fallas subi de4000 lpc [27.6 MPa] a ms de 9000 lpc [62MPa]despus de que comenzara la inyeccin de agua.

Los registros de produccin y de calibre depozo entubado, revelaron que la produccin prove-na principalmente de una zona superior y habaacumulacin de agua e incrustaciones en los dis-paros inferiores. El operador sospech que habauna combinacin de formacin de incrustaciones y

28 Oilfield Review

Profundidad,

pies

Profundidad,

pies

Esfuerzo, 1000 lpc Ancho de fracturaen el pozo, pulg

4 laa

6 laa

Longitud de la fractura, pies

Concentracinde apuntalante

8 9 10 0.1 0 0 200 400 6000.1

0.1 0.10 0 200 400 600

< 0.0 lbm/pies20.0-0.10.1-0.20.2-0.30.3-0.40.4-0.50.5-0.60.6-0.70.7-0.8> 0.8

< 0.0 lbm/pies20.0-0.10.1-0.20.2-0.30.3-0.40.4-0.50.5-0.60.6-0.70.7-0.8> 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

Concentracinde apuntalante

La mayor concentracinde apuntalante

La mayor concentracinde apuntalante

Longitud de lafractura, 300 pies

Longitud de lafractura, 400 pies

> Conductividad de la fractura. La orientacin de los disparos es clave en el diseo e implementacin detratamientos de fracturamiento hidrulico destinados a generar fracturas ms anchas y ms conductivas.Dos diseos de fracturamiento alternativos del pozo ETA 4 posean 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).


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Verano de 2002 29

sulfato, migracin de finos y una posible acumula-cin de asfalteno, prevalecientes en otras partesdel campo. Volver a disparar el intervalo completono produjo ningn efecto en la produccin.

El fracturamiento hidrulico era la nicaopcin prctica que quedaba. Sin embargo, lacompleja y fallada estructura y las fuerzas tect-nicas extremas, crean las condiciones para frac-

turas hidrulicas potencialmente angostas y unposible arenamiento prematuro. Las altas desvia-ciones del pozo exacerban an ms las restriccio-nes cerca del pozo y complican las operacionesde fracturamiento hidrulico.

Se repiti la operacin de disparos en unintervalo limitado, utilizando el sistema WOPTpara alinear las pistolas con una fase de 180 enla direccin del esfuerzo mximo, de modo deminimizar las prdidas de presin debido a la tor-tuosidad de la fractura. Se obtuvo un azimut delPFP de 46 a partir de la anisotropa de la onda decizallamiento, de las mediciones con calibrador

de cuatro brazos en pozo abierto y de las imge-nes de la pared del pozo. El operador seleccioncargas PowerFlow para orificios de gran dimetroa 6 dpp, as como para reducir la incertidumbreacerca de la alineacin de los disparos con el PFPy minimizar la friccin en los disparos. Estaopcin tambin contribuy a garantizar la fracturams ancha posible para mitigar el dao posteriora la estimulacin debido a la turbulencia del flujodurante la produccin subsiguiente.

An con un azimut del pozo de 40 frente alintervalo objetivo, los ingenieros estimaron queuna fractura hidrulica se propagara casi enlnea con el pozo. A pesar de contar con un azi-mut favorable del pozo, Amerada Hess decidi

mitigar la posibilidad de un arenamiento debidoa un escaso ancho de fractura o a mltiples frac-turas cerca del pozo. Esto se logr volviendo adisparar slo 10 pies y taponando nuevamentepara reducir el intervalo de inyeccin, ancuando esto podra resultar en un flujo conver-gente, posiblemente turbulento, bajo condicionesde produccin (arriba a la derecha).

La preocupacin ms importante era lograruna conductividad de fractura adecuada y man-

tener la productividad dada la alta propensin ala acumulacin de incrustaciones en los pozos yen la matriz de la formacin. Los tratamientos defracturamiento hidrulico reducen las cadas depresin durante la produccin, lo cual disminuye

la potencial acumulacin 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, artculo de la SPE 71655, presentado en laConferencia y Exhibicin Tcnica Anual de la SPE,Nueva Orlens, Luisiana, EUA, 30 de septiembreal 3 de octubre de 2001.

13. Para mayor informacin sobre el Grupo deMejoramiento de la Produccin (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: Lets Get the Most Out of Existing Wells,Oilfield Review9, no. 4 (Invierno de 1997): 221.

7000

8000

5000

6000

3000

4000

1000

0

2000

35

40

25

30

15

20

5

0

10

84 87

Pr

esin,

lpc

Rgimendebombeo,

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

Rgimen de bombeo enel pozo ETA-4Disparos orientados

Rgimen de bombeo enel pozo ETA-3Disparos convencionales

Presin de tratamientoDisparos orientados

Presin de tratamientoDisparos convencionales

> Comparacin entre tratamientos de fracturamiento orientado y con-vencional. La mejora ms importante se observa en el comportamientode la presin 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 (prpura) que en el pozo ETA 3 (azul).Esta mejora se logr como resultado de orientar los disparos en ladireccin del esfuerzo mximo, o PFP.

FRICA

EUROPA

Mar del Norte

> Fracturamiento hidrulico de pozos de gran inclinacin. A medida que lospozos se apartan del plano preferencial de fracturamiento (abajo), los dis-

paros deberan orientarse y agruparse sobre intervalos ms cortos paraoptimizar la comunicacin con una fractura dominante (centro). Debido aque el azimut del pozo era de 40 y el azimut del PFP era de 46, AmeradaHess escogi utilizar esta estrategia para estimular por fracturamientohidrulico 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 mltiples fracturas inicindose cerca del pozo, con la corres-pondiente reduccin del ancho de fractura.


13/16

Adems, se utiliz un apuntalante especial im-pregnado con un qumico inhibidor de incrustacio-nes, para brindar proteccin en el largo plazo a lafractura apuntalada y a los tubulares del pozo. Lacolocacin de inhibidor junto con el apuntalanteasegur la distribucin dentro de la formacin, yse perdi menos inhibidor durante el contraflujo ylimpieza de los fluidos de tratamiento. El inhibidorde incrustaciones no reacciona con fluidos de frac-turamiento hidrulico y permanece inactivo en lasuperficie del apuntalante hasta que es activadopor el agua de formacin.

Una prueba de inyectividad previa al fractura-miento hidrulico indic una friccin extremada-mente baja causada por la tortuosidad del pozo,slo 200 lpc [1.4 Mpa] durante la iniciacin de lafractura. El tratamiento con apuntalante tambinexhibi efectos insignificantes cerca del pozo y norequiri baches con cido o apuntalante durantela inyeccin del colchn para romper la formaciny erosionar las restricciones. Esto indic que losdisparos orientados eliminaron las restricciones

al flujo, y que las alas de la fractura estabancorrectamente alineadas con el pozo.La combinacin de disparos orientados y frac-

turamiento hidrulico con apuntalante impreg-nado con inhibidor de incrustaciones, aument laproduccin de petrleo de 120 B/D [19m3/d] ams de 2500 B/D [397 m3/d]; veinte veces mayor(prxima pgina, abajo). La estimulacin por frac-turamiento hidrulico arroj un factor de dao de2, mientras que el factor de dao anterior al tra-tamiento era de +80. El apuntalante impregnadocon inhibidor de incrustaciones previno la rpidadeclinacin en la productividad que experiment

el pozo cuando fue colocado bajo soporte deinyeccin. La alta productividad sostenida pagesta intervencin en slo 14 das de produccin.

Como resultado del tratamiento aplicado en elpozo J9, el grupo PEG inici un programa de iden-tificacin de pozos candidatos para evaluar elpotencial de estimulacin por fracturamientohidrulico de otros pozos en el campo Scott. Esteprograma est ayudando a Amerada Hess a com-pensar la declinacin de la produccin del campoy a recuperar reservas adicionales potenciales.Las estrategias de fracturamiento hidrulicoorientado y la tcnica de disparos WOPT tambin

han sido aplicadas exitosamente en Canad y elGolfo de Mxico.

Prevencin de produccin de arena

Aunque los mtodos de control de produccin dearena son necesarios en muchas terminaciones,las velocidades de flujo restringidas pueden hacerque los filtros mecnicos y el empaque de gravapara el control de la produccin de arena resultenimprcticos o antieconmicos en pozos de altaproductividad.14 En algunos yacimientos pobre-mente consolidados y formaciones con esfuerzos

anisotrpicos, las tecnologas de terminacionessin cedazo y de disparos orientados pueden maxi-mizar la estabilidad del tnel dejado por los dis-paros y reducir o eliminar la produccin de arenasin restringir la produccin del pozo (arriba).Mediante la determinacin de las direcciones ymagnitudes de los esfuerzos locales, los ingenie-ros de terminacin de pozos apuntan a reas msestables de la formacin alrededor de un pozo ycon mnimo contraste de esfuerzos, y evitan sec-tores menos estables con grandes contrastesentre los esfuerzos horizontales y verticales.

Los disparos con dimetros ms pequeos, la

mayor densidad de disparo, la fase ptima de lapistola y el mximo espaciamiento entre orificios,

as como la tcnica de disparos orientados ayu-dan a prevenir la produccin 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 direccin delcontraste del esfuerzo mnimo, a los efectos demaximizar el espaciamiento entre disparo y dis-paro. Esto optimiza la productividad del pozo y

ayuda a prevenir o demorar la produccin dearena a lo largo de la vida til de un pozo. Losmodelos geomecnicos y las pruebas de labora-torio determinan la desviacin aceptable res-pecto de un azimut objetivo, tpicamente cercade los 25 a 30, o menos.

A partir de un estudio geomecnico detalladoacerca de las direcciones y distribucin de losesfuerzos locales, Petrleos de Venezuela S.A.(PDVSA) aplic la tcnica de fase ptima de lapistola y los disparos orientados para prevenir laproduccin de arena.15 La produccin de arena esun problema mayor en el yacimiento Eoceno C

del Lago de Maracaibo, Venezuela. Esta areniscaes competente y consolidada, pero como resul-tado de la tectnica compleja, el esfuerzo hori-zontal mximo es significativamente mayor queel esfuerzo vertical, el cual es similar en magni-tud al esfuerzo horizontal mnimo. El gran con-traste entre los esfuerzos horizontales mnimo ymximo genera una importante produccin 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 Review4, no. 4(Octubre de 1991): 4153.

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 Review13, no. 2 (Otoode 2001): 5275.

15. Sulbaran AL, Carbonell RS y Lpez-de-Crdenas JE:Oriented Perforating for Sand Prevention, artculo de

Disparos

Tratamiento coninhibidor qumico

Fractura apuntalada o de formacin 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

Terminacin sin cedazo

CementoPozo

RevestidorCargas con fase de 180

Fractura


Esfuerzohorizontal

mximo (SH)SH

Sh

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

la SPE 57954, presentado en la Conferencia Europeasobre Control del Dao de la Formacin 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,artculo de la SPE 73724, presentado en el Simposioy Exhibicin Internacional sobre Control del Dao dela Formacin de la SPE, Lafayette, Luisiana, EUA,20 al 21 de febrero de 2002.


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Verano de 2002 3

Durante la dcada de 1990, PDVSA utilizvarias tcnicas, incluyendo el fracturamientohidrulico y la perforacin de pozos de gran incli-nacin para reducir la produccin de arena. Laproduccin promedi los 1500 B/D [240 m3/d] porpozo, pero el influjo de arena permaneci en valo-res cercanos a 14 lbm/1000 bbl [4 kg/100m3] porpozo, lo cual se consideraba todava excesivo.Para resolver este problema, PDVSA recurri a la

tcnica de disparos orientados para prevenir laproduccin de arena en pozos verticales.Los efectos tectnicos y de fallas afectan las

variaciones en la direccin de los esfuerzos en elyacimiento Eoceno C. PDVSA utiliz datos de im-genes de la pared del pozo y mediciones efectua-das en ncleos de laboratorio para estimar lasdirecciones de los esfuerzos horizontales mximos.Los investigadores tambin evaluaron la estabili-dad de un tnel dejado por el disparo, utilizando unmodelo plstico-elstico, un anlisis de elementofinito y un criterio de falla de material. Se utiliz elngulo crtico respecto de la direccin del esfuerzo

mximo donde los tneles dejados por los disparospermanecen estables, para seleccionar la fase dela pistola y la orientacin de los disparos.

Los estudios geomecnicos 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 ngulo crtico para el cual los dispa-

ros son estables. Seleccionar cargas PowerJet apropiadas y depenetracin profunda.

Utilizar suficiente densidad de disparos paraobtener una ptima productividad.

Utilizar una fase que permita una distanciamxima entre disparo y disparo.

Evitar los disparos en direcciones para las cua-les los tneles dejados por los disparos sonmenos estables.

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

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

del campo de ms de 14 lbm/1000 bbl (izquierda)Debido al xito en la prevencin de la produccinde arena en estos pozos del Eoceno C, PDVSAllev a cabo operaciones de disparos orientadosadicionales en otros campos utilizando los sistemas TCP y WOPT.

Las densidades de disparos inferiores a 6 dppredujeron la productividad. Por encima de 8 dppno existi esencialmente aumento de productividad, pero se increment el riesgo de falla en losdisparos y de produccin de arena. PDVSA seleccion de 6 a 8 dpp para satisfacer todas las con-diciones expuestas ms arriba. Los primeros trespozos se dispararon con pistolas convencionalesutilizando 6 dpp. El cuarto pozo se dispar conuna pistola especialmente adaptada para proporcionar 8 dpp, a la vez que se satisfacan losrequerimientos originales de mxima distanciaentre disparo y disparo, as como una distribucin ms uniforme de los disparos dentro de lafase permitida.

La produccin de arena es un problema en

muchas reas. Durante el ao 1995, SaudAramco comenz un amplio desarrollo de reservas de gas no asociadas en el campo Ghawar. Eyacimiento Jauf era parte del esfuerzo.16 Estaarena no consolidada produce gas dulce de 4115a 4390 m [13,500 a 14,400 pies] de profundidadposee permeabilidades bajas y moderadas y unalto potencial de produccin de arena a elevadapresin y alta temperatura; esto es, 60 MPa[8750 lpc] y 150C [300F].

Los pozos del yacimiento Jauf producen de 10a 60 MMpc/D [28,600 a 1.7 millones m3/d], peroes difcil obtener estas altas tasas de produccin

sin producir importantes volmenes de arena deformacin. Este influjo de arena origina intervenciones repetidas para limpiar los pozos y creauna severa corrosin en las tuberas de conduccin, arrasando con el inhibidor qumico del interior de las tuberas de recoleccin y transmisin

Algunos pozos del campo Ghawar se terminaron con un revestidor de 412 pulgadas, lo que nopermiti instalar filtros mecnicos de empaquede grava de velocidad restringida. Se considerel fracturamiento hidrulico seguido de empaquede grava, pero las bajas permeabilidades determinadas a partir del anlisis de ncleos y datos

de pruebas de pozos, indicaron la necesidad defracturas ms largas y de alta conductividad paraobtener las producciones de gas requeridasComo resultado, Saudi Aramco decidi recurrir alas terminaciones sin cedazos con estimulaciones por fracturamiento hidrulico.

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

P

roduccindepetrleoyagua,

B/D

4000

Enero

Febrero

Marzo

Abril

Mayo

Junio

Julio

Agosto

Septiembre

Octubre

Noviembre

Diciembre

3500Anterior al tratamiento

Petrleo

Posterior al tratamiento

3000

2500

2000

1500

1000

500

0

Produccin del Pozo J9, Ao 2000

Agua

> Estimulacin exitosa en el Mar del Norte. La productividad del pozo J9 de AmeradaHess en el campo Scott, un desarrollo del Mar del Norte central, aument comoresultado de un tratamiento de fracturamiento hidrulico optimizado, que incluydisparos orientados de un intervalo limitado e inyeccin de apuntalante impregnadocon inhibidor de incrustaciones. La produccin aument de 120 B/D [19m 3/d] a unvalor sostenido de ms de 2500 B/D [397 m3/d]. Esta intervencin se pag con menosde 14 das de produccin.

Venezuela

AMRICADEL NORTE

AMRICADEL SUR

Promedio del campo Pozo 1 Pozo 2 Pozo 3 Pozo 4

1500

240

Produccin inicial de petrleo

B/D

m3/d

4000

635

2200

350

700

111

1100

175

14

4

Flujo estabilizado de arena

lbm/1000 bbl

kg/100 m30.5

0.14

3

0.86

3

0.86

0.4

0.11

>

Resultados de la produccin antes y despusde las operaciones de disparos orientados en elyacimiento Eoceno C.


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de arena, de los pozos del yacimiento Jauf. Sinembargo, cuatro estimulaciones por fractura-miento hidrulico efectuadas en 1999 y 2000fallaron para prevenir la produccin de arena, yconsecuentemente fueron muy poco efectivas.Con la puesta en marcha de la planta poco menosde un ao atrs, el operador reuni un equipo deexpertos en petrofsica, geologa, ingeniera deyacimientos y diseo de estimulaciones bajo lagerencia de Saudi Aramco y la coordinacin deSchlumberger. Junto con representantes de las

operaciones de campo, este grupo resolvi elcontraflujo de apuntalante y la produccin dearena, optimiz los tratamientos de fractura-miento hidrulico y mejor los procedimientos delimpieza del pozo.

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

gra la petrofsica, la evaluacin de formaciones,la caracterizacin de yacimientos y las pruebasde pozos con el diseo y la ejecucin de estimu-laciones, as como de evaluacin posterior al tra-tamiento.17 Adems de una mejor evaluacin dela formacin y una caracterizacin del yacimientosuperior, las recomendaciones para mejorar lasestimulaciones por fracturamiento hidrulicoincluyeron disparos orientados para reducir laspresiones de tratamiento y crear fracturas msanchas, lo cual reduce el flujo turbulento, no dar-ciano durante la produccin. Los disparos propia-mente alineados con el PFP tambin eliminan lostneles no empacados que contribuyen a la pro-duccin de arena.

La ovalizacin del pozo por ruptura identifi-cada en los registros FMI confirmaron unesfuerzo mximo con direccin este-oeste y unaorientacin del PFP en la formacin Jauf con unazimut cercano a 80, o 260 (izquierda). Lanueva estrategia de terminacin de pozos evitdisparar dentro de 3 a 6 m [10 a 20 pies] de inter-

valos ms dbiles identificados por los perfilesde esfuerzos. Los intervalos disparados se man-tuvieron a un mnimo 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 utiliz el sistema WOPT ypistolas con una fase de 180.

En la aplicacin inicial de la tcnica 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 estimulacin. Una prueba de inyectivi-dad previa al tratamiento de fracturamiento veri-fic la efectividad de los disparos orientados. Las

cadas de presin por friccin durante la iniciacinde la fractura alcanzaron slo 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. Despus de la esti-mulacin, el pozo fluy a razn de 30 MMpc/D[860,000 m3/d] con una FTP de 5200 lpc [36-MPa],pero continu produciendo slidos.

En el primer pozo asignado al equipo conjuntoPowerSTIM, se haba utilizado terminacin sincedazo. Para detener la produccin de apunta-lante y arena, se dispar un intervalo estable de30 pies con el sistema WOPT. Los ingenieros

disearon una fractura limitando el largo de lamisma (TSO, por sus siglas en ingls), 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 presin a causa de los efec-tos de tortuosidad fue de 450 lpc [3.1 MPa], anigual a la mitad del nivel observado en pozos enlos que no se efectuaron disparos orientados. Laproduccin post-fractura fue de 37 MMpc/D

[1 milln m3/d] y el pozo qued produciendo gaslibre de slidos luego de slo 11 das de finali-zado el tratamiento; tiempo significativamentemenor que el promedio de 47 das observado enlos pozos anteriores.

Las terminaciones sin cedazo fueron optimi-zadas en los nueve pozos restantes de este pro-grama. El equipo desarroll un modelopetrofsico refinado basado en ncleos de pozosvecinos, registros de pozo abierto y datos poste-riores a la fractura, e introdujo un modelo msexacto para predecir la produccin de arena. Losingenieros de terminacin utilizaron el Programade Anlisis de Operaciones de Disparos deSchlumberger (SPAN, por sus siglas en ingls)para predecir los dimetros de entrada del orifi-cio de los disparos y optimizar la seleccin delcalibre del apuntalante.

Previo al programa PowerSTIM en el yaci-miento Jauf, los pozos tardaban tanto como 55das para lograr una produccin libre de slidos.Las terminaciones sin cedazo optimizadas y los

procedimientos que mejoraron el contraflujo, redu-jeron este perodo de limpieza a entre 3 y 5 das.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 mximo potencial y luegode ponerlos y sacarlos de la lnea de produccinvarias veces durante unos meses.

Si no se encaran, los problemas asociadoscon el influjo de arena afectan la productividaddel pozo y del yacimiento adversamente, ponen

en peligro las futuras opciones de intervencionesde remediacin, y limitan la rentabilidad delcampo. Un factor importante en el control de laproduccin de arena es asegurar que los tnelesde los disparos y la formacin circundante semantengan estables a lo largo de la vida til deun pozo. Los mejores modelos para el control dela produccin de arena, la superior evaluacindel riesgo y las tcnicas de disparos cada vezms sofisticadas, resuelven estos problemasofreciendo estrategias alternativas para manejary eliminar la produccin de arena.

32 Oilfield Review

17. Para mayor informacin sobre el programa de optimiza-cin de la terminacin y estimulacin 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 estimulacin, Oilfield Review12, no. 4(Invierno de 2001): 4465.

18. Morita N y McLeod HO: Oriented Perforations toPrevent Casing Collapse for Highly Inclined Wells,artculo de la SPE 28556, presentado en la Conferenciay Exhibicin Tcnica Anual de la SPE, Nueva Orlens,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

hidrulico

Ovalizacin delpozo por ruptura

EUROPA

FRICA

> Ovalizacin por ruptura tpica de un pozo en laformacin Jauf. Los registros FMI identificaronuna ovalizacin del pozo en direccin norte-surcercana al 25% en la formacin Jauf en ArabiaSaudita. Esto confirm una direccin este-oestedel esfuerzo mximo de la formacin 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 hidrulico utilizando pistolas con unafase de 180 y 6 dpp. Esta tcnica contribuye aprevenir la produccin de slidos y reducir lascadas de presin por friccin cerca del pozo

durante las operaciones de fracturamientohidrulico.


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Otras aplicaciones y desarrollos

Es comn el arenamiento prematuro durante lostratamientos de fracturamiento hidrulico? Sonlas presiones de inyeccin ms elevadas que lo

esperado? Se hallan la presin o el rgimen deinyeccin limitados por las condiciones del reves-tidor o el uso de tuberas flexibles para la esti-mulacin selectiva de zonas individuales? Sedeberan emplear fluidos menos dainos? Sonlas concentraciones finales de apuntalantedemasiado bajas? Poseen los pozos problemasde contraflujo de apuntalante o produccin dearena? Existen seales de acumulacin deincrustaciones y asfalteno? Si la respuesta acualquiera de estas preguntas es positiva, la tc-nica de disparos orientados puede ser un ele-mento clave en los servicios de soluciones para

el campo petrolero.En la mayora de los casos, la tcnica de dis-

paros orientados cuidadosamente planificadaproporciona resultados ptimos, a costos adicio-nales insignificantes comparados con el valorextra agregado. El anlisis detallado y la selec-cin de candidatos son partes vitales del procesode planificacin de disparos orientados (arriba).Las herramientas de registros geofsicos msavanzadas y las tcnicas de interpretacin facili-

tan este proceso mediante la medicin y evalua-cin de las propiedades de la roca en una zonaque se extiende ms all del dao de formacininducido por la perforacin. Combinados con la

caracterizacin integrada de yacimientos, estosservicios brindan datos y aportes para el desa-rrollo de modelos del subsuelo precisos parasimular, disear y evaluar la optimizacin de laestimulacin y las soluciones de control de laproduccin de arena que los operadores de gas ypetrleo necesitan para mejorar la produccin.

Las operaciones de disparos orientadosdependen de la tcnica utilizada, y requierengeneralmente ms tiempo que las operacionesconvencionales, particularmente en pozos verti-cales con poca inclinacin. Debido a que el sis-tema WOPT depende de la repetibilidad de la

orientacin de la sarta de la herramienta, se debetener cuidado durante cada paso en la ejecucindel trabajo. Adems, si la herramienta asume unaorientacin 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 rotacin, o indexa-cin, de pistolas en el fondo del pozo reducira sig-nificantemente la sensibilidad de la tcnica ymejorara en general la eficiencia de las operacio-

nes de disparos orientados. La reorientacin en efondo del pozo sera particularmente beneficiosaen pozos con inclinaciones mayores a 3, dondelas mediciones de inclinacin son ms confiablesLa capacidad adicional para disparar selectivamente ms de un detonador, y por lo tanto, variaspistolas en un nico viaje al pozo, reducirn drsticamente el nmero de carreras requeridas paradisparar intervalos ms largos o zonas mltiplesEn cualquier caso, se requiere bajar un giroscopiocuando no se disponen datos de inclinmetro.

La necesidad de disparar sin daar los cableslneas de control y otros componentes en pozosinstrumentados y cada vez ms complejos, esuna necesidad creciente en la tcnica de disparos orientados con herramientas operadas acable. Se espera que el nmero de terminacionesinteligentes aumente a un ritmo de alrededor de30% por ao. La instalacin de sistemas de fibraptica que permiten a los operadores monitoreael comportamiento del pozo en el fondo demismo y evaluar la efectividad del tratamiento de

estimulacin a lo largo del tiempo est creciendoan ms rpido. Las tcnicas para detectar ymapear los componentes de terminacin en efondo del pozo y monitorear la orientacin de lapistola durante la operacin de disparos ayudara satisfacer esta necesidad.

Otras aplicaciones de los disparos orientadosincluyen la interseccin de fracturas naturales osectores del pozo con mnimo dao de formacinpara una mejor productividad del pozo, la reparacin de canales de cemento detrs del revestidoy la activacin de pozos de alivio durante las operaciones de control de presin. Los disparos orien

tados que evitan la exposicin del revestidordebilitado por las operaciones de disparos, a concentraciones de esfuerzos extremas, tambin previenen el colapso del revestidor en pozos de graninclinacin o pozos perforados en reas tectnicamente activas.18 En el futuro, esta tcnica tambinpuede encontrar aplicaciones en estructuras geolgicas complejas y altamente falladas, donde lascondiciones de los esfuerzos locales complican ediseo de la fractura, la implementacin del tratamiento y la efectividad de la estimulacin.

Estos requerimientos y las terminaciones depozos cada vez ms exigentes estn conduciendo

al desarrollo de tcnicas y sistemas de disparosde la prxima generacin, dirigidos fundamentalmente a aumentar la eficiencia en el sitio depozo y reducir el tiempo requerido para implementar servicios y soluciones de operaciones dedisparos. Cuando estas mejoras en las herramientas y los nuevos sistemas de tcnicas dedisparos que las utilizan se comercialicen, lasoperaciones de disparos orientados sern anms flexibles y efectivas. MET

Prevencin deproduccin de arena Mitigar el influjo

de arena Detener el contraflujo de apuntalante Utilizar terminaciones sin cedazo

Reducir el depsito de incrustaciones yde asfalteno

Fracturamientohidrulico Minimizar los

arenamientos Aumentar la

concentracin de apuntalante Reducir las

presiones de inyeccin- Bombear a travs

del revestidor- Bombear a travs de

la tubera de produccin- Utilizar estimulacin selectiva

con tubera flexible

Registro del pozoy datos de desviacin

Datos regionales Registros convencionales

a pozo abierto- Herramienta DSI- Herramienta FMI

- Herramienta UBI - Registros de calibre

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

Datos del pozo

Trayectoria e inclinacin del pozo

Intersectar fracturas naturales Penetrar con dao mnimo

Optimizar los disparos- Dimetro del tnel- Profundidad de penetracin- ngulo de fase- Densidad de disparos- Espaciamiento

Servicios deinterpretacin Evaluaciones de registros Perfiles de los esfuerzos

-Modelos mecnicosdel subsuelo

-Magnitudes y direccionesde los esfuerzos

-Competencia de

la formacin

Disparos orientados

Control de produccinde arena

Optimizacin dela estimulacin

Evaluacinde la formacin

Objetivos y parmetrosde la terminacin del pozo

o

Caracterizacindel yacimiento

> Planificacin e implementacin de los disparos orientados. Concretar los objetivos de las operacio-nes de disparos, el fracturamiento hidrulico y el control de la produccin de arena implica identifi-car el problema, evaluar la aplicabilidad de los disparos orientados, correr los registros de pozosrequeridos, desarrollar modelos geomecnicos apropiados y resolver los aspectos operacionales determinacin de pozos con anticipacin. El diagnstico preciso del problema puede sugerir algunasmodificaciones en los programas de perforacin, adquisicin de registros y terminacin durante laplanificacin de pozos que pueden agilizar la implementacin de soluciones mediante el uso de dis-paros orientados.

Documents

disparos orientados.pdf