Produccion arena

32 Oilfield Review
Método combinado de estimulación
y control de la producción de arena
Los tratamientos especializados de fracturamiento seguido de empaque de grava crean fracturas apuntaladas altamente
conductivas que producen aumentos de producción sostenida y controlan la migración de finos en yacimientos pobremente
consolidados. Este método combinado de “fracturamiento y empaque” que ganó popularidad en los últimos 10 años, sortea
el daño de formación y evita muchos deterioros de la productividad que se producen con frecuencia en los empaques de
grava convencionales de pozo entubado.
Fracturamiento
y empaque 60%
Empaque
con lechada
viscosa 12%
Empaque
con agua a
alto régimen
%de 28%de 28%de 28%de 28%de 28%de 28%d 28%d 28%
yde inyecciónde inyecciónde inyecciónde inyecciónde inyecciónde inyecciónde inyecciónd i ió
alto gimen
d i i
5
10
15
Factordedañoadimensional
20
25
30
Empaque
de grava
Fracturamiento
y empaquep qy p qg y p qg y empaqueey empaqavade mpaque
PozosPozosPozosPozosPozosPozosPozosPPP
1111111111 2222222222 3333333333 4444444444 5555555555 6666666666 7777777777 8888888888 9999999999 10101010101010101010 11111111111111111111 12121212121212121212 13131313131313131313 17171717171717171717 1818181818181818181814141414141414141414 15151515151515151515 16161616161616161616
> Fracturamiento para el control de la producción de arena. Los resultados iniciales de los tratamientos de fracturamiento y empaque obtenidos a comien-
zos de la década de 1990, mostraron mejoras en la productividad con respecto al empaque de grava convencional (izquierda). Como resultado, los trata-
mientos de fracturamiento y empaque ahora representan más del 60% de las estimulaciones efectuadas para controlar la producción de arena en Estados
Unidos (arriba a la derecha), y las compañías que proveen servicios de estimulación invierten grandes sumas en investigación y desarrollo sobre este
tema. Estas inversiones comprenden la construcción de barcos especialmente diseñados que incluyen equipos de mezcla de altos volúmenes, bombas de
alta presión y sistemas de vigilancia rutinaria sofisticados, tales como el barco de estimulación Galaxy de Schlumberger (centro).
52026schD07R1 11/26/02 4:31 PM Page 32

Syed Ali
David Norman
David Wagner
ChevronTexaco
Houston, Texas, EUA
Joseph Ayoub
Jean Desroches
Sugar Land, Texas
Hugo Morales
Houston, Texas
Paul Price
Rosharon, Texas
Don Shepherd
Saudi Aramco
Abqaiq, Arabia Saudita
Ezio Toffanin
Pekín, China
Juan Troncoso
Repsol YPF
Madrid, España
Shelby White
Ocean Energy
Lafayette, Luisiana, EUA
Por su colaboración en la preparación de este artículo, se
agradece a Ernie Brown y Leo Burdylo, Sugar Land, Texas,
EUA; Mehmet Parlar y Colin Price-Smith, Rosharon, Texas;
Pedro Saldungaray, Yakarta, Indonesia; y Ray Tibbles, Kuala
Lumpur, Malasia.
ClearFRAC, CoilFRAC, DataFRAC, FIV (Válvula de
Aislamiento de la Formación), MudSOLV, PropNET,
QUANTUM, SandCADE y ScalePROP son marcas de
Schlumberger. Alternate Path, AllPAC y AllFRAC son mar-
cas de ExxonMobil; la licencia de esta tecnología ha sido
otorgada exclusivamente a Schlumberger.
Otoño de 2002 33
El fracturamiento hidráulico en yacimientos de
alta permeabilidad para controlar la producción
de arena es una técnica de terminación de pozos
ampliamente aceptada. Actualmente, una de las
primeras decisiones que deben tomarse durante
la planificación del desarrollo de campos que
producen arena, es acerca de la conveniencia o
no de utilizar el método de fracturamiento y
empaque; una combinación de estimulación por
fracturamiento hidráulico seguida de empaque
de grava. Más de una década de éxitos prueba
que esta técnica mejora significativamente la
productividad del pozo en comparación con el
empaque de grava convencional (página previa).
Los tratamientos de fracturamiento y empaque
están creciendo en forma continua dentro del con-
junto de técnicas de control de la producción de
arena, así como también en términos de números
de trabajos realizados. La utilización de esta téc-
nica ha crecido diez veces; de menos de 100 traba-
jos efectuados por año a principios de la década de
1990, a un ritmo corriente de casi 1000 operacio-
nes por año. En África Occidental, cerca del 5% de
los tratamientos de control de la producción de
arena son tratamientos de fracturamiento y empa-
que, y en América Latina, los operadores fracturan
y empacan por lo menos el 3% de los pozos.
Los avances realizados en el diseño de la
estimulación, en los componentes de termina-
ción de pozos, en los fluidos de tratamiento y en
los apuntalantes (agentes de sostén) continúan
diferenciando la técnica de fracturamiento y
empaque con respecto a los fracturamientos y
empaques de grava convencionales. Los opera-
dores de Estados Unidos ahora aplican este
método de control de la producción de arena para
terminar más del 60% de los pozos marinos.
Shell utilizó el término frac pack a principios
de 1960 para describir aquellas terminaciones de
pozos realizadas en Alemania que eran hidráuli-
camente fracturadas previo al empaque de grava.1
En la actualidad, la expresión fracturamiento y
empaque (frac packing) se refiere a tratamientos
de fracturamiento en los que se induce un arena-
miento para controlar el largo de la fractura (TSO,
por sus siglas en inglés). Estos tratamientos crean
fracturas cortas y anchas y empacan grava detrás
de los filtros (cedazos); todo en una sola opera-
ción. Las fracturas apuntaladas y altamente con-
ductivas resultantes sortean el daño de formación
y mitigan la migración de finos, mediante la
reducción de la caída de presión y de la velocidad
de flujo cerca del pozo.
En 1963, se efectuó una de las primeras ope-
raciones de fracturamiento y empaque en
Venezuela, donde las compañías productoras lle-
vaban a cabo pequeños tratamientos de fractura-
miento utilizando arena y petróleo crudo viscoso,
y luego bajaban los filtros de grava hasta la pro-
fundidad de interés, pasándolos a través de la
arena que quedaba dentro de la tubería de reves-
timiento.2
Esta técnica resultó exitosa, pero no se
aplicó a otras áreas hasta casi 30 años después.
En los años sucesivos, los operadores utiliza-
ron varias técnicas de fracturamiento para sor-
tear el daño de perforación y terminación que
generalmente penetra mucho en los yacimientos
de alta permeabilidad. Estos pequeños trata-
mientos conocidos como “microfracturas” se
diseñaron para tratar el daño de formación que
los ácidos o solventes no removerían, o que no
podrían sortearse volviendo a disparar la zona de
interés, especialmente cuando la estabilidad del
túnel dejado por los disparos era cuestionable en
arenas pobremente consolidadas.
El interés por la técnica de fracturamiento y
empaque resurgió a principios de la década de
1980, cuando los operadores comenzaron a frac-
turar formaciones de alta permeabilidad utili-
zando técnicas TSO.3
Las fracturas apuntaladas
más anchas obtenidas, produjeron aumentos de
producción sostenida en la Bahía de Prudhoe y en
los campos Kuparuk, ubicados en el Talud Norte
de Alaska, EUA, y en formaciones calcáreas del
Mar del Norte. Estos resultados atrajeron la aten-
ción de productores de otras áreas y motivaron la
evaluación de los fracturamientos TSO como téc-
nica de control de la producción de arena.
1. McLarty JM y DeBonis V: “Gulf Coast Section SPE
Production Operations Study Group—Technical
Highlights from a Series of Frac Pack Treatment
Symposiums,” artículo de la SPE 30471, presentado en la
Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,
Dallas, Texas, EUA, 22 al 25 de octubre de 1995.
2. Liebach RE y Cirigliano J: “Gravel Packing in Venezuela,”
presentado en la Séptima Conferencia Mundial del
Petróleo, Ciudad de México, México 1967, Sección de
Transcripciones III: 407–418.
3. Smith MB, Miller WK y Haga J: “Tip Screenout
Fracturing: A Technique for Soft, Unstable Formations,”
artículo de la SPE 13273, presentado en la Conferencia y
Exhibición Técnica Anual de la SPE, Houston, Texas,
EUA, 16 al 19 de septiembre de 1984; también en el docu-
mento Ingeniería de Producción de la SPE 2, no. 2 (Mayo
de 1987): 95–103.
Hannah RR y Walker EJ: “Fracturing a High-Permeability
Oil Well at Prudhoe Bay, Alaska,” artículo de la SPE
14372, presentado en la Conferencia y Exhibición
Técnica Anual de la SPE, Las Vegas, Nevada, EUA, 22 al
25 de septiembre de 1985.
Martins JP, Leung KH, Jackson MR, Stewart DR y Carr
AH: “Tip Screenout Fracturing Applied to the Ravenspurn
South Gas Field Development,” artículo de la SPE 19766,
presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual
de la SPE, San Antonio, Texas, EUA, 8 al 11 de octubre
de 1989; también en el documento Ingeniería de
Producción de la SPE 7, no. 3 (Agosto de 1992): 252–258.
Reimers DR y Clausen RA: “High-Permeability Fracturing
at Prudhoe Bay, Alaska,” artículo de la SPE 22835, pre-
sentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de
la SPE, Dallas, Texas, EUA, 6 al 9 de octubre de 1981.
Martins JP, Bartel PA, Kelly RT, Ibe OE y Collins PJ:
“Small, Highly Conductive Hydraulic Fractures Near
Reservoir Fluid Contacts: Applications to Prudhoe Bay,”
artículo de la SPE 24856, presentado en la Conferencia y
Exhibición Técnica Anual de la SPE, Washington, DC,
EUA, 4 al 7 de octubre de 1992.
Martins JP, Abel JC, Dyke CG, Michel CM y Stewart G:
“Deviated Well Fracturing and Proppant Production
Control in Prudhoe Bay Field,” artículo de la SPE 24858,
presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual
de la SPE, Washington, DC, EUA, 4 al 7 de octubre de 1992.
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Después de 1985, aumentó el interés por la
técnica de fracturamiento y empaque como con-
secuencia de la actividad desarrollada en el Golfo
de México, donde muchos pozos con empaques
de grava convencionales no alcanzan una produc-
tividad adecuada. El daño de formación inducido
por los fluidos de perforación y terminación, el fil-
trado del cemento, los disparos efectuados en
condiciones de sobrebalance y la migración de
finos, contribuyen a la obtención de resultados
insatisfactorios, así como lo hace el daño mecá-
nico creado por la redistribución de los esfuerzos
después de la perforación.4
El colapso de la for-
mación y el influjo de arena como resultado de un
empaque de grava incompleto alrededor de los
filtros de grava, y los túneles dejados por los dis-
paros que quedan sin empacar, también restrin-
gen la producción.
La técnica de fracturamiento y empaque
reduce las caídas de presión causadas por el
daño de formación y las restricciones impuestas
por los componentes de la terminación, las cua-
les se hallan comúnmente representadas por un
valor adimensional conocido como factor de
daño.5
A diferencia del empaque de grava, el fac-
tor de daño asociado con la técnica combinada
disminuye a medida que los pozos producen y los
fluidos de tratamiento se recuperan y, en conse-
cuencia, la productividad tiende a mejorar con el
tiempo. Por lo tanto, la tendencia entre los ope-
radores es a aplicar esta técnica en casi todos los
pozos que requieren control de la producción de
arena.
En el Golfo de México, la técnica de fractura-
miento y empaque ha ganado popularidad a fines
de la década de 1980. Amoco, ahora BP, realizó
cinco terminaciones de fracturamiento y empa-
que en el área Ewing Bank durante 1989 y 1990,
mediante la inyección de mezclas con concentra-
ciones de hasta 6 libras de apuntalante agregado
(laa) por galón de fluido de tratamiento.6
En 1991,
ARCO, ahora BP, utilizó la técnica combinada en
el área South Pass.7
Pennzoil, ahora Devon
Energy, la utilizó en el área Eugene Island.8
Casi
al mismo tiempo, Shell fracturó y empacó pozos
tierra adentro desde embarcaciones (gabarras) en
el campo Turtle Bayou, Luisiana, EUA. Shell
expandió el uso de esta técnica en el Mar del
Norte y en pozos marinos en Borneo, y también
en pozos tierra adentro en Colombia, América del
Sur y el noroeste de Europa.9
El éxito de la técnica de fracturamiento y
empaque condujo a aumentar su utilización, y
esta técnica pronto comenzó a ser el método pre-
ferido para controlar la producción de arena en el
Golfo de México, donde varios yacimientos de
petróleo y gas yacen debajo del agua, en áreas
donde la profundidad del lecho marino excede los
914 m [3000 pies]. Durante 1992, BP completó
tratamientos de fracturamiento y empaque en el
Bloque 109 del Cañón de Mississippi, donde las
profundidades del agua varían entre 260 y 460 m
[850 y 1500 pies].10
Unos pocos años más tarde,
Shell y Chevron utilizaron esta técnica para desa-
rrollar campos en áreas donde la profundidad del
lecho marino alcanzaba los 3000 pies.
La transferencia de tecnología y el éxito de la
técnica de fracturamiento y empaque en otras
áreas, tales como Indonesia, Mar del Norte, Medio
Oriente, África Occidental y Brasil, están contribu-
yendo a expandir aún más la aplicación de esta
técnica en todo el mundo. Los operadores planifi-
can fracturar y empacar pozos en el Golfo de
México, ubicados en áreas donde la profundidad
del agua alcanza 1220 m [4000 pies], y en el Mar
del Norte y costa afuera de Brasil, intentan despla-
zar el límite de esta técnica hasta una profundidad
del lecho marino de 1830 m [6000 pies]. La estimu-
lación por fracturamiento hidráulico y la técnica de
fracturamiento y empaque en yacimientos de alta
permeabilidad ahora representan el 20% del mer-
cado de fracturamiento hidráulico.
Este artículo describe la evolución de esta
técnica y trata los desarrollos acontecidos en
materia de fluidos de estimulación, apuntalantes,
equipos de fondo de pozo, simulación de diseño,
ejecución de las operaciones y evaluación poste-
rior a la estimulación. Algunas historias de casos
ilustran la aplicación de esta técnica para mejo-
rar la productividad del pozo y al mismo tiempo
prevenir el flujo de retorno del apuntalante y la
producción de arena.
Fracturamiento con control
del largo de la fractura
Los empaques de grava poseen típicamente
algún grado de daño—factor de daño positivo—
y raramente logran producir valores de factor de
daño bajos en forma consistente. Las terminacio-
nes con tratamientos de fracturamiento y empa-
que, por otra parte, con frecuencia dan como
resultado pozos con mayor productividad que la
obtenida con empaques de grava realizados por
encima o por debajo de la presión de iniciación
de la fractura, ya sea empaque con lechada o
empaque con agua a alto régimen de inyección
(HRWP, por sus siglas en inglés).11
Las evaluacio-
nes de pozos terminados durante los últimos 10
años con estas técnicas de control de la produc-
ción de arena, muestran el dramático impacto del
método de fracturamiento y empaque en el factor
de daño total de terminación (izquierda).12
El contraste de permeabilidad entre formacio-
nes y fracturas apuntaladas determina la longi-
tud de fractura requerida para la estimulación
óptima del yacimiento. En yacimientos de baja
permeabilidad, existe un gran contraste de per-
meabilidad, y por ende, mayor conductividad
relativa de fractura.13
En yacimientos de alta per-
meabilidad, existe menos contraste y la conduc-
34 Oilfield Review
14
12
Fracturamiento
y empaque
Empaque con
agua a alto
régimen de inyección
Empaque de
grava con
lechada viscosa
10
8
6 Factordedañoadimensional
4
2
0
> Daño de terminación. La evaluación de las terminaciones con técnicas de
control de la producción de arena realizadas en el Golfo de México durante
los últimos 10 años, muestran un impacto dramático del método de fractura-
miento y empaque en el factor de daño adimensional, y por consiguiente, en
la productividad del pozo y en la recuperación final de hidrocarburos. Los
operadores reportan factores de daño promedios de 12 y 8 para terminacio-
nes con empaque de grava realizadas mediante técnicas de empaque con
lechada viscosa y empaque con agua a alto régimen de inyección (HRWP,
por sus siglas en inglés), respectivamente. El tratamiento de fracturamiento y
empaque muestra consistentemente factores de daño promedios más bajos;
típicamente cercanos a 3.
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Otoño de 2002 35
tividad relativa de una fractura angosta se
reduce por varios órdenes de magnitud. Esto
anula el valor de la extensión de la fractura más
allá de una cierta distancia de la pared del pozo
y resalta la necesidad de crear fracturas más
anchas, porque la conductividad es también
directamente proporcional al ancho apuntalado.
Las fracturas cortas y anchas aumentan la
productividad del pozo, aún en formaciones de
alta permeabilidad. Estas fracturas altamente
conductivas mitigan la producción de arena aso-
ciada con altos gastos (tasas o velocidades de
flujo, ratas, caudales), con el colapso del túnel
dejado por el disparo en formaciones pobre-
mente consolidadas y con la migración de finos
en formaciones con tamaños de grano pobre-
mente clasificados. Esto es así debido a la reduc-
ción de la caída de presión y de la velocidad de
flujo cerca del pozo. Estos factores también pos-
tergan el desarrollo de las condiciones críticas de
esfuerzos que trituran los granos de la formación
hasta que se alcanza una presión de yacimiento
más baja.
El fracturamiento hidráulico de formaciones
de baja permeabilidad crea fracturas apuntala-
das angostas de 2.5 mm [0.1 pulg] de ancho, que
se extienden hasta unos 300 m [1000 pies] o más
de la pared del pozo (izquierda).14
Un tratamiento
TSO genera fracturas apuntaladas con anchos de
hasta 2.5 cm [1 pulg] o más en formaciones blan-
4. Carlson J, Gurley D, King G, Price-Smith C y Walters F:
“Sand Control: Why and How?” Oilfield Review 4, no. 4
(Octubre de 1992): 41–53.
El daño mecánico consiste en el daño de formación
localizado que resulta de la redistribución de los esfuer-
zos locales luego de la remoción de la roca durante el
proceso de perforación, especialmente en yacimientos
extremadamente permeables. Los esfuerzos de la forma-
ción originalmente soportados por el material perforado
se concentran cerca de la pared del pozo, comprimiendo
o triturando la matriz de la roca dentro de un anillo cilín-
drico alrededor del pozo. Este efecto restringe los cue-
llos de los poros y reduce la permeabilidad cerca del
pozo, entrampando potencialmente las partículas finas
que migran en dirección al pozo durante la producción.
Para obtener mayor información acerca del factor de
daño mecánico, consulte: Morales RH, Brown E, Norman
WD, BeBonis V, Mathews MJ, Park EI y Brown R:
“Mechanical Skin Damage in Wells,” artículo de la SPE
Técnica Anual de la SPE, Dallas, Texas, EUA, 22 al 25 de
octubre de 1995; también en el Periódico de la SPE
(Septiembre de 1996): 275–281.
5. El factor de daño negativo indica estimulación; el factor
de daño positivo indica daño.
6. McLarty y DeBonis, referencia 1.
7. Hainey BW y Troncoso JC: “Frac-Pack: An Innovative
Stimulation and Sand Control Method,” artículo de la
SPE 23777, presentado en el Simposio Internacional de
la SPE sobre Control del Daño de Formación, Lafayette,
Luisiana, EUA, 26 al 27 de febrero de 1992.
8. Monus FL, Broussard FW, Ayoub JA y Norman WD:
“Fracturing Unconsolidated Sand Formations Offshore
Gulf of Mexico,” artículo de la SPE 24844, presentado en
la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,
Washington, DC, EUA, 4 al 7 de octubre de1992.
Formaciones de baja permeabilidad
Empaque de apuntalante
Formaciones de alta permeabilidad
Fractura con fluido viscoso
Flujo bilineal
Formación
Encapsulamiento del apuntalante
Fractura con fluido viscoso
Fractura con agua a alto
Fractura con agua a alto
> Geometría de la fractura. En formaciones de baja permeabilidad, los fluidos viscosos de fractura-
miento generan fracturas largas y angostas; los fluidos menos viscosos, tales como el agua, se filtran
más rápidamente y crean fracturas más cortas (arriba a la izquierda). El fracturamiento hidráulico
aumenta el radio efectivo de terminación debido al flujo lineal que se establece dentro de las fractu-
ras apuntaladas y al flujo bilineal dominante hacia el pozo (arriba a la derecha). En formaciones de
alta permeabilidad, los tratamientos de fracturamiento crean fracturas apuntaladas cortas y anchas
que proporcionan algo de estimulación al yacimiento y mitigan la producción de arena mediante la
reducción de la caída de presión y de la velocidad del flujo cerca del pozo (abajo a la izquierda). En
formaciones de baja resistencia mecánica, o blandas, la concentración de apuntalante después del
cierre de la fractura debe exceder los 10 kg/m2 [2 lbm/pie2] para superar el encapsulamiento del
apuntalante en las paredes de la fractura (abajo a la derecha).
Mullen ME, Stewart BR y Norman WD: “Evaluation of
Bottom Hole Pressures in 40 Soft Rock Frac-Pack
Completions in the Gulf of Mexico,” artículo de la SPE
Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA,
25 al 28 de septiembre de 1994.
9. Wong GK, Fors RR, Casassa JS, Hite RH y Shlyapobersky
J: “Design, Execution, and Evaluation of Frac and Pack
(F&P) Treatments in Unconsolidated Sand Formations in
the Gulf of Mexico,” artículo de la SPE 26563, presen-
tado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la
SPE, Houston, Texas, EUA, 3 al 6 de octubre de 1993.
Roodhart LP, Fokker PA, Davies DR, Shlyapobersky J y
Wong GK: “Frac and Pack Stimulation: Application,
Design, and Field Experience From the Gulf of Mexico to
Borneo,” artículo de la SPE 26564, presentado en la
Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,
Houston, Texas, EUA, 3 al 6 de octubre de 1993.
10. Hannah RR, Park EI, Walsh RE, Porter DA, Black JW y
Waters F: “A Field Study of a Combination Fracturing/
Gravel Packing Completion Technique on the Amberjack,
Mississippi Canyon 109 Field,” artículo de la SPE 26562,
presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica
Anual de la SPE, Houston, Texas, EUA, 3 al 6 de octubre
de 1993; también en el documento Producción e
Instalaciones de la SPE 9, no. 4 (Noviembre de 1994):
262–266.
11. Las técnicas de empaque de lechada utilizan fluidos vis-
cosos a base de polímeros para emplazar altas concen-
traciones de grava, mientras que las técnicas HRWP
utilizan concentraciones de grava más bajas transporta-
das en un fluido menos viscoso, generalmente salmuera.
12. Mullen ME, Norman WD y Granger JC: “Productivity
Comparison of Sand Control Techniques Used for
Completions in the Vermilion 331 Field,” artículo de la
Luisiana, EUA, 7 al 10 de febrero de1994.
Monus et al, referencia 8.
Fletcher PA, Montgomery CT, Ramos GG, Miller ME y
Rich DA: “Using Fracturing as a Technique for Controlling
Formation Failure,” artículo de la SPE 27899, presentado
en la Conferencia Regional Occidental de la SPE, Long
Beach, California, EUA, 23 al 25 de marzo de 1994; tam-
bién en el documento Producción e Instalaciones de la
SPE 11, no. 2 (Mayo de 1996): 117–121.
Hannah et al, referencia 10.
Papinczak A y Miller WK: “Fracture Treatment Design to
Overcome Severe Near-Wellbore Damage in a Moderate
Permeability Reservoir, Mereenie Field, Australia,” artí-
culo de la SPE 25379, presentado en la Conferencia y
Exhibición del Petróleo y del Gas del Pacífico Asiático
de la SPE, Singapur, 8 al 10 de febrero de1993.
Stewart BR, Mullen ME, Howard WJ y Norman WD:
“Use of a Solids-Free Viscous Carrying Fluid in
Fracturing Applications: An Economic and Productivity
Comparison in Shallow Completions,” artículo de la SPE
30114, presentado en la Conferencia Europea de la SPE
sobre Daño de Formación, La Haya, Holanda, 15 al 16 de
mayo de 1995.
13. La conductividad de la fractura es una medida de cuán
fácilmente fluyen los fluidos producidos o inyectados den-
tro de una fractura hidráulica apuntalada.
14. El fracturamiento hidráulico comienza con una etapa de
inyección de un fluido sin apuntalante, o colchón, a pre-
siones por encima del esfuerzo de ruptura de la forma-
ción, para iniciar una fractura en la roca y enfriar la
región cerca del pozo. Esta etapa de colchón crea dos
“alas” de fractura a 180 grados entre sí, que se propagan
a lo largo del plano preferencial de fracturamiento (PFP).
El PFP yace en dirección al esfuerzo horizontal máximo,
perpendicular al esfuerzo horizontal mínimo de la roca.
Luego continúan las etapas de inyección de fluido car-
gado de apuntalante para generar una geometría reque-
rida—altura, ancho, y longitud—y empacar una fractura
de dos alas con apuntalante. Los apuntalantes garantizan
que una trayectoria conductiva permanezca abierta luego
de que se detiene la inyección de fluido y se cierran las
fracturas dinámicas.
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das y longitudes de fractura de hasta 15 m [50
pies], dependiendo de las características de la
formación.15
Para tratamientos convencionales,
la concentración final de apuntalante por unidad
de área de la fractura es menor a 10 kg/m2 [2
lbm/pie2]. Para los diseños TSO, estas concentra-
ciones alcanzan de 24 a 49 kg/m2 [5 a 10
lbm/pie2].
Una fractura apuntalada aumenta el radio de
terminación y el área abierta al flujo. Si se com-
para con el influjo radial, el flujo bilineal resul-
tante reduce la convergencia y turbulencia que se
producen en los disparos, lo cual mejora la pro-
ductividad. Por ejemplo, una fractura apuntalada
con una longitud de 15 m [50 pies] y una altura de
7 m [22 pies], posee 372 m2 [4000 pies cuadrados]
de superficie; una terminación con empaque de
grava en un pozo de 9 pulgadas de diámetro,
posee una superficie máxima abierta al flujo radial
de unos 5 m2 [50 pies2]. El radio de terminación
efectivo para cada una de estas terminaciones
hipotéticas con fracturamiento y empaque, y con
empaque de grava convencional es de 15 m y 11.4
cm [4.5 pulg] respectivamente.
El extremo de una fractura hidráulica es el
área final empacada por apuntalante durante el
fracturamiento convencional en formaciones
duras y de baja permeabilidad. En contraste, los
diseños TSO limitan la longitud o extensión de la
fractura, mediante la utilización de fluidos que se
filtran y deshidratan la lechada del apuntalante
durante los primeros instantes del tratamiento.
Esta deshidratación causa que el apuntalante se
empaque cerca del costado periférico, o punta, de
una fractura dinámica. La fractura hidráulica se
infla como un globo mientras se inyecta fluido con
apuntalante adicional, creando una trayectoria
más ancha y más conductiva a medida que el
apuntalante se empaca en dirección hacia el pozo
(izquierda).
La conductividad de la fractura y la estimula-
ción del yacimiento no son las únicas causas del
aumento de productividad resultante. Otro factor
es la eliminación de las restricciones del flujo a
través de los disparos. El tratamiento de fractu-
ramiento y empaque agresivo abre una fractura
dinámica de hasta 5 cm [2 pulg] de ancho a tra-
vés de todo o casi todo el intervalo de termina-
ción. Los principios de la mecánica de las rocas
indican que el movimiento en el subsuelo reque-
rido para generar fracturas anchas TSO también
debe crear una abertura del espacio anular fuera
de la lámina de cemento. Esta abertura luego se
empaca con apuntalante para formar un anillo, o
“halo,” alrededor del pozo.
Este empaque “externo” provee una conexión
hidráulica más efectiva entre las fracturas apun-
taladas y todos los disparos, que reduce aún más
la caída de presión a través de los intervalos de
terminación. Las simulaciones computarizadas
indican que, en formaciones de alta permeabili-
dad, los disparos que no están alineados con la
fractura apuntalada pueden contribuir hasta con
un 50% del flujo hacia un pozo (próxima página,
abajo a la izquierda).16
El halo de apuntalante es
un factor clave en el éxito de los tratamientos de
fracturamiento y empaque, y constituye la base
36 Oilfield Review
15. Hanna B, Ayoub J y Cooper B: “Rewriting the Rules for
High-Permeability Stimulation,” Oilfield Review 4, no. 4
(Octubre de 1992): 18–23.
16. Burton RC, Rester S y Davis ER: “Comparison of
Numerical and Analytical Inflow Performance Modelling
of Gravelpacked and Frac-Packed Wells,” artículo de la
Guinot F, Zhao J, James S y d’Huteau E: “Screenless
Completions: The Development, Application and Field
Validation of a Simplified Model for Improved Reliability
of Fracturing for Sand Control Treatments,” artículo de la
SPE 68934, presentado en la Conferencia Europea de la
SPE sobre Daño de Formación, La Haya, Holanda, 21 al
22 de mayo de 2001.
17. Stewart BR, Mullen ME, Ellis RC, Norman WD y Miller
WK: “Economic Justification for Fracturing Moderate to
High Permeability Formations in Sand Control
Environments,” artículo de la SPE 30470, presentado en
la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,
Dallas, Texas, EUA, 22 al 25 de octubre de 1995.
18. Monus et al, referencia 8.
19. Hannah et al, referencia 10.
Fractura dinámica
Inflado de la fractura
Abertura del espacio anular
Cemento
Disparo
Filtro (cedazo)
Tubería de revestimiento
Fractura apuntalada
Empaque de apuntalante “externo”
Arenamiento inducido
en el extremo de la fractura
Apuntalante
> Fracturamiento con control del largo de la fractura (TSO). En los yacimientos
de alta permeabilidad, las estimulaciones por fracturamiento hidráulico
requieren sistemas de fluidos que se filtran en los primeros instantes del tra-
tamiento. La deshidratación de la lechada provoca que el apuntalante se em-
paque en el extremo de la fractura, deteniendo la propagación, o extensión de
la misma (arriba). A medida que se bombea lechada adicional, las fracturas
de doble ala se inflan y el apuntalante se empaca en dirección hacia el pozo
(centro). Un tratamiento TSO garantiza fracturas más anchas y mejora la con-
ductividad de las mismas, promoviendo el contacto entre los granos en el
apuntalante empacado. Esta técnica también genera suficiente desplaza-
miento de la formación para crear una abertura del espacio anular entre el
cemento y la formación que comienza a empacarse con apuntalante. Este
empaque “externo” conecta todos los disparos entre sí y reduce aún más la
caída de presión que se produce en las cercanías de la pared del pozo
(abajo).
52026schD07R1 11/25/02 8:50 AM Page 36

Otoño de 2002 37
de las terminaciones sin filtro que controlan la
producción de arena sin filtros mecánicos ni
empaques de grava internos (véase “Tecnologías
emergentes,” página 50).
La técnica de fracturamiento y empaque cons-
tituye una defensa frontal contra la producción de
arena, y los tratamientos de fracturamiento TSO
diseñados apropiadamente son vitales para el
éxito de esta importante técnica de terminación
de pozos. Los empaques de grava convencionales
de pozo entubado generalmente experimentan la
pérdida progresiva de productividad, pero la pro-
ducción de pozos con tratamientos de fractura-
miento y empaque apropiadamente diseñados y
ejecutados, tiende a mejorar con el tiempo a
medida que se recuperan los fluidos del trata-
miento y se limpian los pozos.17
Ejecución del tratamiento
Inicialmente, los operadores utilizaron la técnica
de fracturamiento y empaque en varias etapas;
un tratamiento de fracturamiento TSO seguido de
limpieza de pozo, instalación de filtros de exclu-
sión de arena y operaciones de empaque de
grava separadas.18
Sin embargo, los altos facto-
res de daño positivos y la productividad limitada
obtenidos, indicaban daño entre la fractura apun-
talada y el empaque de grava interno. La técnica
de fracturamiento y empaque se simplificó a una
única operación para mejorar aún más la produc-
ción del pozo y reducir los costos operacionales.19
El tratamiento de fracturamiento TSO ahora se
ejecuta con filtros de grava ya instalados en el
fondo del pozo. El empaque de grava en pozos
con instalaciones de filtros de grava se logra al
final del tratamiento.
Al igual que con el empaque de grava conven-
cional, los fluidos y apuntalantes para esta téc-
nica combinada se inyectan a través de la tubería
de producción y de un empacador de grava que
incluye una herramienta de servicio configurada
en modo de circulación o inyección forzada (dere-
cha). Sin embargo, para soportar presiones más
altas durante las operaciones de fracturamiento
TSO, las compañías de servicios adaptaron las
instalaciones de empaques de grava estándar.
Las modificaciones incluyen una mayor dureza del
metal, áreas de flujo más amplias y la minimiza-
ción de los cambios bruscos en la dirección del
flujo, para reducir la erosión del metal causada
por los fluidos y el apuntalante.
La configuración en modo de inyección forza-
da se utiliza para la mayoría de los tratamientos
de fracturamiento y empaque, especialmente, en
pozos entubados con tuberías de revestimiento
de producción que no pueden manejar presiones
altas. La configuración en modo de circulación
provee una trayectoria para el retorno del fluido a
la superficie a través del espacio anular existente
entre la tubería de producción y la tubería de
revestimiento, o comunicación—un espacio anu-
lar “vivo”—para vigilar rutinariamente la presión
en la superficie, en forma independiente de la
fricción que se produce en los tubulares del pozo,
dependiendo de si la válvula de superficie anular
está abierta o cerrada. Las caídas de presión por
100
Flujoatravésdelafractura,%
0
100 1000
Permeabilidad, mD
10,000
20
40
60
80
Disparos no alineados
Fractura apuntalada
> Contribuciones de los disparos. El influjo no se limita al área transversal de la
fractura apuntalada y a los disparos alineados, o conectados, con las alas de la
fractura. Las simulaciones computarizadas indican que los disparos no alinea-
dos contribuyen con casi el 50% del influjo de formaciones de alta permeabili-
dad, restando importancia al fracturamiento TSO y a la creación de un empa-
que externo.
Empacador de
grava QUANTUM
Dispositivo mecánico de
control de pérdida de fluido
Tubo lavador
Filtros de grava
Disparos
Filtros de grava
Disparos
Asiento esférico
Válvula esférica
Flujo de fluido
Orificios de circulación
Herramienta de servicio
BOP anular
Válvula de superficie y
medidor de presión anular
Orificios de circulación
Medidor de temperatura
y presión
Empacador de fondo
> Herramientas de fondo de pozo. En los trata-
mientos de empaque de grava y de fracturamien-
to y empaque, una herramienta de servicio dirige
el flujo de fluido a través de un empacador de
grava y alrededor del filtro. La configuración en
modo de inyección forzada se establece cerran-
do el preventor de reventón anular (BOP, por sus
siglas en inglés) y la válvula de superficie de cie-
rre del espacio anular existente entre la tubería
de producción y la tubería de revestimiento
(izquierda), o cerrando la válvula esférica, ubi-
cada en el fondo del pozo (derecha). El cierre en
el espacio anular con la válvula esférica de fondo
de pozo abierta, permite vigilar rutinariamente la
presión en el fondo del pozo, independientemente
de la fricción que se produce en la tubería de
producción. Al cerrar la válvula de fondo de pozo,
se previene que el fluido retorne a la superficie y
se protege a la débil tubería de revestimiento de
altas presiones; también se puede aplicar presión
al espacio anular para compensar la alta presión
ejercida dentro de la tubería de producción. Los
dispositivos mecánicos tales como las válvulas a
charnela o el sistema de Válvula de Aislamiento
de la Formación FIV, previenen la pérdida exce-
siva de fluido dentro de las formaciones luego
de retirar la herramienta de servicio.
52026schD07R1 11/26/02 4:37 PM Page 37

fricción generadas por el bombeo de lechada con
apuntalante a través de la tubería de producción
y de los componentes de terminación, general-
mente enmascaran las respuestas de presión en
el fondo del pozo, cuando la presión de trata-
miento se registra en la tubería de producción.
Las primeras herramientas de servicio utiliza-
ban una válvula de retención convencional, que
no permitía observar las declinaciones de presión
después del fracturamiento. Los diseños más
recientes de herramientas, tales como el empa-
cador de grava QUANTUM, eliminan la válvula
de retención, reemplazándola por una válvula
esférica de fondo de pozo mejorada, que permite
vigilar rutinariamente las fluctuaciones de pre-
sión en tiempo real durante los tratamientos
cuando la válvula esférica está abierta. Un espa-
cio anular vivo permite una evaluación más pre-
cisa de los tratamientos.20
La técnica de fracturamiento y empaque
generalmente comienza con la herramienta con-
figurada en modo de inyección forzada. Una vez
que se detiene el crecimiento del largo de la frac-
tura, se cambia a modo de circulación para ase-
gurar el empaque completo de los filtros de grava
y el contacto entre los granos del apuntalante. La
herramienta de servicio luego se utiliza para lim-
piar el exceso de lechada, bombeando fluido den-
tro del espacio anular y hacia la tubería de
producción. El movimiento ascendente que se
requiere para mover algunas herramientas de
servicio, arrastra los fluidos del yacimiento hacia
el pozo. Este efecto de succión (suaveo) puede
traer la arena de formación a los túneles dejados
por los disparos, antes de que una fractura esté
completamente empacada, o reducir la conducti-
vidad entre la fractura y el empaque de grava
interno, lo cual puede limitar la productividad del
tratamiento de fracturamiento y empaque.
Las herramientas de servicio para asentar los
equipos de fondo, tales como el sistema de
empaque de grava QUANTUM, cierran la válvula
esférica de fondo de pozo y cambian la configu-
ración de la herramienta con movimiento ascen-
dente. Este tipo de herramienta también se
utiliza para terminaciones profundas y tratamien-
tos ejecutados desde equipos de perforación flo-
tantes o barcazas de perforación.
Además de una variedad de condiciones de
yacimiento y de requerimientos de fractura-
miento y empaque de grava, la ejecución del tra-
tamiento debe encarar otras situaciones
complejas, tales como la terminación de múlti-
ples zonas e intervalos largos. Aún los mejores
diseños de fracturamiento y empaque fracasan si
una pérdida excesiva de fluido dentro de la for-
mación provoca la formación de tapones de
apuntalante entre los filtros de grava y la tubería
de revestimiento, restringiendo o bloqueando el
flujo de fluido en el espacio anular. El empaque
de apuntalante en el espacio anular, o tapona-
miento, da como resultado la terminación tem-
prana del tratamiento, la baja conductividad de
la fractura y un empaque incompleto alrededor
de los filtros de grava.
El emplazamiento de apuntalante con filtros
de exclusión de arena en el lugar, requiere una
atención especial con respecto a las partes libres
del espacio anular. A medida que aumenta la
caída de presión por fricción, existe la posibilidad
de que el fluido de la lechada que se encuentra en
el espacio anular existente entre el filtro de grava
y la tubería de revestimiento, pase al espacio anu-
lar existente entre el tubo lavador y el filtro de
grava a través de este último. Esta situación
empeora al deshidratarse la lechada, y la concen-
tración de apuntalante aumenta a un estado
imposible de bombear, provocando que el apunta-
lante bloquee el espacio anular existente entre el
filtro de grava y la tubería de revestimiento.
El bloqueo del espacio anular cerca del tope
de un intervalo de terminación, impide el fractu-
ramiento continuo de zonas más profundas o
zonas con esfuerzos locales más altos e inhibe el
empaque subsiguiente de los filtros de grava.
38 Oilfield Review
20. Mullen et al, referencia 8.
21. Shepherd D y Toffanin E: “Frac Packing Using
Conventional and Alternative Path Technology,”
artículo de la SPE 39478, presentado en el Simposio
Internacional de la SPE sobre Control del Daño de
Formación, Lafayette, Luisiana, EUA, 18 al 19 de
febrero de 1998.
Filtro
Tubería
base
Fractura
Tubos de
derivación
Boquilla
Tubería de
revestimiento
Tubos de
derivación
Disparos
Filtros
de grava
Puente de
apuntalante en
el espacio anular
Vacío
Boquilla
> Tecnología Alternate Path. Los puentes de
apuntalante, o nodos, que se forman en el espa-
cio anular existente entre el filtro de grava y la
tubería de revestimiento, como consecuencia de
la deshidratación de la lechada o el arenamiento
prematuro de la fractura en zonas sometidas a
esfuerzos locales bajos, provoca la terminación
temprana del tratamiento. En pozos con filtros de
exclusión de arena convencionales, esto limita el
crecimiento vertical de la fractura y la eficiencia
del tratamiento de fracturamiento y empaque. La
tecnología Alternate Path utiliza tubos de deriva-
ción con boquillas de salida estratégicamente
ubicadas, soldadas en el exterior de los filtros
convencionales (arriba y al centro). Los tubos de
derivación proporcionan una trayectoria de flujo
para la lechada que evita las restricciones del
espacio anular, para permitir la continuación del
tratamiento en los intervalos más profundos y el
empaque de vacíos dejados alrededor de los fil-
tros de grava (abajo).
52026schD07R1 11/26/02 4:37 PM Page 38

Otoño de 2002 39
Aún una restricción de flujo parcial en el espacio
anular aumenta la caída de presión por fricción,
restringe la distribución del flujo y limita el creci-
miento vertical de la fractura a través del inter-
valo de terminación remanente. Los vacíos
dejados en el espacio anular por debajo de un
puente de apuntalante, aumentan la posibilidad
de una falla del filtro de grava por la erosión cau-
sada por los fluidos producidos y los finos de la
formación.
Para yacimientos homogéneos en los que los
intervalos productivos poseen menos de 18 m [60
pies] de espesor, el crecimiento vertical de la
fractura cubre típicamente la zona completa. En
intervalos más largos, la probabilidad de cober-
tura completa de la fractura disminuye, y el
riesgo de bloqueo de apuntalante aumenta dra-
máticamente. Los intervalos largos pueden divi-
dirse en etapas y tratarse separadamente. Esto
requiere más equipos de fondo de pozo, tales
como dos ensamblajes de fracturamiento y
empaque apilados, además de tiempo adicional
de instalación, pero aumenta la efectividad del
tratamiento de fracturamiento y empaque (véase
“Filtros de grava Alternate Path y convenciona-
les,” próxima columna).
La tecnología Alternate Path se encuentra
también disponible para empacar con grava, y
para empacar y fracturar intervalos más largos
(página previa). Los filtros de grava AIIFRAC utili-
zan tubos rectangulares, o tubos de derivación,
soldados en la parte exterior de los filtros para
proveer trayectorias de flujo adicionales para la
lechada. Los orificios de salida con boquillas
reforzadas de carburo, localizadas a lo largo de
los tubos de derivación permiten que los fluidos y
el apuntalante salgan por debajo de las restric-
ciones del espacio anular, lo cual permite conti-
nuar el fracturamiento y el empaque en el
espacio anular, luego de la formación de restric-
ciones en el espacio anular existente entre el fil-
tro de grava y la tubería de revestimiento. Los
filtros de grava AIIFRAC para fracturamiento y
empaque utilizan tubos de derivación un poco
más largos que los filtros de grava AIIPAC para el
empaque de grava convencional, a fin de permitir
regímenes de inyección más altos durante el
fracturamiento.
Los tubos de derivación proveen canales para
que la lechada vaya más allá de la zona de pozo
colapsado y de los empacadores de aislamiento
zonal externos, al igual que los puentes de apun-
talante de grava que se producen en el espacio
anular en el tope de los intervalos o adyacente a
zonas de alta permeabilidad que presentan una
alta pérdida de fluido. Si se forman restricciones
en el espacio anular, aumenta la presión de inyec-
ción y la lechada se desvía a los tubos de deriva-
ción, el único trayecto de flujo abierto. Esto garan-
tiza la cobertura del fracturamiento y el empaque
completo alrededor de los filtros de grava y a tra-
vés de todo el intervalo disparado.
Filtros de grava Alternate
Path y convencionales
A fines de la década de 1990, Saudi Aramco esco-
gió la técnica de fracturamiento y empaque para
controlar la producción de arena en pozos de
petróleo ubicados a 200 km [124 millas] al sureste
de Riyadh, Arabia Saudita (abajo).21
Este campo
nuevo en la Provincia Central abarcó dos yaci-
mientos Pérmicos heterogéneos que incluían are-
niscas de alta permeabilidad, ubicadas entre 2650
y 2740 m [8700 a 9000 pies] de profundidad e
intercaladas con limolita de baja permeabilidad.
El yacimiento B más profundo es una arenisca
de alta calidad intercalada con una limolita del-
gada de baja permeabilidad. El espesor del yaci-
miento varía de 6 a 20 m [20 a 65 pies]. Las
pruebas de pozos mostraron permeabilidades de
0.5 a 2 darcies; los valores de permeabilidades al
aire determinados en muestras de núcleo varia-
ron de 3 a 4 darcies. El yacimiento A es una
secuencia de areniscas individuales un poco más
heterogéneas, intercaladas entre los estratos de
limolita de menor permeabilidad. El yacimiento
sobreyaciente es de hasta 61 m [200 pies] de
espesor total, con un espesor neto de hasta 23 m
[75 pies]. Las permeabilidades determinadas a
partir de pruebas de pozos fueron de 0.1 a 2.5
darcies; las permeabilidades al aire medidas en
muestras de núcleo alcanzaron los 2 darcies.
Un pozo terminado sin medios para controlar
la producción de arena, produjo por menos de
seis meses antes de que el influjo de arena y el
colapso sospechado de los disparos detuvieran la
producción. Si las prácticas de terminación pro-
vocaran una caída de presión significante en el
fondo del pozo, sería difícil controlar la produc-
ción de arena con regímenes de producción y pre-
siones en cabeza de pozo adecuados para
satisfacer los objetivos de producción y que, al
mismo tiempo, permitieran que los pozos fluyeran
naturalmente en las instalaciones situadas a 50
km [ 31 millas] de distancia. La técnica de fractu-
ramiento y empaque satisfizo los requisitos de
terminación de pozos para los yacimientos A y B.
Riyadh
Localizaciones
de pozos
Arabia Saudita
EUROPA
ÁFRICA
ARABIA SAUDITA
IRÁN
IRAQ
ERITREA
EGIPTO
YEMEN
OMÁN
EAU
MarRojo
GolfoP é r s i c o
M a r A
r
ábigo
0
0 300 600 900 km
200 400 600 millas
SUDÁN
> Terminaciones con control de la producción de arena en tierra. A fines de la
década de 1990, Saudi Aramco comenzó a utilizar la técnica de fracturamiento
y empaque en las terminaciones nuevas de pozos de petróleo en Arabia Sau-
dita, ubicados a unos 200 km [124 millas] al sureste de Riyadh. Estos fractura-
mientos y empaques controlaron el influjo de arena y redujeron la caída de
presión en el fondo del pozo, permitiendo que los pozos fluyeran naturalmente
dentro de las instalaciones situadas a 50 km [31 millas] de distancia, bajo las
condiciones prevalecientes de presión.
52026schD07R1 11/26/02 4:37 PM Page 39

40 Oilfield Review
Resistividad, ohm-mRayos gamma, API
0 200
8800
8900
8950
9000
9050
8850
3
Prof., pies
Tubería de
producción
Empacador
de grava
Válvula a
charnela
Empacador
de fondo
Tubo lavador
Filtros de grava
convencionales
Disparos
Disparos
< Terminaciones en la Arena B. Un registro de
pozo típico indica un intervalo máximo de pro-
ducción de casi 65 pies de espesor con disparos
estrechamente espaciados entre sí en el yaci-
miento B (izquierda). Los intervalos disparados
relativamente cortos le permiten a Saudi Aramco
instalar una sola terminación, así como fracturar
y empacar estas arenas más profundas utili-
zando filtros de grava estándar (derecha).
Rayos gamma, API
0 100 2 3
Prof., pies Resistividad, ohm-m
8750
8800
8850
8900
8950
9000
Disparos
Tubería de
producción
Empacador
de grava
Válvula a
charnela
Tubo lavador
Filtros de
grava AIIFRAC
Disparos
Empacador
de grava
Válvula
a charnela
Filtros de grava
convencionales
Disparos
Empacador
de fondo
< Terminaciones en la Arena A. Un registro de
pozo típico muestra disparos a través de un
intervalo de 180 pies de espesor del yacimiento
A (izquierda). Saudi Aramco realizó dos trata-
mientos separados utilizando una instalación de
filtros de grava apilados para fracturar y empa-
car estos intervalos más largos (derecha). Para
la zona más profunda, que era de menor espesor,
se utilizaron filtros de grava estándar y para ter-
minar la zona más somera, que era de mayor
espesor, se instalaron filtros de grava AIIFRAC
con tubos de derivación.
52026schD07R1 11/25/02 8:51 AM Page 40

Otoño de 2002 41
Los intervalos largos de terminación requirie-
ron diferentes técnicas de fracturamiento y
empaque para cada yacimiento (página previa,
arriba). Saudi Aramco utilizó filtros de grava con-
vencionales en el yacimiento B, en el cual las
zonas productoras poseen menos de 60 pies de
espesor. Para intervalos más largos disparados
en el yacimiento A, el operador escogió filtros de
grava AIIFRAC Alternate Path con tres tubos de
derivación, cada uno diseñado para permitir una
velocidad de flujo de 1 m3/min [6 bbl/min], a fin
de permitir los regímenes de inyección requeri-
dos (página previa, abajo).
Los pozos con contacto agua-petróleo cerca
de los disparos más profundos, requirieron un
mayor control del crecimiento vertical de la frac-
tura para evitar la irrupción temprana de agua. En
otros pozos, los disparos se extendieron sobre
largos intervalos y las zonas individuales estaban
bastante separadas entre sí. Los ingenieros
seleccionaron una terminación de filtros de grava
apilados, para cumplir los objetivos del trata-
miento de fracturamiento y empaque en estos
pozos. La división del intervalo productivo en dos
secciones, permitió a Saudi Aramco optimizar los
diseños de tratamiento para cada zona y evitar el
fracturamiento de zonas con agua.
Típicamente, estos tratamientos de fractura-
miento y empaque incluyen el colchón, una etapa
inicial de baja concentración de apuntalante, 0.60
kg/L [0.5 lbm/gal], o libras de apuntalante agre-
gado (laa) por galón de fluido de fracturamiento, y
etapas adicionales con concentraciones elevadas
de apuntalante; hasta 0.36, 0.72 o 1 kg/L [3, 6 o 9
laa]. En algunos pozos, se bombearon con éxito
etapas con concentraciones de 9 laa. Las concen-
traciones de apuntalante más elevadas fueron
difíciles de emplazar en zonas más permeables,
pero el emplazamiento de 3 a 6 laa en la forma-
ción produjo buenos resultados.
Saudi Aramco y Schlumberger modificaron los
diseños iniciales de fracturamiento en base al
análisis de operaciones de minifractura. Para ello,
utilizaron el servicio de determinación de datos
de tratamientos de fracturamiento hidráulico
DataFRAC de Schlumberger (véase “Diseño e
implementación,” página 42). El esfuerzo de cie-
rre de la fractura, el coeficiente de pérdida de
fluido y la altura de la fractura, determinados a
partir de estas pruebas de inyectividad llevadas a
cabo antes del tratamiento, ayudaron a garantizar
que los tratamientos principales lograran contro-
lar el largo de la fractura. El operador ajustó el
colchón y las etapas de apuntalante acorde con
las necesidades específicas y compensó la alta
pérdida de fluido en la arena B mediante el incre-
mento del régimen de inyección a valores máxi-
mos de 2.9 m3/min [18 bbl/min]. Los ingenieros
20
Pozo
Factordedañoadimensional
0
-5
10
15
5
1
11
3
0
2
20
5
3 3
1
-1
2 3 4 5 6 7 8 9 10
> Desempeño del tratamiento de fracturamiento y empaque. Saudi Aramco
ha fracturado y empacado 23 pozos en la Provincia Central de Arabia Saudita
y ha publicado los resultados de un grupo inicial de 10 pozos terminados con
12 tratamientos de fracturamiento y empaque. En los Pozos 6 y 7, el operador
utilizó instalaciones de filtros de grava apilados y dividió los intervalos de ter-
minación en dos etapas, para optimizar los diseños del tratamiento y evitar
fracturar en una zona subyacente que contiene agua. Los arenamientos pre-
maturos y la terminación temprana del tratamiento en los Pozos 2 y 5 contri-
buyeron a producir altos factores de daño y una productividad pobre, lo cual
confirmó que la conductividad de la fractura y la conectividad con el pozo
eran factores de crítica importancia. Ocho pozos poseían factores de daño
inferiores a los esperados en empaques de grava convencionales y en trata-
mientos de fracturamiento y empaque típicos.
también restringieron los regímenes de bombeo a
2.5 m3/min [16 bbl/min] para las terminaciones
con filtros de grava Alternate Path en el yaci-
miento A, a fin de limitar la caída de presión por
fricción en los tubos de derivación.
El operador llevó a cabo operaciones de pos-
tratamiento, inyectando ácido clorhídrico [HCI] en
algunos pozos para reducir el tiempo de limpieza.
Otros pozos sin tratamientos ácidos se limpiaron al
cabo de dos meses. La productividad general de
los pozos continuó mejorando a medida que se
recuperaban los fluidos de tratamiento. La expe-
riencia de los primeros pozos ayudó a optimizar los
procedimientos de fracturamiento y empaque.
Saudi Aramco redujo las concentraciones de polí-
meros en los fluidos de tratamiento e incluyó rom-
pedores de emulsión encapsulados de dosificación
lenta, para optimizar el emplazamiento de la frac-
tura y la limpieza posterior al tratamiento.
El grupo inicial de pozos incluyó cinco termi-
naciones con filtros de grava convencionales en
el yacimiento B y cinco terminaciones con filtros
de grava AIIFRAC en el yacimiento A. En estas
terminaciones, se trataron con éxito intervalos de
hasta 200 pies de espesor. Se utilizaron instala-
ciones de filtros de grava apilados en dos termi-
naciones del yacimiento A. Los tratamientos se
bombearon a través de 9000 pies de tuberías de
3 pulgadas de diámetro externo (OD), a presiones
de inyección en superficie inferiores a 10,000 lpc
[69 MPa] y con regímenes de bombeo de entre 14
bbl/min [2.2 m3/min] y 18 bbl/min.
El operador realizó pruebas de pozos fluyendo
los mismos a través de las instalaciones de super-
ficie o con herramientas de registros de producción
de fondo de pozo, para evaluar 12 tratamientos de
fracturamiento y empaque efectuados en las pri-
meras 10 terminaciones de este campo (abajo).
Con excepción de dos, estas terminaciones de
fracturamiento y empaque arrojaron bajos factores
de daño de terminación y proveyeron buen control
de la producción de arena en formaciones con más
de 3 darcies de permeabilidad.
Un factor de daño positivo luego de un trata-
miento de fracturamiento y empaque es conse-
cuencia de una conectividad inadecuada entre
las fracturas apuntaladas y los pozos, una incom-
pleta cobertura de la zona tratada, o una falla
que no permitió lograr una fractura TSO de alta
conductividad. Si estas condiciones producen un
factor de daño de terminación de 8 o más, la pro-
ductividad del pozo puede resultar no mejor que
la obtenida con un empaque de grava convencio-
nal. El logro de un rendimiento óptimo del trata-
miento de fracturamiento y empaque, como en el
caso de estos pozos de Saudi Aramco, requiere
diseños preliminares detallados, una selección
cuidadosa de fluidos y apuntalantes, pruebas
precisas de inyectividad antes del tratamiento y
optimización del tratamiento acorde con las
necesidades de cada caso.
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Diseño e implementación
Durante el diseño inicial de los tratamientos de
fracturamiento y empaque, los ingenieros de ter-
minación determinan la geometría de la fractura
requerida en base a las condiciones del yaci-
miento, a las propiedades de la roca y a las barre-
ras naturales que detienen el crecimiento vertical
de la fractura. La longitud de la fractura y, más
importante aún para las formaciones de alta per-
meabilidad, el ancho de la misma, mejoran la pro-
ductividad del pozo. Los operadores seleccionan
un diseño óptimo de la fractura TSO mediante la
maximización del valor presente neto (VPN) que
surge de la productividad mejorada del pozo
(arriba).22
Selección del apuntalante—El tipo de apunta-
lante escogido para mantener abiertas las fractu-
ras y formar un filtro granular es una importante
consideración de diseño. El éxito de la técnica de
fracturamiento y empaque se debe, en parte, a
dimensiones más grandes de apuntalante que los
comúnmente utilizados en los empaques de grava
convencionales. Concentraciones más altas de
apuntalantes esféricos grandes, minimizan el
encapsulamiento y compensan los efectos del flujo
turbulento en las fracturas apuntaladas.
Los operadores utilizan varios tamaños de
grano y tipos de apuntalante, incluyendo arena
natural, arena tamizada acorde con las necesida-
des específicas, arena cubierta de resina y apun-
talantes cerámicos sintéticos de resistencia
intermedia o de alta resistencia, según sean la
presión de cierre de la fractura y los esfuerzos a
los que está sometida la formación. Los apunta-
lantes para el tratamiento de fracturamiento y
empaque deberían cumplir cuatro objetivos de
fracturamiento:
•Proveer un contraste de permeabilidad efectiva
•Controlar el influjo de arena y la migración de
finos
•Minimizar el encapsulamiento del apuntalante
en formaciones blandas
•Mantener la conductividad de la fractura sin tri-
turamiento del apuntalante.
En el pasado, las consideraciones del empa-
que de grava determinaban la selección del apun-
talante.23
Los empaques de grava requieren
grava, o arena, de diferentes dimensiones para
prevenir que las partículas y los finos de la for-
mación invadan el empaque anular. La regla de
Saucier, tan abiertamente aceptada, indica que el
diámetro de las partículas de arena, o grava, ha
de ser de cinco a seis veces el diámetro medio de
la partícula de los granos de formación.24
La per-
meabilidad y conductividad de la fractura mejo-
ran a medida que el apuntalante es de mayor
tamaño, pero la producción de finos y los granos
de arena de la formación que reducen la perme-
abilidad del empaque también aumentan. Los
tratamientos de fracturamiento y empaque
requieren apuntalantes del tamaño adecuado
para optimizar la permeabilidad de la fractura.
A principios de la década de 1990, los opera-
dores comenzaron a evaluar apuntalantes de
mayor tamaño y más resistentes, para aumentar
la permeabilidad de la fractura y la conductividad
relativa en yacimientos de alta permeabilidad.25
Por ejemplo, se utilizaron apuntalantes de mayor
tamaño, malla 20/40, para tratamientos de frac-
turamiento y empaque en vez de apuntalantes de
malla 40/60; generalmente requeridos para el
empaque de grava.26
La experiencia mostró que
los tamaños de apuntalante adecuados para
empaque de grava convencional, podrían incre-
mentarse al siguiente tamaño de malla para los
tratamientos de fracturamiento y empaque.
42 Oilfield Review
3.52
0
20
30
40
50
60
70
6
7
8
9
Concentración de apuntalante, lbm/ pie
2
Longitud de la fractura, pies
Valores óptimos
10
11
3.53
3.54
3.55
3.56
Valorpresenteneto(VPN),millonesdedólaresestadounidenses
3.57
3.58
3.59
3.60
> Aspectos económicos del tratamiento de fracturamiento y empaque. Los valores óptimos del
ancho y de la longitud de la fractura maximizan el valor presente neto (VPN). En este ejemplo, el
ancho y la longitud óptimos de la fractura, o concentración de apuntalante, son de 9 m [30 pies]
y 34 kg/m2 [7 lbm/pie2], respectivamente. Los costos operativos e ingresos adicionales ajustados
por la tasa de descuento se expresan en valor presente. Las inversiones en terminación y esti-
mulación y los costos operativos ajustados por la tasa de descuento se substraen del ingreso
adicional, también ajustado por la tasa de descuento, para computar el VPN de un tratamiento.
El ingreso adicional aumenta para fracturas más largas y más anchas, pero en algún punto los
costos adicionales para tratamientos más largos generan menos retornos.
52026schD07R1 11/25/02 8:52 AM Page 42

Otoño de 2002 43
En los diseños de tratamientos de fractura-
miento y empaque, no se siguió el criterio de
Saucier para dimensionar el apuntalante en rela-
ción con el tamaño de grano de la formación,
porque el gran área de flujo de las fracturas
hidráulicas mitiga la falla de la formación y el
influjo de arena. El balanceo de los mecanismos
de producción de arena—velocidad de flujo,
tamaños de partículas de apuntalante y propie-
dades del fluido—permite a los operadores
aumentar la conductividad de la fractura y mejo-
rar el desempeño del tratamiento de fractura-
miento y empaque utilizando apuntalantes de
mayor tamaño.
La terminación de pozos más profundos con
altos esfuerzos de cierre de fractura, llevó a los
operadores a utilizar más apuntalantes cerámi-
cos sintéticos porque son más resistentes y su
forma esférica consistente reduce el encapsula-
miento, lo cual también aumenta la conductivi-
dad de la fractura (derecha). La mayoría de los
tratamientos de fracturamiento y empaque utili-
zan apuntalante cerámico de malla 20/40 y de
resistencia intermedia (ISP, por sus siglas en
inglés) cuando los yacimientos poseen un buen
soporte de presión y los esfuerzos de cierre no
son excesivos.
Selección del fluido—Luego de evaluar las
características del yacimiento, los ingenieros
escogen un fluido óptimo para una estimulación
y empaque de grava combinados. Los fluidos a
base de polímeros hidroxietilcelulosos (HEC, por
sus siglas en inglés), utilizados en tratamientos
de fracturamiento y empaque, los fluidos de frac-
turamiento a base de goma hidroxipropílica (HPG,
por sus siglas en inglés) con un reticulador de
borato para aumentar la viscosidad del fluido, y
más recientemente, los fluidos de fracturamiento
con surfactantes viscoelásticos (VES, por sus
siglas en inglés), son todos aplicables. Los flui-
dos para tratamientos de fracturamiento y empa-
que deben poseer una variedad de propiedades.27
La selección del fluido depende fundamental-
mente del criterio de fracturamiento TSO. A dife-
rencia de las estimulaciones masivas efectuadas
en formaciones de baja permeabilidad, para los
tratamientos de fracturamiento y empaque no se
requieren bajos valores de pérdidas de fluido, o
una alta eficiencia del fluido. De hecho, un fluido
algo ineficiente ayuda a lograr un arenamiento
inducido para controlar el largo de la fractura y
promueve el contacto entre los granos del apunta-
lante desde la punta de la fractura hasta el pozo.
Sin embargo, los fluidos de tratamientos de
fracturamiento y empaque también deben man-
tener suficiente viscosidad para crear fracturas
dinámicas anchas y emplazar altas concentracio-
nes de apuntalante que aseguren la conductivi-
dad adecuada luego del cierre de la fractura.28
Una vez que se detiene el crecimiento del largo
de la fractura, los sistemas de fluidos transportan
apuntalante en un ambiente de bajas tasas de
corte de una fractura dinámica ancha, pero tam-
bién deben mantener el apuntalante en suspen-
sión bajo condiciones de tasas de corte más altas
en la tubería de producción, alrededor de los fil-
tros de grava, a través de los disparos y durante
la iniciación y propagación de la fractura.
La viscosidad del fluido se debería romper
fácilmente para minimizar el daño de formación y
del empaque de apuntalante luego de los trata-
mientos. Los fluidos óptimos necesitan ser com-
patibles con las formaciones y los químicos, tales
como los rompedores de polímeros; también
deben producir baja fricción y limpiarse rápida-
mente durante el flujo de retorno posterior al tra-
tamiento. A fin de maximizar la conductividad
retenida de la fractura, los operadores son muy
cuidadosos con los rompedores de viscosidad o
con los tratamientos con ácidos efectuados luego
del tratamiento para optimizar la limpieza postra-
tamiento, de modo de garantizar la máxima pro-
ductividad y recuperación de hidrocarburos.
Finalmente, los fluidos para tratamientos de frac-
turamiento y empaque deben ser seguros, efecti-
vos en materia de costos y fáciles de mezclar,
especialmente en las aplicaciones marinas.
1000
Permeabilidad,darcies
0 2 4 6 8 10 12
Esfuerzo de cierre, 1000 lpc
100
10
Cerámico de malla 30/50
Arena natural de malla 20/40
Arena natural de malla 40/60
Cerámico ISP de malla 20/40
Cerámico de malla 20/40
> Especificaciones del apuntalante. A mediados de la década de 1990, los ope-
radores comenzaron a utilizar apuntalantes de mayor tamaño, más resistentes
y más conductivos en las terminaciones con tratamientos de fracturamiento y
empaque. Los cerámicos sintéticos se han convertido en el apuntalante prefe-
rido en el golfo de México de Estados Unidos para mantener la conductividad
de la fractura frente a los mayores esfuerzos de cierre que se encuentran en
las formaciones más profundas. Por ejemplo, el reemplazo de arena de menor
tamaño, malla 40/60 (verde), por un apuntalante cerámico de mayor tamaño,
malla 20/40 y de resistencia intermedia (amarillo), aumenta la permeabilidad
del apuntalante y la conductividad de la fractura por un factor de seis en prue-
bas de laboratorio efectuadas a 2000 lpc [13.8 MPa] de presión de cierre
(inserto). Un apuntalante de resistencia intermedia (ISP, por sus siglas en
inglés) tiene valores competitivos respecto de arenas naturales tamizadas
acorde con necesidades específicas.
22. Morales RH, Norman WD, Ali S y Castille C: “Optimum
Fractures in High Permeability Formations,” artículo de
la SPE 36417, presentado en la Conferencia y Exhibición
Técnica Anual de la SPE, Denver, Colorado, EUA, 6 al 9
de octubre de 1996; también en el documento
Producción e Instalaciones de la SPE 15, no. 2
(Mayo de 2000): 69–75.
24. Saucier RJ: “Considerations in Gravel Pack Design,”
Journal of Petroleum Technology 26, no. 2 (Febrero de
1974): 205–212.
25. Hainey BW y Troncoso JC: “Frac-Pack: An Innovative
Stimulation and Sand Control Technique,” artículo de la
26. Naturalmente la presencia de arena y apuntalantes
cerámicos sintéticos se especifican de acuerdo con el
análisis de tamizado basado en las distribuciones del
tamaño de las partículas y el porcentaje de partículas
retenidas por los filtros de mallas norteamericanas
estándar.
27. Hainey y Troncoso, referencia 25.
28. Morales RH, Gadiyar BR, Bowman MD, Wallace C y
Norman WD: “Fluid Characterization for Placing an
Effective Frac/Pack,” artículo de la SPE 71658, presen-
tado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la
SPE, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, 30 de septiembre al
3 de octubre de 2001.
52026schD07R1 11/25/02 8:52 AM Page 43

Los fluidos en base a HEC poseen varias
características requeridas para los tratamientos
de fracturamiento y empaque, pero también
poseen varias desventajas. Los sistemas en base
a HEC generan mayor fricción que los fluidos de
reticulación demorada HPG o VES, y las pérdidas
de presión por fricción se vuelven significantes en
pozos más profundos o tubulares de menor diá-
metro. Además, las características de transporte
de apuntalante para los fluidos HEC no son tan
buenas como las de los fluidos reticulados HPG o
VES. Las altas temperaturas provocan un adelga-
zamiento de los fluidos HEC y la viscosidad no es
tan alta a tasas de corte bajas.
Los sistemas HPG reticulados de alta viscosi-
dad dejan algún residuo de polímero, pero maxi-
mizan el crecimiento vertical de la fractura en
formaciones de permeabilidad moderada a alta.
También se desempeñan bien en intervalos de
mayor espesor y transportan concentraciones
más altas de apuntalante para una mayor con-
ductividad de la fractura. Las presiones de bom-
beo aumentan con los sistemas HPG, pero las
compañías de servicios pueden utilizar un reticu-
lador demorado para reducir la fricción en los
tubulares.
Los fluidos HPG de reticulación demorada se
comienzan a inyectar con una viscosidad más
baja y requieren menos potencia hidráulica para
ser bombeados al fondo del pozo. Antes de llegar
a los disparos, la temperatura en el pozo y el pH
del fluido aumentan la viscosidad de estos flui-
dos para lograr bajas tasas de pérdida de fluido.
La mayoría de los tratamientos de fracturamiento
y empaque se bombean con fluidos HPG reticula-
dos o de reticulación demorada.
Los fluidos de fracturamiento viscoelásticos
ClearFRAC sin polímeros, introducidos a media-
dos de la década de 1990, utilizan un agente geli-
ficante líquido VES para desarrollar viscosidad en
salmueras livianas. Este tipo de fluido genera
bajas caídas de presión por fricción durante el
bombeo, suficiente viscosidad a bajas tasas de
corte para el buen transporte de apuntalante,
tasas de pérdida de fluido adecuadas para asegu-
rar el control del largo de la fractura y alta perme-
abilidad retenida para una mejor conductividad de
la fractura. Los datos de campo también indican
que el confinamiento de la fractura utilizando flui-
dos VES es mejor que cuando se utilizan fluidos de
fracturamiento convencionales, lo cual es una ven-
taja durante el tratamiento de fracturamiento y
empaque cerca de zonas que contienen agua.
Estos sistemas VES se mezclan fácilmente y
no requieren aditivos, tales como bactericidas,
rompedores de emulsión, desemulsificantes, reti-
culadores, compensadores químicos o agentes
de reticulación demorada. Los sistemas en base
44 Oilfield Review
Tasadecorte,seg1
Viscosidad,cp
0 10 20 30 40
100
1000
10,000
45 ppt
40 ppt
35 ppt
Corte
del fluido
Tiempo, min
Extensión de
la fractura
Control del largo
de la fractura
0.1
1
10
100
1000
> Viscosidad del fluido versus tasa de corte típica (azul) obtenidas en
pruebas de laboratorio. Bajo condiciones de fracturamiento y empa-
que a lo largo de la extensión de la fractura de arenamiento inducido
en un campo de Amoco, ahora BP, de la Isla Matagorda del Golfo de
México de Estados Unidos, un fluido de fracturamiento HPG reticulado
de 35 lpt (verde) mostró un comportamiento de la viscosidad ade-
cuado, mientras que sistemas de 40 y 45 lpt (rojo y dorado, respectiva-
mente) poseían viscosidades innecesariamente altas.
70
60
50
40
30
Produccióndegas,MMpc/D
20
10
0
1 2 3 4
Pozo
5 6 7
50 lpt 35 lpt
> Mejoramiento de la productividad mediante tratamiento de fracturamiento
y empaque. La producción de los pozos terminados con tratamientos de frac-
turamiento y empaque en un campo del área de la Isla Matagorda del Golfo
de México, se duplicó luego de que Amoco, ahora BP, comenzara a utilizar un
fluido HPG reticulado de 35 lpt (Pozos 5-7) en vez de un sistema de fluido ini-
cial con concentración de polímeros de 50 lpt (Pozos 1-4). El Pozo 7 también
mostró una productividad alta, pero la producción estuvo limitada por una
tubería de producción pequeña.
52026schD07R1 11/25/02 8:53 AM Page 44

Otoño de 2002 45
a fluidos VES tampoco son susceptibles al ataque
bacteriano. Si los pozos deben cerrarse por perí-
odos extendidos antes del flujo de retorno y la
limpieza, se recomiendan fluidos sin sólidos, tipo
ClearFRAC, para evitar la precipitación dañina de
materiales con polímeros.
Los fluidos en base a sistemas HEC y VES
minimizan el daño de formación en zonas de baja
a moderada permeabilidad, pero las altas tasas
de pérdida de fluido y la invasión más profunda,
generalmente, conducen a la recuperación más
lenta de los fluidos de tratamiento.29
El agregado
de enzimas o rompedores de óxidos a los fluidos
de tratamientos de fracturamiento y empaque,
reduce el daño de formación y mejora la limpieza
del pozo. Los rompedores de emulsión encapsula-
dos de acción lenta, depositados en el empaque
de apuntalante, permiten utilizar concentraciones
más altas de rompedores sin sacrificar la eficien-
cia del fluido.
Además de las consideraciones respecto de
la pérdida de fluido y de la caída de presión por
fricción, la tasa de corte y la temperatura son crí-
ticas en la selección de los fluidos de tratamien-
tos de fracturamiento y empaque, y en las
concentraciones de polímeros.30
Los primeros tra-
tamientos de fracturamiento y empaque se reali-
zaron utilizando los mismos sistemas de fluido
HEC que los utilizados en las operaciones de
empaque de grava convencional. Luego, hubo un
retorno a fluidos de fracturamiento más conven-
cionales, debido a los requisitos de incremento
de temperatura y a la necesidad de maximizar la
conductividad de la fractura en formaciones de
alta permeabilidad.
Inicialmente, los criterios de selección de
estos fluidos eran similares a los de los trata-
mientos de fracturamiento convencionales, en
los que las fracturas hidráulicas angostas de for-
maciones consolidadas de baja permeabilidad,
crean tasas de corte altas con tasas de pérdida
de fluido bajas. Estos factores dan como resul-
tado la pérdida de la viscosidad del fluido y el
menor enfriamiento de formaciones, y se requie-
ren mayores concentraciones de polímeros para
mantener la viscosidad durante el tratamiento. El
uso de concentraciones más altas de polímeros
se extendió a los fracturamientos y a los trata-
mientos de fracturamiento y empaque para yaci-
mientos de alta permeabilidad.
En los tratamientos de fracturamiento y
empaque, sin embargo, las fracturas son más
anchas con velocidades de flujo y tasas de corte
más bajas. La inyección de fluido antes del trata-
miento también disminuye la temperatura de la
formación cerca del pozo. El bombeo de grandes
volúmenes de fluido de tratamiento disminuye la
transferencia de calor de un yacimiento, dando
lugar a temperaturas más bajas dentro de la frac-
tura. Si no se consideran estos efectos, se pue-
den llegar a utilizar concentraciones de polímeros
más altas que las que verdaderamente se requie-
ren. Esto aumenta el potencial de daño de la for-
mación y disminuye la posibilidad de controlar el
largo de la fractura.
Por ejemplo, debido a las diferencias en la
tasa de corte, un fluido reticulado con una carga
de polímeros de fluido base de 20 lbm/1000 gal
(lpt) [2.4 kg/m3], puede tener la misma viscosidad
en una formación de alta permeabilidad que un
fluido de 40 lpt [4.8 kg/m3] en una formación de
baja permeabilidad. La selección y las caracterís-
ticas del fluido apropiado aumentan dramática-
mente la eficiencia del tratamiento de
fracturamiento y empaque, así como la producti-
vidad del pozo.
En 1996, Amoco, ahora BP, terminó cuatro
pozos en la Isla Matagorda en el Golfo de México
occidental con tratamientos de fracturamiento y
empaque.31
La temperatura del yacimiento era de
150°C [300°F], de modo que el operador escogió
un fluido HPG reticulado de 50 lpt de alta viscosi-
dad, el cual también se utilizó en tratamientos de
estimulación por fracturamiento hidráulico en
yacimientos de baja permeabilidad. La producción
de estos pozos terminados con tratamientos de
fracturamiento y empaque, era comparable a la de
los pozos empacados con grava. El operador atri-
buyó el desempeño relativamente pobre de los
tratamientos, a la falta de control del largo de la
fractura debido al diseño inapropiado del fluido.
El operador y Schlumberger evaluaron los
efectos de la tasa de corte en las propiedades de
los fluidos para remediar el desempeño deficiente
de los tratamientos (página previa, arriba).32
En
base a los resultados de esta investigación, los
tratamientos de fracturamiento y empaque en los
siguientes tres pozos incluyeron un fluido de 35
lpt [4.2 kg/m3]. La eficiencia del fluido disminuyó
debido a su menor viscosidad, lo cual permitió
una mejor deshidratación de la lechada y produjo
los resultados TSO deseados. La producción dia-
ria promedio de estos pozos se duplicó con res-
pecto a la de los cuatro pozos iniciales (página
previa, abajo).
Prueba previa al tratamiento—Las pruebas
de laboratorio y el ajuste histórico con trata-
mientos previos, ayudan a comprender mejor los
perfiles de esfuerzos y el desempeño de los flui-
dos de tratamiento, pero las propiedades locales
de la formación varían en gran medida en los
yacimientos no consolidados de alta permeabili-
dad. Luego de desarrollar diseños de estimula-
ción preliminares, los ingenieros llevan a cabo
una evaluación previa al tratamiento, o minifrac-
tura, para cuantificar cinco parámetros críticos,
incluyendo la presión de propagación de la frac-
tura, la presión de cierre y la geometría de la
misma, así como la eficiencia y la pérdida de
fluido.33
Este procedimiento consiste de dos pruebas:
una prueba de esfuerzo y una prueba de calibra-
ción, realizadas antes del tratamiento principal
para determinar las propiedades específicas del
yacimiento y establecer las características de
desempeño de los fluidos de tratamiento en la
zona productiva. Una prueba de esfuerzo, o cierre,
determina el esfuerzo mínimo local de la roca, lo
cual es una presión de referencia crítica para el
análisis del tratamiento de fracturamiento y
empaque y la selección del apuntalante (arriba).
30. Morales et al, referencia 28.
31. Norman WD, Mukherjee H, Morales HR, Attong D, Webb
TR y Tatarski AM: “Optimized Fracpack Design Results in
Production Increase in the Matagorda Island Area,” artí-
culo de la SPE 49045, preparado para su presentación
en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,
Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, 27 al 30 de septiembre de
1998.
32. Morales et al, referencia 28.
Presióndefondodepozo
Tiempo
Régimen de
inyección en
aumento
Régimen de
inyección
constante
Flujo de
retorno
constante
Cierre Régimen de
inyección
constante
Presión neta
Presión de cierre de la fractura
Presión de cierre
instantánea (ISIP)
Presión de
la extensión
de la fractura
Presión
de rebote
Declinación de
la presión
> Prueba de minifractura previa al tratamiento. Las pruebas de esfuerzos, o cierre, comprenden la
inyección de fluido de baja viscosidad y no dañino a regímenes cada vez mayores para iniciar una
fractura y la determinación de la presión necesaria para la propagación o extensión de la misma. La
presión de cierre de la fractura se determina vigilando rutinariamente la declinación de la presión
durante un flujo de retorno lento a régimen constante.
52026schD07R1 11/25/02 8:53 AM Page 45

Una prueba de calibración implica inyectar
fluido de fracturamiento sin apuntalante al régi-
men de diseño, a fin de determinar la eficiencia del
fluido de tratamiento y los coeficientes de pérdida
de fluido. El crecimiento vertical de la fractura
puede estimarse agregando trazadores radioacti-
vos al apuntalante y corriendo un registro de rayos
gamma posterior al tratamiento. Un análisis de
declinación de la presión confirma las propiedades
de la roca y provee datos sobre la pérdida de fluido
y la eficiencia del mismo.
La vigilancia permanente del espacio anular
activo y las mediciones en tiempo real con regis-
tradores de cuarzo, ubicados en el fondo del pozo
para obtener respuestas de presión en forma inde-
pendiente de las caídas de presión por fricción que
se producen durante el bombeo, constituyen una
parte integral de las pruebas previas al trata-
miento. El análisis preciso utilizando los servicios
DataFRAC, asegura que el diseño del tratamiento
de fracturamiento y empaque en cuestión y el de
los tratamientos subsiguientes, generen fracturas
amplias y con un largo controlado para lograr
resultados óptimos.
Los datos de superficie provenientes de las
pruebas previas al tratamiento, combinados con
las presiones de inyección medidas en el fondo
del pozo, se comparan con los valores teóricos
de un simulador tal como el programa de diseño
y evaluación de empaque de grava SandCADE,
para calibrar el modelo de fracturamiento y fina-
lizar el diseño del tratamiento. Los datos calibra-
dos del análisis DataFRAC también se utilizan
para evaluar la efectividad de la estimulación
durante las evaluaciones posteriores al trata-
miento.
El diseño del tratamiento, particularmente el
fracturamiento hidráulico TSO, es críticamente
importante para llevar a cabo un fracturamiento y
empaque exitoso. Si un arenamiento prematuro o
una falla para controlar el largo de la fractura,
dan como resultado un ancho de fractura insufi-
ciente para superar el encapsulamiento del apun-
talante en la formación, la productividad del pozo
puede, como mucho, ser equivalente a la de un
empaque de grava convencional. La práctica
estándar de fracturamiento y empaque consiste
en rediseñar los tratamientos en sitio, luego de
que se completan la prueba de minifractura y el
análisis correspondiente.
Diseño del tratamiento—Previamente, los
tratamientos de fracturamiento y empaque, que a
veces han fallado debido a un arenamiento pre-
maturo de la fractura o a una obturación tem-
prana del espacio anular, fueron diseñados
solamente utilizando simuladores de fractura-
miento hidráulico que ignoraban el equipo de
empaque de grava y los componentes de termina-
ción instalados en el pozo, tales como reduccio-
nes para alojar los orificios en los empacadores
de grava, tuberías ciegas, filtros de grava y tubos
lavadores. Con el simulador SandCADE, los inge-
nieros ahora especifican los diseños de fractura-
mientos TSO y simulan tratamientos de
fracturamiento y empaque utilizando simuladores
de pozo y de fracturamiento hidráulico acopla-
dos.34
Este programa computarizado también
simula el flujo de lechada incluyendo los efectos
de inclinación del pozo, el asentamiento de la
grava y el rodeo alrededor de los filtros de grava,
así como el flujo de fluido a través del empacador
y de los filtros.
El simulador de fracturamiento hidráulico
soporta diseños de fracturamiento TSO en forma-
ciones de alta permeabilidad. También se pueden
simular la inducción de la obturación de grava en
pozos, reduciendo deliberadamente el régimen
de bombeo o reconfigurando las herramientas de
servicio para circular al final del tratamiento. El
simulador SandCADE también modela el fractu-
ramiento de múltiples capas y el flujo a través del
tubo de derivación (abajo).
46 Oilfield Review
3560
3580
3600
3620
3640
3660
3680
3700
3780
3800
3820
3840
3860
3880
3900
3920
3880
3900
3920
3940
3960
3980
4000
4020
-0.1 0
Ancho de fractura
en el pozo, pulgadas
Longitud de la fractura, pies Ancho de fractura
en el pozo, pulgadas
Longitud de la fractura, pies
0.1 0 10
Profundidad,pies
Profundidad,pies
20 30 40 50 60 70 80 90
3560
3580
3600
3620
3640
3660
3680
3700
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3800
3820
3840
3860
3880
3900
3920
3880
3900
3920
3940
3960
3980
4000
4020
-0.1 0 0.1 0 10 20 30 40 50 60 70
Concentración
de apuntalante,
lbm/pie2
0–2
2–4
4–6
6–8
8–10
10–12
12–14
>14
> Modelado de tratamientos de fracturamiento y empaque. El simulador SandCADE de Schlumberger es la única aplicación disponible comercialmente que
tiene en cuenta los elementos de empaque de grava y los componentes de la terminación instalados en el pozo. Un simulador de fracturamiento hidráulico
que calcula la geometría de la fractura, la distribución de apuntalante en las fracturas y el flujo de fluido en dos dimensiones, se acopla a un simulador de
pozo que modela el flujo del fluido y de la lechada en el espacio anular existente entre el filtro de grava y la tubería de revestimiento, así como el flujo en el
tubo de derivación Alternate Path. Una característica especial simula el fracturamiento de múltiples capas con o sin tubos de derivación. Este ejemplo ilus-
tra el tratamiento de fracturamiento y empaque simultáneo de tres zonas. Sin tubos de derivación, la simulación indica que el tratamiento emplaza la mayor
parte del apuntalante en la zona del centro (izquierda). También indica que los filtros de grava Alternate Path garantizan el tratamiento del intervalo de ter-
minación completo al igual que longitudes y anchos de fracturas más uniformes (derecha).
52026schD07R1 11/25/02 10:03 AM Page 46

Otoño de 2002 47
Aplicaciones de terminación de pozos
Los diseños de fracturamiento en base a la tec-
nología TSO, las dimensiones más grandes de las
partículas de apuntalante, los avances aconteci-
dos en materia de fluidos de fracturamiento y la
evaluación mejorada del tratamiento, combina-
dos con un equipo de bombeo más versátil y más
poderoso y herramientas de fondo de pozo,
hacen de los tratamientos de fracturamiento y
empaque una alternativa viable de terminación
en muchos pozos. La experiencia obtenida en
más de 4000 tratamientos de fracturamiento y
empaque efectuados en el Golfo de México en
formaciones cuya permeabilidad oscila entre 3
mD y 3 darcies, ayuda a los productores de petró-
leo y de gas a identificar los pozos candidatos a
tratamientos de fracturamiento y empaque (dere-
cha). Las aplicaciones de terminación de pozos
con tratamientos de fracturamiento y empaque
incluyen lo siguiente:
•pozos propensos a migración de finos y produc-
ción de arena
•formaciones altamente susceptibles al daño y
de alta permeabilidad
•pozos con alta producción de gas
•zonas de baja permeabilidad que requieren
estimulación
•secuencias laminadas de areniscas y lutitas
•zonas productoras heterogéneas
•yacimientos agotados y de baja presión.35
Actualmente, los operadores seleccionan
métodos de control de la producción de arena
determinando primero si las condiciones justifi-
can el tratamiento de fracturamiento y empaque.
Existen 11 ventajas significativas de los trata-
mientos de fracturamiento y empaque:
•pasan más allá de la zona de daño de forma-
ción
•aumentan el radio de terminación y el área de
flujo
•reducen la caída de presión y la velocidad de
flujo
•conectan zonas laminadas
•reestablecen las condiciones de esfuerzos en
el pozo
•mitigan la migración de finos y la producción de
arena
•mejoran la productividad del pozo
•producen terminaciones consistentes con bajo
factor de daño
•sostienen el aumento de producción
•mantienen la longevidad de la terminación
•reducen la posibilidad de una falla en el control
de la producción de arena.
La mayoría de los pozos que requieren control
de la producción de arena son candidatos para
tratamientos de fracturamiento y empaque. Las
excepciones incluyen situaciones en las que el
equipo de bombeo de alta presión no se encuen-
tre disponible, pozos cuyas tuberías de revesti-
miento sean menores de 5 pulgadas de diámetro,
pozos con tuberías de revestimiento débiles
donde existe el riesgo de falla o pérdida de la
integridad del pozo, o terminaciones con una
posibilidad de crecimiento vertical de la fractura
hasta zonas con agua o gas. El tratamiento de
fracturamiento y empaque puede resultar antie-
conómico para pozos de producciones bajas,
pozos de inyección o fuente de agua que no pro-
ducen ingresos directamente, así como para yaci-
mientos con reservas limitadas o zonas
homogéneas de gran espesor en las que resultan
más apropiados los pozos horizontales con empa-
que de grava a pozo abierto.36
En yacimientos más prolíficos, la turbulencia
del flujo asociada con los disparos del revesti-
miento restringe la producción, de modo que los
operadores generalmente perforan y terminan
34. Sherlock-Willis T, Romero J y Rajan S: “A Coupled
Wellbore-Hydraulic Fracture Simulator for Rigorous
Analysis of Frac-Pack Applications,” artículo de la SPE
39477, presentado en el Simposio Internacional de la SPE
sobre Control del Daño de Formación, Lafayette,
35. Hannah et al, referencia 10.
Ayoub JA, Kirksey JM, Malone BP y Norman WD:
“Hydraulic Fracturing of Soft Formations in the Gulf
Coast,” artículo de la SPE 23805, presentado en el
Simposio Internacional de la SPE sobre Control del
Daño de Formación, Lafayette, Luisiana, EUA,
26 al 27 de febrero de 1992.
DeBonis VM, Rudolph DA y Kennedy RD: “Experiences
Gained in the Use of Frac Packs in Ultralow BHP Wells,
U.S. Gulf of Mexico,” artículo de la SPE 27379, presen-
tado en el Simposio Internacional de la SPE sobre
Control del Daño de Formación, Lafayette, Luisiana,
EUA, 7 al 10 de febrero de 1994.
36. Ali S, 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
y Troncoso J: “Empaques de grava en pozos horizontales
de alta productividad,” Oilfield Review 13, no. 2
(Otoño de 2001): 52–75.
Yacimientos de alta permeabilidad
Secuencias laminadas de areniscas y lutitas
Yacimiento de baja permeabilidad
Fractura corta y ancha
Apuntalante
Apuntalante
Apuntalante
Zona dañada
Pozo
Lutita
Pozo
Pozo
Arenisca
Arenisca
Arenisca
< Tratamientos de fracturamiento y empaque. El
tratamiento de fracturamiento y empaque consti-
tuye una alternativa de terminación viable para
muchos pozos de yacimientos con tendencia a la
producción de arena.
En yacimientos con permeabilidades modera-
das o altas, susceptibles al daño de perforación y
terminación, altamente penetrante en la forma-
ción, el tratamiento de fracturamiento y empaque
y los fracturamientos TSO amplios conectan los
yacimientos y los pozos de manera más efectiva.
Para yacimientos con producción heterogénea
o secuencias laminadas de areniscas y lutitas, el
tratamiento de fracturamiento y empaque provee
una conexión hidráulica efectiva a través de la
mayor parte de un intervalo de terminación.
Cuando la longitud del intervalo disparado es
limitada, el tratamiento de fracturamiento y
empaque conecta una mayor porción del yaci-
miento con menor cantidad de disparos.
En yacimientos de baja permeabilidad, la exten-
sión de la fractura aumenta el radio de drenaje y
el flujo bilineal aumenta la productividad del
pozo. En formaciones con bajas presiones de
fondo de pozo, el fracturamiento va más allá de
los residuos y el daño dejados por los disparos,
mitigando el impacto de las operaciones de dis-
paro efectuadas en condiciones de sobreba-
lance. Las terminaciones con tratamientos de
fracturamiento y empaque también mejoran la
recuperación de hidrocarburos de los yacimien-
tos agotados y con baja presión, mediante la
minimización del daño de terminación del inter-
valo productivo. Esto reduce la caída de presión
y la presión de abandono.
52026schD07R1 11/26/02 4:38 PM Page 47

tramos horizontales a pozo abierto para optimizar
la productividad. Los filtros autónomos, los empa-
ques de grava a pozo abierto o los filtros expan-
dibles, son opciones de control de la producción
de arena en estos ambientes, especialmente para
las secciones de mayor espesor de los yacimien-
tos. El tratamiento de fracturamiento y empaque
en terminaciones a pozo abierto es el próximo
paso lógico para proveer control de la producción
de arena a largo plazo, sin sacrificar la producti-
vidad.
Fracturamiento y empaque a pozo abierto
El campo Widuri, operado por Repsol YPF, yace en
el Mar de Java, Indonesia (arriba). Perforado en un
área prevista para inyección de agua, el pozo B-28
estaba programado para explotar una arenisca del-
gada de la formación Talang Akar, ubicada entre
1067 y 1097 m [3500 y 3600 pies] de profundidad,
con 29% de porosidad y una permeabilidad de 1 a
2 darcies.37
La presión original del yacimiento era
de 1350 lpc [9.3 Mpa], pero el mecanismo de dre-
naje por gas disuelto con un débil soporte de un
acuífero, causaron una rápida caída de la presión,
estabilizándose ésta en 600 lpc [4MPa]. La conso-
lidación moderada de la formación y una tendencia
de la misma a producir arena, requerían termina-
ciones adecuadas para controlar la producción de
arena. Inicialmente, los pozos se revestían y se ter-
minaban con tratamientos de empaques de grava
a pozo entubado. Debido a la baja presión del yaci-
miento, el operador decidió ejecutar tratamientos
de fracturamiento y empaque a pozo entubado en
los pozos nuevos.
Una inesperadamente baja presión de fondo de
pozo—390 lpc [2.7 MPa]—dio como resultado la
pérdida completa de fluido mientras se perforaba
el pozo B-28. Una lutita reactiva de alta presión,
ubicada por encima de la zona de interés, estimuló
al operador a bajar una tubería de revestimiento de
7 pulgadas para aislar esta sección potencialmente
inestable. El colapso del pozo motivó el asenta-
miento de la tubería de revestimiento más arriba
de lo planeado, dejando 21 m [70 pies] de lutita
expuesta luego de continuar la perforación hasta
alcanzar la profundidad final. Repsol YPF suspendió
el pozo temporalmente luego de intentar bajar una
instalación de filtros sin éxito.
Luego de cinco meses de inyección de agua,
la presión del yacimiento aumentó lo suficiente
como para soportar una columna de agua y man-
tener la estabilidad del pozo. Repsol YPF decidió
intentar un tratamiento de fracturamiento y
empaque a pozo abierto, debido a que la bajada
de una tubería de revestimiento de 5 pulgadas
implicaría una restricción importante para un
empaque de grava interno. Este enfoque pre-
sentó varios desafíos, incluyendo la estabilidad
del pozo abierto, el emplazamiento del filtro de
grava, el fracturamiento de una larga sección de
alta permeabilidad, la contaminación de la
lechada con apuntalante por parte de las lutitas
expuestas y la eficiencia del empaque anular en
un pozo con una inclinación de 70°. El empaque
incompleto y las fallas de terminación en otras
terminaciones, despertaron temores respecto de
la efectividad del tratamiento de fracturamiento
y empaque en pozos con alta inclinación.
Repsol YPF escogió una combinación nove-
dosa de filtros de grava Alternate Path y un
empacador de aislamiento de zonas múltiples
(MZ) para evitar la contaminación de fluido, faci-
litar el fracturamiento efectivo y garantizar el
empaque completo de la larga sección del pozo
abierto (próxima página). Se soldaron dos tubos
de derivación a cada lado del empacador, diseña-
dos para bombear 2.4 m3/min [15 bbl/min] a tra-
vés de la sección de lutita reactiva y del total del
intervalo productivo. El diseño incorporaba un
tubo lavador interno que transportaba el fluido de
perforación a un motor de perforación. Este motor
podía rotar una barrena ubicada en el extremo del
ensamblaje, si así fuera necesario, para instalar
los componentes de la terminación. Además, se
colocó una cubierta externa con agujeros para
proteger los filtros de grava en el pozo abierto.
48 Oilfield Review
37. Saldungaray PM, Troncoso J, Sofyan M, Santoso BT,
Parlar M, Price-Smith C, Hurst G y Bailey W: “Frac-
Packing Openhole Completions: An Industry Milestone,”
artículo de la SPE 73757, presentado en el Simposio
Internacional de la SPE sobre Control del Daño de
Formación, Lafayette, Luisiana, EUA, 20 al 21 de
febrero de 2002.
MALASIA
Singapur
Yakarta
INDONESIA
BORNEO
MarAndama
n
Mar de Timor
Campo Widuri
0
0 300 600 900 km
200 400 600 millas
ASIA
AUSTRALIA
Indonesia
> Tratamiento de fracturamiento y empaque a pozo abierto. A fin de maximizar la productividad
del pozo, Repsol YPF escogió la técnica de fracturamiento y empaque en una terminación a
pozo abierto de un pozo del campo marino Widuri, situado en el norte de Yakarta, Indonesia.
52026schD07R1 11/25/02 8:54 AM Page 48

Otoño de 2002 49
vés de las boquillas ubicadas a lo largo de los fil-
tros de grava, para rellenar los vacíos en el
empaque que se podrían formar debajo de los
puentes de apuntalante. Esta configuración pre-
servó la conductividad de la fractura y el apunta-
lante, mediante la prevención de la contaminación
de la lechada por parte de la lutita reactiva.
La ejecución del tratamiento de fractura-
miento y empaque se llevó a cabo sin problemas
a pesar de las dudas existentes acerca de la alta
inclinación del pozo, de las múltiples fracturas
compitiendo entre sí y de la pérdida excesiva de
fluido a través de 69 m [225 pies] de intervalo de
pozo abierto con 14 m [47 pies] de espesor de
arena neta de alta permeabilidad. La simulación
del tratamiento indicó una longitud final de la
fractura de 5.5 m [18 pies], con un ancho apunta-
lado de 1 pulgada.
La producción inicial total del pozo, con una
bomba eléctrica sumergible, alcanzó los 2000 B/D
[318 m3/d], con 500 B/D [79 m3/d] de petróleo;
valores que excedieron las expectativas del ope-
rador. El factor de daño posterior al tratamiento no
se estimó mediante el análisis del incremento de
presión, sin embargo, un manómetro ubicado en
la bomba eléctrica sumergible vigiló rutinaria-
mente las presiones dinámicas en el fondo del
pozo, indicando una pequeña caída de presión
frente a los componentes de terminación del pozo.
Herramienta de
servicio QUANTUM
Empacador de
grava QUANTUM
Empacador de
aislamiento MZ con
tubos de derivación
Tubería
ciega AIIFRAC
con boquillas
Filtros de
grava AIIFRAC
con boquillas
Motor de
perforación
Tubos de
derivación
Barrena de
perforación
Lutita reactiva
Tubo lavador
< Terminación del Pozo B-28 del campo Widuri.
Como parte de la instalación de terminación, se
colocó un empacador de aislamiento de zonas
múltiples (MZ) debajo del empacador de grava
QUANTUM dentro de la tubería de revestimiento
de 7 pulgadas. Dos largos tubos de derivación
que se extendían a lo largo del empacador evita-
ron la sección de lutita reactiva. Una cobertura
protectora cubría los filtros de grava AIIFRAC y
los tubos de derivación para prevenir el daño
mecánico que podía causar la inestabilidad del
pozo o la rotación de la instalación para alcan-
zar la profundidad final. Dicha cobertura también
contribuyó a centralizar los filtros de grava para
lograr un empaque anular más completo. Para
alcanzar el fondo del pozo, este ensamblaje
podría rectificar y limpiar el pozo, si fuera nece-
sario, utilizando un motor de desplazamiento
positivo y una barrena instalados al final del
ensamblaje de los filtros. Se utilizó un tubo lava-
dor interno para enviar fluido al motor de perfo-
ración.
Las copas de elastómero del empacador MZ
evitaron el flujo en el espacio anular y desviaron
el fluido hacia los tubos de derivación. Las boqui-
llas de salida colocadas en el tubo de derivación
se encontraban por encima de los filtros de grava
para evitar inyección alguna frente a la lutita. La
lechada evitó la sección de lutita, saliendo a tra-
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