Fracturamiento hidraulico pemex

ParaFracturamientos
Hidráulicos GUÍA DE DISEÑO7
Terminación

GUÍA DE DISEÑO PARA
FRACTURAMIENTOS HIDRÁULICOS
El fracturamiento hidráulico consiste en la inyección de un fluido fracturante,
altamente viscoso, por encima de la presión de fractura de una formación, con el
objeto de generar en ella canales de flujo (fracturas) y colocar un elemento de
empaque (arena) que permita incrementar la conductividad de la formación y, por
ende, el flujo de fluidos hacia el pozo.
En esta guía se presentan los conceptos físicos básicos para entender esta
técnica, las características y propiedades de los fluidos, apuntalantes y aditivos
usados en las operaciones, así como las consideraciones técnicas más
importantes para planear y diseñar un fracturamiento hidráulico. Estos
conocimientos permitirán utilizar con mejor criterio los diversos programas de
cómputo que existen en el mercado para este fin.

MOLIENDA DE
EMPACADORES CONTENIDO
1. OBJETIVO
2. INTRODUCCIÓN
3. CONCEPTOS FÍSICOS
4. MECÁNICA DE LA GEOMETRÍA DE
FRACTURA
5. S I S T E M A S D E F L U I D O S
FRACTURANTES
6. C A R A C T E R Í S T I C A S D E L O S
APUNTALANTES
7. METODOLOGÍADE DISEÑO
7.1. Fundamentos
7.2. Consideraciones de diseño
7.3. Evaluación durante el fractura-
miento
APÉNDICE 1. Nomenclatura
APÉNDICE 2. Referencias

1. OBJETIVO
2. INTRODUCCIÓN
Proporcionar al ingeniero de diseño los
principales elementos técnicos que le
permitan, por una parte, conceptualizar
el proceso de fracturamiento hidráulico
en sus fases de planeación y diseño y,
por otra, que cuente con los elementos
necesarios para interpretar el software
técnico disponible en el mercado para
este fin.
El fracturamiento hidráulico que utiliza
un material sustentante se ha
convertido, en la última década, en una
de las operaciones más importantes en
la terminación de pozos. En México, su
uso más frecuente se ha dado en la
cuenca de Burgos, cuyos pozos de gas
producen en formaciones de arenisca
de baja permeabilidad; aunque también
se ha usado en pozos del paleocanal de
Chicontepec y en algunos de la Cuenca
de Veracruz, donde predominan las
formaciones carbonatadas.
A pesar de que la idea original del
fracturamiento hidráulico no ha
cambiado, las técnicas, materiales y
equipos que se utilizan para ello sí han
evolucionado. Actualmente se dispone
de una gran variedad de fluidos, según
lo requiera la situación. Los equipos son
cada vez más sofisticados en cuanto a
capacidad y precisión de mezclado, así
como en cuanto al control de presión,
gasto, dosificación de aditivos y
materiales apuntalantes. Incluso se ha
llegado a utilizar tubería flexible para
realizar estas operaciones.
Por otra parte, los adelantos en
informática han hecho posible resolver
con rapidez y eficiencia las complejas
operaciones matemáticas del diseño y
su optimización in situ, así como su
evaluación final.
En la actualidad se dispone de varios
modelos de simulación, así como
técnicas de control y evaluación que
hacen posible un diseño más realista y
predecible de la operación, e incluso
mejoran la capacidad de respuesta ante
una situación imprevista. El software
técnico ejecuta modelos matemáticos
sumamente complejos con los que se
pueden simular la geometría y los
fenómenos relacionados con el
fracturamiento. Su uso correcto y con
criterio hace posible optimizar el diseño
y la evaluación de un fracturamiento
hidráulico.
Aunque la técnica de fracturamiento
hidráulico puede realizarse utilizando
ácidos orgánicos o inorgánicos, esta
guía se enfocará a la técnica que utiliza
arena como material apuntalante o
medio para sustentar las fracturas
creadas en la formación, quedando
fuera del alcance de esta guía el
fracturamiento con ácido.

Pagina cinco
3. CONCEPTOS FÍSICOS DE
FRACTURAMIENTO
3.1. Proceso de fracturamiento
hidráulico
El proceso consiste en aplicar presión a
una formación, hasta que se produce en
ésta una falla o fractura. Una vez
producida la rotura, se continúa
aplicando presión para extenderla más
allá del punto de falla y crear un canal de
flujo de gran tamaño que conecte las
fracturas naturales y produzca una gran
área de drene de fluidos del yacimiento.
El efecto de incremento de drene de
fluidos decrece rápidamente con el
tiempo. Esto se debe a que la fisura se
cierra y el pozo vuelve a sus
condiciones casi originales. Para evitar
el cierre de la fractura, se utiliza la
técnica de inyectar el fluido de fractura
cargado de apuntalante, el cual actúa
como sostén de las paredes abiertas de
la fractura. Los granos de arena actúan
como columnas, evitando el cierre de la
fisura, pero permitiendo el paso de los
fluidos de la formación.
Durante la operación, el bombeo de
fluido se realiza de forma secuencial,
primero se bombea un precolchón de
salmuera o gelatina lineal, con el objeto
de obtener parámetros y poder
optimizar el diseño propuesto.
Posteriormente se bombea un colchón
de gelatina como fluido, el cual produce
la fractura y abre la roca lo suficiente
como para que pueda ingresar el
agente de sostén; luego, se realiza el
bombeo de tratamiento, que es un fluido
cargado con arena, el cual apuntala la
fractura y la mantiene abierta.
Para controlar la operación, se deben
registrar continuamente los valores de:
1. Presión,
2. Gasto,
3. Dosificación del apuntalante,
4. Dosificación de aditivos,
5. Condiciones del fluido fracturante
(control de calidad).
Durante el proceso se deben
monitorear en superficie las presiones
siguientes:
a) Presión de rotura: es el punto en que
la formación falla y se rompe.
b) Presión de bombeo: es la necesaria
para extender la fractura, manteniendo
el gasto constante.
c) Presión de cierre instantánea (Pci):
es la que se registra al parar el bombeo,
cuando desaparecen todas las
presiones de fricción, quedando sólo
las presiones interna de la fractura y la
hidrostática del pozo.
Además de la presión, también se debe
registrar el gasto de operación, el cual
está relacionado con el tiempo de

bombeo, representando el volumen
total de fluido, el cual incide
directamente en el tamaño de la
fractura creada. Por otra parte, el gasto
relacionado con la presión resulta en la
potencia hidráulica necesaria para el
bombeo. De aquí la importancia de
registrar los volúmenes de gasto y la
presión durante la operación.
La presión de fractura (Pef) es la
necesaria para mantener abierta la
fisura y propagarla más allá del punto
de falla. Puede variar durante la
operación.
La presión para extender la fractura se
calcula de acuerdo con la siguiente
ecuación.
La presión hidrostática se calcula como:
La pérdida por fricción (Pfrictp) en la
tubería puede ser calculada mediante
un diagrama de Moody, si el fluido es
newtoniano.
Para fluidos no newtonianos (geles), el
cálculo de la pérdida de carga por
fricción es mucho más complejo. La
normaAPI describe un método de cinco
parámetros, calculados por un
viscosímetro.
Una vez obtenidas las diferentes
Presiones y pérdidas por fricción, se
puede obtener la presión de tratamiento
en superficie (Ps) y la potencia
hidráulica (PHid). La presión en
superficie será:
La potencia hidráulica (PHid) es:
3.2. Comportamiento de la roca
La selección del modelo matemático
para representar el comportamiento
mecánico de la roca es muy importante.
Existe una amplia gama de modelos
q u e i n t e n t a n r e p r e s e n t a r e l
comportamiento mecánico de la roca.
Los hay desde el modelo lineal elástico
hasta modelos complejos, que incluyen
el comportamiento inelástico de las
rocas, efectos de interacciones físico-
químicas del sistema roca-fluido y
efectos de temperatura.
El modelo más conocido es el lineal
elástico, el cual es ampliamente
utilizado por su simplicidad (modelo de
dos parámetros). Este modelo se
fundamenta en los conceptos de
esfuerzo (s)y deformación (e), los
cuales relaciona la Ley de Hooke
expresada en la siguiente ecuación (de
la línea recta).
)1(PhPciPef +=
)2(**4334.0 DPh r=
)3(PhPPPefPs fricPfrictp -++=
)4(
8.40
*QPs
PHid =

Pagina siete
Donde E es el primer parámetro
elástico conocido como módulo de
elasticidad (Young).
El segundo parámetro es la relación de
Poisson ?u???que es una medida de la
relación entre la expansión lateral (el)
con la contracción longitudinal o axial
(ea) de la roca cuando se somete a
compresión.
Cuando se incluyen los efectos de la
porosidad y los fluidos contenidos en la
roca en el modelo elástico, éste se
convierte en un modelo poroelástico, el
cual es ampliamente utilizado en
simuladores comerciales para diseño
de fracturamiento hidráulico.
Existen diferentes criterios para definir
los parámetros que representan el
comporta-miento de los fluidos
contenidos en la roca. Uno de los más
comunes es el coeficiente poroelástico
(constante de Biot) a, el cual es, para
fines prácticos, igual a uno (a=1),
reservoir simulation
aunque algunas referencias
sugieren este valor a=0.7 para
yacimientos petroleros.
3.3. Efectos de la presión de poro en el
estado de esfuerzos
La siguiente ecuación ilustra el efecto
de la presión de poro ( p) en el esfuerzo
efectivo de la roca.
A partir de un simple análisis de esta
ecuación, se observa que si la presión
de poro incrementa, el esfuerzo efectivo
de la roca disminuye.
Dos casos son particularmente
interesantes respecto a la variación de
la presión de poro: a) La inyección de
fluidos al yacimiento y b) La declinación
natural de presión del yacimiento. En el
primer caso, durante el fracturamiento
el primer fluido que se inyecta es un
filtrante, que ocasiona disminución de la
presión efectiva, lo que permite iniciar la
fractura más fácilmente. Un análisis
similar permite establecer que la
disminución de presión de poro en un
yacimiento maduro incrementa el
esfuerzo efectivo de la roca. En otras
palabras, es más difícil iniciar una
fractura cuando el campo petrolero está
en su etapa madura que en su etapa
inicial de explotación. Estos conceptos
son esenciales cuando se selecciona el
apuntalante.
3.4. Efectos de la temperatura en el
estado de esfuerzos
Cuando se inyecta un fluido a menor
temperatura que los fluidos contenidos
)5(esE=
)6(
a
l
e
e
u=
)7(´
pass-=

en el yacimiento, se origina un súbito
cambio de temperatura que altera el
estado de esfuerzos de la roca. La
magnitud del esfuerzo normal de la roca
(s) varía directamente proporcional a la
variación de temperatura(dt). Por ello,
el enfriamiento ocasionado a la
formación con el fluido fracturante
disminuye el esfuerzo efectivo de la
roca y facilita el inicio de la fractura
hidráulica. El conocimiento del
coeficiente de expansión térmica es
importantísimo para diseñar el volumen
de frente filtrante que se inyectará
durante un fracturamiento.
3.5. Criterios de falla
En general, la roca puede fallar cuando
es sometida a compresión o a tensión.
Uno de los criterios de falla más
comunes es el de Mohr-Coulumb,
basado en el clásico diagrama de Mohr,
donde una envolvente de falla define el
límite entre la integridad de la roca y el
punto donde falla. En esta guía sólo se
mencionan los criterios de falla
ocasionados por tensión debido a que,
en un fracturamiento hidráulico, la
presión ejercida en la pared del pozo
incrementa los esfuerzos de tensión
hasta fracturar la formación.
Una falla por tensión ocurre cuando el
esfuerzo efectivo mínimo en la pared
del pozo (smin)es mayor que la
resistencia a la tensión de la roca (st).
Una vez que la fractura se inició, el
criterio para definir si la fractura se
propagará hacia el interior de la
formación está definido por la siguiente
ecuación.
3.6. Orientación de la fractura
Es importante resaltar que la
orientación de la fractura está
íntimamente ligada al estado original de
esfuerzos in-situ y al mecanismo que la
genera. El caso que aquí nos ocupa es
donde el estado original de esfuerzos
cumple la siguiente condición:
Bajo esta condición y para el caso
particular donde la fractura hidráulica es
generada por tensión, la orientación de
la fractura estará en dirección
perpendicular a , como lo ilustra la
Figura 1, independientemente de las
condiciones de terminación incluyendo
la orientación preferencial de los
disparos.
)8('
mins³wP
hHv sss>>
Dirección
de fractura
favorable
Esfuerzo
principal
mínimo
Dirección
de fractura
favorable
Esfuerzo
principal
mínimo

Pagina nueve
Figura 1. Orientación de la fractura creada
por tensión.
4.1. Parámetros de diseño
Las variables que deben considerarse
en el diseño del proceso de
fracturamiento son seis:
1. Altura (HF), usualmente controlada
por los diferentes esfuerzos in situ
existente entre los diferentes estratos.
2. Modulo de Young (E) o resistencia a
la deformación de la roca.
3. Pérdida de fluido (), relacionada con
la permeabilidad de la formación y las
características de filtrado del fluido
fracturante.
4. Factor de intensidad de esfuerzo
crítico ( KIC ) (toughness). Resistencia
aparente de la fractura, donde domina
la presión requerida para propagar la
fractura.
5. Viscosidad del fluido (m), afecta la
presión neta en la fractura, la pérdida de
fluido y el transporte del apuntalante.
6. Gasto de la bomba (Q), que afecta
casi todo el proceso.
4. MECÁNICA DE LA GEOMETRÍA DE
LAFRACTURA
Los valores de estas seis variables
dominan el proceso de fracturamiento.
4.1. Modelos de diseño
El cálculo de la geometría de fractura es
esencialmente una aproximación,
debido a que se supone que el material
es isotrópico, homogéneo y linealmente
elástico, lo cual sucede sólo en un
material ideal. Además, se considera
que el fluido de fractura se comporta de
acuerdo con un modelo matemático en
particular, lo que generalmente no es el
caso. También se toma la altura de
fractura como una constante e igual a
un número estimado, siendo ésta la
mayor causa de inexactitud en el
cálculo de la geometría de fractura.
Por lo anterior, no se pueden establecer
comparaciones estrictas entre los
distintos métodos de diseño, ya que
todos proveen resultados razonables y
no se ha demostrado una ventaja
incuestionable de alguno de ellos sobre
el resto. Todos los procedimientos de
diseño se basan en que la columna
inyectada se divide en dos partes. Una
parte es el fluido que se pierde por
filtración y la otra es la que ocupa la
fractura creada.
Las diferencias entre los distintos
métodos de diseño de fracturas
hidráulicas radican en las ecuaciones
utilizadas, formuladas para los distintos
eventos físicos. Tales métodos se

pueden dividir en tres grupos,
dependiendo de la forma que utilizan
para calcular el espesor de fractura.
Grupo 1. Modelos desarrollados por
Perkins y Kern (1961) y Nordgren
(1972). En ellos se supone que el
espesor de fractura es proporcional a la
altura de la misma.
Otra característica de estos métodos es
que la fractura tiene una sección
transversal, paralela a su altura, de tipo
elíptico. No se puede usar esta forma de
fractura cuando se calcula el transporte
de arena a través de la misma; en lugar
de eso, el espesor variable de la
fractura debe ser reemplazado por un
espesor promedio constante, tal y como
proponen los métodos de Kristianovich.
Las primeras ecuaciones de diseño
propuestas correspondieron a las de
Perkins y Kern, las cuales fueron
ampliamente usadas por mucho
tiempo. Estos autores formularon
ecuaciones con y sin el efecto de la
filtración, y permiten el estudio de
fracturas tanto verticales como
horizontales, ya sea para flujo
turbulento o laminar.
La determinación de la geometría de
fractura ante la presencia de filtración
es más compleja. Sin embargo, puede
ser determinada a través de un proceso
de ensayo y error.
El método de Nordgren mejora el de
Perkins y Kern, pues incluye la
influencia de la filtración de fluido. Para
obtener la geometría de fractura,
Nordgren resuelve numéricamente las
ecuaciones de fractura y filtración de
fluido, por lo que se requiere el uso de
una computadora para su aplicación.
Sin embargo, Nordgren también
presenta expresiones analíticas
aproximadas que se pueden usar
fácilmente para calcular manualmente
la geometría de fractura
Grupo 2. Modelos desarrollados por
Kristianovich y Zheltov (1955), LeTirant
y Dupuy (1967), Geerstma y deKlerk
(1969) y Daneshy (1973). Estos
modelos proponen que el ancho de
fractura es proporcional a la longitud de
la misma, a diferencia de Perkins y Kern
y Nordgren, que proponen la
proporcionalidad con la altura de la
fractura.
También se considera que el ancho es
constante a lo largo de la altura de la
fractura. Como la longitud ( L ) es un
parámetro que aumenta continuamente
a lo largo del trabajo de fracturamiento,
el espesor de fractura puede aumentar
sin que aumente el DPc, el cual
disminuye DPc, durante las primeras
etapas del trabajo y luego alcanza un
valor constante. Dado que aumenta
más rápido que lo que disminuye , el
espesor de fractura aumenta durante el
trabajo.

Pagina once
Los diferentes modelos tienen sus
respectivas ventajas y desventajas.
Aunque los modelos del grupo 2
permiten la comparación de las
tendencias de la presión del fluido a
partir de observaciones de campo,
carecen de información precisa acerca
de la geometría de fractura, están
limitados por que requieren especificar
la altura de la fractura o bien asumir que
la fractura será radial. Esta es una
limitación significativa, que no siempre
es posible conocer a partir de registros u
otros datos si la fractura estará
contenida.
Las principales suposiciones entre los
modelos PKN (Grupo 1) y KGD (Grupo
2) son las siguientes:
-Ambos suponen que la fractura es
p l a n a y q u e s e p r o p a g a
perpendicularmente al mínimo
esfuerzo.
- Suponen que el flujo de fluidos es
unidimensional (1D) a lo largo de la
longitud de fractura.
- Asumen que los fluidos newtonianos
(aunque Perkins y Kern también
proporcionaron soluciones para fluidos
que siguen la ley de potencias) y el
comportamiento de goteo de los fluidos
lo define una expresión simple derivada
de la teoría de filtración.
- Asumen que la roca que se fractura es
como un sólido lineal elástico isotrópico,
continuo y heterogéneo.
- Suponen que la fractura es fija en
altura o completamente confinada.
- Suponen una de dos situaciones: la
altura es larga (PKN) o pequeña (KGD)
con relación a la longitud.
- El modelo KGD supone que el extremo
(la punta) del proceso domina la
propagación de la fractura, en tanto el
PKN no lo considera.
Recientemente se han desarrollado
modelos más sofisticados que han
aportado mejores resultados.
Grupo 3. Modelos tridimensionales y
pseudo tridimensionales
L o s m o d e l o s m e n c i o n a d o s
anteriormente están limitados debido a
que se requiere especificar la altura de
la fractura o asumir que se desarrollará
una fractura radial. También la altura de
la fractura varía del pozo a la punta de la
fractura. Esto puede remediarse usando
modelos planos tridimensionales (3D) y
pseudo tridimensionales (P3D).
En los modelos 3D, los cálculos del flujo
total de fluidos bidimensional (2D) en la
fractura son acoplados a la respuesta
elástico tridimensional (3D) de la roca,
mientras que en los modelos pseudo

tridimensionales, por acoplamiento u
otra manera, se aproximan a la
elasticidad 3D.
Los tres principales tipos de modelos
3D que incluyen el crecimiento de la
altura se categorizan por sus
principales suposiciones:
a) Modelos generales 3D. Suponen que
puede haber factores, como la
orientación del pozo o el patrón de
disparos, que puede causar que la
fractura tome, al inicio, una dirección
particular; pero, finalmente, tendrá una
orientación perpendicular al mínimo
esfuerzo.
b) Modelos planos tridimensionales.
Suponen que la fractura es plana y se
orienta perpendicularmente al mínimo
esfuerzo, no intentan hacer cálculos
complejos que se desvíen de este
comportamiento plano.
c) Modelos pseudo tridimensionales.
Intentan capturar el comportamiento
significativo de los modelos planos sin
la complejidad de los cálculos. Los dos
principales tipos son los modelos
elípticos y los basados en celdas. En el
primero, el perfil vertical de la fractura
se asume que consiste en dos alas
elípticas unidas en el centro. La longitud
horizontal y la punta de la extensión
vertical del pozo se calculan para cada
intervalo de tiempo, y la forma que se
asume es comparada para esas
posiciones. Asimismo, asume que el
flujo de fluidos se desarrolla a lo largo
de las perforaciones y en el filo de la
elipse.
Los modelos basados en celdas
representan la fractura como una serie
de celdas conectadas, no prescriben
una forma de fractura sino que,
generalmente, asumen un plano de
esfuerzos y no acoplan totalmente el
cálculo del flujo de fluidos en la
dirección vertical al cálculo de la
geometría de fractura.
A diferencia de los modelos de los
grupos 1 y 2 discutidos arriba, los
modelos planos 3D y pseudo 3D
consideran los datos de las
propiedades de las zonas confinantes
para predecir el ritmo de crecimiento de
la fractura
Los parámetros más importantes para
el diseño de un tratamiento de fractura
utilizando estos modelos pseudo 3D
incluyen:
a) Propiedades mecánicas de la roca:
esfuerzo de cierre de la roca, modulo de
Young, relación de Poisson y
Toughness de la fractura.
b) Propiedades petrofísicas:
permeabilidad, porosidad, saturación
de agua, composición mineralógica.
c) Propiedades del fluido del

yacimiento: tipo y composición del
fluido. Si es aceite, la gravedad
especifica, composición, asfaltenos,
parafinas, etc. Si es gas, su
composición, contenido de ácido
sulfhídrico, coeficiente de compresión,
etc.
d) Propiedades del yacimiento: presión
original, presión de fondo estática y
fluyendo, gradiente de temperatura.
Sea cual fuere el tipo de modelo que se
use para calcular la geometría de
fractura, se dispone de datos limitados
en los tratamientos para validar el
modelo usado. Desde el punto de vista
comercial de los tratamientos
hidráulicos, la historia de presión
durante el tratamiento es normalmente
el único dato disponible para validar el
modelo y determinar la geometría de
fractura. Si un simulador incorpora el
modelo correcto, éste debe coincidir
tanto en la presión de tratamiento como
en la geometría de la fractura.
Está fuera del objetivo de esta guía
presentar o demostrar ecuaciones
matemáticas muy complejas. Existen
en el mercado distintos software que
involucran los parámetros técnicos y
económicos más importantes en el
diseño de una fractura; sin embargo,
resulta importante mencionar que estos
software consideran en sus cálculos
algunos de los conceptos técnicos
básicos que se discutieron al comentar
los dos primeros grupos de modelos.
A d e m á s , l o s a v a n c e s e n l a
investigación han permitido incorporar
nuevos modelos matemáticos que
simulan distintas condiciones de
operación y que, obviamente, permiten
no sólo mejorar los diseños en el campo
sino seleccionar el fluido y el
apuntalante más adecuado.
En estos modelos, el flujo de fluidos se
d e s c r i b e p o r e c u a c i o n e s d e
conservación de masa (incluyendo la
densidad del fluido) y se expresa en
términos de velocidad. Vale decir que
esas ecuaciones se plantean como
vectoriales y de conservación de
momentum. Este modelo tridimensional
plano resuelve ecuaciones muy
complejas para simular condiciones de
distintos fluidos, tanto newtonianos
como no newtonianos (principalmente
del tipo plásticos de Bingham y de ley de
potencias.
La guía de usuario del simulador de
fracturas M Frac III es una buena
referencia, donde se fundamenta lo
señalado en el párrafo anterior.
4.2. Tortuosidad y otros efectos en la
vecindad del pozo
En pozos desviados, disparados
inadecuadamente o mal diseñados, se
observan en la vecindad grandes
pérdidas por fricción. Es importante
Pagina trece

entender estos fenómenos y el efecto
que tiene la geometría de la fractura
cerca del pozo en el desarrollo del
tratamiento. Esas pérdidas en la
vecindad del agujero son atribuidas a
efectos como la tortuosidad (cambio o
giro imprevisto o repentino de fractura),
alineación inadecuada de la fase de
disparos, puntos estrechos inducidos
de la roca y fracturas múltiples. Todos
ellos disminuyen el éxito del
tratamiento, pues incrementan la
presión neta y aumentan las
probabilidades de arenamiento
causado por el limitado ancho de
fractura cerca del pozo.
Geometría de fractura alrededor del
pozo. Algunos estudios han encontrado
que los disparos deben estar orientados
en un rango de 10º a 20º dentro del
plano normal del mínimo esfuerzo para
que la fractura inicie en los disparos y se
extienda. Otros estudios muestran que,
si no se orientan en la dirección
señalada y los pozos son direccionales,
la fractura puede crecer en forma de
“S”. En realidad, es muy difícil predecir
las caídas de presión cerca del pozo en
agujeros desviados debido a la
incertidumbre de la geometría de
fractura cerca de la vecindad del pozo.
El propósito principal de conocer los
efectos cerca del pozo es entender el
origen de su arenamiento, y que esto
pueda predecirse y prevenirse.
Disparos y efecto de desviación. Los
tres supuestos componentes en la
pérdida de presión en la vecindad del
agujero son:
- La fricción a través de los disparos
- Los giros de la fractura (por ejemplo la
tortuosidad)
- La fricción por un desalineamiento de
los disparos, los cuales pueden
sumarse:
Salvo la fricción a través de los
disparos, no es posible predecir los
efectos cerca del pozo. Existen
modelos para esos mecanismos de
incremento de presión y cada
mecanismo tiene uno o más
parámetros, que pueden ser evaluados
con datos de campo
Fricción en los disparos. Un pozo
disparado de manera deficiente tiene
un efecto significativo en la ejecución y
evaluación de un tratamiento de
fractura debido a que los disparos
afectan la presión de rompimiento y de
tratamiento, pudiendo provocar un
arenamiento.
Si los disparos son de la fase y tamaño
adecuado, este efecto es despreciable,
de otra manera el efecto se toma
constante durante todo el tratamiento.
Tortuosidad. Se define como un camino
“retorcido” que conecta el pozo al
cuerpo principal de la fractura. En la
Figura 2 se muestra cómo una fractura
)9(misaligntortpfzocercadelpo pppp D+D+D=D

Puede cambiar y girar para alinearse
con el plano preferente de fractura.
El ancho de fractura es proporcional a la
diferencia entre la presión en la fractura
y el esfuerzo contra el cual se abre la
fractura. Cuando la fractura se abre
contra un esfuerzo mayor que el mínimo
in situ, el ancho de la fractura se reduce
con relación a aquélla que gira. Este
proceso de reducción del ancho de
fractura a lo largo de la reorientación del
camino restringe el flujo y podría causar
un arenamiento en la vecindad del
pozo.
Figura 2. La fractura gira y cambia para
alinearse con la dirección preferente de
propagación.
Los simuladores P3D actuales
representan el comportamiento y
calculan la fractura. Sus ecuaciones se
basan en el gasto de flujo, los esfuerzos
mínimos horizontales y otros datos
experimentales o de campo.
Desalineamiento de fases. La mayoría
de los disparos no están alineados con
el plano preferencial de fractura, a
menos que se contara con la
información de la dirección de
esfuerzos de un pozo en particular y de
los accesorios necesarios para perforar
o
la tubería. Si se usa una pistola fase 0 ,
la orientación de los disparos al plano
de la fractura puede ser tan similar
o
como una fase de 90 . Por otra parte,
o
una alineación casi perfecta de fase 0
causa una propagación preferencial de
fractura de una “ala” con penetración de
la “ala” compañera, debido a la caída de
presión que resulta del flujo alrededor
del anular hacia la “ala” no conectada.
Figura 3. El desalineamiento entre disparos
y el plano de la fractura provoca puntos muy
ajustados
Fractura
plana
?
Reorientación
de la fractura
Pozo
Fractura
plana
?
Reorientación
de la fractura
Pozo
Pozo
Restricción
Disparos
A
Pozo
Restricción
Disparos
A
Pagina quince

Nolte señaló que si la fractura no inicia
en los disparos, el fluido se comunicará
con la fractura a través de estrechos
canales alrededor de la tubería de
revestimiento, atravesando el micro
anillo (A) y pasando el área restringida
antes de entrar al cuerpo principal de la
fractura, con tal velocidad que
erosionan los puntos estrechos. Estos
canales pueden causar altas presiones
de tratamiento debido a las
restricciones en la anchura (Figura 3),
lo que puede provocar un arenamiento
prematuro debido al puenteo o
taponamiento del apuntalante, cuando
éste quiere entrar a la fractura.
5.1. Fluidos fracturantes
Pueden ser de base agua o aceite. Las
propiedades que debe cumplir un fluido
fracturante son las siguientes:
?Bajo coeficiente de perdida
?Alta capacidad de transporte del
apuntalante
?Bajas perdidas de presión por
fricción en las tuberías y altas en
la fractura.
?Fácil remoción después del
tratamiento
?Compatibilidad con los fluidos
de formación.
?Mínimo daño a la permeabilidad
de la formación y fractura.
5. SISTEMAS DE FLUIDOS
FRACTURANTES
Por su bajo costo, alto desempeño y
fácil manejo los fluidos base agua son
muy usados en los tratamientos de
fracturamiento hidráulico, muchos
polímeros solubles en agua pueden ser
utilizados para proporcionar una
elevada viscosidad capaz de sustentar
el apuntalante a temperatura ambiente,
sin embargo a medida que esta se
incrementa estas soluciones se
adelgazan significativamente, sin
embargo, el aumentar la concentración
de polímeros ( carga polimérica) puede
neutralizar los efectos térmicos, pero no
resulta económico, ni práctico por el
daño que provoca en la cara de la
fractura. En su lugar se utilizan agentes
activadores cuya función es
incrementar el peso molecular efectivo
del polímero, aumentando la viscosidad
del fluido.
Los primeros fluidos base aceite
utilizados en fracturamientos con
apuntalante fueron aceites crudos
estabilizados, no causan daño y el flujo
de retorno es incorporado directamente
a la producción, sin embargo son
inflamables e impactan de manera
severa el ambiente, su manejo y
almacenamiento requieren de
condiciones muy seguras, transportan
arena en bajas concentraciones
(máximo 3 o 4 lb/gal), las pérdidas por
fricción en el sistema son muy altas, y la
conductividad de la fractura que
generan es baja.

Los fluidos base diesel o kerosina
aportan altos valores de viscosidad, lo
que ayuda a transportar más arena y
alcanzar geometrías de fractura
mayores en ancho y longitud y por
consiguiente una mayor conductividad,
su inconveniente es el manejo y
almacenamiento de alto riesgo por ser
muy volátiles y contaminantes, por lo
que actualmente se usa en formaciones
altamente sensibles al agua.
5.1.1. Polímeros viscosificantes
Existen distintos tipos, derivados de la
goma natural guar o derivados
celulósicos. En este aspecto el avance
tecnológico ha permitido el desarrollo
de nuevos fluidos fracturantes,
básicamente podemos nombrar los
siguientes
Fue de las primeras
utilizadas para viscosificar el agua
usada en los fracturamientos, es un
polímero de alto peso molecular, de
cadena larga, tiene una alta afinidad
con el agua, al agregarse al agua se
hincha y se hidrata, lo que crea un
medio para que las moléculas del
polímero se asocien con las del agua,
desarrollándose y extendiéndose en la
solución.
. Se deriva
del Guar con Óxido de Propileno,
contiene de 2 a 4% de residuos
insolubles, pero algunos estudios
a) Goma guar.
b) El hidroxipropil guar (HPG)
(Almond y Cía. 1984 y Brannon y
Pulsinelle 1992) indican que ambas
(Guar y HPG) causan casi el mismo
grado de daño, sin embargo esta HPG
es más estable que el Guar a
o
temperaturas mayores (pozos > 150 C)
y más soluble en alcohol.
Es un doble derivado del
guar, el primer polímero usado para
pozos de baja temperatura. Para esa
aplicación es activado con aluminatos
(que lo hacen más económico que un
fluido HPG activado con zirconatos o
titanatos). Es también activado con
zirconatos, lo que le permite mayores
viscosidades y trabajar en altas
temperaturas.
Son
utilizados cuando se requiere un fluido
muy limpio. Estos fluidos tienen una
cadena de unidades de azúcar glucosa,
el HEC. Pueden ser activadon a PH de 6
a 10 con zirconatos o con lantánidos.
Se forma al activar
suavemente el HEC agregando el
grupo carboximetil. Este polímero
provoca una activación con iones
metálicos como aluminatos, zirconatos
o titanatos en ambientes con PH de
aproximadamente de 2 a 4.
c) El carboximetilhidroxipropil guar
(CMHPG).
d) Hidroxietil celulosa (HEC) o el
hidroxipropil celulosa (HPC).
e) Carboximetilhidroxietil celulosa
(CMHEC).
Pagina diescisiete

g) La goma xantana.
h) Fluidos de nueva generación
Es un biopolímero
producido metabólicamente por el
m i c r o o r g a n i s m o x a n t o m o n a s
campestres. Esta solución se comporta
como un fluido ley de potencias aun a
bajos esfuerzos de corte, donde las
soluciones de HPG llegan a ser
newtonianos. Bajo ciertos esfuerzos de
deformación (de corte) menores de 10
- 1
s , las soluciones de xantana
suspenden mejor la arena que la HPG
.
Actualmente hay en el mercado fluidos
fracturantes más limpios y ecológicos.
El daño causado al entorno ambiental y
al yacimiento es mínimo. Hoy en día
existen fluidos llamados de baja carga
polimérica. Se ha demostrado que,
entre otras cosas, incrementan la
conductividad de la fractura debido a
que requieren de menor cantidad de
polímero en la zona de interés, al igual
que una menor cantidad de polímero
para romper. Es aplicable en rangos de
o
temperatura de 190 a 400 F. Los hay en
versión para baja temperatura y bajo
PH. Además, este tipo de fluidos
combina polímeros de alta eficiencia
con activadores de alto desempeño,
manteniendo una alta viscosidad
durante mayor tiempo.
Existen sistemas que no utilizan guar o
HEC libre de polímeros y sólidos
llamados fluidos visco elásticos, que
sólo requieren de agua más un
electrolito (cloruro de potasio o de
amonio) y de un surfactante visco
elástico (VES), el cual se asocia con las
moléculas de la salmuera formando
estructuras cilíndricas llamadas
micelas, que le dan al fluido una
viscosidad similar a la que desarrollan
las cadenas de polímeros.
Estos productos son de nueva
generación y, por lo mismo, son caros.
Las ventajas que ofrecen sobre los
fluidos poliméricos es que no requieren
de quebradores internos o externos,
pues al contacto con los hidrocarburos
de la formación su estructura pierde las
propiedades visco elásticas, ya que las
moléculas del fluido vuelven a ser
esféricas, obteniéndose agua con 1 cp
de viscosidad, a diferencia de los 10 ó
12 cp que tiene el fluido activado con
guar después de quebrado. Gracias a
esta condición, el flujo de retorno será
más fácil, aun en pozos con baja
presión de fondo.
5.1.2.Aditivos
Se usan para romper el fluido, una vez
que el trabajo finaliza, para controlar la
pérdida de fluidos, minimizar el daño a
la formación, ajustar el PH, tener un
control de bacterias o mejorar la
estabilidad con la temperatura. Debe
cuidarse que uno no interfiera en la
función de otro.

a) Activadores de viscosidad. Son
agentes reticuladores que unen las
cadenas formadas por el polímero y
elevan considerablemente la
viscosidad, activando el fluido. Entre los
más comunes se tienen los boratos,
aluminatos, zirconatos. La Tabla 1
muestra las características principales
de los activadores más usados.
La selección del activador dependerá
del polímero utilizado para generar el
gel lineal, de la temperatura de
operación y del PH del sistema.
Si la concentración del activador es muy
baja, el ritmo de la activación será más
lenta y el desarrollo de la viscosidad
será más baja que la esperada. Por el
contrario, si la concentración excede el
rango óptimo, el ritmo de la activación
será más rápido y la viscosidad final
puede ser mucho más baja debido a la
“syneresis” (precipitación de la solución
polimérica causada por el colapso de la
red polimérica). En casos más severos,
provoca “agua libre”.
Los contaminantes químicos (como
bicarbonatos, fosfatos o silicatos)
presentes en el agua de mezcla, incluso
algunos estabilizadores de arcilla y
espumantes, pueden interferir en el
desempeño de los activadores. Debe
vigilarse la limpieza de los tanques
antes de que sean llenados con el agua
de fractura.
Se pueden manipular muchos factores
para controlar el ritmo de activación,
tales como la temperatura y el PH del
fluido, condiciones de deformación, tipo
de activador y la presencia de otros
c o m p o n e n t e s o r g á n i c o s q u e
reaccionan con el activador.
Reducen la
viscosidad del sistema fluido-
apuntalante, partiendo el polímero en
fragmentos de bajo peso molecular. Los
más usados son los oxidantes y las
enzimas. Entre los primeros se
encuentran los oxidantes de persulfato
de amonio, potasio y sodio. Su
descomposición térmica produce
radicales de sulfatos altamente
reactivos que atacan el polímero,
reduciendo su peso molecular y su
habilidad viscosificante. Esta
descomposición es muy dependiente
o
de la temperatura. Por debajo de 125 F
es muy lenta, si se usa sólo el
persulfato; sin embargo, puede
acelerarse con la adición de aminas.
Por arriba de esta temperatura, la
generación de radicales sulfatos ocurre
muy rápidamente.
En cuanto a las enzimas, éstas son
también utilizadas como rompedores
para reducir la viscosidad de cualquiera
de los fluidos base agua. Se usan en
ambientes moderados en rangos de PH
de 3.5 a 8 y temperaturas menores de
o
150 F (otras enzimas trabajan con
b) Quebradores.
Pagina diescinueve

rango de PH superiores de 10 y por
o
arriba de 150 F). Debido a que son
activas a temperatura ambiente, las
enzimas empiezan a degradar el
polímero inmediatamente que se
mezcla. Bajo ciertas condiciones, son
tan reactivas como los persulfatos.
Recientemente existe en el mercado
una nueva generación de enzimas
llamadas “específicas”, formuladas
para degradar de manera particular los
fluidos poliméricos base guar o
celulósicos y sus derivados. Son
estables en diferentes rangos de
o
temperatura, soportan hasta 275 F y
o
encapsuladas hasta 300 F, efectivas en
fluidos con rangos de PH desde 3 a 11.
Existen rompedores ( quebradores) del
tipo encapsulado que permiten altas
concentraciones, para usarse sin que
se comprometa la viscosidad del fluido
durante el bombeo. En un rompedor
encapsulado, el rompedor activo es
cubierto con una película que actúa
como una barrera entre el rompedor y el
fluido fracturante. Cualquier tipo de
rompedor puede ser encapsulado,
incluso enzimas y ácidos. La Tabla 2 es
una guía de los principales rompedores
y sus características de aplicación.
Un
buen control de pérdida de filtrado es
esencial para un tratamiento eficiente.
La efectividad de los aditivos
dependerá del tipo de problema de
pérdida:
c). Aditivos para pérdida de filtrado.
- Pérdida por una matriz de per-
meabilidad alta o
- Pérdida por baja microfracturas
Generalmente las formaciones con baja
permeabilidad tienen abiertos los poros
más pequeños. Una roca de 0.1 mD
puede tener un diámetro de poro
promedio menor de 1.0 ?m, mientras
que una roca de 500 mD lo tiene de 20
?m. El rango de tamaño de poro puede
ser muy largo, lo que beneficia a los
aditivos de pérdida, ya que se tiene un
amplio rango de tamaño de partículas,
de tal manera que esos espacios
puedan ser puenteados.
En formaciones de alta permeabilidad,
los polímeros y aditivos pueden ser
capaces de penetrar la mayoría de los
poros y formar un enjarre interno.
La harina sílica es un aditivo efectivo de
pérdida de filtrado y ayuda a establecer
un enjarre. Otras partículas, como los
almidones, son también buenos
Activador Borato Titanato Zirconato Aluminato
Polímero Activado Guar, HPG, CMHPG
Guar, HPG,
CMHPG, CMHEC+
Guar++, HPG++,
CMHPG, CMPHEC+
CMHPG, CMHEC
Rango de PH 8 - 12 3 - 11 3 - 11 3 - 5
Temperatura límite
superior (
o
F)
325 325 400 150
Deformación
degradada
No Si Si Si
Tabla 1.- Características de los Activadores comúnmente usados
+ Activa con PH bajos (3-5)
++ Activa con PH altos (7-10)

aditivos de pérdida. Estos son
polisacáridos de cadena larga de
moléculas de glucosa.
Las resinas solubles en aceite también
son usadas como control de pérdida de
filtrado, ya que pueden puentear y sellar
los poros para reducir la pérdida de
fluido. Tienen la ventaja sobre la harina
sílica y los almidones en que son
solubles en aceite y se disuelven en
hidrocarburos líquidos producidos.
Previenen la pérdida
de viscosidad causada por bacterias
que degradan el polímero. Los
polisacáridos (polímeros de azúcar)
usados para espesar el agua, son
excelentes fuentes de origen de comida
para las bacterias, éstas arruinan el gel
reduciendo el peso molecular del
polímero. Una vez que se introduce
dentro del yacimiento, algunas
bacterias pueden sobrevivir y reducir
los iones de sulfatos a ácido sulfhídrico.
d). Bactericidas.
Materiales como glutaraldehidos,
clorofenatos, aminas cuaternarias e
isotiazolinas, son usadas para el control
de bacterias. Normalmente, los
materiales matan la bacteria, pero no
siempre inactivan la enzima que
produce y que es la responsable de
romper el polímero. Por esta razón es
práctica común agregar el bactericida a
los tanques de fractura antes de que se
agregue el agua, para asegurar que el
nivel de enzima bacterial se mantendrá
bajo. Los bactericidas no son
necesarios en fluidos base aceite ni en
fracturamientos ácidos.
Se adicionan al gel
lineal (fluido fracturante sin activar) para
proporcionar mayor estabilidad al
fluido, cuando se tienen altas
t e m p e r a t u r a s d e o p e r a c i ó n ,
o
normalmente arriba de 200 F. Por lo
general, ayudan a mantener la
viscosidad del gel reticulado a estas
t e m p e r a t u r a s , r e t a r d a n d o l a
degradación. Suelen ser compuestos
salinos, como el tiosulfato de sodio
(Na2S2O3), que favorecen la formación
de uniones intermoleculares.
f).Surfactantes. También llamados
agentes activos de superficie. Es un
material que, a bajas concentraciones,
absorbe la interfase de dos líquidos
inmiscibles, como pueden ser dos
líquidos (aceite y agua), un líquido y un
gas o un líquido y un sólido. Son usados
e). Estabilizadores.
Pagina veintiuno
Tabla 2.- Selección de rompedores
Criterio de Selección Oxidantes Enzimas Observaciones
Desempeño en alta
temperatura
Integridad del
rompimiento
Rápido rompimiento
Sensibilidad química
Duración de rompedor
Oxidante Enzimas
Los oxidantes son aplicables en alta temperatura, las enzimas tienen algo de actividad en T
arriba de 105’ C y hasta 149’ C en el caso de las enzimas especiales
En teoria las enzimas tienen la ventaja debido a su naturaleza catalitica, sin embargo, su
sensibilidad a la temperatura, HP y otros quimicos pueden acortar considerablemente su tiempo
de vida. Bajo condiciones ideales ( menos de 80 ‘ C y PH entre 5 - 8) la enzima rompe el
polimero en pequeños fracgmentos que se oxidan. Las enzimas especificans han mejorado
muchas de las caracteristicas de las enzimas tradicionales.
Las enzimas a menos que se expongan a condiciones extremas de temperatura o PH,
reaccionan con los polìmeros por un periodo de tiempo mas extendido ( dias ) que los
oxidantes ( horas ).
Un rompimiento rápido permite un retorno agi del pozo, esto se logra mejor con oxidantes, sin
embargo las enzimas especificas han demostrado una evolución con respecto a las enzimas
tradicionales.
Las enzimas son altamente sensibles al PH, por lo que su control es necesario para un buen
desenpeño, los oxidantes son afectados por apuntalantes cubiertos con resina curables lo que
no afecta a las enzimas.

principalmente para estabilizar
emulsiones de aceite en agua, para
reducir las tensiones superficiales o
interfaciales. Promueven la limpieza del
fluido fracturante de la fractura, entre
otros. Algunos bactericidas y agentes
de control de arcillas son surfactantes.
(Para más detalle, ver la Guía de
estimulaciones).
. Se
utilizan por dos razones específicas:
para facilitar la hidratación o para
p r o p o r c i o n a r y m a n t e n e r u n
determinado rango de pH, que permita
el proceso de reticulación (activación).
Los buffers de hidratación, por lo
general son sales, como el acetato de
sodio o el bicarbonato de sodio, y se
adicionan para facilitar la formación del
gel lineal (fluido sin activar), mejorando
la hidratación, es decir, la incorporación
del solvente en la cadena polimérica.
Los buffers para control de pH se
adicionan al gel lineal, ya formado, para
que el agente reticulante se active y
p u e d a f o r m a r l o s e n l a c e s
entrecruzados entre las cadenas
poliméricas. Por lo general, son
soluciones de sales, como el carbonato
de potasio.
Utilizados
básicamente para la prevención de
migración de arcillas. Se usan
soluciones del 1 al 3% de cloruro de
potasio para estabilizar las arcillas y
g). Controladores de PH (buffers)
h). Estabilizadores de arcilla.
prevenir su hinchamiento. También los
cationes orgánicos de tetrametil cloruro
de amonio son usados como efectivos
estabilizadores.
5.2. Caracterización de los fluidos
fracturantes
Las propiedades reológicas son la clave
para cumplir con el objetivo de un fluido
fracturante, lo que afecta su viscosidad,
su capacidad para transportar
apuntalante y su tendencia a la pérdida
de fluido (filtración) en el medio poroso.
Hay un vínculo muy cercano entre la
química de los fluidos y sus
propiedades físicas. Los modelos
reológicos y su control permiten
representar tanto los fluidos base agua
como los complejos fluidos de espuma
(fuera del objetivo de esta guía).
Los aditivos de los fluidos fracturantes y
los sistemas de fluido se caracterizan
por los siguientes propósitos:
?Desarrollar el sistema y aditivos
?Obtener los datos de entrada
para el simulador de diseño de
fracturas
?Controlar la calidad antes o
durante el tratamiento
La caracterización del sistema
determina si una nueva composición
mejora un sistema existente o si puede
tener un desempeño similar a menor
costo. De igual manera, permite

obtener datos representativos del
desempeño en áreas críticas, tales
como: reología, pérdidas por fricción en
tuberías, ritmo de pérdida de fluidos,
conductividad de fractura y daño a la
formación; mismos que pueden usarse
en el diseño de la fractura y simuladores
de producción, y que deben
determinarse antes de utilizar el
sistema de fluido en el campo.
El American Petroleum Institute (API)
ha publicado prácticas recomendadas
p a r a a l g u n o s m é t o d o s d e
caracterización de laboratorio.
Las evaluaciones de
laboratorio más comunes son las
mediciones reológicas del esfuerzo de
corte estacionario.
La propiedad que se determina es la
viscosidad aparente, la cual es una
función de la velocidad de corte, de la
temperatura del fluido y del tiempo, y es
obtenida usando el viscosímetro
cilíndrico concéntrico rotacional (Fann).
Los datos se relacionan con un modelo
matemático para predecir la viscosidad
del fluido en varios ambientes que
ocurren durante el proceso de fractura.
Es el más
u s a d o p a r a r e p r e s e n t a r e l
comportamiento de los fluidos de
fractura en los simuladores de diseño
de fracturas, (ver Guía de molienda de
Reología.
Modelo ley de potencias.
empacadores para mejor referencia de
este modelo).
. Para los fluidos
que contienen apuntalante del 20 al
80% del volumen total de tratamiento de
fractura, actualmente existen pocos
datos reológicos para estas lechadas.
La determinación de la reología de las
lechadas de fractura es un problema
considerable debido a la dependencia
sobre la composición del fluido,
geometría de flujo, temperatura, tiempo
y tamaño del apuntalante, densidad y
concentración.
Uno de los puntos clave en
el diseño de un tratamiento de
fracturas es el conocimiento preciso
de qué tan rápido se perderán los
fluidos en la fractura hacia el
yacimiento. Sin esta información,
sería imposible diseñar un
tratamiento que proporcione una
geometría de fractura específica.
Los tratamientos de minifracturas o el
precolchón durante los tratamientos
permiten estimar el coeficiente de
filtrado y, en todo caso, realizar los
ajustes necesarios en el diseño. Este
valor es calculado a tiempo real a través
del software. Su visualización se hace a
través de cualquier monitor incluso in
situ.
Reología de la lechada
Filtrado.
Pagina veintitres

6. CARACTERÍSTICAS DE LOS
APUNTALANTES
Además de sostener las paredes de la
fractura, los apuntalantes crean una
conductividad (permeabilidad en
Darcys por cada pie de longitud de
fractura apuntalada) en la formación.
Una vez concluido el bombeo, resulta
crítico para el éxito de la operación
colocar el tipo y la concentración
adecuada de apuntalante. Los factores
que afectan la conductividad de fractura
son:
?Composición del apuntalante.
?Propiedades físicas del
apuntalante.
?Permeabilidad empacada del
apuntalante.
?Efectos de la concentración de
polímeros después del cierre
de la fractura.
?Movimientos de finos de
formación en la fractura.
?La degradación del
apuntalante a lo largo del
tiempo
Las propiedades físicas que debe tener
un apuntalante y que impactan en la
conductividad de la fractura son:
?Resistencia
?Distribución y tamaño del
grano
Cantidad de finos e impurezas?
?Redondez y esfericidad
?Densidad
Para abrir y propagar un fracturamiento
hidráulico, debe rebasarse los
esfuerzos in situ. Después de poner en
producción el pozo, estos tienden a
cerrar la fractura y confinar el
apuntalante. Si la resistencia del
apuntalante es inadecuada, el esfuerzo
de cierre triturará el apuntalante,
creando finos que reducirán la
permeabilidad y la conductividad. De
igual manera, en formaciones suaves,
el apuntalante se puede “embeber”, es
decir, incrustarse en las paredes de la
formación.
Los apuntalantes están diseñados para
soportar los esfuerzos de cierre de la
formación, y se debe seleccionar de
acuerdo con los esfuerzos a que estará
sometido y a la dureza de la roca.
La diferencia entre la presión de
fractura y la de producción en el fondo
proporciona un estimado del esfuerzo
máximo efectivo (esfuerzo de cierre)
sobre el apuntalante.
Las condiciones en que se presenta un
máximo trituramiento pueden ocurrir
durante el reflujo del pozo y las pruebas
de producción, cuando la presión
fluyendo en las perforaciones es baja o
inicialmente baja durante la producción
debido a que el gradiente de fractura

está en su máximo. Sin embargo, si el
pozo al inicio está terminado y
produciendo con una elevada presión
de fondo y un gasto de producción
constante, el máximo esfuerzo efectivo
sobre el apuntalante es menor. La
Figura 4 muestra la comparación de
resistencias de algunos apuntalantes y
la permeabilidad que generan.
El tipo y tamaño de apuntalante se
determina en términos de costo-
beneficio.
Los apuntalantes de mayor tamaño
proporcionan un empaque más
permeable, ya que la permeabilidad se
incrementa con el cuadrado del
diámetro del grano. Su uso debe
evaluarse en función de la formación a
apuntalar, las dificultades de
transportar y colocar el apuntalante.
Las formaciones sucias o sujetas a
migración de finos son poco indicadas
para apuntalantes grandes, ya que los
finos tienden a invadir el empaque
apuntalado, causando taponamientos
parciales y rápidas reducciones en la
permeabilidad. En estos casos, es más
adecuado usar apuntalantes más
pequeños que resistan la invasión de
finos. Aunque estos apuntalantes
pequeños ofrecen una conductividad
inicial baja, el promedio de
conductividad a lo largo de la vida del
pozo es mayor comparada con las altas
productividades iniciales que
proporcionan los apuntalantes de
mayor tamaño (lo que normalmente se
convierte en una rápida declinación).
Los apuntalantes de tamaño grande
pueden ser menos efectivos en pozos
profundos porque son más susceptibles
de ser aplastados, ya que los esfuerzos
de cierre son mayores (a medida que el
tamaño de grano se incrementa,
disminuye su resistencia).
Los apuntalantes grandes presentan un
mayor problema en su colocación por
dos razones: se requiere una fractura
ancha para los granos mayores y el
ritmo de colocación de las partículas
aumenta con el incremento del tamaño.
Si la distribución del tamaño de los
granos es tal que el rango de medición
contiene un alto porcentaje de granos
pequeños, la permeabilidad empacada
con el apuntalante (y su conductividad)
se reducirán en comparación con la
empacada con granos más pequeños.
La presencia significativa de finos
p u e d e r e d u c i r a l t a m e n t e l a
permeabilidad de la fractura. Por
ejemplo, 20% de material más fino que
la malla No. 40 reducirá la
permeabilidad de la arena 20/40 en un
factor de 5.
Pagina veinticinco

Figura 4. Comparación de la resistencia de
varios tipos de apuntalante
A medida que el esfuerzo de cierre se
hace mayor, es decir, aumenta el
esfuerzo horizontal mínimo, ocurre una
reducción significativa de la
conductividad de la fractura lograda con
la colocación de un determinado
apuntalante. La Figura 5 muestra la
variación de la conductividad con el
esfuerzo de cierre.
La esfericidad y la redondez del
apuntalante tienen un efecto
significativo en la conductividad de la
fractura. La esfericidad es una medida
La redondez de un grano de
apuntalante es una medida de la forma
relativa de las esquinas de un grano o
de su curvatura.
Si los granos son redondos y más o
menos del mismo tamaño, los
esfuerzos sobre él se distribuyen más
uniformemente, resultando en mayores
cargas antes de que el grano se
fracture.
Los granos angulosos fallan en
esfuerzos de cierre bajos, produciendo
finos que reducen la conductividad de
fractura.
Las normas API recomiendan un límite
para la arena. En ambos parámetros es
de 0.6.
La densidad del apuntalante influye en
su transporte, porque el ritmo de
colocación aumenta linealmente con la
densidad. Así, apuntalantes de alta
densidad son más difíciles de
suspender en el fluido fracturante y
transportarlos a la fractura. Esto puede
mejorarse utilizando fluidos altamente
viscosos o incrementando el gasto de
inyección para reducir el tiempo de
tratamiento y el tiempo de suspensión.
La Tabla 4 presenta los apuntalantes
más comúnmente utilizados en México
y algunas de sus características.
2000 6000 10000 14000
10
100
1000
Esfuerzo de cierre
Permeabilidad(Darcys)
Apuntalante de
resistencia intermedia
Arena
cubierta con
resina
Arena
Apuntalante de alta
resistencia
2000 6000 10000 14000
10
100
1000
Esfuerzo de cierre
Permeabilidad(Darcys)
Apuntalante de
resistencia intermedia
Arena
cubierta con
resina
Arena
Apuntalante de alta
resistencia

Apuntalante 20/40
Arena Otawa
AcFrac PR
Carbolite
Carbo Prop HC
Interprop “I”
Interprop Plus
Dura-prop
Super -prop
0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 160 00
6000
5500
5000
4500
4000
3500
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
ESFUERZO DE CIERRE (psi)
CONDUCTIVIDADDEFRACTURA(mD-pie)
Apuntalante 20/40
Arena Otawa
AcFrac PR
Carbolite
Carbo Prop HC
Interprop “I”
Interprop Plus
Dura-prop
Super -prop
0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 160 00
6000
5500
5000
4500
4000
3500
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
ESFUERZO DE CIERRE (psi)
CONDUCTIVIDADDEFRACTURA(mD-pie)
Figura 5. Conductividad de fractura para
diferentes apuntalantes
6.1. Control de calidad de fluidos
fracturantes y apuntalantes
El control de calidad a los fluidos debe
realizarse antes, durante y después del
fracturamiento hidráulico. Es de suma
importancia para tener una mejor
certidumbre del desarrollo de la
operación, ya que permite certificar la
calidad del apuntalante, del agua de
fractura, los materiales y los aditivos
utilizados.
Con base en los resultados de las
pruebas puede sugerirse utilizar un
fluido con menos carga polimérica o con
más rompedor del recomendado. De
acuerdo con la temperatura, se revisa
características requeridas para la
operación, sin bacterias o exceso de
fierro que pueda causar daño al
yacimiento.
7.1. Fundamentos
Existen dos razones por las cuales se
realiza un tratamiento de fractura en un
pozo: para incrementar su producción o
su inyectividad. Si el tratamiento se
realiza en un pozo productor,
asumiendo que contenga hidrocarburos
para producir y que la presión sea
suficiente en el yacimiento, el
tratamiento de fractura, por lo general,
incrementa la producción, lo que da
como resultado un retorno más rápido
de la inversión, ya que las reservas son
recuperadas en período de tiempo más
corto.
El diseño de un tratamiento involucra un
proceso de optimización que permite
balancear la predicción del incremento
de producción con su costo asociado. El
costo del trabajo depende del tipo y
volumen de fluidos de fractura, del uso
de agentes gelatinizantes y del control
de pérdida de filtrado, tipo y cantidad de
agente sustentante y nivel de potencia
requerida. Cada fracturamiento
requiere diferentes diseños hasta
obtener la mejor propuesta a sus
objetivos.
7. METODOLOGÍADE DISEÑO
Pagina veintisiete

para la realización de un trabajo de
fracturamiento, debe contarse con una
cantidad de información previa y con
una serie de herramientas como:
?Registros eléctricos.
?Análisis pre y postfractura de pozos
vecinos.
?Estudios de laboratorio sobre
propiedades de la formación
?Características del fluido de fractura
y del apuntalante.
?Resultados del análisis de la presión
transitoria del yacimiento para
estimar su permeabilidad y daño.
?Simuladores del comportamiento de
la producción del yacimiento.
?Modelos para el diseño de fracturas
hidráulicas.
?Análisis de pruebas micro y
minifrac.
?Análisis postfractura de pozos
vecinos.
7.2. Consideraciones de diseño
El diseño de un trabajo de
fracturamiento es exclusivo para un
determinado pozo y no debe ser
aplicado a otro, pues el éxito logrado en
el primero muy probablemente no se
repetirá en el segundo. Se requiere de
un conocimiento detallado de la
geología del yacimiento específico, su
m e c a n i s m o d e p r o d u c c i ó n y
características de los fluidos de
yacimiento. El análisis petrográfico de la
roca de yacimiento es un factor clave de
éxito, por lo que deben considerarse los
siguientes parámetros de diseño:
Analizar los valores de porosidad y
permeabilidad para determinar la
conductividad y longitud de fractura. Así
mismo, la resistencia de la roca
gobierna el espesor de fractura y el tipo
y procedimiento de colocación del
agente sustentante.
El módulo de
Young está relacionado con el ancho de
fractura y con la posibilidad de
obtención de fracturas altamente
conductivas. La relación de Poisson
está ligada al esfuerzo horizontal
actuante sobre la roca y al gradiente de
fractura. Los esfuerzos horizontales en
los estratos limitantes se relacionan con
la posibilidad de que la fractura se
extienda por encima o por debajo de la
zona de interés. Una zona con un
esfuerzo horizontal pequeño y baja
relación de Poisson, probablemente no
servirá como barrera efectiva para la
extensión de la fractura, mientras que
una zona con alta relación de Poisson
confinará la fractura.
Fluidos y energía del yacimiento. La
viscosidad del crudo, su tendencia a
formar emulsiones, el contenido de
asfaltenos y las características de
Litología y mineralogía de la formación.
Geometría de la fractura.

formación de parafinas deben
considerarse en la selección y
modificación del fluido de fractura. Debe
tenerse conocimiento sobre la presión
de yacimiento, ya que es la responsable
de la expulsión del fluido de fractura
después de terminado el tratamiento
Los
pozos a los que se les vaya a hacer un
trabajo de fracturamiento deben contar
con ciertas características en su
terminación y sistema de conexiones,
que deben ser previstas con
anticipación y tomadas en cuenta para
que permita la ejecución del trabajo con
seguridad y el retorno del pozo a
producción después del tratamiento. Si
se va a hacer un trabajo de
.
Configuración física del pozo.
un pozo viejo, deberá modificarse de
acuerdo con las limitaciones impuestas
por las condiciones de terminación de
dicho pozo.
7.2.1. Procedimiento para optimizar
económicamente el diseño de la
fractura
Lo medular en el diseño de un
tratamiento de fractura es optimizar el
gasto de producción y la recuperación
de la reserva de un pozo para
maximizar su rentabilidad. El
procedimiento de optimización requiere
métodos para determinar la geometría
del agujero y producción de la fractura
apuntalada, que pueden estar en forma
de monograma, soluciones analíticas,
modelos para la geometría de la
fractura en 2 ó 3 dimensiones, cálculos
Sintética curable cubierta
con resina
Hasta 14000 20/40 HYPERPROP, CERAMEX P
con resina
Hasta 12000 20/40 DAYNAPROP, CERAMEX I
con resina
Hasta 10000 20/40 MAGNAPROP, CERAMEX E
Cuarcítica curable cubierta
con resina
Hasta 6000 20/40; 16/30 SUPER DC, ACFRAC SB
PRIME
con resina
Hasta 5000 20/40; 16/30 SUPER LC, ACFRAC SB
EXCEL
Sintética Hasta 14000 20/40 CARBOHSP, SINTERED
BAUXITE
Sintética Hasta 12000 20/40; 16/30 CARBOPROP, INTERPROP
Sintética Hasta 10000 20/40; 16/20 NAPLITE, CARBOLITE
Sintética Hasta 8000 20/40; 12/20 ECONOPROP, VALUEPROP
Cuarcitica Hasta 4000 20/40; 16/30; 12/20 OTAWA, UNIMIN, VOCA
TIPO DE ARENA RESISTENCIA (PSI) MALLA NOMBRE COMERCIAL
Tabla 4.- Apuntalantes de mayor uso comercial enMexico
con resina
Hasta 14000 20/40 HYPERPROP, CERAMEX P
con resina
Hasta 12000 20/40 DAYNAPROP, CERAMEX I
con resina
Hasta 10000 20/40 MAGNAPROP, CERAMEX E
con resina
Hasta 6000 20/40; 16/30 SUPER DC, ACFRAC SB
PRIME
con resina
Hasta 5000 20/40; 16/30 SUPER LC, ACFRAC SB
EXCEL
Sintética Hasta 14000 20/40 CARBOHSP, SINTERED
BAUXITE
Sintética Hasta 12000 20/40; 16/30 CARBOPROP, INTERPROP
Sintética Hasta 10000 20/40; 16/20 NAPLITE, CARBOLITE
Sintética Hasta 8000 20/40; 12/20 ECONOPROP, VALUEPROP
Cuarcitica Hasta 4000 20/40; 16/30; 12/20 OTAWA, UNIMIN, VOCA
TIPO DE ARENA RESISTENCIA (PSI) MALLA NOMBRE COMERCIAL
Tabla 4.- Apuntalantes de mayor uso comercial enMexico
Pagina veintinueve

del índice de productividad (IP), tipos de
curvas, modelos analíticos o
numéricos para simulación de la
producción. La precisión de la
optimización depende de lo sofisticado
del modelo y la exactitud de los
parámetros incluidos. Obviamente, el
software de diseño maneja estos
parámetros.
Un procedimiento básico para la
optimización económica es como
sigue:
1. Selección del sistema de fluidos
aplicable a la formación.
2. Selección del apuntalante basándose
en su resistencia y conductividad.
3. Determinación del volumen a
bombear y la programación de
inyección de material sustentante. El
gasto de inyección y el volumen de
apuntalante se utilizan para la
programación del transporte, en la cual
se modela el efecto de la adición de
sustentante en su penetración y
concentración a lo largo de la fractura.
4. Determinación del máximo gasto de
bombeo permitido, basándose en la
limitante de presión de los cabezales y
tuberías. El gasto de inyección óptima
es un balance entre la reducción de la
pérdida de fluido y el incremento del
caballaje hidráulico cuando el gasto se
incrementa. Deberá ser considerada la
degradación de algunos fluidos
fracturantes en el diseño.
5. Selección de un modelo apropiado de
la propagación de la fractura y
conductividad (ejemplo 3D y P3D)
para las características de la formación
y comportamiento de la presión sobre la
base del esfuerzo in situ, prueba de
laboratorio, tratamientos de calibración
y análisis de registros. Los software
actuales (por ejemplo: simulador Mfrac
III Institucional) permiten relacionar la
productividad antes y después de la
fractura, y pueden utilizarse para
comparar el comportamiento de varias
longitudes y conductividad de fractura.
6. Determinación de la entrada de datos
requeridos para el modelo geométrico
seleccionado.
7. Determinación de la penetración y
conductividad de la fractura para una
selección del tamaño del tratamiento y
concentración del apuntalante por
medio de un simulador Los
simuladores permiten realizar
combinaciones de las variables a ser
consideradas, y comparar el efecto de
varias variables para obtener un diseño
óptimo ante una determinada situación.
Esto último generalmente se hace a
través del cálculo del valor presente
neto (VPN), comparando las ganancias
de la producción predicha con los
costos del tratamiento. El análisis de
.

una prueba minifrac, realizada justo
antes del trabajo de fractura, puede
ayudar a determinar los valores de
pérdida de filtrado para los fluidos
reales a utilizar.
8. Determinación del gasto de
producción y recuperación acumulada
e n u n d e t e r m i n a d o p e r í o d o
seleccionado para una penetración de
apuntalante y su correspondiente
conductividad.
9. Cálculo del valor presente de los
ingresos netos de la producción basada
en un gasto discontinuo (por ejemplo: la
suma del valor presente para cada año
del período seleccionado).
10. Cálculo del costo total del
tratamiento, incluyendo los costos
asociados con los fluidos, apuntalante y
caballaje hidráulico.
11. Cálculo del VPN para la fractura,
pero sustrayendo el costo del
tratamiento del ingreso neto
descontado del pozo (paso 9 menos
paso 8).
12. Repetición del ciclo del proceso
computacional hasta que el VPN
decrece o se llega a la máxima
longitud.
13. Construcción de curvas mostrando
el VPN de la fractura con otros criterios
económicos apropiados contra la
penetración de la fractura. La
producción acumulada para una
longitud específica estará aún
aumentando.
El ciclo se puede repetir para otros
materiales o condiciones, tales como
concentraciones de los líquidos y
aditivos, gastos de la inyección, tipos
de apuntalantes y concentraciones
máximas o con otros modelos de la
geometría. El número de iteraciones
dependerá de la exactitud requerida y la
exactitud de los parámetros de entrada
para determinar los límites. Un número
de modelos económicos combinan la
geometría y los tipos de yacimientos
para hacer estudios detallados en una
cantidad de tiempo razonable.
7.2.2. Selección de las variables de
diseño
Cuando se diseña un trabajo de
fracturamiento hidráulico pueden variar
diversos parámetros. Típicamente, el
volumen bombeado será especificado
como parte del diseño y el gasto de
i n y e c c i ó n e s u s u a l m e n t e
predeterminado. El tipo de sustentante
y su programación de uso también
deberán ser especificados, por lo que
se deben considerar las siguientes
variables
?Viscosidad del fluido
:
?Base del fluido
Pagina treinta y uno

?Propiedades de pérdida de filtrado
?Fricción en la tubería
?Volumen de fluido
?Gasto de inyección
?Tipo de sustentante
?Concentración del sustentante
?Propiedades físicas de la formación
?Temperatura del fluido en la fractura
Las limitaciones de la mayoría de los
f a c t o r e s p r e s e n t a d o s e s t á n
relacionadas con el ancho de fractura
A continuación se indican los pasos que
ayudarán en la selección del fluido,
gasto de inyección, sustentante y
cédula de bombeo.
7.2.3. Selección de un fluido de fractura
Existe una amplia gama de fluidos
de fractura para responder a la gran
variedad de condiciones de un pozo.
Estos fluidos han sido diseñados
para diferentes niveles de pH,
amplias variaciones de temperatura y,
en fin, para las características
prevalecientes de un proceso de
fracturamiento. Las propiedades más
importantes que debe tener un fluido de
fractura fueron comentadas en la
sección cinco. Cuando se selecciona el
fluido de fractura se deben considerar
tres elementos: disponibilidad, costo y
calidad técnica.
Es la
.
Temperatura de fondo del pozo.
consideración más importante en la
selección del fluido. Se relaciona con el
tiempo de bombeo, la pérdida por
filtrado y la limpieza de la formación,
una vez extraído el fluido. Debido a la
fuerte dependencia de la estabilidad del
fluido con la temperatura, si el fluido no
mantiene la viscosidad a la temperatura
de fondo del pozo, se da una fuerte
pérdida de fluido por filtrado a la
formación y la posibilidad de que se
produzca un arenamiento, por la
incapacidad de suspensión del agente
transportador, con lo cual no podría ser
arrastrado al interior de la fractura,
taponando el pozo.
En la selección de un fluido de fractura,
se debe evaluar la capacidad de
suspensión del fluido a la temperatura
de fondo de pozo para garantizar el
transporte del apuntalante al interior de
la fractura y reducir la posibilidad de
arenamiento. Se puede decir que la
selección técnica del fluido de fractura
estará basada en la compatibilidad con
los fluidos y propiedades de la roca del
pozo, en la capacidad del fluido para
trasmitir la presión hidráulica dentro de
la fractura, extender la fractura dentro
de la formación, crear suficiente
anchura de la fractura como para
permitir la colocación del agente
apuntalante dentro de la fractura,
controlar su depositación y, finalmente,
asegurar la limpieza del pozo después
de la fractura.
Capacidad de transporte del
sustentante.

Pérdida de fluido. La pérdida de fluido
afecta el tiempo de la penetración y del
cierre. Los mecanismos que controlan
la pérdida de fluido se discutieron en la
sección 5. Hay un cierto grado de
dependencia de la permeabilidad de la
formación, pero el control de pérdida de
líquido para casi cualquier sistema de
fluido que fractura puede ser mejorado
usando los aditivos adecuados.
7.2.4. Selección del apuntalante
La consideración más importante para
seleccionar el apuntalante es que
o p t i m i c e l a p e r m e a b i l i d a d o
conductividad con la mejor relación
costo / beneficio asociado. El
apuntalante con la permeabilidad más
alta no es siempre la opción óptima.
Deben considerarse el volumen de
apuntalante y el costo requerido para
obtener una conductividad óptima o
deseada. La Figura 6 es un diagrama
del volumen relativo del apuntalante
contra el esfuerzo de cierre para
diversos tipos de sustentante (Elbel y
Sookprasong, 1987).
Figura 6. Volumen relativo del apuntalante
contra el esfuerzo de cierre para diversos
tipos de apuntalante.
El volumen relativo de apuntalante () en
3
lbm/md-ft refleja la cantidad de
apuntalante requerido para alcanzar
una conductividad específica:
A medida que el esfuerzo se
incrementa, el volumen relativo de
apuntalante (V ) también aumenta;RP
esto, por el bajo esfuerzo del
apuntalante debido a la pérdida de
permeabilidad y porosidad. El producto
de (V ) y el costo de cada apuntalanteRP
graficado contra el esfuerzo de cierre
(Figura 7) refleja la rentabilidad para
alcanzar la conductividad deseada.
Se utilizan en los límites de las prácticas
2
de uso del apuntalante en lbm/ft del
área que se desea apuntalar (es decir, 1
2
a 3 lbm/ft ) y las concentraciones
máximas utilizadas para alcanzar las
amplitudes de la fractura deseada,
generalmente 16 libras/gal (ppg) para
los yacimientos de baja permeabilidad.
1000 3000 5000 7000 9000 11,000 13,000 15,000
0.0025
0.0020
0.0015
0.0010
0.0005
0
Arena café
Arena Blanca del norte
Arena cubierta con resina
Bauxita
ISP
Esfuerzo de cierre (psi)
Costorelativodelapuntalante($/md-ft3)
1000 3000 5000 7000 9000 11,000 13,000 15,000
0.0025
0.0020
0.0015
0.0010
0.0005
0
Arena café
Bauxita
ISP
Costorelativodelapuntalante($/md-ft3)
)10(/)1( fpprp kV jr-=
Pagina treinta y tres

Figura 7. Costo relativo del apuntalante vs
esfuerzo de cierre.
7.2.5. Selección del tamaño del
tratamiento
Si se considera que el fluido del
tratamiento y gasto de inyección fueron
seleccionados considerando su
capacidad para el transporte del
apuntalante, pérdida de filtrado,
caballaje hidráulico y límite de presión,
las otras consideraciones principales
del diseño son:
?El tamaño del tratamiento
?Tipo de apuntalante
Cuanto mayor es la longitud apuntalada
de la fractura y mayor es el volumen de
apuntalante, mayor es la producción,
salvo limitantes por factores como el
diámetro de la tubería de producción, el
límite de conductividad realizable en la
fractura, el crecimiento de la altura de la
fractura y el radio de drene del pozo.
Figura 8. Valor presente neto vs penetración
para varios tipos y concentraciones de
apuntalante
Dentro de estos limitantes, el tamaño
del tratamiento se debe basar
idealmente en la penetración óptima de
la fractura, determinada por las
consideraciones económicas. Un
diagrama de VPN contra la penetración
apoyada se muestra en la Figura 8 para
una ISP y una concentración de arena
de 10, 14 y 16 libras por galón (ppg). En
la gráfica se puede observar que el
menor VPN es para una concentración
de arena de 10 ppg y la mayor
rentabilidad a un año se alcanza entre
500 y 600 pies de penetración. La
1000 3000 5000 7000 9000 11,000 13,000 15,000
0.0025
0.0020
0.0015
0.0010
0.0005
0
Arena café
Bauxita
ISP
Volumendelapuntalanterelativo
(lbm/md-ft3)
1000 3000 5000 7000 9000 11,000 13,000 15,000
0.0025
0.0020
0.0015
0.0010
0.0005
0
Arena café
Bauxita
ISP
Volumendelapuntalanterelativo
(lbm/md-ft3)
100 300 500 700 900
2,300,000
2,100,000
1,900,000
1,700,000
1,500,000
1,300,000
1,100,000
Arena 10 ppg
ISP 10 ppg
Arena 14 ppg
ISP 14 ppg
Arena 16 ppg
ISP 16 ppg
UnañoNVP($)
Penetración del apuntalante (ft)
100 300 500 700 900
2,300,000
2,100,000
1,900,000
1,700,000
1,500,000
1,300,000
1,100,000
100 300 500 700 900
2,300,000
2,100,000
1,900,000
1,700,000
1,500,000
1,300,000
1,100,000
Arena 10 ppg
ISP 10 ppg
Arena 14 ppg
ISP 14 ppg
Arena 16 ppg
ISP 16 ppg
UnañoNVP($)
Penetración del apuntalante (ft)

La mayor permeabilidad lograda por
concentración de apuntalante se
alcanza con 16 ppg a 900 pies, se
observa que el VPN aumentó en un
35%. Aunque el máximo VPN es
obtenido para una penetración
especifica, el querer una penetración
adicional tendrá un costo mayor.
7.2.6. Selección del gasto de inyección
Depende de un gran número de
factores. Se deben considerar altos
gastos de inyección para incrementar la
eficiencia del tratamiento, como
resultado de disminuir los tiempos de
pérdida de fluido, incrementar el ancho
y altura de la fractura, mejorar
directamente la capacidad de
transporte del apuntalante debido al
incremento de la velocidad de la
mezcla, evitando su caída, menos
degradación de la viscosidad y reducir
el tiempo de bombeo. Al aumentar la
presión en la superficie también
aumenta el caballaje hidráulico y, por
c o n s i g u i e n t e , e l c o s t o .
Es difícil describir el efecto que tiene el
gasto de inyección sobre la capacidad
de colocar el agente apuntalante, hasta
que se está realizando la fractura; ya
que se puede presentar problemas de
colocación del apuntalante en el pozo
en la medida que el trabajo se va
desarrollando.
7.2.7. Selección del modelo geométrico
Un paso importante en el diseño de la
fractura es simular su geometría y la
colocación del apuntalante. La
simulación permite al ingeniero de
d i s e ñ o :
?Asegurarse de que la adición de
apuntalante no cause unl
a r e n a m i e n t o n o d e s e a d o
?Determinar el fluido de tratamiento y
volumen de apuntalante requerido.
?Asegurar que la concentración de
apuntalante proporcione una
adecuada conductividad.
Existe un gran número de simuladores
(discutidos en la sección 4). Su
operación se basa en una teoría de
geometría de fractura, un modelo de
pérdida de fluido, un modelo de
viscosidad de fluido y un modelo de
transporte del agente de sostén. Si se
está en la posibilidad de elegir entre
más de un simulador, seleccione aquél
que tome en cuenta los factores de
mayor importancia para el caso en
particular que se esté tratando, y
limitarse a usar dicho simulador
exclusivamente.
Es difícil predecir con precisión toda la
información de entrada requerida por
los simuladores. Cuando los resultados
de campo varían significativamente con
respecto de lo pronosticado por el
simulador, lo más probable es que éste
haya recibido información inadecuada.
Pagina treinta y cinco

Otras veces los errores pueden ser que
el simulador elegido utiliza modelos de
carácter simplista. Asimismo, un
sofisticado simulador tridimensional
puede dar predicciones alejadas de la
realidad debido a que se le introdujo
mucha información supuesta. Por lo
anterior, si existen diferencias
significativas entre las predicciones del
simulador y los resultados de campo, el
primer paso es la validación de la
información que se ha introducido al
simulador. Si esto no produce
resultados exitosos, debe intentarse
con otro simulador.
7.3. Evaluación de la fractura durante la
operación.
L a c o r r e c t a e v a l u a c i ó n d e l
comportamiento de la fractura depende
de varios parámetros. Dos de ellos son
la presión neta P neta y la capacidad de
presión de formación. La primera es la
presión de fondo en el pozo a nivel de
los disparos (Phidrostática + Pbombeo)
menos la presión de cierre de fractura
(P ci), y está definida por la ecuación 10;
mientras que la capacidad de presión
de la formación nos indica el límite de
presión al cual la fractura se mantiene
confinada.
Cuando la presión neta alcanza la
capacidad de presión de la formación,
la fractura pierde confinamiento. Los
factores que controlan el confinamiento
de la fractura son:
1. El contraste de esfuerzos entre
los esfuerzos horizontales del
yacimiento con los de las
formaciones adyacentes.
(propagación vertical de la
fractura fuera de la formación)
2. La diferencia entre los
esfuerzos horizontales con el
esfuerzo vertical (sobrecarga)
en el yacimiento.
3. Exceso del esfuerzo actuando
en fracturas naturales, lo que
ocasiona su apertura y
consecuentemente alta pérdida
de fluido.
Aunque es deseable medir la P neta real
e n u n f r a c t u r a m i e n t o ,
operacionalmente la mayoría de las
veces no es posible. Por lo tanto, para
estimar la presión neta, la presión
superficial debe ajustarse por los
efectos de pérdidas de presión por
fricción y cambios en la presión
hidrostática, por las variaciones de
concentración de sustentante.
La interpretación de las pendientes en
una gráfica logarítmica de presión neta
vs tiempo permiten evaluar el
comportamiento de la fractura. La
Proceso de propagación de la fractura.)10(ciwneta ppp -=

teoría que soporta este criterio de
evaluación está fundamentada en
análisis de flujo de fluidos en medios
porosos, por lo que aquí sólo se
presentan los criterios finales de
análisis. La Figura 9 ilustra las tres
etapas típicas que se presentan en la
evolución de la geometría de la fractura.
La primera etapa indica el desarrollo
inicial de la fractura, donde ésta crece
en forma irrestricta. Esta etapa es
generalmente corta en tiempo y termina
cuando la fractura queda verticalmente
confinada por formaciones adyacentes
competentes (superior e inferior). En
esta etapa es aplicable el modelo KGD.
Durante la segunda etapa, el
incremento en presión indica que la
fractura esencialmente se está
propagando longitudinalmente
(obedece al modelo PKN). La tercera
etapa se presenta cuando la presión
neta se aproxima a la magnitud del
esfuerzo mínimo de alguna de las
barreras verticales.
Figura 9. Evolución geométrica de la
fractura y presión durante el bombeo.
Evaluación del comportamiento de la
fractura a partir de gráficas log-log. La
Figura 10 ilustra los diferentes modos
de propagación de fractura. El modo ,
donde la pendiente se incrementa
gradualmente, indica que la fractura
está siendo contenida verticalmente
(pendiente -1/8 a ¼-), por lo que la
fractura se extiende longitudinalmente
dentro del yacimiento. El Modo , a
presión constante, pendiente cercana a
cero, indica que la presión neta ya
rebasó la capacidad de presión de la
formación, lo que origina un crecimiento
ineficiente de la fractura debido a alguno
de los siguientes dos factores o ambos:
crecimiento en altura de la fractura
debido a que se rebasó el esfuerzo de
confinamiento de una barrena vertical, o
alta pérdida de fluido a través de las
caras de la fractura. El modo , donde la
pendiente es cercana a la unidad, indica
que la fractura dejó de propagarse muy
probablemente por excesiva pérdida de
fluido.
pozo, ya que valores de la
pendiente mayores a la unidad indican
que, al dejar de crecer la fractura, no
puede recibir más sustentante o bien
que existe restricción en el flujo en la
vecindad cercana a la pared del pozo.
Debido a los altos gastos de inyección
en una fractura, este cambio en la
pendiente (de cercana a uno a valores
Esta etapa significa el arenamiento en el
vértice de la fractura y es un indicativo
de alerta de un potencial arenamiento
en elModelo I Modelo II
Modelo III
Modelo IV
Log(BHTP-FCP°)
Log(Tiempo de la bombeo)
Modelo I Modelo II
Modelo III
Modelo IV
Log(BHTP-FCP°)
Log(Tiempo de la bombeo)
Pagina treinta y siete

mayores) puede presentarse en tan
solo segundos, por lo que el modo
debería ser interpretado por el ingeniero
responsable de la operación como un
modo de alerta. Finalmente, el modo ,
con pendiente negativa, indica un
crecimiento irrestricto de la altura de la
fractura con la consecuente pobre
propagación longitudinal de la misma.
Figura 10. Presión de cierre de fractura
determinada a partir de la prueba minifrac o
declinación de presión.
7.4. Etapa de desplazamiento
Es muy importante este punto, ya que
se debe evitar un sobre desplazamiento
que lave la cara de la fractura,
perdiéndose conductividad; por lo que,
en todo caso, es importante verificar los
volúmenes para desplazar, haciendo
preferible limpiar un tapón de arena a
lavar la cara de la fractura.
= Presión para extender la fractura
(psi)
= Presión de cierre instantáneo o
ISP (psi)
= Presión Hidrostática (psi)
= Densidad de fluido (lbs/gal)
= Profundidad (pies)
= Presión de tratamiento en
Superficie ( psi)
= Pérdidas por fricción en tp (psi)
= Pérdidas por fricción en los
disparos (psi)
= Potencia Hidráulica (HP)
= Gasto de bombeo (Gal/min)
= Esfuerzo axial unitario o
normal de la roca (psi)
= Deformación axial unitaria
= Módulo de Young de elasticidad
(psi)
= Relación de Poisson
=Expansión lateral de la roca
= Contracción longitudinal o axial
de la roca cuando se somete a
compresión.
= Constante de Biot
= Esfuerzo efectivo de la roca
= Presión de poro o de formación
APÉNDICE 1. Nomenclatura
Modelo
radial Modelo KGD
min??cpEtapa 2
Etapa 3Modelo PKN
1
??
??cp
Tiempo
1
2
3
1
2
3
Gráfica log de la presión neta
Gráfica lineal de presión
Log (Tiempo)
??cwnetppp??logPresióndefondo
delpozo
Barrena
Barrena
Pozo
Paso 1
Punto de Origen
Paso 1
Linea de Origen
Modelo
radial Modelo KGD
min??cpEtapa 2
Etapa 3Modelo PKN
1
??
??cp
Tiempo
1
2
3
1
2
3
Gráfica log de la presión neta
Gráfica lineal de presión
Log (Tiempo)
??cwnetppp??log??cwnetppp??logPresióndefondo
delpozo
Barrena
Barrena
Pozo
Paso 1
Punto de Origen
Paso 1
Linea de Origen
p
´s
a
ae
le
u
E
e
s
Q
fricPP
HidP
frictpP
Ps
D
r
Ph
Pci
Pef

= Esfuerzo efectivo mínimo en la
pared del pozo
= Variación de Temperatura
= Resistencia a la tensión de la
roca
el pozo= Presión de fondo en
a nivel de los disparos
Pbombeo)(Phidrostática +
= Esfuerzo vertical de la roca
= Esfuerzo horizontal de la roca
= Esfuerzo horizontal mínimo de
la roca
= Altura de la fractura
= Pérdida de fluido
= Resistencia aparente de la frac
tura (toughness)
= viscosidad del fluido
=Longitud de fractura
=Caídas de presión por filtración
entre la interfase del yacimiento y
la lejana del mismoparte
= Caídas de presión en la vecin-
dad del pozo
=Caídas de presión a través de
los disparos
=Caídas de presión por Tortuosi-
dad
de presión debido a= Caídas
desalineamiento de los disparos
=Volumen relativo de apuntalante
3
(lbm/md-ft )
= Densidad del apuntalante
=Porosidad del apuntalante
=Permeabilidad de fractura
=Presión de fondo en el pozo a
nivel de los disparos (Phidrostática
+ Pbombeo)
APÉNDICE 2. Referencias
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Pagina treinta y nueve
Pw
fk
pj
pr
rpV
misalignpD
tortpD
pfpD
zocercadelpopD
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L
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KIC
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Hs
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Pw
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dT
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C

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