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INSTITUTO POLITÉCNICO 
NACIONAL 
ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA 
Y ARQUITECTURA 
CIENCIAS DE LA TIERRA 
 
INGENIERÍA PETROLERA 
 
 
ESTIMULACIÓN DE POZOS PETROLEROS 
MEJORADORES DE LA CONDUCTIVIDAD EN ARENAS 
 
 
TESIS PROFESIONAL 
PARA OBTENER EL TÍTULO DE 
INGENIERO PETROLERO 
 
PRESENTA: 
LIZETH ADRIANA INDA HERRERA. 
 
 
 
ASESOR INTERNO: ÁNGEL VILLALOBOS TOLEDO. 
 
ASESORES EXTERNOS: ANTONIO INDA LÓPEZ. 
 EDUARDO SORIANO DUVERNEY. 
 
 MÉXICO, D.F. ABRIL 2010 
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AGRADECIMIENTOS 
A Dios 
Gracias por la vida y por haberme permitido terminar esta etapa tan importante en 
mi vida, porque fuera de Él nada podemos hacer. 
 
A mis padres Antonio y Gloria. 
A ellos doy gracias por la herencia más preciada que se le puede dejar a un hijo, 
por aquellos grandes esfuerzos que hicieron para permitir que yo terminara una 
carrera. 
 
A mis hermanos Karen, Toño y Pepe 
Gracias por ser parte de mi vida, por permanecer a mi lado a lo largo de todos 
estos años dándome todo su cariño y amor. 
 
A mis asesores: 
Por los conocimientos que me han dejado en la elaboración de esta tesis, así 
como todas las críticas constructivas que me han ayudado a ser mejor. 
A mis amigos: 
Por todos los días que hemos pasado juntos, gracias por su amistad. 
 
 
 
 
 
 
 
 
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Contenido 
 
RESUMEN ............................................................................................................................... 4 
ABSTRACT ............................................................................................................................... 5 
Capítulo I Presentación ........................................................................................................ 6 
Capítulo II Introducción ....................................................................................................... 7 
Capítulo III Estimulación ..................................................................................................... 8 
3.1 Definición ........................................................................................................................... 8 
3.2 Daño a la formación. ......................................................................................................... 8 
3.3 Clasificación ....................................................................................................................... 8 
3.3.1 Estimulación matricial ................................................................................................... 8 
3.3.2 Estimulación por fracturamiento ................................................................................. 9 
Capitulo IV Análisis de factores determinantes ........................................................... 10 
4.1. Razones para efectuar un fracturamiento .................................................................... 10 
4.2. Principios básicos........................................................................................................... 10 
4.2.1. Propiedades de la roca ................................................................................................ 11 
4.2.2 Información del yacimiento ......................................................................................... 17 
4.2.3. Propiedades de los fluidos del yacimiento ................................................................ 20 
4.2.4 Propagación de la fractura .......................................................................................... 20 
4.2.5 Geometría de la fractura ...............................................................................................21 
4.2.6 Transporte y selección de apuntalantes .................................................................... 23 
4.2.7. Selección de fluidos de tratamiento ........................................................................... 25 
4.3 Diseño. ............................................................................................................................. 27 
4.4 Equipo requerido ....................................................................................................... 28 
Capítulo V Análisis de la conductividad ......................................................................... 29 
5.1 Conductividad .................................................................................................................. 29 
5.1.2 Conductividad de la fractura ....................................................................................... 29 
5.2 Determinación de la conductividad del apuntalante .....................................................31 
5.3. Factores que afectan la conductividad ...........................................................................31 
Capítulo VI Tecnologías para el mejoramiento de la conductividad........................ 38 
6.1. Antecedentes históricos. ................................................................................................ 38 
6.2. Mejoramiento de la conductividad ............................................................................... 39 
6.3. Tecnologías mejoradoras ............................................................................................... 39 
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6.3.1. Agentes modificadores de superficie (SMA)………..……………………………….…………40 
6.3.2. Resinas líquidas curables (LCR) ............................................................................... 42 
6.4. Aplicación de las resinas en campo .............................................................................. 45 
Capítulo VII Métodos remediales...................................................................................... 47 
7.1 Remediales ....................................................................................................................... 47 
7.2 Conservación .................................................................................................................. 47 
Capítulo VIII Exposición de dos casos prácticos .......................................................... 49 
8.1 Aplicación del LCR .......................................................................................................... 49 
8.2 Aplicación de SMA .......................................................................................................... 53 
 Conclusiones .......................................................................................................................... 55 
Glosario .................................................................................................................................. 56 
Tabla de equivalencias .......................................................................................................... 57 
Bibliografía ............................................................................................................................ 58 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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RESUMEN 
El fracturamiento hidráulico: por medio de un fluido a presión se inducen fracturas 
a la roca para crear un canal altamente conductivo. 
Una vez hecho un fracturamiento hidráulico, la formación con la fractura 
debidamente apuntalada, el flujo dependerá de la conductividad de la formación, la 
que está relacionada a las propiedades de permeabilidad y porosidad de la 
formación, pero está misma por efectos de la producción y con el paso del tiempo 
empieza a deteriorarse y por lo tanto la producción decae. 
La perdida de conductividad esta asociada principalmente a la producción desólidos se puede clasificar en dos categorías: 
� Reflujo de apuntalante. 
� Producción de finos. 
Existen casos de perdida de conductividad. Después de un fracturamiento 
hidráulico la cual, se debe comúnmente a la invasión del espacio poroso por 
partículas sueltas de apuntalante molido, generadas por los esfuerzos de cierre de 
la formación; en estudios recientes, se ha revelado que los cambios geomecánicos 
que ocurren con el tiempo, se deben a los procesos que puede sufrir el 
apuntalante. 
La conductividad es una propiedad que tiene la formación para permitir el 
movimiento a través de sus conductos de flujo. Es una función de las propiedades 
del fluido y la geometría del conducto. Se determina midiendo la caída de presión 
y el gasto para un fluido especifico a través de un conducto de longitud modificada 
con respecto a la sección transversal. 
En la actualidad existen dos tecnologías importantes para el mejoramiento de la 
conductividad después de fracturar un pozo: 
� Resinas líquidas curables (por sus siglas en ingles LCR) 
� Modificadores de la superficie (por sus siglas en ingles SMA) 
Resinas líquidas curables: Son compuestas de la resina y un endurecedor, 
empleados para cubrir el apuntalante. Son colocadas en la operación a diferencia 
de la resina que se coloca en los apuntalantes desde su fabricación. Usado para 
casos en donde se espera reflujo de apuntalante. 
Modificadores de superficie: es una mezcla de agua y aceite insolubles, material 
resinoso que provee cohesión entre los granos del apuntalante y no se endurece 
bajo condiciones de yacimiento. Para casos donde se espera reflujo de finos de la 
formación. 
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ABSTRACT 
The hydraulic fracturamiento By means of a fluid under pressure induces fractures 
to the rock to create a highly conductive channel 
Once done a hydraulic fracturing in training properly propped fracture flow depends 
on the conductivity of the formation, is related to the permeability properties of the 
formation porosity and permeability; but this in favor same of effects of the 
production and over the years it begins to deteriorate itself and therefore the 
production decays. 
The lost of conductivity it is associated mainly to the solid production that can be 
classified in two categories: 
� Proppant reflow 
� Fines production 
Rapid loss of fracture conductivity after hydraulic fracture stimulation has often 
been attributed to the migration of formation fines into proppant pack or the 
generation of fines derived from proppant crushing. 
Hydraulic conductivity is simply the ability of a conduit to transmit a fluid. It is a 
function of the fluid properties and the conduit geometry. It is determined by 
measuring the pressure drop and fluid rate for a specific fluid through a conduit of 
fixed length with respect to the cross-sectional flow area. 
Currently there are two important technologies for the improvement of the 
conductivity after fracturing a well these are resins which are classified in: 
� Surface modification agents (SMA) 
� Liquid curable resin (LCR) 
 
Surface modification agents: is a mixture of water and oil insoluble, is a resinous 
material that provides cohesion between the grains of proppant and does not 
harden and cure under field conditions. For cases where fines are expected reflow 
training. 
Liquid curable resin: They are made of resin and a hardener, used to cover the 
proppant. Are placed "on the fly", a difference in the operation of the resin that is 
placed from the proppant factory. Used for cases where reflow of proppant is 
expected. 
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Capítulo I 
 
 
PRESENTACIÓN 
 
Los hidrocarburos son los energéticos de mayor consumo mundial, y de vital 
importancia para el mantenimiento de la misma civilización industrializada, 
considerándose una industria estratégica en la mayoría de las naciones. 
La manera de extraer el hidrocarburo de los yacimientos es por medio de pozos 
petroleros, que es la unidad económica de la industria; por lo mismo es 
preocupación principal que operen con la mayor eficiencia y productividad posible. 
Entre las más importantes innovaciones tecnológicas con que cuenta la Ingeniería 
Petrolera para lograr la mayor productividad de los pozos, están los métodos de 
estimulación. Tal es su importancia que se puede asegurar que no existe campo 
petrolero en el mundo donde no se haya aplicado uno o más de estos 
procedimientos; aún más, muchos pozos existen como productores comerciales 
debido precisamente esta tecnología. 
La estimulación se logra generando nuevos canales conductivos en los 
yacimientos de arenas, pero éstos con el paso del tiempo y las operaciones que 
se realizan en la vida productiva del pozo decaen, por lo que es necesario buscar 
nuevas tecnologías para poder mejorar y mantener la conductividad en estos 
canales. 
En esta tesis se pretende proporcionar conocimientos suficientes para que el 
ingeniero dedicado a la explotación de pozos petroleros, pueda determinar la 
conveniencia de una estimulación por fracturamiento; conocer las nuevas 
tecnologías que están en los procedimientos más comúnmente utilizados; así 
como, los materiales más apropiados, para las condiciones particulares de una 
formación y de un pozo en particular. 
 
 
 
 
 
 
 
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Capítulo II 
 
INTRODUCCIÓN 
Estudios de laboratorio y de campo indican que la mayor parte de las operaciones 
que se realizan durante la perforación y producción de un pozo petrolero son una 
fuente potencial de daños a la productividad. Esto puede ser causado por 
procesos simples o complejos, presentándose en cualquiera de las etapas de la 
vida de un pozo. 
El proceso dinámico de la perforación constituye el primero y más importante 
origen del daño, el cual puede verse agravado durante la cementación de tuberías 
de revestimiento, en las operaciones de terminación o reparación de los pozos, e 
inclusive por las operaciones mismas de estimulación. En estas intervenciones la 
fuente del daño la propician el contacto e invasión de materiales extraños en la 
formación. 
Durante el proceso natural de producción de los pozos puede originarse también 
el daño, al alterarse las características originales de los fluidos del yacimiento o las 
de los minerales que constituyen la roca. 
Uno de los procesos que se llevan a cabo como mantenimiento a la producción en 
la vida productiva de un pozo es el fracturamiento hidráulico, en el cual después 
de haber sido realizado, debido al incremento o decremento en los gastos de 
producción, se llega a perder conductividad con el paso del tiempo. 
El mejoramiento de la conductividad es un factor importante para el 
fracturamiento hidráulico, ya que es responsable del flujo de los hidrocarburos de 
la formación hacia la boca del pozo en el fondo. Dada la importancia del tema, en 
esta tesis se hablará de tecnologías mejoradoras de la conductividad, 
especialmente para formaciones de arenas. 
 
 
 
 
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Capítulo III 
ESTIMULACIONES 
3.1 Definición 
 
Una estimulación de un pozo se define como el proceso mediante el cual se 
restituye o se crea un sistema extensivo de canales en la roca productora de un 
yacimiento que sirve para facilitar el flujo de fluidos de la formación al pozo, o de 
éste a la formación. Los objetivos de la estimulación son: para pozos productores, 
incrementar la producción de hidrocarburos; para pozos inyectores, aumentar la 
inyección de fluidos como agua, gas o vapor, y para procesos de recuperación 
secundaria y mejorada. Es una técnica para optimizar los patrones de flujo. 
3.2 Daño a la formación. 
 
El daño a una formación productorade hidrocarburos es la pérdida de 
productividad o inyectividad, parcial o total y natural o inducida de un pozo, 
resultado de un contacto de la roca con fluidos o materiales extraños, o de un 
obturamiento de los canales permeables asociado con el proceso natural de 
producción. 
 
En general el efecto de daño (S) implica : 
� S = 0 no existe daño, por lo que kx = k. 
� S > 0 existe daño, por lo que k > kx 
� S < 0 el pozo está estimulado k < kx 
 
3.3 Clasificación 
 
Existen dos técnicas de estimulación de pozos: matricial y por fracturamiento. 
Estos dos tipos básicos son caracterizados por los gastos y presiones de 
inyección. Gastos de inyección a presiones inferiores a la presión de fractura 
caracterizan la estimulación matricial, mientras aquellos gastos a presiones 
superiores a la presión de fractura, caracterizan la estimulación por fracturamiento. 
3.3.1 Estimulación matricial 
Se divide principalmente en dos tipos: 
• Reactiva 
• No reactiva 
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Reactiva, se da cuando los fluidos de tratamiento (HCl,Hf, acido fórmico, acido 
acético) reaccionan químicamente disolviendo materiales que dañan la formación 
y los propios sólidos de la roca. En este caso se utilizan los sistemas ácidos. Esta 
estimulación se emplea para remover algunos tipos de daño como los 
ocasionados por partículas sólidas (arcillas), precipitaciones inorgánicas, etc. En 
algunos casos, principalmente en formaciones de alta productividad, la 
estimulación matricial reactiva se utiliza no sólo para remover el daño, sino 
también para estimular la productividad natural del pozo, a través del 
mejoramiento de la permeabilidad de la formación en la vecindad del pozo. En 
este caso se tienen técnicas de acidificación matricial en arenas y areniscas y en 
rocas calcáreas. 
No reactiva (o no ácida), en la cual los fluidos de tratamiento (solventes como el 
xileno, el tolueno, metanol,solventes mutuales) no reaccionan químicamente con 
los materiales o sólidos de la roca. En este caso se utilizan principalmente 
soluciones oleosas o acuosas, alcoholes o solventes mutuos, con aditivos, 
principalmente los surfactantes. Estas estimulaciones comúnmente se emplean 
para remover daños por bloqueos de agua, aceite o emulsión; daños por pérdida 
de lodo, por depósitos orgánicos, etc. 
3.3.2 Estimulación por fracturamiento 
Como bien se mencionó en el capitulo uno, el fracturamiento genera nuevos 
canales conductivos fracturando la roca y así traspasando las zonas de daño, 
está se divide en dos tipos: 
• El fracturamiento ácido: Se aplica a formaciones compuestas por 
carbonatos; debido a que éstas son compactas. La fractura es generada 
mediante la uso de geles lineales y posteriormente grabada a través de 
ácido de manera simultánea, así la formación cierra sobre el grabado al 
momento de parar el bombeo, dejando un nuevo canal conductivo. 
• El fracturamiento hidráulico con apuntalantes: Esta técnica es utilizada en 
formaciones de arenas donde se puede llegar a tener migración de sólidos 
de la formación hacia el pozo, lo que genera obturamiento de los canales 
conductivos por donde fluyen los hidrocarburos. 
Esta tesis está enfocada a las tecnologías que mejoran la conductividad de 
aquellos fracturamientos realizados hidráulicamente, donde por el paso del tiempo 
se ha perdido la capacidad de producción debido a que la entrada de sólidos 
generados por el gasto de producción y los esfuerzos a los que está sometida la 
formación, impidiendo el flujo de los hidrocarburos. 
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Capítulo IV 
Análisis de factores determinantes 
Los fracturamientos hidráulicos con apuntalante que se aplican para casos de 
yacimientos que se componen principalmente de arena, si son de baja 
permeabilidad se fracturan y se empacan con arena, de igual forma, cuando tienen 
bajo cementante con aporte de finos, se fracturan y apuntalan para sustentar la 
formación y evitar también la producción de sólidos provenientes de la formación. 
4.1. Razones para efectuar un fracturamiento 
Los fracturamientos hidráulicos en un pozo se llevan a cabo por una (o más), de 
estas razones: 
• Incrementar el gasto de producción de los pozos de aceite o gas. 
• Mejorar la permeabilidad, generalmente se requiere de un 
fracturamiento para alcanzar gastos de producción que los hagan 
económicamente rentables. 
• Disminuir daño que no puede ser adecuadamente removido y se 
necesita traspasarlo, que requieren acelerar la recuperación de la 
inversión; o bien, que necesitan un trabajo para controlar la 
producción de arena. 
• Aumentar la inyectabilidad mejorando su capacidad de admisión, en 
el caso de pozos inyectores. 
• Reducir la producción de arena, principalmente de formaciones que 
presentan baja presencia de material cementante. 
• Extender la vida económica del pozo, al prolongar su horizonte de 
producción. 
4.2. Principios básicos. 
Se estima que el fracturamiento hidráulico puede incrementar en varios cientos o 
miles de barriles de producción de aceite por día de los pozos existentes en varios 
países, y las ganancias mundiales pueden ser de millones de pesos por día. 
El fracturamiento hidráulico es un proceso complicado en el cual intervienen varios 
datos importantes: 
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• Propiedades mecánicas de las rocas. 
• Distribución y características de la formación. 
• Propiedades fisicoquímicas de la roca. 
• Información del yacimiento. 
• Flujo del fluido dentro de la fractura. 
• Propagación de la fractura. 
• Geometría de la fractura. 
• Geometría y condiciones mecánicas del pozo. 
• Transporte y selección del apuntalante. 
Conocer estos mecanismos y su relación, es importante para establecer un punto 
de partida para entender el comportamiento del crecimiento de la fractura 
hidráulica. 
4.2.1. Propiedades de la roca 
Con un registro de rayos gama o potencial espontáneo, se identifican las capas 
de la formación, tales como arenas, limo, lutita, entre otras. El módulo de Young y 
de Poisson de las rocas se determinan por medidas de laboratorio o análisis de 
núcleos; o bien, se obtienen a partir del registro sónico dipolar. Los análisis de los 
núcleos provenientes de la zona productora proporcionan datos acerca del posible 
movimiento de finos, especialmente en formaciones suaves. La presión requerida 
para la propagación de la fractura es una variable que se obtiene a partir de un 
pre-tratamiento de prueba en campo llamado Minifrac. 
Las pruebas de laboratorio y el historial de tratamientos previos proveen un 
panorama general acerca de los esfuerzos y el desarrollo de los fluidos de 
tratamiento que se pueden llegar a utilizar. 
Mecánica de las rocas 
Rama de la mecánica, ciencia teórica y aplicada que trata del comportamiento 
mecánico de las rocas en relación a los campos de fuerza que se encuentran en 
su entorno físico y que actúan sobre ellas. En fracturamientos hidráulicos, la 
mecánica de rocas es importante para determinar ciertas propiedades mecánicas 
así como las condiciones de los esfuerzos in‐situ de la formación, módulos de 
elasticidad (Young y Poisson), el cálculo de la deformación que sufre la roca, y 
comportamiento causado por el fracturamiento; así como, finalmente determinar la 
geometría de la fractura. 
 
 
 
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Deformación de la roca 
La deformación es un término general que se refiere a todos los cambios de forma 
o de volumen que afectan a un cuerpo rocoso. La mayor parte de las 
deformaciones ocurren a lo largo de los bordes de placas. Se sabe que la litosfera 
está formada por grandes unidades (placas) que se mueven unas en relación a las 
otras. Cuando las placas interaccionan a lo largo de sus bordeslas fuerzas 
tectónicas deforman las rocas. 
 
Para entender cómo las fuerzas tectónicas deforman las rocas, veremos los 
conceptos de esfuerzo y deformación. El "esfuerzo", es la cantidad de fuerza que 
actúa sobre una unidad de roca para causar deformación, produciendo cambios 
de forma o de volumen. El esfuerzo puede actuar de manera uniforme en la 
unidad de roca; es decir, en todas las direcciones. Este tipo de esfuerzo es debido 
a la presión litostática (Figura 4.1). 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 4.1. Modelo de esfuerzos uniformes sobre una roca debido a presión litostática. 
Por otra parte, se tienen los esfuerzos, que se aplican de manera no uniforme; es 
decir, en direcciones diferentes, generando los esfuerzos diferenciales. Éstos 
pueden ser: compresivos, tensionales y de cizallamiento. Para analizar cómo 
actúan, se supone lo siguiente: una roca antes del esfuerzo, representada por un 
círculo, y los esfuerzos por pares de flechas. En el caso de que las flechas 
apuntan una a la otra a lo largo de una misma línea, se tiene la representación de 
un esfuerzo compresivo. Cuando la roca cede a la compresión, el círculo se 
comprime hasta convertirse en una elipse; en donde, el eje mayor de la elipse es 
perpendicular al eje de compresión 
 
 
 
 
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Figura 4.2 Ejemplo de esfuerzos de compresión en un eje. 
Cuando las flechas apuntan en sentidos puestos, alejándose una de la otra, 
representan esfuerzos de tensión. Esto da como resultado que el círculo quede 
alargado en una elipse cuyo eje mayor queda en la misma línea que el eje de 
tensión (Figura 4.3). 
 
 
 
 
Figura 4.3. Ejemplo de esfuerzos de tensión. 
Un par de flechas paralelas que apuntan en sentido opuesto indica esfuerzos de 
cizallamiento. La acción de estos, deforma al círculo de referencia en una elipse, 
pero con la dimensión mayor de la misma en una dirección diagonal a las flechas. 
(Figura 4.4) 
 
Figura 4.4. Ejemplo de esfuerzos de cizallamiento. 
Cuando las rocas son sometidas a esfuerzos que superan su propia resistencia, 
empiezan a deformarse, normalmente plegándose o fracturándose. Los geólogos 
estructurales realizaron experimentos de laboratorio bajo condiciones que 
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simulaban la resistencia de éstas a las existentes a diversas profundidades y 
sometieron a esfuerzo a distintos tipos de rocas. Aunque cada una de ellas se 
comporta de una manera diferente, a partir de esos experimentos se determinan 
sus características generales de deformación para medir este tipo de parámetros 
(Figura 4.5). 
 
 
Figura 4.5. Comportamiento experimental de la deformación de las rocas. 
 
Esfuerzo “in situ” 
En particular el esfuerzo denominado in situ mínimo, es la presión de cierre de 
fractura para zonas no homogéneas o carga por unidad de área correspondiente 
al lugar que se está estudiando, si este tiene una profundidad dada, el esfuerzo a 
esa profundidad es igual a la sumatoria de pesos específicos de cada estrato por 
su profundidad respectivamente. 
 
Módulos de elasticidad Young y Poisson 
La elasticidad implica cambios reversibles. La apariencia y la propagación de la 
fractura cuando ha respondido de un modo no-elástico dan como resultado un 
cambio irreversible. La elasticidad lineal es una herramienta útil cuando se 
estudian fracturas, porque ambos esfuerzos y deformaciones se describen por la 
teoría de la elasticidad. Un material elástico lineal está caracterizado por 
constantes elásticas que se determinan en experimentos estáticos o dinámicos. 
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Para un material isotrópico, donde las propiedades son independientes de la 
dirección, dos constantes son suficientes para describir su comportamiento. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 4.6. Prueba uniaxial para determinar los parámetros de elasticidad lineal 
 
Los dos parámetros obtenidos de tal experimento son los módulos de Young y de 
Poisson. 
Módulo de Young: Está asociado directamente con los cambios de longitud que 
experimenta una roca, cuando está sometida a la acción de esfuerzos de tracción 
o de compresión. Por esa razón se le llama también módulo elástico longitudinal. 
Es un parámetro que caracteriza el comportamiento de un material elástico, según 
la dirección en la que se aplica una fuerza. 
Para un material elástico lineal e isótropico, el módulo de Young tiene el mismo 
valor para una tracción que para una compresión, siendo una constante 
independiente del esfuerzo siempre que no exceda de un valor máximo 
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denominado límite elástico, y es siempre mayor que cero: si se tracciona un 
material, aumenta de longitud, no disminuye. 
Como se ha explicado para un material elástico lineal el módulo de elasticidad 
longitudinal es una constante. 
En este caso su valor se define mediante el coeficiente de la tensión y de la 
deformación que aparecen en una barra recta estirada que esté fabricada en el 
material para el cual pretendemos estimar el módulo de elasticidad: 
 
Donde es el módulo de elasticidad longitudinal, es la presión ejercida sobre 
el área de sección transversal del objeto y es la deformación unitaria en 
cualquier punto de la barra. 
 
Figura 4.7. Diagrama tensión - deformación. El módulo de Young está representado por la 
tangente a la curva en cada punto. 
 
El módulo de Young es importante en el fracturamiento hidráulico porque controla 
la longitud de la fractura, ancho y presiones; también controla el crecimiento de la 
altura. 
Módulo de Poisson: Es una constante elástica (denotada mediante la letra griega 
) que proporciona una medida del estrechamiento de sección de un prisma de 
material elástico lineal e isótropico cuando se estira longitudinalmente y se 
adelgaza en las direcciones perpendiculares a la de estiramiento. 
El coeficiente de Poisson se mide como la razón entre el alargamiento longitudinal 
producido, divido por el acortamiento de una longitud situada en un plano 
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perpendicular a la dirección de la carga aplicada. Este valor coincide igualmente 
con el cociente de deformaciones, de hecho la fórmula usual para el Coeficiente 
de Poisson es: 
 
Donde νtrans y νlong representan el esfuerzo tranversal y longitudinal 
respectivamente. 
Para un material isótropico elástico perfectamente incompresible, éste es igual a 
0.5. La mayor parte de los materiales prácticos en la ingeniería tienen un valor 
entre 0.0 y 0.5. 
El módulo de Poisson determina la altura de fractura y el esfuerzo de la formación. 
 
Figura 4.8. Ensanchamiento por efecto Poisson del plano longitudinal medio de un prisma 
comprimido a lo largo de su eje, el grado de ensanchamiento depende del coeficiente de 
Poisson, en este caso se ha usado 
 
4.2.2 Información del yacimiento 
Las características del yacimiento son la condicionante para el desarrollo óptimo 
de un fracturamiento hidráulico. Las fallas, discordancias, fracturas naturales y 
otras informaciones geológicas, impactarán el diseño del tratamiento. Deben de 
quedar bien caracterizadas las propiedades del yacimiento. 
 
 
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Permeabilidad (k) 
Es la capacidad de una roca de permitir el flujo de fluidos a través de ella. Quizás 
el parámetro más importante de la información de un yacimiento es la 
permeabilidad. Se obtiene por métodos de laboratorio en muestras de núcleos o 
mediante el análisis de pruebas de variación presión y análisis nodales, etc. 
 
Rango de permeabilidad Yacimiento de gasYacimiento de aceite 
Bajo <1mD <5mD 
Medio 2-20mD 10-100mD 
Alto >50mD >200mD 
 
El fracturamiento se hace generalmente en rocas de formaciones duras que tienen 
permeabilidades entre el rango de 1 a 2 milidarcys, pero esto no quiere decir que 
no se puedan realizar fracturamientos en formaciones de alta permeabilidad. Un 
diseño para un yacimiento con alta permeabilidad se debe de realizar con 
arenamiento de la punta de la fractura (TSO por sus siglas en ingles tip screen 
out) para dar un mayor ancho a la fractura. Por ejemplo para yacimientos con 
permeabilidades menores a 1mD las fracturas deben ser largas con 
conductividades bajas a intermedias. 
 
 
Figura 4.9. Diseño de fractura tipo de formación con permeabilidades bajas 
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En el caso de las formaciones de alta permeabilidad donde los rangos de 
permeabilidad son mayores a 20mD, las fracturas que se realizan son cortas y 
anchas con alta conductividad. 
 
Figura 4.10 Diseño de fractura tipo para permeabilidades altas 
 
Porosidad (Φ) 
Es la relación que existe entre el volumen de poros de la roca y el volumen bruto 
de la roca y se representa por la letra Φ. Existen dos tipos de porosidad efectiva y 
total. Éstas se pueden obtener por medio de registros geofísicos o por análisis de 
núcleos en pruebas de laboratorio. 
Presión (P) 
Las presiones se pueden obtener por mediciones directas después de la 
perforación durante las pruebas de variación de presión en la terminación del pozo 
o por medio de dispositivos electrónicos llamados ameradas o sensores 
permanentes de fondo que registran las presiones en el fondo del pozo. 
 
 
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Temperatura y saturación de fluidos. 
La temperatura de fondo y la información acerca de los fluidos de producción 
(aceite, gas y agua) y su saturación se puede obtener de registros geofísicos y/o 
de pruebas de núcleos. 
4.2.3. Propiedades de los fluidos del yacimiento 
La fase mojante del yacimiento (mojable por agua o aceite) se puede determinar 
en las pruebas realizadas a los núcleos o inferida por la producción en el mismo 
yacimiento. La gravedad del gas y el porcentaje de impurezas tales como dióxido 
de carbón, nitrógeno e hidrogeno se obtienen por análisis de muestras del fluido 
en laboratorios de igual manera la densidad del aceite, viscosidad así como el 
contenido de gas disuelto. Esta información es importante para conocer la 
compatibilidad de los fluidos del yacimiento con el tratamiento de fractura. 
4.2.4 Propagación de la fractura 
El inicio y propagación de la fractura en formaciones suaves o duras están 
afectados por estas propiedades: 
• Esfuerzo “in situ”. 
• Estratificación. 
• Fuerza y propiedades de la roca, tales como módulos elásticos, dureza, y 
ductibilidad. 
• Fluidos, presión y el perfil de la permeabilidad en la fractura. 
• Presión de poro. 
La orientación de la fractura es la misma en formaciones débiles o fuertes. El 
esfuerzo estático siempre fuerza a la fractura a ser perpendicular al esfuerzo 
mínimo, el cual determina la dirección de todas las fracturas. Lo que significa que 
las fracturas generalmente están en la misma dirección, y paralelas al máximo 
esfuerzo horizontal. 
 
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Figura 4.11. Esfuerzos: σvmax, σhmax y σhmin. El esfuerzo vertical mínimo, en particular 
(denominado la presión de cierre de fractura para zonas no homogéneas) 
4.2.5 Geometría de la fractura 
La productividad después de la fractura está gobernada también por una 
combinación de la conductividad de la fractura kfw y Xf, donde kf es la 
permeabilidad del apuntalante en la fractura, w es el ancho de la fractura con 
apuntalante, y Xf es la penetración de la fractura correspondiente a un ala del 
pozo o la mitad de la longitud de la fractura L. Estas variables están controladas 
por el fracturamiento e identifican las metas para el diseño del tratamiento. 
Cuando se realiza un Fracturamiento, el fluido fracturante hace una fractura del 
tamaño L, pero al momento de transportar las etapas de apuntalante estas sólo 
dejarán apuntalado la mitad de L que es llamada Xf, (Figura 4.13). 
 
 
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 Figura 4.12 Variables que actúan en la geometría de la fractura altura de la fractura hf ; 
ancho de fractura Wf ; fractura apuntala Xf- 
 
Xf depende de: 
• Reología del fluido de fractura. 
• Eficiencia del fluido fracturante (geles). 
• Volumen de apuntalante. 
• Propiedades de formación (porosidad, permeabilidad, saturación, densidad 
etc). 
 
 
Figura 4.13. Xf, longitud de fractura apuntalada y L: longitud total de fractura creada 
 
 
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4.2.6 Transporte y selección de apuntalantes 
Selección 
Los apuntalantes son usados para mantener la fractura abierta después de que la 
presión hidráulica utilizada durante la operación de bombeo para generar la 
fractura ha cesado. El material del que están hechos es de crucial importancia 
para sostener la fractura. El material apuntalante tiene que ser lo suficientemente 
fuerte para soportar el esfuerzo de cierre; de lo contrario, la conductividad de la 
cama de apuntalante aplastado será considerablemente menor al valor del diseño 
(la permeabilidad y el ancho de la cama de apuntalante disminuyen). 
Por lo que se deben tomar en cuenta los siguientes factores en la selección del 
apuntalante: 
• Tamaño. 
• Forma. 
• Composición. 
• Resistencia de compresión. 
Hay dos categorías principales de apuntalantes: los naturales como son las arenas 
y los artificiales como la cerámica y la bauxita. Los apuntalantes naturales se 
utilizan para aplicaciones en esfuerzos pequeños en formaciones con 
profundidades de aproximadamente 1828.8 metros o menos y los apuntalantes 
artificiales se utilizan para esfuerzos muy grandes donde las condiciones de 
profundidad de las formaciones son mayores que 2438.40 metros. Entre estos dos 
valores, la magnitud del esfuerzo es el factor decisivo. 
 
Figura 4.14 Manera correcta de selección de un apuntalante basada en los esfuerzos de 
cierre 
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Transporte 
La viscosidad de los fluidos y un buen programa de etapas de bombeo, es como 
se transporta el apuntalante en un trabajo de fracturamiento. La primera etapa de 
bombeo de fluido viscoso sin apuntalante, es el “camino” donde se prepara a la 
formación mediante tratamiento de la perdida de fluido y se genera el largo y 
ancho de la fractura; por lo general, del 30% al 60% del fluido bombeado se filtra 
hacia la formación, y el “camino” provee más del fluido que se necesita para 
permitir el asentamiento del apuntalante. El ancho y largo varían de acuerdo a la 
cantidad de fluido que se utilice en la etapa llamada “camino”. Las siguientes 
etapas serán las que transportan el apuntalante y consecutivamente irán entrando 
una tras otra hasta llegar a la punta de la fractura donde el apuntalante empezará 
a asentarse hasta llenar toda la fractura. 
 
Figura 4.15. Muestra la distribución del apuntalante (etapas de bombeo) en cada una de las 
etapas de bombeo. 
 
 
 
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Etapas de bombeo 
“A”. trayectoria de bombeo para abrir el ancho y largo de la fractura, seguido de 
una etapa de fluido mezclado con apuntalante; con una concentración de 1 lb/gal. 
“B”. En las siguientes etapas se bombea el apuntalante a diferentes 
concentraciones empezando con cantidades pequeñas. 
“C”. Finalmente se manda la última etapa con la mayor concentracióny se aprecia 
cómo se comienza a asentar el apuntalante en la punta de la fractura por el peso 
de éste. 
La pérdida de fluidos que ocurre a lo largo de la fractura provoca que las etapas 
de apuntalante que son bombeadas se deshidraten y se concentren. La 
concentración inicial cae dentro de un rango de 0.5 a 3 lb por galón de fluido limpio 
y así como el tratamiento continúa, esta concentración va aumentando como se 
muestra en la Figura 4.15. 
4.2.7. Selección de fluidos de tratamiento 
Los materiales utilizados en el proceso de fractura se pueden clasificar en los 
fluidos de fracturamiento, aditivos y apuntalantes. 
Fluidos fracturantes: Geles que tienen como función ofrecer viscosidad al fluido 
de tratamiento necesaria para generar la fractura en la roca. Se pueden clasificar 
como: 
� Base agua y base aceite. 
� Emulsiones. 
� Aceite y base agua con nitrógeno o dióxido de carbono. 
Aditivos: Compuestos químicos usados para producir un efecto específico en 
cada tipo de fluido. 
• Biocidas: Controlan efectivamente la contaminación por bacterias. Ya que 
éstas se pueden encontrar en el agua del tratamiento y producir enzimas 
que degradan la viscosidad de los fluidos. 
• Control de perdida de fluidos. 
• Rompedores: Su función es reducir la viscosidad. 
• Surfactantes: Proporcionan cambios de mojabilidad, previenen emulsiones 
y reducen la tensión superficial. 
• Agentes espumantes: Proporcionan la estabilidad en la superficie de los 
químicos necesarios para mantenerlos en dispersión en la espuma. 
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• Control de arcillas: Produce una compatibilidad temporal con el agua para 
evitar el hinchamiento de las arcillas. 
 
Los fluidos fracturantes y aditivos actúan conjuntamente para producir la fractura 
hidráulica y el transporte del apuntalante a la misma. 
Se desarrollan un gran número de pruebas de laboratorio para cuantificar 
cualquier fluido fracturante. La reología del fluido y presión de fricción, 
rompimiento, perdidas por filtrado, compatibilidad con los aditivos del tratamiento, 
estabilidad de la temperatura, características del transporte del apuntalante, 
conductividad de la fractura, posible daño de los residuos de gel, tipo de equipo 
utilizado en la operación, facilidad de combinación y manejo, y características 
ambientales que dominan las áreas de prueba, son algunas de las 
consideraciones generales necesarias para el uso y selección del fluido de 
tratamiento: 
 
- Compatibilidad: Precipitación de sólidos puede causar daño a la fractura; 
por ello, el fluido a utilizar durante el fracturamiento debe de ser compatible 
con los fluidos del yacimiento. 
- Reología: Parte física que estudia el esfuerzo y deformación en los 
materiales que son capaces de fluir. 
- Perdidas por filtrado: Se toma de núcleos de formación para efectuar 
pruebas que determinan las pérdidas por filtrado, permiten modelar las 
condiciones actuales y la distribución del apuntalante. 
- Rompimiento (reducción de la viscosidad): Durante el tratamiento el fluido 
de transporte debe retener la viscosidad, pero ésta debe de ser removida 
de la fractura antes restablecer el flujo del pozo, las pruebas de laboratorio 
se hacen para establecer la facilidad de este proceso, que consisten en 
calentar el fluido bajo las condiciones de formación observando el 
incremento y reducción de la viscosidad con el tiempo. Durante el inicio del 
tratamiento se tiene una viscosidad inicial para poder facturar la roca y 
proporcionar transporte al apuntalante hasta la fractura, para después 
perder viscosidad bajo condiciones de yacimiento ya que si la viscosidad es 
retenida ocasiona problemas de flujo a la formación al momento de 
restablecer la producción. 
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4.3 Diseño. 
Procedimiento 
• Realizar una prueba pre-fractura: Para diseñar un fracturamiento se 
necesita conocer las características del yacimiento esto se obtiene por 
medio de dos análisis: 
 
• Análisis cualitativos: Donde se conocen las características geológicas del 
yacimiento, regímenes de flujo, anomalías del yacimiento como son fallas, 
fracturas naturales etc. 
 
• Análisis cuantitativo: Donde se conocen la permeabilidad, la presión del 
yacimiento y el daño (skin), los cuales se realizan por medio de pruebas de 
variación de presión, incremento y decremento. 
 
• Diseño del tratamiento de fractura: Determinación de las condiciones 
operativas del fracturamiento, tipos de fluidos, programas de bombeo, 
selección de apuntalantes, entre otros. 
 
 
• Realización de un minifrac: Esta prueba se realiza en el pozo antes del 
tratamiento; se podría decir que es una evaluación de pretratamiento. 
- El objetivo principal de una operación de Minifrac, es determinar las 
condiciones operativas de diseño de un fracturamiento hidráulico. 
 
- Es una prueba de gastos (Step Rate Test) mediante la cual se 
determina la presión de fractura de la formación, así como los gastos y 
presión de extensión para crecimiento de la fractura. 
 
- La Presión de Extensión, es aquella que nos permite estar por arriba de 
la presión de cierre de la fractura, es decir; se deben manejar gastos de 
inyección que permitan alcanzar presiones de inyección de fondo 
mayores a la de cierre de la fractura. 
 
- El Minifrac, también nos permite entre otras cosas determinar la 
eficiencia del fluido fracturante, mediante el análisis de la perdida de 
fluidos por filtrado. 
 
- Las condiciones finales operativas del Minifrac, permite diseñar las 
condiciones operativas del fracturamiento hidráulico, tales como; 
volumenes de fluido fracturante (Geles), de ácido, volumen de 
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productos reductores de filtrado y sobre todo el diseño de gastos y 
presiones de bombeo. 
 
El diseño operativo de un fracturamiento consiste de tres pruebas: 
• Extensión de Fractura (STEP RATE TEST): Es la presión a la cual una 
fractura abierta pre-existente comienza a propagarse. 
• Tortuosidad (STEP DOWN TEST). 
• Eficiencia de Fluido y Esfuerzo (PUMP-IN / SHUT-IN TEST - FET ) 
Después de haber determinado todas las pruebas para definir los parámetros de 
operación, se ejecuta el tratamiento. Posteriormente se induce la producción y 
finalmente hacer un análisis de los resultados del tratamiento. 
4.4 Equipo requerido. 
La aplicación de las técnicas de fracturamiento requiere de equipos 
especializados, que resisten altas presiones a condiciones para el almacenaje de 
los fluidos fracturantes, así como de los apuntalantes; sus componentes son: 
• Equipo de bombeo de alta presión. 
• Líneas de descarga de alta presión. 
• Mezcladora de material apuntalante. 
• Herramienta de aislamiento de cabezal de producción. 
• Almacén de apuntalante. 
• Contenedor de fluidos. 
• Equipos de monitoreo. 
• Dispositivos recuperadores de fluidos de tratamiento. 
 
 
 
 
Figura 4.16 ejemplos de algunos equipos usados en un fracturamiento 
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Capítulo V 
 
Análisis de la conductividad 
Una vez hecho un fracturamiento hidráulico, con la fractura debidamente 
apuntalada, el flujo depende de la conductividad de la formación, y se relaciona 
con las propiedades de permeabilidad de la misma. 
La perdida de conductividad, después de un fracturamiento hidráulico se debe 
comúnmente a la invasión del espacio poroso por partículas sueltas de 
apuntalante molido, generadas por los esfuerzos de cierre de la formación. 
Estudios recientes revelan que los cambios geomecánicos que ocurren con el 
tiempo son resultados de los procesos que puede sufrir el apuntalante. 
5.1 Conductividad 
Es una propiedad que tiene la formación para permitir un fluido a través de susconductos. Es una función de las propiedades del fluido y la geometría del 
conducto. Se determina midiendo la caída de presión y el gasto del flujo para un 
fluido especifico a través de un conducto de longitud modificada con respecto al 
área de flujo transversal. 
Los parámetros clave para determinar cualquier conductividad hidráulica son la 
geometría del conducto, el gasto del flujo, caída de presión, y la viscosidad del 
fluido. 
5.1.2 Conductividad de la fractura 
Una fractura creada durante un fracturamiento hidráulico es un canal de flujo que 
tiene conductividad; la cual es responsable de la diferencia en la productividad del 
pozo antes y después del tratamiento. La conductividad de un fracturamiento 
dependerá del tipo de apuntalante que se utilice; así como, de las propiedades de 
la formación. 
 La conductividad y su relación con los apuntalantes 
Los agentes granulares o apuntalantes que se utilizan para sostener la geometría 
de la fractura aliviando la presión hidráulica aplicada durante la operación de 
fracturamiento, mejoran la conductividad de la formación. 
Hay tres maneras de incrementar la conductividad de la fractura: 
1. Incrementar la concentración de apuntalante para producir una fractura más 
ancha y conductiva. (Figura 5.1) 
2. Utilizar apuntalantes de mayor tamaño para producir fracturas más permeables 
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3. Cambiar el tipo de apuntalante natural por apuntalante sintético para ganar 
mayor resistencia a la compresión 
 
Figura 5.1. Diferentes concentraciones de apuntalante para diferentes conductividades. 
 
Figura 5.2. Esta gráfica muestra la conductividad de la fractura para varios tipos de 
apuntalante según el tipo de malla. 
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Figura 5.3. Esta gráfica muestra la conductividad de la fractura para varios tipos de 
apuntalante. 
5.2 Determinación de la conductividad del apuntalante 
Se determina midiendo la caída de presión de un fluido a través de una cama de 
apuntalante distribuida uniformemente en una celda con altura y longitud 
modificadas. El ancho varía con la concentración de apuntalante y el esfuerzo de 
cierre. La capacidad del flujo se mide con respecto del esfuerzo de cierre para una 
temperatura en particular del fluido de prueba. 
El principal uso de los valores de conductividad del apuntalante, es para la 
optimización económica del diseño de los tratamientos de fractura en los 
simuladores numéricos, desarrollados para permitir simular la geometría de la 
fractura. 
5.3. Factores que afectan la conductividad 
Generalmente se ha creído que la mayoría del daño a la conductividad que ocurre 
durante las operaciones es debido a las fallas del apuntalante, causadas por el 
aplastamiento, el cual da como resultado la reducción del ancho de fractura y de 
la permeabilidad del apuntalante. 
Se efectuó una prueba especial para la eliminación de distintos tipos de daño 
diferentes al aplastamiento del apuntalante, en especial el potencial de corrosión 
del sistema, donde se demostro que las capas adyacentes a la formación son las 
que más solían ser afectadas por el aplastamiento. (Figura 5.1) 
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Figura 5.4. Mediciones de conductividad a largo plazo hechas con un sistema de flujo 
especialmente diseñado para eliminar la corrosión como una fuente de pérdida de ésta. 
Se ha observado que cantidades significativas de finos son generadas en algunas 
de estas pruebas, y esto fue atribuido al aplastamiento del apuntalante. (Figuras 
5.5. y 5.6) 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 5.5. Es un ejemplo de algunos materiales que llenan los poros los cuales se forman 
durante una prueba de esfuerzos. 
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Figura 5.6. Es una colección de micrografías de una prueba en la cual se puede identificar el 
material molido formado durante las pruebas. 
 
Los factores que afectan la conductividad de la fractura son aquellos relacionados 
con los cambios que sufre el apuntalante debido a la presión que soporta al pasar 
el tiempo durante la vida productiva del pozo. Los principales son: 
Aplastamiento del apuntalante: Puede ocurrir en varios lugares. Al manipularlo 
durante la clasificación en los lugares de manufactura, en el transporte de por lo 
menos tres veces antes de bajar al pozo. El agrietamiento puede ocurrir durante 
cada una de estas transferencias y se deben de tomar muchas medidas para 
evitar que esto suceda; sin embargo la mayor fuente de aplastamiento es en el 
cierre de la formación, generalmente cuando el apuntalante no está bien 
distribuido. 
Infiltración de finos: El material suave y el que es molido de la formación por la 
fricción, puede llegar a presentarse cuando la fractura es empacada con el 
apuntalante. Si estos finos son muy grandes, o en concentraciones altas, se 
pueden filtrar y crear un empacamiento con una permeabilidad significativamente 
baja. La infiltración de finos dentro del empacamiento; además, reduce el ancho 
del conductivo de la fractura. 
Migración de finos: El libre movimiento de finos a través del empacamiento del 
apuntalante, generalmente no impactan tanto a la conductividad, pero dan lugar a 
problemas con el equipo de fracturamiento durante la producción. De cualquier 
manera, el empotramiento del empacamiento puede ocurrir cuando los finos son 
lo suficientemente pequeños para fluir libremente a través de éste y por 
floculación formar partículas más grandes, que por su peso caen hacia el fondo. 
 
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La floculación puede ser provocada por leves cambios en la química de la 
superficie y composiciones iónicas de los fluidos producidos. 
 
Diagénesis del apuntalante: Es el proceso de formación de una roca a partir de 
sedimentos sueltos que sufren un proceso de consolidación. 
La mayor parte de las veces la consolidación de los sedimentos se debe a la 
infiltración de las aguas que contienen materias disueltas. 
 
 
 
 
 
 
 
 
La diagénesis de la formación puede ocurrir cuando las arenas son enterradas 
por subsecuentes depósitos, resultado de la exposición a altos esfuerzos de cierre 
y a altas temperaturas por millones de años. Las camas de arena, a través de 
reacciones geomecánicas (aquellas generadas por los esfuerzos ejercidos por el 
peso de las capas adyacentes), se convierten en rocas de baja porosidad y baja 
permeabilidad. 
La mayoría de las formaciones productoras que requieren fracturamiento 
hidráulico para producir son maduras. Ya han pasado por la diagénesis, y tienen 
condiciones de cierre y temperatura altos. Cuando la roca se rompe y es 
empacada con apuntalante virgen, las condiciones se vuelven adecuadas para las 
reacciones geomecánicas, las cuales causan reacciones diagenéticas; por 
consiguiente, se empieza a reducir la porosidad del apuntalante empacado. 
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Figura 5.7. Se muestra el impacto del esfuerzo de cierre derivado de la presión de solución y 
la precipitación de las reacciones. 
Figura 5.8. Se muestra el impacto de la temperatura del yacimiento en la compactación 
derivado de la presión de solución y las reacciones de precipitación. 
 
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Figura 5.9. Se muestra el impacto del tamaño del apuntalante en la compactación derivado 
por la presión de solución y las reacciones de precipitación. 
 
Las figura 5.7, 5.8 y 5.9 muestran la importancia del tamaño del apuntalante, la 
temperatura del yacimiento, yel esfuerzo de cierre en el rango a la cual pueden 
ocurrir la compactación y pérdida de porosidad. La porosidad inicial de cada curva 
fue del 37% y las graficas muestran el porcentaje de porosidad disminuida basada 
en el modelo de compactación geomecánico. De acuerdo a este modelo, en pozos 
someros de baja temperatura, la pérdida de compactación y porosidad puede no 
ser significativa, al contrario de aquellos que son profundos. 
 
Las reacciones geomecánicas pueden conducir a una perdida rápida y dramática 
de la porosidad en los empacamiento de apuntalante expuestos a condiciones de 
altas temperaturas y esfuerzos de cierre elevados. 
 
 
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Figura 5.10 
En esta imagen se muestra el proceso de compactación debido a la presión. En 
los contactos grano con grano, el mineral se disuelve en el agua debido a los altos 
esfuerzos, causando un incremento en la producción de solubilidad del mineral. El 
soluto (material disuelto) se difunde a través del agua hacia los espacios porosos 
donde se concentra y entonces precipita, ocasionando con esto reducción de la 
porosidad y de la permeabilidad de la fractura. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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Capítulo VI 
 
Tecnologías para mejoramiento de la conductividad 
Con el paso del tiempo se va disminuyendo la productividad de los yacimientos 
debido a la pérdida de la conductividad como resultado de la presencia de sólidos 
en la producción de hidrocarburo. En estudios recientes se ha demostrado que la 
producción de sólidos es la responsable de la declinación acelerada de la 
aportación de un pozo fracturado hidráulicamente. 
La producción de sólidos se puede clasificar en dos categorías: 
� Reflujo de apuntalante. 
� Producción de finos. 
Se han hecho numerosos estudios para identificar los mecanismos o las causas 
del arrastre de sólidos. También se han aplicado soluciones químicas y 
mecánicas para contrarrestar estos problemas como parte de una terminación 
primaria o porsterior. Estos estudios también concluyeron que con un buen diseño 
del tratamiento de fracturamiento, una buena selección del material apuntalante, 
en conjunto con el apropiado revestimiento de los mismos se puede llegar a 
mitigar los efectos señalados. Se pueden alcanzar mejores gastos de producción 
por medio de fracturamientos hidráulicos más efectivos enfocados a maximizar la 
longitud efectiva de la fractura mejorando su conductividad. 
 
6.1. Antecedentes históricos. 
Antes de mantener la conductividad se necesita mitigar los efectos de migración 
de finos provenientes de la formación y del apuntalante molido por efecto de los 
esfuerzos. 
Históricamente existen métodos aplicados para prevenir o tratar el daño a la 
formación por finos, éstos son de dos tipos: 
Tratamientos químicos: Estos métodos eran diseñados para producir una reacción 
química con la arena de la formación con el propósito de inhibir su movilidad. 
Normalmente incluían el uso de la floculación química, o el uso de polímeros 
cationicos orgánicos, polímeros inorgánicos y surfactantes. Aunque estos 
químicos al parecer eran permanentes, se llegaban a deteriorar con el tiempo y 
por consiguiente se tenía una reducción en la permeabilidad de la formación. Se 
han aplicado de manera limitada en las terminaciones. Todas estas tecnologías 
actuan en el tratamiento y contacto con las partículas, las cuales pueden volverse 
móviles, por lo cual se implementó la aplicación de estabilizadores temporales de 
arcillas, pero esta solución también fue temporal debido a que cambios en la 
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salinidad del agua pueden causar dispersión química o el hinchamiento de 
arcillas susceptibles. 
 
Métodos de exclusión mecánica: (uso de “mallas” mecánicas o dispositivos de 
exclusión de arenas) La malla no tenía efecto en la conductividad de la fractura. 
Por lo tanto, se han desarrollado nuevas tecnologías que además de mitigar el 
efecto de la migración de finos ayudan a proveer una conductividad adecuada a la 
fractura apuntalada. 
 
Estabilización de la formación 
El alcohol furfurílico o sistemas de resinas furílicas se usan para proveer 
consolidación en formaciones no consolidadas y con esto ayudar a prevenir la 
producción de arena. Se usa con un activador externo (generalmente un ácido 
catalítico), el cual se aplica después de que esta resina es inyectada a la 
formación. Es importante evitar una mezcla prematura del activador y la resina 
para que esta no se endurezca prematuramente en el pozo o en el espacio poroso 
cerca del pozo. 
Las resinas convencionales usadas en la industria son de alta viscosidad 
comparadas con los fluidos del yacimiento, los fluidos espaciadores, y los 
activantes,; bajo estas condiciones reales, se vuelve muy difícil el posicionamiento 
eficiente de un tratamiento de resinas externamente activado. 
 
6.2. Mejoramiento de la conductividad 
Es el proceso de localizar factores que afecten a la conductividad, que proveen un 
control de finos a largo plazo y un empacamiento de apuntalante flexible y 
estabilizado; así como, proporcionar la tecnología para mejorar las condiciones de 
permeabilidad y porosidad en los empacamientos para tener un mejor desempeño 
en la producción. 
6.3. Tecnologías mejoradoras 
Se utilizan en operaciones de fracturas con apuntalantes, tanto en formaciones de 
baja permeabilidad donde se generan fracturas largas, hasta en operaciones de 
control de arena proveniente de la formación donde se realizan fracturas 
pequeñas. El fin es evitar los eventos que obstruyan el flujo y con ello mantener la 
conductividad de la fractura y por ende sostener la producción. Por ejemplo, el 
hecho que una fractura regrese apuntalante significa que pierde volumen de 
arena, esta pérdida de material conlleva a que el ancho de fractura se reduzca y 
por lo tanto la productividad de esta se reduce. 
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Si los finos invaden el empaque de arena del apuntalante dentro de la fractura, 
las obturan y afectan a la conductividad y longitud; por consiguiente, la 
productividad nuevamente disminuye. 
6.3.1. Agentes modificadores de superficie (SMA) 
Fueron introducidos al mercado en el año de 1997. El SMA es un polímero que 
fue diseñado para mejorar y mantener la conductividad haciendo la superficie del 
apuntalante pegajosa. El SMA es una mezcla de agua y aceite insolubles, es un 
material resinoso que provee cohesión entre los granos del apuntalante y no se 
endurece o cura bajo condiciones de yacimiento. Cuando estos aditivos líquidos 
son aplicados durante el tratamiento de fractura, hacen que los granos del 
apuntalante se vean pegajosos. De este mecanismo se obtienen tres beneficios, 
incremento de la porosidad, mejoramiento de la permeabilidad de hasta un 30%, y 
estabilidad del empacamiento de apuntalante. Con este último se previene la 
migración de finos provenientes de la formación y del apuntalante. Debido a su 
consistencia pegajosa el revestimiento del SMA soporta los asentamientos y el 
movimiento causado por el flujo del fluido. Además, el SMA no se endurece y su 
flexible y pegajoso revestimiento hace al apuntalante resistente a los cambios de 
esfuerzo resultado de las condiciones variables de producción. 
Ventajas del SMA 
• Mantiene la conductividad de la fractura previniendo la invasión de finos: 
SMA disminuye los efectos de migración de finos dentro del empacamiento 
de apuntalante por medio de dos mecanismos; 1) dispersando los efectos 
de daño ocasionado por los finos atrapados en la interface 
formación/apuntalante y 2) estabiliza los mecanismos de filtrado con lo cual 
logra mantener la integridad del empacamiento.Figura 6.1. Se muestra un empacamiento sin tratamiento, los finos lo han invadido y 
obstruido la porosidad.
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Figura 6.2. Se ilustra un empacamiento tratado con SMA donde la interface 
formación/apuntalante está estabilizada, dejando los poros libres para que el 
hidrocarburo fluya atreves de ellos. A bajos esfuerzos de cierre, el SMA evita que el 
empacamiento se vuelva muy estrecho, lo cual genera más porosidad y permeabilidad. 
 
• Usa apuntalantes de mayor tamaño: Los empacamientos con 
apuntalantes de mayor tamaño permiten maximizar la productividad del 
pozo. 
 
• Reduce el impacto por los esfuerzos de “intermitencia”: Estos esfuerzos 
ocurren por ejemplo, cuando los gasto de flujo se cambian o el pozo se 
cierra temporalmente y se pone a producir. Este “cycling” causa que el 
apuntalante permita la intrusión de finos provenientes de la formación. 
 
• Maximiza la eficiencia del gel fracturante: El SMA proporciona un 
revestimiento substancial encapsulando cada grano, de esta manera 
previene la adsorción del gel sobre la superficie del apuntalante. Este 
revestimiento mejora la efectividad del gel reduciendo su viscosidad y 
promoviendo la limpieza de la fractura. 
 
• Minimiza los efectos de diagénesis: Durante la producción, el 
apuntalante y la formación coexisten en un ambiente rico en minerales a 
altas temperaturas y a esfuerzos de cierre de la fractura. Esta condición 
puede promover la diagénesis, la cual puede formar depósitos que 
pueden pegar los espacios porosos y reducir la conductividad de la 
fractura. El SMA reduce grandemente la diagénesis o la elimina por 
completo. Ya que el revestimiento que proporciona evita las reacciones 
físico-químicas responsables de la diagénesis. 
 
 
 
 
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Figura 6.3. En la figura de la izquierda se muestra un apuntalante sin SMA, expuesto a 10 
000 psi de esfuerzo de cierre a una temperatura de 250 ºF por 140 horas en una solución 
al 2% de cloruro de potasio, bajo una condición de flujo estático. Nótese que los 
espacios están tapados por materiales generados por la diagénesis, en cambio en la 
imagen de la derecha se encuentra un apuntalante que fue revestido con SMA y que esta 
expuesto a las mismas condiciones y en el que es evidente que no tiene efectos de 
diagénesis, por lo tanto los espacios porosos no están obstruidos. 
 
6.3.2. Resinas líquidas curables (LCR) 
Son compuestos de la resina y un endurecedor, empleados para cubrir el 
apuntalante. Son colocados “al vuelo”, es decir en la operación a diferencia de 
la resina que se coloca desde fábrica en los apuntalantes (RCP, Resin Coated 
Propant). 
El fin de las resinas liquidas fue primero “pegar” los granos de apuntalante y 
evitar que estos fueran desalojados de la fractura por los efectos de 
producción. Sin embargo al día de hoy existen beneficios adicionales como son 
el evitar la diagénesis del apuntalante (degradación del apuntalante), 
movimientos de finos que invadan la fractura. 
Ventajas de los tratamientos de LCR 
• Se aplica “al vuelo”: directamente al apuntalante en conjunto con el 
fluido fracturante conforme este se bombea hacia el fondo del pozo. Este 
sistema elimina los problemas inherentes a almacenamiento y manejo 
de apuntalantes pre-revestidos en manufacturas. LCR puede ser usada 
en apuntalantes naturales tanto como en artificiales. 
• Mejora y mantiene la conductividad del empacamiento de apuntalante: 
varios factores contribuyen al incremento de la conductividad. La 
consistencia pegajosa del revestimiento de LCR altera la densidad de 
éste incrementando la fricción intergranular, así provee mayor porosidad 
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dentro del mismo. El LCR no nada más une los granos unos con otros, 
sino también los adhiere a la cara de la formación. Esta unión distribuye 
la fuente de la carga del apuntalante a través de la cara de la formación, 
de esta manera se reduce el efecto de desprendimiento y la intrusión de 
finos dentro del empacamiento. 
 
Figura 6.4. Apuntalante de cerámica con y sin revestimiento de LCR, nótese que los que 
fueron tratados con LCR tienen mayor conductividad (mD-ft). 
 
 
• Fuerza de consolidación: Ésta es importante para controlar el reflujo de 
apuntalante, especialmente en pozos donde se produce a gastos muy 
altos. 
 
El LCR tiene la propiedad de ayudar en la eliminación de los 
recubrimientos de gel reticulado en los apuntalantes, aumentando el 
contacto entre los granos de mismo. Mejora así la consolidación del 
empaque, incluso sin el esfuerzo de cierre aplicado. Como resultado de 
ello, incluso en condiciones de baja o en caso de que no haya esfuerzos 
de cierre, la consolidación del empaque recubierto todavía puede 
cumplirse. Además de la capacidad de proporcionar la fuerza de 
consolidación, ésta resina también está formulada para proporcionar 
elasticidad, que es beneficiosa para el manejo eficaz del los ciclos 
repetidos de tensión que se producen durante las operaciones normales 
de producción. 
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Figura 6.5. Los apuntalantes tratados con LCR forman un empacamiento solido de alta 
fuerza de consolidación, manteniendo al mismo tiempo la suficiente porosidad para 
proveer conductividad. 
 
La consolidación es proporcional a la concentración de LCR, (Figura 
6.6). Depende del sistema fluido/apuntalante, tamaño de apuntalante, 
concentración, además de tiempo y temperatura de curación. 
Figura 6.6. Se muestran los efectos de la concentración sobre la fuerza de consolidación 
del apuntalante tratado con LCR (fuerza de consolidación vs concentración). 
 
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• Inhibe la diagénesis: se ha encontrado que revistiendo al apuntalante 
con un material dieléctrico, tal como el LCR, puede inhibir las reacciones 
geomecánicas que generan la diagénesis y la perdida de porosidad. 
Esta resina ayuda a prevenir el inicio prematuro de diagénesis, ya que el 
recubrimiento que proporciona a cada grano forma una capa hidrofóbica, 
la cual impide las reacciones físico-químicas que la generan (Figura 6.3). 
 
6.4. Aplicación de las resinas en campo 
Las dos resinas se aplican “al vuelo” es decir cuando se esta efectuando el 
tratamiento de fractura: 
En el caso del SMA se puede aplicar en un proceso seco o mojado, el primero 
se realiza mezclándolo directamente con el apuntalante con un sistema de 
medición de líquidos, este inicialmente pasa por medio de una charola para 
posteriormente pasar a la banda recogedora que va hacia la mezcladora; 
mientras que el segundo, se agrega directo a la mezcladora para combinarse 
con los fluidos de tratamiento en conjunto con las etapas de apuntalante. 
En el caso del LCR se mezcla con el endurecedor en un mezclador estático 
para posteriormente ser enviado a la banda que recoge al apuntalante de la 
charola donde se deposita, después se envia a la mezcladora donde se 
agregan el gel lineal y los aditivos fracturantes, para finalmente ser llevados a 
la bomba que transportara el tratamiento hacia el fondo del pozo. (Figura 6.7) 
Figura 6.7. Proceso de mezcla del tratamiento fracturante 
El SMA se puede aplicar por delante del LCR para estabilizar los finos dentro 
de las fracturas apuntaladas antes de la aplicación del LCR para prevenir el 
reflujo apuntalante. 
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La diferencia de ellos reside en que el LCR pega los granos de apuntalante 
cuando se espera el reflujo de estos, en cambio el SMA se utiliza para 
estabilizar los finos provenientes dela formación; 
El LCR se utiliza cuando se espera reflujo del apuntalante, pero aun así 
controla la producción de finos de la formación, y el SMA solo cuando se 
espera producción de sólidos de la formación. 
 
6.8 Ejemplo de apuntalante con y sin resina. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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Capítulo VII 
 
Métodos para mantenimiento 
7.1 Remediales 
Reducción del gasto de producción. 
Este procedimiento es muy común para disminuir la producción de sólidos, se 
hace reduciendo el gasto de la producción hasta que el pozo produzca libre de 
sólidos. Es un método económico y conveniente para resolver el reflujo de 
apuntalante a corto plazo y dar tiempo al operador de resolver la situación 
buscando una solución alternativa. De cualquier manera, la desventaja de esta 
situación es la perdida en la ganancia que ocurre cuando el pozo no esta 
produciendo a toda su capacidad. 
Recubrimiento con resinas curadas (RCP) 
Son aquellas que a altas temperaturas generan una especie de conglomerado 
atrapando al apuntalante evitando que los sólidos migren hacia el pozo. 
La manera más común para remediar el reflujo de apuntalante es inyectando 
una resina curada dentro del intervalo perforado de la fractura apuntalada. 
Frecuentemente se cree que entre más volumen de resina curada se inyecte, 
se tienen mayores posibilidades de éxito, pero las evidencias de campo han 
demostrado que esto no siempre es el caso. Aplicando grandes volúmenes de 
estas resinas colocándolas con técnicas ineficientes no garantiza que sea una 
solución. El tratamiento es costoso y puede no producir los resultados 
esperados. 
7.2 Conservación 
La industria petrolera se ha visto en la necesidad de encontrar mejores 
soluciones a los problemas que se presentan día con día en el decaimiento de 
la producción. Para lo cual se tienen los siguientes métodos y materiales 
frecuentemente aplicados como tratamientos primarios para minimizar la 
aportación de sólidos durante la vida productiva del pozo. 
Cierre forzado 
El cierre forzado es una técnica usada para cerrar la fractura rápidamente, 
atrapa al apuntalante en una distribución uniforme. Se puede eliminar 
potencialmente el reflujo de apuntalante porque el esfuerzo ejercido por el 
cierre de las paredes de la fractura ayuda a sostener el apuntalante en su 
lugar; pero no siempre pasa de esta manera. Se han hecho pruebas que han 
indicado que el esfuerzo de cierre expulsa al apuntalante. 
 
 
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Mallas mecánicas. 
La función primaria de las mallas es proveer un soporte mecánico (filtro) para 
prevenir que el apuntalante o la grava (en el caso del gravel pack) entre a 
través de la malla y fluya hacia el pozo. La grava y el apuntalante actúan como 
un filtro primario para prevenir la migración de arenas y producción de finos. 
Las mallas ayudan a mantener el apuntalante en su lugar para soportar el 
agujero de perforación y la fractura, además de mantener un canal conductivo 
de producción. Estas mallas se pueden dañar por pegamiento, incremento 
escalado, corrosión, o erosión causada por la producción de sólidos. Además 
de que las instalaciones de las mallas de arena restringen el diámetro del pozo. 
Terminación con Frac-Pac 
Está diseñada para acceder a yacimientos con altas permeabilidades por 
medio de la combinación de fracturas apuntaladas y de gravel packs para 
retener la formación de arena. El TSO (Tip screenout) ayuda a generar 
fracturas cortas y gruesas apuntaladas atrás del pozo. El espacio anular entre 
la pared del pozo y la malla de arena esta estrechamente empacada para 
maximizar la conductividad con las fracturas apuntaladas y para prevenir el 
desarrollo de espacios vacios. 
El ancho de la fractura es incrementado por la continua inyección de fluido 
fracturante, proveyendo un empaque de apuntalante cada vez mayor. Las 
operaciones de fractura apuntalada que usan mallas de control de arena han 
sido exitosas en tratamientos de Frac-pack. De cualquier manera, las mallas 
empleadas en estas aplicaciones incrementan los costos de terminación y se 
sabe que fallan con el tiempo. En caso de que se requiera de refraturamiento, 
puede que se necesite remover las mallas o los intervalos productores pueden 
requerir de reperforaciones antes de que otra terminación se pueda realizar. 
 
Consolidación de la formación 
La consolidación de la formación con resina en la región de la vecindad del 
pozo se aplica frecuentemente inyectando resina curada directamente dentro 
de la formación para estabilizar y prevenir la producción de sólidos. Es más 
frecuente, el uso de la resina consolidada en pozos donde las terminaciones 
con gravel pack y las mallas de control de arena no son atractivas 
económicamente. Así que la consolidación de arena es aplicada generalmente 
como un tratamiento remedial. 
 
 
 
 
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Capítulo VIII 
Exposición de dos casos prácticos. 
Como se ha mencionado en los capítulos anteriores el rápido decremento en la 
producción de hidrocarburos en pozos fracturados es debido a la perdida de 
conductividad, además del arrastre de sólidos de la formación; esto último, 
puede presentarse por tratarse de fracturamiento en arenas. A continuación se 
muestran algunos casos en el uso de los mejoradores de conductividad como 
lo son el LCR y el SMA 
8.1 Aplicación del LCR 
La Cuenca de Burgos está localizada en el noreste de México a lo largo de la 
frontera sureste de E.U.A. Esta cuenca cubre más de 50,000 km2 (Fig 8.1) y 
donde se encuentra una tercera parte de las reservas de gas no asociado en 
el país. Son complejos yacimientos de arena, altamente compartimentados, y 
hechos de un gran número de pequeños bloques independientes, 
caracterizados por permeabilidades muy bajas. El mantenimiento de niveles 
altos de producción en esta área, requiere de numerosos pozos perforados y 
fracturados hidráulicamente. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 8.1 Muestra la localización de la Cuenca de Burgos al noreste de México 
La producción de gas de la Cuenca de Burgos empezó a mediados de los 
años cuarenta; sin embargo sus características de complejidad causaron una 
rápida declinación cerca de los noventas. En 1994, una segunda fase empezó 
cuando un programa de perforación intensiva para exploración y desarrollo se 
inició con la meta de incrementar la producción de gas. Con esto se agregaron 
nuevas reservas mejorando la perforación y los métodos de terminación, se 
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identifico la zona productora, las extensiones del campo por medio de 
información sísmica en 3D, y se hicieron nuevos exploraciones de 
descubrimiento. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Figura 8.2 Estratigrafía del periodo terciario, Cuenca de Burgos 
 
El campo “Fundador” esta ubicado en la Cuenca de Burgos. Varios pozos han 
sido tratados usando el LCR durante las operaciones de fracturamiento. Los 
pozos localizados en este campo producen del Oligoceno en la formación de 
Vicksburg (Figura 7.2), que tiene una permeabilidad y conductividad muy baja. 
su área de drene es por tanto, controlada por el ancho de la fractura 
apuntalada. Los rangos de permeabilidad van de 0.01 a 1 md en algunas 
áreas. Las temperaturas del fondo estático son de 250 ºF y la presión del 
yacimiento de 6300 psi. 
Se presentaron datos de 12 meses de seis pozos fraturados en este campo. 
En tres de ellos el apuntalante fue recubierto con el LCR mientras que en los 
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tres restantes no se utilizo dicha resina (Fig 7.3). 
 
Figura 8.3 Muestra los pozos tratados con LCR y los no tratados con LCR