Published: 09/01/2010
Published: 09/01/2010
Las areniscas prospectivas de la región cada vez más competitiva de las Montañas Rocallosas de los EUA requieren terminaciones de 8 a 12 etapas. En esta área, las etapas más profundas se encuentran a más de 3 658 m [12 000 pies] de profundidad. Uno de los inhibidores más importantes de la producción proveniente de esta área es la pérdida de conductividad, que además impide la limpieza correcta del fluido de fracturamiento.
Encana, compañía que opera el Campo Jonah, cerca de Pinedale, en Wyoming, necesitaba mejorar la producción y la recuperación final del área de Stud Horse Butte (SHB) de la formación Lance. El espesor de esta formación oscila entre 610 m [2 000 pies] echado (buzamiento) arriba y 914 m [3 000 pies] echado abajo y comprende cuerpos arenosos fluviales con las siguientes características:
Las operaciones de perforación de los pozos del área SHB de Encana insumieron un promedio de 15 días para alcanzar una profundidad total de aproximadamente 3 963 m [13 000 pies]. Los pozos fueron terminados con 12 a 15 etapas de fracturamiento, cada una con 45.7 a 76.2 m [150 a 250 pies] de intervalo separado por tapones puente de flujo continuo. Las etapas consistieron en 150 000 a 400 000 lbm de arena, bombeada con concentraciones de 4 a 6 lbm de arena por galón de fluido de fracturamiento. No obstante, estos tratamientos resultaron en una deficiente recuperación de fluidos, por lo que la compañía recurrió a los fluidos con agua oleosa, que efectivamente incrementaron la recuperación de fluidos pero limitaron la longitud de la fractura. Por ello, se introdujo un apuntalante de mayor resistencia para incrementar la conductividad. La productividad mejoró pero no lo suficiente como para compensar el alto costo del apuntalante.
La compañía optó por emplear la técnica de fracturamiento hidráulico por canales de flujo HiWAY de Schlumberger para estimular los pozos del área de SHB. En este esfuerzo, debieron abordarse dos desafíos: (1) proveer una conductividad y longitud adecuadas de las fracturas de las zonas inferiores con altos esfuerzos que a menudo no producían y (2) mejorar la conductividad de las fracturas hasta alcanzar un nivel óptimo en las zonas superiores más conductivas.
Para una campaña de tres pozos, uno de los pozos fue tratado con 12 etapas de fracturamiento mediante la creación de canales HiWAY. Debido a sus propiedades muy similares, se utilizó un pozo vecino (el pozo vecino A) para hacer una comparación directa con el pozo HiWAY y fue tratado con 12 etapas de fracturas convencionales. El pozo vecino B poseía propiedades levemente diferentes y también fue tratado con fracturas convencionales. Se preveía que el pozo vecino B sería el mejor productor de los tres pozos porque contenía un espesor productivo neto significativamente mayor.
En lugar de dejar que el flujo de la fractura dependiera de la conductividad del empaque de apuntalante, la técnica de fracturamiento HiWAY creó canales estables para el flujo de los hidrocarburos a través de una fractura de conductividad ilimitada.
El mejoramiento de la conductividad provisto por la técnica de fracturamiento con creación de canales de flujo HiWAY proporcionó al pozo HiWAY un 20% más de recuperación de fluido de fracturamiento que el pozo vecino A. Por otro lado, el tiempo de recuperación mostrado por el pozo HiWAY fue de la mitad del de los otros pozos, lo que permitió la venta de 19 MMpc extra de gas en sólo 6 semanas.
Transcurridos 180 días, la producción acumulada del pozo HiWAY excedió en un 24% (73 MMpc) a la del pozo vecino A. Y, si bien el pozo vecino B tenía un 40% más de espesor productivo neto y se esperaba que arrojara el mayor volumen de producción, el pozo HiWAY lo superó en producción acumulada en un 14%.
Desafío: Mejorar la producción de gas en la región competitiva de las Montañas Rocallosas.
Solución: Aplicar la técnica de fracturamiento hidráulico por canales de flujo HiWAY para crear canales estables y una conductividad infinita de las fracturas.
Resultados: El fluido de fracturamiento se recuperó más rápido y se posibilitó la venta de 19 MMpc adicionales de gas en sólo 6 semanas. Se logró un 24% más de producción de gas que en un pozo vecino y un 14% más de producción que en el mejor productor previsto de la campaña (que exhibía un 40% más de zona productiva neta), después de 180 días.
