Condiciones desafiantes

Petrohawk, una compañía que opera en el campo Hawkville situado cerca de Cotulla, en Texas, tiene como objetivo mejorar la producción y la EUR de la lutita Eagle Ford. Esta formación está compuesta principalmente por calizas y lutitas con:

• una porosidad que varía entre 6% y 10%
• un rango de permeabilidad entre 200 y 600 mD
• una presión de fondo de pozo variable entre 7 000 y 10 000 psi
• un módulo de Young que oscila entre 2 000 y 4 500 psi

La producción de esta área es impulsada por el volumen efectivo de yacimiento estimulado (SRV) y por la conectividad del yacimiento con el pozo, que puede establecerse mediante fracturamiento hidráulico. El campo exhibe gradientes de fracturamiento altos (típicamente entre 0,2774 y 0,3048 psi/m [0,91 y 1,00 psi/pie] y temperaturas de fondo de pozo elevadas (270-300ºF), a profundidades que varían entre 3 048 y 3 962,4 m [10 000 y 13 000 pies]. Se trata de condiciones desafiantes para la ejecución exitosa de tratamientos de fracturamiento.

Desde su descubrimiento en el año 2008, esta sección de la formación Eagle Ford ha sido estimulada generalmente mediante terminaciones horizontales de múltiples etapas con tratamientos con agua oleosa a alto régimen de inyección. No obstante, recientemente se ha registrado una tendencia hacia la utilización de tratamientos reticulados e híbridos a base de polímeros. Esta evolución se tradujo en un mejoramiento moderado de los resultados de producción.

Creación de canales de flujo para dos pozos

Petrohawk optó por implementar la técnica de fracturamiento hidráulico por canales de flujo HiWAY de Schlumberger para abordar estos desafíos y mejorar el desempeño de los pozos para los tratamientos de estimulación de los pozos del campo Hawkville.

Para generar una evaluación inicial, se seleccionaron dos pozos: el pozo Heim #2H, emplazado en una ventana productora de gas del campo, y el pozo Dilworth #1H, ubicado en una ventana de producción de condensado del campo. Los resultados fueron comparados con los de los pozos vecinos válidos, estimulados previamente mediante técnicas convencionales.

En vez 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 que los hidrocarburos fluyeran a través de éstos, lo que incrementó el volumen efectivo de yacimiento estimulado.

Resultados de producción excepcionales

El mejoramiento de la estimulación del yacimiento, logrado con la técnica de fracturamiento hidráulico por canales de flujo HiWAY, permitió que el pozo Heim #2H arrojara una tasa inicial máxima de 14,5 Mpc/D, o una tasa de producción inicial de gas 37% más alta que la registrada en el mejor pozo vecino comparable. La técnica HiWAY permitió que pozo Dilworth #1H arrojara una tasa inicial máxima de 820 000 MMpc/D, o una tasa de producción inicial de petróleo 32% más alta que la registrada en el mejor pozo vecino comparable. Las tasas de producción y las presiones en boca de pozo, correspondientes a estos dos pozos, siguen siendo las más altas de todos los pozos en sus correspondientes áreas.

En un comunicado de prensa reciente, Petrohawk mencionó los resultados de la técnica HiWAY: “En el campo Hawkville, un nuevo diseño de fracturamiento mejoró significativamente las estimaciones de la Compañía en términos de EUR. . . . Dos pozos con una historia de producción suficiente para estimar las EUR son el pozo Heim #2H, respecto del cual está previsto que produzca un volumen estimado de 8 900 MMpc y 260 Mbngl, y el pozo Dilworth #1H, con un volumen estimado de producción de 2 100 MMpc, 400 Mbc y 208 Mbngl, según las proyecciones.”

Sobre la base de estos resultados, Petrohawk ha incrementado la utilización de la tecnología HiWAY de Schlumberger y ha solicitado el despliegue de una flota adicional para tratamientos de fracturamiento en el campo Hawkville. Recientemente se terminaron seis pozos más, que mostraron tendencias de producción consistentes con los pozos de prueba iniciales.