Published: 01/12/2012
Published: 01/12/2012
Un operador de la Costa del Golfo que trabaja en el campo Eagleville de Texas Sur, procura mejorar continuamente la producción proveniente de la lutita Eagle Ford. La formación está compuesta principalmente por calizas y lutitas con:
La producción de esta área es impulsada por el volumen de estimulación efectiva de la roca (ESRV) y la conectividad del yacimiento con el pozo, que puede establecerse mediante el fracturamiento hidráulico. Los gradientes de fracturamiento altos (habitualmente entre 0,92 – 1,00 psi/pie) y las temperaturas estáticas de fondo de pozo (280 – 310ºF), a profundidades que oscilan entre 3 597 y 3 719 m [11 800 y 12 200 pies], plantean condiciones desafiantes para la ejecución exitosa de los tratamientos de fracturamiento.
Los aspectos logísticos también son desafiantes para estas operaciones. Esta sección de la lutita Eagle Ford ha sido estimulada generalmente utilizando terminaciones horizontales de múltiples etapas con tratamientos efectuados a altos regímenes de inyección de agua oleosa. Dichos tratamientos requieren millones de galones de agua y millones de libras de apuntalante por pozo. La expansión constante de la actividad de fracturamiento en la lutita Eagle Ford restringe aún más la disponibilidad limitada de agua y apuntalante en el área. Existe la necesidad de incrementar la eficiencia operacional a través de la reducción de la cantidad de materiales utilizados en estas operaciones.
La técnica de fracturamiento con canales de flujo HiWAY fue aplicada para abordar estos desafíos y mejorar el desempeño de los pozos más allá de los medios convencionales.
Este operador optó por evaluar la técnica de fracturamiento hidráulico con canales de flujo HiWAY de Schlumberger para la estimulación de los pozos del campo Eagleville en un estudio de cuatro pozos. Dos pozos fueron estimulados con la técnica HiWAY. Los otros dos pozos fueron estimulados simultáneamente con el método convencional.
El emplazamiento de los pozos se planificó cuidadosamente para proporcionar la mejor base posible para la comparación. Los pozos tratados con la técnica HiWAY habían sido perforados a partir de una sola localización de pozo, en direcciones opuestas. Los otros dos pozos también habían sido perforados en direcciones opuestas desde una localización de pozo ubicada a 1 067 m [3 500 pies] de distancia de los primeros dos pozos y en forma paralela a éstos. La longitud lateral promedio para cada par de pozos difirió en un 1% solamente.
En vez de dejar que el flujo de la fractura dependa de la conductividad del empaque de apuntalante, la técnica de fracturamiento HiWAY crea canales estables para el flujo de petróleo y gas a través de éstos. Estos canales estables ofrecen una conductividad ilimitada, por lo que incrementan el contraflujo (o flujo de retorno) y reducen la caída de presión en la fractura. Estos efectos conducen a un ESRV más grande y, en consecuencia, a una mayor producción de petróleo y gas.
Durante los primeros 60 días posteriores al tratamiento de estimulación, los pozos tratados con la técnica HiWAY produjeron un promedio de 26 535 barriles de condensado (bc) con 30,1 MMpc de gas asociado. Los pozos tratados en forma convencional produjeron un promedio de 18 555 bc con 18,7 MMpc de gas asociado. Por otro lado, la presión de flujo de boca de pozo para los pozos tratados con el tratamiento de fracturamiento con canales de flujo HiWAY fue de 2 156 psi versus 1 916 psi para los pozos convencionales. Por consiguiente, con la técnica HiWAY se incrementó la producción de condensado y gas en un 43% y un 61%, respectivamente, y a la vez se lograron presiones de flujo más altas.
Muy importante fue el hecho de que se obtuvieron estos resultados, a la vez que se redujo el volumen de agua y apuntalante utilizados por pozo en un 58% y un 35%, respectivamente. El operador ahorró más de 10 000 000 galones de agua y 2 600 000 lbm de apuntalante en los dos pozos estimulados con el tratamiento de fracturamiento con canales de flujo HiWAY. La reducción de la cantidad de materiales requeridos para estimular un pozo simplifica los aspectos logísticos, reduce los costos de terminación de pozos y minimiza los riesgos de seguridad y medio ambiente.
En virtud de estos resultados, la compañía de energía solicitó la aplicación de la tecnología HiWAY en los pozos futuros de su concesión.
Desafío: Mejorar la producción de petróleo y gas y la eficiencia operacional en la lutita competitiva Eagle Ford.
Solución: Aplicar la técnica de fracturamiento hidráulico con canales de flujo HiWAY en terminaciones horizontales para incrementar el volumen de roca estimulado efectivo mediante la creación de canales estables e infinitamente conductivos en el empaque de apuntalante.
Resultados: La técnica de fracturamiento HiWAY incrementó la producción acumulada de petróleo de 60 días en un 43% y la producción acumulada de gas de 60 días en un 61%, a la vez que redujo el consumo de agua y apuntalante por pozo en un 58% y un 35%, respectivamente.
