Alto corte de agua después de los métodos de fracturamiento tradicionales

LUKOIL-WS, una de las compañías productoras de petróleo más grandes de Rusia, experimentaba problemas de alto corte de agua y mínima producción de petróleo en los pozos de Siberia Occidental; específicamente en las formaciones Achimov, Jurásica y BS10. La profundidad vertical verdadera (TVD) promedio es de 2 700 m, y la temperatura de las formaciones oscila entre 80 y 90ºC. El operador probó los sistemas de fracturamiento tradicionales a base de aceite con poco éxito. Y además redujo la concentración de apuntalante en un intento para limitar el crecimiento vertical de las fracturas en las zonas de agua. No obstante, el corte de agua seguía siendo alto y la producción de petróleo baja. LUKOIL-WS se puso en contacto con Schlumberger para la obtención de una solución tecnológicamente avanzada. LUKOIL-WS decidió aplicar el fluido de fracturamiento a base de espuma FoamFRAC.

Una solución innovadora

El operador utilizó el fluido a base de espuma FoamFRAC (con una calidad de espuma superior al 50%) con un gel reticulado —combinación también conocida como fluido de fracturamiento a base de espuma SuperFOAM— en los pozos candidatos. Después de dos meses, las tasas de producción diaria de petróleo aumentaron un promedio del 50% en los pozos en los que se utilizó el fluido de fracturamiento FoamFRAC, respecto de los pozos cercanos estimulados con métodos tradicionales.

Luego del tratamiento de estimulación, el corte de agua en los pozos tratados con el fluido FoamFRAC promedió el 13%. El corte de agua promedio en los pozos cercanos tratados con fluidos de fracturamiento convencionales fue del 36%. La reducción de la producción de agua ayudó a LUKOIL-WS a mejorar el control del crecimiento vertical de las fracturas.

El tratamiento FoamFRAC redujo la carga de gelificante un 40% respecto de los pozos fracturados en forma convencional. El fluido FoamFRAC redujo el volumen de fluido mediante el reemplazo del 60% de ese volumen por nitrógeno. La concentración promedio de gel por tonelada de apuntalante bombeado fue de 12 kg/ton para el fluido de fracturamiento FoamFRAC versus 19 kg/ton de fluido de fracturamiento para una operación promedio. Esto produjo menor daño de formación y menor daño de las fracturas que el de los tratamientos de estimulación regulares.

Finalmente, la aplicación de la tecnología FoamFRAC dio como resultado una mejor conductividad de las fracturas en las zonas estimuladas. El análisis demostró que el factor estimado de retención de la permeabilidad de las fracturas en los pozos en los que se utilizó el fluido FoamFRAC es del 60%. Los tratamientos de fracturamiento tradicionales generalmente retienen 30% de permeabilidad.

Fluido eficiente y ahorrador de tiempo a la vez

El fluido FoamFRAC también agilizó el proceso de limpieza de los pozos, lo que ayudó a reducir el tiempo de estimulación en 50%. El treinta por ciento del fluido de tratamiento a base de espuma refluyó inmediatamente después de terminada la operación. El nitrógeno comprimido del fluido FoamFRAC genera una presión adicional en la fractura, lo que ayuda a expulsar el gel roto fuera de la formación y contribuye con el proceso de limpieza del pozo.

LUKOIL-WS está estudiando la aplicación futura de la tecnología FoamFRAC en los pozos longevos y nuevos de Siberia Occidental, y además en las formaciones agotadas y en las zonas sensibles al agua.