已发表: 06/17/2010
已发表: 06/17/2010
En América del Sur, el yacimiento Loma La Lata (LLL) está ubicado a aproximadamente 100 km de Neuquén, Argentina, en la región sudoeste del país. Con más de 300 pozos activos, es el principal yacimiento productor de gas de la Argentina, y representa el 26% de toda la producción nacional de gas. Los hidrocarburos que allí se encuentran son principalmente gas y condensado y se ubican en el flanco de un anticlinal en las arenas eólicas de grano fino a grueso de la formación Sierras Blancas. El yacimiento tiene una profundidad promedio de 2,900 m, una presión inicial de 4,500 psi y una temperatura de fondo de pozo de 240 ºF.
A pesar de que se ha desarrollado una actividad continua de perforación y fraturamiento, la producción de gas en el yacimiento LLL ha disminuido. Esta situación, en combinación con una creciente demanda, ha impulsado a YPF S.A. a buscar nuevos métodos de estimulación.
Durante una campaña de estimulación en el yacimiento LLL, la compañía decidió implementar el sistema de fracturamiento por canales de flujo HiWAY. Esta técnica de fracturamiento crea canales de flujo estables para maximizar la producción de la formación e independizar a la fractura de la conductividad del apuntalante. Estos canales de flujo son infinitamente conductivos y se extienden hasta el extremo de la fractura, permitiendo así una mayor longitud de la fractura y una mejor recuperación de fluidos y polímeros.
Para este estudio del yacimiento, se estimularon siete pozos con el sistema de fracturamiento por canales de flujo HiWAY, y otros ocho pozos fueron estimulados mediante una técnica de fracturamiento hidráulico convencional.
La producción inicial promedio de los pozos estimulados convencionalmente fue de 5.4 MMpc/D, mientras que aquéllos en los que se utilizó el sistema de fracturamiento por canales de flujo HiWAY tuvieron una producción inicial de 8.2 MMpc/D. Esta diferencia representa el 53% de mejoramiento en la producción respecto de la técnica convencional. Se espera que las reservas recuperables aumenten alrededor de un 15% a lo largo de 10 años (a un promedio de 1 MMMpc por pozo).
Desafío: Aumentar la recuperación de gas en un yacimiento con producción en declinación.
Solución: Utilizar la técnica HiWAY de fracturamiento hidráulico por canales de flujo para crear canales infinitamente conductivos que permitan una mayor recuperación de fluidos y polímeros, permitiendo así una mayor y más efectiva longitud de la fractura.
Resultados: Se incrementó la producción inicial de gas en un 53% en comparación con la de los pozos tratados convencionalmente. Además, se incrementó la recuperación final estimada (REF) en alrededor de 1 MMMpc por pozo.
