已发表: 04/16/2012
已发表: 04/16/2012
El campo Nejo, situado en el noreste de México, produce gas condensado y crudo liviano de la formación Frío Marino de edad Oligoceno (OFM). El yacimiento se caracteriza por la presencia de areniscas laminadas con un amplio rango de permeabilidades y presiones de poro, que oscilan entre 0,01–10 mD y entre 0,37– 0,9 psi/pie, respectivamente. Por este motivo, la mayoría de los pozos del campo Nejo de México requieren tratamientos de fracturamiento hidráulico para lograr tasas de producción comerciales.
Iberoamericana de Hidrocarburos S.A. de C.V. (IHSA) aplicó técnicas de fracturamiento hidráulico diferentes según las condiciones de cada pozo. En las capas sobrepresionadas con permeabilidades de más de 0,1 mD, IHSA utilizó tratamientos convencionales con geles reticulados. En las capas de baja presión, aplicó fluidos energizados. Y en los yacimientos gasíferos compactos con permeabilidades inferiores a 0,1 mD, el operador utilizaba generalmente una técnica de fracturamiento híbrido consistente en sistemas de agua oleosa y fluidos tipo gel reticulado.
Para optimizar la producción de los pozos estimulados normalmente con gel reticulado, Schlumberger propuso aplicar el servicio de fracturamiento con canales de flujo HiWAY. El servicio HiWAY diseña trayectos estables dentro de la fractura, lo que permite que los hidrocarburos fluyan a través de los canales de flujo en lugar del empaque de apuntalante. Debido al potencial para lograr una conductividad infinita de las fracturas, e incrementar la recuperación, IHSA decidió efectuar una prueba de campo de cinco pozos en dos formaciones.
El equipo de operaciones de estimulación combinó los fluidos de fracturamiento del servicio HiWAY con fibras patentadas, utilizando equipos de mezcla especiales en la localización del pozo. Luego, el sistema de fluidos de fracturamiento y el apuntalante fueron bombeados en el fondo del pozo en pulsos; lo cual generó un emplazamiento de apuntalante estable en la formación.
Después del tratamiento, IHSA y Schlumberger efectuaron una comparación rigurosa entre los pozos HiWAY y los pozos vecinos corroborados. Los equipos de trabajo obtuvieron mediciones de la presión de flujo de fondo de pozo para cada operación de fracturamiento y calcularon el índice de productividad (IP) correspondiente a cada pozo y el IP normalizado. La capacidad de flujo de la formación fue cuantificada multiplicando el espesor permeable por la permeabilidad del intervalo. Además, IHSA midió periódicamente la producción acumulada.
Los pozos piloto mostraron tasas de producción sostenida entre un 86 y un 132% más altas. Concretamente, uno de los pozos (Nejo-A) produjo 8% más de petróleo y 22% más de gas que el mejor pozo vecino. Los cuatro pozos estimulados con el servicio HiWAY mostraron, en promedio, un IP inicial normalizado un 62% más alto que los pozos vecinos. Por otro lado, la recuperación de los fluidos de fracturamiento se incrementó en un 12–20% con respecto a los tratamientos de fracturamiento hidráulico efectuados con gel reticulado. IHSA aplicó el servicio en cuatro pozos más. Ahora, IHSA utiliza el servicio HiWAY regularmente para terminar los pozos nuevos de todo el campo Nejo.
Desafío: Incrementar la producción a largo plazo de pozos en forma de S con capas sobrepresionadas.
Solución: Aplicar el servicio de fracturamiento hidráulico con canales de flujo HiWAY para incrementar la conductividad de las fracturas en cinco pozos piloto.
Resultados: Se obtuvo una producción acumulada de 4 meses entre un 86 y un 132% superior; se superó el desempeño del pozo vecino de mayor producción.
