PEMEX deseaba optimizar las operaciones de fracturamiento hidráulico en una formación de areniscas gasíferas compactas

La formación Yegua de edad Eoceno correspondiente al campo Palmito es una formación gasífera compacta de baja permeabilidad compuesta por múltiples capas de areniscas y lutitas. Para lograr tasas de producción comerciales, habitualmente PEMEX debe terminar los pozos verticales y aquéllos en forma de S en una a tres etapas y aplicar tratamientos de fracturamiento hidráulico a cada etapa.

No obstante, muchos de estos pozos experimentaron problemas de contraflujo (flujo de retorno) de apuntalante, recuperación limitada de polímero y baja conductividad de las fracturas. Para contrarrestar estas dificultades, PEMEX procuró reducir la carga de polímero, aplicar apuntalantes y polímeros de mejor calidad y utilizar rompedores encapsulados.

PEMEX seleccionó el servicio HiWAY para mejorar el desempeño de los pozos

Schlumberger recomendó la aplicación del servicio de fracturamiento hidráulico con canales de flujo HiWAY con el fin de incrementar la longitud y la conductividad efectivas de las fracturas y reducir los problemas de arenamiento y contraflujo de apuntalante. Luego de efectuar una evaluación integral —que incluyó un estudio con un modelo mecánico del subsuelo, una caracterización petrofísica, y una operación de simulación de fracturamiento hidráulico— PEMEX determinó que la técnica de fracturamiento con canales de flujo tenía el potencial para arrojar mejores resultados de producción. PEMEX decidió probar el servicio HiWAY en seis pozos emplazados estratégicamente.

Schlumberger ejecutó tratamientos de fracturamiento y comparaciones exhaustivas de pozos

El equipo de terminación de pozos ejecutó el servicio HiWAY mediante la alternancia de pulsos de arena de tamiz 20/40 y gel reticulado de borato no retrasado con regímenes de 26 bbl/min. Para asistir al apuntalante en el proceso de formación de canales de flujo estables en las fracturas, se agregaron fibras. Después de la estimulación, se procedió al reflujo de los pozos a través de diversos tamaños de estranguladores y equipos de pruebas de pozos. Esto permitió a PEMEX obtener lecturas precisas de producción de hidrocarburos y tasas de recuperación del fluido de fracturamiento; y comparar rigurosamente la técnica de fracturamiento con canales de flujo con los métodos convencionales.

PEMEX incrementó la producción y la recuperación de polímeros y redujo la huella y los arenamientos

Al cabo de 6 meses, PEMEX obtuvo una producción normalizada inicial 32% mayor y una producción normalizada 19% más alta que la de los pozos vecinos. El fracturamiento con canales de flujo permitió a PEMEX utilizar tamaños más pequeños de tamices de apuntalantes —tamiz de 20/40 en lugar de tamiz de 16/30— y emplear menos apuntalante por etapa que en los pozos tratados con la tecnología de estimulación convencional. Un pozo piloto HiWAY promedió una recuperación de polímero del 38%; más del doble que los volúmenes recuperados previamente. Por otro lado, durante la campaña de seis pozos, no se produjo ningún problema de arenamiento o contraflujo de apuntalante. El éxito de la prueba de campo instó a PEMEX a aplicar la tecnología en campos similares de todo México.