Incremento de la recuperación final estimada (RFE )

CASO DE ESTUDIO
Incremento de la recuperación final
estimada (RFE) del 47% para YPF S.A.
Se estimula un pozo en la Argentina con la técnica de fracturamiento por
canales de flujo HiWAY, creando una fractura de conductividad infinita
Desafío
Estimular e incrementar la producción de
gas de un pozo ubicado en un yacimiento
de areniscas eólicas del Jurásico tardío.
Solución
Aplicar la técnica de fracturamiento por
canales de flujo HiWAY* para reducir los
tiempos de contraflujo y mejorar las
longitudes de las fracturas y la
recuperación de los polímeros.
Resultados
Incremento de la producción inicial de
gas y de la recuperación final estimada
(RFE) en 30 y 47% respectivamente
respecto de un pozo vecino tratado
en forma convencional.
Necesidad de incrementar la producción en un campo de gas
YPF S.A. produce gas y condensado del yacimiento Loma La Lata (LLL) de Argentina. Las
acumulaciones más grandes de gas del yacimiento se encuentran en la región central de
la Cuenca Neuquina, donde la formación Sierras Blancas constituye el principal yacimiento
productor. Desde el período Jurásico tardío, esta formación fue depositada en diferentes
ambientes no marinos caracterizados por dos asociaciones de litofacies: las areniscas eólicas
de color gris-verdoso en el tope (zona productiva) y las areniscas fluviales rojas en la base.
Debido a la declinación de la producción y al incremento de la demanda, YPF S.A. necesitaba
nuevas tecnologías para incrementar la recuperación de gas.
Canales de flujo creados mediante una técnica de fracturamiento única
La compañía optó por utilizar la técnica de fracturamiento por canales de flujo HiWAY para
estimular un pozo del yacimiento LLL. En lugar de basarse en la conductividad del empaque
del agente de sostén (apuntalante), esta técnica de fracturamiento crea canales infinitamente
conductivos para que los hidrocarburos fluyan a través de ellos. Esto crea fracturas con
mejores longitudes efectivas, reduce los tiempos de contraflujo y acelera la recuperación
de los polímeros.
Para este pozo, se colocaron 90,800 lbm de agente de sostén, mientras que en un pozo vecino se
utilizó una técnica de fracturamiento convencional con la colocación de 129,000 lbm de agente
de sostén. Las pruebas de fluencia y recuperación de la presión posteriores al tratamiento para
el pozo HiWAY, demostraron que la conductividad de la fractura excedía la sensibilidad de la
interpretación de los datos, lo cual significó que la fractura era infinitamente conductiva.
Datos del yacimiento
Tipo de formación
Profundidad vertical verdadera (TVD)
Profundidad medida (MD)
Permeabilidad
Porosidad
Módulo de Young
Presión de fondo de pozo (BHP)
Temperatura de fondo de pozo (BHT)
Arenisca eólica
10,000 pies
14,500 pies
0.1 a 5 mD
12 a 17%
4 a 7 millones de psi
3.500 a 4.500 psi
235 a 245ºF
Estimulación
CasO DE ESTUDIO: Incremento de la recuperación final estimada (RFE) del 47% para YPF S.A. en Argentina
Cambio producido en la seudo-presión [∆m(p)], psi2/cP,
Derivada de la función tiempo
109
108
107
FC a:
200 mD.pies
1,500 mD.pies
1,800 mD.pies
5,000 mD.pies
106
0.01 0.1 ∆m(p)
Derivada de la función tiempo
Derivada de la funcíon de presión FC a:
200 mD.pies
1,500 mD.pies
1,800 mD.pies
5,000 mD.pies
1 10 100 1,000
Tiempo, horas
Análisis de la prueba de recuperación de presión; la interpretación de los datos se volvió insensible a la conductividad de la fractura (FC), lo cual significó que ésta era
infinitamente conductiva.
Producción y RFE incrementadas después del tratamiento
La producción inicial para el pozo tratado con la técnica de fracturamiento por canales de flujo
HiWAY fue 30% superior a la del pozo vecino (4.4 Mpc/D versus 3.4 Mpc/D). Y, en base a los
datos de 2 años de producción, se calculó que la recuperación final estimada (RFE) de 10 años
del Pozo HiWAY fue 47% (7,000 BMMpc) superior a la RFE del pozo vecino.
Volumen total de gas, MMMpc
2.0
1.5
1.0
0.5
----- Fracturamiento por canales de flujo HiWAY---- Técnica de fracturamiento convencional
0.0
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Tiempo, años
RFE para un pozo tratado con la técnica de fracturamiento por canales de flujo HiWAY, en comparación con un
pozo vecino estimulado convencionalmente. Los datos recolectados se muestran para casi 2 años.
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