La técnica HiWAY incrementa en un 43% la

CASO DE ESTUDIO
La técnica HiWAY incrementa en un 43% la
producción de condensado en la lutita Eagle Ford
La técnica de fracturamiento con canales de flujo produce un cambio substancial
en el desempeño del pozo a la vez que reduce el consumo de agua en un 58%
DESAFÍO
Mejorar la producción de petróleo y gas
y la eficiencia operacional en la lutita
competitiva Eagle Ford.
SOLUCIÓN
Aplicar la técnica de fracturamiento
hidráulico con canales de flujo HiWAY*
en terminaciones horizontales para
incrementar el volumen de roca estimulado
efectivo mediante la creación de canales
estables e infinitamente conductivos en el
empaque de apuntalante.
RESULTADOS
La técnica de fracturamiento HiWAY
incrementó la producción acumulada
de petróleo de 60 días en un 43% y la
producción acumulada de gas de 60 días
en un 61%, a la vez que redujo el consumo
de agua y apuntalante por pozo en un 58%
y un 35%, respectivamente.
Condiciones desafiantes
Un operador de la Costa del Golfo que trabaja en el campo Eagleville de Texas Sur, procura
mejorar continuamente la producción proveniente de la lutita Eagle Ford. La formación está
compuesta principalmente por calizas y lutitas con:
■■
porosidades entre 7 y 10%
■■
permeabilidades de 200 a 600 mD
■■
una presión de yacimiento de entre 8 000 y 10 000 psi
■■
un módulo de Young que varía entre 4,1 y 8,4 Mpsi.
La producción de esta área es impulsada por el volumen de estimulación efectiva de la roca
(ESRV) y la conectividad del yacimiento con el pozo, que puede establecerse mediante el
fracturamiento hidráulico. Los gradientes de fracturamiento altos (habitualmente entre
0,92 – 1,00 psi/pie) y las temperaturas estáticas de fondo de pozo (280 – 310ºF), a profundidades
que oscilan entre 3 597 y 3 719 m [11 800 y 12 200 pies], plantean condiciones desafiantes para
la ejecución exitosa de los tratamientos de fracturamiento.
Los aspectos logísticos también son desafiantes para estas operaciones. Esta sección de la
lutita Eagle Ford ha sido estimulada generalmente utilizando terminaciones horizontales de
múltiples etapas con tratamientos efectuados a altos regímenes de inyección de agua oleosa.
Dichos tratamientos requieren millones de galones de agua y millones de libras de
apuntalante por pozo. La expansión constante de la actividad de fracturamiento en la lutita
Eagle Ford restringe aún más la disponibilidad limitada de agua y apuntalante en el área.
Existe la necesidad de incrementar la eficiencia operacional a través de la reducción de la
cantidad de materiales utilizados en estas operaciones.
La técnica de fracturamiento con canales de flujo HiWAY fue aplicada para abordar estos
desafíos y mejorar el desempeño de los pozos más allá de los medios convencionales.
Planeación de la campaña de evaluación
Este operador optó por evaluar la técnica de fracturamiento hidráulico con canales de flujo
HiWAY de Schlumberger para la estimulación de los pozos del campo Eagleville en un estudio
de cuatro pozos. Dos pozos fueron estimulados con la técnica HiWAY. Los otros dos pozos
fueron estimulados simultáneamente con el método convencional.
El emplazamiento de los pozos se planificó cuidadosamente para proporcionar la mejor base
posible para la comparación. Los pozos tratados con la técnica HiWAY habían sido perforados
a partir de una sola localización de pozo, en direcciones opuestas. Los otros dos pozos también
habían sido perforados en direcciones opuestas desde una localización de pozo ubicada a
1 067 m [3 500 pies] de distancia de los primeros dos pozos y en forma paralela a éstos.
La longitud lateral promedio para cada par de pozos difirió en un 1% solamente.
Estimulación
CaSO DE ESTUDIO:La técnica de fracturamiento con canales de flujo produce un cambio sustancial en el desempeño
del pozo a la vez que reduce el consumo de agua en un 58%
Datos de terminación promedio por pozo
Desempeño promedio de 60 días por pozo
Técnica de
fracturamiento
Longitud del
lateral, pies
Fluido de
fracturamiento, bbl
Apuntalante,
lbm
Condensado
acumulado, bc
Gas acumulado,
MMpc
Presión de flujo de
boca de pozo, psi
Recuperación
de agua
HiWAY (2 pozos)
4 405
87 500
2 395 000
26 535
30,1
2 156
13,0%
Convencional (2 pozos)
4 368
207 103
3 709 000
18 555
18,7
1 916
10,9%
1%
-58%
-35%
43%
61%
13%
19%
Diferencia
En vez de dejar que el flujo de la fractura dependa de la conductividad del empaque de
apuntalante, la técnica de fracturamiento HiWAY crea canales estables para el flujo de
petróleo y gas a través de éstos. Estos canales estables ofrecen una conductividad ilimitada,
por lo que incrementan el contraflujo (o flujo de retorno) y reducen la caída de presión en
la fractura. Estos efectos conducen a un ESRV más grande y, en consecuencia, a una mayor
producción de petróleo y gas.
Más producción con menos recursos
Durante los primeros 60 días posteriores al tratamiento de estimulación, los pozos tratados con
la técnica HiWAY produjeron un promedio de 26 535 barriles de condensado (bc) con 30,1 MMpc
de gas asociado. Los pozos tratados en forma convencional produjeron un promedio de 18 555 bc
con 18,7 MMpc de gas asociado. Por otro lado, la presión de flujo de boca de pozo para los pozos
tratados con el tratamiento de fracturamiento con canales de flujo HiWAY fue de 2 156 psi versus
1 916 psi para los pozos convencionales. Por consiguiente, con la técnica HiWAY se incrementó
la producción de condensado y gas en un 43% y un 61%, respectivamente, y a la vez se lograron
presiones de flujo más altas.
Muy importante fue el hecho de que se obtuvieron estos resultados, a la vez que se redujo
el volumen de agua y apuntalante utilizados por pozo en un 58% y un 35%, respectivamente.
El operador ahorró más de 10 000 000 galones de agua y 2 600 000 lbm de apuntalante en los
dos pozos estimulados con el tratamiento de fracturamiento con canales de flujo HiWAY.
La reducción de la cantidad de materiales requeridos para estimular un pozo simplifica los
aspectos logísticos, reduce los costos de terminación de pozos y minimiza los riesgos de
seguridad y medio ambiente.
En virtud de estos resultados, la compañía de energía solicitó la aplicación de la tecnología
HiWAY en los pozos futuros de su concesión.
www.slb.com/HiWAY
*­ Marca de Schlumberger
Copyright © 2012 Schlumberger. Todos los derechos reservados. 12-ST-0084