Reduzca el corte de agua, incremente la producción

CASO DE ESTUDIO
Reduzca el corte de agua, incremente la producción
con un fluido de fracturamiento a base de espuma
Reducir el corte de agua e incrementar
la producción en los pozos en los que los
tratamientos de fracturamiento hidráulico
tradicionales no prosperan.
SOLUCIÓN
Utilizar el fluido de fracturamiento a
base de espuma FoamFRAC* con un
gel reticulado.
RESULTADOS
Se incrementó la producción de petróleo,
se redujo el corte de agua, se mejoró
la conductividad de las fracturas y la
permeabilidad, y se agilizó el proceso
de limpieza de las fracturas.
Después de dos meses, la
producción diaria de petróleo
aumentó un promedio del 50% en los
pozos en los que se utilizó el fluido
FoamFRAC, respecto de los pozos
cercanos estimulados con métodos
de fracturamiento tradicionales.
Carga de gel promedio por operación, kg
DESAFÍO
350
22
300
20
250
18
200
16
150
14
100
12
50
10
0
Concentración de gel por tonelada
de apuntalante, kg/ton
Un tratamiento con FoamFRAC le aporta éxito
a LUKOIL-WS en los pozos de Siberia Occidental
8
Formación Achimov
Formación Jurásica
Formación BS10
Carga total de gel en una operación regular
Carga total de gel FoamFRAC
Concentración de gel en una operación regular, kg/ton
Concentración de gel FoamFRAC, kg/ton
El tratamiento FoamFRAC redujo la carga de gelificante en 40%, respecto de los pozos fracturados de manera
convencional.
Alto corte de agua después de los métodos de fracturamiento tradicionales
LUKOIL-WS, una de las compañías productoras de petróleo más grandes de Rusia,
experimentaba problemas de alto corte de agua y mínima producción de petróleo en los
pozos de Siberia Occidental; específicamente en las formaciones Achimov, Jurásica y BS10.
La profundidad vertical verdadera (TVD) promedio es de 2 700 m, y la temperatura de las
formaciones oscila entre 80 y 90ºC. El operador probó los sistemas de fracturamiento
tradicionales a base de aceite con poco éxito. Y además redujo la concentración de
apuntalante en un intento para limitar el crecimiento vertical de las fracturas en las zonas
de agua. No obstante, el corte de agua seguía siendo alto y la producción de petróleo baja.
LUKOIL-WS se puso en contacto con Schlumberger para la obtención de una solución
tecnológicamente avanzada. LUKOIL-WS decidió aplicar el fluido de fracturamiento a
base de espuma FoamFRAC.
Una solución innovadora
El operador utilizó el fluido a base de espuma FoamFRAC (con una calidad de espuma superior
al 50%) con un gel reticulado —combinación también conocida como fluido de fracturamiento
a base de espuma SuperFOAM— en los pozos candidatos. Después de dos meses, las tasas
de producción diaria de petróleo aumentaron un promedio del 50% en los pozos en los que se
utilizó el fluido de fracturamiento FoamFRAC, respecto de los pozos cercanos estimulados con
métodos tradicionales.
Fracturamiento
CaSO DE ESTUDIO:El tratamiento FoamFRAC reduce el corte de agua e incrementa la producción de petróleo
en los pozos de Siberia Occidental
50
Parámetros de los pozos cercanos
Parámetros de los pozos tratados con FoamFRAC
45
40
35
30
25
20
15
10
5
0
Tasa de flujo de líquido,
m3/día
Tasa de flujo de petróleo,
toneladas/día
Corte de agua,
%
Luego del tratamiento de estimulación, el corte de agua en los pozos tratados con FoamFRAC promedia el 13%,
en comparación con el corte de agua del 36% de los pozos vecinos cercanos. Las tasas de producción diaria de
petróleo también se incrementaron el 50% en promedio.
Luego del tratamiento de estimulación, el corte de agua en los pozos tratados con el fluido
FoamFRAC promedió el 13%. El corte de agua promedio en los pozos cercanos tratados con
fluidos de fracturamiento convencionales fue del 36%. La reducción de la producción de agua
ayudó a LUKOIL-WS a mejorar el control del crecimiento vertical de las fracturas.
El tratamiento FoamFRAC redujo la carga de gelificante un 40% respecto de los pozos
fracturados en forma convencional. El fluido FoamFRAC redujo el volumen de fluido mediante
el reemplazo del 60% de ese volumen por nitrógeno. La concentración promedio de gel
por tonelada de apuntalante bombeado fue de 12 kg/ton para el fluido de fracturamiento
FoamFRAC versus 19 kg/ton de fluido de fracturamiento para una operación promedio.
Esto produjo menor daño de formación y menor daño de las fracturas que el de los
tratamientos de estimulación regulares.
Finalmente, la aplicación de la tecnología FoamFRAC dio como resultado una mejor
conductividad de las fracturas en las zonas estimuladas. El análisis demostró que el factor
estimado de retención de la permeabilidad de las fracturas en los pozos en los que se utilizó el
fluido FoamFRAC es del 60%. Los tratamientos de fracturamiento tradicionales generalmente
retienen 30% de permeabilidad.
Fluido eficiente y ahorrador de tiempo a la vez
El fluido FoamFRAC también agilizó el proceso de limpieza de los pozos, lo que ayudó a reducir el
tiempo de estimulación en 50%. El treinta por ciento del fluido de tratamiento a base de espuma
refluyó inmediatamente después de terminada la operación. El nitrógeno comprimido del fluido
FoamFRAC genera una presión adicional en la fractura, lo que ayuda a expulsar el gel roto fuera
de la formación y contribuye con el proceso de limpieza del pozo.
LUKOIL-WS está estudiando la aplicación futura de la tecnología FoamFRAC en los pozos
longevos y nuevos de Siberia Occidental, y además en las formaciones agotadas y en las zonas
sensibles al agua.
www.slb.com/stimulation
*­ Marca de Schlumberger
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