IHSA incrementa la producción sostenida hasta en

CASO DE ESTUDIO
IHSA incrementa la producción sostenida hasta en 132%
El servicio de fracturamiento con canales de flujo HiWAY mejora la eficiencia y el
desempeño de los pozos en una formación altamente heterogénea de México
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.
La variabilidad de la permeabilidad y la presión del
yacimiento exigió varias técnicas de estimulación
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.
0,40
0,35
14
■ Pozos convencionales
■ Pozos HiWAY
Valor de kh
0,30
10
HiWAY
PI promedio
0,25
12
8
0,20
Convencional
PI promedio
6
0,15
4
0,10
Espesor permeable, mD.m
Índice de productividad, (bbl/d/psi)/kh
DESAFíO
2
0,05
0
0,00
Z
Y
X
W
V
U
T
Pozos Nejo
C
D
E
F
El promedio del índice de productividad inicial normalizada de los pozos HiWAY (azul) en la formación OFM-25
fue 61,7% mayor que en los pozos vecinos (gris).
Estimulación
CaSO DE ESTUDIO:El servicio de fracturamiento con canales de flujo HiWAY mejora la eficiencia y el desempeño
de los pozos en México
90
300
■ Pozos convencionales
■ Pozo HiWAY
80
■ Pozos convencionales
■ Pozo HiWAY
250
Índice de productividad, (bbl/d/psi)/kh
Producción normalizada, Mbbl
70
60
50
40
IP promedio
30
20
10
0
200
150
IP promedio
100
50
0
A
S
T
U
V
W
Pozos Nejo
X
Y
Z
A
S
T
U
V
W
Pozos Nejo
X
Y
Z
En el yacimiento OFM-28, el pozo HiWAY Nejo-A produjo un 8% más de petróleo
que el mejor pozo vecino y un 86% más de petróleo que los pozos vecinos promedio
después de 4 meses.
El pozo Nejo-A produjo un 22% más de gas que el mejor pozo vecino y un 132% más
de gas que los pozos vecinos promedio después de 4 meses.
Schlumberger propuso una técnica de fracturamiento
con canales de flujo para incrementar la producción
El desempeño del pozo HiWAY superó al mejor pozo vecino
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.
www.slb.com/HiWAY
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