Las terminaciones diseñadas técnicamente mejoran

CASO DE ESTUDIO
Las terminaciones diseñadas técnicamente mejoran
un 28% la eficiencia de disparo en Eagle Ford
Proceso de adquisición de registros en agujero descubierto y en pozo entubado
utilizado para optimizar el posicionamiento de las etapas de fracturamiento y los
grupos de disparos para una producción más eficiente de los pozos horizontales
Calidad prospectiva y calidad de las terminaciones
basadas en datos derivados de los registros
Los servicios de adquisición de registros ThruBit fueron utilizados en 12 pozos para adquirir
eficientemente registros de tipo quad-combo a través de la barrena con una interrupción mínima
de los flujos de trabajo de desarrollo de campos petroleros de los operadores. En algunos pozos,
también se corrió la plataforma de barrido acústico Sonic Scanner con el tractor TuffTRAC para
operación en pozo entubado a fin de determinar las propiedades mecánicas 3D.
750
650
BG
GG
BG
Mala
Buena
Calidad de la terminación
Buena
BG
Mala
GG
Buena
BB
BG
Buena
Mala
GB
Buena
Mala
BB
BG
Buena
Mala
BG
GG
Buena
Resultado compuesto
Etapa 14
550
500
450
400
350
300
150
100
50
Geométrica
Volumen de arcilla
460 psi
Esfuerzo
Porosidad
250
200
Calidad del yacimiento
Diseñada técnicamente
Etapa 15
Etapa 15
600
Mala
BB
Mala
Buena
BG
Etapa 16
700
Presión, psi
Mala
800
Mala
850
Buena
Buena
900
Buena
950
RESULTADOS
Se logró una eficiencia de disparo
promedio del 82% con una reducción
del 50% del número de grupos de
terminaciones de rendimiento nulo y un
incremento calculado del valor actual
neto (VAN) de USD 1,5 millones para el
primer año de producción.
GB
GB
BG
1 000
Mala
Diseñar las terminaciones utilizando
el software de diseño centrado en un
yacimiento Mangrove* con datos de
registros de entrada obtenidos con los
servicios de adquisición de registros a
través de la barrena ThruBit* y la
plataforma de barrido acústico Sonic
Scanner*, obteniéndose este último en
pozo entubado con el tractor TuffTRAC*
para operación en pozo entubado.
Schlumberger y cuatro operadores de pozos de la formación Eagle Ford en Texas Sur formaron el
Consorcio para la Optimización de las Terminaciones en Eagle Ford con el fin de investigar cómo mejorar el diseño de las terminaciones de los pozos horizontales mediante la utilización de datos derivados de los registros. De particular interés resultó la consideración del efecto de la variación lateral de
los esfuerzos a lo largo de un pozo para mejorar el porcentaje de grupos de disparos que contribuyen
a la producción, lo que se conoce como eficiencia de disparo, con respecto al 64% promedio logrado
con el espaciamiento geométrico convencional.
Buena Mala
SOLUCIÓN
Producción de sólo un 64% de los grupos de disparos
Geométrica
Dar cuenta en forma más eficiente de las
variaciones de los esfuerzos y la calidad
prospectiva a lo largo de los tramos
laterales para mejorar el porcentaje de
grupos de disparos que contribuyen a la
producción respecto del 64% promedio
logrado con los diseños de terminaciones
geométricas convencionales.
Diseñada
DESAFÍO
Mineralogía
0
El diseño de las terminaciones de pozos diseñadas técnicamente alinea las etapas
de fracturamiento y sus grupos de disparos con los intervalos de alta calidad
prospectiva y calidad de terminación similar. En la etapa 15, el diseño de terminaciones
diseñadas técnicamente redujo la variación de la presión de iniciación de la fractura a
aproximadamente 250 psi, respecto de los 700 psi del diseño geométrico.
Evaluación de formaciones
2 000
bbl/d
Retención en la TVD
Flow Scanner
(pies
Tope)
Calibrador Desviación
1T 600 0
°
82 1U 100
2 pulg 5 98
Tasa de flujo total
0
Tasa de flujo de
petróleo por zona
bbl/d
50
Petróleo
CASO DE ESTUDIO: Las terminaciones diseñadas técnicamente mejoran un 28% la eficiencia de disparo en Eagle Ford
1Y 000
1X 500
1X 000
1W 500
1W 000
1V 500
1V 000
1U 500
1U 000
1T 500
1T 000
Localizador
de los
collares
de la
tubería de
Rayos gamma revestimiento Prof.,
0 ºAPI 300 –6 V 6 pies
Zonas
El sistema de adquisición de registros de producción Flow Scanner confirmó la efectividad de la estrategia de terminaciones diseñadas técnicamente en este pozo, con un
89% de los grupos de disparos (mostrados en rojo en el carril correspondiente a las zonas) produciendo petróleo.
10
VAN, millones de USD acumulados
8
6
Incremento del VAN de 1,5 millones
4
Diseñada técnicamente: eficiencia del 82%
Geométrica: eficiencia del 64%
2
0
200
400
600
800
1 000
1 200
1 400
1 600
1 800
(2)
(4)
(6)
Tiempo, días
Los cálculos del VAN basados en los resultados de producción obtenidos con el software de simulación
de yacimientos ECLIPSE* muestran un incremento de USD 1,5 millones del VAN en el primer año de
producción para las terminaciones diseñadas promedio respecto de las terminaciones geométricas.
La única diferencia en términos de costos de pozos fue de menos de USD 100 000 para el proceso de
adquisición de registros que sustenta las terminaciones diseñadas. La producción fue restringida de
idéntica manera durante los primeros 200 días.
Los datos derivados de los registros fueron
utilizados por los analistas petrotécnicos de
Schlumberger para llevar a cabo una
evaluación rápida de las lutitas y una evaluación
general de las propiedades mecánicas 3D.
Los resultados de los análisis petrofísicos y
geomecánicos fueron utilizados como datos de
entrada de la calidad de las terminaciones y la
calidad prospectiva para el asesor de terminaciones del software de diseño de tratamientos
de estimulación centrado en un yacimiento
Mangrove con el fin de producir una terminación diseñada técnicamente.
Cada uno de los pozos fue estimulado de
acuerdo con su agrupación de tratamientos
diseñados a medida por intervalos con
esfuerzos similares, procediéndose luego a
su reflujo con fines de limpieza y a su registro
con el sistema de adquisición de registros de
producción en pozos horizontales y desviados
Flow Scanner* operado con el sistema de
tractores de fondo de pozo MaxTRAC*.
CASO DE ESTUDIO: Las terminaciones diseñadas técnicamente mejoran un 28% la eficiencia de disparo en Eagle Ford
Eficiencia de disparos incrementada hasta el 82%
El sistema de adquisición de registros de producción Flow Scanner
demostró que, en promedio, un 82% de los grupos de disparos
posicionados conforme a una estrategia de terminaciones diseñadas
técnicamente produce petróleo, lo que constituye una mejora
significativa respecto del 64% promedio correspondiente a las
terminaciones convencionales espaciadas geométricamente de los
pozos de Eagle Ford. Mediante la caracterización de yacimientos con
el objetivo de agrupar automáticamente en etapas de fracturamiento
aquellos intervalos con propiedades similares, y a través de la
alineación de los grupos de disparos con las etapas, se minimizaron
con éxito los esfuerzos diferenciales y se hizo producir los yacimientos
no convencionales de manera más eficiente y más efectiva.
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*­ Marca de Schlumberger
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