El tratamiento correcto para el yacimiento correcto

El tratamiento correcto
para el yacimiento correcto
En la mayoría de los pozos, las tasas de flujo se incrementan de manera significativa
después del fracturamiento hidráulico. En ciertas configuraciones de terminación de
pozos—notablemente en los pozos de múltiples zonas y en los pozos de alto ángulo y
largo alcance—las erogaciones de capital y los costos operativos a menudo impiden
obtener beneficios económicos de los procesos de recuperación mejorada o producción
acelerada. Este inconveniente hoy se está abordando mediante la combinación de
herramientas y servicios más eficientes de fracturamiento de múltiples zonas con
capacidades de monitoreo en tiempo real.
Bader Al-Matar
Majdi Al-Mutawa
Muhammad Aslam
Mohammad Dashti
Jitendra Sharma
Kuwait Oil Company
Ahmadi, Kuwait
Byung O. Lee
J. Ricardo Solares
Saudi Aramco
Udhailiyah, Arabia Saudita
Tom S. Nemec
Goodrich Petroleum
Houston, Texas, EUA
Entre las estrategias utilizadas en nuestros días
para producir una proporción mayor de las reservas originales en sitio, se encuentran los pozos de
alto ángulo y alcance extendido, los pozos con
múltiples zonas y las reterminaciones de pozos
destinadas a explotar depósitos de petróleo y gas
previamente antieconómicos o descubiertos pero
no desarrollados. Las mejoras introducidas recientemente en la tecnología de geonavegación
permiten perforar los pozos de alto ángulo hasta
distancias cada vez más grandes, a la vez que evitan que la trayectoria del pozo penetre los límites
superior e inferior de la zona productiva. Esto permite incrementar en forma significativa el contacto del pozo con la formación y de ese modo se
mejora sustancialmente el drenaje.
El incremento del contacto con la formación es
esencial para el éxito de muchos de estos pozos laterales largos. Esto se debe a que la mayoría de las
formaciones que aportan fácilmente hidrocarburos
Pozo vertical de
100 pies sin tratar
Pozo horizontal de
2,000 pies sin tratar
Pozo vertical de 100 pies
tratado con fractura de 150 pies
Pozo horizontal de 2,000 pies
tratado con 10 fracturas de 75 pies
222 pies2
de contacto
20 x vertical
270 x vertical
13.5 x horizontal
1,013 x vertical
50 x horizontal
Jason Swaren
Sugar Land, Texas
Loris Tealdi
Eni Congo S.A.
Pointe Noire, República del Congo
Por su colaboración en la preparación de este artículo, se
agradece a Michael Dardis, Longview, Texas; Phil Duda y
Donald Smith, Houston; Matt Gillard, Moscú; Shrihari Kelkar,
Al-Khobar, Arabia Saudita; Hai Liu, Ahmadi, Kuwait; y
BradMalone, Pointe-Noire, Congo.
AbrasiFRAC, ABRASIJET, ACTive, CoilFRAC, Contact,
DeepSTIM, DivertaMAX, InterACT, PCM, POD, RapidSTIM,
StageFRAC, StimMAP, SuperX, SXE, VDA (Ácido Divergente
Viscoelástico) y VSI (generador Versátil de Imágenes
Sísmicas) son marcas de Schlumberger.
PerfFRAC es una marca de Schlumberger, tecnología con
licencia de ExxonMobil Upstream Research Company.
4
> Mejoramiento del contacto con la formación en pozos verticales y horizontales. Un pozo vertical de
81⁄2 pulgadas de diámetro y 31 m [100 pies] de espesor, se traduce en aproximadamente 20.6 m2 [222 pies2]
de contacto con la formación (extremo izquierdo). Un pozo horizontal de 81⁄2 pulgadas de diámetro y
610 m [2,000 pies] de largo perforado dentro de la formación, incrementa el contacto con la formación
20 veces más que el pozo vertical de 100 pies (centro, a la izquierda). Una longitud de fractura de 45 m
[150 pies] en el pozo vertical, incrementa el contacto con la formación 270 veces con respecto al del
pozo vertical sin tratar, y 13.5 veces con respecto al del pozo horizontal de 2,000 pies sin tratar (centro,
a la derecha). Cuando el pozo horizontal de 2,000 pies es tratado con diez fracturas de 23 m [75 pies]
de longitud, el contacto con la formación aumenta hasta 1,013 veces con respecto al del pozo vertical
sin tratar y 50 veces con respecto al del pozo horizontal sin tratar (extremo derecho).
Oilfield Review
agujero descubierto, o con tuberías de revestimiento cortas (liners) ranuradas o disparadas previamente a través de la zona de producción.
En una terminación en agujero descubierto, es
casi imposible efectuar un tratamiento de estimulación efectivo a lo largo del pozo horizontal utilizando los métodos tradicionales de bombeo
forzado. Esto se debe a que es difícil colocar los
fluidos y ácidos de fracturamiento en forma precisa dentro de la formación. Habitualmente, con
la utilización de los métodos estándar, sólo se tra-
tan las secciones superiores, o el talón, del pozo y
es poco el fluido que alcanza los intervalos intermedios o inferiores (abajo).3
Cuando los operadores optan por terminar los
pozos horizontales con liners cementados, las
zonas individuales pueden ser aisladas y tratadas
con mayor facilidad. No obstante, como sucede
con cualquier tratamiento de múltiples zonas, los
costos que implican múltiples y prolongados viajes
por zona a menudo exceden el valor del incremento de producción resultante.
6,500
Pozo de tratamiento
7,000
Profundidad, pies
fueron descubiertas y desarrolladas hace algunos
años. Esto fomenta la producción de petróleo y gas
de fuentes no convencionales o de baja permeabilidad, tales como las lutitas o las zonas externas de
los campos maduros donde la calidad del yacimiento puede ser baja.1 Si bien los pozos de alcance
extendido desempeñan un rol significativo en el
mejoramiento del contacto con los yacimientos, la
exposición a la formación puede incrementarse
aún más con las fracturas hidráulicas.
En los pozos verticales, los tratamientos de
fracturamiento hidráulico permiten incrementar
el contacto con los yacimientos varios cientos de
veces. En los pozos horizontales, el mejoramiento
es exponencial (página anterior).2 Si bien los resultados de la perforación de pozos de alto ángulo
y largo alcance son alentadores, muchos de estos
tratamientos a menudo no proveen los beneficios
económicos o los incrementos de producción esperados. Este resultado es una función de los métodos de terminación de pozos utilizados: para
maximizar el contacto entre el pozo y la formación,
estos pozos son tradicionalmente terminados en
Disparos
7,500
Formación Barnett Inferior
8,000
1. Para obtener más información sobre la producción a
partir de lutitas gasíferas, consulte: Boyer C, Kieschnick
J, Lewis RE, Suarez-Rivera R y Waters G: “Producción de
gas desde su origen,” Oilfield Review 18, no. 3 (Invierno
de 2006/2007): 36–49.
2. Chariag B: “Maximize Reservoir Contact,” Hart’s E&P
Magazine (Enero de 2007): 11–12.
3. Al-Naimi KM, Lee BO, Bartko KM, Kelkar SK, Shaheen
M, Al-Jalal Z y Johnston B: “Application of a Novel
Open-Hole Horizontal Well Completion in Saudi Arabia,”
artículo SPE 113553, presentado en la Conferencia y
Exhibición Técnica del Petróleo y el Gas de India de la
SPE, Mumbai, 4 al 6 de marzo de 2008.
Otoño de 2008
8,500
–500
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
Distancia a lo largo del pozo, pies
> Fracturamiento de pozos horizontales terminados en agujero descubierto. Durante el tratamiento de
un pozo horizontal terminado en agujero descubierto en la Formación Barnett Shale, se captaron
algunos eventos microsísmicos. Los sensores de componentes múltiples, colocados en los pozos de
monitoreo (verde), indican que casi todo el tratamiento fue absorbido en el talón, o sección superior,
del pozo (azul). Como resultado, la mayor parte de la formación Barnett Inferior quedó sin tratar.
5
A pesar de estos obstáculos, y dado que los
tratamientos de fracturamiento hidráulico sistemáticamente se traducen en incrementos de producción, la demanda de esta práctica en todos los
tipos de pozos continúa creciendo. En un esfuerzo
por obtener mejores resultados—tanto desde el
punto de vista de los costos como de la producción—las compañías de servicios están ofreciendo sistemas de fracturamiento que permiten
el acceso, la estimulación y el aislamiento de nu-
> Datos en tiempo real. El cable de fibra óptica
que se encuentra dentro de la tubería flexible
ofrece un perfil de la distribución de la temperatura a lo largo de todo el pozo. Las variaciones de
temperatura proveen información que muestra por
dónde los fluidos de fracturamiento están ingresando en el yacimiento. En tratamientos con
tasas de bombeo relativamente bajas, se pueden
obtener mediciones de desempeño en el pozo
con el servicio ACTive a medida que el tratamiento de fracturamiento se bombea directamente
por la tubería flexible. Durante las operaciones
con alto régimen de bombeo―más de 204,117 kg
[450,00 lbm] de arena bombeados a razón de
1.6 m3/min [10 bbl/min]―el haz de fibras, conocido
como amarra, comienza a avanzar y curvarse,
produciendo su falla. Para tales operaciones, el
sistema monitorea las condiciones a medida que
la arena es bombeada por el espacio anular
existente entre la tubería flexible y la tubería de
revestimiento. El paquete de sensores que se
muestra en esta gráfica incluye una batería
(blanco), un tablero de circuitos con sensor de
temperatura (verde) y transductores de presión
(azul claro).
6
merosas zonas en terminaciones de pozos de alcance extendido y verticales, cementadas y en
agujero descubierto, con una sola operación de intervención.
Algunas de estas técnicas de fracturamiento de
múltiples zonas también están diseñadas para resolver los problemas relacionados con los tubulares desgastados y el control de la colocación del
fluido de fracturamiento mediante la utilización de
sistemas de transporte de herramientas tales como
la tubería flexible (TF) o la tubería enroscada.4
Este artículo describe los sistemas de fracturamiento y terminación de pozos que permiten que
los operadores superen las barreras económicas y
tecnológicas del fracturamiento hidráulico en ciertos tipos de pozos que son cada vez más abundantes. Algunos ejemplos de América del Norte, África,
Arabia Saudita y Kuwait demuestran cómo estos
enfoques innovadores se han traducido en tratamientos de fracturamiento y acidificación eficientes y económicamente viables en yacimientos
alguna vez considerados candidatos pobres para dichos procedimientos. Examinaremos además las
innovaciones recientes que permiten a los operadores modelar y luego monitorear y refinar sus tratamientos de fracturamiento en tiempo real.
La mirada en el crecimiento
Como sucede en muchas operaciones petroleras,
las prácticas de integración con el monitoreo en
tiempo real han mejorado considerablemente la
efectividad del fracturamiento hidráulico. En el
pasado, las presiones de fondo de pozo se derivaban de mediciones obtenidas en la superficie y extrapoladas a las condiciones de fondo de pozo.
Hoy, estas mediciones se adquieren directamente
frente a la formación, en tiempo real, utilizando
tubería flexible equipada con un cable de fibra óptica (izquierda). La obtención de las mediciones
resulta exitosa a pesar del ambiente de fondo de
pozo extremadamente riguroso creado durante el
fracturamiento hidráulico.
Los sistemas de tubería flexible equipados con
fibra óptica (FOCT) presentan un paquete de sensores de fondo de pozo que envía datos de profundidad, temperatura y presión de fondo de pozo a la
superficie en tiempo real. Además, la fibra óptica
permite obtener lecturas de la distribución de la
temperatura a intervalos de 1 m [3 pies]. Los datos
son transmitidos desde la sarta de herramientas,
a través del cable de fibra óptica, hasta un paquete de componentes electrónicos que convierte
la señal de la fibra óptica en una señal inalámbrica. Esto, a su vez, permite la transmisión de los
datos a una cabina de control donde la información puede analizarse en forma remota mediante
un programa de software de tipo comando y adquisición.5
Los operadores también pueden extraer considerable valor de la definición exacta de la geometría del sistema de fracturas a medida que éstas se
crean. Provistos de ese conocimiento, los ingenieros
pueden diseñar operaciones de fracturamiento sucesivas dentro de un campo para evitar resultados
indeseados. En el pasado, el mapeo de las fracturas
se efectuaba a través de mediciones derivadas del
análisis posterior al fracturamiento, tales como los
registros de temperatura, los trazadores radioactivos y los levantamientos con inclinómetros. Pero
estas herramientas poseen deficiencias. Los registros de temperatura o los trazadores radioactivos
proveen solamente la altura y el ancho de la fractura en la región vecina al pozo. Y, si bien la información sobre el azimut y la simetría de la fractura
se puede obtener de procesos de mapeo con inclinómetros de superficie y fondo de pozo, estos métodos no evalúan con precisión la altura, longitud
y ancho de la fractura.6
Más recientemente, las compañías de servicios desarrollaron la capacidad para describir la
geometría de las fracturas utilizando métodos de
sísmica de pozo.7 El servicio de diagnóstico de las
operaciones de estimulación por fracturamiento
hidráulico StimMAP utiliza receptores de componentes múltiples en un pozo vecino, para registrar
la actividad microsísmica causada por la creación
de fracturas hidráulicas en el pozo tratado. A fin
de obtener el modelo de velocidad necesario para
el análisis y el procesamiento de los datos microsísmicos, se efectúa un levantamiento en un pozo
de monitoreo cercano, cuyo objetivo consiste en
obtener un modelo de velocidad sísmicamente calibrado. Este levantamiento sísmico de pozo se
lleva a cabo antes del fracturamiento.
El mapa de estos eventos microsísmicos permite a los ingenieros comprender mejor el desarrollo de las fracturas inducidas en el tiempo y el
espacio. El proceso de mapeo provee además valiosos conocimientos geológicos acerca de la formación tratada.8
Los ingenieros pueden comunicarse desde el
pozo de monitoreo o de tratamiento con otras localizaciones a través del sistema de conectividad, colaboración e información InterACT. Las localizaciones
de oficinas remotas pueden ser incluidas en el enlace de comunicaciones para el procesamiento e
interpretación de los datos en forma instantánea.
El sistema StimMAP utiliza datos en tiempo
real para localizar eventos microsísmicos automáticamente en el espacio 3D (próxima página).9 La
comparación de la fractura mapeada mediante el
servicio StimMAP con un modelo de software de
diseño y evaluación de tratamientos de fracturamiento provee información valiosa para el mejoramiento de los tratamientos futuros. Las lecciones
aprendidas permiten a los operadores optimizar
Oilfield Review
5,000
Etapa 4
Etapa 3
Etapa 2
Etapa 1
Bethany 3H
Disparo
Godley 1
Bethany 1
Godley 1
4,500
4,000
5,000
Etapa 4
Etapa 3
Etapa 2
Etapa 1
Bethany 3H
Disparo
5,250
3,000
5,500
Profundidad vertical verdadera, pies
Distancia norte-sur, pies
3,500
2,500
2,000
1,500
1,000
500
Tope estimado de la Formación Barnett Inferior
5,750
6,000
6,250
6,500
6,750
7,000
7,250
0
Bethany 1
7,500
Tope estimado de la Formación Ellenberger
–500
–4,000 –3,500 –3,000 –2,500 –2,000 –1,500 –1,000 –500
Distancia este-oeste, pies
7,750
0
500
1,000
–5,400
–4,900
–4,400
–3,900
–3,400
–2,900
–2,400
–1,900
–1,400
–900
–400
Distancia a lo largo de la proyección, pies
> Mapeo de la fractura. Se muestra una vista en planta (izquierda) y una vista transversal (derecha) de las localizaciones microsísmicas durante un tratamiento de estimulación de cuatro etapas con agua oleosa, efectuado en la Formación Barnett Shale. Los servicios StimMAP fueron escogidos para crear
un diseño de fractura óptimo utilizando la geometría precisa de la imagen de la fractura hidráulica a medida que se desarrollaba. Los datos microsísmicos
fueron adquiridos con el generador Versátil de Imágenes Sísmicas VSI para múltiples grupos, y se procesaron en la localización del pozo para generar
una imagen computacional 3D del sistema de fracturamiento. Esto permitió el rediseño de los tratamientos de estimulación de las etapas subsiguientes.
los costos de los tratamientos de estimulación de
pozos y adquirir conocimientos para las nuevas
oportunidades de perforación en una concesión
nueva de un campo existente.
El sistema StimMAP se aplicó recientemente
en una operación de fracturamiento de múltiples
zonas llevada a cabo en un pozo horizontal del
este de Texas. Durante el tratamiento de estimulación destinado a la tercera zona, los ingenieros
observaron actividad microsísmica involuntaria
en la región de lo que sería una quinta zona.
Luego de intentar en vano redirigir la fractura, la
compañía suspendió las operaciones.
Los ingenieros combinaron los servicios StimMAP Live⎯una aplicación específica del sistema
StimMAP que permite monitorear y, si es necesario, modificar los tratamientos de fracturamiento
a medida que se ejecutan⎯con los datos de bombeo para diagnosticar los problemas mecánicos que
promovían la desviación de la fractura respecto de
la dirección planeada. El trabajo se reanudó luego
y se trataron tres zonas más. Sin los conocimientos
aportados a los ingenieros a través del proceso de
retroalimentación en tiempo real, se habrían bombeado seis tratamientos de fracturamiento en la
misma zona. En cambio, el operador logró salvar
tres de los cinco tratamientos restantes, evitando
los costos de varias semanas de operaciones de reparación con fines de diagnóstico que, de lo contrario, hubieran sido necesarias.
Otoño de 2008
Cómo hacer redituables los
tratamientos de múltiples zonas
En los períodos de aumento de los precios de los
productos básicos, los operadores se sienten naturalmente ansiosos por extraer el máximo provecho de sus activos mediante la producción de todo
el volumen de hidrocarburos que sea factible
desde el punto de vista económico. Para hacerlo,
a menudo terminan numerosas zonas con un solo
pozo o exponen intervalos de formación largos
mediante la perforación de pozos horizontales o
de alto ángulo. Como se analizó precedentemente,
los resultados de los procedimientos tradicionales de fracturamiento de estos pozos quizás no lleguen a satisfacer las expectativas del operador por
motivos económicos o tecnológicos.
El fracturamiento de múltiples zonas, en contraposición con los métodos tradicionales que incluyen múltiples viajes por zona, se centra en los
problemas económicos y tecnológicos. A través de
prácticas eficientes y nuevas técnicas, estos servicios permiten reducir los costos del equipo de terminación, de semanas a días, o incluso eliminar
por completo la necesidad de utilizar equipos de
reparación o perforación de pozos. Las prácticas
de fracturamiento de múltiples zonas además permiten optimizar el contacto con la formación porque pueden colocar los tratamientos con más
precisión sin sumar riesgos.
Las compañías de servicios poseen sistemas
diseñados a medida para abordar los diversos
tipos de pozos de múltiples zonas que los operadores necesitan tratar. Schlumberger ha creado un
4. Para obtener más información sobre tratamientos de
estimulación con tubería flexible, consulte: Degenhardt
KF, Stevenson J, Gale B, Gonzalez D, Hall S, Marsh J y
ZemlakW: “Aislamiento y estimulación selectivos,”
Oilfield Review 13, no. 3 (Invierno de 2001/2002): 60–80.
5. Julian JY,West TL, Yeager KE, Mielke RL, Allely JN,
Jenkins CN, Perius PD, Bucher RL, Foinquinos CI,
Forcade KC, Fagnant JA, Montgomery DB, McInnis JG y
Sack JK: “State-of-the-Art Coiled Tubing Operations at
Prudhoe Bay, Alaska,” artículo IPTC 11533, presentado
en la Conferencia Internacional de Tecnología del
Petróleo, Dubai, Emiratos Árabes Unidos, 4 al 6 de
diciembre de 2007.
6. Le Calvez JH, Klem RC, Bennett L, Erwemi A, Craven M
y Palacio JC: “Real-Time Microseismic Monitoring of
Hydraulic Fracture Treatment: A Tool To Improve
Completion and Reservoir Management,” artículo SPE
106159, presentado en la Conferencia de Tecnología de
Fracturamiento Hidráulico de la SPE, College Station,
Texas, 29 al 31 de enero de 2007.
7. Para obtener más información sobre aplicaciones de
sísmica de pozo, consulte: Blackburn J, Daniels J,
Dingwall S, Hampden-Smith G, Leaney S, Le Calvez J, Nutt
L, Minkiti H, Sanchez A y Schinelli M: “Levantamientos de
sísmica de pozos: Más allá del perfil vertical,” Oilfield
Review 19, no. 3 (Invierno de 2007/2008): 20–37.
8. Le Calvez et al, referencia 6.
9. Para obtener más información sobre mapeo
microsísmico, consulte: Blackburn et al, referencia 7.
Bennett L, Le Calvez J, Sarver DR, Tanner K, BirkWS,
Waters G, Drew J, Michaud G, Primiero P, Eisner L, Jones
R, Leslie D, Williams MJ, Govenlock J, Klem RC y Tezuka
K: “La fuente para la caracterización de fracturas
hidráulicas,” Oilfield Review 17, no. 4 (Primavera de
2006): 46–61.
7
> Proceso convencional de divergencia del fluido
de fracturamiento mediante bolillas selladoras.
Una vez bombeada la cantidad calculada de fluidos de tratamiento en una zona prevista (marrón),
el flujo se desvía hacia otra zona (flechas negras).
El método más común de divergencia involucra
bolillas selladoras (negro), fabricadas con nylon,
caucho duro, colágeno biodegradable o una
combinación de estos materiales, que se introducen en la lechada para que lleguen a los
disparos al final del tratamiento. Las bolillas crean
un sello a través de los disparos, lo que hace
que el tratamiento se desvíe hacia el siguiente
conjunto de disparos abiertos. Mediante la
reiteración de este procedimiento, se pueden
tratar numerosos intervalos por etapa sin
desconectar las bombas o colocar tapones.
paquete de cuatro categorías de servicios de fracturamiento hidráulico, basado en el tipo de pozo
y la filosofía del operador. Conocidas como los servicios de fracturamiento y terminación de pozos
por etapas Contact, estas categorías incluyen lo
siguiente:
• sistemas convencionales que requieren viajes
independientes en el pozo para disparar una
Ejecución de las perforaciones
zona en un viaje y luego estimularla y aislarla
en un segundo viaje, reiterando ese proceso
para cada zona
• sistemas de intervención que disparan, estimulan por fracturamiento y aíslan numerosas
zonas en un solo viaje
• sistemas permanentes que estimulan por fracturamiento y aíslan múltiples zonas en una
operación de bombeo utilizando arreglos que
quedan en el pozo como parte de la terminación
• sistemas dinámicos que utilizan un material divergente degradable para taponar y aislar sucesivamente los disparos tratados y desviar los
tratamientos de estimulación hacia otros intervalos en una operación continua.
Las operaciones de fracturamiento convencionales―bombeo del fluido de fracturamiento y del
apuntalante o el ácido por la tubería de revestimiento o la herramienta de servicio del tratamiento
de fracturamiento―son más efectivas para los
tratamientos masivos de fracturamiento hidráulico en los que cientos de miles de libras de arena
se bombean en el pozo a altas tasas de bombeo.
En los pozos entubados, se accede al yacimiento a
través de los disparos creados mediante herramientas operadas con cable, chorro abrasivo o camisas
de deslizamiento instaladas en la herramienta de
servicio.
Cuando existen múltiples intervalos abiertos
dentro de una sola zona, la divergencia del fluido
de un intervalo a otro para tratar cada uno puede
efectuarse a través de prácticas tales como los disparos de entrada limitada, las bolillas selladoras,
los divergentes químicos, los tapones puente compuestos y los tapones de arena. La entrada limitada se crea mediante la reducción del número de
Bombeo del tratamiento de
fracturamiento por el espacio anular
disparos a través de ciertas secciones para incrementar la fricción en los disparos abiertos. Esto
produce la divergencia de los fluidos desde una
zona que, debido a la alta permeabilidad o a otros
factores, puede haber absorbido la mayor parte
del tratamiento a expensas de otros intervalos o
zonas (izquierda).10
Los tapones puente compuestos son barreras de
aislamiento en la tubería de revestimiento colocadas por encima de la zona tratada y posteriormente
reperforadas, por lo general, con la herramienta
de servicio. Esto impone una penalidad en términos de tiempo y suma riesgo operacional. Además,
el tiempo transcurrido entre el tratamiento de la
formación inferior y su contraflujo a veces puede
medirse en semanas; en ciertos casos, es tiempo
suficiente para que los fluidos dejen residuos en
los espacios porosos, produciendo un daño significativo a la formación.
En los pozos terminados en agujero descubierto y en formaciones no consolidadas, las operaciones de fracturamiento convencionales pueden
incluir la instalación de una sarta de terminación—habitualmente un liner ranurado o disparado—para garantizar la integridad del pozo. El
pozo entero puede ser estimulado por fracturamiento mediante el bombeo del fluido de tratamiento por la tubería de revestimiento o la sarta
de fracturamiento, aplicando una práctica conocida como bullheading. Como sucede en las terminaciones cementadas, una vez que sarta de
terminación ha sido colocada en su lugar, se
puede intentar lograr la divergencia con disparos
de entrada limitada, bolillas selladoras o la divergencia química tradicional.
Ejecución del siguiente conjunto de
perforaciones después de la colocación del
tapón de arena para lograr el aislamiento
Circulación inversa del tapón de arena
después del tratamiento de fracturamiento
> Operaciones de disparos y tratamiento a alta presión. El servicio AbrasiFRAC utiliza una herramienta de chorro abrasivo de alto desempeño para operar
en forma continua bajo condiciones rigurosas de fondo de pozo. Después de efectuada la correlación en profundidad, se bombea una lechada de arena abrasiva a través de las boquillas. La corriente de fluido de alta velocidad resultante atraviesa los tubulares y el cemento adyacente y luego penetra profundamente
en la formación (perforaciones) (extremo izquierdo). A continuación, se trata la zona (centro, a la izquierda) y la herramienta de corte se sube por el pozo
hasta la zona siguiente. Una vez concluido el primer tratamiento, se puede colocar un tapón de arena con fines de aislamiento y luego perforar la zona
siguiente (centro, a la derecha). Esta secuencia puede reiterarse con la frecuencia que sea necesaria en una sola operación. Una vez tratadas todas las
zonas (extremo derecho), los tapones de arena se eliminan por circulación inversa.
8
Oilfield Review
Operación de intervención por etapas
La categoría de fracturamiento hidráulico correspondiente a las operaciones de intervención comprende tres servicios: el servicio de disparos
abrasivos y fracturamiento AbrasiFRAC, el servicio de disparos selectivos, fracturamiento y aislamiento en etapas con bolillas selladoras PerfFRAC
y el servicio de estimulación mediante tubería flexible CoilFRAC.
La técnica AbrasiFRAC posibilita la colocación
precisa de los tratamientos de fracturamiento por
la tubería de revestimiento o el espacio anular
existente entre la herramienta de servicio y la tubería de revestimiento. Además, reduce la caída
de presión en la región vecina al pozo entre el
pozo y el yacimiento, lo que disminuye la frecuencia de los arenamientos en esa región cuando el
apuntalante deja de ingresar en la formación y se
acumula dentro de la tubería de revestimiento.
Esta técnica resulta particularmente adecuada
para el tratamiento de formaciones con alta presión de iniciación de la fractura y áreas en las que
la colocación precisa del tratamiento es crítica
para el éxito de la estimulación.
El sistema se basa en una técnica bien establecida en la industria petrolera para el corte de
tuberías de revestimiento y tubulares en el fondo
del pozo: una lechada que contiene sólidos abrasivos se bombea a altas presiones diferenciales a través de una pistola de servicio hidráulico de corte
de tuberías y disparos ABRASIJET, operada con
una herramienta de servicio. La corriente de fluido
de alta velocidad resultante atraviesa los tubulares
y el cemento adyacente y luego penetra profundamente en la formación (página anterior, abajo).
La herramienta de corte se utiliza para disparar la tubería de revestimiento y la formación. El
material abrasivo suele ser arena de fracturamiento malla 20/40 o 100, compatible con las pistolas de chorro diseñadas específicamente para
este propósito. Los tapones de arena pueden utilizarse para proveer aislamiento zonal entre las
zonas a tratar por fracturamiento hidráulico. Las
pistolas de chorro, disponibles en diversas configuraciones de tamaño y fase, también pueden
utilizarse con tapones puente para lograr el aislamiento. Estos tapones pueden ser recuperados o
fresados, según sea el caso.
Un ejemplo de la utilización del servicio
AbrasiFRAC es el de las areniscas Hosston intensamente laminadas del Campo Sligo, en el norte
de Luisiana, EUA. Las areniscas Hosston contienen muchas areniscas gasíferas delgadas que alternan con areniscas acuíferas, con niveles de
agotamiento variables. Habitualmente, los pozos
de esta zona se terminan con tratamientos de estimulación de múltiples etapas, utilizando fluidos
de fracturamiento energizados y tapones puente
para el aislamiento entre las distintas zonas.
En un esfuerzo para mejorar las eficiencias en
términos de costo y tiempo, EOG Resources probó
el servicio AbrasiFRAC en el campo. Esta tecnolo-
> Tratamientos de múltiples zonas en pozos verticales. Las zonas apiladas múltiples existentes en los
pozos verticales pueden ser estimuladas utilizando disparos de entrada limitada. La técnica PerfFRAC,
que se muestra aquí, utiliza tratamientos de estimulación por fracturamiento a alto régimen de bombeo
por la tubería de revestimiento, con un arreglo de disparos en el pozo. Una vez disparada la zona
inferior (izquierda), las pistolas se suben por el pozo y se posicionan para el conjunto de disparos
siguiente; luego se fractura la zona disparada (centro). Con bolillas selladoras (verde) se sella la zona
tratada y se dispara la zona siguiente (derecha).
Otoño de 2008
gía permitió a dicho operador estimular múltiples
intervalos de un pozo en una sola operación de
campo, y estimular en forma más efectiva y eficaz
las areniscas individuales. Los tratamientos incluyeron entre cuatro y nueve etapas, utilizando fluidos de fracturamiento energizados con CO2. El
resultado fue la reducción de la producción de agua
en un 85% y la duplicación de la producción de gas.
Otro enfoque aplicado para mejorar la eficiencia consiste en tratar las zonas inmediatamente
después de efectuar los disparos sin extraer antes
las pistolas del pozo. Este paso por sí solo permite
ahorrar una maniobra de bajada y otra de extracción por zona. El servicio PerfFRAC está diseñado
para efectuar tratamientos a alto régimen de inyección por la tubería de revestimiento, mientras
el arreglo de pistolas de disparos permanece en
el pozo. Primero se bajan las pistolas en el pozo
para cada zona y se dispara la primera zona.
Luego, mientras se trata la primera zona, las pistolas sin disparar se suben por el pozo y se posicionan para disparar los agujeros correspondientes
a la segunda zona.
Al final del tratamiento de la primera zona, se
bombean bolillas selladoras en el pozo con un
fluido divergente que incluye fibras. Un incremento de la presión de bombeo indica que las bolillas selladoras y la lechada se han sellado contra
los disparos de las zonas tratadas. En ese punto,
se disparan las pistolas para la segunda zona y se
bombea el segundo tratamiento, nuevamente con
bolillas selladoras y fluido divergente con fibras
en la cola del tratamiento. Este proceso se reitera
para múltiples zonas. Hasta la fecha, se han bajado ocho conjuntos de pistolas y se han tratado
seis zonas independientes en una sola intervención (izquierda).
El servicio PerfFRAC a menudo se traduce en
mejores regímenes de producción que otros tratamientos menos eficientes porque permite la colocación precisa de los tratamientos, lo cual garantiza
que ninguna zona sea tratada en forma deficiente.
El método permite además poner el pozo en contraflujo de inmediato y de ese modo se evitan los
riesgos asociados con el fresado de tapones
puente compuestos y la permanencia de fluidos
potencialmente dañinos en la formación por un
tiempo prolongado.
Goodrich Petroleum deseaba lograr ese nivel
de eficiencia en su Campo Cotton Valley, situado
en el este de Texas. Los ingenieros habían tratado
estos pozos utilizando las prácticas tradicionales:
disparaban la primera zona, la estimulaban por
fracturamiento hidráulico, hacían fluir el pozo
10. Para obtener más información sobre técnicas de
divergencia, consulte: Samuel M y Sengul M:
“Stimulate the Flow,” Middle East & Asia Reservoir
Review no. 4 (2003): 42–55.
9
Costo, US$
200,000
$255,000
6
5
5 días
4
160,000
$155,000
120,000
3
80,000
2
40,000
1 día
1
0
0
Métodos convencionales
Servicio PerfFRAC
Tiempo hasta la terminación, días
240,000
7
Producción de gas acumulada promedio por pozo, Mpc
Costo
Tiempo
280,000
160,000
Servicio PerfFRAC
Métodos convencionales
140,000
120,000
25 MMpc
100,000
80,000
60,000
40,000
20,000
0
30
60
90
145
180
Tiempo, días de producción
> Prácticas de fracturamiento de múltiples etapas versus técnicas tradicionales. En el Campo Cotton Valley de Texas, Goodrich Petroleum utilizó prácticas
de fracturamiento de múltiples etapas para reducir el tiempo del tratamiento (azul) de cinco días a un día, y los costos (verde) de US$ 255,000 a US$ 155,000
por pozo (izquierda). En un programa de 23 pozos, implementado en el mismo campo, el operador produjo 25 MMpc más de gas que el que cabría esperar
con los métodos de tratamiento tradicionales, los cuales a menudo sacrifican la eficiencia del tratamiento para satisfacer los objetivos económicos
(derecha, la escala horizontal no es lineal).
para limpiarlo y finalmente colocaban un tapón
puente compuesto para lograr el aislamiento zonal.
Este proceso se reiteraba para cada zona de interés. Una vez tratada la última zona, se llevó a la
localización del pozo una unidad de tubería flexible
para reperforar los tapones puente compuestos.
Esta secuencia implicó un costo de US$ 250,000
para la compañía y su ejecución insumió cinco días.
Goodrich optó por utilizar el servicio PerfFRAC
para terminar 23 de sus pozos y de ese modo redujo
la duración de la operación de cinco días a un día,
eliminando al mismo tiempo los tapones puente y
Tubería flexible
Conector de
la tubería flexible
Desconectador de
la tubería flexible
Copa superior
Espaciador
Empalme para
fracturamiento
Copa inferior
Tapón inferior
> Selectividad lograda con la herramienta de servicio. Mediante la combinación de una herramienta de servicio con la tecnología de fracturamiento selectivo,
los operadores pueden tratar múltiples zonas en un solo viaje. En los pozos nuevos, cada zona es disparada en forma convencional en un solo viaje a la localización del pozo. Luego, se despliega la tubería flexible o la tubería articulada en el pozo con un arreglo de fondo de pozo de empacadores para agujero
descubierto (derecha). La zona inferior se aísla con empacadoras, por encima y por debajo de la formación objetivo, y el tratamiento de estimulación por
fracturamiento se efectúa a través de la herramienta de servicio (izquierda). El apuntalante residual se elimina del pozo por circulación inversa y el empacador se desplaza a la zona siguiente, donde el proceso se reitera. Los insertos representan el monitoreo de cada tratamiento en tiempo real.
10
Oilfield Review
2,500
Producción promedio de un año de 4 pozos que recibieron el tratamiento CoilFRAC
Producción promedio de cuatro años de 14 pozos que recibieron el tratamiento convencional
Producción promedio Mpc/d
2,000
1,500
+1,000 Mpc/d
1,000
500
0
1
2
3
4
5
6
7
Tiempo, meses
> Incremento de las tasas de producción. En un campo de gas de las Rocallosas, la tasa de producción
promedio de los pozos tratados con el sistema CoilFRAC fue más del doble de la de los pozos del mismo
campo tratados en forma convencional.
la necesidad de contar con una unidad de tubería
flexible (TF) para reperforar los mismos.
Pero el abandono de las prácticas del pasado
arrojó un dividendo más importante que la mera
reducción de los costos operativos y el acortamiento del tiempo para poner en marcha los pozos.
En los primeros 180 días de producción, los 23
pozos recuperaron 708,000 m3 [25 MMpc] adicionales de gas; un incremento del 22% con respecto
a los pozos terminados con métodos convencionales. Este aumento permitió al operador incrementar su recuperación final estimada por pozo en un
10% (página anterior, arriba).
Con todo, el empleo del sistema PerfFRAC significó para Goodrich Petroleum un ahorro de 92
días de terminación en 23 pozos. Por otro lado, la
reducción del equipamiento en la localización del
pozo posibilitó un ahorro de otro 25% en el costo de
terminación por pozo. El tiempo de puesta de la
producción en el mercado se redujo en cuatro días
por pozo, lo que se tradujo en 169,900 m3 [6 MMpc]
“adicionales” de gas para el operador.
Táctica de divergencia
Con la adopción de las bolillas selladoras y las
prácticas de entrada limitada, las zonas tratadas
se pueden aislar y el tratamiento de fracturamiento se puede desviar hacia las zonas sin tratar.
Si bien estas técnicas de aislamiento y divergencia poseen la ventaja de reducir significativamente el número de viajes y los costos requeridos
para fracturar los pozos con múltiples zonas, estos
métodos dejan algunas zonas tratadas en forma
ineficaz como consecuencia de las diferencias
Otoño de 2008
entre los gradientes de fractura de las areniscas
atravesadas por el pozo.
Una solución para esta deficiencia consiste en
aislar y estimular cada zona en forma individual
con un tratamiento diseñado específicamente en
función de las características de cada zona. El arte
radica en hacerlo sin sacrificar las eficiencias obtenidas con otras prácticas, tales como el uso de disparos de entrada limitada y el taponado con bolillas
selladoras. Con ese fin, los ingenieros han desarrollado sistemas que aíslan las zonas entre las capas
impermeables mediante el empleo de empacadores para agujero descubierto que pueden colocarse,
removerse y volver a colocarse varias veces.
El servicio de estimulación con tubería flexible
CoilFRAC utiliza un arreglo de empacadores para
agujero descubierto desplegado a través de la zona
inferior con una herramienta de servicio después
de disparar todo el pozo en forma convencional
(página anterior, abajo). El fluido de estimulación
se bombea luego por la sarta de producción a través
del empalme del empacador para el tratamiento y
dentro del intervalo aislado. A continuación, el
apuntalante residual se remueve por circulación
inversa y el empacador se desplaza a la zona siguiente. Este método no sólo permite la estimulación de todas las zonas en una sola intervención
sino que además, como otros servicios Contact, incrementa la eficacia del tratamiento ya que permite que el operador ajuste cada tratamiento para
que se adecue a la zona en cuestión.
En los pozos más viejos, este tipo de servicio
resulta particularmente adecuado para explotar
las reservas pasadas por alto y para refracturar
zonas terminadas previamente.11 En este tipo de
aplicación, el objetivo no sólo es minimizar el
costo de fracturamiento de los activos maduros
sino también hacerlo protegiendo la tubería de revestimiento degradada de las altas presiones de
tratamiento y los fluidos abrasivos cargados de
apuntalante. La utilización de una herramienta
de servicio como conducto ofrece la ventaja adicional de permitir que el operador trate las zonas
objetivo sin tener que matar primero el pozo; procedimiento del que las formaciones agotadas probablemente no se recuperen.
El valor de ajustar los tratamientos discretos a
las necesidades de cada intervalo en un pozo de
múltiples zonas, quedó claramente demostrado en
un campo petrolero de las Rocallosas de EUA. El
campo contiene múltiples capas verticales de arenisca, cuyos espesores oscilan entre 1.5 y 18.3 m
[5 y 60 pies] y se encuentran distribuidas entre 609
a 1,524 m [2,000 a 5,000 pies] de profundidad. El
operador había utilizado fundamentalmente prácticas de entrada limitada para terminar los pozos
de este campo, pero empleaba tapones puente
cuando la distancia entre las capas era significativa. Sin embargo, debido a la variabilidad de los
gradientes de fractura de cada capa de arenisca,
muchas zonas no eran estimuladas en forma efectiva. Además, algunas capas de arenisca marginales
permanecían sin tratar por razones económicas.
En busca de una forma efectiva para estimular
cada zona sin incrementar los costos de terminación,
el operador del campo optó por utilizar el sistema
CoilFRAC. La decisión fue rentable. Por ejemplo,
un pozo había estado produciendo 53,800 m3/d
[1.9 MMpc/d] después de un tratamiento de estimulación por fracturamiento hidráulico con entrada limitada de múltiples capas. Con el arreglo
de empacadores, se dispararon las capas pasadas
por alto y todo el pozo fue reestimulado. En un día
se efectuaron ocho de esos tratamientos y la tasa
de producción estabilizada del pozo alcanzó
150,100 m3/d [5.3 MMpc/d].
Además de una estimulación más efectiva de
cada capa, los tratamientos insumieron sólo uno o
dos días, mientras que las operaciones efectuadas
con técnicas convencionales requerían varias semanas. En una prueba de cuatro pozos, las tasas
de producción promedio de los pozos tratados con
el sistema CoilFRAC superaron en más de dos
veces a las obtenidas con las terminaciones estándar (arriba, a la izquierda). Como consecuencia,
las reservas recuperables por pozo se incrementaron en más del 75%.
11. Para obtener más información sobre operaciones de
refracturamiento, consulte: Dozier G, Elbel J, Fielder E,
Hoover R, Lemp S, Reeves S, Siebrits E, Wisler D y
Wolhart H: “Operaciones de refracturamiento hidráulico,”
Oilfield Review 15, no. 3 (Invierno de 2003/2004): 42–59.
11
En otro ejemplo, esta vez en el sudeste de Alberta, en Canadá, los ingenieros experimentaban
contratiempos similares en las tareas de estimulación realizadas en un campo de gas somero. Los
pozos del área son terminados normalmente en
cuatro zonas, que oscilan entre 250 y 451 m [820
y 1,480 pies] de profundidad. Las formaciones se
$400,000
componen de areniscas limosas estratificadas que
se fracturan con facilidad.
Históricamente, los operadores de esta área
han utilizado diversas técnicas de fracturamiento,
incluyendo el aislamiento con tapones puente
compuestos. En una terminación de cuatro zonas,
dichas prácticas convencionales demandan 8 via-
16 días
192%
$290,000
Métodos convencionales
Servicio CoilFRAC
4 días
16%
Costo
Tiempo
Incremento de la producción
> Costo, tiempo y producción. En los pozos someros del sudeste de Alberta,
los incrementos en materia de eficiencia de los servicios de fracturamiento
efectuados con la herramienta de servicio son evidentes en todos los aspectos cuando se los compara con los efectuados con técnicas tradicionales.
Los métodos estándar (azul) insumían US$ 400,000 y 16 días por pozo y generaban un incremento de la producción del 16%. En el mismo campo, el uso
del sistema CoilFRAC (rosa) costó US$ 290,000 e insumió 4 días. Además,
permitió lograr un incremento de la producción del 192%.
Orificios de fracturamiento
Empacadores para agujero descubierto
> Servicio permanente. Las múltiples etapas de fracturamiento pueden efectuarse en un solo viaje
mediante el aislamiento de la formación objetivo con empacadores para agujero descubierto. El fluido de
tratamiento se suministra a través de los orificios de fracturamiento de la sección tubular existente entre
los empacadores (extremo superior). Durante las operaciones con el servicio StageFRAC (extremo
inferior), se bombea una bolilla (rojo) en el pozo con la fase final del fluido de tratamiento, la cual se
asienta en una superficie de apoyo dentro de una camisa de deslizamiento. El incremento de presión
resultante abre la camisa. Luego, el fluido es forzado a ingresar en el intervalo situado por encima de
la bolilla asentada y la superficie de apoyo. Al mismo tiempo, la bolilla y la superficie de apoyo forman
un sello que actúa como tapón aislando la zona inferior tratada previamente. Mediante el empleo de
diámetros cada vez más grandes de la superficie de apoyo y la bolilla es posible tratar toda la formación en forma uniforme en una sola intervención, desde la zona más profunda hasta la más somera.
12
jes y 16 días adicionales para terminar el pozo.
Además, se requiere un período de contraflujo
entre cada tratamiento.
Las operaciones de estimulación más eficientes, con múltiples zonas combinadas que se basan
en prácticas de entrada limitada o el uso de bolillas selladoras para crear la divergencia, ahorran
tiempo con respecto a las prácticas tradicionales;
sin embargo, como se analizó previamente, para
lograrlo sacrifican producción. Por otro lado, los
pozos del área son estimulados generalmente en
grupos para aprovechar al máximo el equipo de
fracturamiento.
El operador determinó que, para optimizar las
operaciones de estimulación y producción, cada
zona debía fracturarse en forma individual con
tasas de bombeo reducidas. Como resultado de
esa decisión, los tratamientos de fracturamiento
efectuados con tubería flexible se convirtieron en
la elección obvia y produjeron una reducción del
tiempo operativo al punto que las brigadas trataban dos pozos por día (izquierda). Se trataba de
una ventaja crucial porque, por razones ambientales y económicas, el acceso durante el verano se limita a ventanas operacionales de 10 a 14 días. En
resumen, el uso del servicio CoilFRAC en un campo
se tradujo en un ahorro de US$ 110,000 para la
compañía y en un incremento de la producción de
más del 190%.
Soluciones permanentes
Motivados por el deseo de minimizar el número de
intervenciones o herramientas introducidas en los
pozos horizontales y de alto ángulo, algunos operadores prefieren tratar las zonas utilizando equipos
que formarán parte del diseño de terminación permanente. Una forma de hacerlo es terminar el
pozo utilizando tubería de revestimiento convencional con camisas deslizables. En terminaciones
en agujero descubierto, ese tipo de sistema incluye
empacadores para agujero descubierto operados
hidráulicamente para crear un sello contra la
pared del pozo.
En pozos cementados o terminados en agujero
descubierto, cada zona se trata a través de las camisas de deslizamiento. Los objetivos del cemento
12. Seale R, Donaldson J y Athans J: “Multistage Fracturing
System: Improving Operational Efficiency and
Production,” artículo SPE 104557 presentado en la
Reunión Regional del Este de la SPE, Canton, Ohio,
EUA, 11 al 13 de octubre de 2006.
13. Factor de daño mecánico es el factor adimensional
calculado para determinar la eficiencia de la producción
de un pozo mediante la comparación de las condiciones
reales con las condiciones teóricas o ideales. Un factor
de daño positivo indica que algún daño o influencia está
deteriorando la productividad del pozo. Esto es el
resultado del residuo del fluido de terminación o
perforación que queda sobre o en la formación. Un
factor de daño negativo indica un mejoramiento de la
producción normalmente como resultado de la
estimulación.
Oilfield Review
y de los empacadores para agujero descubierto
son los mismos: proveer aislamiento entre zonas
de diferentes presiones de tratamiento y garantizar el tratamiento a lo largo de toda la extensión
del pozo.
Al igual que otros servicios para múltiples
zonas, las soluciones permanentes reducen además el riesgo mediante la limitación de los viajes
que se realizan en el pozo para colocar y remover
los tapones puente e incrementan la eficiencia del
tratamiento al permitir que el operador diseñe
cada tratamiento para una zona específica. Esta
estrategia además incrementa el número de zonas
que pueden ser tratadas, porque los operadores a
menudo abordan el riesgo mediante la reducción
del número de maniobras de extracción y bajada
de los tapones. Esto conduce inevitablemente a limitar el número de zonas que pueden ser aisladas
y tratadas.
Si en algún momento los ingenieros optan por
refracturar un pozo terminado en forma convencional, en el que todos los disparos se dejan abiertos,
deben hacerlo mediante la herramienta de servicio.
Además del costo del equipo de terminación/reparación requerido para efectuar este procedimiento
y el riesgo involucrado, los tratamientos de fracturamiento hidráulico a través de una herramienta
de servicio, introducen fuerzas de fricción adicionales que limitan la tasa de flujo durante el tratamiento de modo que no puede lograrse el diseño
óptimo.12
Los servicios de fracturamiento y terminación
de múltiples zonas StageFRAC y RapidSTIM incorporan la tecnología Packers Plus; empacadores
para agujero descubierto que son operados con la
tubería de revestimiento convencional para segmentar el yacimiento que incluyen camisas activadas por bolillas colocadas entre cada conjunto
de empacadores. Los dos sistemas son casi idénticos, salvo que el servicio StageFRAC trata las
zonas aisladas a través de orificios de fracturamiento y el servicio RapidSTIM lo hace a través
de boquillas de chorros (jets). Tanto los orificios
de fracturamiento como las boquillas de chorros
se encuentran ubicados entre los empacadores y
detrás de las camisas de deslizamiento activadas
por bolillas (página anterior, abajo). Esta divergencia mecánica permite la colocación precisa
del fluido, la cobertura zonal completa, y una
mayor conductividad efectiva de la fractura.
Eni Congo recurrió a esta solución cuando
debió enfrentar un desafío significativo en sus operaciones marinas cercanas a la costa de la República del Congo, en África Occidental. Estos campos
en proceso de envejecimiento aún contienen grandes volúmenes de reservas en formaciones consolidadas y de baja permeabilidad (10 mD), que son
poco rentables si se estimulan mediante trata-
Otoño de 2008
Empacador permanente
de 7 pulgadas
Disparos a
2,785 m
2,810 m
Orificio de
fracturamiento a
2,801 m
Bolilla de 31⁄4 pulgadas
Empacador hidráulico
para pozo entubado de
7 pulgadas x 41⁄2 pulgadas
Disparos a
2,820 m
2,865 m
Orificio de
fracturamiento a
2,861 m
Bolilla de 3 pulgadas
Empacador hidráulico
para pozo entubado de
7 pulgadas x 41⁄2 pulgadas
Empacador hidráulico
para pozo entubado de
7 pulgadas x 41⁄2 pulgadas
Disparos a
2,870 m
2,910 m
Orificio de
fracturamiento a
2,909 m
Empalme de
circulación a
2,913 m
Orificio de fracturamiento
hidráulico de 41⁄2 pulgadas
Empalme de circulación
de punta de 41⁄2 pulgadas
Extremo inferior
de la tubería de
producción a
2,916 m
> Solución permanente en áreas marinas. El pozo KTM W6 ST posee un liner
cementado de 7 pulgadas, que abarca desde 1,600 hasta 3,110 m [5,250 hasta
10,204 pies] de profundidad. El pozo produjo originalmente de un intervalo
más profundo y fue reterminado como se muestra en la gráfica. Se utilizó el
servicio StageFRAC para disparar el pozo en tres intervalos: desde 2,785
hasta 2,810 m [9,138 hasta 9,220 pies], desde 2,820 hasta 2,865 m [9,252 hasta
9,400 pies] y desde 2,870 hasta 2,910 m [9,416 hasta 9,548 pies]. A cada uno
de los conjuntos de disparos existentes se agregaron nuevos disparos en
grupos de 2 m [6 pies] para reducir el riesgo de arenamiento causado por la
tortuosidad. El arreglo de empacadores, bajado con la tubería de producción de
41⁄2 pulgadas como liner de producción, abarca los tres intervalos disparados.
mientos convencionales. Antes, los tratamientos
de estimulación consistían en la acidificación de
la matriz para eliminar o lograr un factor de daño
mecánico levemente negativo.13
Eni escogió el servicio StageFRAC para tres
pozos entubados y disparados del Campo Kitina
con ocho fracturas hidráulicas apuntaladas, colocadas en tres pozos entubados reterminados. Estos
tratamientos se bombeaban desde una embarcación de apoyo hasta una plataforma marina con es-
pacio limitado en la cubierta. En consecuencia,
sólo pudieron tratarse dos zonas antes de que la
embarcación tuviera que ser reaprovisionada.
El primer tratamiento se efectuó en el Pozo
KTM W6 ST (arriba). Dos de las tres zonas fueron
tratadas a través de un liner de estimulación, sin
desconectar las bombas. Una vez tratado el intervalo inferior, se bombeó una bolilla, se aisló la
zona, y se abrió la zona siguiente. La tercera zona
fue tratada por separado.
13
Nombre del pozo
Tasa de producción
Tasa estable de
Tasa (gasto, caudal, Tasa de producción
estabilizada
petróleo posterior
rata) de producción de petróleo inicial
mejorada, bbl/d
al tratamiento de
posterior al
de petróleo previa
fracturamiento, bbl/d
tratamiento de
al tratamiento de
fracturamiento, bbl/d fracturamiento, bbl/d
KTM-W6 (3 tratamientos
de fracturamiento)
160
2,100
600
+ 440 bbl/d
KTM-111 (3 tratamientos
de fracturamiento)
300
900
650
+ 350 bbl/d
KTM-107 (2 tratamientos
de fracturamiento)
130
1,000
700
+ 570 bbl/d
> Resultados de los tratamientos llevados a cabo en el área marina de El Congo. La producción
estabilizada luego de la campaña de fracturamiento de tres pozos del Campo Kitina se incrementó
en un 230% aproximadamente con respecto a la producción previa al tratamiento de estimulación.
Sistema satelital
Sala de control y laboratorio
Aditivos líquidos
Timonera
Cubierta de carga
Carretes coflexip
Grúa
Silo
Bastidores
de hierro
Tanques
de ácido
Bombas de alta presión
Potencia (HP) hidráulica 16,850 (DeepSTIM)
Potencia (HP) hidráulica 21,450 (DeepSTIM II)
Potencia (HP) hidráulica 12,850 (DeepSTIM III)
Aditivos líquidos a granel
Válvula de alivio de presión
Línea de alta presión
Silo doble:
2,000 pies3
Dos carretes coflexip de
300 pies (1 para DeepSTIM III)
Sistema de
hidratación de
gel PCM
Al cabezal del pozo
0 a 50 bbl/min
0 a 15,000 lpc
0 a 30 bbl/min
Línea de baja presión
Dispositivo
de mezcla con tres
compartimentos
Línea de ácido
Mezclador de ácido
Capacidad de ácido crudo de
8,400 galones (12,600 galones
para DeepSTIM III)
Mezclador de densidad óptima programable (POD)
Tasa de transferencia de 0 a 70 bbl/min
Fluido de terminación
a las bombas
Al sistema de hidratación de gel PCM
Residuos ambientales
Almacenamiento
en seco a granel:
14,200 pies 3 (DeepSTIM)
16,700 pies3 (DeepSTIM II)
8,400 pies3 (DeepSTIM III)
Fluido de terminación:
870 bbl (DeepSTIM)
860 bbl (DeepSTIM II)
810 bbl (DeepSTIM III)
14
Apuntalante al silo
12,000 lbm/min
(10,000 lbm/min
para DeepSTIM III)
Capacidad de fluido gelificado:
4,800 bbl (DeepSTIM)
6,600 bbl (DeepSTIM II)
4,140 bbl (DeepSTIM III)
Además, se trataron tres zonas en la segunda
de las series de tres pozos. En el último pozo, se
determinó que la zona más baja se encontraba
muy próxima a un contacto de agua, por lo que se
dejó sin tratar. La producción estabilizada de los
tres pozos se incrementó un 230% con respecto a
su desempeño previo. La producción previa al tratamiento era de alrededor de 590 bbl/d [94 m3/d];
después del fracturamiento hidráulico, la producción estable fue de 1,950 bbl/d [310 m3/d] (izquierda).
Este enfoque secuencial, es particularmente
prometedor para el entorno marino donde la ejecución de un solo tratamiento de fracturamiento
con técnicas convencionales puede insumir una
semana y debe realizarse desde un equipo de terminación marino que cuesta varios cientos de
miles de US$ por día. Mediante el empleo de empacadores para agujero descubierto y camisas de
deslizamiento para lograr el aislamiento y el fracturamiento de todo el pozo en una sola operación
de bombeo, cada zona puede ser tratada en forma
extensiva con una sola movilización de una embarcación para operaciones de estimulación (izquierda).
En tierra firme, la capacidad de los tratamientos secuenciales para tratar en forma efectiva todo
un pozo que contiene numerosas zonas de calidad
diversa, es lo que hace que esta técnica resulte
atractiva para los operadores. En Arabia Saudita,
la compañía operadora Saudi Aramco había terminado un pozo con una sección horizontal en agujero descubierto de 5,000 pies de extensión, a
través de ocho zonas diferentes de permeabilidad
variable. Debido a su permeabilidad más alta, los
ingenieros preveían que la mayor parte de la contribución de petróleo provendría de la Zona 1.
Dada la longitud y la trayectoria del tramo horizontal, la tubería flexible no llegaría a las secciones inferiores. En consecuencia, el plan consistió
< Capacidad en áreas marinas. El grupo de embarcaciones para operaciones de estimulación
DeepSTIM de Schlumberger está diseñado específicamente para tratamientos de fracturamiento
y otros tratamientos con fluidos. Sus capacidades
de control de calidad y mezcla en sitio (extremo
superior), la capacidad de bombeo (centro), y la
capacidad de almacenamiento (extremo inferior),
además de sus capacidades de posicionamiento
dinámico las hace autónomas. Esto elimina los
problemas asociados con el espacio en cubierta
y el espacio destinado a almacenamiento en las
plataformas y la necesidad de disponer de un costoso equipo de terminación de pozos marino. Dado
que estas embarcaciones están equipadas para
tratar seis o más zonas en forma secuencial,
pueden hacer en seis horas lo que requiere seis
semanas con métodos convencionales. Esto
implica un ahorro significativo puesto que las
tarifas diarias de los equipos de terminación
marinos son significativamente altas.
Oilfield Review
14. Al Mutawa M, Al Matar B, Rahman YA, Liu H, Kelkouli R y
Razouqi M: “Application of a Highly Efficient Multistage
Stimulation Technique for Horizontal Wells,” artículo
SPE 112171 presentado en el Simposio y Exhibición
Internacional sobre Control del Daño de Formación de
la SPE, Lafayette, Luisiana, 13 al 15 de febrero de 2008.
Otoño de 2008
4,000
Profundidad vertical verdadera (TVD), pies
en efectuar un tratamiento ácido a través de la tubería de revestimiento. Sin embargo, debido a su
alta permeabilidad, la Zona 1 en el talón del pozo
recibió todo el ácido y las otras siete zonas quedaron sin tratar. Según lo previsto, y porque había recibido la totalidad del tratamiento ácido, todo el
incremento de la producción provino de la Zona 1.
Para resolver el problema, los ingenieros de
Saudi Aramco optaron por utilizar el servicio
StageFRAC para un tratamiento de fracturamiento
ácido de todas las zonas por etapas. Si bien la Zona
1 había sido tratada, se decidió no abrirla hasta estimular, limpiar y probar las otras siete zonas. Todas
las zonas fueron estimuladas por separado en una
sola operación de bombeo y se las refluyó de inmediato. Las siete zonas previamente sin tratar fueron probadas y los resultados se compararon con
los de un pozo vecino que había sido estimulado utilizando tubería flexible y había sido probado con
todas las zonas abiertas. El pozo que recibió el tratamiento StageFRAC duplicó la producción del
pozo vecino y triplicó su índice de productividad.
Saudi Aramco aplicó nuevamente esta estrategia en una prueba de campo para fracturar hidráulicamente los pozos horizontales largos terminados
en agujero descubierto en la Formación Khuff.
Esta formación es carbonatada, profunda, de alta
temperatura y alta presión. En opinión de los técnicos de la compañía, estos pozos no estaban alcanzando su potencial de producción debido al
daño de formación incurrido durante las operaciones de perforación.
A los ingenieros también les interesaba la factibilidad de reemplazar cada par de tramos laterales duales sin estimular por un solo tramo lateral
estimulado hidráulicamente. Para lograr esto, era
necesario emplear un método que garantizara la
estimulación de todo el largo del pozo; tarea imposible de realizar con técnicas estándar y tubería
flexible en estas terminaciones largas y complejas.
El objetivo de la prueba de campo era el
Pozo H-1 que incluía un solo tramo lateral de
1,169 m [3,835 pies] de longitud, perforado a través de la formación carbonatada Khuff. Se planificaron tres etapas de fracturamiento. El primer orificio
de fracturamiento fue abierto adelante del tratamiento ejerciendo presión sobre la herramienta de
servicio y se efectuó una prueba de inyección de
flujo escalonado (step-rate injection test) para establecer los parámetros de fracturamiento. La primera etapa del tratamiento se efectuó a través de la
tubería de producción, con una tasa de bombeo má-
Mauddud B
Mauddud C
Mauddud C2
Mauddud D
5,000
6,000
Punto de comienzo de la desviación,
6,254 pies de profundidad medida (MD)
9,000 a 9,330 pies
9,460 a 9,550 pies
9,640 a 9,050 pies
9,950 a 10,450 pies
Profundidad de asentamiento del liner de
7 pulgadas, 8,162 pies MD, 7,601 pies TVD
7,000
Zona 6 Zona 5 Zona 4 Zona 3
8,000
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
Zona 2
3,000
Profundidad
total (TD) =
10,520 pies
Zona 1
3,500
4,000
Colocación radial, pies
> Tratamiento de los pozos perforados a través de la Formación Mauddud. En base al modelo petrofísico
del yacimiento, se seleccionaron cuatro intervalos en las formaciones Mauddud C2 y Mauddud D (rojo)
del Campo Sabriyah para un tratamiento de estimulación (inserto). La permeabilidad de la formación
en estas zonas oscila entre 5 y 100 mD a través de la sección. Con la tecnología StageFRAC y los
arreglos de empacadores para agujero descubierto, los cuatro intervalos (rojo) del pozo horizontal
de 781 m [2,562 pies], terminado en agujero descubierto, fueron compartimentalizados en seis zonas
(azul) en base al contraste de permeabilidades. La terminación permanente permitió obtener tasas
de producción que superaron en más de cinco veces el promedio del campo.
xima de 94 bbl/min [15 m3/min] y una presión de
tratamiento de 11,700 lpc [80.66 MPa]. En total, se
bombearon 63.2 m3 [16,700 galones] de fluidos de
tratamiento, incluyendo el ácido y el pre-colchón.
Luego se dejó caer una bolilla de 2.5 pulgadas de
diámetro, se abrió el segundo orificio de fracturamiento, y se bombearon 734.4 m3 [194,000 galones]
de fluido de tratamiento, a razón de 100 bbl/min
[15.9 m3/min] y con una presión de 11,580 lpc
[79.84 MPa]. La etapa final de 243,222 bbl [38,648 m3]
fue bombeada después de dejar caer una bolilla
de 2.75 pulgadas y luego de abrir los orificios de
fracturamiento.
El pozo fue limpiado durante un período de
flujo de 54 horas. Su desempeño se comparó con
los de los Pozos H-2 y H-3, dos pozos horizontales
vecinos productores de gas, sin estimular, que mostraron resultados similares a los del Pozo H-1 durante sus períodos de reflujo. También mostraron
un mejor nivel de desempeño en el campo cuando
fueron puestos en producción por primera vez. Por
otro lado, el espesor productivo neto abierto al flujo
es seis veces superior en el Pozo H-2 y tres veces
en el Pozo H-3, que en el Pozo H-1. Además, tanto
el Pozo H-2 como el Pozo H-3, poseen una permeabilidad y porosidad más altas que el Pozo H-1.
Sin embargo, la comparación del desempeño de
los tres pozos durante el período de flujo inicial indica que los Pozos H-1 y H-2 fueron los mejores productores, con una tasa similar de 1.84 millón de
m3/d [65 MMpc/d]. Sin embargo, el Pozo H-2 logró
la misma tasa con una presión de flujo en boca de
pozo más alta, lo que indica que su desempeño fue
mejor que el del Pozo H-1. El Pozo H-1 estimulado
produjo con una tasa más alta que el Pozo H-3, con
presiones de flujo en boca de pozo similares.
Una mezcla de tecnologías
La divergencia y el aislamiento mecánico que
brinda este tipo de sistema también pueden ser
complementados con la divergencia química.
Kuwait Oil Company (KOC) utilizó una combinación de empacadores para agujero descubierto,
orificios de fracturamiento y químicos para reactivar un pozo horizontal productor de petróleo,
perforado en el Campo Sabriyah, cuya producción
se había reducido a cero inmediatamente después
de terminado el pozo en el año 2004 (arriba).14
KOC también optó por el servicio StageFRAC
porque su sistema de aislamiento mecánico permanece activo durante toda la vida productiva del
pozo y puede utilizarse en el futuro para aislar ciertas zonas en las que está previsto que tarde o temprano sufran irrupción de agua. Se utilizó el ácido
clorhídrico concentrado [HCl] SXE SuperX para lograr un grado de penetración profundo y un mejor
nivel de conductividad de la fractura creada por el
ácido. Este fluido de tipo emulsión es un sistema
de HCl viscoso y altamente retardado, diseñado
para superar los problemas de penetración del
ácido a la hora de estimular yacimientos con temperaturas de más de 121°C [250°F]. El ácido clorhídrico estándar reacciona tan rápido a altas
temperaturas, que es imposible que penetre, o ex-
15
Superficie
Longitudinal
Transversal
Esfuerzo vertical
Esfuerzo horizontal
mínimo σh, min
Esfuerzo horizontal máximo, σH, max
> Mejoramiento de la producción de pozos de gas de lutita. La creación de
fracturas transversales en pozos horizontales incrementa considerablemente
el contacto con la formación de lutita que contiene gas. Las fracturas
transversales (púrpura) son aquellas cuya dirección es perpendicular al
pozo. Se crean mediante la perforación del pozo en la dirección de los
esfuerzos horizontales mínimos. Las fracturas longitudinales (verde) son
paralelas al pozo y resultan del fracturamiento de pozos perforados en la
dirección de los esfuerzos horizontales máximos.
cave, más que unas pocas pulgadas en la formación antes de volverse ineficaz. La penetración
profunda del ácido activo puede lograrse solamente si se retarda la velocidad de reacción del
ácido.
Además, se utilizó el Ácido Divergente Viscoelástico VDA para asegurar la cobertura completa
a través de cada zona.15 Cuando se consume, este
ácido desarrolla rápidamente un alto grado de viscosidad en sitio y se vuelve auto-divergente. El incremento de viscosidad sirve como una barrera
para reducir el desarrollo de agujeros de gusanos
dominantes en la formación y permite el movimiento de los fluidos para estimular otras zonas
sin tratar. Al hacerlo, garantiza el tratamiento a
través de toda la zona objetivo.
Se estimularon seis zonas en tres horas y el
pozo fue puesto a fluir inmediatamente después
de terminado el tratamiento. La combinación de
tecnologías permitió la estimulación exitosa de un
pozo que exhibía un contraste de permeabilidad de
20 a 1 entre las capas, utilizando un equipo de reparación de pozos en vez de una unidad de perforación más cara. El pozo entero fue puesto en
producción de inmediato, obteniéndose un 100% de
petróleo crudo en dos horas. La medición estabilizada indica una producción natural sostenida de
más de 10,000 bbl/d [1,590 m3/d] de petróleo; el
quíntuplo del promedio del campo y el triple que
el mejor pozo del campo.
16
Control en tiempo real
En las operaciones de fracturamiento hidráulico,
también se está utilizando la divergencia química.
A través de la utilización de fluidos divergentes
que se degradan completamente después del tratamiento, es posible estimular numerosas zonas
en una operación continua sin utilizar herramientas de divergencia. La experiencia reciente ha demostrado que este método de divergencia resulta
particularmente adecuado para el tratamiento
por fracturamiento hidráulico de las formaciones
de lutita con gas. En casi todos los casos, los pozos
perforados en formaciones de lutita con gas deben
ser fracturados hidráulicamente para producir
cantidades significativas de gas (arriba). Muchos
de los pozos de gas de lutita nuevos y más profundos son horizontales y su fracturamiento puede
representar una porción considerable de los costos de terminación.
Habitualmente, debido al costo elevado de las
prácticas de fracturamiento de múltiples etapas,
los pozos horizontales de gas de lutita han sido limitados a entre dos y cuatro grupos de disparos por
cada 152 m [500 pies] de sección lateral. Esto significa que un pozo lateral de 2,000 pies, por ejemplo, sería tratado en cuatro etapas solamente, a
través de 8 a 16 zonas de entrada, dejando aproximadamente un 90% del pozo sin tocar. El procedimiento óptimo de fracturamiento de formaciones
de gas de lutita implicaría, por el contrario, 40 o
más etapas más pequeñas, agrupando las fracturas
lo más cerca posible una de las otras.16
Si se combina con el monitoreo de la fractura
en tiempo real, la divergencia química puede utilizarse para controlar la propagación de la fractura
a medida que ésta se genera. Con la categoría dinámica de sistemas de tratamiento del servicio Contact, los ingenieros utilizan el servicio StimMAP
para rastrear la creación de la fractura o el refracturamiento a medida que se bombea el sistema y
luego comparar los resultados con el resultado esperado. Si la fractura se está desviando de su curso
deseado—amenazando, por ejemplo, con ingresar
en una zona de agua—los ingenieros pueden bombear un agente divergente químico, tal como el del
servicio de divergencia efectiva DivertaMAX para
el fracturamiento hidráulico de múltiples etapas,
con el fin de redirigirla. Las lechadas que contienen el fluido DivertaMAX constituyen una combinación de materiales degradables que pueden
bloquear temporariamente las fracturas, producir
la divergencia del flujo de fluido e inducir la creación de fracturas locales y en el pozo.
Esta estrategia es particularmente útil en los
plays de gas de lutita en los que el refracturamiento parecería ser una solución obvia para los
perfiles de producción que experimentan caídas rápidas. Quizás el más activo de estos yacimientos, la
Formación Barnett Shale de la Cuenca Fort Worth
en el norte de Texas, es un yacimiento complejo
en el que la declinación promedio de la producción del primer año es superior al 50%. Como resultado, muchos de estos pozos—normalmente
pozos horizontales con múltiples fracturas hidráulicas transversales colocadas a través del yacimiento—necesitan ser refracturados a los cinco
años de haber sido terminados. Pero los aspectos
económicos dictaminan que esto debe realizarse
en forma más eficaz que la que es posible con los
tratamientos tradicionales de fracturamiento de
múltiples etapas en los que se requiere un equipo
de terminación de pozos.
15. Para obtener más información sobre tratamientos de
estimulación con ácido viscoelástico, consulte: Al-Anzi
E, Al-Mutawa M, Al-Habib N, Al-Mumen A, Nasr-El-Din
H, Alvarado O, BradyM, Davies S, Fredd C, Fu D, Lungwitz
B, Chang F, Huidobro E, Jemmali M, Samuel M y Sandhu
D: “Reacciones positivas en la estimulación de
yacimientos carbonatados,” Oilfield Review 15, no. 4
(Primavera de 2004): 30–47.
16. Unconventional Gas: Shale Gas,” www.unbridledenergy.com/
assets/pdf/About_Shale_Gas.pdf (Se accedió el 2 de
junio de 2008).
17. Seale R: “An Efficient Horizontal Open Hole Multi-Stage
Fracturing and Completion System,” artículo SPE 108712,
presentado en la Conferencia y Exhibición Internacional
del Petróleo de la SPE, Veracruz, México, 27 al 30 de
junio de 2007.
18. http://www.slb.com/content/services/solutions/
reservoir/unconventional_gas_4.asp (Se accedió
el 12 de junio de 2008).
19. http://www.gfz-potsdam.de/portal/ ?$part=CmsPart&$event=
display&docId=2022464&cP=sec43.quicksearch (Se
accedió el 30 de junio de 2008).
Oilfield Review
–2,250
–1,500
–1,500
Distancia, pies
Distancia, pies
–2,250
–750
0
–3,000
–750
0
–2,250
–1,500
Distancia, pies
–750
0
–3,000
–2,250
–1,500
Distancia, pies
–750
0
> Monitoreo de la divergencia. Habitualmente, la rápida declinación de la producción en la Formación Barnett Shale se atribuye
a la estimulación deficiente de la sección correspondiente al talón (extremo inferior derecho de las figuras) del tramo lateral, tal
como lo capta este perfil de monitoreo microsísmico StimMAP (izquierda). En este caso, un tratamiento posterior que incorporó
la tecnología de fracturamiento y divergencia DivertaMAX garantizó la cobertura completa de todas las zonas. El monitoreo de
los datos microsísmicos de los tratamientos de fracturamiento en tiempo real StimMAP Live indicó que se había reestimulado
una sección grande de la fractura original, además de un 25% aproximadamente del tramo lateral nuevo tratado (derecha).
Un operador se encontró frente a este escenario
en un pozo de la Formación Barnett Shale que inicialmente produjo aproximadamente 62,300 m3/d
[2.2 MMpc/d]. En menos de cuatro años, la producción se había reducido a menos de 14,200 m3/d
[500 Mpc/d]. Luego, el monitoreo microsísmico de
los tratamientos de estimulación originales reveló
una oportunidad considerable para incrementar
el contacto con la formación.
El operador empleó el servicio DivertaMAX, juntamente con el sistema StimMAP, como alternativa
a los métodos tradicionales prohibitivamente caros
que utilizan tapones puente y empacadores en una
herramienta de servicio para lograr el aislamiento. En base a las tasas de declinación medidas posteriores al tratamiento, el operador estima
que la inversión en torno a la estrategia de combinación se recuperará a los seis meses del tratamiento de estimulación. Más importante aún, está
previsto que las reservas recuperables se incrementen en un 20% durante un período de 20 años.
Otro pozo perforado en la Formación Barnett
Shale fue terminado en enero de 2005 y un año después experimentó una caída de su producción, pasando de aproximadamente 56,640 m3/d [2 MMpc/d]
a la mitad de ese valor. Los datos microsísmicos
indicaron que se había efectuado un tratamiento
de estimulación menos que óptimo durante la tercera y cuarta etapas del tratamiento original del
pozo. Los registros de producción, corridos en
mayo de 2006 y septiembre de 2007, también mostraron que una porción significativa de la sección
del talón del pozo no estaba produciendo, lo que
Otoño de 2008
redujo el régimen de producción a la mitad, es
decir nuevamente 500 Mpc/d.
Los ingenieros de la compañía decidieron
efectuar un tratamiento de fracturamiento de una
sola etapa para estimular la sección del pozo correspondiente al talón. Las etapas de divergencia
DivertaMAX fueron bombeadas para permitir el
movimiento del punto de entrada de la fractura a
lo largo del tramo lateral. Durante el tratamiento,
se bombearon tapones de divergencia en base a
la retroinformación provista por el servicio de monitoreo StimMAP Live (arriba). Después del tratamiento, la producción se incrementó de inmediato,
pasando de 500 a 1.2 MMpc/d [34,000 m3/d], y se
prevé que la recuperación de la inversión tendrá
lugar en nueve meses. Además, se estima que el
tratamiento posee el potencial para incrementar
las reservas recuperables en 22 millones de m3
[800 MMpc].
Gas de lutita: el próximo desafío
Estimulada por los bajos precios del petróleo de
la década de 1980, la industria del petróleo y el
gas desarrolló rápidamente nueva tecnología que
le permitió perforar pozos direccionales y de alcance extendido, más largos y más intricados. Inicialmente, este esfuerzo se centró en incrementar
el contacto del pozo con la formación en yacimientos naturalmente fracturados que producían
por flujo natural.17 Hoy, la mayoría de esas oportunidades han sido, o están siendo, explotadas y los
operadores deben procurar cada vez más la combinación de los beneficios del contacto extensivo
con las formaciones y el fracturamiento hidráulico para lograr tasas de producción económicas
en sus pozos horizontales.
Si bien esa estrategia se está aplicando en muchos tipos de yacimientos de baja permeabilidad,
tanto nuevos como maduros, el objetivo más tentador para su aplicación hoy quizás resida en los yacimientos de gas de lutita. Alguna vez ignoradas por
los operadores que buscaban plays más sencillos y
retornos más rápidos sobre su inversión, actualmente estas formaciones gasíferas compactas están
incrementando las reservas de gas natural de EUA.
En el año 2007, de acuerdo con la Administración
de Información Energética de EUA, 3.6 x 1012 m3
[1.3 x1011 Mpc] de gas de lutita eran técnicamente recuperables de los yacimientos de EUA. El
desafío consiste en liberarlos.18
Además, debido a la tecnología que se está desarrollando y probando en EUA, es probable que los
yacimientos gasíferos compactos pronto agreguen
un volumen significativo de reservas a nivel mundial.
Si bien aún no se conoce ningún emprendimiento
relacionado con el gas de lutita fuera de América
del Norte, las reservas mundiales es estiman en
más de 453 trillones de m3 [16,000 Tpc] de gas.19
La clave para desarrollar este potencial reside
en terminar los pozos largos y de alto ángulo de
manera eficiente. Tecnológicamente, eso significa
colocar los tratamientos en forma óptima y precisa en cada zona objetivo, a lo largo de toda la extensión del pozo, monitoreando y modificando la
operación en tiempo real y haciéndolo todo a un
costo y en un tiempo mínimos.
—RvF
17