De Las Propiedades De Los Yacimientos A Las Soluciones De Estimulación

De las propiedades de los yacimientos a las soluciones de estimulación La adquisición de un conjunto completo de datos, su interpretación y las técnicas de modelado permiten comprender a fondo las cuencas y los campos; comprensión que constituye un prerrequisito para la exitosa terminación de los pozos. Con información más completa, equipos de expertos desarrollan, perfeccionan y aplican sofisticados modelos para diseñar estrategias de perforación y terminación de pozos, y de desarrollo de campos que permitan mejorar la productividad. Ali O. Al-Qarni Saudi Aramco Udhailiyah, Arabia Saudita Brian Ault Roger Heckman Sam McClure Ultra Petroleum, Inc. Englewood, Colorado, EUA Stan Denoo Wayne Rowe Englewood, Colorado David Fairhurst San Antonio, Texas, EUA Bruce Kaiser Houston, Texas Dale Logan Midland, Texas Alan C. McNally Louis Dreyfus Natural Gas Inc. Midland, Texas Mark A. Norville Milton R. Seim Kerns Oil and Gas Inc. San Antonio, Texas Lee Ramsey Al Khobar, Arabia Saudita Se agradece la colaboración en la preparación de este artículo a Usman Ahmed, Kamel Bennaceur, Leo Burdylo y Mo Cordes, Sugar Land, Texas, EUA; Tom Bratton, Mike Donovan y Steve Neumann, Houston, Texas; Paul DeBonis, Englewood, Colorado, EUA; y Joe Lima, Farmington, Nuevo México, EUA. AIT (herramienta de Inducción de Arreglo), CMR (herramienta Combinable de Resonancia Magnética), CMR-Plus, CNL (registro de Neutrón Compensado), DataFRAC, DESIGN-EXECUTE-EVALUATE, DSI (herramienta Sónica Dipolar), ECS (herramienta de Espectrometría de Captura Elemental), ELAN (Análisis Elemental de Registros), FMI (herramienta de Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total), FracCADE, Litho-Density (herramienta de LitoDensidad), NODAL, Platform Express, PowerJet, PowerSTIM, QLA, RFT (Multiprobador de Formaciones) y UltraJet son marcas de Schlumberger.

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Anualmente se gastan entre dos y tres mil millones de dólares estadounidenses para fracturar más de 20,000 pozos en todo el mundo.1 Sin embargo, menos del 1% de los tratamientos de fracturamiento se diseñan en forma óptima para maximizar la producción y la recuperación. A pesar de la creciente demanda de servicios de estimulación de pozos, el Instituto de Tecnología de Gas, anteriormente Instituto de Investigación de Gas, en Chicago, Illinois, EUA, informa que dos tercios de los pozos fracturados hidráulicamente en los Estados Unidos de Norteamérica no responden como se esperaba y no cumplen con los objetivos del operador.2 Lo mismo ocurre en otras partes del mundo. Una de las razones de este bajo rendimiento es la falta de un proceso de optimización. En consecuencia, los operadores están constantemente tratando de mejorar los métodos de estimulación. A comienzos de la década de 1980, parecía que todo pozo necesitaba un tratamiento de fracturamiento hidráulico; se crearon antecedentes y reputaciones profesionales sobre la base de las libras de apuntalante (sustentante, agente de sostén) bombeadas; estableciéndose muchos "récords." Más tarde, en la industria se descubrió que, como en la mayoría de los casos, había un punto en que la rentabilidad disminuía y la optimización pasaba a ser una cuestión clave. 1. Durante los tratamientos de fracturamiento hidráulico, se inyecta fluido con presiones superiores a los esfuerzos de ruptura de las formaciones para crear una grieta, que se extiende en direcciones opuestas desde un pozo. Estas aletas de fracturas—la longitud de la fractura—se propagan en un plano preferencial de fracturamiento (PFP, por sus siglas en Inglés) perpendicular a la dirección del esfuerzo horizontal mínimo. Al mantenerse abiertas mediante un apuntalante, estos trayectos conductivos aumentan el radio efectivo del pozo, facilitando un flujo lineal hacia la fractura y hacia el pozo. Para mantener la conductividad de la fractura, se utilizan como apuntalantes, arena revestida de resina o de origen natural y productos sintéticos de bauxita o cerámica de alta resistencia, seleccionados mediante tamizado con mallas que se ajustan a los estándares norteamericanos. 2. Hydraulic Fracturing Survey of Industry Practices. Chicago, Illinois, EUA: Gas Research Institute, 1995. 3. Economides MJ y Nolte KG: Reservoir Stimulation, 3a. edición, West Sussex, Inglaterra: John Wiley & Sons Ltd, 2000.

Durante las dos últimas décadas, ha habido cierta optimización de las estimulaciones de pozos, pero no ha sido suficiente. Incluso en la actualidad, la tendencia es confiar en los tratamientos de fracturamiento que se han desarrollado siempre en la misma forma en un área en particular. Esto significa que el diseño detallado de la estimulación utilizando todos los datos necesarios aún no es una práctica corriente. Además de mejorar la producción de petróleo de los yacimientos marginales, la estimulación de pozos está adquiriendo cada vez mayor importancia debido al creciente interés en el gas natural, que normalmente se encuentra en las zonas de menor permeabilidad. Las formaciones con permeabilidad baja o moderada pueden requerir fracturamiento hidráulico para producir a tasas rentables. Incluso en los yacimientos con mayores permeabilidades, la estimulación es una forma efectiva de mejorar la producción o acelerar la recuperación, especialmente durante períodos de aumento de los precios del petróleo y el gas, o cuando la viabilidad económica de un proyecto exige un rápido retorno de la inversión. La tecnología de la estimulación también se aplica como medida preventiva para evitar o retardar los problemas relacionados con la productividad, como la producción de arena, el movimiento de finos de la formación, y el depósito de incrustaciones y elementos orgánicos.3 Estas aplicaciones son especialmente importantes en áreas marinas, donde los costos de intervención durante la vida útil de un pozo o yacimiento, pueden ser extremadamente altos y, con frecuencia, prohibitivos. En muchos casos, la estimulación constituye una porción substancial de los costos de terminación de un pozo. Los avances en la estimulación tridimensional (3D) hacen más eficientes la caracterización del yacimiento y el diseño de la estimulación, pero obtener la información para los correspondientes modelos sigue siendo un reto para geólogos, petrofísicos e ingenieros que diseñan los progra-

Oilfield Review

Producción

Rendimiento de terminación optimizada

Rendimiento de terminación estándar

Tiempo

mas de perforación, terminación o estimulación. Se deben considerar muchas variables y una gran cantidad de datos, algunos de los cuales son esenciales para predecir las posibles tasas de producción, las reservas y los factores de recuperación que se utilizan para determinar estrategias de terminación o estimulación de pozos. La precisión de los modelos petrofísicos y algunas características esenciales del yacimiento, como la permeabilidad, la porosidad, la saturación de fluido, la magnitud y la dirección de las tensiones tectónicas, además de otras propiedades mecánicas de la roca, influyen considerablemente en las decisiones sobre el desarrollo de los campos. Muchos de estos parámetros, incluso aquéllos con gran influencia en los diseños de terminación y estimulación, muy a menudo se basan en correlaciones estándares, promedios, estimaciones e incluso supuestos. En lugar de basarse en conjuntos limitados de datos, tipificación de rocas, experiencias anteriores y prácticas locales, que pueden conducir a imprecisiones, cálculos erróneos y deficiencias en la terminación, los diseños de estimulación optimizados exigen los datos más confiables y completos posible. Las modernas herramientas de evaluación de formaciones permiten la realización de análisis en la localización del pozo y la adquisición de da-

Primavera de 2001

tos continuos y de alta resolución a lo largo de las zonas de interés, para cuantificar parámetros importantes del yacimiento y mejorar el modelado predictivo. Estas mediciones directas y el conocimiento de otros datos, como los datos de núcleos continuos (coronas), la presión y la producción, y las pruebas de formaciones, como los tratamientos de minifracturas con ayuda del sistema DataFRAC, proporcionan correlaciones para complementar y verificar los valores inferidos en forma empírica. Las técnicas de interpretación más avanzadas y los formatos innovadores para los datos procesados están marcando el camino para lograr mejores modelos y óptimas estimulaciones, ya que proveen valores que antes eran desconocidos o difíciles de determinar con exactitud, especialmente para los yacimientos heterogéneos y de baja permeabilidad. En algunos casos, este tipo de información detallada ayuda incluso a identificar zonas productivas que de otra forma podrían no considerarse. Para seleccionar y aplicar las mejores tecnologías de estimulación y soluciones de terminación, tanto las empresas operadoras como las compañías de servicios deben utilizar una amplia gama de capacidades y experiencia. La colaboración recíproca es esencial, porque los operadores aportan conocimientos acerca del yacimiento y

experiencia de campo, y los proveedores de servicios integrados ofrecen lo último en tecnología específica y la experiencia adquirida trabajando en una serie de campos y cuencas. Además de mejores resultados de la estimulación y mejor rendimiento del pozo, los productores desean que se les proporcionen servicios oportunos y efectivos en materia de costos. Por esta razón, los servicios de procesamiento de datos y una infraestructura adecuada de manejo del conocimiento resultan indispensables para un intercambio de datos en tiempo real entre las ubicaciones dispersas de los campos y las oficinas. La adquisición de conjuntos de datos completos, junto con la información tecnológica (IT, por sus siglas en Inglés) basada en la infraestructura y herramientas de la Red (Web-based), mejora la caracterización de los yacimientos para ayudar a la optimización de las estimulaciones. Con un manejo correcto de los conocimientos, es posible beneficiarse de las experiencias y lecciones de terminaciones de pozos previamente adquiridas. La información se distribuye en forma eficiente, de manera que los grupos multidisciplinarios pueden trabajar en forma conjunta incluso a grandes distancias, lo que implica un menor tiempo de ejecución para la caracterización del yacimiento. Como resultado de esto, los avances logrados en las

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Consideraciones geológicas

• Comprender modelos geológicos • Evaluar datos para los modelos geológicos • Definir trampas estructurales y estratigráficas • Interpretar el ambiente de depositación

Consideraciones del yacimiento

Pruebas de pozos

• Analizar datos de • Diseñar y analizar registros y núcleos pruebas de incremento de presión • Analizar pozos vecinos • Analizar datos de • Desarrollar modelos de presión y tasas interpretación locales de flujo • Aplicar tecnología • Realizar predicciones específica de rendimiento • Desarrollar un conjunto de datos de fractura tridimensional • Finalizar la caracterización del yacimiento antes del fracturamiento

Diseño de la terminación de pozos

Diseño de la estimulación

Ejecución en el pozo

Evaluación posterior al trabajo

• Analizar datos poste• Recomendar intervalo • Prueba piloto de fluidos • Asegurar y controlar riores al tratamiento la calidad de fracturamiento de disparos • Utilizar modelos de in- • Asegurar el cumplimiento • Realizar análisis de • Diseñar servicio de terpretación y experien- de los criterios de diseño datos de producción minifracturas con el cia locales en caracte- • Supervisar la implementa- después del tratasistema DataFRAC rización de yacimientos ción del plan de bombeo miento • Optimizar el revestidor • Diseñar y analizar • Optimizar el tratamiento • Analizar pruebas de y los tubulares pruebas de presión de fracturamiento diagnóstico • Realizar simulación transitoria después del yacimiento del tratamiento Servicios de fracturamiento estándar • Diseñar la sarta de levantamiento artificial por gas Servicios de DISEÑO-EJECUCIÓN-EVALUACIÓN • Utilizar nueva tecnología apropiada

Soluciones de estimulación optimizada PowerSTIM

> Optimización de la estimulación. La metodología PowerSTIM comienza con un conjunto de datos básicos, incorpora consideraciones geológicas y del yacimiento, y desarrolla diseños de estimulación optimizada mediante la adquisición y el procesamiento de conjuntos completos de datos. Una evaluación detallada con posterioridad a la estimulación provee datos para el constante mejoramiento de las terminaciones y estimulaciones de pozos y el desarrollo del campo. En comparación, los servicios de fracturamiento estándar incluyen sólo el diseño de tratamientos con datos básicos, a menudo limitados, y ejecución en el pozo con escasa evaluación posterior al trabajo. No se incluye la adquisición, el procesamiento ni la interpretación de datos adicionales.

tecnologías de evaluación y fracturamiento de formaciones durante los últimos 20 años, se pueden aplicar en forma más rápida y eficiente que nunca, y a menudo con un menor costo. La optimización de las estimulaciones se puede lograr de varias formas, desde una leve modificación de los diseños de fracturamiento hasta la aplicación de nuevas técnicas, o una completa modificación de los esquemas de desarrollo de los campos. En un campo de Egipto, por ejemplo, los costos de desarrollo se redujeron en un 42%, al cambiar un programa de perforación de 23 pozos de relleno por uno de facturamiento hidráulico de 13 pozos. Existe gran potencial para mejorar considerablemente los diseños de terminación, optimizar los tratamientos de estimulación y mejorar la producción. El fracturamiento hidráulico de formaciones más permeables, una técnica probada en Venezuela y Prudhoe Bay, Alaska, EUA, aún no se ha aplicado en otras partes del mundo. El refracturamiento para optimizar la recuperación es otra aplicación de las técnicas de estimulación que es objeto de permanente investigación. Este artículo se centra en la optimización de la estimulación mediante el uso del proceso de estimulación y terminación PowerSTIM a fin de desarrollar modelos específicos para campos o cuencas y aplicar soluciones específicas de terminación de pozos. La base de esta iniciativa es una metodología de ingeniería probada y un flujo

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de trabajo único basado en la infraestructura y aplicaciones de la Red. A través de historias de casos, se ilustra cómo este método aprovecha las oportunidades de estimulación y mejora los resultados financieros, mediante la utilización íntegra de información obtenida durante la perforación, la evaluación, la terminación y la producción de los pozos. Desarrollo de las soluciones correctas Las estimulaciones optimizadas requieren de un cambio escalonado en la provisión de servicios de evaluación de formaciones, caracterización de yacimientos, y estimulación y terminación de pozos. La iniciativa PowerSTIM provee un flujo de trabajo y herramientas para un rediseño de las terminaciones y los tratamientos de estimulación de pozos. Combina las tecnologías de caracterización de yacimientos en pozos abiertos y entubados, de perforación y mediciones, y de terminación y estimulación, para ofrecer una nueva visión de los yacimientos. Esta metodología se centra en la producción de pozos y el desarrollo del campo, integrando la pericia petrofísica y el conocimiento sobre el yacimiento con el diseño, la ejecución y la evaluación (arriba). El enfoque PowerSTIM se centra en la creación de modelos predictivos específicos de campos o cuencas con el objetivo de proveer recomendaciones oportunas y especiales para las terminaciones de pozos. Este método ayuda a

los equipos de expertos a recopilar, procesar y evaluar la mayor cantidad de información posible acerca de un yacimiento, a fin de optimizar los diseños de estimulación y terminación. La experiencia y las lecciones aprendidas se evalúan e incorporan para cerrar el ciclo de optimización. Un detallado proceso interno de Schlumberger y una herramienta única de intranet que se apoya en la infraestructura y herramientas de la Red, combinan las respuestas suministradas por los datos de registros y pruebas de pozos, y por el análisis de núcleos y las pruebas efectuadas en el pozo con diseños de estimulación para maximizar los beneficios de la misma. Los métodos PowerSTIM generan más valor que la aplicación de servicios y el procesamiento de los resultados en forma separada. En conjunto, la mejor evaluación de la permeabilidad, la porosidad, la saturación de agua, las propiedades mecánicas de la roca, los perfiles de esfuerzo y el espesor neto, forman la base de soluciones específicas para el desarrollo de un yacimiento o campo en particular. El flujo de trabajo PowerSTIM se puede dividir en dos etapas. La primera etapa se centra en algunos pozos—tres a cinco—de un campo (página siguiente, gráfica superior). Con una mayor eficiencia en la adquisición de datos, un análisis detallado y un trabajo conjunto con la compañía operadora, el operador y los expertos de Schlumberger desarrollan un modelo de yaci-

Oilfield Review

miento que predice parámetros clave y pronostica la producción. Una vez establecido un modelo inicial, el énfasis se dirige ahora a la identificación de tecnologías para mejorar el rendimiento del pozo. Los geólogos, petrofísicos e ingenieros de yacimientos o de producción utilizan este modelo local para hacer recomendaciones sobre terminación y estimulación para las diversas etapas de la vida productiva de un campo. En la segunda etapa, los geocientíficos e ingenieros perfeccionan el modelo de yacimiento y los diseños de terminación para proporcionar rápidamente soluciones de simulación integradas para futuros pozos (abajo). En muchos casos, los equipos de trabajo entregan modelos actualizados después de horas de haberse concluido la adquisición de los registros. Este enfoque "en el momento" (es decir, durante el proceso) hace que la metodología PowerSTIM sea una parte integrante de la planificación de las terminaciones, en lugar de un elemento posterior a las mismas. El conocimiento adquirido mediante la obtención, la interpretación y el formateo de conjuntos completos de datos, usando las más modernas tecnologías de registros, núcleos y pruebas de pozos, y las técnicas de estimulación de última generación, resultan esenciales para el éxito de estos proyectos. Una de estas tecnologías es la resonancia magnética nuclear (RMN).4 Las sondas de registros, como la herramienta Combinable de Resonancia Magnética CMR aplican un campo magnético para excitar los átomos de hidrógeno en las formaciones, luego relajan ese campo magnético y miden el tiempo que toman los átomos para su realineación. Este tiempo de relajación transversal, T2 de RMN depende del tamaño del poro y la porosidad, la cual se relaciona con la permeabilidad. La distribución de T2 se utiliza como una indicación de la porosidad y de la permeabilidad. Los poros más pequeños tienen tiempos de relajación transversal menores, mientras que los poros más grandes tienen tiempos de relajación más largos. A partir del análisis de laboratorio de muestras de núcleos, se ha identificado un tiempo de relajación transversal útil para diferenciar los fluidos libres de los fluidos ligados. En el caso de las secuencias típicas de areniscas y lutitas, este valor de corte (cutoff) es de 33 mseg. Los poros con un tiempo de relajación transversal mayor a este valor de corte contienen fluidos producibles. Las herramientas sónicas, como la Sónica Dipolar DSI excitan las formaciones con ondas acústicas y miden los tiempos de tránsito compresionales y de cizallamiento (corte) resultantes.5 Los tiempos de tránsito se convierten en

Primavera de 2001

PowerSTIM Etapa 1

Pozo A

• Datos y conocimientos locales existentes • Base de datos de fracturamiento • Librería de modelos petrofísicos • Base de datos de producción • Datos de pozos vecinos • Base de datos de clientes • Conjunto de datos básicos

• Obtener conjuntos completos de datos • Calibrar datos con valores de núcleos • Desarrollar nuevos modelos • Optimizar diseño de terminación • Evaluar soluciones técnicas • Predecir resultados de producción • Realizar evaluación posterior al trabajo • Ajustar la historia de producción • Perfeccionar los modelos

Pozo B

Pozo C

• Obtener nuevos datos optimizados • Aplicar modelos anteriores • Calibrar datos con valores de núcleos • Revisar los modelos actuales • Optimizar diseño de terminación • Aplicar tecnología innovadora • Predecir resultados de de producción • Realizar evaluación posterior al trabajo • Ajustar la historia de producción • Perfeccionar los modelos

• Obtener nuevos datos optimizados • Aplicar modelos perfeccionados • Optimizar el modelo de terminación • Predecir la producción • Verificar los modelos • Realizar evaluación posterior al trabajo • Perfeccionar los modelos • Aplicar soluciones de estimulación y terminación optimizadas

> Caracterización del yacimiento, la primera etapa del proceso PowerSTIM.

Paso 1

PowerSTIM Etapa 2

Caracterización del yacimiento

• Registros a pozo abierto • Evaluación petrofísica con modelos de interpretación Modelo específico • Evaluación geológica, de campo o estratigráfica yacimiento y estructural aplicado • Analizar datos en la etapa 1 de pruebas de pozos

Paso 2

Diseño de la terminación

Paso 3

Ejecución

Evaluación

Resumen y recomendaciones

• Diseño de la • Diagnósticos • Parámetros reales • Recomendaciones terminación de minifractudel tratamiento para futuro • Optimización de la ras/DataFRAC • Análisis de presión desarrollo terminación • Revisar diseño de posterior a la • Plan de acción • Evaluación de la estimulación fractura • Actualizar la base cementación por fractu• Ajustar las propiede datos • Diseño de los ramiento dades de fracturas • Diseño y evaluadisparos hidráulico revisadas ción de todo el • Diseño de estimula- • Evaluar datos de • Analizar datos de ciclo en cada ción por fracturacontraflujo de producción postepozo miento hidráulico las fracturas riores al trata• Revisar los mode• Propiedades de fracmiento los y la base de turas anticipadas • Realizar evaluación datos • Predicción de la producción por parte del • Aplicar soluciones • Recomendación técnica equipo PowerSTIM optimizadas al pozo siguiente

> Optimización de las soluciones de estimulación y terminación, la segunda etapa del proceso PowerSTIM.

4. Allen D, Crary S, Freedman B, Andreani M, Klopf W, Badry R, Flaum C, Kenyon B, Kleinberg R, Gossenberg P, Horkowitz J, Logan D, Singer J y White J: "How to Use Borehole Nuclear Magnetic Resonance," Oilfield Review 9, no. 2 (Verano de 1997): 34-57. Allen D, Flaum C, Ramakrishnan TS, Bedford J, Castelijns K, Fairhurst D, Gubelin G, Heaton N, Cao Minh C, Norville MA,

Seim MR, Pritchard T y Ramamoorthy R: "Tendencias en registros de RMN," Oilfield Review 12, no. 3 (Invierno de 2001): 2-21. 5. Brie A, Endo T, Hoyle D, Codazzi D, Esmersoy C, Hsu K, Denoo S, Mueller MC, Plona T, Shenoy y Sinha B: "New Directions in Sonic Logging," Oilfield Review 10, no. 1 (Primavera de 1998): 40-55.

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propiedades mecánicas de la roca, como el módulo de cizallamiento, el módulo de elasticidad de Young y la relación de Poisson.6 Estos parámetros inferidos se pueden mejorar aún más, mediante la correlación con mediciones directas efectuadas sobre núcleos o con pruebas de formaciones. También se pueden medir datos sónicos radiales, o azimutales, para inferir la dirección del plano preferencial de fracturamiento (PFP, por sus siglas en Inglés). Estos datos sirven para asegurar el drenaje del yacimiento mediante un emplazamiento correcto del pozo. La herramienta de Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total FMI se utiliza para identificar fallas, fracturas naturales, porosidad secundaria y fracturas inducidas en los pozos. Si estas últimas se encuentran presentes y son evidentes en los registros FMI, se producen en forma perpendicular a la dirección del esfuerzo principal y ayudan a confirmar los datos del registro DSI. Estas modernas tecnologías de registros sónicos y de RMN, combinadas con el análisis de núcleos o las pruebas de formaciones y pruebas de producción del pozo, permiten una caracterización más precisa del yacimiento, lo cual contribuye a una mejor simulación y a un adecuado diseño de la fractura. Los programas de diseño, como el modelo tridimensional FracCADE, predicen la geometría de las fracturas inducidas hidráuEconomía marginal

Longitud de la fractura

licamente (altura, longitud y ancho) mediante el uso de parámetros de la formación, tales como el módulo de cizallamiento, el módulo de elasticidad de Young, la relación de Poisson, la permeabilidad, el esfuerzo de sobrecarga y la presión. Se han desarrollado varias herramientas nuevas para ayudar a asociar la evaluación de formaciones, y el análisis petrofísico y de producción, con los diseños de estimulación y terminación. Por ejemplo, el programa ZoneAID es una rutina única que analiza las zonas del intervalo de interés, una por una, para identificar y evaluar zonas individuales en una formación con varias capas. Esta herramienta de análisis es un nexo esencial entre los datos de evaluación de la formación y el programa FracCADE. El programa FracVIZ es una herramienta de visualización para entender mejor la geometría, la orientación y las barreras de contención de las fracturas, así como también su relación con el tamaño del yacimiento. El análisis de los datos de producción con la herramienta de Interpretación de Datos de Producción después del Fracturamiento PROFIT determina la longitud y conductividad de la fractura y la permeabilidad efectiva de las formaciones estimuladas sin cerrar los pozos para el análisis. El programa PSPLITR usa los datos de registros de producción para asignar correctamente la producción a cada intervalo completado, y asegu-

Conductividad de la fractura

Terminación natural

30

25

Porosidad de núcleo, %

Punto de núcleo 20

15

10

5

0 0.0001

0.001

0.01

0.1

1.0

10.0

100.0

1000.0

Permeabilidad de núcleo, mD

> Efecto de la permeabilidad en las decisiones de terminación y estimulación. Las formaciones tienen diferentes requisitos para una estimulación óptima. Para las permeabilidades más bajas, la economía es marginal. Para las permeabilidades levemente mayores, la longitud de la fractura se convierte en el parámetro esencial de diseño. Para permeabilidades aún mayores, la conductividad de la fractura es la característica dominante. Es posible que las formaciones de permeabilidad más alta no necesiten tratamiento de estimulación alguno.

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rar una análisis cuantitativo para calcular la producción en forma confiable y evaluar las características de la fractura en yacimientos de múltiples zonas que producen en forma simultánea. La productividad del pozo se evalúa mediante el análisis NODAL, una técnica que considera los disparos, los tubulares y las instalaciones de superficie, mediante el tratamiento de cada interfaz de presión como un nodo con varias variables.7 Estas herramientas y técnicas se combinan en el entorno PowerSTIM para generar soluciones innovadoras. Predicción de la permeabilidad La permeabilidad influye en las decisiones de terminación de pozos y es un factor clave en los diseños óptimos de tratamientos de fracturamiento. Es posible que las formaciones de alta permeabilidad no necesiten estimulación para lograr una mayor productividad, mientras que las zonas de baja permeabilidad pueden requerir tratamientos masivos de fracturamiento hidráulico (abajo). Sin embargo, es importante recordar que la estimulación de formaciones de alta permeabilidad es aún una opción viable cuando la producción de arena y los movimientos de finos de la formación constituyen temas de preocupación. Los métodos tradicionales para medir o calcular la permeabilidad no siempre proveen valores representativos y pueden ser costosos, lentos o riesgosos. Las muestras de núcleos proporcionan información valiosa para llenar los vacíos, pero muestran una porción estadísticamente pequeña de la zona de interés. Las pruebas de incremento de presión y el ajuste de la historia de producción proporcionan la permeabilidad promedio de las zonas abiertas al flujo, pero no suministran información acerca de las formaciones o lutitas adyacentes. En algunos casos, podría ser necesario estimular los intervalos productivos primero, sólo para que fluyan y se los pueda probar. Para mejorar las terminaciones en la formación Lobo en el sur de Texas, EUA, Conoco consideró otros métodos para obtener datos de permeabilidad confiables.8 Las mediciones precisas de la permeabilidad de las capas individuales en secciones con múltiples zonas productivas son esenciales para predecir la geometría de las fracturas, seleccionar los sistemas de tratamiento (apuntalantes y fluidos) y determinar los parámetros de ejecución del trabajo (tasas de bombeo y presiones). Anteriormente, el grupo de activos de la formación Lobo obtuvo valores de permeabilidad de los datos de incremento de presión y de los

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núcleos laterales (muestras de pared, testigos laterales), sobre la base de datos de registros y correlaciones estándares de permeabilidad. Varias compañías ofrecen servicios de registros de permeabilidad, de modo que una opción era desarrollar un método para calcular la permeabilidad a partir de registros continuos de herramientas operadas a cable. Para evaluar esta opción, se realizaron registros CMR en pozos donde los datos de permeabilidad también se obtuvieron en núcleos laterales. Este proyecto generó elementos esenciales para que un equipo integrado de geocientíficos e ingenieros pudiera abordar la optimización de la estimulación de un yacimiento con una permeabilidad variable mediante la aplicación del proceso PowerSTIM. La permeabilidad, el perfil de esfuerzos y el espesor neto son parámetros esenciales del yacimiento. Los objetivos de esta evaluación eran calibrar los datos de permeabilidad de registros y de núcleos, de manera de crear un modelo local confiable para predecir la permeabilidad, cuantificar los perfiles de esfuerzo del yacimiento e identificar el espesor neto, especialmente en las zonas de baja permeabilidad. El modelo debía ser válido para la formación Lobo y capaz de proveer datos en tiempo real. El programa de registros definitivo debía ser más efectivo en materia de costos que otros métodos de obtención de datos de permeabilidad. La evaluación inicial comprendió tres pozos. El programa de registros para el primer pozo incluyó la herramienta de Inducción de Arreglo AIT, el registro de Lito-Densidad, los datos del registro de Neutrón Compensado CNL y un registro de rayos gamma para correlación. Se recomendaron otros registros adicionales para obtener mediciones de permeabilidad, identificar el espesor neto y construir perfiles de esfuerzos para ingresarlos al programa de diseño FracCADE. Se utilizó la herramienta CMR para determinar la distribución del tamaño de los poros y su relación con la permeabilidad. La herramienta de Espectrometría de Captura Elemental ECS ayudó a determinar el tipo de arcilla y facilitó el análisis petrofísico adicional. Los núcleos laterales obtenidos con el Cortador de Núcleos Laterales MSCT permitieron calibrar las mediciones del registro CMR. Para representar mejor las condiciones en sitio, las permeabilidades de núcleos fueron corregidas por los efectos de la presión neta de sobrecarga. El equipo PowerSTIM se basó en los resultados del Análisis Elemental de Registros ELAN y en los datos del registro DSI para obtener las propiedades mecánicas de las rocas y los perfi-

Primavera de 2001

Fluido libre

Porosidad

0.3

Porosidad neutrón vol/vol

0.0

0.3

vol/vol Porosidad total CMR vol/vol Cruce

Permeabilidad de núcleos laterales corregida por sobrecarga neta

Porosidad de densidad

Porosidad de densidad 0.3

Permeabilidad CMR, mD

0.0 0.3 0.0 0.3

vol/vol Fluido ligado CMR vol/vol Fluido libre CMR

0.0 Ecuación de seudopermeabilidad 0.0 0.002 en base a la porosidad 20.0 0.002

Ecuación de Timur-Coates estándar 20.0

> Valores iniciales de la permeabilidad de registros versus valores de núcleos laterales de la formación Lobo. En el Carril 3, se muestran las permeabilidades calculadas a partir de los datos de la herramienta Combinable de Resonancia Magnética CMR mediante la ecuación de Timur-Coates estándar, con exponentes típicos del sur de Texas basados en la experiencia, y un valor de corte de 33 mseg para T2 (curva a trazos púrpura). Estos valores no coincidieron con las permeabilidades de núcleos laterales (Carril 3, puntos púrpura) en el primer pozo del estudio de caracterización de la formación Lobo. La correlación fue aceptable en algunas zonas, pero no en otras.

les de esfuerzos. Los disparos se efectuaron con cargas PowerJet de alta penetración, con el objetivo de asegurar una buena comunicación entre el pozo y la formación.9 Durante las operaciones de disparo, se obtuvieron las presiones de fondo. Además, se evaluaron los mejores métodos disponibles para ajustar la permeabilidad CMR con los datos de núcleos. Inicialmente, la permeabilidad se calculó usando la ecuación estándar de permeabilidad de Timur-Coates, con un valor de corte de 33 mseg para T2 en areniscas, y exponentes de la ecuación basados en datos experimentales del sur de Texas. En las zonas de gas, sin embargo, la porosidad CMR puede ser pesimista. Tanto las predicciones de permeabilidad CMR como las relaciones entre permeabilidad y porosidad convencionales, arrojaron resultados mezclados al compararse con valores de núcleos (arriba). El equipo del proyecto Lobo recomendó extraer más núcleos para obtener un mejor referencial de la permeabilidad para la correlación, pero las condiciones del pozo impidieron obtener los datos adecuados en el segundo pozo.

6. El módulo de cizallamiento es una constante de los materiales elásticos; es la relación entre el esfuerzo de corte y la deformación por corte. El módulo de elasticidad de Young es también una constante de los materiales elásticos; es la relación entre el esfuerzo longitudinal y la deformación longitudinal. La relación de Poisson es otra constante elástica que indica la relación entre las deformaciones latitudinal y longitudinal, o una medición de la compresibilidad del material perpendicular a la dirección del esfuerzo aplicado. Esta relación se puede expresar en términos de propiedades medidas, incluidas las velocidades de las ondas compresional y de cizallamiento. 7. Bartz S, Mach JM, Saeedi J, Haskell J, Manrique J, Mukherjee H, Olsen T, Opsal S, Proano E, Semmelbeck M, Spalding G y Spath J: "Lets Get the Most Out of Existing Wells," Oilfield Review 9, no. 4 (Invierno de 1997): 2-21. 8. Kerchner S, Kaiser B, Donovan M y Villereal R: "Development of a Continuous Permeability Measurement Utilizing Wireline Logging Methods and the Resulting Impact on Completion Design and Post Completion Análisis," artículo de la SPE 63259, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Dallas, Texas, EUA, Octubre 1-4, 2000. 9. Behrmann L Brooks JE, Farrant S, Fayard A, Venkitaraman A, Brown A, Michel C, Noordermeer A, Smith P y Underdown D: "Técnicas de diseño de los disparos para optimizar la productividad," Oilfield Review 12, no. 1 (Verano de 2000): 54-79.

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Porosidad

Fluido libre

Permeabilidad de núcleos laterales corregida por sobrecarga neta

Porosidad neutrón

0.3 0.3

vol/vol Porosidad de densidad vol/vol Porosidad total CMR vol/vol Cruce

0.0 0.0 0.3 0.0 0.3

Porosidad de densidad vol/vol Fluido ligado CMR vol/vol Fluido libre CMR

Ecuación de Timur-Coates corregida 0.0 0.002 por sobrecarga neta 20.0 Ecuación de Timur-Coates 0.0 0.002 para baja permeabilidad 20.0 0.002

Perfeccionamiento de datos de permeabilidad derivados de registros versus valores de núcleos laterales de la formación Lobo. Se obtuvieron más núcleos laterales en el tercer pozo de este estudio para probar y perfeccionar el modelo de permeabilidad (puntos púrpura). La ecuación de TimurCoates estándar tampoco resultó en este pozo (curva púrpura de rayas). Las correcciones por los efectos de sobrecarga neta mejoraron las predicciones de permeabilidad CMR en la zona inferior, pero no en las otras dos zonas (curva verde). Una versión de la ecuación de Timur-Coates para yacimientos de baja permeabilidad coincidió con los valores de permeabilidad de núcleos en los intervalos superior e intermedio, pero subestimaron los valores en la zona inferior (curva negra).

>

0.3

Permeabilidad CMR, mD

Ecuación de Timur-Coates estándar 20.0

Porosidad

Fluido libre

Permeabilidad CMR, mD

Porosidad neutrón 0.3 0.3 0.3

vol/vol Porosidad de densidad vol/vol Porosidad total CMR vol/vol Cruce

>

Optimización de la permeabilidad de registros versus los valores de núcleos laterales de la formación Lobo. Mediante una ecuación de TimurCoates especialmente modificada para la formación Lobo, con exponentes proporcionados por el Centro de Investigaciones Doll de Schlumberger, se obtuvo una mejor correlación entre los valores de registros y de núcleos de la permeabilidad de la formación Lobo (curva roja) a lo largo de todo el tercer pozo.

0.0 0.0 0.3 0.0 0.3

Porosidad de densidad vol/vol Fluido ligado CMR vol/vol

Permeabilidad de núcleos laterales corregida por sobrecarga neta 0.0 Ecuación de Timur-Coates específica 0.0 0.002 para la formación Lobo 20.0

Fluido libre CMR

0.002

Ecuación de Timur-Coates estándar 20.0

La porosidad y la permeabilidad no correlacionan Alta porosidad

Alta porosidad

Baja porosidad

50

Oilfield Review

Porosidad

0.3

Fluido libre

Porosidad neutrón vol/vol

0.0

0.3

vol/vol Porosidad total CMR vol/vol Cruce

Permeabilidad de núcleos laterales corregida por sobrecarga neta

Porosidad de densidad

Porosidad de densidad 0.3

Permeabilidad CMR, mD

0.0 0.3 0.0 0.3

vol/vol Fluido ligado CMR vol/vol Fluido libre CMR

0.0 Ecuación de Timur-Coates específica 0.0 0.002 para la formación Lobo 20.0 Ecuación de Timur-Coates estándar 0.002 20.0

> Validación de la permeabilidad de registros optimizada versus los valores de núcleos laterales de la formación Lobo. En el Carril 3, se muestran los datos de registros del primer pozo de este proyecto, reprocesados usando la ecuación específica para la formación Lobo para validar el modelo de permeabilidad (curva roja). Excepto por un punto de núcleos cercano al fondo de la sección de registro, la nueva expresión resultó en un ajuste mucho mayor entre las permeabilidades del CMR y las de núcleos laterales (puntos púrpura).

Otros núcleos obtenidos en un tercer pozo permitieron probar y perfeccionar varios modelos de permeabilidad. La ecuación de Timur-Coates estándar tampoco dio resultado en este pozo. La correlación entre las permeabilidades derivadas del registro CMR y los valores de núcleos fue mejor en la zona inferior que en las zonas superior e intermedia (página anterior, arriba). Después de la corrección por la sobrecarga neta, las correlaciones de la ecuación de Timur-Coates modificada para yacimientos de baja permeabilidad resultaron alentadoras, pero aún no aceptables. Estos nuevos datos se utilizaron para adaptar la ecuación de Timur-Coates específicamente a la formación Lobo. Se desarrolló una ecuación de permeabilidad CMR modificada, utilizando una ecuación

Primavera de 2001

de Timur-Coates con exponentes proporcionados por el Centro de Investigaciones Doll de Schlumberger, Ridgefield (SDR, por sus siglas en Inglés), Connecticut, EUA. Se utilizó la porosidad efectiva derivada de los resultados del procesamiento ELAN en lugar de la porosidad CMR corregida por gas, porque aquella se corrigió por el gas, por arcillosidad y por invasión. Con un valor de corte de 90 mseg para T2 para aprovechar las características de invasión del lodo a base de aceite en la formación Lobo, se perfeccionó la relación entre el volumen de fluido libre (FFV, por sus siglas en Inglés) y el volumen de fluido ligado (BFV, por sus siglas en Inglés). Las permeabilidades calculadas con esta ecuación modificada concuerdan bastante bien con los valores de núcleos en todo el pozo (página anterior, abajo).

Conoco estaba preocupado de que, dependiendo de la litología, la herramienta CMR requiriera una permanente calibración para proveer permeabilidades precisas del yacimiento. Se realizaron mediciones de laboratorio de T2, permeabilidad y porosidad en núcleos de la formación Lobo de varios campos para determinar si éste era el caso. Para una mejor verificación, se reprocesaron los datos del registro CMR del primer pozo con la expresión de permeabilidad modificada (arriba). Los resultados positivos dieron a Conoco la confianza para eliminar los núcleos laterales del programa de registros en el área de estudio.

51

El espesor neto es igual a 42 pies usando criterios de corte de porosidad de 12%, saturación de agua de 70%, y volumen de lutitas de 50% Rayos gamma

Espesor neto

Resistividad Volumen de arcilla Porosidad efectiva

Resistividad aparente del agua Volumen de gas

Porosidad neutrón

Porosidad 0.5 0

u.p.

El espesor neto es igual a 65 pies usando el modelo ELAN con los registros CMR y ECS

0

Rayos gamma

Permeabilidad

API

mD

200 10 Porosidad de densidad

Permeabilidad

Volumen

Porosidad efectiva 0.001 0.2

u.p.

Agua irreductible

Porosidad efectiva

Porosidad neutrón Volumen de gas

0 0

Comparación de los análisis de espesor neto. El análisis estándar de registros de pozos QLA, usando criterios estándares—porosidad superior al 12%, saturación del agua inferior al 70% y volumen de lutitas inferior al 50%— permitió identificar un espesor neto de 42 pies [13 m]. Con los mismos criterios, los resultados del procesamiento ELAN arrojaron 50% más de espesor, o 65 pies [20 m], pero con los volúmenes de lutitas obtenidos de la herramienta de Espectrometría de Captura Elemental ECS.

>

Porosidad de densidad

%

100 Agua ligada a la arcilla

llita

Cuarzo

Calcita

Indicador de lutitas del modelo original

Clorita

También mejoraron los cálculos del espesor neto (arriba). El análisis estándar de registros de pozos QLA, utilizando tres criterios—porosidad superior al 12%, saturación de agua inferior al 70% y volumen de lutitas inferior al 50%—permitió identificar una zona productiva de 42 pies [13 m]. Los resultados del procesamiento ELAN utilizando los mismos criterios, mostraron un 50% más de espesor neto, o 65 pies [20 m]. El aumento se debió al cálculo de diferentes porosidades y volúmenes de arcillas basado en datos adicionales de los registros ECS y CMR.

52

Se han terminado otros pozos usando la permeabilidad del registro CMR. Luego de la caracterización del yacimiento y a partir del modelo específico para la formación Lobo, Conoco y Schlumberger utilizaron predicciones más precisas y coherentes de la permeabilidad, la saturación de fluido, el espesor neto y el esfuerzo para diseñar estimulaciones de fracturas optimizadas que redujeron los costos de terminación de pozos y aumentaron considerablemente la producción de gas.

Caracterización interactiva del yacimiento El enfoque PowerSTIM aplica los mejores recursos disponibles para comprender los pozos, los campos y las cuencas, y presenta recomendaciones específicas en un formato de fácil comprensión y técnicamente sólido. Se construye un registro global, o montaje de datos, para divulgar la evaluación de la formación, el análisis del pozo, la caracterización del yacimiento y la terminación del pozo o los diseños de estimulación, junto con los pronósticos de producción, los resultados y las

Oilfield Review

>

Herramienta de intranet PowerSTIM. Todo el montaje PowerSTIM está construido dinámicamente en el escritorio de la PC para proveer soluciones integradas "en el momento" para proyectos en curso.

evaluaciones posteriores al tratamiento (derecha). Esta copia impresa tangible encierra el valor inherente a una metodología intangible. Para el operador, este montaje de la vida del pozo es una referencia de un valor incalculable para obtener rápidamente información acerca del pozo. El montaje PowerSTIM contiene información detallada sobre la caracterización y la terminación del pozo en un modo continuo. La cubierta muestra datos del emplazamiento del pozo e importante información de apoyo. En su interior, una sección de datos de registros de lodo o registros adquiridos a pozo abierto, de análisis de núcleos y de otros datos de pruebas, identifica las zonas de interés. Un esquema del pozo muestra el diseño de la terminación y los disparos. Otras secciones presentan diseños de estimulación, análisis de productividad, registros de producción y datos reales de producción. A medida que avanza un proyecto, el equipo PowerSTIM actualiza el montaje, que se puede utilizar más tarde para evaluar futuras terminaciones de pozos. Una herramienta de intranet basada en la infraestructura y herramientas de la Red ofrece un marco de colaboración recíproca entre las diversas disciplinas técnicas, así como también entre el operador, Schlumberger y otros proveedores. Comenzando con una presentación de todo el montaje, los miembros del equipo pueden ampliar cualquier área del montaje para obtener una vista más detallada (arriba). Esta herramienta es parte del distribuidor (hub) de Internet interno de Schlumberger, un sitio de la Red al cual sólo puede ingresar personal autorizado de Schlumberger. Los equipos PowerSTIM pueden utilizar la herramienta de

Primavera de 2001

Descriptive header

Reservoir Characterization

Completion Design

Execution Fracture Summary design

Consideraciones Consideraciones Pruebas de pozo geológicas del yacimiento

Cabezal descriptivo

Caracterización del yacimiento

Diseño de terminación

Diseño de terminación

Diseño de estimulación

Diseño de estimulación

Ejecución del Evaluación trabajo en el pozo posterior al trabajo

Ejecución del Evaluación trabajo en el pozo posterior al trabajo

Resumen

> Montaje PowerSTIM. El montaje PowerSTIM es un extenso informe en papel, similar a un registro de pozo, que documenta a fondo y muestra completamente datos relevantes del pozo e interpretaciones de varias fuentes.

intranet en cualquier momento y desde cualquier lugar del mundo con una conexión a Internet. Por ejemplo, un centro de productos que proporciona soporte, o un miembro del equipo en una oficina en Houston, pueden obtener en sólo minutos la información ingresada por otro miembro del equipo que se encuentra trabajando en un campo del Medio Oriente.

La herramienta de intranet PowerSTIM permite una rápida integración de conocimientos desde varias fuentes dispersas para permitir un trabajo de equipo más rápido, más fácil y más eficiente. Los datos del proyecto ingresados por ingenieros, se incorporan automáticamente al montaje PowerSTIM, que se crea en una fracción del tiempo que tomaría a cada ingeniero sólo

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manipular e imprimir diversos componentes por separado. Un montaje se completa prácticamente con la misma rapidez con que se recopilan todos los datos. De hecho, se han entregado recomendaciones sobre terminaciones de pozos, incluso antes de que los equipos de adquisición de registros dejen la localización del pozo. Un proyecto de optimización de la estimulación comienza cuando un gerente de proyecto, o coordinador, selecciona expertos de todo el mundo, a quienes se les notifica por correo electrónico y se les asignan tareas específicas. Los equipos PowerSTIM deben incluir petrofísicos, ingenieros de yacimientos y de producción, y diseñadores de estimulación. Este equipo debe incorporarse lo antes posible al proceso de diseño de la perforación y la terminación. Por lo general, los proyectos que cuentan con un equipo PowerSTIM durante las etapas de planificación son muy exitosos. Una vez que se recopilan y analizan los datos, el equipo PowerSTIM diseña una terminación específica basada en la caracterización más eficiente del yacimiento. Nuevamente, gracias a la herramienta de intranet, estas iniciativas se pueden producir a millas de distancia de la fuente de datos. Los diseños y resultados de las terminaciones de pozos se pueden recopilar e incorporar al montaje, de modo que todo el historial de un tra-

tamiento de estimulación esté en un solo documento. En la ejecución de simulaciones de Monte Carlo y simulaciones económicas para parámetros de pozos críticos también se considera el riesgo.10 Desde el inicio de un proyecto nuevo hasta el análisis posterior a la terminación y la estimulación, la herramienta de intranet crea esencialmente una oficina virtual para los proyectos de optimización de la estimulación. Miembros del equipo situados a cientos o miles de millas de distancia interactúan e intercambian datos en forma eficiente y efectiva para proveer soluciones de terminación y estimulación "en línea" y "a tiempo," de modo de satisfacer las necesidades del cliente. Se obtiene un registro total y completo, tal como si los miembros del equipo hubieran trabajado físicamente juntos en un mismo lugar. El flujo de trabajo PowerSTIM que utiliza la intranet es un excelente ejemplo de cómo se implementan soluciones verdaderamente integradas, al recurrir a los conocimientos técnicos a nivel mundial, a una tecnología hecha a la medida, y a sistemas de manejo del conocimiento con una tecnología de la información de última generación. Un aporte clave de este flujo de trabajo es la entrega rápida de recomendaciones sobre terminaciones de pozos. Las aplicaciones

Fluido ligado Porosidad de densidad 0.3 pies3/pies3 SP

0

Porosidad total CMR Permeabilidad

0.3 pies3/pies3

Distribución de T2

0

Valor de corte Permeabilidad de MD Rayos gamma Fluido libre CMR de T2 =33 mseg Timur-Coates 1:120 3 3 pies 0 API 150 0.001 mD 3000 10 0.3 pies /pies 0 0.3 X150

Disparos X160

X170

4 mD

X180

> Permeabilidad de resonancia magnética nuclear (RMN). El registro de la herramienta Combinable de Resonancia Magnética CMR confirmó una interpretación del registro de potencial espontáneo que indicaba una secuencia de arenisca granodecreciente, con la zona de mayor permeabilidad—4mD— en el fondo. Si los disparos se hubieran emplazado en los 6 pies [1.8 m] superiores, como se había planificado originalmente, la producción inicial habría sido baja, y se habría efectuado un tratamiento de estimulación innecesario.

54

de la metodología y herramientas PowerSTIM para el reconocimiento y la selección de pozos candidatos a una estimulación incluyen: • optimizar la rentabilidad en yacimientos heterogéneos con condiciones variables • mejorar el rendimiento de los campos marginales • superar problemas o fallas de terminaciones en áreas donde otros están obteniendo buenos resultados • rediseñar las terminaciones para mantener o superar la producción histórica a costos menores, iguales o mayores, pero económicamente justificables. Mejoramiento de un desarrollo marginal Kerns Oil and Gas Inc., en San Antonio, Texas, utilizó la metodología PowerSTIM para optimizar terminaciones de pozos en las formaciones Olmos y San Miguel, en el sur de Texas. Los campos Catarina S.W. y Dos Hermanos producen gas de dichas formaciones, las cuales son de baja permeabilidad.11 Los pozos en estos campos se perforan y completan para producir desde una o ambas formaciones. El mejoramiento de los resultados de las estimulaciones podría justificar un desarrollo adicional de esta área marginal, pero es difícil obtener datos de permeabilidad para evaluar las zonas productivas y diseñar los tratamientos de fracturas. En esta región, la formación Olmos consta de areniscas individuales de 5 a 50 pies [1.5 a 15 m] de espesor, distribuidas a lo largo de un intervalo de varios cientos de pies. Muchas areniscas individuales no producirán en forma natural y es necesario asumir los valores de permeabilidad, lo que conduce a errores de cálculo de la pérdida de fluido hacia la formación. Las permeabilidades publicadas para las arenas laminadas de la formación Olmos fluctúan entre 0.07 y 10 mD, con una variación basada en la experiencia local que va de 0.04 mD a varios milidarcies. La formación Olmos tiene una baja resistencia a la compresión y las lutitas se fracturan tan fácilmente como las areniscas. Los valores del módulo de elasticidad de Young de la formación Olmos en otro campo fluctúan entre 1.7 y 2.0 millones de lpc [12 a 14 KMpa]. En la zona donde opera Kerns, la resistencia mecánica calculada a partir de los datos del registro DSI indica que el módulo de elasticidad de Young es de 1.2 a 4.8 millones de lpc [8 a 33 KMPa]. En las areniscas de la formación San Miguel, la permeabilidad varía de 0.1 a 33 mD. Para mejorar las técnicas de terminación y el rendimiento de los pozos, un equipo PowerSTIM estudió varios pozos y modificó las técnicas de terminación. El primer cambio fue con respecto a

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Primavera de 2001

Registro CMR y registro de densidad para dos areniscas de la formación Olmos. Una interpretación utilizando solamente la porosidad de densidad indicó que la arena inferior era la más atractiva. Sin embargo, la mayor permeabilidad en la zona superior correlaciona con los tiempos prolongados de relajación transversal en la distribución de T2 de RMN (arriba). Los resultados de producción confirman esta interpretación del registro CMR. La zona inferior fue taponada después de las operaciones de disparo y estimulación sin éxito (abajo). La zona superior se completó con éxito. Una interpretación basada solamente en la porosidad de densidad indicó que la arena inferior era la zona más atractiva para la producción, lo cual resultó ser una conclusión errónea.

>

los disparos: se reemplazaron las cargas estándares por cargas UltraJet de alto rendimiento para aumentar la penetración en la formación. Luego, se incorporaron las mediciones de porosidad y permeabilidad de los registros CMR y las propiedades mecánicas de los registros DSI para mejorar la selección de los pozos candidatos a estimulación. El equipo empleó la permeabilidad derivada del registro CMR para determinar las pérdidas de fluidos y diseñar las estimulaciones por fracturamiento hidráulico. De los registros DSI, se obtuvieron datos precisos de velocidades compresionales y de cizallamiento para inferir el módulo de elasticidad de Young y la relación de Poisson. Las imágenes de microresistividad del registro FMI ayudaron a determinar las pérdidas de fluido de fracturamiento y el emplazamiento de los pozos, al identificar los planos de fallas y la orientación del plano preferencial de fracturamiento (PFP). El costo de las operaciones de disparo por pozo aumentó $4000.00 y los costos de estimulación aumentaron $20,000.00, pero la producción inicial aumentó de alrededor de 400 a 1000 Mpc/D [11,500 a 29,000 m3/d]. En el primer pozo se compararon las permeabilidades derivadas del registro CMR con la producción estimada del pozo (página anterior). En la zona de interés cuya porosidad es de 17% y su resistividad es de 10 ohm-m, se calculó una saturación de agua del 52%. El Multiprobador de Formaciones RFT indicó una permeabilidad de 0.05 mD en la parte superior de esta zona; la parte inferior no se probó. A partir de los datos del registro CMR, una ecuación de permeabilidad de Timur-Coates modificada arrojó una permeabilidad de 4 mD para los 3 pies [0.9 m] inferiores de esta sección. La distribución de T2 respaldó una interpretación que sugería secuencia de arenisca granodecreciente. Los 3 pies al fondo de la arena resultaron ser los más permeables. Las curvas de neutrón y densidad indicaron una porosidad considerable, pero los datos se consideraron dudosos porque la sección de registro corresponde a una zona de lignito y de secciones derrumbadas del pozo. Sin embargo, los tiempos de decaimiento tardíos no se debieron a las condiciones del pozo, de modo que se decidió probar la sección inferior. En este pozo se efectuaron disparos sobre un intervalo de 10 pies [3 m] que, según los datos del registro de rayos gamma, correspondían a una arenisca. El análisis NODAL para un espesor neto de 3 pies y una permeabilidad de 4mD, arrojó un pronóstico de producción de 600 Mpc/D [17,000 m3/d]. La producción real fue de 700 Mpc/D [20,000 m3/d] sin estimulación; una concordancia razonable. La permeabilidad derivada del registro CMR ayudó a identificar una sección que podría no haber sido considerada. El intervalo de termi-

Fluido ligado

Estimulado y en producción Resistividad menor a 12 ohm-m Porosidad de densidad menor al 12%

Porosidad de densidad 0.3 pies3/pies3

0

Porosidad total CMR Distribución de T2

Permeabilidad

0.3 pies3/pies3 0 Valor de corte de Permeabilidad de MD Fluido libre CMR Rayos gamma T2 = 33 mseg Timur-Coates 1:120 3 3 pies 0 10 0.3 pies /pies 0 0.3 API 150 0.001 mD 3000 X820

10 u.p. X830 0.1 mD X840

X850

Estimulado y taponado

Fluido ligado

Resistividad mayor a 12 ohm-m Porosidad de densidad mayor al 12%

Porosidad de densidad 0.3 pies3/pies3

0

Porosidad total CMR Distribución de T2

Permeabilidad 0.3 pies3/pies3 0 Valor de corte de Permeabilidad de MD Fluido libre CMR Rayos gamma T2 = 33 mseg Timur-Coates 1:120 3 3 pies 0 3000 API 150 0.001 mD 10 0.3 pies /pies 0 0.3 X150

12 u.p. X160

0.1 mD X170

X180

nación y la productividad del pozo se determinaron a partir del perfil de resistividad y de la distribución de T2 de RMN. Con los criterios de permeabilidad, se logró una terminación natural económica y no se necesitó tratamiento de fracturamiento alguno. Para el segundo pozo, que tiene dos areniscas en la formación Olmos, ubicadas una junto a la otra, se utilizaron las estimaciones del tamaño de los poros y de la permeabilidad derivadas de los datos del registro CMR (arriba). La arena de baja permeabilidad se probó y estimuló porque cumplía con los valores de corte de la porosidad de densidad de 12% y de la resistividad de 12%, pero los resultados no fueron buenos. Esta zona

se taponó y se completó con éxito la arena superior. Una interpretación basada en los datos CMR, que indicaba que la arena inferior tenía mayor porosidad y menor permeabilidad que la arena superior, habría alertado a los ingenieros sobre la calidad del intervalo inferior, y les hubiese permitido ahorrar los gastos de estimulación y de prueba del pozo. 10. Bailey W, Couet B, Lamb F, Simpson G y Rose P: "Riesgos medidos," Oilfield Review 12, no. 3 (Invierno de 2001): 22-37. 11. Fairhurst DL, Marfice JP, Seim MR y Norville MA: "Completion and Fracture Modeling of Low-Permeability Gas Sands in South Texas Enhanced by Magnetic Resonance and Sound Wave Technology," artículo de la SPE 59770, presentado en el Simposio de Tecnología de Gas CERI de la SPE, Calgary, Alberta, Canadá, Abril 3-5, 2000.

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X4800 Longitud de 600 pies Concentración de apuntalante < 0.0 lbm/pies2 0.0-0.1 0.1-0.2 0.2-0.3 0.3-0.4 0.4-0.5 0.5-0.6 0.6-0.7 0.7-0.8 > 0.8

Profundidad, pies

X4900

X5000

X5100 Máxima concentración de apuntalante X5200 3600

4400 Esfuerzo, lpc

0.1

0 0.1 0 Ancho de fractura en el pozo, pulgadas

400 800 Longitud de fractura, pies

1200

X4800 Longitud de 800 pies Concentración de apuntalante < 0.0 lbm/pies2 0.0-0.1 0.1-0.2 0.2-0.3 0.3-0.4 0.4-0.5 0.5-0.6 0.6-0.7 0.7-0.8 > 0.8

Profundidad, pies

X4900

X5000

X5100 Máxima concentración de apuntalante X5200 3600

4400 Esfuerzo, lpc

0.1

0 0.1 0 Ancho de fractura en el pozo, pulgadas

400 800 Longitud de fractura, pies

1200

> Modelado de fractura más preciso. Las estimaciones de la permeabilidad utilizadas en el primer diseño FracCADE (arriba) son superiores a las permeabilidades derivadas del registro CMR que se utilizó para el segundo diseño (abajo), lo que dio como resultado una longitud de fractura más corta; 600 pies [183 m] versus 800 pies [244 m]. Otras propiedades de la roca se mantuvieron constantes en ambos casos.

Los datos de permeabilidad son extremadamente importantes en todos los diseños de estimulación. Se compararon dos diseños de estimulación de fracturas tridimensionales de FracCADE en un tercer pozo (arriba). El primer diseño se efectúo utilizando la permeabilidad en base a la experiencia local previa, estimaciones de núcleos laterales, y datos publicados de la región. La longitud de diseño de la fractura resultó ser menor que la requerida para una estimulación óptima. Para obtener la longitud y el ancho de la fractura requeridos, el tamaño del tratamiento tendría que haberse aumentado, lo que produciría una estimulación de mayor costo y, al mismo tiempo, menos eficiente. Por otro lado, la posibi-

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lidad de un arenamiento (taponamiento con apuntalante) prematuro es mucho mayor en los trabajos sobrediseñados.12 En el segundo diseño, se utilizaron estimaciones de permeabilidad derivadas de un registro CMR-Plus para optimizar los diseños de fracturas y minimizar posibles problemas en la ejecución del trabajo. En un cuarto pozo, se utilizaron datos del registro DSI en conjunto con datos CMR. El módulo de elasticidad de Young derivado de los datos sónicos varió de 2.5 a 4.5 millones de lpc [17 a 31 KMPa] en las areniscas y de 2.0 a 2.5 millones de lpc [13 a 17 KMPa] en las lutitas. La permeabilidad varió de 0.003 a 0.5 mD en las areniscas. El diseño de la fractura para este pozo indicó una longitud de 800

pies [244 m]. La interferencia con un pozo vecino ubicado a unos 1000 pies [305 m] hacia el noroeste era una preocupación. Los datos sónicos mostraban la orientación de las tensiones aún cuando no se observaban ovalizaciones o rupturas del pozo en las imágenes FMI. Por lo tanto, se obtuvieron registros DSI para determinar la dirección del plano preferencial de fracturamiento (PFP). La determinación de la orientación de la fractura también puede optimizar el emplazamiento del pozo y la recuperación de gas. Se emplearon datos direccionales de los registros sónicos DSI e imágenes FMI para determinar el correcto emplazamiento del pozo y asegurar el drenaje efectivo del yacimiento. La mayoría de las areniscas de esta región tiene una orientación de fractura NE-SO, pero hay cierta variación. Los datos del registro FMI corroboraron esta dirección. La dirección de la fractura se alejaba del pozo vecino, de modo que se comenzó el bombeo. No se detectó conectividad ni interferencia. Otro problema en estos campos era el rendimiento inadecuado de la barrena (mecha, broca, trépano). La perforación de los pozos demoraba 20 días y las malas condiciones de los pozos estaban afectando seriamente la evaluación de la formación y la caracterización del yacimiento. Los pozos agrandados y derrumbados hicieron que las mediciones de los registros no fueran confiables, se malgastara cemento y se afectara el aislamiento zonal. Se desarrolló un registro sintético de propiedades de rocas para seleccionar y utilizar las barrenas correctas.13 Un diseño de barrena Reed-Hycalog estable redujo el tiempo de perforación a sólo 10 días, mejoró la calidad del registro para ayudar a identificar espesor adicional, y resultó en mejores cementaciones con menos cantidad de cemento. Este paso adicional garantizó datos precisos para optimizar futuras terminaciones de pozos. Las terminaciones de pozos en esta área son ahora más exitosas (próxima página). Las areniscas no consideradas anteriormente, y que una vez parecieron marginales, están efectuando un aporte considerable a la producción total. Los costos de adquisición de datos aumentaron $20,000.00 por pozo; los costos de perforación aumentaron $4000.00; y los cargos de estimulación subieron $30,000.00. Sin embargo, la adquisición de conjuntos completos de datos y las terminaciones optimizadas han más que duplicado las tasas de producción. La producción promedio de los pozos aumentó alrededor de 1 MMpc/D [29,000 m3/d], y los costos de búsqueda disminuyeron en un factor de tres, de $1.47 a $0.48/Mpc.

Oilfield Review

12. Un arenamiento es un taponamiento con apuntalante, en el que el apuntalante actúa como un puente en la fractura cerca de la pared del pozo, lo que interrumpe la entrada de fluido y la propagación de la fractura. Si se produce un arenamiento al inicio de un tratamiento, la presión de bombeo puede subir demasiado y el trabajo tendría que terminarse antes de poder crear una fractura óptima. 13. Besson A, Burr B, Dillard S, Drake E, Ivie B, Ivie C, Smith R y Watson G: "Bordes cortantes," Oilfield Review 12, no. 3 (Invierno de 2001): 38-63. 14. Logan WD, Gordon JE, Mathis R, Castillo J y McNally AC: "Improving the Success of Morrow Stimulations the OldFashioned-Way," artículo de la SPE 67206, presentado en el Simposio de Operaciones de Producción de la SPE, Ciudad de Oklahoma, Oklahoma, EUA. Marzo 24-27, 2001.

Primavera de 2001

En zonas de mayor permeabilidad donde se atraviesa el daño de la zona invadida, los tratamientos de fracturamientos pequeños que utilizan espumas dan buenos resultados, pero en zonas de menor permeabilidad, donde la longitud de la fractura es esencial para el éxito de la estimulación, estos sistemas no generan resultados rentables en forma sistemática. Estos tratamientos abordan la sensibilidad al agua, pero la baja viscosidad, las altas pérdidas de presión por fricción y los requisitos de agentes químicos aumentan los arenamientos y los costos. Los arenamientos tempranos y las bajas concentraciones de apuntalante hacen que los pozos produzcan a tasas menores a las de su capacidad. Para maximizar la producción, se necesitaban diseños de tratamientos de fracturas que desarrollaran un ancho hidráulico adecuado y transportaran mayores concentraciones y volúmenes de apuntalante, pero esto requería valores confiables de los parámetros del yacimiento y de las propiedades de las rocas. Con un conocimiento detallado del yacimiento, los especialistas pueden diseñar fluidos y seleccionar apuntalantes para crear fracturas hidráulicas que generen mayor conductividad y óptimos resultados. Louis Dreyfus Natural Gas Inc. perforó el pozo ETA-4 en marzo de 2000. No se contaba con datos de presión, pero se registró una presión de fondo de 2000 lpc [13.8 Mpa] en un pozo vecino que producía de la formación Morrow. Los registros de pozos mostraban una zona homogénea y de alta calidad, 10 pies [3 m] en la formación Morrow con una porosidad cercana al 14% y una saturación de agua del 20%. Los núcleos laterales confirmaron la interpretación de los registros.

Una zona como la indicada debería producir en forma natural, pero la alta permeabilidad y la baja presión hacen que el intervalo pueda sufrir daños durante la perforación. La gran separación entre las curvas de resistividad confirmó una invasión profunda, de modo que para superar el daño cercano a las paredes del pozo, el operador optó por diseñar una estimulación por fracturamiento hidráulico.14 La calidad del yacimiento en el pozo ETA-3, terminado dos meses antes, era similar a la del otro pozo, pero con la mitad de espesor neto. Luego de efectuar los disparos en la zona de interés, el pozo fue estimulado con una fractura hidráulica, bombeando espuma de CO2 y apuntalante de cerámica artesanal de alta resistencia por un revestidor de 5 pulgadas de diámetro. La presión de tratamiento de superficie fue de 5000 lpc [34 MPa]; la concentración máxima de apuntalante fue de 4 laa (libra de apuntalante agregado), y hubo indicios de posible arenamiento al final del trabajo. La producción posterior a la estimulación se estabilizó en 1.7 MMpc/D [49,000 m3/d], con una presión de flujo en el cabezal de la tubería de producción (FTP, por sus siglas en Inglés) de 500 lpc [3.4 Mpa]. Debido a que la calidad del yacimiento en el pozo ETA-4 era equivalente a la del pozo ETA-3, y el espesor neto era el doble, el operador esperaba que el pozo ETA-4 fuera un pozo excelente. Sin embargo, la producción después de efectuar los disparos fue de sólo 500 Mpc/D [14,000 m3/d] con una presión de flujo en el revestidor (FCP, por sus siglas en Inglés) de 220 lpc [1.5 MPa], lo que equivalía a una terminación extremadamente dañada, con un factor de daño

Programa de perforación de 35 pozos de desarrollo (grupos de 5 pozos) 3000 Tasa de producción de gas, Mpc/D

Solución de problemas relacionados con la estimulación El fracturamiento de la formación Morrow en el sudeste de Nuevo México, EUA, resulta problemático. En esta región, las areniscas gasíferas de la formación Morrow son de baja presión y potencialmente sensibles al agua, con permeabilidades que varían en tres órdenes de magnitud. Los mejores pozos se terminan en forma natural y se fracturan sólo aquéllos que penetran las rocas de menor calidad del yacimiento. Para solucionar la sensibilidad al agua y evitar el arenamiento durante el fracturamiento, normalmente se bombean fluidos energizados de baja viscosidad con bajas concentraciones de apuntalante, generándose fracturas angostas y de baja conductividad. Los operadores de esta área abordan los tratamientos de estimulación con cautela y generalmente aceptan resultados subóptimos. La mayoría de las terminaciones se planifican siguiendo tres lineamientos genéricos: los pozos se terminan sin fracturamiento si las zonas producen a tasas rentables; la estimulación por fracturamiento hidráulico es un último recurso si la producción cae por debajo del límite rentable; y los sistemas de fluido acuoso se evitan debido a la sensibilidad de la formación al agua. Aunque no universales, estos criterios representan el pensamiento de muchos operadores que han participado en el desarrollo de la formación Morrow durante los últimos 20 años. Los primeros intentos de fracturar la formación Morrow con sistemas a base de agua fueron marginalmente exitosos. Los estudios indicaron que los malos resultados se debían a las arcillas sensibles al agua o a los efectos de presión capilar que reducen la permeabilidad del yacimiento como resultado de su exposición a los fluidos de fracturamiento. La baja presión del yacimiento complica aún más las cosas. Estos inconvenientes se abordaron mediante tratamientos de bombeo energizados con nitrógeno [N2] o dióxido de carbono [CO2], y utilizando metanol en los fluidos de fracturamiento. Sin embargo, los resultados de las estimulaciones con estos sistemas energizados no han sido sistemáticos.

Disparos de alto rendimiento y mejor interpretación de registros

2500

Caracterización del yacimiento y estimulaciones de fracturas optimizadas PowerSTIM

Barrenas optimizadas

2000 1500 1000 500

1998

1999

2000

> Optimización de las terminaciones y del desarrollo del campo. En un programa de perforación de 33 pozos, se optimizó la producción mediante disparos con cargas de alto rendimiento, una mejor evaluación de la formación y la interpretación de registros con modernas tecnologías de registros, y una selección correcta del diseño de la fractura y de la barrena.

57

58

2000

Presión, lpc

1500

Resultados del análisis NODAL

1000 500 0

0

2000 3000 4000 5000 Tasa de producción de gas, Mpc/D

1000

6000

7000

Factor de daño = 0 Factor de daño = 45 Factor de daño = 4 Comportamiento de la tubería 760 Valor actual neto (VAN), $1000.00

de +45. El siguiente paso fue determinar la longitud óptima de la fractura usando parámetros reales del yacimiento (derecha). Para aprovechar al máximo esta calidad del yacimiento, el operador decidió diseñar una fractura más conductiva, utilizando concentraciones de apuntalante más altas que las convencionales. Sin embargo, dado que el tratamiento del pozo vecino indicaba un posible arenamiento a una concentración de 4 laa, esto no sería fácil. El arenamiento prematuro limita las tasas de producción después del tratamiento y son comunes en la formación Morrow. Los ingenieros de estimulación consideran que la tortuosidad que existe cerca de las paredes del pozo es un factor que debe tomarse en cuenta para minimizar la probabilidad de un arenamiento (abajo). Los disparos correctamente orientados mitigan los efectos de la tortuosidad. La dirección del esfuerzo máximo, o plano preferencial de fracturamiento (PFP), es perpendicular a las rupturas del pozo, según indican los datos del registro FMI, y se orienta de NO a SE en el pozo ETA-4. Esta información se utilizó para orientar los disparos en la dirección del máximo esfuerzo de la formación, utilizando una herramienta de Disparos Orientados Operada a Cable (WOPT, por sus siglas en Inglés). Se pudo obtener una concentración de apuntalante más alta—6 versus 4 laa—para aumentar el ancho de la fractura, ya que los disparos orientados reducen el riesgo de arenamiento prematuro, originado por la tortuosidad que existe cerca de las paredes del pozo. Para una concentración de 6 laa, el programa FracCADE muestra una longitud de fractura de 300 pies [91 m] y un ancho de la misma de 0.15 pulgadas [3.8 mm]; el doble del ancho resultante del diseño con una concentración de 4 laa (próxima página, arriba). Este tratamiento parece estar sobrediseñado, pero la experiencia local indica que para obtener una fractura conductiva efectiva de 200 pies [60 m], un objetivo de diseño de 300 pies no es irracional, si se considera la posibilidad de daño en la conductividad de la fractura una vez cerrada la misma e iniciada la producción. Las presiones de tratamiento destacan el efecto de los disparos orientados en la ejecución del trabajo (próxima página, abajo). Las tasas de bombeo en los dos tratamientos de estimulación son idénticas; 30 bbl/min [4.7 m3/min], pero la estimulación convencional muestra una presión de tratamiento de 5000 lpc [34 MPa], mientras que las presiones para el caso de los disparos orientados fluctúan entre 3000 y 4000 lpc [20 y 27 MPa]. Otro indicador importante es la respuesta de presión una vez finalizado el bombeo. En el trabajo convencional, fue necesario esperar 15

750

Resultados de FracCADE

740 Tiempo de producción = 1 año

730 720 710

0

100

200 300 Longitud de la fractura, pies

400

500

> Efectos del daño de la formación (o factor de daño) y longitud óptima de la fractura. Un análisis NODAL indica que con un factor de daño igual a cero, el pozo ETA-4 debería producir 3.3 MMpc/D [94,500 m3/d], con una presión de flujo en la tubería de producción de 500 lpc [3.4 MPa] (arriba). Una fractura optimizada reduciría el factor de daño a -4 y arrojaría una producción superior a los 5.5 MMpc/D [157,000 m3/d]. El valor actual neto (VAN) máximo se alcanza con una longitud de fractura de 200 pies [61 m] (abajo).

minutos hasta que la presión fuera inferior a los 3000 lpc, lo que sugería que la presión neta estaba aumentando y este trabajo estaba a punto de sufrir un arenamiento. En el caso de los disparos orientados, la presión se estabilizó casi de inmediato, lo que indicaba que se podían colocar concentraciones mayores de apuntalante. Los avances en sistemas de fluidos y los diseños optimizados de fracturas permiten utilizar los sistemas energizados o aquellos a base de agua para estimular la formación Morrow. Los primeros indicadores de producción en el pozo ETA-4 denotan una estimulación exitosa. La producción posterior al tratamiento de fracturamiento fue de 3.5 MMpc/D [1 millón m3/d] con una FTP de 1280 lpc [9 MPa], en comparación a una tasa de 500 Mpc/D y una presión de flujo en el revestidor de 200 lpc antes de la estimulación. Debido a que el objetivo era atravesar el daño de la perforación, el factor de daño es un buen indicador del éxito del fracturamiento. La producción previa a la estimulación de 500 Mpc/D indica un factor de daño de 45, mientras que la tasa posterior a la estimulación de 3.5 MMpc/D [99,000 m3/d] sugiere que el factor de daño se redujo a -4.

Dirección del esfuerzo mínimo

Plano preferencial de fracturamiento (PFP)

Dirección del esfuerzo máximo

Puntos de acuñamiento

> Tortuosidad e iniciación de la fractura. Cuando se inicia una fractura en forma aleatoria, hay gran posibilidad de que inicialmente se propague hacia el yacimiento a lo largo de un plano distinto al de la dirección del esfuerzo máximo, o plano preferencial de fracturamiento (PFP, por sus siglas en Inglés). La fractura luego se desvía y tiende a seguir el trayecto de menor resistencia y a alinearse con el PFP, produciendo puntos de acuñamiento que pueden actuar como estranguladores y producir un arenamiento prematuro.

Oilfield Review

Concentración de apuntalante Longitud de 300 pies < 0.0 lbm/pies2 0.0-0.1 0.1-0.2 0.2-0.3 0.3-0.4 0.4-0.5 0.5-0.6 0.6-0.7 0.7-0.8 > 0.8

Profundidad, pies

X2000

X2100

X2200

X2300

Máxima concentración de apuntalante X2400 8

9

10 0.1

Esfuerzo, 1000 lpc

X2100

X2200

X2300

8

10 0.1

9

Esfuerzo, 1000 lpc

0.1 0

0 Ancho de fractura en el pozo, pulgadas

200

400

600

Longitud de fractura, pies

> Diseños de fracturas para el pozo ETA-4. Aunque la longitud y la altura de la fractura son similares, el ancho de la fractura usando una concentración de 4 laa (arriba), como la utilizada en el pozo vecino ETA-3, es la mitad de la que se obtiene con una concentración de 6 laa (abajo).

40 35 30 25

5000 Presión, lpc

600

X2400

Presión de tratamiento—convencional Presión de tratamiento—disparos orientados Disparos orientados—6 laa

20 15

Convencional—4 laa 2000

10

1000

5

Comparación de tratamientos de fractura convencional y orientada. La mayor diferencia está en la presión de tratamiento medida en superficie. Mientras la concentración de apuntalante varía de 1 a 4 laa en el pozo ETA-3, y de 1 a 6 laa en el pozo ETA-4, las presiones de tratamiento son considerablemente menores en el pozo ETA-4 que en el pozo ETA-3. Esto es consecuencia de la orientación de los disparos en la dirección del esfuerzo máximo, o plano preferencial de fracturamiento.

>

6000

Primavera de 2001

400

Concentración de apuntalante Longitud de 400 pies < 0.0 lbm/pies2 0.0-0.1 0.1-0.2 0.2-0.3 0.3-0.4 0.4-0.5 0.5-0.6 0.6-0.7 0.7-0.8 > 0.8 Máxima concentración de apuntalante

7000

0 84

200

Longitud de fractura, pies

X2000

Tasa de bombeo en el pozo ETA-4, disparos orientados Tasa de bombeo en el pozo ETA-3, convencional

4000

0.1 0

X1900

8000

3000

0 Ancho de fractura en el pozo, pulgadas

Tasa de bombeo, bbl/min

Rediseño de las terminaciones Ultra Petroleum, Inc., uno de los operadores más activos en el prolífico campo de gas Jonah del condado de Sublette, Wyoming, EUA, quiso reducir el tiempo y los costos de las terminaciones, y aumentar la producción. Este campo es una trampa contra falla dentro de una acumulación de gas más grande en la cuenca del Río Verde. La producción proviene de la formación Lance del Alto del Cretácico, una espesa secuencia de areniscas de canal estratificadas y apiladas, acarreo de sedimentos y lutitas en zonas de inundación desde aproximadamente 8900 hasta 13,500 pies [2713 a 4111 m] de profundidad. La formación Lance contiene gas, pero no es comercial en gran parte de la cuenca. Sin embargo, la sobrepresión a poca profundidad hace que la producción de gas sea económica en el campo Jonah.

X1900

Profundidad, pies

El análisis muestra que con una concentración máxima de apuntalante de 4 laa y un ancho de fractura de 0.06 pulgadas [1.5 mm], el pozo ETA4 produciría 2.2 MMpc/D [63,000 m3/d] a una FTP de 1280 lpc. Si el ancho de la fractura aumenta a 0.15 pulgadas, la producción aumenta a 3 MMpc/D [85,000 m3/d] con una FTP de 1280 lpc. El pozo en realidad produjo más, lo que sugiere la creación de una fractura levemente más ancha. Los disparos orientados permitieron que se aumentara la concentración de apuntalante y el ancho de la fractura, se eliminara el arenamiento prematuro y la necesidad de limpiar el pozo después de la fracturamiento, todo lo cual produjo 1.3 MMpc/D [34,000 m3/d] adicionales. La inversión adicional en las operaciones de disparos se recuperó en sólo tres días de producción.

0 87

90

93

97

100 103 106 109 113 116 119 122 125 129 Tiempo de bombeo, min

59

La baja permeabilidad y las múltiples zonas productivas a lo largo de grandes secciones dificultan la terminación de pozos en forma económica. El horizonte tiene un espesor total de 2800 a 3600 pies [853 a 1097 m] con más de 100 areniscas separadas, cuyos espesores fluctúan entre 2 y 30 pies [0.6 y 9 m]. Los intervalos productivos constan de zonas individuales de 10 a 15 pies [3 a 4.5 m] y secuencias de canal apiladas superiores a 200 pies de espesor. La porosidad varía entre 6 y 12%, y la permeabilidad fluctúa entre 0.001 y 0.5 mD. Cada arena requiere de estimulación para producir tasas rentables. El intervalo de terminación se agrupa en zonas productivas de 50 a 200 pies [15 a 61 m] de espesor total que se fracturan por etapas. Si hay demasiadas etapas, los costos aumentan considerablemente y disminuye el retorno sobre la inversión. Con muy pocas etapas, algunas areniscas no se estimulan en forma adecuada y la producción dista de ser la óptima. Los problemas fundamentales que enfrentan los ingenieros son determinar cuáles areniscas serán y cuáles no serán estimuladas; cuántas areniscas incluir y cómo agruparlas en etapas, y cómo aislar los intervalos entre las distintas etapas de fracturamiento. Históricamente, el uso de técnicas de entrada limitada para lograr una acción divergente y el fracturamiento de intervalos largos en forma selectiva con el objeto de controlar los costos, minimizó la cantidad de tratamientos de fracturación. Las etapas de tratamiento fluctuaban entre 100 y 450 pies [30 y 137 m] con 20 a 28 disparos por etapa. Después de que se estimulaba un intervalo, el pozo se hacía fluir para limpiar y recuperar los fluidos del fracturamiento, y para probar la productividad. Una a dos semanas después, los intervalos fracturados eran aislados con tapones mecánicos—recuperables o perforables—o tapones de arena, y se disparaba y fracturaba el siguiente intervalo. Este proceso continuaba hasta que se completaba el pozo. Por lo general, se fracturaban de tres a seis intervalos por pozo durante unas cinco semanas. El costo de estas terminaciones tradicionales suele ser tan alto como perforar el pozo, toman mucho tiempo y producen resultados desalentadores. Se aplicó la metodología PowerSTIM a este complejo yacimiento con resultados impresionantes y con un amplio impacto en el éxito de las terminaciones. Una vez más, la clave fue el desarrollo de un modelo para estimar la permeabilidad, las propiedades de las rocas y la productividad de cada capa de arena. La primera fase del proyecto incorporó el trabajo realizado por Amoco, ahora BP, y Schlumberger para relacionar las pruebas de

60

MD pies XX800

XX900

XX000 Intervalos no estimulados adecuadamente

XX100

GR, Total de Concentración da de arena 2 pasada escandio

Formación

Formación

API 0 a 200

0 a 6 lbm/pies

Escandio

Escandio

Ancho de fractura, pulg

Iridio

Iridio

GR de pozo Total entubado de iridio

2

Escasa a nula contribución a la producción

Iridio

Escandio

Tasa de flujo B/D

> Divergencia del tratamiento en terminaciones originales: trazadores radioactivos y registros de producción. Se descubrió que el uso de técnicas de entrada limitada dejó algunos intervalos sin estimulación. En este ejemplo, se fracturaron seis areniscas productivas de más de 300 pies [91 m] de espesor total a través de 24 disparos. Las zonas más profundas no están suficientemente estimuladas (izquierda) y contribuyen poco o nada a la producción. Si un intervalo no tomaba fluido al comienzo del tratamiento, la erosión de los disparos en otras areniscas hacía que la contrapresión no fuera suficiente para lograr la divergencia del tratamiento.

XX200

XX300

XX400

3 de 4 capas de arena estimuladas por fracturamiento con apuntalante

XX500

Escasa a nula contribución de las capas de arena estimuladas

MD pies

GR, Total de Concentración da de arena 2 pasada escandio

Formación

Formación

API 0 a 200

0 a 6 lbm/pies

Escandio

Escandio

Ancho de fractura, pulg

Iridio

Iridio

GR de pozo Total entubado de iridio

2

Iridio

Escandio

Tasa de flujo B/D

> Razones por las que las areniscas de la parte superior de los intervalos perforados con disparos y fracturados no producen. Se corrieron registros de producción para cuantificar las eficiencias de terminación en todo el campo, y cuando se combinaron con los estudios con trazadores radioactivos, permitieron descubrir la razón por las que algunas zonas no producían. En las terminaciones originales, los estudios con trazadores radioactivos indicaron que había apuntalante en las areniscas superiores de la mayoría de los intervalos donde los registros de producción normalmente no mostraban producción alguna. El análisis indicó que el apuntalante colocado durante el fracturamiento fue sobredesplazado dentro de la formación durante la colocación de tapones de arena entre las distintas etapas del tratamiento.

Oilfield Review

Determinación de valores de cierre

9

150

Determinación del coeficiente de pérdida de fluido

135

8

120 105

7 Fractura rediseñada

6

90

5

75

4

60

3

1 0

45

Cálculo del módulo de elasticidad de Young y crecimiento vertical de la fractura

2

0

Presión de tratamiento, lpc

50

BHP calculado, lpc

30 15

100 150 Tiempo de tratamiento, min

200

250

Tasa de lechada, bbl/min

Concentración de apuntalante, laa

Concentración de apuntalante, laa Tasa de mezcla acuosa y contraflujo, bbl/min

Presión de tratamiento y de fondo del pozo (BHP), 1000 lpc

10

0

Tasa de contraflujo, gal/min

> Minifracturas en el campo Jonah. En este campo se utiliza el servicio DataFRAC para determinar los coeficientes de pérdidas de fluido, la presión de cierre de la fractura y el crecimiento vertical de la misma, así como también el módulo de elasticidad de Young. Se selecciona una zona con buena permeabilidad y barreras distantes de los intervalos adyacentes para permitir el aislamiento mecánico. Las pruebas de flujo e incremento de presión ayudan a determinar la permeabilidad, la presión de la formación y el factor de daño, o daño. Se utiliza un registrador de presión que almacena los datos en memoria para obtener las presiones de fondo del pozo. Para medir la presión de cierre de la fractura, se recurre a una serie de pruebas de inyectividad con tasas de flujo escalonadas y pruebas de contraflujo con agua con cloruro de potasio al 2%. Se bombea un pequeño volumen de fluido de fracturamiento para determinar su coeficiente de pérdida. La presión neta resultante se utiliza para determinar la altura de la fractura y el módulo de elasticidad de Young.

núcleos y de presión transitoria con las respuestas de los registros.15 Se detectaron varios problemas después de analizar las técnicas de terminación tradicionales desarrolladas por otros operadores. Los estudios con trazadores radioactivos demostraron que muchas areniscas que se creía estaban estimuladas, en realidad no lo estaban, y los registros de producción indicaron que sólo alrededor del 60 al 70% de las areniscas productivas estaban produciendo gas (página anterior, arriba). 15. Christensen CJ, Cox DL, Lake EA, Dolan VB, Crisler JD y Lima JP: "Optimized Completion Techniques in Jonah," artículo de la SPE 62853, preparado para ser presentado en la Reunión Regional Occidental de las SPE/AAPG, Long Beach, California, EUA. Junio 19-23, 2000. 16. La entrada limitada implica bajas densidades de disparos—1 tiro por pie o menos—a lo largo de una o más zonas con diferentes tensiones y permeabilidades, para asegurar la colocación uniforme de ácido o apuntalante, mediante la creación de contrapresión y limitación de los diferenciales de presión entre los intervalos con disparos. El objetivo es maximizar la eficiencia y los resultados de la estimulación sin aislamiento mecánico, como tapones perforables y obturadores recuperables. Se pueden utilizar selladores de bola de caucho para cegar disparos abiertos y aislar intervalos una vez que son estimulados, de modo de poder tratar el siguiente intervalo. Debido a que los disparos se deben sellar completamente, el diámetro y la uniformidad de los orificios son importantes.

Primavera de 2001

Los tapones de arena eran difíciles de colocar y normalmente terminaban perdiéndose, o a una profundidad excesiva, requiriendo costosos procedimientos para volverlos a colocar. Los registros de producción mostraron que muchas areniscas de la parte superior de un intervalo fracturado no contribuían al flujo, pero los trazadores radioactivos indicaron que había apuntalante emplazado en estas zonas (página anterior, abajo). Muchos pozos tenían el mismo problema, lo que indicaba que el apuntalante de la región cercana al pozo podría haber sido desplazado cuando se colocaron los tapones de arena entre las distintas etapas del tratamiento. Los estudios con trazadores radioactivos también indicaron el confinamiento de las fracturas, pero las gráficas de presión neta mostraban un considerable crecimiento vertical de las fracturas. A pesar de que se habían utilizado disparos de entrada limitada para lograr la divergencia (distribución) del tratamiento, es posible que las areniscas con y sin disparos se hubiesen conectado.16 El campo Jonah carecía de una caracterización completa. Los trabajos de fracturamiento raramente sufrían arenamiento y los tapones de arena para aislamiento zonal frecuentemente terminaban desplazados dentro de la formación. Esto indicaba que era posible optimizar los dise-

ños de estimulación mediante el aumento del tamaño de los tratamientos. Para tomar decisiones acerca de las terminaciones y estimulaciones, el equipo PowerSTIM necesitaba evaluar parámetros clave, entre los que se incluyen los gradientes de esfuerzo para la geometría de la fractura y la selección del apuntalante, el módulo de elasticidad de Young para el ancho de la fractura, el coeficiente de pérdida para la optimización del fluido de tratamiento, y la presión del yacimiento para definir la estrategia de las distintas etapas y los requerimientos del fluido. El mayor desafío fue decidir cómo adquirir más datos sin comprometer la rentabilidad. Esto se logró planificando cuidadosamente programas de registro estratégicos, tratamientos de minifracturas y análisis de presión transitoria. Se determinaron el gradiente de fractura, el módulo de elasticidad de Young y los parámetros de pérdida para los fluidos de la fractura a partir de tratamientos de minifracturas acompañados por el servicio DataFRAC (arriba). Se utilizaron registros sónicos dipolares para crear modelos de esfuerzos de las vecindades del pozo, calibrar los perfiles de esfuerzo para las secuencias de areniscas y lutitas, y determinar la dirección preferencial de fracturamiento. Estos datos confirmaron los valores de esfuerzos de las minifracturas.

61

XX200

XX300

XX400

XX500

XX600

MD pies

GR, 2da pasada API, 0 a 200 Pozo entubado, GR

Total de Concentración escandio de arena

0a6 lbm/pies2 Total de Iridio

Ancho de fractura, pulg

Formación

Formación

Escandio

Escandio

Iridio

Iridio

Escandio

Iridio

> Mejoras en la divergencia del tratamiento. Las nuevas terminaciones, con 40% menos de espesor total por etapa, permiten tratamientos más eficientes de las areniscas productivas. Este estudio con trazadores radioactivos indica el emplazamiento exitoso de dos fracturas con una separación inferior a 100 pies [30 m] entre sí, sin tapones de arena o empaquetadores recuperables, ni tapones perforables para aislamiento positivo.

62

Los modelos de fracturamiento que usan mediciones de esfuerzo más confiables en areniscas y capas adyacentes, combinados con mejores valores del módulo de elasticidad de Young, arrojaron estimaciones más representativas de la altura y el ancho de la fractura. Se analizaron núcleos para entender la compatibilidad del fluido y verificar las propiedades mecánicas de las rocas. Las primeras interpretaciones geológicas suponían que habían fracturas naturales con altas pérdidas de fluido en todo el campo, pero las imágenes de pared de pozo no mostraron fracturas naturales de importancia en el centro del campo. El análisis DataFRAC indicó una pérdida de fluido menor a la esperada. Este hecho y la ausencia de fracturas naturales permitieron que se disminuyeran los volúmenes de colchón, lo cual contribuyó a reducir los costos.17 La complejidad geológica de este campo exige un método para completar varios horizontes en un solo día sin tapones de arena, ni aislamiento mecánico. Este enfoque permite estimular intervalos más cortos, aumenta la eficiencia de producción y mejora la economía del proyecto. La derivación del tratamiento con disparos de entrada limitada y tapones de arena resulta en bajas eficiencias de terminación. El aislamiento mecánico con tapones o empaquetadores es complicado y de alto costo, y su recuperación con equipos de reacondicionamiento convencionales o mediante tubería flexible es riesgosa. Para una mejor estimulación de los pozos, el operador decidió fracturar intervalos verticales más pequeños y llevar a cabo varios tratamientos en un solo día. La técnica de derivación ideal debería permitir la limpieza de los intervalos fracturados sin necesidad de lavar la arena o recuperar los empaquetadores. En un tratamiento con arenamiento inducido (o sea con limitación del largo de la fractura), se utiliza la presión neta generada durante la estimulación para derivar posteriores tratamientos de fracturamiento a otros intervalos (izquierda).18 17. El colchón de un tratamiento de fractura hidráulica no contiene apuntalante, y es el volumen de fluido que crea y propaga la fractura. 18. En el fracturamiento estándar, la punta de la fractura es el área final que se obtura con apuntalante. Un diseño de arenamiento inducido (es decir, con limitación del largo de la fractura) hace que el apuntalante se empaquete cerca de la parte final de la fractura, poco después de comenzado el tratamiento. A medida que se bombea fluido adicional con apuntalante, la fractura se ensancha porque ya no puede propagarse más adentro de la formación. Esta técnica crea una vía más amplia y más conductiva, ya que el apuntalante se empaqueta más cerca del pozo.

Oilfield Review

Después del fracturamiento, los pozos se hacen fluir para recuperar al menos un volumen de fluido igual al volumen del revestidor, y permitir el cierre de la fractura. Luego se dispara y fractura el siguiente intervalo. Este proceso se repite hasta que se estimula todo el horizonte productivo. Se han realizado tratamientos de hasta 11 etapas en sólo 36 horas, lo que reduce el tiempo requerido para estimular completamente un pozo de cinco semanas a menos de cuatro días, y a la vez aumenta el espesor productivo a más del 90%. En pozos en que se había utilizado la técnica de entrada limitada, un pozo entero podía tener solamente 120 disparos. Con la nueva técnica de terminación, los 120 disparos pueden estar en un solo intervalo a ser fracturado. Un pozo puede tener 1200 disparos en todo el intervalo para reducir el riesgo de dejar zonas productivas sin estimular. Las nuevas técnicas de terminación aumentan el número máximo de etapas de 5 a 12 por pozo. Los diseños de fracturamiento incluyeron altas concentraciones de apuntalante al final de un tratamiento para mantener el ancho creado y maximizar la presión neta después del cierre de la fractura. Los tubulares fueron el aspecto final del análisis. Al principio, en los diseños de los pozos se usaron revestidores de 4 ó 5 pulgadas para poder bombear altas tasas de flujo y lograr fracturar grandes intervalos. Dado que los pozos del campo Jonah normalmente producen agua y condensado, la descarga de los fluidos es esencial para

mantener la producción. Después de la limpieza, se corrieron tuberías de producción de 2 3⁄8 ó 2 7⁄8 pulgadas con una unidad para entubar contra presión (snubbing unit). Con intervalos de tratamiento más cortos y mejores fluidos, las fracturas se efectuaron efectivamente con menores tasas de bombeo, lo cual permitió utilizar tuberías de producción de 3 pulgadas como revestidores (abajo). Esta configuración tubular retarda la instalación de la tubería de producción varios años y elimina las limitaciones de producción asociadas con los tubulares de menor tamaño. Con estos antecedentes en mente, se inició un proyecto PowerSTIM específico para reducir aún más el tiempo y los costos de terminación de los pozos del campo Jonah de Ultra Petroleum sin afectar la producción. Se identificaron cuatro tipos de rocas, y se desarrollaron correlaciones para calcular la permeabilidad a partir de los registros CMR en ciertos pozos, registros con la sonda Platform Express en pozos de relleno y registros RST en pozos donde las malas condiciones del pozo impedían la adquisición de datos a pozo abierto. Se desarrollaron correlaciones similares para calcular las propiedades mecánicas de las rocas: esfuerzo, relación de Poisson y módulo de elasticidad de Young. Se desarrolló una rutina de análisis zona por zona para identificar y evaluar cada una de los cientos de capas de la formación Lance. Esta rutina evolucionó con el tiempo, dando origen al programa ZoneAID. Posteriormente, se elaboró un método para combinar los resultados de la evaluación de la

Tamaño del tubular, pulg

Diámetro interior equivalente (ID), pulg

4 1/2 2 3/8 2 3/8 en 4 1/2 3 1/2 1 1/2 1 1/2 en 3 1/2

4.0 1.995 3.21 2.992 1.31 2.588

Tasa de producción, Mpc/D 2850 675 1825 1525 290 1150

formación y el diseño de la estimulación con el objetivo de predecir la producción. Esta poderosa herramienta permite que un equipo PowerSTIM evalúe rápidamente varios escenarios de terminación y determine qué combinación genera la máxima producción al menor costo. En la actualidad, el tiempo desde que se reciben los registros y datos del pozo hasta que se generan predicciones de producción para todas las areniscas es de sólo cuatro horas. Schlumberger le entrega a Ultra Petroleum un montaje PowerSTIM, que incluye diseños de estimulación, pronósticos de producción y evaluaciones económicas para unas 17 etapas de fracturamiento, dentro de las 48 horas después de recibidos los datos. Actualmente se continúa trabajando para reducir aún más este tiempo de entrega de resultados con la ayuda de la herramienta de intranet. Sin embargo, el proceso no termina aquí. En lo que probablemente es el paso más importante, se evalúan normalmente pozos clave efectuando registros de producción después de tres a seis meses de efectuado el tratamiento para medir los aportes de cada zona, asegurarse de que cada arena esté adecuadamente estimulada y evaluar las predicciones de la producción. Se evalúan registros e historiales de producción con los programas PSPLTR y PROFIT para asegurarse el logro de la conductividad y la geometría de fractura buscadas. A través de la permanente evaluación y el continuo perfeccionamiento del proceso de optimización, la metodología PowerSTIM puede lograr una notable precisión.

Presión de flujo de fondo del pozo (BHFP), lpc 1287 1232 1267 1262 1200 1251

> Comparación de las tasas de flujo de gas mínimas para mantener la descarga de los fluidos del pozo. En base a una producción de condensado de 10 bbl/MMpc y una producción de agua de 3 bbl/MMpc, con una presión del pozo de 700 lpc [4.8 MPa], un pozo con una tubería de producción cuyo diámetro interior (ID, por sus siglas en Inglés) es de 3 pulgadas, continúa produciendo a casi la mitad de la tasa de producción de la que se observa en una tubería cuyo ID es de 4 pulgadas.

Primavera de 2001

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Al igual que muchas otras compañías del sector energético, eficientes y emprendedoras, Ultra Petroleum se basa en la nueva tecnología, en los enfoques innovadores y en las relaciones laborales de cooperación recíproca para servicios y soporte técnicos, y en las nuevas soluciones integradas. Las nuevas técnicas de terminación basadas en una amplia recopilación de datos redujeron el tiempo necesario para la puesta en producción y los costos de terminación, a la vez que aumentaron la producción y los factores de recuperación. La eliminación de los tapones de arena y otros tipos de aislamiento positivo entre intervalos fracturados, y los extensos períodos de contraflujo después de cada tratamiento, permitieron ahorrar dinero y casi cuatro semanas de tiempo de terminación (abajo). La reducción del volumen de los colchones, la selección de mejores fluidos y apuntalantes superiores, y la optimización del diseño tubular, disminuyeron los costos. Los costos generales de terminación se redujeron un 50%. Los costos de búsqueda disminuyeron de $0.45 a $0.23/Mpc.

Si se normalizan los datos de permeabilidad y espesor, se observa que la producción de las nuevas terminaciones es de un 8% mayor que la de las terminaciones originales y un 30% mayor que la de pozos vecinos de otros operadores. Estos logros se deben principalmente al mejor rendimiento de las terminaciones. Los datos también indicaron un aumento en la recuperación final estimada (EUR, por sus siglas en Inglés) de las nuevas terminaciones (próxima página). Optimización de las terminaciones El hecho de entender las características del yacimiento a lo largo de las zonas productivas en un pozo, en todo un campo y dentro de una cuenca, conduce a tratamientos de estimulación optimizados y técnicas de terminación que reducen los costos, maximizan la producción y aumentan la recuperación de hidrocarburos. La iniciativa PowerSTIM se basa en un enfoque integrado para desarrollar los modelos requeridos para generar soluciones técnicas o estrategias de terminación de pozos que sean transportables de campo a campo y de compañía a compañía. El efecto positivo y el récord establecido de optimización de las estimulaciones en los campos maduros de áreas terrestres de Norteamérica, están ayudando a que la metodología PowerSTIM tenga una mayor aceptación en otras áreas, tanto terrestres como marinas, incluidas regiones del Medio Oriente.

Actualmente se encuentra en desarrollo un proyecto conjunto entre Saudi Aramco y Schlumbergeer en el campo Hawiyah, Arabia Saudita, para eliminar la producción de arena y maximizar la producción del yacimiento con el objeto de satisfacer las necesidades de entrega de gas de este campo. El proyecto implica la optimización de la estimulación para un grupo de 10 pozos. En lugar de emprender esta iniciativa en forma interna, Saudi Aramco decidió utilizar el enfoque PowerSTIM y formar un equipo de expertos para desarrollar soluciones de estimulación y terminación. El gerente del proyecto PowerSTIM es un representante de Saudi Aramco. Un coordinador del proyecto, proveniente de Schlumberger dirige los equipos técnicos y de operaciones conjuntos. El equipo técnico está compuesto por petrofísicos, geólogos, ingenieros de yacimientos e ingenieros de estimulación de cada compañía, quienes trabajan con los ingenieros de Saudi Aramco asignados a determinados pozos. El equipo de operaciones comprende gerentes de campo de Schlumberger de los segmentos de servicios de registros operados a cable, pruebas de pozos, cementación y estimulación, y tubería flexible, quienes trabajan estrechamente con supervisores de campo y altos ejecutivos de Saudi Aramco.

Agosto de 1997 66 días Mayo de 1998 52 días Febrero de 1999

39 días

Montaje del equipo de perforación Perforación Toma de registros

> Mejora continua en las terminaciones. Durante un período de 18 meses, el tiempo para la puesta en producción se redujo en aproximadamente 27 días, o cuatro semanas, principalmente debido a que los pozos del campo Jonah se terminaron sin tapones de arena u otras formas de aislamiento mecánico.

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Cementación

Operación de disparo

Pruebas

Fracturamiento

Recuperación de tapones

Contraflujo Colocación de tapones

Cierre del pozo Ventas

Oilfield Review

Primavera de 2001

16,000 14,000 Recuperación final estimada (EUR), MMpc

La primera etapa de este proyecto—desarrollo del modelo—se completó a comienzos del año 2001. Se recopiló un conjunto completo de datos para mejorar las estrategias y los diseños de terminación. Se desarrollaron o mejoraron las propiedades mecánicas de las rocas, los perfiles de zonas con hidrocarburos y los modelos de predicción de producción de arena. Además de un óptimo diseño de las fracturas mediante la integración de todos los datos disponibles sobre cuencas, campos, yacimientos y pozos, este proyecto PowerSTIM está generando y documentando las mejores prácticas. Se adaptaron y distribuyeron lineamientos de terminación sin malla para ser utilizados conjuntamente con las pautas de control de producción de arena durante el contraflujo del pozo. En un principio, se aplicaron modelos petrofísicos a cuatro pozos. En febrero del año 2001, se estimuló el primer pozo siguiendo las recomendaciones basadas en los modelos de yacimiento y terminación desarrollados por el equipo PowerSTIM. Los primeros resultados fueron extraordinariamente alentadores. El programa del proyecto fue entonces modificado para estimular el resto de los pozos durante la primera mitad del año 2001. La colaboración recíproca en este proyecto resultó ser muy beneficiosa, particularmente entre Saudi Aramco y Schlumberger, con una interacción y flujo de trabajo que continúan mejorando. El personal de cada compañía aprecia la capacidad de aportar conocimientos, experiencia e ideas para mejorar los tratamientos de estimulación y el proceso de terminación de pozos. Ambas compañías aprovechan las ventajas de la reducción en el tiempo del ciclo de ingeniería, resultante de la agilización del proceso de aprendizaje, del énfasis en el agregado de valor y del objetivo común de incrementar el potencial de producción. Las estimulaciones basadas en estimaciones o en propiedades promedio del yacimiento pueden dar como resultado fracturas hidráulicas de longitud y ancho insuficientes, con un crecimiento vertical excesivo. Los métodos innovadores para establecer en forma confiable los parámetros clave requeridos para la preparación del programa de caracterización del yacimiento, modelado y diseño del tratamiento, superan las limitaciones tradicionales inherentes a la adquisición de estos datos.

Pozos vecinos de control 12,000 Modelo de terminación optimizada

10,000 8000

Modelo de terminación anterior

6000 4000 2000 0 0.0

0.2

0.4

0.6 0.8 1.0 1.2 1.4 Costos de terminación relativos

1.6

1.8

2.0

> Costos de recuperación versus costos de terminación relativos. Comparado con los pozos terminados en forma convencional, el pozo promedio de Ultra Petroleum, Inc. en el campo Jonah, terminado con las nuevas técnicas, muestra un considerable aumento en la recuperación final estimada (EUR, por sus siglas en Inglés) por dólar gastado en la terminación.

Los tratamientos de estimulación optimizada usan mediciones continuas provenientes de una moderna tecnología de registros de pozos, análisis de núcleos, pruebas de pozos, y mejor manejo, procesamiento e interpretación de datos, combinados con tecnologías de fracturamiento específicas tendientes a asegurar que fracturas de mayor conductividad penetren más en las formaciones. La iniciativa PowerSTIM comprende la ingeniería del ciclo completo, datos de alta calidad y la entrega a tiempo de soluciones específicas. Los procedimientos basados en los datos adquiridos en un campo, la experiencia en toda la región y la aplicación de una estricta evaluación del yacimiento están teniendo efectos positivos en el desarrollo de los campos. Asimismo, la mejor evaluación de las características de la formación permite optimizar los fluidos de fractura, los apuntalantes y los volúmenes de fracturamiento. Schlumberger está en condiciones de proporcionar servicios de medición, integración, formateo y presentación de datos, así como también experiencia en interpretación, diseño técnico y evaluación, control de la calidad de las operaciones y soporte global.

La forma en que se desarrollan y difunden las soluciones dentro de Schlumberger y de los operadores, está cambiando a medida que la industria se aleja de los documentos e informes estáticos. El procesamiento de información en tiempo real, la evaluación de datos y los informes sobre la vida útil del pozo, están siendo tan importantes como las respuestas y soluciones que generan. Los últimos sistemas de tecnología de la información y las tecnologías del manejo del conocimiento están proporcionando metodologías y herramientas basadas en la infraestructura y herramientas de la Red, como la herramienta de intranet y montaje PowerSTIM, para tomar decisiones sobre bases sólidas, en un ambiente de trabajo virtual y de cooperación recíproca. Mediante reuniones y videoconferencias por Internet, y centros de datos regionales y de visualización, los miembros del equipo de trabajo pueden trabajar juntos sin compartir la misma oficina. —MET

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