Luis Alvarez (1), Fabio Peñacorada (1) y Gaston Mellado (2). (1) YPF S.A., Talero 360, (8300) Neuquén, Argentina (2) Baker Hughes

Transcripción

1 Empujando los Límites - Fracturas y refracturas hidráulicas energizadas con nitrógeno, experiencias en un campo maduro de gas en Loma la Lata, Neuquén, Argentina Luis Alvarez (1), Fabio Peñacorada (1) y Gaston Mellado (2). (1) YPF S.A., Talero 360, (8300) Neuquén, Argentina (2) Baker Hughes

2 Introducción Dentro del proceso de optimización que se ha seguido en el desarrollo del yacimiento maduro del reservorio Sierras Blancas, campo LLL, la aplicación de fracturas energizadas con N 2 ha sido una de las claves para sustentar la producción de gas y condensado de este campo. El éxito obtenido por esta técnica, ha permito realizar nuevas campañas de fractura y refracturas, no solo en pozos dirigidos, sino también, en pozos horizontales dentro del proyecto infill de Loma La Lata

3 Ubicación

4 Zona de trabajo (Reparaciones y Terminaciones

5 T Q Síntesis geológica TERC.-RECIENTE INCAICA 35.5 MA G. NEUQUÉN INTERSENONIANA 94 MA G. RAYOSO INTRAAPTIANA 112 MA GRUPO MENDOZA INTRAVALANGINIANA 126 MA F. QUINTUCO F. VACA MUERTA Roca Madre: Fm Molles / Fm Vaca Muerta Roca sello: Fm Catriel. G.LOTENA F. TORDILLO F. AUQUILCO INTRAMALMICA 144 MA F. B. NEGRA F. LOTENA INTRACALOVIANA 154 MA 500 m F. LAJAS G. CUYO Jurásico F. LOS MOLLES Prof. Media Horizonte Prod.: TVD Espesor Útil (hu): m Número de Niveles productivos: 1 (Miembro Verde) Porosidad Promedio Ø : 13 % Saturación de Agua (Sw): 35 % Densidad media de la Roca (ᵨ): 2.61 g/cm³ Permeabilidad Hz. al aire (Kh): md Densidad de Gas: 0.63 g/cm³ Factor de Volumen de gas.(bg): m³/m³ Parámetros a condición de reservorio UNIDAD LITOESTRATIGRÁFICA INTRALIASICA 208 MA SUPRATRIASICA 215 MA DISCORDANCIAS RES. G. CHOIYOI SELLO EDAD PRECUYANO R.MAD. F. CENTENARIO F. MULICHINCO Pm T Cretácico F. Sierras Blancas Miembro Rojo: areniscas finas de ambiente fluvioeólico. Miembro Verde: Areniscas finas a medias de ambiente eólico.

6 Síntesis geológica Sección sísmica NS Atributo impedancia acústica El siguiente corte muestra la diferencia de espesor total entre los pozos de la zona centro y los de la zona SE. Esta diferencia de espesor también se relaciona con la diferente productividad de los pozos.

7 Esquema de Pozo Vertical/Dirigido Pozos desviados en forma de S, siendo verticales en la zona de interés. Cañería intermedia de 7 hasta el tope de la formación Quintuco, entre los 1800 a 2200 m. Liner de 5 hasta la profundidad final: ~3400 m MD / ~3000 m TVD. Tubing de producción de 2 7/8. Packer de 7 colocado por sobre el colgador del liner. Programa de terminación incluye fractura hidráulica en fm. Sierras Blancas.

8 Esquema de Pozo Horizontal Cañería intermedia de 9 5/8 hasta el tope de la formación Quintuco, entre los 1800 a 2200 m. Lainer de 7 hasta el tope de la formación Sas. Blancas, entre los 3300 a 3400 MD. Liner de 5 hasta la profundidad final: ~3400 m MD / ~3000 m TVD. Packer colgador de 4 ½ en ~3350 m MD. Tubing de producción de 3 ½ hasta tie back assembly 4 ½, en ~3300 m MD. 4 ½ Multistage Completion System. +/1000 m, de 5 a 8 frac sleeves. Pozos horizontales en el Capa 2 de la F. Sierras Blancas (zona de interés). Fm. Catriel UF 1 Límite permeable GW C UF 2

9 Estadísticas de pozos fracturados con N2 desde 2008 Pozos Año de Campaña Reparados Terminados verticales/dirigidos Terminados horizontales (*) (*) parcial 4 4 * Sin autorización para intervenir pozos de los superficiarios

10 Diseño Típico de Fractura Hidráulica Pozo dirigido: Caudal total de Bombeo: 22~24 bpm. Caudal líquido + Ag. Sosten: 16~18 bpm. Caudal de Nitrógeno: 7000~15000 scfm. Presión de tratamiento: PSI Volúmen de Gel: m3 Gel x-linkeado (20 a 25 lb/1000 gal). Volúmen de Nitrógeno: 25,000 lts. Agente de Sostén: 100,000~150,000 lbs Sintered Bauxite 20/40. Concentración final 8~10 lb/gal. Calidad: 25 ~40 %

11 Diseño Típico de Fractura Hidráulica Pozo horizontal: 5 etapas Caudal total de Bombeo: 24 bpm. Caudal líquido + Ag. Sosten: 16~18 bpm. Caudal de Nitrógeno: 8000~15000 scfm. Presión de tratamiento: PSI Volúmen de Gel: 700 m3 Gel x-linkeado (25 lb/1000 gal). Volúmen de Nitrógeno: 120,000 lts. Agente de Sostén: 430,000 lbs Sintered Bauxite 20/40. Concentración final 6 ~10 lb/gal. Calidad: 25 ~40 %

12 Daño de Formación Daño en la cara de la fractura: este tipo de daño, causado convencionalmente por el filtrado del fluido, deriva en un deterioro de la permeabilidad de la zona aledaña a las caras de la fractura. Radial Damage rs Fracture Face Damage Xf El daño remanente no es solo atribuible al residuo polimérico, sino también a la disminución de la Krg debido al incremento de la Sw en la región invadida.

13 Daño de Formación Bajo circunstancias ideales la caída de presión (ΔP) a través de la zona dañada es suficiente para poner en movimiento este fluido, y recuperar la mayor parte del fluido inyectado. En reservorios depletados, la caída de presión (ΔP) en la zona invadida podría no ser suficiente como para remover el daño. La solución en este caso es el empleo de un fluido energizado con nitrógeno que permita crear cierta saturación de gas en la zona invadida, y así, facilitar la recuperación del fluido de fractura.

14 Fluido de Fractura El diseño de estimulación de fractura hidráulica contempla: Fluido de fractura de baja carga polimérica, con características de transporte de agente sostén adecuadas. Minimizar la cantidad de agua inyectada a formación. Dejar una mayor Krg en la cara de la fractura. Energía adicional en el reservorio para recuperar fluido. Controlar la devolución de agente de sostén post tratamiento.

15 Fluido de Fractura Fluidos de Fractura Energizados o Espumados con Nitrógeno La medida de la proporción de nitrógeno agregada a la mezcla se denomina Calidad. Existen dos calidades habitualmente utilizadas es la industria: Mitchell e Internal Proppant Phase (IPP). Nitrificación Espumado N2 Disperso Fluido Disperso. 15 ~40 % N2 > 52% N scf/bbl Surfactante scf/bbl.

16 Diseños de Fractura Hidráulica Tratamiento de Fractura Nitrificado

17 Diseños de Fractura Hidráulica Tratamiento de Fractura Combinado: Espumado & Nitrificado

18 Diseños de Fractura Hidráulica Pozo Horizontal: Sistema de Camisas Deslizables

19 Limpieza Post Fractura Finalizado el desplazamiento del tratamiento de fractura, el pozo se abre inmediatamente, aprovechando así la energía remanente otorgada por la expansión del nitrógeno. Esta energía permite poner en movimiento el fluido en la zona cercana a la cara de la fractura, sobre pasando los efectos de capilaridad y aumentando la recuperación del fluido de fractura. La apertura del pozo se realiza en forma controlada y bajo la técnica de cierre forzado.

20 Limpieza Post Fractura Pozo Horizontal : Sistema de Completacion de Camisas La boca de pozo contempla: 1. Omega. 2. Ball Launcher. 3. Ball Catcher.

21 Seguimiento de producción Perfil de producción pozo reparado. Refractura con Nitrógeno

22 Seguimiento de producción Comparación Gas Rate (Pro. Day) ( m3/d ) LLL-440:SB Pozo 1: Perfil de producción pozo nuevo fracturado con nitrógeno Caudal de gas inicial: m3/d (primeros dos años la producción fue en promedio m3/d) DATE LLL-440:SB Petróleo ( m3/d ) Agua ( m3/d ) Pozo 2: Fracturado con otra técnica: Caudal inicial: m3/d (primeros dos años la producción fue en promedio m3/d). Fue refracturado en febrero DATE Gas Rate (Pro. Day) ( m3/d ) LLL-436:SB Refractura con Nitrógeno DATE LLL-436:SB Petróleo ( m3/d ) Agua ( m3/d ) 12 9 Los pozos están en el mismo bloque, con iguales condiciones petrofísicas a mil metros de distancia y entraron en producción con un mes de diferencia DATE 14 15

23 Seguimiento de producción Comparación Pozo 2 Pozo 1 Pozo 2 Pozo 1 Grilla de porosidad

24 Conclusiones Dentro del proceso de optimización que se ha seguido en el desarrollo del yacimiento, la aplicación de Fluidos Energizados con Nitrógeno en fracturamiento hidráulico, ha sido una de las claves para sustentar una producción comercial de gas y condensado. La técnica permite realizar la estimulación a través de la instalación final de producción. Estos diseños, concebidos originalmente para reparaciones, se aplicaron con éxito a la terminación de pozos nuevos en el proyecto infill Loma la Lata.

25 Conclusiones La producción obtenida mediante la aplicación de esta técnica justificó la ejecución del primer pozo horizontal estimulado con nitrógeno en este reservorio. Los resultados obtenidos empujan los límites respecto a expectativas futuras, dando lugar a la programación de más pozos horizontales a fracturar bajo esta misma modalidad.

26 Pozo Horizontal: Sistema de Camisas Deslizables

27 Gracias por su atención.