Incremento de la recuperación final estimada (RFE ) del 47% para YPF S.A. | SLB
Case Study
Location
Argentina, South America, Onshore
Details

Desafío: Estimular e incrementar la producción de gas de un pozo ubicado en un yacimiento de areniscas eólicas del Jurásico tardío.

Solución: Aplicar la técnica de fracturamiento por canales de flujo HiWAY para reducir los tiempos de contraflujo y mejorar las longitudes de las fracturas y la recuperación de los polímeros.

Resultados: Incremento de la producción inicial de gas y de la recuperación final estimada (RFE) en 30 y 47% respectivamente respecto de un pozo vecino tratado en forma convencional.

Products Used

Incremento de la recuperación final estimada (RFE ) del 47% para YPF S.A.

Se estimula un pozo en la Argentina con la técnica de fracturamiento por canales de flujo HiWAY, creando una fractura de conductividad infinita

Necesidad de incrementar la producción en un campo de gas

YPF S.A. produce gas y condensado del yacimiento Loma La Lata (LLL) de Argentina. Las acumulaciones más grandes de gas del yacimiento se encuentran en la región central de la Cuenca Neuquina, donde la formación Sierras Blancas constituye el principal yacimiento productor. Desde el período Jurásico tardío, esta formación fue depositada en diferentes ambientes no marinos caracterizados por dos asociaciones de litofacies: las areniscas eólicas de color gris-verdoso en el tope (zona productiva) y las areniscas fluviales rojas en la base.

Debido a la declinación de la producción y al incremento de la demanda, YPF S.A. necesitaba nuevas tecnologías para incrementar la recuperación de gas.

Canales de flujo creados mediante una técnica de fracturamiento única

La compañía optó por utilizar la técnica de fracturamiento por canales de flujo HiWAY para estimular un pozo del yacimiento LLL. En lugar de basarse en la conductividad del empaque del agente de sostén (apuntalante), esta técnica de fracturamiento crea canales infinitamente conductivos para que los hidrocarburos fluyan a través de ellos. Esto crea fracturas con mejores longitudes efectivas, reduce los tiempos de contraflujo y acelera la recuperación de los polímeros.

Para este pozo, se colocaron 90,800 lbm de agente de sostén, mientras que en un pozo vecino se utilizó una técnica de fracturamiento convencional con la colocación de 129,000 lbm de agente de sostén. Las pruebas de fluencia y recuperación de la presión posteriores al tratamiento para el pozo HiWAY, demostraron que la conductividad de la fractura excedía la sensibilidad de la interpretación de los datos, lo cual significó que la fractura era infinitamente conductiva.

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Análisis de la prueba de recuperación de presión; la interpretación de los datos se volvió insensible a la conductividad de la fractura (FC), lo cual significó que ésta era infinitamente conductiva.

Producción y RFE incrementadas después del tratamiento

La producción inicial para el pozo tratado con la técnica de fracturamiento por canales de flujo HiWAY fue 30% superior a la del pozo vecino (4.4 Mpc/D versus 3.4 Mpc/D). Y, en base a los datos de 2 años de producción, se calculó que la recuperación final estimada (RFE) de 10 años del Pozo HiWAY fue 47% (7,000 BMMpc) superior a la RFE del pozo vecino.

RFE para un pozo tratado con la técnica de fracturamiento por canales de flujo HiWAY, en comparación con un pozo vecino estimulado convencionalmente. Los datos recolectados se muestran para casi 2 años.
RFE para un pozo tratado con la técnica de fracturamiento por canales de flujo HiWAY, en comparación con un pozo vecino estimulado convencionalmente. Los datos recolectados se muestran para casi 2 años.
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