Published: 05/07/2015
Published: 05/07/2015
PEMEX aplicó un tratamiento de fracturamiento en uno de sus campos de areniscas del sur de México, incrementando la producción de petróleo de cada pozo en un promedio de 800 bbl/d. No obstante, dado que el desarrollo del campo fue planificado inicialmente sin fracturamiento, el espaciamiento entre los pozos era estrecho y exhibía una configuración aleatoria (de aproximadamente 200 m [656 pies]). Además, en algunos pozos se había producido una interferencia del tratamiento de fracturamiento.
Si bien no se disponía de datos relacionados con los pozos con interferencia para medir la dirección del esfuerzo mínimo, la dirección estimada del esfuerzo horizontal máximo era de 50° NE, según la localización de dos pozos que se interferían entre sí. Además, debido a que el campo se encuentra sujeto a una intrusión salina proveniente tanto del lado este como del lado oeste, la dirección del esfuerzo horizontal máximo puede rotar.
PEMEX solicitó la plataforma Sonic Scanner, que transmite ondas acústicas radiales que pueden medirse a lo largo de una banda de frecuencia amplia en comparación con las herramientas sónicas convencionales. Está provista de transmisores monopolares superiores e inferiores y un transmisor monopolar lejano; las señales son recibidas por 13 estaciones receptoras compuestas de 8 receptores localizados radialmente. Por consiguiente, la arquitectura de la herramienta permite obtener perfiles radiales de ondas compresionales y de corte además de la anisotropía de la formación, lo que posibilita la estimación de las orientaciones de los esfuerzos principales, su magnitud y las propiedades mecánicas de las rocas en 3D.
El modelado de la fractura, generado con el software de diseño de tratamientos de estimulación Mangrove, mostró que los dos pozos fracturados eran paralelos y se comunicaban directamente entre sí; se estimó un ángulo de aproximadamente 15° entre el plano de fracturamiento y la orientación de cada pozo. El diseño del fracturamiento preliminar fue reajustado para crear una fractura con una longitud equivalente a la mitad de la del diseño original. Además, la estimación del valor del módulo de Young ayudó al operador a tomar la decisión de desplegar la técnica HiWAY por primera vez en el sur de México.
El modelo geomecánico preliminar estimado a partir de los datos de la plataforma Sonic Scanner fue ajustado en el software FracCADE para obtener un ajuste entre la presión de tratamiento del campo y la presión simulada, con una reducción de los valores pronosticados del 6%.
Por otra parte, el pozo fracturado vecino, localizado a 200 m [656 pies], no mostró cambio alguno en la presión de boca de pozo durante el tratamiento de fracturamiento y su rendimiento de producción se mantuvo sin modificaciones.
Era importante estimar con exactitud la propagación de la fractura hidráulica, porque una rotación de la dirección del esfuerzo local de tan sólo 15° podría haber conducido a resultados similares a los casos de interferencia previos. El incremento de la producción de petróleo hasta alcanzar una tasa de 1 430 bbl/d —más que cualquier otro pozo del campo— fue atribuido a la técnica HiWAY.
PEMEX consideró exitosa la aplicación de la plataforma Sonic Scanner en la toma de decisiones para la selección del método de fracturamiento —la técnica HiWAY— que fuera económicamente más efectivo en comparación con los métodos de fracturamiento tradicionales.
Desafío:
Solución:
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