Empujando los Límites - Fracturas y refracturas hidráulicasenergizadas 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

•Dentro del proceso de optimización que se ha seguido en eldesarrollo del yacimiento maduro del reservorio SierrasBlancas, campo LLL, la aplicación de fracturas energizadas conN2 ha sido una de las claves para sustentar la producción degas y condensado de este campo.

•El éxito obtenido por esta técnica, ha permito realizar nuevascampañas de fractura y refracturas, no solo en pozos dirigidos,sino también , en pozos horizontales dentro del proyecto infillde Loma La Lata

Introducción

Ubicación

Zona de trabajo (Reparacionesy Terminaciones

Síntesis geológica

EDADUNIDAD

LITOESTRA-TIGRÁFICA

INTERSENONIANA94 MA

INCAICA35.5 MA

INTRAAPTIANA112 MA

G. NEUQUÉN

TERC.-RECIENTE

F.CENTENARIO

F.MULICHINCO

F. TORDILLO

F. LOTENA

F. B. NEGRA

F. AUQUILCO

G.L

OT

EN

A

F. LAJAS

F. LOS MOLLES

PRECUYANO

G. CHOIYOI

F. QUINTUCO

F. VACAMUERTA

DISCOR-DANCIAS R

ES

.

G. RAYOSO

GR

UP

OM

EN

DO

ZA

G.C

UY

O

500

m

R.M

AD

.

SE

LLO

INTRAVALANGINIANA126 MA

INTRAMALMICA144 MA

INTRACALOVIANA154 MA

INTRALIASICA208 MA

SUPRATRIASICA215 MA

Cre

tácic

oT Q

Ju

rásic

oP

mT

F. Sierras Blancas• Miembro Rojo: areniscas

finas de ambiente fluvio-eólico.

• Miembro Verde: Areniscasfinas a medias de ambienteeólico.

• Roca Madre: Fm Molles / FmVaca Muerta

• Roca sello: Fm Catriel.

Prof. Media Horizonte Prod.: 2700 – 3000 TVD

Espesor Útil (hu): 100 - 30 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): 0.01- 50 md

Densidad de Gas: 0.63 g/cm³

Factor de Volumen de gas.(Bg): 0.0042 m³/m³

Parámetros a condición de reservorio

Síntesis geológica

Sección sísmica NS – Atributo impedancia acústica

El siguiente corte muestra la diferencia de espesor total entre los pozos de la zonacentro y los de la zona SE. Esta diferencia de espesor también se relaciona con ladiferente productividad de los pozos.

• Pozos desviados en forma de S,siendo verticales en la zona deinterés.

• Cañería intermedia de 7” hastael tope de la formaciónQuintuco, entre los 1800 a2200 m.

• Liner de 5” hasta laprofundidad final: ~3400 m MD/ ~3000 m TVD.

• Tubing de producción de 2 7/8.Packer de 7” colocado porsobre el colgador del liner.

• Programa de terminaciónincluye fractura hidráulica enfm. Sierras Blancas.

Esquema de PozoVertical/Dirigido

Esquema de Pozo Horizontal

UF2

UF1

Fm.Catriel

Límitepermeable

GWC

• Cañería intermedia de 95/8”” hasta el tope de laformación Quintuco,entre los 1800 a 2200 m.

• Lainer de 7 ” hasta eltope de la formación Sas.Blancas, entre los 3300 a3400 MD.

• Liner de 5” hasta laprofundidad final: ~3400m MD / ~3000 m TVD.

• Packer colgador de 4 ½”en ~3350 m MD.

• Tubing de producción de3 ½” hasta tie backassembly 4 ½”, en ~3300m MD.

• 4 ½” MultistageCompletion System . +/-1000 m, de 5 a 8 fracsleeves.

Pozos horizontales en el Capa 2 de la F. Sierras Blancas (zona de interés).

Estadísticas de pozosfracturados con N2 desde 2008

Pozos

Año de Campaña Reparados Terminados verticales/dirigidos Terminados horizontales

2008 1 0 0

2009 3 2 0

2010 1 6 0

2011 (*) 1 0 0

2012 (*) 0 0 0

2013 2 3 0

2014 3 2 1

2015 parcial 4 4

* Sin autorización para intervenir pozos de los superficiarios

• 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: 5500 - 7500 PSI

• Volúmen de Gel: 130-160 m3 Gel x-linkeado (20 a 25 lb/1000 gal) .

• Volúmen de Nitrógeno: 25,000 lts. Calidad: 25 ~40 %

• Agente de Sostén: 100,000~150,000 lbs Sintered Bauxite 20/40.Concentración final 8~10 lb/gal.

Diseño Típico de FracturaHidráulica

• 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: 4000 - 6500 PSI

• Volúmen de Gel: 700 m3 Gel x-linkeado (25 lb/1000 gal) .

• Volúmen de Nitrógeno: 120,000 lts. Calidad: 25 ~40 %

• Agente de Sostén: 430,000 lbs Sintered Bauxite 20/40.Concentración final 6 ~10 lb/gal.

Diseño Típico de FracturaHidráulica

• Daño en la cara de la fractura: este tipo de daño, causadoconvencionalmente por el filtrado del fluido, deriva en un deteriorode la permeabilidad de la zona aledaña a las caras de la fractura.

• El daño remanente no es solo atribuible al residuo polimérico, sinotambién a la disminución de la Krg debido al incremento de la Sw

en la región invadida.

Fracture Face DamageRadial Damage

rsXf

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 , yrecuperar 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 connitrógeno que permita crear cierta saturación de gas en la zonainvadida, y así, facilitar la recuperación del fluido de fractura.

Daño de Formación

• El diseño de estimulación de fractura hidráulica contempla:

– Fluido de fractura de baja carga polimérica, con característicasde transporte de agente sostén adecuadas.

– Minimizar la cantidad de agua inyectada a formación. Dejar unamayor Krg en la cara de la fractura.

– Energía adicional en el reservorio para recuperar fluido.

– Controlar la devolución de agente de sostén post tratamiento.

Fluido de Fractura

Fluidos de Fractura Energizados o Espumados con Nitrógeno

• La medida de la proporción de nitrógeno agregada a la mezcla sedenomina Calidad.

• Existen dos calidades habitualmente utilizadas es la industria: Mitchelle Internal Proppant Phase (IPP).

Nitrificación Espumado• N2 Disperso

• 15 ~40 % N2

• 100 – 1000 scf/bbl

• Fluido Disperso.

• > 52% N2

• Surfactante.

• 5000 – 10.000 scf/bbl.

Fluido de Fractura

Diseños de Fractura Hidráulica

Tratamiento de Fractura Nitrificado

Diseños de Fractura Hidráulica

Tratamiento de Fractura Combinado: Espumado & Nitrificado

Diseños de Fractura Hidráulica

Pozo Horizontal: Sistema de Camisas Deslizables

- Finalizado el desplazamiento del tratamiento de fractura, el pozose abre inmediatamente, aprovechando así la energía remanenteotorgada por la expansión del nitrógeno.

- Esta energía permite poner en movimiento el fluido en la zonacercana a la cara de la fractura, sobre pasando los efectos decapilaridad y aumentando la recuperación del fluido de fractura.

- La apertura del pozo se realiza en forma controlada y bajo latécnica de cierre forzado.

Limpieza Post Fractura

Pozo Horizontal : Sistema de Completacion de Camisas

La boca de pozo contempla:

1. Omega.

2. Ball Launcher.

3. Ball Catcher.

Limpieza Post Fractura

Seguimiento de producción

Perfil de producción pozo reparado.

Refractura con Nitrógeno

Seguimiento de producciónComparación

2011 12 13 14 150

30000

60000

90000

120000

150000

DATE

Gas Rate (Pro. Day) ( m3/d ) LLL-436:SB

2011 12 13 14 150

3

6

9

12

15

DATE

LLL-436:SBPetróleo ( m3/d )

Agua ( m3/d )

Refractura con Nitrógeno

2010 11 12 13 14 15100000

110000

120000

130000

140000

150000

DATE

Gas Rate (Pro. Day) ( m3/d ) LLL-440:SB

2010 11 12 13 14 150

4

8

12

16

20

DATE

LLL-440:SBPetróleo ( m3/d )

Agua ( m3/d )

Pozo 1: Perfil de producción pozo nuevofracturado con nitrógeno

Caudal de gas inicial:

130000 m3/d (primeros dos años laproducción fue en promedio 120000 -130000 m3/d)

Pozo 2: Fracturado con otra técnica:

Caudal inicial:

120000 m3/d (primeros dos años laproducción fue en promedio 60000 m3/d).Fue refracturado en febrero 2014.

Los pozos están en el mismo bloque, coniguales condiciones petrofísicas a mil metrosde distancia y entraron en producción conun mes de diferencia

Seguimiento de producciónComparación

Pozo 2Pozo 1

Pozo 2 Pozo 1

Grilla de porosidad

• Dentro del proceso de optimización que se ha seguido en eldesarrollo del yacimiento, la aplicación de Fluidos Energizadoscon Nitrógeno en fracturamiento hidráulico, ha sido una de lasclaves para sustentar una producción comercial de gas ycondensado.

• La técnica permite realizar la estimulación a través de lainstalación final de producción.

• Estos diseños, concebidos originalmente para reparaciones, seaplicaron con éxito a la terminación de pozos nuevos en elproyecto infill Loma la Lata.

Conclusiones

• La producción obtenida mediante la aplicación de esta técnicajustificó la ejecución del primer pozo horizontal estimulado connitrógeno en este reservorio.

• Los resultados obtenidos empujan los límites respecto aexpectativas futuras, dando lugar a la programación de máspozos horizontales a fracturar bajo esta misma modalidad.

Conclusiones

Pozo Horizontal: Sistema de Camisas Deslizables

Gracias por su atención.