Tras más de dos décadas de aplicación del Fracturamiento ácido en yacimientos de carbonatos y dolomías de baja permeabilidad en formaciones del Cretácico y el Jurásico en la región marina de México, se han aprendido múltiples lecciones.
Como el uso de ácidos con reacción retardada, sistemas gelificados para disminuir la fricción; pruebas de laboratorio especializadas para mejorar los resultados de conductividad, surfactantes para mejorar la recuperación de fluidos, entre otros.
En particular, el rango de las características de los yacimientos en los activos de la región marina de México llevan al límite al diseño de los sistemas ácidos.
Igualmente, el tipo de terminación de los pozos, por ejemplo, amplia gama de permeabilidad de 0.2 a 20 mD; temperatura de fondo de pozo de hasta 177°C; presión de fondo de pozo de hasta 10,500 psi, con terminaciones de pozo revestido o agujero descubierto en pozos profundos de 6,000 metros verticales.
Esos factores llevan al límite al diseño de los sistemas ácidos. Igualmente, a los gastos de bombeo de los tratamientos y la eficacia general de la fractura para alcanzar la producción deseada.
Para ayudar a mejorar los resultados en los yacimientos actuales y en los nuevos que se están desarrollando con características petrofísicas similares. Se ha aplicado una metodología para comprender los parámetros fundamentales que pueden afectar a los resultados de producción de un tratamiento de Fracturamiento con ácido.
Te puede interesar: Herramienta BDCDE para optimizar pozos
En primer lugar, se realizaron pruebas de laboratorio antes de la operación para optimizar el tratamiento y verificar su eficacia. Posteriormente, mediante un software se simula la fractura ácida, incluidos los registros petrofísicos; Asimismo, con los resultados de laboratorio y la geometría obtenida, en simuladores de yacimientos y otros programas de análisis de productividad. Se evaluó inicialmente la recuperación de hidrocarburos esperada a largo plazo.
Finalmente, posterior al bombeo del diseño óptimo y mediante el seguimiento de la producción resultante se evalúa si se cumplen los resultados previstos.
Mediante pruebas de bombeo previas, como son el minifrac y las pruebas de diagnóstico de inyección (DFIT), se calibró el modelo del simulador de fracturas. Posteriormente, a la operación se realizó un análisis de las presiones obtenidas para calibrar los valores reales utilizados por el software de simulación de yacimientos. Asimismo, análisis de la productividad para comprender la eficacia de la fractura, lo que ayuda a mejorar las operaciones futuras.
En los pozos en estudio, el gradiente de fractura observado varía de 0.7 a 1.0 psi/pie, con un esfuerzo mínimo promedio de 13,670 psi. Para ejecutar los tratamientos de fracturamiento con ácido, el barco estimulador utilizó una media de 6,400 caballos de potencia hidráulica con una presión de superficie de hasta 13,400 psi.
Este trabajo describió la experiencia de los tratamientos de fracturamiento con ácido y la aplicación de la tecnología en la región marina de México. Asimismo, se discutieron los resultados de más de 40 operaciones de fracturamiento ácido realizadas en las últimas dos décadas. Donde en promedio se ha obtenido un aumento de cinco veces en la producción de petróleo después del tratamiento de fracturamiento ácida; lográndose con lo mismo el objetivo final de incrementar la producción final de aceite en los diferentes activos.
Sigue leyendo: Tecnologías para la productividad longeva de yacimientos
Los campos analizados corresponden a yacimientos naturalmente fracturado formado por rocas calizas y dolomíticas. La columna estratigráfica que representa el yacimiento está formada por sedimentos de edad del Jurásico Superior Kimmeridgiano (JSK) y del Cretácico (K). Entre las principales características de los yacimientos que componen el proyecto se tienen que son yacimientos de petróleo
Las siguientes conclusiones son el resultado de este trabajo: Tratamientos de fracturamiento ácido han sido ejecutados por más de 10 años para aumentar la producción en activos de aguas someras en el golfo de México en yacimientos naturalmente fracturados de carbonatos y dolomías
Igualmente, el rango de permeabilidad de los casos del estudio varía entre 0.2 y 25 mD. La porosidad oscila entre el 3 y el 7%, siendo el yacimiento naturalmente fracturado; utilizándose la acidificación para mejorar la red de fracturas naturales existentes y mantener la producción en el tiempo.
Adicionalmente, las pruebas de laboratorio son parte fundamental e imprescindibles para un adecuado diseño del tratamiento; representando las pruebas especializadas como las de grabado de ácido una valiosa técnica para seleccionar el mejor sistema para cada formación y pozo en particular.
Las pruebas de diagnóstico como lo son el minifrac (prueba de gasto ascendente) o DFIT, permiten obtener parámetros valiosos para el ajuste de los modelos de diseño.
Asimismo, la aplicación de técnicas de colocación del ácido, basadas en pruebas de grabado, mejoran la conductividad final de la fractura generada y extendida.
Finalmente, las principales técnicas de colocación empleadas son la de Mejoramiento de conductividad y la de Acidificación de Fractura Cerrada (CFA).
Los ingenieros Jose Maria Petriz Munguia. Blanca Estela Gonzalez Valtierra, Ivan Ernesto Narváez, Katya Campos y Saraí Santos, presentaron el trabajo en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).
