Fracturamiento en pozos HPHT con ácido encapsulado: Incremento en la longitud media efectiva de grabado en formaciones de carbonatos de baja permeabilidad.
La terminación de pozos profundos mayores a 6,000 metros verticales en formaciones carbonatadas con baja permeabilidad y condiciones de alta presión y temperatura (HPHT). Esos pozos representan hoy en día un fuerte reto en México para su explotación. Debido a la necesidad de aplicar fracturamientos ácidos que alcancen una mayor longitud de grabado efectivo en el yacimiento.
Tienen el objetivo: (1) obtener mayor área de contacto, (2) mejorar la capacidad de flujo (k*h). (3) Incrementar la productividad, (4) Optimizar los sistemas químicos para obtener un mayor desempeño y (5) Incrementar la rentabilidad.
Las condiciones críticas de altas presiones y temperaturas registradas en estos yacimientos profundos entre rangos de 700 a 1,200 kg/cm2 y 150 a 183 °C respectivamente, son factores que llevan al límite el diseño de los sistemas ácidos, gastos de bombeo de los tratamientos y a la eficacia y eficiencia en general de la fractura para alcanzar la producción deseada.
Las operadoras han desarrollado nuevos sistemas químicos ácidos para retardar la velocidad de reacción durante el proceso de acidificación de la roca. Así como, el uso de técnicas de divergencia y de colocación para alcanzar estos objetivos. Sin embargo, los resultados evaluados presentan longitudes medianas de grabado efectivo entre 20 a 35 m.
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Para mejorar estos resultados en los yacimientos actuales y en los nuevos que se están desarrollando en México con características petrofísicas similares. Se desarrollaron mejoras en los diseños de fracturamientos ácidos en HPHT. A través de la introducción del concepto de ácido encapsulado (gel de fractura-ácido-gel de fractura).
El cual permite: 1.- generar mejores dimensiones de fractura, 2.- evitar que el ácido se gaste en las caras de la fractura cercanas al pozo y 3.- obtener un grabado de la fractura de mayor longitud (38 a 50 m) en comparación con los fracturamientos ácidos convencionales. Permitiendo con ello, mejorar la productividad de los pozos y la rentabilidad de las intervenciones.
En este artículo se describe: (1) diseño del concepto de ácido encapsulado, (2) técnica de colocación, (3) resultados de casos históricos y (4) mejores prácticas.
Conclusiones
Con las mejoras realizadas a los fracturamientos ácidos en pozos con HPHT y la aplicación de la técnica del concepto de ácido encapsulado. De acuerdo a la simulación y los resultados se obtienen los siguientes beneficios:
-Mejora la productividad de los pozos al colocar de manera eficiente los sistemas ácidos en la fractura creada. Permitiendo con ello, obtener una mayor eficiencia de éstos, en el grabado de la roca en formaciones carbonatadas de HPHT de baja permeabilidad.
-Control en la altura de la fractura, permitiendo alcanzar mayores longitudes de grabado en las caras de la fractura creada. Así como un mejor desempeño de la geometría de la fractura con respecto a una fractura convencional.
-Mayores longitudes medias de grabado efectivo en la fractura creada, debido a la interdigitación con el gel de fractura y los trenes de ácidos en las diferentes etapas.
-Utilizar sistemas ácidos de nueva generación, para reducir la velocidad de reacción por efectos de temperatura. Logrando con ello, mayor contacto en el yacimiento y penetración a lo largo de la fractura creada.
-Está técnica se ha aplicado en otros pozos con resultados favorables. Optimizando los volúmenes de los sistemas químicos y mejorando la rentabilidad de las intervenciones.
-Se recomienda implementar la técnica de fracturamiento ácido encapsulados a otros yacimientos de carbonatos de HPHT de baja permeabilidad análogos o de desarrollo en México.
Los Ingenieros Yuri de Antuñano Muñoz, Miguel Alejandro González Chávez, Felix Bautista Torres, Juventino Bello Gutierrez y Alejandro Javier Flores Nery presentaron el trabajo en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).
