NUEVA TECNICA PARA ESTIMULACIONES MULTIPLES Daniel Folmer Luciano Favoretti Daniel Ferrer Jorge Chadwick

Origen Importancia de las Fracturas Hidráulicas: Técnicas utilizadas: Los pozos de la Cuenca Neuquina requieren en su mayoría ser estimulados para ser económicamente rentables. Técnicas utilizadas: Fracturas individuales Tapón y Packer Por casing, aisladas con agente Sostén Fracturas Múltiples: Entrada Limitada Fracturas multicapas fracturadas en conjunto (soportadas p/simuladores 3D) Resultados obtenidos en fracturamientos múltiples: Muchas veces erráticos

Dudas y Resultados Obtenidos Aunque la simulación lo afirmen realmente, fue todo el intervalo estimulado? Los tiempos prolongados de residencia de los fluidos de fractura en determinadas formaciones, no generan daño? La conductividad de la fractura, es la optima? Resultados Extenso tiempo en operaciones de WO ó Terminación Problemas en la ubicación de tapones en zonas cercanas Producciones inferiores a la simuladas

Tecnología enfocada al reservorio Como minimizar las dudas? Tecnología enfocada al reservorio Estimulación selectiva Optimización del reservorio Rápida recuperación del fluido de fractura Monitoreo de desarrollo de fractura en tiempo real Mayor conductividad en las cercanías del pozo

Estimulaciones Múltiples Asistidas con Coiled Tubing Equipamiento necesario: Unidad de Coiled Tubing Set de fractura convencional Piletas para recibir fluidos efluentes Herramienta de fondo Punzado Localizador de cuplas

Corrida del Coiled Tubing Punzado Iniciación de fractura Tratamiento de fractura por anular Sub-desplazamiento del agente sostén Empaquetamiento de la fractura Re-posicionamiento del BHA Limpieza del exceso de agente sostén Repetición del ciclo próximos intervalos Lavado final del pozo

Yacimiento Centenario Descripción geológica del yacimiento Son reservorios heterogéneos, carbonatos, conglomerados y arenas Tight, con diversidad de fluidos: Gas seco (Molles), Gas y Condensado o eventualmente petróleo (Lajas y Quintuco).   Quintuco Lajas Molles Porosidad efectiva (%) 10 – 12 6 – 12 Permeabilidad (mD)  0.5 - 1 0.1 - 2 <0.01 - 0,5 Gradiente presión de reservorio (Kg/cm²/m) 0.115  0.105 0.115 Profundidad (m) 1700 - 2000 2200 – 2700 2800 - 3400 Gradiente de fracturas (psi/pie) 0.6 – 0.7 0.65 – 0.75 0.7 – 0.85

Operaciones realizadas EMACTU Yacimiento Centenario Pozo Ce-1274 Oil (EMATU) 6 Zonas estimuladas de las formaciones Lajas y Lotena 5 Fracturas realizadas / 2900sk Optiprop 16/30 utilizados Días de operación (fracturas) 3días Pozo Ce-1273 Oil (Convecional x Tbg) 3 Fracturas realizadas / 2500sk Optiprop 16/30 utilizados Días de operación (fracturas) 4 días

Operaciones realizadas EMACTU Yacimiento Centenario Pozo Ce-1200 Gas (EMACTU) 8 Zonas estimuladas. 8 Fracturas realizadas / 6000sk Sinterlite 16/30 utilizados Días de operación 5 días Pozo Ce-1267 Gas (Convecional x Csg) 6 Fracturas realizadas / 6000sk Sinterlite 20/40 y 16/30 Días de operación 17 días REDUCCIÓN DE COSTOS: 10.4% REDUCCIÓN DE TIEMPOS: 10 DÍAS SENSIBILIDAD DÍA ADICIONAL ALTA FLEXIBILIDAD

Operaciones realizadas EMACTU Yacimiento Centenario Pozo Ce-1279 Gas (EMACTU) 30 Zonas estimuladas de Molles+Lajas+Quintuco 30 Fracturas / 12000sk Sinterlite 16/30 y 20/40 Días de operación 16 días Se incluyeron 8 zonas de baja permeabilidad de Molles (<0,01 mD) Resultados 60% incremento de Producción inicial (respecto Pozo tipo) Menor declinatoria observada por el aporte de las capas de menor permeabilidad

Conclusiones Optimización de estimulaciones Disminución de costos Mayor Conductividad Menor desarrollo en altura de fractura Mayor Longitud de fractura Menor volumen de agente sostén Disminución de costos Menor declinación de la producción Reducción del impacto ambiental

Optimización Técnico – Económica Mejoramiento continuo Entendimiento del Reservorio Retroalimentación de los datos obtenidos Optimización del diseño de las estimulaciones Aplicación de nuevas tecnologías Reducción de Costos Optimización de la metodología