El fracturamiento hidráulico multietapa y la entrada limitada son dos técnicas cruciales en la explotación de yacimientos de hidrocarburos no convencionales, que han transformado radicalmente la industria del petróleo y el gas en las últimas décadas.
Estas innovaciones han permitido el acceso y la producción de recursos previamente inaccesibles, abriendo nuevas posibilidades para la extracción sostenible y eficiente de energía.
En este contexto, el fracturamiento multietapa se ha destacado como una tecnología avanzada que mejora la productividad de los pozos en formaciones de baja permeabilidad, mientras que la entrada limitada ha demostrado ser un enfoque estratégico para optimizar la producción y maximizar la recuperación de hidrocarburos.
Fracturas Multietapas
En pozos marginales se intenta ejecutar fracturamiento hidráulico económicos especialmente cuando se debe hacer 2 o más fracturas por pozo. Hay una técnica de fracturamiento hidráulico que tuvo mucho auge hace años atrás y que fue utilizada en varios lugares como Venezuela y Argentina; es la técnica de fracturamiento hidráulico multietapa.
El objetivo es hacer dos fracturas sin parar el bombeo entre etapa y etapa. Se considera que si había suficiente diferencia en los stresses de las dos capas a fracturar primero se abriría uno y luego con mayor presión neta la segunda.
Entonces, para generar este incremento de presión antes de finalizar el desplazamiento de la primera etapa se larga en el fluido una cierta cantidad de bolitas para obstruir los perforados de la primera capa abierta.
Si la diferencia de los stresses no es lo suficiente las dos capas se abrirán con el primer tratamiento, cada una admitiría arena, cada una se tapara parcialmente con bolitas y por lo tanto recibirán cada uno parte del segundo tratamiento.
Este significa que el primer tratamiento será desplazado lejos del pozo y que cada capa podría tener solamente parte del segundo tratamiento, o sea una fractura mucho más chica que la diseñada.
Como operación sería mucho más económica que hacer dos fracturas, si la técnica funcionaba. Pero la calidad es pésima, porque generalmente las dos capas se abren a la vez, y solamente se desplaza la primera fractura con la segunda.
De la experiencia con este tipo de operación se puede decir que pocas veces se ha visto el efecto de la llegada de las bolitas al fondo.
Generalmente se ve solamente un leve incremento de presión porque hay menos perforados abiertos pero no porque se abrió otra capa. Encontrar capas lo suficientemente distintas es una ilusión, y por lo tanto se recomienda no usar esta técnica, que periódicamente tratarán de venderle.
Entradas Limitadas
Otra técnica utilizada en yacimientos marginales o lenticular con varias capas es la técnica de Entrada Limitada (ver Figura 1).
Esta técnica permite hacer varias fracturas en varias capas en una sola operación. Los gradientes de fractura de cada capas deben ser similares, es decir que la presión de fractura en cada capa será más o menos la misma.
La técnica consiste en limitar el caudal de entrada en cada capa generando una fuerte caída de presión en los agujeros. Para esto se limita el número de perforados.
Esta diferencia que obtendremos entre la presión dentro la fractura y la presión en el pozo va permitir que los caudales se igualicen en cada agujero.
Entonces si hay una capa de mayor espesor donde queremos que entre más fluido, haremos más perforados o perforados de mayor diámetro.
Generalmente por razón de simplificación para cañonear, se cañonea todos los perforados del mismo diámetro y se juega sobre la cantidad de agujeros.
Por razones de eficiencia debemos considerar 50 m como distancia máxima entre la capa superior y la capa inferior.
Cuando hay necesidad de fracturar varias capas en un mismo pozo una técnica que puede ser recomendada en ciertos casos para abaratar costos es la de entrada limitada.
Se debe tener en mente que el uso de esta técnica significa perder en calidad, y en ciertos casos puede que se deje petróleo detrás del revestidor.
Cuando se fractura con la técnica de entrada limitada se debe elegir capas con gradientes de fractura similares. Se recomiende no más de 50 metros entre tope y fondo del intervalo.
Se determina la cantidad (y diámetro) de los perforados en función de la altura de cada capa, y del caudal de admisión deseado en ella.
Como seria operativamente imposible ajustar el numero y diámetro de los perforados para tener exactamente el mismo crecimiento lateral en todas las capas se debe hacer compromiso sobre la configuración final de las diferentes fracturas.
Considerando que la presión dentro de cada fractura (capa) es similar, se busca con la cantidad de agujeros obtener una presión diferencial entre el pozo y la fractura de 500 a 1.000 lpc (normalmente 700 lpc). Esta presión diferencial es la que asegura un caudal casi constante en cada capa.
Si una de las capas tiene tendencia a admitir más que las otras, a incrementarse el caudal en sus perforados se incrementa también la presión diferencial en los agujeros y así la presión detrás del revestidor. Entonces se disminuye el caudal y el crecimiento en esta capa.
La presión diferencial en los perforados se determina utilizando gráficos dependientes de los fluidos a utilizar. No se recomienda recañonear después de la fractura, ya que es muy poco probable que los perforados cruzan la fractura.
También la experiencia en la cuenca del Golfo San Jorge es que recañonear generó frecuentes problemas de aporte de arena. En la Figura 2 vemos las pérdidas por fricción en la tubería.
Es un dato que cada compañía de servicios tiene para cada uno de sus fluidos. Actualmente estos gráficos son incluidos directamente en los simuladores.
En la Figura 3, vemos la perdida de carga en los perforados. Esto nos permite determinar la cantidad de agujeros que necesitamos en función del caudal máximo que podemos bombear.
Recordemos que si tenemos tuberías de 2 7/8″, teóricamente no deberíamos bombear a más de 20 BPM. Si bombeamos a 20 BPM y queremos tener una presión diferencial de 700 psi en los perforados buscamos cuál será el caudal en cada agujero (ie por un diámetro de 0.41″, el caudal será de 2.7 BPM). Y así calculamos cual será la cantidad de agujeros a hacer.
Antes de cada operación se debe asegurar que los perforados, o por lo menos un cierto porcentaje, son abiertos. Lo mejor es hacer una prueba de inyectividad en cada capa con tapón y packer.
Para simplificar más la operación y bajar costos se puede hacer una prueba de inyectividad global. En este caso hay que definir de antemano cual es el porcentaje de perforados abiertos que se aceptará para seguir con la operación.
En la Figura 3 se ve un gráfico típico de fricción en los perforados y en tubería para un gel (goma guar) crosslinkiado (borato) con 40#/1000 gal de polímero.
El gráfico inferior muestre las pérdidas por fricción en la tubería para un gel (goma guar) crosslinkeado (borato) con 40lb/1000 gal de polímero. Es un dato que cada compañía de servicios tiene para cada uno de sus fluidos. Estos gráficos son incluidos en los simuladores de fractura.
El gráfico superior muestre la perdida de carga en los perforados. Esto permite determinar la cantidad de agujeros que se necesita en función del caudal máximo que se puede bombear. Si la tubería es de 2 7/8″, teóricamente no se debería bombear a más de 20 BPM.
Ejemplo:
- Presión diferencial requerida: 700 psi
- Diámetro perforados: 0.41″
- Del gráfico: Caudal por cada agujero 2.7 BPM
- Cantidad de agujeros a hacer: 20 / 2.7 = 7
Como sabemos que la eficiencia en los perforados no es siempre del 100% tenemos que verificar cuántos agujeros están abiertos antes de fracturar.
Una metodología consiste en romper formación en cada perforado aislándolos con tapón y packer, pero es una técnica lenta. Entonces es frecuente verificar solamente si hay 70 a 80% de los perforados abiertos.
Primero se hace un bombeo a diferentes caudales decrecientes. Los cambios de presión representan las fricciones en de la tubería y en los perforados. Conocemos la perdida por fricción en el tubing. Así podemos calcular la fricción en los perforados y determinar el caudal en cada uno.
En la Figura 4 representa un caso real donde se calcularon cinco perforados abiertos. Este es un ejemplo típico de prueba de inyectividad para la determinación de la cantidad de perforados abiertos. Los cálculos deberán ser ajustado al tipo de fluido utilizado en la prueba.
- Packer en 565 mt.
- Perforados 577/627 mt.
- 4 capas con 10 agujeros (2-2-3-3), carga 32 g.
En consecuencia en este caso solamente la media de los agujeros están abiertos. En conclusión, la técnica de entrada limitada permite hacer varias fracturas en una.
Por lo tanto será más económica, pero hay que ser realista que la calidad de cada fractura será menor que si fracturamos individualmente cada capa. Como la cantidad de perforados es limitada se debe planear en el programa de terminación del pozo.
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