Vol. 19 Núm. 2 (2021): Revista Fuentes, el reventón energético Volumen 19 n° 2
Artículos

Generando ingresos a partir de objetivos económicamente no rentables. Implementación exitosa de técnicas de fractura HiWAY & TSO en el Campo Shushufindi

W. Paredes
Petroecuador E.P
J. Bustos
Petroecuador E.P
J. Carrion
Petroecuador E.P
R. Leon
Petroecuador E.P
C. Freire
Petroecuador E.P
G. Soria
Petroecuador E.P
L. Bravo
Schlumberger
J. Vega
Schlumberger
C. Giol
Schlumberger
J. Freire
Schlumberger
V. Capcelea
Schlumberger
F. Salazar
Schlumberger
J. Pantoja
Schlumberger
O. Morales
Schlumberger
C. Llerena
Schlumberger
P. Cornejo
Schlumberger

Publicado 2021-12-24

Cómo citar

Paredes, W. ., Bustos, J. ., Carrion, J. ., Leon, R., Freire, C., Soria, G., Bravo, L., Vega, J., Giol, C., Freire, J. ., Capcelea, V., Salazar, F., Pantoja, J. ., Morales, O., Llerena, C., & Cornejo, P. (2021). Generando ingresos a partir de objetivos económicamente no rentables. Implementación exitosa de técnicas de fractura HiWAY & TSO en el Campo Shushufindi. Revista Fuentes, El reventón energético, 19(2), 35–52. https://doi.org/10.18273/revfue.v19n2-202100X

Resumen

El campo Shushufindi descubierto en 1968, está ubicado en el noreste de la cuenca Oriente en Ecuador, vecino a las cuencas de Marañón y Putumayo en Perú y Colombia, respectivamente. El campo pertenece al Bloque 57, inició la producción en 1972 y está desarrollado con 165 pozos activos. La producción proviene de dos de los principales reservorios del Cretácico: Napo Ti y Ui, con Ts, Us y BT como objetivos secundarios. El desafío de obtener una producción incremental de los reservorios principales se convierte en una ardua tarea. El énfasis en la producción de los reservorios secundarios se convierte en un objetivo crucial para cumplir con las expectativas de producción en los pozos de baja producción o abandonados. Los principales desafíos en los reservorios secundarios son las bajas propiedades petrofísicas, la variabilidad estratigráfica, el bajo pago, la discontinuidad lateral y las intercalaciones de lutitas. Sin embargo, existe un volumen importante de reservas recuperables asociados en estas arenas que las convierte en un objetivo atractivo para la mejora de la producción. Realizar operaciones convencionales en reservorios secundarios tiene un amplio margen de riesgo en términos de producción incremental, donde la producción promedio de petróleo es de ~ 120 BOPD.

Una estrategia para mejorar la conductividad en estos reservorios marginales es la fracturación hidráulica. Las fracturas inducidas mejoran enormemente la permeabilidad al conectar los poros entre sí; con esto, la fracturación hidráulica se convierte en una tecnología crítica para incrementar la producción. La efectividad de la fracturación hidráulica está determinada por la conductividad y la geometría apuntalada, la altura de la fractura y su longitud. El volumen del tratamiento y la concentración de apuntalante también juegan un papel importante en el diseño de fracturas porque determinan la penetración y conductividad final. Una buena comprensión de las características del yacimiento, junto con un diseño de fractura adaptado al propósito, llevó a una implementación exitosa de los diseños de fractura TSO y HiWAY en el campo Shushufindi, con resultados sobresalientes. Durante la campaña WO 2018-2019, nueve (9) intervenciones de pozos involucraron fracturación hidráulica en objetivos secundarios y dos (2) en objetivos principales. La ejecución de estos trabajos superó las expectativas generando una producción de petróleo de 7000 BOPD (790 BOPD / pozo) luego de los trabajos e ingresos del proyecto, lo que se traduce en un estimado de 6,9MM Bbls de reservas recuperables.

 

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Referencias

  1. Economides, M.J., Hill, A.D. and Ehlig-Economides, C.: Petroleum Production Systems, Englewood Cliffs, New Jersey, USA, Prentice-Hall (1994).
  2. Khristianovich, S.A., Zheltov, Y.P., Barenblatt, G.I. and Maximovich, G.K.: “Theoretical Principles of Hydraulic Fracturing of Oil Strata,” Proc., Fifth World Petroleum Congress, New York (1959).
  3. Perkins, T.K. and Kern, L.R.: “Widths of Hydraulic Fractures,” paper SPE 89, Journal of Petroleum Technology (September 1961) 13, No. 9, 937–949.
  4. Prats, M.: “Effect of Vertical Fractures on Reservoir Behavior—Incompressible Fluid Case,” paper SPE 1575-G, SPE Journal (June 1961) 1, No. 1, 105–118; also in Trans., AIME (1961) 222.
  5. Warpinski, N.R.: “Measurement of Width and Pressure in a Propagating Hydraulic Fracture,” paper SPE 11648, SPE Journal (February 1985) 25, No. 1, 46– 54.
  6. SCHLUMBERGER OILFIELD GLOSSARY [Online]. http://www.glossary.oilfield.slb.com/en.
  7. FracCADE: Fracturing design and evaluation software www.slb.com/stimulation