Evaluación y análisis de pozos para un refracturamiento

Abstract

El proceso del fracturamiento hidráulico fue introducido en la industria del petróleo con bases comerciales a partir del año 1949. Desde 1949 más de 500,000 tratamientos fueron ejecutados, y de los cuales aproximadamente 35% de estos fracturamiento s han sido REFRACTURADOS. Desde la iniciación de la primera operación de fractura- miento y conforme los conocimientos avanzaban se ha observado que los tipos de fluido fracturantes, cantidades de fluido, tamaño del agente de sostén, cantidades de agente de sostén, aditivos de espesamiento, aditivos para controlar la pérdida de filtrado, regímenes de Inyección, y las cantidades de fluido desplazante, variaban continuamente con la finalidad de buscar la mejor técnica. Como consecuencia de esta experimentación muchas operaciones de fracturamiento fueron efectuados exitosamente cuando se usó alguna combinación anterior; sin embargo, también existen igual número de pozos fracturados de los cuales no se obtuvo la producción deseada. Muchos estudios y fracturamientos han sido efectuados considerando las características de la formación homogénea. A causa de la heterogeneidad de la formación, un gran porcentaje de pozos fueron fracturados en forma inadecuada como consecuencia de la técnica empleada. Generalmente, los tratamientos en el pasado (y presente) han sido operaciones de tanteo ya que fueron desarrollados de acuerdo a un procedimiento establecido en un campo o pozo y luego estas mismas técnicas han sido aplicadas a otros pozos o formaciones. Es decir, la práctica del fracturamiento ha sido casi una completación primaria estándar. Los pozos en los cuales la técnica deficiente fue empleada tendrán buena perspectiva para un refracturamiento, si estos nos indican que una recuperación de petróleo adicional en cantidades económicas se obtendrá. El refracturamiento es conveniente cuando el pozo no produce a los regímenes esperados o cuando el pozo está declinando en forma antieconómica como resultado de los fracturamientos previos. Algunas de las razones más importantes, por las cuales las formaciones fracturadas no producen de acuerdo a lo esperado son las siguientes: 1.- La formación en estudio no tiene las reservas esperadas. 2.- El área de drenaje de la formación está depletándose antes o después del tratamiento inicial. 3.- La capacidad de flujo del sistema de fractura no está recibiendo satisfactoriamente la capacidad de flujo de la formación. Esta insuficiente capacidad de flujo de la fractura puede tener diversos orígenes, tales como: - El agente de sostén empleado, tiene una permeabilidad. más baja cue la permeabilidad de la formación. b.- El agente de sostén puede tener suficiente capacidad de flujo de fractura inicial; pero puede disminuir con el tiempo debido al trituramiento o empaquetamiento. 4.- El fracturamiento original puede tener pobres resultados debido a una insuficiente longitud para drenar él área a un régimen deseado. 5.- El fracturamiento original puede resultar con una fractura conductiva de suficiente longitud, pero la altura alcanzada por, el agente de sostén puede ser insuficiente, quedando zonas útiles encima del agente de sostén que no son drenadas. 6.- La permeabilidad de la formación a lo largo de la pared de la fractura puede disminuir debido a la incompatibilidad del fluido fracturante con el de la formación. 7. - En el pasado, los diseños de los fracturamientos han sido conducidos con más habilidad que con una base científica. Desde que cada pozo tiene características individuales, un examen de la historia previa de la producción, características de la formación, completación del pozo, y la historia del tratamiento, serán necesarios para llegar a las conclusiones lógicas y poder determinar si es necesario un refracturamiento o no.