NUEVA TECNICA PARA ESTIMULACIONES MULTIPLES

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

2. Origen • Importancia de las Fracturas Hidráulicas: • 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

3. Dudas y Resultados Obtenidos • Dudas • 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

4. 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

5. 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

6. 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

7. 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).

8. Operaciones realizadas EMACTUYacimiento 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) • 6 Zonas estimuladas de las formaciones Lajas y Lotena • 3 Fracturas realizadas / 2500sk Optiprop 16/30 utilizados • Días de operación (fracturas) 4 días

9. Operaciones realizadas EMACTUYacimiento 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) • 8 Zonas estimuladas. • 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

10. Operaciones realizadas EMACTUYacimiento 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

11. Conclusiones • Optimización de estimulaciones • 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

12. Optimización Técnico – EconómicaMejoramiento continuo • 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