Después de años de siempre

La tendencia en los diseños de fracturación ha sido etapas más largas con más grupos de disparos, lo que ahorra tiempo y dinero.

Según los artículos presentados en la Conferencia y Exhibición de Tecnología de Fracturación Hidráulica de la SPE de este año, el pensamiento que ha reducido drásticamente el número de perforaciones por grupo y ha mejorado la efectividad de la fracturación se está convirtiendo en la norma de la industria.

Pero hay un par de empresas que cuestionan el consenso fracturando pozos con etapas más cortas y menos grupos para ver si generan más producción de petróleo y gas.

ConocoPhillips ha estado considerando “regresar a menos grupos por etapa”, dijo Dave Cramer, ingeniero senior de la empresa.

"En algunas áreas, estamos probando menos grupos por etapa basados ​​en observaciones basadas en fibra en pozos adyacentes que (indican) como resultado se mejora la uniformidad del tratamiento de campo lejano", dijo, y agregó que "otra ventaja de reducir la longitud de la etapa es esa tasa de inyección en las fracturas hidráulicas aumenta, lo que conduce a un mayor ancho de la fractura y un mejor transporte de apuntalante”.

Las observaciones de los pozos adyacentes mencionadas se encuentran en un artículo reciente de Devon Energy que informó sobre una prueba que concluyó que las etapas con menos grupos se fracturaban de manera más eficiente que las etapas más largas con más de ellos (SPE 212340).

El documento de 36 páginas se basó en pruebas exhaustivas realizadas en la Fase 3 del Sitio de Prueba de Fracturación Hidráulica 1 en Eagle Ford, donde se utilizó un pozo fracturado usando una amplia gama de grupos por etapa para encontrar una manera de refractar de manera más efectiva la roca productiva perdida. por un antiguo diseño de fractura.

Los datos se compartieron con empresas que respaldan la asociación público-privada con el Departamento de Energía de EE. UU., que incluía a ConocoPhillips.

Los autores del artículo escribieron: "Generalmente, la eficiencia de los grupos es mayor para los diseños de escenario con menos grupos".

La eficiencia del cúmulo depende de que los orificios de entrada en un cúmulo obtengan suficiente fluido a un ritmo suficientemente alto para crear una fractura productiva. La longitud de la fractura es el resultado de otras opciones, incluida la velocidad de bombeo, el número de orificios de entrada, el diámetro y la ubicación.

La idea detrás de estos diseños (como ocurre con la mayoría de las fracturas hoy en día) se basa en el método de entrada limitada. Esta técnica garantiza que la velocidad de bombeo y los volúmenes de fluido sean suficientes para estimular adecuadamente todas las perforaciones, que se dimensionan y colocan para garantizar que todos los orificios de entrada tengan posibilidades de desarrollar una fractura.

El enfoque de la industria en el tratamiento de ecualización se remonta a los primeros estudios que utilizaron fibra óptica que revelaron que los primeros grupos que pasaban más cerca del lado del talón del lateral absorbían la mayor parte del líquido y desarrollaban fracturas dominantes, dejando muchos grupos posteriores subestimulados.

Según artículos recientes de Devon y Hess, la entrada limitada garantiza que la mayoría de los conglomerados sean estimulados, pero los conglomerados dominantes aún obtienen más de lo que les corresponde porque las altas tasas de flujo que los favorecen con más fluido también garantizan que se erosionen más rápido, permitiéndoles absorber más fluido.

"Independientemente del diseño previsto, la estimulación genera una fractura dominante de tamaño similar y requiere una cantidad similar de líquido", decía el artículo de Devon. Eso significa que el flujo de líquido restante para etapas posteriores es más o menos similar, ya sea que haya 10 grupos más para estimular o 20 de ellos.

Según los resultados de los pozos de prueba de Devon, la eficiencia de la fracturación disminuyó a medida que aumentó el número de grupos por etapa. Alguna pérdida de eficiencia es una compensación aceptable, dado el mayor costo de fracturar más etapas. Pero los datos sugieren que hay un límite.

“La tasa total (de bombeo) no es suficiente para fracturar los 22 orificios. Eso limita lo que se puede obtener de esos grupos de dedos de los pies”, dijo Jackson Haffener, geofísico de Devon, durante una presentación sobre el artículo en el Simposio de Petróleo y Gas de la ciudad de Oklahoma de la SPE.

En el simposio, Haffener dijo que con diseños de escenarios nuevos y más cortos, “ahora estamos dejando menos recursos atrás con un menor número de conglomerados”.

Cramer dijo que se espera que las ganancias de producción de etapas más cortas con menos grupos sean "significativas".

"Siempre estamos tratando de reducir costos", pero "es posible que tengamos que pagar un poco más para obtener el mayor beneficio", añadió.

Esas alentadoras palabras no responden a la pregunta obvia para un ingeniero de terminación que esté pensando en probar etapas más cortas con menos grupos: ¿cuánto más puede producir una etapa más corta?

Las citas anteriores sugieren que etapas más cortas pueden generar más petróleo y gas. Pero según lo que se ha revelado, hay poca información pública sobre si acortar el tiempo puede agregar la producción necesaria para justificar el costo de fracturar más etapas. Y eso se ha vuelto crítico a medida que las empresas públicas amplían su participación en las principales acciones.

"Si gastan más dinero, hay una gran necesidad de saber por qué", dijo Justin Mayorga, vicepresidente de investigación de la cadena de suministro de esquisto en Rystad.

Las áreas en las que las empresas están dispuestas a gastar más son formas comprobadas de aumentar la producción; por ejemplo, las empresas están bombeando más arena, con promedios en el Pérmico aumentando de 2200 libras por pie a 2500, dijo. Añadió que esto refleja el repunte de la producción de arena, que ha hecho bajar los precios a niveles asequibles.

Las empresas también están gastando más en bombas de potencia extremadamente alta, que pueden ofrecer de manera más eficiente la tasa de bombeo necesaria para fracturar eficazmente múltiples pozos, y eliminando gradualmente las bombas que funcionan con diésel en favor de aquellas que funcionan con gas natural de menor costo, dijo Mayorga.

Y están gastando más en rondas de pruebas de diagnóstico y análisis para descubrir las opciones más productivas al diseñar pozos.

Un buen ejemplo de ello es el proceso que utilizó Hess para probar las ideas incluidas en su estándar de diseño actual, descrito en un artículo donde el título llamaba a su nuevo diseño de clúster una “maravilla de un solo uso” (SPE 212358).

Fue un titular llamativo para un informe de la SPE sobre pruebas de campo que respaldaba el valor de los clusters de un solo uso. Pero tras una mayor consideración, al equipo de Hess le preocupaba que los lectores pudieran asociar esa frase con canciones que son “maravillas de un solo éxito”, que son lo opuesto a su programa sistemático de mejora del desempeño a largo plazo.

El artículo describe las extensas pruebas de diagnóstico y análisis realizados antes de que Hess cambiara sus métodos de fracturación Bakken. Los cambios incluyeron la reducción del número de orificios por grupo de tres a uno y un compromiso con un diseño de entrada extremadamente limitada, con perforaciones que empujan el nivel del orificio de entrada a una presión de fricción de 2000 psi.

Las etapas más largas redujeron el número necesario por pozo en 12 y redujeron los costos de terminación en más de un 10%, dijo Ohm (Apiwat) Lorwongngam, asesor de ingeniería de terminaciones en Hess.

El pensamiento de entrada limitada detrás del artículo de Hess es consistente con el artículo de Devon en muchos puntos. Ambos respaldaron diseños extremos de entrada limitada e identificaron problemas con un gran número de grupos por etapa.

El artículo de Hess incluía un gráfico que mostraba que había una pérdida significativa en la uniformidad de la fractura a medida que el número de grupos se acercaba a 20, y los resultados se deterioraron a partir de ahí (Fig. 1).

Lorwongngam dijo que el límite en la cantidad de grupos de un hoyo se basa en la cantidad de bbl/min que se pueden entregar a cada hoyo, siendo 4,5 el mínimo.

“Descubrimos que podemos aumentar el total de grupos en una etapa hasta 20 mientras mantenemos una alta presión de entrada limitada y mantenemos la tasa por grupo por encima de 5,0 bbl/min. Hemos probado hasta 24 grupos por pozo para comprender el límite superior”, dijo.

El diseño actual de Hess culmina con alrededor de 18 grupos para etapas ubicadas cerca del talón del lateral, donde puede entregar el alto caudal necesario para tratar todos esos pozos. Pero las etapas cerca del final (punta) de los laterales tienen aproximadamente la mitad de grupos para compensar la menor tasa de bombeo que resulta de la fricción encontrada en los laterales que generalmente tienen 2 millas de largo.

El diseño de un solo disparo también permitirá a Hess aumentar la producción de pozos agregando más grupos de un solo disparo para lograr un espaciamiento más cercano si los precios del petróleo suben y se mantienen altos.

El periódico dijo que el diseño ahorraría dinero al reducir el número de etapas sin sacrificar la producción. Según dos años de uso del diseño, "las cifras de producción por pozo de Hess han superado nuestras expectativas internas", dijo Lorwongngam.

Y Hess busca continuamente formas de mejorar. Lorwongngam dijo que Hess ahora está realizando pruebas de campo utilizando medidas de deformación de fibra óptica para medir el crecimiento de las fracturas y está considerando cómo evaluar si su apuntalante se está distribuyendo efectivamente.

Con el tiempo, los ingenieros tienen una mejor idea del impacto de las variables y de cómo interactúan.

"Hay muchos trucos diferentes que se pueden jugar" ajustando variables que van desde el diseño del grupo y el apuntalante bombeado por disparo hasta la tasa de bombeo y la presión de fricción, dijo Cramer. “Hay compensaciones en todo esto. Quiero enfatizar ese punto”.

Una de las principales razones por las que las evaluaciones de fracturación de Devon difieren de la sabiduría común es que el operador recopiló datos sobre el crecimiento de la fractura utilizando un nuevo método que desarrolló.

En el sitio de pruebas de Eagle Ford, Devon utilizó fibra óptica en un pozo de observación a 225 pies de un pozo que estaba siendo refractado. La medición de la deformación mostró dónde creció cada fractura. Esos datos, más las imágenes del pozo, que midieron cuánto crecieron los orificios de entrada durante el bombeo a presión, se utilizaron para medir la eficiencia de la fractura.

Observaron que la etapa de 22 grupos produjo la mayor cantidad de fracturas largas, pero esas cuatro fracturas representaron solo alrededor del 18% de las fracturas largas medidas por el pozo de observación. La etapa de 7 grupos la superó con un promedio de 2,5 fracturas largas, una tasa del 35%.

Cuando analizaron los datos, las etapas de 7 grupos con alta fricción de perforación tuvieron una eficiencia de grupo del 100%. Las etapas de 22 conglomerados fueron las más bajas, con un 78%, con las etapas de 12 conglomerados en el medio.

En las etapas con el mayor número de grupos, el artículo observó que todas las fracturas dominantes surgieron del lado del talón de la etapa, lo que sugiere que las del lado de los dedos del pie estaban mal estimuladas.

"La implicación de esta observación es que los diseños con un alto número de conglomerados están subestimulando los conglomerados menos dominantes, lo que corrobora los resultados de las imágenes de perforación", decía el artículo de Devon.

Cramer añadió un argumento contrario a la intuición a favor de etapas más cortas basadas en la distribución de arena. Su idea es que los grupos dominantes que absorben la mayor cantidad de fluido no siempre absorben tanta arena. En esos casos, es probable que la producción de la gran fractura se vea socavada por un apuntalamiento deficiente con el tiempo.

La explicación de la disparidad en una sola palabra es inercia. El alto caudal cuando la lechada llega a las primeras perforaciones empuja el fluido hacia el pozo de entrada, mientras que una proporción menor de los granos de arena más pesados ​​ingresa allí. La inercia de las partículas de arena más pesadas significa que gran parte termina en orificios de entrada cerca del extremo del pie del pozo, donde el caudal es menor, dijo Cramer.

Se ha hablado de esa posibilidad que suena lógica durante años, pero no hubo ninguna prueba que fuera lo suficientemente realista como para convencer a los ingenieros de abandonar su suposición de que el flujo de salida de fluido y arena es aproximadamente igual, o para respaldar la creación de fórmulas de distribución de arena más realistas.

Cramer también tenía sus dudas, pero su forma de pensar comenzó a cambiar cuando un ingeniero de ConocoPhillips en Canadá, preocupado por una presión de tratamiento superior a la esperada, decidió intentar cambiar el diseño del grupo para ver si eso la reducía.

Cramer dijo que esperaba equilibrar la distribución de arena haciendo dos o tres agujeros seguidos en el lado alto de la carcasa y abordar otras posibles explicaciones para esas lecturas de presión más altas. Los resultados fueron prometedores y los diagnósticos posteriores al pozo indicaron una distribución de apuntalante mucho mejor, pero no ha habido ningún documento que ofrezca detalles específicos.

Agregar más agujeros por grupo tiene un costo. Los grupos más grandes aumentan la cantidad de líquido necesario por etapa para garantizar que todos esos agujeros sean estimulados. Normalmente, la solución es reducir el número de grupos, lo que da como resultado una etapa más corta.

Lo más cerca que alguien ha estado de una prueba realista de flujos de arena fue reportado en un artículo de GEODynamics el año pasado utilizando un modelo de etapa de tamaño completo que permitió mediciones en la superficie del flujo de agua y arena (SPE 209178).

Los resultados de sus pruebas con configuraciones de 8 y 13 grupos iban en contra de la suposición de que el grupo que absorbía la mayor cantidad de agua siempre absorbería la mayor cantidad de arena, dijo Steve Baumgartner, asesor técnico de ingeniería senior de GEODynamics, quien jugó un papel importante papel clave en la prueba de superficie.

“Más arena de malla 40/70 termina en los grupos del lado de los dedos que en los del lado del talón”, dijo (Fig. 2). Sus pruebas demostraron que ese no es el caso de las partículas más pequeñas en la arena de malla 100 que "permanecen con el fluido y son capaces de doblar la esquina en todos los grupos desde el talón hasta la punta".

Cuando midieron el fluido y la arena recolectados después de las pruebas, encontraron que era más probable que la arena de malla 100 saliera uniformemente en todos los grupos, dijo.

A medida que la industria ha pasado a etapas más largas, el costo/beneficio de hacerlo se ha reducido a medida que disminuye el tiempo de transición entre etapas mientras se fractura.

Las fracturas en cremallera que cambian de un pozo a otro han permitido bombear un pozo mientras un equipo con cable perfora la siguiente etapa en el segundo pozo que se está fracturando como parte de ese patrón de ida y vuelta.

La fractura simultánea permite fracturar varias etapas a la vez, lo que está impulsando la demanda de bombas extremadamente grandes, afirmó Mayorga.

El tiempo promedio entre etapas ha disminuido de 45 minutos hace una década a 25 minutos o menos ahora, y las empresas de servicios, incluida SLB, están desarrollando sistemas automatizados de bombeo y gestión de cables que prometen mayores reducciones.

El hardware mejorado y los sistemas de control cada vez más automatizados también han reducido los tiempos de conmutación, pero la industria está lejos del objetivo de bombear 24 horas al día, 7 días a la semana.

El trabajo promedio actual es bombear aproximadamente 16 horas al día, según Tim Marvel, vicepresidente de desarrollo comercial y tecnología de SEF Energy. Las participaciones de la compañía incluyen Downing, que está desarrollando un sistema de finalización automatizado, reduciendo el tiempo entre etapas con el objetivo de fracturar las 24 horas del día, los 7 días de la semana.

"Todos los días entramos y miramos el espacio en blanco entre las etapas, como se muestra en un gráfico de actividad basado en el tiempo, y vemos cuánto podemos eliminar", dijo.

Marvel dijo que su sistema de automatización actualmente permite a los usuarios extraer leche un promedio de 20 horas por día. Lo hace con características que reducen el tiempo de transición entre etapas, permiten el bombeo continuo durante las transiciones y automatizan las operaciones con cable. La maquinaria incluye una unidad que aplica la cantidad justa de grasa a las válvulas después de cada uso.

El trabajo de Marvel también requiere encontrar una manera de convencer a los operadores de que paguen por usar un sistema automatizado y adapten sus operaciones a ese cambio. Durante una presentación en el Simposio de OKC, sugirió que un cambio a etapas más cortas podría ofrecer una oportunidad.

“Si no hay penalización de tiempo entre etapas, ¿irías a etapas más cortas?” preguntó Marvel en el simposio (SPE 213101).

Si pudieran bombear casi las 24 horas del día, Lorwongngam estuvo de acuerdo en que el número de etapas en el pozo tendría menos efecto en el costo total. Pero dijo que aún sería necesario considerar el costo de los tendidos de cable y las pistolas de perforación por etapa.

Incluso con toda esa automatización, todavía hay un promedio de 4 horas diarias de tiempo de inactividad, gran parte de las cuales se dedican a reemplazar bombas dañadas por el bombeo de toda esa agua y arena.

Marvel está de acuerdo en que el tiempo de inactividad para reparaciones sigue siendo un elemento de costo importante y una barrera para las operaciones 24 horas al día, 7 días a la semana. En su presentación, informó sobre demostraciones exitosas en el lugar del pozo del sistema robótico de la compañía que puede retirar de manera segura una bomba rota y reemplazarla por una nueva sin necesidad de humanos en la zona roja mientras continúa la fractura.

"El intercambio automatizado de bombas le permite realizar el mantenimiento sin detener las operaciones de la plataforma", dijo Marvel. En el pasado han demostrado lo que pueden hacer con una o dos bombas.

"La primera flota comercial que se desplegará en la mayoría de las bombas de fracturación se desplegará en julio/agosto", dijo.

Según sus cálculos, el sistema puede reducir el tiempo entre etapas a 30 segundos, agregando horas de bombeo por día y manteniendo a los trabajadores fuera de lugares peligrosos.

“El bombeo se ralentiza un poco; no paramos. Hacemos la transición de la cremallera y volvemos a subir”, dijo Marvel, quien dijo que el cambio es “casi instantáneo”.

Para cambiar una bomba

Fuente: SPE 213101.

Para más lecturas

SPE 212340 Redefinición de las reservas recuperables en Eagle Ford: lecciones de desarrollo de relleno y refracción aprendidas de la fase 3 del sitio de prueba de fracturación hidráulica 1 (HFTS) por K. Brinkley, C. Thompson y J. Haffener, Devon Energy, et al.

SPE 212358 Diseño One Shot Wonder XLE: un estudio de caso de mejora continua sobre el desarrollo del diseño XLE en Bakken por AO Lorwongngam, M. McKimmy y E. Oughton, et al., Hess Corp.

SPE 213101 Sistema automatizado de terminación de superficies: el camino hacia la fracturación 24 horas al día, 7 días a la semana por T. Marvel, SEF Energy; A. Johnson, Downing; P. Douget y Michael Mast, Blue Ox Resources, et al.

Ejecución de SPE 209141 y aprendizajes de las dos primeras pruebas de superficie que replican la fracturación no convencional y el transporte de apuntalante por P. Snider y S. Baumgartner, GEODynamics Inc.; y M. Mayerhofer, Liberty Oilfield Services, et al.

SPE 209178 Modelado del transporte de apuntalante en revestimientos y perforaciones basado en pruebas de superficie de transporte de apuntalante por J. Kolle, Oil States Energy Services; A. Mueller, ACMS LLC; y S. Baumgartner, GEODynamics, et al.