Pozos sellados y el improbable “avance” detrás de diagnósticos de fracturas precisos y económicos

Hace poco más de 2 años, en medio de las llanuras agrícolas del centro de Oklahoma, Devon Energy envió un conjunto de tecnologías de medición al fondo del pozo para estudiar cómo se mueven las fracturas hidráulicas entre los pozos durante el tratamiento de estimulación. La operación en el yacimiento de petróleo de arenas compactas STACK fue lo que la industria llama un "proyecto científico".

Una vez que se realizó el trabajo de campo, y a medida que los ingenieros se pusieron a trabajar en los datos, esperaban descubrir nuevos aprendizajes. Lo que no esperaban era encontrarse en camino de inventar una nueva forma de medir el tamaño de las fracturas, la velocidad de su crecimiento y la energía que se necesitaba para formarlas. Conocer estos parámetros invita al uso del método científico para controlar el crecimiento de la fractura para una productividad óptima.

El objetivo del proyecto de monitoreo era casar los datos de los cables de fibra óptica permanentes con los datos adquiridos por los manómetros de fondo de pozo de dos pozos en la misma unidad de desarrollo. Cada uno de los pozos de monitoreo estaba equipado con fibra que corría a lo largo del lateral. En diferentes puntos, los manómetros se conectaron al exterior de la carcasa junto con los indicadores que se conectaron al interior. Todos estaban conectados a la superficie.

Los ingenieros del productor de esquisto con sede en la ciudad de Oklahoma esperaban con ansias el proyecto porque era una de las primeras veces que utilizarían fibra óptica para medir la tensión entre pozos. Un diagnóstico recientemente establecido por derecho propio, los datos de deformación cruzada de pozos se han vuelto populares entre los operadores que pueden pagarlos porque brindan imágenes claras de las fracturas hidráulicas a medida que entran en contacto con los pozos vecinos.

El equipo de ingeniería quería saber si los datos de los medidores con puertos externos, que tocaban la roca para "sentir" las acumulaciones de presión, podían vincularse a los datos de la fibra. Mientras tanto, los medidores internos estaban allí para detectar cualquier interferencia de producción entre los pozos después de la terminación.

Lo que redefinió el proyecto fue que el operador, siguiendo el consejo de su proveedor de fibra óptica, no perforó los dos pozos monitores. Esto se hizo para evitar que los fluidos del yacimiento y de estimulación fluyan hacia la tubería de revestimiento, lo que podría haber alterado la temperatura de la fibra y, posteriormente, la calidad de los preciosos datos de deformación.

Esta recomendación marcó la diferencia. Convirtió efectivamente miles de pies de tubería de acero en un sustituto de bajo costo para estudios microsísmicos e instalaciones de fibra óptica de alto costo. Devon llama al descubrimiento un "gran avance" para la ingeniería del subsuelo.

La persona que vio las primeras pistas de esto fue Wolfgang Deeg, quien en ese momento era asesor de terminaciones en Devon y ahora es consultor independiente. El papel de Deeg en el proyecto era analizar los datos de la fibra, pero también decidió echar un vistazo a los datos recopilados de esos manómetros internos. Estaba desconcertado. Dentro del conjunto de datos había cambios de presión pequeños, pero claramente identificables.

"Lo primero que me pregunté fue: '¿Eso tiene sentido?'", recordó Deeg. "Terminé calculando cuáles debían ser los aumentos de presión requeridos en el exterior de la carcasa, y fueron consistentes con los números que estábamos viendo. Eso fue alentador".

Sin embargo, el misterio aún no estaba resuelto. Para otros en el equipo, los datos de presión imprevistos siguieron siendo "más una discusión interesante que significativa; no sabíamos lo que significaba", dijo Kyle Haustveit, ingeniero senior de terminaciones en Devon.

Pero luego, Haustveit comenzó a comparar los datos de tensión y presión entre pozos de las etapas de fractura correspondientes, alineándolos de acuerdo con sus marcas de tiempo. "Hice unos cinco o seis de ellos y vi una relación increíble", dijo, señalando que esto fue "lo que desencadenó nuestro momento ah-ha".

Un técnico de ingeniería se hizo cargo del proceso durante unas 200 etapas de fractura más y compiló todas las imágenes en una sola plataforma de diapositivas. "Luego nos sentamos como grupo, lo pusimos en modo de presentación e hicimos clic en cada etapa", dijo Haustveit. "Lo acabas de ver una y otra vez: el frente de tensión llegó justo a la inflexión de la presión".

Desde entonces, el producto de esta revelación recibió un nombre: monitoreo de presión de pozo sellado (SWPM).

Devon lo está utilizando para calcular cuánta agua y apuntalante puede pasar entre los pozos antes de que las fracturas recién creadas realmente toquen un pozo de compensación. Esta es una definición imprecisa de lo que el sector del esquisto llama "dimensionamiento correcto".

Para simplificar el concepto SWPM, Haustveit lo comparó con apretar un extremo de un globo largo. A medida que la forma del globo se deforma, toda la columna de aire del interior se comprime hacia el otro extremo.

Retomando la analogía de un pozo sellado, que en este caso está lleno de agua, dijo: "Comenzamos a bombear el pozo de tratamiento, la fractura se extiende, aplicamos fuerza al pozo de control, deformando levemente la carcasa, y vemos que inflexión de la presión muy bien." Haustveit compartió estos detalles al presentar un documento técnico (SPE 199731) del que fue coautor con más de una docena de ingenieros de Devon en la reciente Conferencia de Tecnología de Fractura Hidráulica (HFTC) en The Woodlands, Texas.

Una conclusión importante que destacó en la conferencia es que el diagnóstico recién surgido genera "respuestas de presión limpias y muy consistentes" que se pueden ver en tiempo real y no están sesgadas por el lugar donde ocurrió la interacción de la fractura. La última ventaja es una distinción de las técnicas de monitoreo de presión de pozos vecinos que se basan en pozos productores o ya perforados.

La conectividad de las redes de fracturas existentes y la fluidez de la estructura de la roca significan que las aplicaciones más comunes de monitoreo de presión adquieren un conjunto de datos más ruidoso que a menudo supera los cientos o miles de psi en diferentes etapas del tratamiento, enmascarando potencialmente el verdadero momento de un punta de fractura pasando físicamente sobre un monitor. "Puede ser grandioso. Puede ser un desafío. A veces puede ser casi imposible", dijo Haustveit sobre el monitoreo de la presión del pozo no sellado.

De manera similar, los manómetros externos utilizados en el piloto inicial también resultaron demasiado sensibles y registraron inflexiones de presión casi instantáneas en los primeros puntos del trabajo. Esto sucedió incluso cuando una fractura en crecimiento no estaba alineada con el indicador del monitor. Se cree que las redes de fractura preexistentes que transfieren nueva energía de fractura rápidamente juegan un papel importante aquí.

Por el contrario, los cambios de presión vistos desde los manómetros internos fueron mínimos, registrándose solo entre 0,5 psi y 1,0 psi en magnitud. Pequeño, pero sin ambigüedades. Estas salidas simples, casi binarias, son todo lo que un ingeniero necesita para confirmar que una fractura ha intersectado bien el monitor.

Y con base en el historial de un operador en un campo, y lo que sabe del uso de otros diagnósticos como microsísmicos, generalmente se puede suponer que las fracturas en la misma área siguen el mismo azimut. Esto le da al operador cierta conciencia espacial de dónde se originan realmente las respuestas.

El concepto también está preparado para cambiar las connotaciones negativas asociadas con las fracturas que impactan en otros pozos, conocidas en la industria generalmente como impactos de fractura o, cada vez más, interacciones impulsadas por fracturas. En cambio, muestra que la interferencia de la fractura se puede convertir en una caja de herramientas valiosa y flexible. El tesoro de respuestas que se encontrará dentro de los nuevos datos incluye métricas, por ejemplo, longitudes medias de fractura, alturas y eficiencia del grupo de fracturas (es decir, distribución de fluidos), que hasta ahora han sido demasiado difíciles o costosas de obtener para los productores de esquisto. sobre una base de todos los pozos.

Devon ha superado en gran medida la etapa de validación. SWPM se utiliza en la mayoría de sus operaciones de relleno de pozos. Si bien el piloto usó medidores de fondo de pozo, al asegurarse de que la tubería de revestimiento esté llena de agua hasta la cabeza del pozo, el operador pasó a usar medidores de superficie aún más económicos para registrar las respuestas.

Y aunque SWPM es nuevo para la mayor parte de la industria, Devon ha estado compartiendo detalles en talleres de la industria y con colegas durante varios meses. Para aumentar su confianza, el operador se asoció el año pasado con otros cuatro productores de esquisto que podrían validar la metodología frente a otros diagnósticos.

Juntos, los cinco productores han utilizado con éxito el método para monitorear más de 2000 etapas de fractura en ocho extensiones de esquisto diferentes: Midland Basin, Delaware Basin, Eagle Ford Shale, STACK, Powder River Basin, Marcellus Shale y Utica Shale.

El método está pendiente de patente, un factor que probablemente reduzca la tasa de adopción de SWPM, al menos en el corto plazo. Devon ha señalado intenciones de licenciar su uso a otros operadores y actualmente está autorizando a otros a probar el concepto de forma ad hoc, pero no se ha establecido un plan formal para su uso generalizado.

El debut del método coincide con una ola de servicios comercializados desarrollados para el monitoreo de presión compensada. Hace unos pocos años, esto era responsabilidad de solo pequeñas empresas de instrumentos. Pero en los últimos meses, las empresas de servicios más grandes de la industria (Baker Hughes, Halliburton y Schlumberger) han lanzado ofertas similares en tiempo real que monitorean las presiones entre pozos durante un tratamiento de fracturamiento hidráulico.

Una de las razones por las que Devon puede querer comercializar su innovación es porque permitiría la creación de una base de datos estadística que los operadores construirían juntos. Con suficientes observaciones, y con base en ciertos espaciamientos, se podrían asignar probabilidades de cuándo esperar interacciones de fracturas para diferentes juegos. Si una etapa está fuera de tendencia, los ingenieros podrían usar la biblioteca histórica de datos como guía sobre qué hacer a continuación.

Hablando desde el podio en HFTC, Haustveit enfatizó a cientos de compañeros profesionales petrotécnicos que el advenimiento de SWPM y sus diversos resultados deberían conducir inevitablemente a la implementación de terminaciones en tiempo real donde las respuestas del yacimiento se utilizan para guiar el diseño de fracturas.

"Nuestros diseños de terminación son predominantemente geométricos, el mismo número de grupos, número de perforaciones, diseño de fluidos y arena por etapa, pero sabemos que las propiedades de la roca están cambiando", dijo Haustveit. "Y en este momento, monitorear el crecimiento de las fracturas en tiempo real es difícil. Puede ser costoso y, en última instancia, la mayoría de los métodos no son escalables debido a las implicaciones de costos".

Pero SWPM es una opción escalable y de bajo costo. No es perjudicial para las terminaciones de múltiples pozos y, como mínimo, requiere que el operador tenga solo un pozo pasivo, un manómetro de superficie y una hoja de cálculo. Devon ha utilizado como máximo tres pozos a la vez en sus pruebas de SWPM, señalando que más monitores brindan una mayor conciencia espacial.

Devon ha hecho otros avances para iterar y refinar el proceso. Combina los datos del monitor en tiempo real con modelos de fracturas y técnicas de análisis de tasas transitorias.

Ha automatizado parte del flujo de trabajo mediante el uso de software de la empresa de análisis Seeq, que permite al equipo de ingeniería insertar sus propios algoritmos para suavizar los datos e identificar solo los picos más críticos. Este paso no es obligatorio pero aumenta la escalabilidad del método.

Deeg también enfatizó que SWPM debe combinarse con datos contextuales. "Hay que ser plenamente consciente de todo lo que sucede en el campo", dijo. "No se puede mirar únicamente los datos y sacar conclusiones directas, se necesita saber el orden en el que se bombean las etapas, especialmente si se están realizando operaciones de cremallera".

Un inconveniente obvio es que se necesita un pozo no perforado para ser un monitor eficaz. A medida que se completen más pozos de plataforma, el último tendrá que hacer lo mismo con el tiempo. Para mitigar este problema, Devon actualmente está probando variaciones del SWPM para que funcionen de un lado a otro en una terminación de cremallera de dos pozos usando tapones.

El enfoque de primeros principios que representa SWPM es novedoso en parte porque permite aplicar conceptos de balance de masa para actuar sobre las señales de presión. El artículo de Devon gira en torno a varias historias de casos que subrayan esto. La métrica que mejor ilustra la versatilidad de SWPM, y que se utiliza en casi todas las aplicaciones, es una nueva medida que la empresa denomina "volumen hasta la primera respuesta" (VFR).

"Así se llama", dijo Haustveit, explicando que VFR es simplemente el volumen de fluido bombeado en un pozo de tratamiento en el momento en que se detectó la primera fractura en el pozo monitor.

Al cuantificar la ubicación del agua y la arena en tiempo real, los ingenieros de terminaciones pueden experimentar con la estimulación para encontrar una zona de Ricitos de Oro. En algunos casos, los datos le indicarán a un operador que reduzca sus volúmenes de bombeo para evitar la sobrecapitalización en una etapa problemática al enviar demasiada arena y agua demasiado adentro del reservorio.

También trabaja de la otra manera. Tal vez un operador vea que el reservorio puede beber más lodo y luego decida aumentar la inversión en una etapa en particular. "Imagínese, puede obtener un drenaje más uniforme, un volumen de yacimiento más estimulado y un pozo más productivo", al permitir que VFR guíe el diseño de una etapa de fractura, dijo Haustveit.

Con sus socios y mediante sus propios estudios de validación que utilizaron los diagnósticos correspondientes, Devon ha llegado a algunas conclusiones clave sobre el uso de SWPM y VFR. A muchos de ellos se puede llegar en tiempo real. Y cada uno desbloquea parámetros geométricos de fracturas clave, que a su vez llenan los vacíos que pueden hacer que los modelos de fracturas hidráulicas sean más precisos.