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NOTA T脡CNICA: L铆mite t茅cnico en pozos horizontales no convencionales en la cuenca neuquina

10/03/2020 | ARGENTINA | Novedad T茅cnica | 2714 lecturas | 27 Votos



Dentro de los desaf铆os tecnol贸gicos para la perforaci贸n horizontal con extensiones laterales que superan los 3500 mts en la Cuenca Neuquina cabe preguntar cu谩l es el l铆mite t茅cnico de estos desarrollos para evitar cruzar el umbral de alto riesgo que puede significar la p茅rdida del pozo o secci贸n horizontal o herramientas de direccional de alt铆simo costo




A todo desaf铆o se le deben agregar los aspectos f铆sicos, geol贸gicos y mec谩nicos que permitan transferir el empuje de la columna perforadora con las herramientas direccionales hasta alcanzar la m谩xima extensi贸n programada que signifique un incremento sustancial de la producci贸n. Para este fin se deben haber evaluado los riesgos durante la construcci贸n del pozo y su completaci贸n con resultados acordes  de la producci贸n. 
 
A mediados del 2015 los primeros pozos en la cuenca comenzaron con tramos horizontales de 1500 metros para llegar a los 2500, 3000 metros entre 2017 y 2018. Desde 2019 se llega a los 3500 metros. El r茅cord lo consigui贸 YPF (3.890 metros horizontal y 7190 metros desarrollados) con un proyecto en curso hasta los 4.000 metros horizontal. (Fig.1) 

Conseguir mayor extensi贸n es una tendencia real pero estar谩n limitados a la capacidad del equipo perforador para manejar presiones de bombeo de 7.500 PSI y capacidad de maniobras con potencias de 2500 a 3000 HP. 
El costo diario de Perforaci贸n es muy superior a equipos de menor potencia en un 15-20% aproximadamente. (Fig. 2)
 
Como se ha visto, las etapas de fractura tambi茅n tienen alto riesgo por imprevistos en maniobras, posibles respuestas del pozo y tuber铆as debido a las presiones a las que son sometidas de 10.000 a 12.000 PSI con fluidos gelificados arenados. 
 
En los inicios de las secciones horizontales se comenz贸 con 15 etapas hasta llegar hoy a 40/50 por el sistema High Density Frack (HIF). 
 
Para analizar el l铆mite t茅cnico de los pozos horizontales se deben considerar los tiempos y costos de ejecuci贸n desde la perforaci贸n (con todos los componentes de la locaci贸n y log铆stica) hasta la terminaci贸n con la cantidad de etapas de fractura (costos superiores a U$S 150.000 c/u) y su puesta en producci贸n. 
 
El otro componente del l铆mite t茅cnico es la cantidad de pozos a construir en una sola locaci贸n (PAD). Se comenz贸 con dos pozos ,se pas贸 a tres, luego a cuatro  y hoy con equipos modernos (Smart Rig) ya est谩n en seis pozos por PAD . (Fig. 3)
 
El l铆mite t茅cnico tambi茅n existe en la ecuaci贸n de inversi贸n y retorno de la misma con los resultados de la producci贸n y justificaci贸n de la extensi贸n horizontal por todo lo expuesto.
 
Otro factor vinculante es el tiempo de ejecuci贸n, ya que un pad de 6 pozos con secci贸n horizontal de 3500 metros se construyen en aproximadamente seis 贸  siete meses.
 

Conclusi贸n: 

No es la rama lateral m谩s extensa de los 3000 metros lo que puede conseguir mayor producci贸n, sino la optimizaci贸n de los tiempos productivos con tecnolog铆a para construir y completar m谩s pozos en una sola locaci贸n a menor costo. 
 
En la etapa de completaci贸n se deben fracturar m谩s etapas en menor tiempo con los riesgos acotados, lo que implica una operaci贸n de 24 horas durante esta operaci贸n. 
 
Hoy se han conseguido hacer exitosamente  11 etapas  en un dia  lo que  significa una reducci贸n  en tiempos /costos con una log铆stica operacional optimizada.
 
Las ramas laterales de gran extensi贸n (m谩s de 3000 metros) implica perforar un pozo de mayor longitud superando los 6.500 metros de desarrollo. Estos dise帽os requieren, para su mantenimiento o reparaci贸n futura, contar con equipos especiales como Coiled Tubing, de gran di谩metro y capacidad de Carretel para esa longitud, como as铆 tambi茅n unidades Snubbing de gran empuje y tracci贸n para extender la vida 煤til del pozo y deben ser considerados como costos adicionales en un determinado tiempo seg煤n los eventos que surjan estad铆sticamente en la historia reciente del desarrollo de Vaca Muerta. (Fig.4)
 
Redaccion de PETROLNEWS

Fuente: Redactado por Petrolnews Argentina

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