333025099-ESTUDIO-TECNICO-PARA-EL-INCREMENTO-DEL-POTENCIAL-DE-PRODUCCION-MEDIANTE-APLICACION-DE-FRACTURAMIENTO-HIDRAULICO-EN-EL-POZO-DRD-X1001.pdf

U N I V E R S I D A D

D E

A Q U I N O

B O L I V I A

FACULTAD DE CIENCIA Y TECNOLOGIA Carrera: Ingeniería en Gas y Petróleo Petróleo

P R O Y E C T O

D E

G R A D O

ESTUDIO TECNICO PARA EL INCREMENTO DEL POTENCIAL DE PRODUCCION MEDIANTE APLICACIÓN DE “FRACTURAMIENTO HIDRAULICO EN EL POZO DRD-X1001”

MODALIDAD: Proyecto de Grado POSTULANTE: Oliver Richard Figueroa Paz TUTOR : ING. Franco Fabián Sivila Angulo.

Santa Cruz de la Sierra – Bolivia 2012

Universidad de Aquino Bolivia

AGRADECIMIENTO

A Dios por ser quien ha estado a mi lado en todo momento dándome las fuerzas necesarias para continuar luchando día tras día y seguir adelante rompiendo todas las barreras que se me presenten. A mis padres, por todo lo que me han dado en esta vida, especialmente por sus sabios consejos y por estar a mi lado en los momentos difíciles. A la universidad de Aquino Bolivia “UDABOL”, por darme una excelente formación durante mi vida universitaria. A mis docentes de la carrera de Ingeniería en Gas y Petróleo de la UDABOL por otorgarme sus conocimientos para mi formación profesional. A mi tutor, Ing. Franco Fabián Sivila Angulo, por la dedicación y colaboración prestada durante la realización del proyecto de grado.

i


AGRADECIMIENTO

A Dios por ser quien ha estado a mi lado en todo momento dándome las fuerzas necesarias para continuar luchando día tras día y seguir adelante rompiendo todas las barreras que se me presenten. A mis padres, por todo lo que me han dado en esta vida, especialmente por sus sabios consejos y por estar a mi lado en los momentos difíciles. A la universidad de Aquino Bolivia “UDABOL”, por darme una excelente formación durante mi vida universitaria. A mis docentes de la carrera de Ingeniería en Gas y Petróleo de la UDABOL por otorgarme sus conocimientos para mi formación profesional. A mi tutor, Ing. Franco Fabián Sivila Angulo, por la dedicación y colaboración prestada durante la realización del proyecto de grado.

i


DEDICATORIA

Dedico este proyecto y toda mi carrera universitaria a Dios porque es el que nos da la vida y las fuerzas para seguir adelante día a día. También a mis padres Dunia Paz y Richard Figueroa ya que gracias a ellos soy quien soy hoy en día, fueron los que me dieron ese cariño y calor humano necesario, son los que han velado por mi salud, educación y estudios. Son a ellos a quien les debo todo, horas de consejos, regaños y de alegrías de las cuales estoy muy seguro que las han hecho con todo el amor del mundo para formarme como un ser integral y de las cuales me siento extremadamente orgulloso.

ii


ESTUDIO TECNICO PARA EL INCREMENTO DEL POTENCIAL DE PRODUCCION MEDIANTE APLICACIÓN DE “FRACTURAMIENTO HIDRAULICO EN EL POZO DRD-X1001” INDICE Pág. AGRADECIMIENTO ............................................................................. ......................... i DEDICATORIA............................................................................................................... ii INDICE ....................................................................... ..................................................... iii LISTA DE FIGURAS ................................................................................................... viii LISTA DE TABLAS ....................................................................................................... ix NOMENCLATURA ........................................................................................................ x RESUMEN .................................................................................................................... xiii CAPITULO I. INTRODUCCIÓN................................................................................. 1 1.1 ANTECEDENTES ............................................................................................ 1 1.2 DELIMITACIÓN .............................................................................................. 3 1.2.1 Límite geográfico .................................................................................. 3 1.2.2 Límite temporal ..................................................................................... 3 1.2.3 Límite sustantivo................................................................................... 3 1.3 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA .......................................................... 4 1.4 FORMULACIÓN DEL PROBLEMA .............................................................. 5 1.5 ESQUEMA DE SISTEMATIZACIÓN DEL PROBLEMA Y ABORDAJE DE LA SOLUCIÓN ................................................................................................. 5 1.6 OBJETIVO ........................................................................................................ 6 1.6.1 Objetivos generales ............................................................................... 6

iii


1.6.2 Objetivos específicos ............................................................................ 6 1.7 JUSTIFICACIÓN.............................................................................................. 6 1.7.1 Justificación científica .......................................................................... 6 1.7.2 Justificación económica ........................................................................ 6 1.7.3 Justificación personal............................................................................ 7 1.8 METODOLOGÍA ............................................................................................. 7 1.8.1 Tipo de estudio...................................................................................... 7 1.8.2 Método de investigación ....................................................................... 7 1.8.3 Fuentes de información......................................................................... 7 1.8.4 Técnicas o procedimientos para la Recolección y Tratamiento de Información ..................................................................................................... 8 1.8.4.1 Procedimientos para la recolección de datos ...................................... 8 1.8.4.2 Tratamiento de la información ............................................................ 8

CAPITULO II. MARCO TEÓRICO ............................................................................ 9 2.1. MARCO CONCEPTUAL ................................................................................ 9 2.1.1 PROPIEDADES MECÁNICAS DE LAS ROCAS .............................. 9 2.1.1.1 Modulo de Young .............................................................................. 9 2.1.1.2 Relación de Poisson ......................................................................... 10 2.1.1.3 Modulo de corte y modulo de volumen ........................................... 12 2.1.1.4 Esfuerzos In situ ............................................................................... 15 2.1.1.5 Efecto de los esfuerzos y las propiedades de las rocas en la geometría de la fractura ................................................................................ 22 2.1.2 PROPIEDADES PETROFÍSICAS .................................................... 24 2.1.2.1 Porosidad.......................................................................................... 24 2.1.2.2 Saturación de los Fluidos ................................................................. 27 2.1.2.3 Permeabilidad .................................................................................. 29 2.1.3 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DEL YACIMIENTO.............. 34 2.1.3.1 Propiedades físicas del petróleo...................................................... 34 2.1.3.2 Propiedades físicas del gas natural ................................................. 35 2.1.3.3 Propiedades físicas del agua de formación ..................................... 35

iv


2.1.3.4 Propiedades PVT ............................................................................ 36 2.1.4 DESCRIPCIPON Y SELECCIÓN DEL METEDO DE ESTIMULACION ADECUADO ................................................................. 36 2.1.4.1 Tipos de estimulación ...................................................................... 37 2.1.4.2 Método seleccionado ....................................................................... 42 2.1.5 EFECTOS PRIMARIOS PARA QUE EXISTA UN FRACTURAMIENTO .................................................................................. 44 2.1.5.1 Efectos primarios naturales............................................................. 44 2.1.5.2 Efectos primarios artificiales .......................................................... 44 2.1.6 FLUIDOS DE FRACTURA ............................................................... 45 2.1.6.1 Fluidos base agua ............................................................................. 47 2.1.6.2 Fluidos base aceite ........................................................................... 49 2.1.6.3 Fluidos base alcohol......................................................................... 50 2.1.6.4 Fluidos multifasicos ......................................................................... 50 2.1.7 ADITIVOS.......................................................................................... 52 2.1.7.1 Reductores de fricción ..................................................................... 53 2.1.7.2 Reductores de filtrado ...................................................................... 53 2.1.7.3 Estabilizadores de gel ...................................................................... 54 2.1.7.4 Estabilizadores de arcilla ................................................................. 54 2.1.7.5 Surfactantes ...................................................................................... 55 2.1.7.6 Ruptores ........................................................................................... 55 2.1.7.7 Bactericidas ...................................................................................... 55 2.1.7.8 Buffers.............................................................................................. 56 2.1.8 AGENTES DE SOSTEN .................................................................... 56 2.1.8.1 Tipos de agente de sostén ................................................................. 56 2.1.8.2 Factores que afectan la conductividad de la fractura ....................... 58 2.1.8.3 Transporte del agente de sostén ....................................................... 61 2.1.8.4 Perdida de fluido por filtrado .......................................................... 64 2.1.9 SELECCIÓN DE POZOS FRACTURABLES .................................. 67 2.1.10 OBTENCION DE PARAMETROS DE DISEÑO ........................... 68

v


2.1.10.1 Estudios geológicos ....................................................................... 71 2.1.10.2 Interpretación de perfiles ............................................................... 72 2.1.10.3 Evaluación de testigos.................................................................... 73 2.1.10.4 Pruebas de pozo para fracturamiento de hidráulico ....................... 73 2.1.11 DISEÑO DEL TRATAMIENTO .................................................... 75 2.1.11.1 Diseño de fracturamiento unificado (UFD) ................................... 77 2.1.11.2 Modelos de propagación de fractura .............................................. 82 2.1.11.3 Incremento de productividad ......................................................... 95 2.1.11.4 Análisis de las presiones de fractura .............................................. 98 2.2 MARCO REFERENCIAL ........................................................................... 104 2.3 MARCO JURIDICO ..................................................................................... 106 2.4 MARCO HISTORICO .................................................................................. 109

CAPITULO III. INGENIERÍA DEL PROYECTO ................................................. 110 3.1 INFORMACION GENERAL DEL POZO .................................................. 110 3.1.1 Información geológica .................................................................... 111 3.1.2 Características del pozo .................................................................. 111 3.1.3 Datos de producción ....................................................................... 112 3.2 PRUEBA DE BUILD UP PRE-TRATAMIENTO..................................... 113 3.2.1 Método de interpretación de prueba “Jones, Blount and Glaze” ...... 118 3.2.1.1 Análisis de la terminación del pozo después de la prueba:............ 122 3.3 DISEÑO DEL FRACTURAMIENTO HIDRAULICO ............................... 123 3.3.1 Selección del fluido de fractura ........................................................ 123 3.3.2 Selección del Agente Sustentante (AS) ............................................ 125 3.3.3 Esfuerzos de sobrecarga de la formación.......................................... 127 3.3.4 Calculo de presiones del fracturamiento y la potencia requerida ..... 130 2.3.5 Diseño para diferentes cantidades de Agente Sustentante ................ 136

CAPITULO IV. ANÁLISIS ECONOMICO ............................................................. 149 4.1 PRESUPUESTO DEL FRACTURAMIENTO HIDRAULICO ................ 149 4.1.1 Costos de Materiales .......................................................................... 149

vi


4.1.2 Costos de Equipos.............................................................................. 150 4.1.3 Costos de servicios............................................................................ 150 4.1.4 Costos Fijos....................................................................................... 151 4.1.5 Costo total del tratamiento ................................................................ 151 4.2 EVALUACION ECONOMICA................................................................... 152

CAPITULO V. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.............................. 157 5.1 CONCLUSIONES......................................................................................... 157 5.2 RECOMENDACIONES ............................................................................... 158

ANEXOS ....................................................................................................................... 159 BIBLIOGRÁFIA ......................................................................................................... 164

vii


LISTA DE FIGURAS

Figura 1: Curvas de esfuerzo / Deformación................................................................. 10 Figura 2: Representación del efecto de Poisson ............................................................ 11 Figura 3: Perfil de presión de un fracturamiento........................................................... 21 Figura 4: Descripción de la Porosidad en las rocas ....................................................... 24 Figura 5: Saturación de fluido en una roca.................................................................... 27 Figura 6: Descripción de la Permeabilidad en las rocas ................................................ 30 Figura 7: Movimiento del agente de sostén................................................................... 61 Figura 8: Desarrollo longitudinal del banco .................................................................. 62 Figura 9: Fluido de alta viscosidad................................................................................ 63 Figura 10: Índice de Productividad Adimensional Óptimo en función del Número de Propante ........................................................................................................................... 80

Figura 11: Tipos de propagación de fractura ................................................................. 83 Figura 12: Modelo Geométrico PKN ............................................................................ 86 Figura 13: El Modelo Geométrico KGD ....................................................................... 89 Figura 14: Incremento de produccion (Según /Guire y Sikora) ................................... 96 Figura 15: Perfil de presión típico de un tratamiento de fractura .................................. 99 Figura 16: Modulo de propagación de fractura ........................................................... 101 Figura 18: Grafico de la prueba “Build up” ................................................................ 115 Figura 19: Geometría de la fractura............................................................................. 123 Figura 20: Permeabilidad del apuntalante seleccionado ............................................. 126 Figura 21: Conductividad del apuntalante seleccionado ............................................. 127 Figura 22: Curva de Server & Metser para obtener presión de fricción ..................... 134

viii


LISTA DE TABLAS

Tabla 1: Valores del modulo de Young y del coeficiente de Poisson con el tipo de roca ......................................................................................................................................... 15

Tabla 2: Cuadro comparativo de métodos de estimulación ............................................ 43 Tabla 3: Interpretación de las pendientes generadas por las presiones durante el fracturamiento ................................................................................................................ 103

Tabla 4: Información general del "Pozo DRD X-1001" ............................................... 110 Tabla 5: Características del pozo "DRD- X1001" ........................................................ 111 Tabla 6: Prueba de producción "DST-TCP #1". ........................................................... 112 Tabla 7: Prueba de restitución de presiones ................................................................. 113 Tabla 8: Calculo de la presión extrapolada................................................................... 114 Tabla 9: Datos de fluido de fractura y aditivos............................................................. 124 Tabla 10: Propiedades del apuntalante seleccionado.................................................... 125 Tabla 11: Cronograma de bombeo. .............................................................................. 148 Tabla 12: Costo unitario de materiales de fractura. ...................................................... 149 Tabla 13: Costo unitario del alquiler de equipos de fractura. ....................................... 150 Tabla 14: Costo de servicios de fractura....................................................................... 150 Tabla 15: Costos fijos de fractura. ................................................................................ 151 Tabla 16: Costo total del tratamiento............................................................................ 151

ix


NOMENCLATURA A

: Área

API

: Instituto americano del petróleo

API RP

: Practica recomendada del API

BBL

: Barriles

BPM

: Barril por minuto

BPD

: Barriles por día

C

: Coeficiente de uniformidad

CL

: Coeficiente de pérdida de fluido

CNIH

: Centro de información hidrocarburifero

D

: Darcy

E

: Modulo de Young

G

: Modulo de corte

Gf

: Gradiente de fractura

GFmin

: Gradiente de fricción mínimo

GFmax

: Gradiente de fricción máximo

Hf

: altura de la fractura

HHP

: Potencia hidráulica

Jo

: Índice de productividad original

JD

: Índice de productividad adimencional de la fractura

ID

: Diámetro interior

in

: Pulgada

k

: Permeabilidad

KGD

: Modelo Khristianovic, Geertsma y De Klerk

L

: Longitud

Md

: Milidarcy

MPCD

: Miles de pies cúbicos por día

MMPCD

: Millones de pie cubico por día

x


Mo

: Peso molecular aparente

Nprop

: Numero de agente sustentante

OD

: Diámetro exterior

PIR

: Índice de productividad del pozo

Psi

: Libras por pulgada cuadrada

PKN

: Modelo Perkins y Kem, Nordgren

PVT

: Relación entre presión, volumen y temperatura

P

: Presión

Pef

: presión extensión de fractura

PN

: Presión neta

Pc

: Presión de cierre

Ps

: Presión de tratamiento de fractura en superficie

Pfw

: Presión de fondo fluyente

Pr

: Presión del reservorio

Pp

: Presión de poro

Pfrac

: Presión de fractura

Ph

: Presión hidrostática

Q

: Caudal

RNTS

: Reglamentos de normas técnicas y de seguridad

re

: Radio de drene

rw

: Radio del pozo

S

: Daño (skin)

SG

: Gravedad especifica

Sp

: Perdida de fluido

Sw

: Saturación de agua

So

: Saturación de petróleo

Sg

: Saturación de gas

TIR

: Tasa interna de retorno

T

: Temperatura

VAN

: Valor actual neto

xi


V

: Volumen

Vpad

: Volumen del fluido de fractura

Vfe

: Volumen de la fractura

W

: espesor de la fractura

xf

: longitud de la fractura

YPFB

: Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos

Z

: Factor de compresibilidad

ρ

: Densidad

σ´

: Esfuerzo efectivo

η

: Eficiencia del fluido

ε

: Exponente de Nolte

β

: Factor volumétrico

Φ

: Porosidad

ν

: Relación de Poisson

µα

: Viscosidad aparente

µ

: Viscosidad

xii


RESUMEN El presente proyecto de grado contempla un contenido fundamental para desarrollar una excelente aplicación de fracturamiento hidráulico para lograr incrementar el potencial productivo del pozo “DRD X-1001”. Los conceptos encontrados en el presente documento recopilan información de varios libros y artículos relacionados con la técnica de Fracturamiento Hidráulico. El contenido del libro se ha dividido en cinco capítulos.

El capítulo 1, presenta una breve introducción al tema de investigación. Al igual que una delimitación, planteamiento del problema, formulación del problema. Además, del objetivo general a alcanzar con la aplicación del tratamiento y también los objetivos específicos que son los pasos a seguir para alcanzar el objetivo principal que es incrementar la producción del pozo “DRD X-1001”. También contiene su respectiva justificación y su metodología de investigación del presente proyecto de grado.

El capítulo 2, presenta el estudio de las propiedades mecánicas de las rocas, propiedades petrofísicas de los reservorios, propiedades de los fluidos del yacimiento. Este capítulo se centra en demostrar la técnica y los pasos a seguir para la realización del tratamiento de Fracturamiento Hidráulico, estudiando la selección de pozos fracturables, obtención de parámetros de diseño, estudios geológicos, fluidos de fractura, aditivos, agentes sustentantes, diseño del tratamiento, etc. Pero también mencionamos el marco teórico, referencial, marco teórico jurídico y el marco teórico histórico del pozo.

El capítulo 3, en este capítulo se muestra la información general del pozo “DRD X1001”, para así realizar los cálculos de ingeniería que permitirán realizar el diseño del tratamiento de fracturamiento hidráulico.

xiii


El capítulo 4, en este capítulo se muestra el análisis económico en donde se puede observar con claridad que la presente técnica como estimulación es rentable económicamente hablando y por tanto se debería aplicar el tratamiento en el pozo“DRD X-1001”.

El capítulo 5, en este ultimo capitulo se muestra las conclusiones para la aplicación de esta técnica y también recomendaciones recomendacion es para un mejor resultado del del que se obtuvo.

xiv


CAPITULO I. INTRODUCCIÓN 1.1 ANTECEDENTES

Como resultado de varios años de experimentación en el laboratorio y estudios en el campo, en marzo de 1949 una compañía norteamericana, realizo en forma simultánea los dos primeros tratamientos de fracturamiento con fines comerciales en el estado de Texas. Así comenzó uno de los procesos de estimulación de pozos más importantes que se haya conocido en la historia de la industria petrolera. Las estimaciones más conservadoras demuestran que tres de cada cuatro pozos tratados han experimentado aumentos de producción provechosos y a su vez han incrementado en forma considerable el potencial de los yacimientos. En la actualidad muchos campos existen gracias a esta técnica. Sin el fracturamiento hidráulico se hubiera dejado de lado muchos campos productivos considerándolos improductivos o no comercial. 1 Los primeros trabajos como en todos los descubrimientos provocaron cambios en el proceso de fracturamiento, fracturamient o, pues inicialmente se mantuvieron dentro de los límites muy conservadores. La inyección de volúmenes de 200 a 400 galones de fluido con ½ libra de arena por galón a una velocidad de 2 a 4 barriles por minuto era considerada como un tratamiento promedio, y el doble de esas cantidades era ya un trabajo grande. En ocasiones se realizaban tratamientos de 1500 a 2000 galones considerándolos considerándol os como muy arriesgados. Al hacerlo se utilizaban más bombas, lo que resultaba en un aumento de las tasas de inyección. Estos trabajos más grandes y con una tasa de inyección más alta comenzaron a demostrar un aumento de producción mayor

y continua,

gradualmente el tamaño de los trabajos y las tasas de inyección aumentaron. Las tasas de 1

Michael j. Economides, A. Daniel Hill, Christine Ehlig-Economides, “Petroleum productions systems”, New Jersey. (1994).

1


inyección más altas permitieron la experimentación con fluido de menor viscosidad, con muy buenos resultados. A finales de 1952 se popularizo el uso de residuales refinados y crudos más pesados que permitió un mayor volumen por por dólar de costo costo y a partir de ese momento la curva del tratamiento comenzó a crecer ininterrumpidamente. Los tratamientos realizados en 1975 mostraron un promedio de 37000 galones con 45000 libras de arena o una relación de arena-fluido de aproximadamente aproximadamen te de 1,25 libras por galón. galón.

En el presente los

tratamientos son muy diferentes de los que se realizaban hace 25 años. Aun cuando todos los días se completan un gran número de trabajos relativamente pequeños es común ver alrededor de un pozo, equipos valorados en un millón de dólares o más, bombeando 200000 a 500000 galones de fluido de fracturamiento y 500000 a 1000000 de libras de arena. 2 El Campo El Dorado se encuentra ubicado en el departamento de Santa Cruz, provincia Cordillera, fue descubierto en el año 1999-2000 por la compañía Pan American. Con la perforación del pozo DRD-X1001, descubridor de gas condensado de la Formación Iquiri, (devónico superior), arenisca guanacos, la profundidad final del pozo fue de 6750 m, (el más profundo en Bolivia en esa época). Posteriormente se perforó el pozo DRDX1002, con resultados positivos productor del mismo reservorio. En el año 2004 se perforó el pozo DRD-1004, el mismo que resulto improductivo. En el año 2010 YPFB Chaco S.A perforo el pozo DRD-1005 con buenos resultados productor de gas condensado de la Arenisca Guanacos (Formación Iquiri). En el Área se han perforado un total de 7 pozos, tres son productivos de la arenisca Guanacos (DRDX1001,

DRD-X1002

y

DRD-1005),

el

resto

fueron

improductivos.

2

Francisco, R. (1999). Fracturamiento hidráulico hidráulico en los campos Gustavo Galindo Velasco. Tesis de grado, Ingeniería de petróleos, Escuela Superior Politécnica Politécnica del Litoral, Guayaquil. Guayaquil. Recuperado en: http://www.cib.espol.edu.ec/Digipath/REVISTA_CICYT/Articulo/D-19614.pdf http://www.cib.espol.edu.ec/Digipa th/REVISTA_CICYT/Articulo/D-19614.pdf [2010,15 de marzo].

2


La profundidad promedio de estos reservorios productores es de 4220 metros, La producción de líquidos promedio por día actual de este campo es de 325 Bpd entre condensado y gasolina. El campo El Dorado tiene una producción de 12.3 MMscfd de gas, toda la producción del campo es procesada en el campo Percheles. 3

1.2 DELIMITACIÓN

1.2.1 Límite geográfico El trabajo de estimulación por fracturamiento hidráulico se realizara: Departamento: Santa Cruz de la Sierra. Provincia: Cordillera. Campo: El Dorado. Pozo: DRD-X1001. Titular: YPFB CHACO S.A.

1.2.2 Límite temporal El tiempo estimado para la realización del proyecto abarcará desde el 2do semestre del año 2011 hasta el 1er semestre del año 2012.

1.2.3 Límite sustantivo El trabajo estará sustentado en los conocimientos adquiridos en la universidad además estará sustentado en las teorías aplicadas para estimulación mediante fracturamiento hidráulico.

3

YPFB (CNIH).

3


1.3 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

Para la aplicación de la estimulación mediante fracturamiento hidráulico el pozo a ser estimulado siempre debe presentar una o ambas de las siguientes condiciones que son las causales de su baja productividad:

a)

Baja permeabilidad.

b)

Daños en la formación.

Siendo una de estas dos condiciones el caso particular del pozo DRD X-1001, ya que tiene un daño en la formación (Skin Efect de 3,6). 4 Podemos plantearnos una serie de preguntas para entender de mejor manera la problemática:

•

¿Para qué se debe aplicar presión hidráulica en la formación?

•

¿Porque extender la fractura más allá del punto de falla para crear un canal de flujo de gran tamaño?

4

•

¿Cómo lograr mantener más tiempo abierta la fractura?

•

¿De qué manera podemos lograr una buena conductividad de fractura?

YPFB (CNIH).

4


1.4 FORMULACIÓN DEL PROBLEMA

¿Será factible la aplicación del proceso de fracturamiento hidráulico para el incremento del potencial de producción en el pozo DRD X-1001 del campo El Dorado?

1.5 ESQUEMA DE SISTEMATIZACIÓN DEL PROBLEMA Y ABORDAJE DE LA SOLUCIÓN

Fuente: Elaborado en base al documento BJ HUGHES, A. C. (2006). División de Hughes Services Company: ENG103 T-CAP Level I Fracturing Course. .

5


1.6 OBJETIVO

1.6.1 Objetivos generales Realizar un estudio técnico para la aplicación de fracturamiento hidráulico logrando así incrementar el potencial productivo del pozo DRD X-1001, en volúmenes mayores a los que se obtenían con la recuperación primaria, extendiendo el tiempo de productividad antes de llegar al límite económico.

1.6.2 Objetivos específicos •

Analizar las condiciones actuales del pozo “DRD-X1001”.

•

Diseñar el proceso de fracturamiento hidráulico.

•

Realizar el análisis económico.

1.7 JUSTIFICACIÓN

1.7.1 Justificación científica Para cumplir los objetivos propuestos de la investigación se recurrirá a (análisis y cálculos de las propiedades de las rocas, pruebas de presiones y régimen de flujo, reología de los fluidos de fractura, análisis de penetración óptima, análisis de la declinación de la presión) para la estimulación por fracturamiento hidráulico además de revisión bibliográfica y entrevista a expertos especializados en el tema.

1.7.2 Justificación económica La inversión tiene por objetivo recuperar más rápido la producción que servirá de parámetro técnico económico para la implementación de nuevos proyectos de optimización de la producción.

6


1.7.3 Justificación personal Mediante este trabajo se obtendrá mayores conocimientos que me servirán posteriormente en mi vida profesional y cumpliré con el requisito para continuar con el proceso de Titulación de la Carrera de Ingeniería en Gas y Petróleo.

1.8 METODOLOGÍA

1.8.1 Tipo de estudio La metodología usada tendrá un diseño no experimental, de tipo transversal. Porque las situaciones investigadas ya han sucedido y solo se observara información para aplicar una técnica sin la manipulación de las variables para esto se recolectara datos en un solo momento. Este estudio está compuesto de dos partes una de tipo descriptivo para analizar la característica que posee el pozo y otra de tipo analítico descriptiva debido a que las características del pozo influyen en el diseño de la estimulación por fracturamiento hidráulico.

1.8.2 Método de investigación Para la realización de este proyecto se utilizaran métodos de investigación lógicos y se tomaran en cuenta la deducción, análisis y síntesis de los posibles problemas emergentes. Además se realizara un estudio de la documentación del pozo a través de revisión de archivos, informes, estudios y todo tipo de publicación que se haya realizado.

1.8.3 Fuentes de información Se acudirá a técnicas de investigación como la revisión bibliográfica, entrevistas personales a ingenieros de producción especializados en el tema, páginas de Internet, talleres. etc.

7


1.8.4 Técnicas o procedimientos para la Recolección y Tratamiento de Información

1.8.4.1 Procedimientos para la recolección de datos:

•

Como bibliografía se consultaran textos, relacionados con el tema en estudio. Como por ejemplo: 

Michael j. Economides, A. Daniel Hill, Christine Ehlig-Economides, “Petroleum productions systems”, New Jersey. (1994).

Además, toda documentación que nos pueda ayudar con el tema en estudio. •

Se realizaran entrevistas a ingenieros que tengan conocimiento del tema.

•

Se solicitara ayuda a YPFB (CNIH) que es la empresa que cuenta con toda la información del pozo “DRD- X1001”. Esto se realizara mediante una carta a la empresa.

1.8.4.2 Tratamiento de la información:

•

•

Verificación de la información del pozo a estudiar. La información obtenida se clasificara de acuerdo a lo que se necesitara para cada etapa del presente estudio.

•

Se utilizara la información del pozo para realizar los cálculos que se requieren.

•

Evaluación económica del proyecto utilizando costos y pronósticos de producción.

8


CAPITULO II. MARCO TEÓRICO 2.1. MARCO CONCEPTUAL 2.1.1 PROPIEDADES MECÁNICAS DE LAS ROCAS La “Mecánica de las Rocas” es la ciencia que estudia el comportamiento de las rocas frente al campo de fuerza de su ambiente físico. La importancia de las propiedades mecánica de las rocas en el fracturamiento hidráulico, se basa en la determinación de la orientación y geometría de las fracturas inducidas. 5

2.1.1.1 Modulo de Young El modulo de Young es la relación del esfuerzo a la deformación que sufre una muestra de roca al ser sometida a esfuerzos uniaxiales.

  

(2.1)

Donde:

 = Modulo de Young (Psi)

= =

Deformación en la dirección “X” Esfuerzo en la dirección “X”

Este puede ser determinado en laboratorio mediante pruebas de compresión triaxiales con muestras cilíndricas del reservorio. La prueba es realizada aplicando una presión

�

Freddy H. Escobar, Ph.D. (2005) “Fundamentos de ingeniería de yacimientos”. Neiva-Huila: Colombia.

9


hidráulica confinada a la muestra, sometiendo luego una carga axial y midiendo su desplazamiento o deformación (Ver fig. 1). Figura 1: Curvas de esfuerzo / Deformación

Fuente: Kadima Villazon Jaime, “Estimulación mediante fracturamiento hidráulico de la Ar. Iquiri-1 en el pozo GRY-X24”, (1993).

El Módulo de Young también puede ser medido mediante pruebas especiales de laboratorio en celdas de medición Ultrasónica, e interpretación de registros de pozo.

2.1.1.2 Relación de Poisson Se define como la relación de la expansión lateral a la contracción longitudinal de una muestra sometida a un esfuerzo uniaxial (Ver fig. 2).

₁    ₂

(2.2)

10


Donde:

= ₁ = ₂ =

Relación de Poisson (Adim.) Deformación longitudinal Deformación lateral

Por lo tanto:

    ₂   

(2.3)

Donde:

₂ =  =  =

Deformación lateral Diámetro Diámetro Figura 2 : Representación del efecto de Poisson


11


La Relación de Poisson también es determinada en laboratorio mediante pruebas triaxiales o pruebas ultrasónicas, y mediante la interpretación de registros de pozo.

2.1.1.3 Modulo de corte y modulo modulo de volumen Estos otros 2 parámetros son útiles para el modelaje de la mecánica de rocas. La definición del módulo de corte proviene del concepto de elasticidad lineal y puede ser calculado a partir del Módulo de Young y el Coeficiente de Poisson:

   

(2.4)

Donde:

 =  =  =

Modulo de corte Modulo de Young (Psi) Relación de Poisson

El módulo de Volumen (K B) es la relación de la presión hidrostática a la deformación volumétrica que ella produce. K B está relacionado a E y ν mediante:

   

(2.5)

Donde:

 =  =

Modulo de volumen

Modulo de Young (Psi)

12


 =

Relación de Poisson

El valor de K B se obtiene en laboratorio midiendo el cambio de volumen durante una compresión hidrostática. Las relaciones por medio de las cuales se determinan las propiedades mecánicas de la roca a partir de las mediciones de las ondas acústicas se presentan a continuación: 

Relación de Poisson ( ν)

    

(2.6)

 .     

(2.7)

Donde:

 = Relación de velocidades  = Velocidad de la onda compresional  = Velocidad de la onda de corte  = Tiempo de viaje de la onda de corte = Tiempo de viaje de la onda compresional 13




Módulo de corte (G)

  .  

(2.8)

Donde:





= Modulo de corte

= Densidad de masa de la formación (gr/cc)

  = Tiempo de viaje de la onda de corte 

Módulo de Young (E)

Se obtiene a partir del módulo de corte, despejando la ecuación (2.8).

    ∆   .   

(2.9)

Donde:



= Modulo de Young (Psi)



= Modulo de corte

∆ = Tiempo de viaje de la onda de corte  = Densidad de masa de la formación (gr/cc)

14


Tabla 1: Valores del modulo de Young y del coeficiente de Poisson con el tipo de roca

TIPO DE ROCA

RANGO DEL

PROMEDIO PSI

MODULO DE

COEFICIENTE DE POISON

YOUNG (PSI)

8 –13

10.5

0.30 – 0.35

5 – 7.5

6.25

0.15 – 0.30

2–4

3

0.5 –1.5

1

0.25 – 0.35

LUTITA

1–5

3

0.25 – 0.45

LIMO

4–8

3

0.20 – 0.30

CAÑIZA – DOLOMITA ARENISCA DURA DENSA ARENISCA SEMI DURA ARENISCA NO CONSOLIDADA

Fuente: Barrios Domínguez Jorge , “Frack Pack y su aplicación al pozo Rio Grande - 63”, (2000).

2.1.1.4 Esfuerzos In situ Cada punto de la corteza terrestre esta bajo la acción de esfuerzos generalmente identificados por su Magnitud, Dirección y Tipo. Debido a la complejidad de las formaciones del subsuelo, no es posible identificar todos los esfuerzos que actúan sobre un punto; por lo que el campo de esfuerzos es reemplazado por 3 esfuerzos normales equivalentes, comúnmente referidos como "Esfuerzos principales" y que son mutuamente perpendiculares (2 horizontales y 1 vertical). El uso de los "Esfuerzos principales In Situ" simplifican los problemas de Fracturamiento Hidráulico, porque al reducirse el número de esfuerzos a tres, se simplifican las soluciones de las relaciones matemáticas. La determinación del estado de los Esfuerzos in situ permite la aproximación de las presiones de fracturamiento de la formación así como del azimut de la Fractura, ya que la dirección de la Fractura Inducida estará determinada únicamente por la dirección y buzamiento del esfuerzo principal mínimo. Además, el parámetro más

15


importante que determina el grado de contenimiento de la fractura lo constituye la diferencia de Esfuerzos In Situ entre las capas adyacentes y la zona productora; Sin embargo, si esta diferencia es pequeña, el factor dominante puede llegar a ser la anisotropía de las características de la roca.

2.1.1.4.1 Tipos de esfuerzo



Esfuerzos vírgenes

Una Roca Reservorio depositada en una cuenca sedimentaria está sujeta a cierta Presión debido al peso de las capas suprayacentes. La magnitud del esfuerzo vertical a una profundidad dada se puede expresar por:

        0 

(2.10)

Donde:

 = Densidad de las rocas suprayacentes. g

= Aceleración de la gravedad.

H = Altura Debido a los efectos del principio de la relación de Poisson, el esfuerzo de la sobrecarga también resulta en componentes horizontales de esfuerzo cuyas magnitudes dependen de las condiciones tectónicas de los alrededores. La predicción de los esfuerzos horizontales está basada en 2 premisas fundamentalmente diferentes. La primera es que la roca esta en un estado incipiente de fallamiento (Hubber y Willis); para esta condición el estado de esfuerzos está definido por la envoltura de fallamiento y es independiente de las propiedades elásticas de la roca.

16


 

(2.11)

Donde: cte = 1/2 para inducir la fractura cte = 1/3 para extender la fractura

 = Esfuerzo verticales  = Esfuerzos horizontales La segunda premisa asume que el esfuerzo horizontal depende del comportamiento elástico de la roca.

    

(2.12)

Donde:

 = Relación de Poisson  = Esfuerzos horizontales  = Esfuerzo verticales Ambas premisas, aunque diferentes, predicen aproximadamente la misma relación entre los esfuerzos horizontales y verticales. 

Esfuerzos tectónicos

Las fuerzas tectónicas que resultan de los grandes movimientos de la corteza terrestre introducen un componente adicional de esfuerzo que puede ser añadido vectorialmente a los esfuerzos vírgenes. Debido a la acción de estos esfuerzos tectónicos es que los componentes horizontales de los esfuerzos de la roca tienen generalmente valores distintos.

17




Esfuerzos inducidos

Además de los esfuerzos debidos a los diferentes procesos geológicos, existe otro esfuerzo generado por la acción del hombre, cual es el inducido con el solo hecho de perforar el pozo. De esta manera, el campo de esfuerzos es alterado, con la perforación del pozo, aunque como se ha demostrado que estos esfuerzos inducidos disminuyen rápidamente en su valor a cero al alejarse del pozo, afectan solamente a la presión necesaria para inducir la fractura, y no así a la necesaria para propagar la misma. El esfuerzo total aplicado durante el fracturamiento hidráulico es soportado por el matrix de la roca (llamado esfuerzo efectivo o compactación) y por el fluido poral, por lo que la presión de fractura de la formación será la presión mínima necesaria para vencer la presión poral y la resistencia del matrix de la roca.

    

(2.13)

Donde:

σ´ = esfuerzo efectivo σ = esfuerzo total aplicado Pp = presión de poro A la relación anterior se le introduce un factor de corrección llamado constante poroelástica ( α) que describe la eficiencia de la presión de poro en contrarrestar el esfuerzo total aplicado, su valor depende de la geometría poral y las propiedades físicas de los constituyentes del sistema solido, y varía entre 0 y 1 (para reservorios de hidrocarburos es aproximadamente 0.7).

     

(2.14)

18


Donde: Pp = presión de poro

σ´= esfuerzo efectivo

 = Constante poroelástica 2.1.1.4.2 Determinación de los esfuerzos In-situ La única manera de conocer la magnitud y dirección de los 3 esfuerzos principales es mediante pruebas realizadas en testigos de formación (método de relajamiento de la deformación y análisis de la deformación diferencial). Sin embargo, generalmente solo nos interesa conocer la magnitud y dirección del esfuerzo principal mínimo, y como este generalmente es horizontal, su magnitud es fácilmente determinable. La forma más general es mediante la siguiente relación:

      ,     

(2.15)

Donde:

, = Esfuezo horizontal minimo  = Constante poroelástica

Pp = presión de poro

 = Relación de Poisson  = Esfuerzo verticales La relación de Poisson (Así como el módulo de Young) puede ser inferido de mediciones acústicas ya sea en núcleos en laboratorio o en perfilajes de pozo, o mediante pruebas triaxiales en núcleos. Estas últimas son consideradas mediciones

19


estáticas, mientras que las acústicas mediciones dinámicas. Como el fracturamiento hidráulico es un fenómeno casi-estático, siempre son preferidas las pruebas triaxiales. El esfuerzo vertical In-Situ es considerado igual al peso de los sedimentos suprayacentes (Pob), lo cual puede ser determinado usando una densidad promedio de la roca seca (2.65 gr/cc) y la densidad de los fluidos contenidos en ella mediante:

        

(2.16)

Donde:

 = Presion de sobrecarga  = Porosidad  = Densidad de la roca  = Densidad del fluido El método más confiable para la determinación del esfuerzo mínimo horizontal consiste en realizar una prueba de micro o mini-fracturamiento a la profundidad de interés. 

Mini-fracturamiento

Son pequeños trabajos de bombeo que permiten determinar la presión inicial de ruptura de la formación y la presión de extensión y de cierre de la fractura. Consiste en bombear un pequeño volumen de fluido (10-50 bbl) a bajo caudal para romper la formación, registrando las presiones en el fondo o superficie durante y después del bombeo. En la

(Fig. 3) se presenta el perfil de presiones típico de un fracturamiento.

20


Figura 3 : Perfil de presión de un fracturamiento


Donde: A. Presión de ruptura B. Presión de propagación C. Presión de fricción D. Presión instantánea de cierre E. Declinación post-fractura F. Apertura de válvulas

Actualmente existen 2 variaciones de esta técnica para el registro e interpretación de presiones después del bombeo. En la primera (Fall-off o convencional), luego de parado

21


el bombeo se cierra el pozo, registrándose la declinación de presiones, de donde, mediante la construcción de una curva se determinan los parámetros buscados. En la otra variación, luego de parado el bombeo se abre el pozo a producir por un choque a un caudal constante en el orden de 1/3 a 1/4 del de inyección. De manera similar al método anterior, los resultados se obtienen de la interpretación de una curva construida con los datos registrados.

2.1.1.5 Efecto de los esfuerzos y las propiedades de las rocas en la geometría de la fractura La geometría de la fractura inducida, definida por su altura, longitud, ancho y orientación, está influenciada o controlada por el estado de esfuerzos In-Situ y las propiedades elásticas de las rocas.

2.1.1.5.1 Orientación La fractura hidráulica inducida comenzará a formarse a través del plano donde el esfuerzo compresivo sea mínimo, el mismo que será reducido a cero con el aumento de la presión en el pozo. La orientación de la fractura se origina de acuerdo a los siguientes aspectos:

•

Cuando el esfuerzo compresivo horizontal sea menor que el esfuerzo compresivo vertical, el plano de la fractura será vertical (paralela el eje del pozo).

•

Inversamente, si el esfuerzo horizontal es mayor que el vertical, el plano de la fractura será horizontal (perpendicular al eje del pozo).

22


2.1.1.5.2 Altura y longitud Los factores esenciales que afectan a la propagación de la fractura son: •

Contraste en los esfuerzos In-Situ.

•

Diferencia en las propiedades de la roca.

•

Gradientes de presión de fluido en la fractura y variaciones en la presión de poro.

La diferencia en los esfuerzos In-Situ es el factor más importante en el control de la propagación vertical de la fractura. Debido a que las capas adyacentes a la zona de interés están compuestas de materiales arcillosos que tienen generalmente mayor resistencia, se considera frecuentemente que la altura de la fractura estará dada por el espesor de la zona productora. La capacidad de contenimiento de la propagación de la fractura por parte de la roca se ha relacionado con las propiedades elásticas de aquella, principalmente la relación de Poisson. El módulo de Young, que sí tiene gran influencia en el ancho de la fractura, puede restringir el crecimiento de la fractura al restringir el flujo del fluido de fractura en zonas de bajo ancho de fractura.

2.1.1.5.3 Ancho El ancho de la fractura esta determinado esencialmente por los contrastes de esfuerzo y el módulo de Young. Los materiales arcillosos tienen generalmente un valor mayor de módulo de Young, lo que resulta en un menor ancho de la fractura en zonas arcillosas. ______________________________________

Fuente: Kadima VIllazon, Jaime (1993). Estimulacion mediante fracturamiento hidráulico de la Ar. Iquiri-1 en el pozo GRY-X24. Proyecto de grado, Universidad Autónoma Gabriel René Moreno, Santa Cruz – Bolivia.

23


2.1.2 PROPIEDADES PETROFÍSICAS 2.1.2.1 Porosidad La porosidad se define como la relación entre el volumen poroso y el volumen total de la roca (La propiedad inversa a la porosidad es la compacidad). 6 Figura 4: Descripción de la Porosidad en las rocas

Fuente: Petrofísica de reservorios, Franco F. Sivila Angulo, 2008

Matemáticamente:

  

(2.17)

Donde: Vp = volumen poroso VT = volumen total

 �

= Porosidad


24


De acuerdo a la interconexión del volumen poroso, la porosidad se define en porosidades absoluta, efectiva y no efectiva.

2.1.2.1.1 Clasificación de Ingeniería de la porosidad Durante el proceso de sedimentación y mitificación, algunos de los poros que se desarrollaron inicialmente pudieron sufrir aislamiento debido a varios procesos diagenéticos o catagénicos tales como cementación y compactación. Por ende, existirán poros interconectados y otros aislados. Esto conlleva a clasificar la porosidad en absoluta y efectiva dependiendo de qué espacios porales se miden durante la determinación del volumen de estos espacios porosos. 

Porosidad absoluta

Es aquella porosidad que considera el volumen poroso de la roca esté o no interconectado. Esta propiedad es la que normalmente miden los porosímetros comerciales. Una roca puede tener una porosidad absoluta considerable y no tener conductividad de fluidos debido a la carencia de interconexión poral. 

Porosidad efectiva

Es la relación del volumen poroso interconectado con el volumen bruto de roca. Esta porosidad es una indicación de la habilidad de la roca para conducir fluidos, sin embargo esta porosidad no mide la capacidad de flujo de una roca. La porosidad efectiva es afectada por un número de factores litológicos como tipo, contenido e hidratación de arcillas presentes en la roca, entre otros. 

Porosidad no efectiva

Es porosidad no efectiva es la diferencia que existe entre la porosidad absoluta y la porosidad efectiva.

25


2.1.2.1.2 Factores que afectan la porosidad 

Tipo de empaque

Idealmente se pueden formar los siguientes tipos de empaquetamientos los cuales tienen diferente valor de porosidad. El incremento de la presión de confinamiento hace que los granos pobremente clasificados y angulares muestren un cambio progresivo de empaquetamiento aleatorio a un empaque más cerrado, reduciendo con ello la porosidad. Según el tipo de empaque se tienen los siguientes valores de porosidad:



•

Cúbico, porosidad

= 47.6 %

•

Ortorrómbico, porosidad

= 39.54 %

•

Tetragonal esfenoidal, porosidad = 30.91 %

•

Romboedral, porosidad

= 25.9 %

Grado de cementación o consolidación

Cemento que une los granos y que se forma posterior a la depositación ya sea por dilución de los mismos granos o por transporte. Son cementos: carbonato de calcio, carbonato de magnesio, carbonato de hierro, limonita, hematita, dolomita de sulfato de calcio, arcillas, y combinación de estos. Las areniscas altamente cementadas presentan bajas porosidades. Lo contrario ocurre con rocas poco consolidadas. La cementación toma lugar tanto en el tiempo de mitificación como en el proceso de alteración de las rocas causada por agua circulante. De la calidad del material cementante dependerá la firmeza y compactación de la roca. Se tiene, entonces, formaciones consolidadas, poco consolidadas y no consolidadas. 

Geometría y distribución de granos

Se debe a la uniformidad o clasificación de los granos. Dicha clasificación depende, a su vez, de la distribución del tamaño del material, tipo de depositación, características

26


actuales y duración del proceso sedimentario. Cuando los granos son más redondeados proporcionan más homogeneidad al sistema y por ende la porosidad será mayor. 

Presión de las capas supra-yacentes

Las capas supra-yacentes pueden compactar el yacimiento y reducir el espacio poroso. La compactación tiende a cerrar los espacios vacíos, forzar el fluido a salir y permitir un mayor acercamiento de las partículas minerales, especialmente en rocas sedimentarias de grano fino.

2.1.2.2 Saturación de los Fluidos Se llama saturación de un determinado fluido (gas natural, petróleo crudo o agua) a la fracción del volumen de poro que es ocupado por este fluido. 7 Figura 5: Saturación de fluido en una roca

Fuente: Petrofísica de reservorios, Franco F. Sivila Angulo, 2008. �


27


Esto se puede representar en forma de ecuaciones como se muestra a continuación:

     

(2.18)

     

(2.19)

      

(2.20)

La saturación de la formación es medida desde la etapa de exploración porque dependiendo de la saturación de hidrocarburos que tenga la formación esta tendrá valor económico o no. Esta saturación de fluidos es conocida como saturación inicial y se lo denota con un subíndice i.

 ;        ;     

(2.21)

En las condiciones iníciales del reservorio, la saturación de agua siempre está presente sin importar si el reservorio es de petróleo o gas natural o una combinación de estos dos últimos. Estos se debe a que las formaciones del subsuelo están saturadas con agua (Sw = 1) antes de que los hidrocarburos migren hacia las formaciones porosas. Durante la migración de los hidrocarburos se desplaza el agua de las formaciones, pero el proceso de migración no desplaza el 100% del agua que inicialmente tenía la formación.

28


Este fenómeno se da debido a la presión capilar que se manifiesta en el medio poroso. Si un poro contiene únicamente petróleo, gas natural ó agua, se podrá demostrar que:

    

(2.22)

    

(2.23)

    

(2.24)

    

(2.25)

De donde:

Por lo tanto:

Una vez puesto en producción el reservorio, la saturación de fluidos en el reservorio cambia y estos deben ser monitoreados continuamente. Uno de los métodos más recientes para el monitoreo de la saturación de fluidos son los estudios sísmicos 4D.

2.1.2.3 Permeabilidad La permeabilidad es la medida de la capacidad de una roca de transmitir fluidos y es una constante proporcional. Esta propiedad de las rocas está relacionada a la porosidad pero no es dependiente de esta. 8

�


29


Figura 6: Descripción de la Permeabilidad en las rocas

Fuente: Fundamentos de ingeniería de yacimientos, Freddy Humberto Escobar, 2005

La permeabilidad se encuentra en función de los siguientes:

•

Del tamaño de los pasajes que conectan los poros de la roca.

•

El tamaño de los granos de la roca.

•

La distribución de los granos.

El tamaño y la distribución de los granos que componen la roca es determinante en la permeabilidad de la roca. Una formación compuesta por granos grandes y cuya distribución de tamaño es buena resultaran en poros con diámetros de buen tamaño, por lo tanto se tendrán conexiones mas grandes entre los poros. Esto resultara en una alta permeabilidad de la roca y una presión capilar baja. Estos dos últimos permiten una fácil extracción de los fluidos del reservorio reduciendo los costos de producción e incrementando el volumen de recuperación final.

30


La permeabilidad de los reservorios puede ser obtenida de diferentes fuentes, estas fuentes son: •

Análisis de muestras de núcleo.

•

Análisis de pruebas de pozo.

•

Datos de producción.

•

Registros de pozo.

La permeabilidad es el parámetro más importante para determinar la capacidad de producir fluidos de una formación. Estos puede ser analizado de mejor forma en la ecuación de Darcy, la ecuación es:

    ∆

(2.26)

Para incrementar el caudal de producción (Q) se debe modificar cualquiera de las variables de la ecuación. El área transversal al flujo (A) y la distancia L están gobernadas por la geometría del reservorio, por lo tanto no pueden ser modificadas. Afortunadamente, la permeabilidad (K), la presión de reservorio y viscosidad pueden ser modificados para incrementar la producción de petróleo crudo o gas natural o CO 2, la viscosidad puede ser reducida químicamente y la permeabilidad puede incrementarse por medio de tratamientos hidráulicos o de perforación, cementación y rehabilitación o acondicionamiento de un pozo.

2.1.2.3.1 Tipos de permeabilidad Siendo la permeabilidad una de las propiedades más importantes de la explotación de hidrocarburos, es importante distinguir claramente entre los diferentes tipos de permeabilidades que existen. A continuación se describen las diferentes permeabilidades utilizadas en los cálculos.

31




Permeabilidad absoluta .

Es aquella permeabilidad que se mide cuando un fluido satura 100 % el espacio poroso. Normalmente, el fluido de prueba es aire o agua. 

Permeabilidad efectiva

Es la medida de la permeabilidad a un fluido que se encuentra en presencia de otro u otros fluidos que saturan el medio poroso. La permeabilidad efectiva es función de la saturación de fluidos, siempre las permeabilidades relativas son menores que la permeabilidad absoluta. 

Permeabilidad relativa

Es la relación existente entre la permeabilidad efectiva y la permeabilidad absoluta. Esta medida es muy importante en ingeniería de yacimientos, ya que da una medida de la forma como un fluido se desplaza en el medio poroso. La sumatoria de las permeabilidades relativas es menor de 1.0. A la saturación residual de crudo,

S or

o a la

saturación de agua connata, S wc se tiene que kf ≈ kabs. Si un 2-3 % de fase no mojante se introduce, esta se mete a los poros grandes y obstaculiza el flujo de la mojante.

2.1.2.3.2 Relación entre porosidad y permeabilidad Cada tipo de roca tiene una relación única entre su permeabilidad y porosidad. Por lo tanto, no existe una correlación general que se pueda aplicar a todos los reservorios. En la práctica, los datos petrofísicos de la formación productora se obtienen a partir de mediciones en el pozo. Entre los primeros estudios esta la realización de un perfil (Registro de porosidad). El cálculo de la permeabilidad a partir de las mediciones de porosidad obtenidas de los perfiles es una práctica generalizada de la industria. Sin embargo, los parámetros que definen la estructura de los poros están relacionados con la porosidad y el tipo de roca de una forma compleja. Por esta razón, la permeabilidad debe

32


ser relacionada con la porosidad de una misma formación utilizando un modelo que describa adecuadamente el medio poroso y que refleje el tipo de roca. Las relaciones entre permeabilidad y porosidad son de vital importancia para determinar la clasificación de rocas (Rock typing en Ingles). La clasificación de rocas es un proceso que clasifica las rocas en distintas unidades de flujo hidráulico (Hydraulic flow units en Ingles). Cada una de estas unidades debe tener las siguientes características: •

Deposiciones geológicas en condiciones similares.

•

Atravesar por las mismas alteraciones diagénicas.

Estas características de cada unidad de flujo hidráulico deben ser continuas tanto lateralmente como verticalmente. Cuando los tipos de roca en un reservorio son clasificados correctamente, se obtiene una caracterización del reservorio representada por: •

Relación permeabilidad-porosidad.

•

Perfil de presión capilar (Función-J de Leverett).

•

Curvas de permeabilidad relativa

Todas estas representan características únicas de cada reservorio. Como resultado de la caracterización del reservorio se puede obtener estimaciones de la permeabilidad en intervalos donde no se tienen muestras de la formación. También se puede generar perfiles de la saturación inicial de agua y no menos importante, una simulación correcta y consistente del reservorio de modo que se pueda estudiar se comportamiento y rendimiento de su producción. Existe una variedad de métodos para relacionar la

33


permeabilidad con la porosidad de una misma formación. Entre estos métodos los más utilizados son: •

Método de RQI/FZI

•

Método de Winland r35

•

Método de Kozeny-Carman

2.1.3 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DEL YACIMIENTO 2.1.3.1 Propiedades físicas del petróleo Las propiedades físicas del petróleo de interés primario para los estudios de ingeniería petrolera son los siguientes 9:

9

•

Solubilidad del gas, Rs

•

Gravedad especifica del gas en solución

•

Gravedad del fluido, SGo

•

Densidad del petróleo, γo

•

Coeficiente de compresibilidad del petróleo, Co

•

Coeficiente de compresibilidad del petróleo isotérmico sub-saturado, Co

•

Factor volumétrico del petróleo, Bo

•

Factor volumétrico total, C T

•

Viscosidad del petróleo, µ o

•

Tensión superficial, G

Reynolds Pareja, F. (2007). Reservorios I. Cochabamba.

34


2.1.3.2 Propiedades físicas del gas natural El gas está definido como un fluido homogéneo de baja viscosidad y densidad que no tiene un volumen definido pero que se expande completamente hasta llenar un determinado espacio. Las propiedades que están incluidas en el análisis PVT son los siguientes:

•

Peso molecular aparente, Mo

•

Gravedad especifica, SGg

•

Factor de compresibilidad, Z

•

Densidad, ρg

•

Volumen especifico, V

•

Coeficiente de compresibilidad del gas isotérmico, Cg

•

Factor volumétrico del gas, Bg

•

Factor de expansión del gas, Eg

•

Viscosidad, µ g

2.1.3.3 Propiedades físicas del agua de formación Las propiedades físicas del agua de formación son los siguientes:

•

Factor volumétrico del agua de formación, Bw

•

Viscosidad del agua de formación, µ w

•

Compresibilidad del agua, Cw

•

Gravedad especifica del agua, SGw

•

Tensión superficial

35


2.1.3.4 Propiedades PVT Consiste en determinar en el laboratorio una serie de propiedades físicas de un fluido en el yacimiento (Petróleo, agua o gas) que relacionan presión, volumen y temperatura. Un paso previo a un buen análisis PVT, consiste en la obtención de una muestra representativa del yacimiento que esté a las condiciones de presión y temperatura del mismo. A éste respecto existen normas muy detalladas y compañías especializadas para tomarlas de acuerdo al tipo de fluido que se debe muestrear.

2.1.4 DESCRIPCIPON Y SELECCIÓN DEL METEDO DE ESTIMULACION ADECUADO La estimulación es un método químico o mecánico que se emplea para aumentar la capacidad de flujo de un pozo. Su objetivo principal es el de resolver minerales de la formación y los materiales extraños

que puedan haberse introducido durante la

perforación y el reacondicionamientos. Los tratamientos de estimulación se aplican mediante una de las siguientes 3 técnicas siguientes: lavado-agitación, acidificación matricial y fracturamiento hidráulico. La aplicación de estas técnicas dependerá de varios factores, principalmente del área afectada donde la capacidad del flujo haiga sido reducida. Existen tres áreas donde la reducción de la capacidad del flujo puede ocurrir:

•

El wellbore.

•

La matriz del wellbore.

•

Reservorio de baja permeabilidad.

36




El wellbore

Dentro del mismo wellbore de los punzados, las tuberías, pueden verse obturados por depósitos en algún periodo de tiempo (Generalmente años). Estos depósitos son productos de la corrosión, las bacterias, las incrustaciones de sales insolubles, por asfáltenos o por componentes muy viscosos dejados por la producción de petróleo. Estos depósitos eventualmente reducirán la capacidad de flujo del pozo.la estimulación está directamente relacionada con la remoción del daño 10. 

La matriz del wellbore

Durante las operaciones de perforación, cementación y producción se pueden llegar a formar una película de permeabilidad dañada a unos pocos pies del wellbore, dejando una considerable sección de baja permeabilidad que solo permitirá un porcentaje relativamente bajo de producción. La estimulación puede remover este daño y aumentar la capacidad de producción. 

Reservorios de baja permeabilidad

Existen reservorios que tiene una permeabilidad natural relativamente baja, este resultara en bajos caudales de producción. La estimulación inducirá canales flujo de alta permeabilidad, incrementando de esa forma la capacidad de producción.

2.1.4.1 Tipos de estimulación 2.1.4.1.1 Lavado – Agitación

10

Luis Antonio del Castillo Rodríguez.(2010). “Mejoras en el diseño del fracturamiento hidráulico utilizando análisis de riesgo en el noroeste del Perú”. Lima-Perú.

37


El numero de aplicaciones de la técnica de lavado-agitación depende de la cantidad de daño que haya ocurrido en los orificios de las perforaciones (Punzados, cañoneos, baleos) o en el área inmediata al borde del pozo. Las soluciones acidas que se diseñan para suspensión, dispersiones solvente-ácidas o las de tipo de limpieza son las que se utilizan normalmente en la acción de los lavados. Dicha acción de remojo permite que el acido actué sobre los materiales solubles en acido y renueva el filtrado de lodo, lima, finos y demás residuos que podrían tapar la formación. El lavado acido se puede realizar mediante uno de los tres siguientes métodos:

1. El acido se lo puede colocar en los orificios de punzado para reaccionar durante un corto periodo de tiempo y luego se puede lavar por el espacio anular subiendo y bajando la sarta de trabajo por la zona de interés.

2. Otro método de agitación consiste en presurizar el acido contra los orificios del cañoneo sin exceder la presión de fractura del pozo, y luego aliviar esta presión muy rápidamente por la válvula de purga del camión. A esta acción se la denomina “backsurging” de los orificios de cañoneo.

3. El tercer método consiste en colocar el acido en los orificios del cañoneo; dejar remojando en acido durante algunos minutos, y luego suavizar de nuevo los orificios de cañoneo ya sea a través de la tubería de revestimiento o mediante la tubería de producción.

2.1.4.1.2 Acidificación Matricial Este tipo de tratamientos se puede aplicar tanto a formaciones de areniscas como de carbonatos. El objetivo principal es de remover el daño y restaurar la capacidad de flujo (Permeabilidad) mediante la dispersión o disolución del daño inyectando acido dentro de

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la formación que penetre dentro de los espacios existentes entre los poros a bajas presiones, muy por debajo de la presión de fractura. Para reservorios de carbonatos utilizan HCI al 15% - 28% para disolver la roca. Por otra parte y para manera de reservorios de areniscas se utiliza una mezcla de HCL – HF; esta mezcla no atacara en sumo grado los granos de arenisca de la formación pero disolverá los filtrados de lodo, arcillas, y sílice que mantiene las partículas de arena juntas. Los tratamientos a la matriz son utilizados para: •

Restaurar la permeabilidad natural

•

Lograr estimulaciones menores

•

Dejar intactas las barreras de la zona

Un problema que se puede encontrar con un trabajo de fractura es que una vez comenzado el mismo será muy difícil controlar la altura y la extensión de la misma; pudiendo romper la barrera de la zona tratada y perderse en una zona de mayor permeabilidad; en este caso la mayoría del fluido del tratamiento será inyectado en la zona errada. Este no es el caso de los tratamientos de acidificación a la matriz ya que los mismos se realizan con presiones más bajas que la de fractura de formación. Es importante notar que los tratamientos a la matriz no incrementa mucho la permeabilidad natural no dañada. Algunas veces puede obtenerse un incremento de (1.5 – 1.7), pero el objetivo principal es el de remover el daño. Entonces los tratamientos de acidificación a la matriz son aplicables en:

•

Formaciones de alta permeabilidad dañada.

•

Formaciones que no toleran agentes de sostén

•

Zonas muy anchas.

•

Puede ser usadas para complementar fracturas.

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Se puede observar que los primeros pocos pies del daño contribuyen al menor efecto en la baja capacidad de producción. No obstante ello se ha dicho que la primeras 2 – 6 pulgadas son las más importantes; de modo tal que si se logra estimular entre 3 – 5 pies desde el Wellbore el caudal de flujo puede ser restaurado casi al 100% de su flujo original. Entonces un tratamiento forzado a la matriz (Con presiones menores o por debajo de la fractura) será utilizado para mejorar la capacidad de flujo disolviendo o dispersando el daño. En acidificación matricial, el área de contacto entre el fluido y la formación es muy grande; por lo tanto, la presión por fricción se incrementa rápidamente a medida que el caudal de bombeo aumenta. Como la acidificación matricial se debe llevar a cabo a caudales de inyección bajo, generalmente su efecto se limita a remover daños someros de la formación (Trabajos de lavado). Una vez que sea agrandado los caudales de flujo, los materiales que crearon el daño se pueden remover de la formación. Para lograr una penetración máxima con acidificación matricial, el acido debe tener una viscosidad baja así como una baja tensión superficial. No se debe usar ácidos gelificados ni emulsionados porque su viscosidad y tensión interfacial aumentan considerablemente las presiones de inyección. Tanto en la acidificación en fracturas como en la acidificación matricial, la estimulación efectiva depende de que la formación productora mejore su permeabilidad en una extensa red de canelas que servirán de sistema colector para transportar el crudo de la roca de baja permeabilidad al pozo.

2.1.4.1.3 Fracturamiento El Fracturamiento consiste en crear grietas o fracturas dentro de la roca aplicando el bombeo de fluido a una presión por encima de la presión de fractura del reservorio, lo que resulta en la creación de nuevos canales de conducción a través tanto de petróleo como el gas fluirán con mayor facilidad hacia el Wellbore. Hay dos tipos de fracturamiento los cuales son:

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1. Fracturas hidráulicas, utilizando fluidos y arena u otros agentes de sostén, (Su utilización es exclusiva en reservorios de arenisca).

2. Fracturas acidas, en las cuales el acido erosiona las paredes creadas por la fractura. (Este tipo de fracturas se utiliza en reservorios de carbonatos cuya solubilidad al HCI es alta). Por lo tanto mediante la fracturación se trata de obtener lo siguiente:

a) Penetración en la formación b) Alta conductividad en la fractura misma.



Fracturamiento acido

La fractura acida consiste en inyectar acido a través de las fracturas naturales o inducidas a presiones que exceden la presión de fractura de la formación, este de estimulación agranda o crea nuevos canales de flujo desde la formación hacia el pozo. En la fractura acida, la penetración del acido depende de la velocidad del acido (Caudal de inyección), su velocidad de reacción con la formación, el área de contacto entre las fracturas y el acido, y el caudal de pérdida de acido. La velocidad de un acido en determinada formación fracturada está determinada por el caudal de inyección. La penetración más profunda se puede obtener a partir de un caudal que produzca una presión de inyección apenas ligeramente menor a la presión que se requiera para crear fracturas adicionales. Cualquier presión que sobrepase este valor optimo ensanchara las fracturas existentes y abrirá otras nuevas, disminuyendo así la velocidad del fluido.

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La velocidad de reacción del acido probablemente es lo que más afecta la profundidad de penetración. Ya se han desarrollado varios sistemas ácidos para retardar la velocidad de reacción del acido clorhídrico en formaciones de calizas y dolomitas, de modo que el acido vivo pueda penetrar profundamente. Como la roca no acepta todo el acido, se acumula presión. Finalmente, la roca se rompe y el acido se inyecta por la fractura hacia el interior de la formación de calizas. 

Fracturamiento hidráulico

El objetivo es incrementar la producción del pozo por medio de la creación de fracturas altamente conductivas comparadas con la permeabilidad del reservorio. Normalmente esta técnica es aplicada en reservorios que tienen relativamente baja permeabilidad natural. La fractura hidráulica también puede ser empleada como una ayuda en la recuperación secundaria. En el caso de los pozos inyectores de agua puede incrementar la facilidad de inyección lo que reduce el costo. La fractura hidráulica todo lo contrario que la acidificación a la matriz, no está concebida para restaurar la permeabilidad natural de un reservorio dañado sino para crear nuevos canales de flujo altamente permeable. Esto se obtiene mediante el bombeo de un fluido apropiado dentro de la formación a un caudal superior del que pueda admitir la roca. La presión del fluido (ó fuerza) es suficiente para superar a la compresión de la tierra que mantiene unido al material que forma la roca. Es decir que la roca se parte a lo largo del plano perpendicular que tiene menor resistencia a la comprensión en la matriz de la formación.

2.1.4.2 Método seleccionado Una vez descrito los métodos de estimulación anteriormente mencionados, se recurrió a la deducción, análisis y síntesis para la selección del método de estimulación más

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adecuado para su aplicación al pozo “DRD-X1001”. Según la descripción de los métodos de estimulación, se llego a la conclusión de seleccionar el método de

“Fracturamiento hidráulico” por los factores de aplicación que cumple en comparación con los otros métodos de estimulación. Esto se refleja en el siguiente cuadro comparativo:

Tabla 2: Cuadro comparativo de métodos de estimulación

CUADRO COMPARATIVO M TODOS DE ESTIMULACIÓN Lavado y agitación

VENTAJAS 1. Elimina el daño en el “wellbore”.

Acidificación matricial

1. Elimina el daño en “la matriz del Wellbore”. 2. Restaura la permeabilidad natural. 3. Logra estimulaciones menores

Fracturamiento hidráulico

1. Elimina el daño en “la matriz del Wellbore”. 2. Restaura la permeabilidad natural. 3. Logra estimulaciones mayores de alta conductividad. 4. Genera nuevas áreas permeables. 5. Elimina el efecto de migración de finos. 1. Elimina el daño en “la matriz del Wellbore”. 2. Restaura la permeabilidad natural. 3. Logra estimulaciones mayores de alta conductividad. 4. Genera nuevas áreas permeables.

Fracturamiento acido

DESVENTAJAS 1. No incrementa la producción solo la recupera en el área afectada. 1. Mínimo incremento de la producción solo en la película dañada. 2. Se necesita un área de contacto grande entre fluido y formación 3. Tiempo de vida corto, 4 meses aproximados. 4. Necesitaría repetirse después de un periodo de tiempo. 1. Su utilización es exclusiva en reservorios de “areniscas”. 2. Costo relativamente alto

1. Recomendable en reservorios de “carbonatos” cuya solubilidad al HCI es alta. 2. Dependiente de las reacciones químicas entre fluido y la formación 3. Operativamente más delicado.

Fuente: Henry R. Toapanta A. (2009). Estudio del incremento de la producción mediante la selección de pozos candidatos para fracturamiento hidráulico del campo Cononaco. Quito- Ecuador.

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2.1.5 EFECTOS PRIMARIOS PARA QUE EXISTA UN FRACTURAMIENTO Para que exista la posibilidad de realizar un tratamiento de fracturamiento hidráulico la formación a ser estimulada debe presentar los “efectos primarios” que estos pueden ser de dos tipos: •

Efectos primarios naturales

•

Efectos primarios artificiales

2.1.5.1 Efectos primarios naturales Estos como su nombre mismo lo dice son las condiciones naturales que debe cumplir una formación productora del pozo candidato al tratamiento de fractura estas condiciones son: •

Baja permeabilidad

•

Daño en la formación (Skin Efect)

•

Presion de reservorio necesaria (Energía).

•

Espesor de la formación adecuado (5 pies mínimo rentable).

•

Reservas extraíbles económicamente rentables.

2.1.5.2 Efectos primarios artificiales Una vez revisada la información correspondiente del pozo en cuestión y cumpliendo con lo mencionado anteriormente, se debe tomar en cuenta los efectos primarios artificiales para que exista un fracturamiento estos son: •

La evaluación Pre-Fracturamiento.

•

La presión de fractura.

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La evaluación Pre-Fracturamiento, se la realiza con el objeto de determinar la factibilidad técnica y económica del fracturamiento para mejorar los diseños, optimar los caudales de producción, y prevenir futuros problemas de producción. Incluye pruebas de restauración de presión para determinar permeabilidad, presión, daño de formación y capacidad productiva así como su magnitud y heterogeneidades.

La presión de fractura, es la presión hidráulica necesaria que se aplicara en el tratamiento para fracturar la formación productora.

2.1.6 FLUIDOS DE FRACTURA Uno de los parámetros más importantes que intervienen en el diseño del tratamiento de fractura es el fluido de fracturamiento. Para obtener una estimulación óptima, este debe tener las siguientes propiedades 11: •

•

•

11

Ser compatible con la roca reservorio, los fluidos de la formación, y el agente de sostén. Ser capaz de suspender el agente de sostén y transportarlo hasta los extremos de la fractura. Tener la suficiente viscosidad para desarrollar el ancho de fractura capaz de aceptar el agente de sostén.

•

Tener baja perdida de fluido por filtrado para lograr una mayor eficiencia de este.

•

Ser fácil de retirar de la formación luego de concluido el tratamiento.

•

Tener baja presión de fricción.

•

Ser estable (Capaz de retener su viscosidad a lo largo del tratamiento).

Barrios Dominguez, J. A. (2000). Frac Pack y su aplicacion al pozo Rio Grande - 63. Santa Cruz.

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La compatibilidad del fluido de fractura con la formación y el agente de sostén es quizás el factor más crítico; por ejemplo, el resultado del tratamiento podrá ser un fracaso si: •

La naturaleza química del fluido causa la hidratación de las arcillas de la formación. Estas se hinchan y causan el taponamiento de los canales porales.

•

El fluido causa la migración de finos y/o arcillas.

•

El fluido crea emulsiones y/o enlodamiento del petróleo crudo taponamiento).

•

•

El fluido disuelve el material cementante de los granos de las areniscas (fallamiento de la roca). El fluido causa problemas de parafinamiento o sedimentación.

Otra característica importante del fluido de fractura es su habilidad para transportar el agente de sostén a través del material tubular, los baleos, y la fractura. Se necesitan grandes viscosidades para transportar el agente de sostén y crear el ancho de fractura necesario para empacarla; de otra manera, si el ancho no es suficiente, el agente de sostén no entrara en la fractura y causara un arenamiento en el fondo del pozo (Screenout), o se acumulará en la punta de la fractura en crecimiento, evitando el posterior desarrollo de la misma (Sand-out). La eficiencia del fluido de fractura se define como la relación entre el volumen de la fractura creada y el volumen total de fluido inyectado, de esto se desprende que para lograr una mayor eficiencia es necesario minimizar el filtrado, lo cual se logra combinando una , alta viscosidad de fluido con el uso de aditivos reductores de filtrado. Quizás la característica más difícil de establecer es la habilidad del fluido de revertir su alta viscosidad por una baja, inmediatamente después de concluido el tratamiento. Esta reducción de viscosidad es necesaria para permitir el fácil retiro del fluido de fracturamiento de la formación, que de otra manera puede reducir el incremento de productividad esperado.

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Generalmente la viscosidad se reduce por degradación termal en pozos de alta temperatura, o por degradación controlada mediante el uso de agentes ruptores como enzimas, oxidadores, o ácidos débiles. Últimamente se han desarrollado modernos sistemas de fluidos de fractura altamente viscosos pero que tienen propiedades de fricción reducidas. Los fluidos de fractura pueden clasificarse en: •

Fluidos base agua

•

Fluidos base aceite

•

Fluidos emulsificados

•

Fluidos espumados

2.1.6.1 Fluidos base agua La fácil disponibilidad, bajo costo, mayor carga hidrostática, y su carácter nocombustible ha hecho de los fluidos base agua los más usados hoy en día en tratamientos de fractura. Para lograr el incremento necesario en la viscosidad del agua, generalmente se añade a estos polímeros de alto peso molecular. Los fluidos base agua generalmente son viscosificados con tres tipos de polímeros: goma guar modificada químicamente (Polisacáridos), celulosa modificada químicamente (Polímeros sintéticos), y algunos biopolimeros como la goma xantan. La goma guar, que es un producto natural compuesto por unidades de azúcar (Manosa y galactosa), ha sido uno de los primeros polímeros usados en la industria. El proceso para producir el polvo de guar no separa completamente el guar de otros materiales de la planta que no son solubles al agua, por lo que un buen porcentaje del polvo que se añade al fluido base no logra disolverse, pudiendo causar daño a la formación o al empaque de agente de sostén. Para minimizar este problema la industria ha desarrollado un producto,

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derivado de la goma guar llamado HPG, el cual contiene solamente un pequeño porcentaje de residuo insoluble y además es más estable a mayores temperaturas. Otro derivado de la goma guar que ha sido utilizado últimamente es el CMHPG, que se forma por la reacción del HPG con el monocloroacetato de sodio. Este producto es usado solamente en sistemas reticulados (Los cuales se definirán más adelante) y su uso es limitado debido a su costo. Los derivados de la celulosa más comúnmente usados son el CMC, HEC, HPC, y el CMHEC; los cuales se emplean principalmente cuando se desea un fluido bastante limpio. El costo de estos polímeros es bastante elevado por lo que su uso es también limitado. La goma xantan, es un biopolimero producido metabólicamente por un microorganismo. El costo de este polímero es más elevado que el de los derivados de la goma guar o de la celulosa, lo cual constituye una limitación para su uso. Los polímeros mencionados arriba producen soluciones viscosas a temperatura ambiente; a medida que se incrementa la temperatura, estas soluciones pierden su viscosidad de manera significativa. La concentración de polímero puede ser incrementada para compensar los efectos de la temperatura, sin embargo, muchas veces esto resulta económicamente prohibitivo, por lo que la práctica común consiste en añadir sustancias activadoras (Reticuladores) que modifican la estructura molecular

del polímero base con uniones y entrecruzamiento

de ligaduras. Como agentes reticuladores se emplean iones de metal; entre los más usados en polímeros solubles al agua están el borato, titanio (Ti) y circonio (Zr), aunque también se utilizan algunas veces el aluminio, antimonio, cromo, cobre y manganeso. Aunque los sistemas reticulados son geles muy viscosos, también pierden viscosidad al ser expuestos a esfuerzo de corte o calor, pero retornan a su estado original al cesar la

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acción de estos factores; sin embargo, a temperaturas por arriba de los 200°F podría haber una perdida irreversible de viscosidad debido a la degradación permanente del polímero. Las ventajas de los sistemas reticulados sobre los sistemas lineales son los siguientes: •

Se puede tener un fluido mucho más viscoso con una misma concentración de polímero.

•

El fluido es más eficiente desde el punto de vista de pérdida de fluido por filtrado.

•

Tiene mayor capacidad de transporte de agente de sostén.

•

Tiene mayor estabilidad térmica.

•

Es económicamente más efectivo.

2.1.6.2 Fluidos base aceite Los fluidos base aceite han sido los primeros fluidos en ser usados en tratamientos de fractura debido a 2 razones principales: inducían menor daño a la formación, y poseían mayor viscosidad inherente que los fluidos base agua. Hoy en día, debido a su alto costo, manejo mas difícil y menos seguro, y menor carga hidrostática, los fluidos base aceite solo son usados en formaciones que se sabe son extremadamente sensibles a los fluidos acuosos. Los primeros aceites viscosificados usados en la industria fueron sales aluminadas de ácidos carboxílicos; posteriormente, con el uso de sales del ester de fosfato de aluminio, se extendió el rango de estabilidad térmica y mejoró la capacidad de transporte de agente de sostén. Estos compuestos espesan el fluido mediante la producción de una larga cadena de polímero. Su uso debe ser hecho con bastante cuidado ya que los aceites crudos están compuestos de un gran número de diferentes compuestos orgánicos, entre los que pueden estar presentes parafinas y asfáltenos que no son compatibles con estos fluidos.

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2.1.6.3 Fluidos base alcohol Algunas veces se utiliza el propanol o isopropanol como base de fluidos para fracturar formaciones sensitivas al agua. Estos son viscosificados con polímeros como el HPG y el HPC. El principal problema de este tipo de fluidos, además de su poder de combustión, es la dificultad de controlar la degradación del fluido base luego del tratamiento; Se requieren generalmente grandes cantidades de ruptores de gel para lograr este fin. El metanol también es usado en fluidos de fracturamiento acuosos, lineales y reticulados, donde imparte características de baja tensión superficial, miscibilidad con el agua, y compatibilidad con formaciones sensitivas al agua.

2.1.6.4 Fluidos multifasicos Las propiedades de los fluidos base agua y base aceite pueden algunas veces ser mejoradas mediante la incorporación de una segunda fase al fluido. A estos tipos de fluidos se los denomina multifasicos.

2.1.6.4.1 Emulsiones Emulsión es la dispersión de 2 fases inmiscibles (Aceite en agua o agua en aceite) estabilizadas con un surfactante. Los fluidos de fracturamiento emulsionados son soluciones muy viscosas con buenas características de transporte de agente de sostén. Existen 2 tipos básicos de emulsión: Emulsión directa, en la que el agua constituye la fase continua; y emulsión inversa, en la que la fase continúa es el aceite. La característica principal de una emulsión es su alta presión de fricción relacionada a su alta viscosidad, que es mayor en el caso de las emulsiones inversas. El daño que se induce a la formación al usar una emulsión inversa es menor debido a que solo una parte del volumen total de la solución lo constituye la fase acuosa.

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La viscosificación de la fase acuosa mejora la estabilidad de la emulsión y reduce significativamente la presión de fricción durante el bombeo debido a que el polímero actúa como reductor de fricción. Los intentos de colocar agentes reductores de fricción en la fase de aceite de una emulsión directa aún no han tenido éxito. El costo de estos fluidos es bastante alto, y aunque muchas veces el aceite bombeado es recuperado, se debe tener en cuenta que en reservorios de baja presión esto puede no ser posible. El fluido emulsificado mas comúnmente usado es el llamado "poliemulsion ", compuesto de 67% de hidrocarburo como fase interna, 33% de salmuera gelificada como fase externa, y un surfactante emulsificante. Este fluido se caracteriza por su alta presión de fricción (Aunque algo reducida debido a que el polímero de la fase acuosa actúa como reductor de fricción), bajo daño a la formación, alto costo (En caso de no recuperarse los hidrocarburos inyectados), y disminución significativa en su viscosidad a elevadas temperaturas.

2.1.6.4.2 Espumas La espuma es una mezcla estable de líquido y gas. Para lograr la estabilización de la mezcla se usa un agente surfactante que se concentra en la interface gas-liquido y reduce su tensión superficial. Las burbujas de gas proporcionan alta viscosidad y excelente capacidad de transporte del agente de sostén. El uso de la espuma estable tiene 2 ventajas principales: Primero, debido a que la espuma contiene gas presurizado, las burbujas se expanden cuando cesa el bombeo facilitando el retiro del fluido inyectado, lo que hace que sea un excelente fluido de fractura para formaciones de baja presión; Segundo, como las espumas contienen hasta 95% de volumen en gas, la fase liquida es mínima, por lo que el daño a las formaciones sensitivas al agua será también mínimo.

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La calidad de la espuma representa la relación entre el volumen de gas y el volumen de espuma; esta varía de 52 a 95%. Arriba del 95% la espuma se transforma en niebla, y por debajo del 52% la espuma pierde estabilidad. Un método efectivo para incrementar la estabilidad de la espuma y tener espumas estables a calidades menores del 52% consiste en viscosificar la fase liquida con algún polímero; de esta manera, la alta viscosidad de la fase liquida no permite la dispersión de las burbujas de gas. La viscosificación de la fase liquida también mejora el control de pérdida de fluido por filtrado. Los gases usados en las espumas de fracturamiento son el Nitrógeno y el Anhídrido Carbónico. El Nitrógeno es menos denso que el CO2, por lo que su carga hidrostática será también menor; esto eleva el costo del tratamiento ya que será necesaria mayor potencia en superficie. Por otro lado, el CO2 es mucho más soluble en el aceite y el agua, de manera que se necesitara mayor cantidad de CO2 para saturar el líquido y formar la espuma. La mayor aplicación para el empleo de espumas como fluido de fractura es en pozos poco profundos de baja presión que requieren de un fluido energizante, y en reservorios de alta sensibilidad al agua.

2.1.7 ADITIVOS

Un fluido de fracturamiento, además del fluido base y un material viscosificante, contiene varios aditivos para controlar el PH, degradación bacterial, degradación del gel por efectos termales, daño la formación, perdida de fluido por filtrado, etc. En algunos tratamientos donde se hace necesario el uso de varios de estos aditivos, se debe verificar la compatibilidad entre ellos para evitar consecuencias negativas. 12

12


52


2.1.7.1 Reductores de fricción La reducción de la fricción en los fluidos de fracturamiento está ligada fundamentalmente a la eliminación de la turbulencia durante el flujo. La mayoría de los polímeros son agentes reductores de turbulencia en fluidos acuosos de baja viscosidad. El mecanismo con el que actúan estos en la reducción de la turbulencia tiene que ver con su alto peso molecular y su inherente afinidad con las moléculas de agua (Controlan el movimiento en desorden de estas, eliminando así la turbulencia). La reducción de la fricción en sistemas base aceite se logra generalmente con ácidos grasos, que aunque incrementan la viscosidad aparente de la solución, reducen su fricción a altas velocidades. Algunos polímeros también son usados como reductores de fricción en este tipo de fluidos.

2.1.7.2 Reductores de filtrado Los aditivos reductores de filtrado inciden grandemente en la eficiencia (costo) del tratamiento. Si la perdida de fluido por filtrado es grande, no solo será mayor el volumen de fluido de tratamiento, lo que eleva los costos considerablemente, sino que será también mayor el daño inducido a la formación. En los sistemas acuosos, el aditivo que más se utiliza es el silica flúor, cuyas partículas juntamente con las del polímero forma un revoque en las paredes de la fractura, generalmente mucho menos permeable que la formación (Este fenómeno se llama formación de pared y constituye uno de los mecanismos de control de perdida por filtrado). En reservorios de baja permeabilidad (Menor a 1 md), la formación de microemulsiones con concentraciones de hasta 5% de diesel es un método efectivo para controlar la perdida por filtrado; la perdida por filtrado de la emulsión produce un flujo bifásico a través del revoque, lo que reduce significativamente su permeabilidad al agua.

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Algunas resinas solubles al aceite también pueden ser usadas como agentes reductores de filtrado. Estas se acumulan en los espacios porales, causando un bloqueo que reduce significativamente el filtrado. Cuando el pozo es puesto en producción las resinas se disuelven, por lo que no inducen daño a la formación; no así el silica flúor. La principal desventaja de las resinas solubles es su costo.

2.1.7.3 Estabilizadores de gel Estos aditivos se usan para evitar la degradación de los viscosificantes polisacáridos por encima de los 200°F. Los 2 agentes estabilizadores más comunes son el metanol y el tiosulfato de sodio. El mecanismo de acción de estos no está completamente entendido, pero se cree que evitan la degradación del polímero eliminando el CO2 disuelto, además de reaccionar con los radicales libres generados por degradación termal del polímero.

2.1.7.4 Estabilizadores de arcilla Debido a que el fluido que se introduce a la formación es químicamente diferente a los presentes en ella, la permeabilidad de la formación y el empaque de agente de sostén son susceptibles a ser dañados. Las arcillas y los finos de la formación pueden ser los causantes de que el resultado del tratamiento no sea el esperado. El daño a la formación causado por las arcillas puede deberse a la hidratación o migración de las partículas de arcilla. Un cambio, de temperatura, presión, o ambiente iónico (Causado por el fluido de fractura) puede hacer que las partículas de arcilla se hinchen y/o se disgreguen y migren hasta taponar los poros. Los agentes estabilizadores de arcilla más comunes son el cloruro de potasio, cloruro de amonio, cloruro de calcio, cloruro de circonio, y algunas soluciones poliméricas.

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2.1.7.5 Surfactantes Los surfactantes son materiales que se adhieren a la interface entre 2 sustancias inmiscibles y alteran las condiciones en las que se encuentra. Debido a su naturaleza, los surfactantes pueden actuar como emulsificantes o desmulsificantes. En los fluidos de fractura son usados para formar burbujas estables en las espumas, estabilizar la emulsión del aceite en el agua, y reducir la tensión superficial para facilitar el retiro del fluido luego del tratamiento.

2.1.7.6 Ruptores Una vez concluido el tratamiento es necesaria la degradación del fluido inyectado para que sea fácil y rápidamente retirado del pozo. La temperatura es un factor fundamental en la degradación de los polímeros, sin embargo, la degradación termal ocurre a veces a mas de 225°F, por lo que al fracturar pozos de menor temperatura se hace necesario utilizar en el fluido agentes ruptores. En fluidos base agua se utilizan comúnmente ruptores oxidativos o enzimas. Las enzimas utilizadas como ruptores comienzan a degradar el polímero cuando el PH y la temperatura alcanzan ciertos valores. Los ruptores oxidativos producen radicales libres por descomposición termal, los cuales atacan a la estructura misma del polímero. La degradación de los fluidos base aceite se realiza con el uso de algunos ácidos y sales que degradan el fluido a temperaturas superiores a 100°F.

2.1.7.7 Bactericidas La contaminación bacterial de los fluidos de fractura base agua puede causar la perdida de viscosidad del fluido debido a la degradación bacterial del polímero. Por esta razón, para mantener la estabilidad del fluido de fractura, es necesario añadir a estos

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bactericidas, especialmente si se han usado polisacáridos como viscosificantes, ya que estos son una excelente fuente de alimento de las bacterias.

2.1.7.8 Buffers El ajuste del PH en fluidos de fracturamiento acuosos es necesario debido a que este: •

Influye en el reticulado y el tiempo de reticulación.

•

Acelera o retarda la hidratación de ciertos polímeros.

•

Controla la degradación del fluido por ruptores luego del tratamiento (Algunos ruptores no funcionan fuera de rangos específicos de PH).

Los buffers son productos químicos como el bicarbonato de sodio, ácido fumarico, ácido acético, fosfato de sodio, etc. Que mantienen el PH deseado en el fluido (Si se desea estabilidad duradera del fluido, el PH de este debe ser elevado).

2.1.8 AGENTES DE SOSTEN

El primer material usado como agente de sostén fue la arena, que hoy en día, debido a su costo relativamente bajo, es el material comúnmente usado en la estimulación por fractura. Otros materiales usados para este fin son las cerámicas de resistencia intermedia y la bauxita. 13

2.1.8.1 Tipos de agente de sostén

13


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2.1.8.1.1 Arena La arena usada como agente de sostén es obtenida de minas de formaciones de arena consolidada. Existe una gran variedad de tipos de arena cuyos nombres derivan generalmente del lugar de donde son obtenidas, sin embargo las características particulares de ellas son bastante similares. Los 2 tipos de arena de sostén más conocidos son las tipos Brady y Ottawa. Algunas de las deficiencias de la arena están relacionadas a su carácter quebradizo debido a cargas puntuales bajo altos esfuerzos.

2.1.8.1.2 Arena recubierta con resina Para mejorar la resistencia de la arena como agente de sostén, esta puede ser cubierta con resina, lo que resulta en una arena de sostén de baja densidad y mediana resistencia. Este tipo de material puede ser pre-curado o curable. En el primero, la cobertura de resina es curada durante el proceso de manufactura, formando una película inerte que distribuye el esfuerzo sobre una mayor área en los granos; de esta manera, la carga puntual se reduce permitiendo a la arena soportar un mayor esfuerzo. Además, la cobertura encapsula los granos evitando la migración de las partículas molidas, lo que reduce la posibilidad de taponamiento de los canales de flujo. En las arenas curables, la cobertura de los granos no está completamente curada. Estas arenas se bombean generalmente en la partida final de agente de sostén; luego de concluido el tratamiento, se cierra el pozo por algún tiempo para permitir el curado total de la resina dentro de la fractura, lo que resulta en un empaque consolidado pero permeable que evitará la devolución de agente de sostén hacia el pozo una vez puesto este en producción. La cobertura de resina curable también puede usarse en los demás tipos de agentes de sostén. Esta es resistente a temperaturas de hasta 300°F.

2.1.8.1.3 Agentes de resistencia intermedia

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Estos materiales (Cerámica fundida) son más resistentes que las arenas recubiertas con resina pero menos que la bauxita; sus ventajas son la baja densidad, que se aproxima a la de la arena, y la esfericidad que poseen.

2.1.8.1.4 Bauxita Este material de alta resistencia es una cerámica compuesta principalmente de hidrato ferroso de aluminio. Debido a sus propiedades elásticas, que permiten cierta deformación antes de su colapso, cuando es triturado no se astilla completamente como las arenas, sino más bien se parte en piezas grandes que no son capaces de obstruir el flujo. Debido al elevado costo de la bauxita, su uso está limitado a pozos de alto esfuerzo de cierre.

2.1.8.2 Factores que afectan la conductividad de la fractura 2.1.8.2.1 Esfuerzo de cierre (Closure stress) El esfuerzo de cierre es el esfuerzo principal mínimo de la formación. Este causa el aplastamiento y a veces la trituración del agente de sostén, lo cual reduce la permeabilidad de la fractura. En general, el esfuerzo de cierre reduce la permeabilidad y ancho de la fractura empaquetada. El máximo esfuerzo de cierre se determina restando la presión de fondo fluyente al gradiente de fractura.

2.1.8.2.2 Tamaño de agente de sostén El tamaño del agente de sostén tiene un efecto directo en la conductividad de la fractura. Cuando los niveles de esfuerzo son bajos, mientras mayor es el tamaño de los granos del agente de sostén, mayor será la conductividad de la fractura; pero cuando los niveles de esfuerzo son mayores, los granos pueden ser comprimidos o triturados, resultando en

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una reducción en la conductividad de la fractura que puede ser de magnitud considerable. Para la selección del tamaño del agente de sostén también hay que tomar en cuenta que mientras más grande sea este más difícil será transportarlo y colocarlo apropiadamente en la fractura. Además de los niveles de esfuerzo y el transporte adecuado, se debe considerar el hecho que la presión de inyección durante el tratamiento tendrá que ser mayor mientras mayor sea el diámetro de agente de sostén que se va a utilizar, ya que el ancho de la fractura durante el bombeo tiene que ser de 2 a 3 veces mayor que el diámetro de la partícula.

2.1.8.2.3 Concentración del agente de sostén La conductividad de la fractura es mayor mientras mayor es la cantidad de agente de sostén por unidad de área; sin embargo, esta relación no es directa para concentraciones menores a 500 lb/1000ft 2 (Monocapa parcial). Anteriormente se creía que una fractura con monocapa parcial era la más apropiada ya que se lograba una conductividad alta con baja cantidad de agente de sostén; hoy en día, este tipo de empaque se lo realiza con muy poca frecuencia debido a que es muy difícil obtener una distribución uniforme y cobertura completa, la incrustación del agente de sostén en las paredes de la fractura, resulta en reducido ancho empacado de fractura lo que puede producir flujo turbulento dentro de ella, y la resistencia del agente de sostén puede ser insuficiente para soportar las cargas. El número de capas de agente de sostén final dependerá de la concentración de este en el fluido, el ancho de la fractura durante su deposición, y la velocidad del fluido dentro de la fractura. Durante el tratamiento, el agente de sostén tiende a asentarse en el fondo de la fractura, lo que podría resultar en que la parte inferior de esta sea empacada con capas múltiples mientras que la parte superior con poco o nada de agente de sostén. Una distribución uniforme puede lograrse usando fluidos de alta viscosidad y altas velocidades de flujo.

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2.1.8.2.4 Resistencia del agente de sostén Al cerrarse la fractura luego del cese de la presión de inyección, los esfuerzos de la formación actúan sobre el agente de sostén; si la resistencia de este no es suficiente, se triturará y causará una reducción en la permeabilidad de la fractura.

2.1.8.2.5 Forma de grano La forma del grano es definida por su redondicidad y esfericidad. Estas propiedades pueden tener un efecto importante en la conductividad de la fractura. La redondicidad del grano es una medida de la agudeza relativa de las esquinas del grano, mientras que su esfericidad es la medida de la aproximación de la forma de este al de una esfera. Cuando los granos son más esféricos y sus tamaños mas uniformes, los esfuerzos están mejor distribuidos sobre el agente de sostén, lo que permite soportar cargas más altas. Por lo tanto, mientras mayor sea la redondicidad y esfericidad de los granos, mayor será la conductividad de la fractura.

2.1.8.2.6 Incrustación del agente de sostén Si la resistencia de la matriz de la formación a la incrustación del agente de sostén es baja, los granos penetraran las paredes de la fractura, reduciendo el espesor efectivo de la misma, y consecuentemente reduciendo su conductividad. Además, debido a esta incrustación se pueden soltar partículas finas de la formación, lo que contribuye a disminuir la conductividad de la fractura.

2.1.8.2.7 Residuos del fluido de fractura Otro de los factores que afecta a la conductividad de la fractura es la deposición de residuos insolubles presentes en el fluido de fractura. Las fuentes más comunes de estos residuos son los polímeros y los aditivos de control de filtrado.

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2.1.8.3 Transporte del agente de sostén

El agente de sostén es transportado dentro de la fractura según 2 componentes principales de velocidad: Una horizontal debido al flujo del fluido viscoso, y otra vertical producto de la fuerza de gravedad. La (fig. 7) describe la trayectoria de un grano de agente de sostén resultante de la acción combinada de ambos componentes. Figura 7: Movimiento del agente de sostén


Los granos caen al fondo de la fractura con una velocidad terminal (Ut) formando un banco de agente de sostén que crecerá durante el tratamiento. Al disminuir la sección libre para el paso del fluido, aumenta la velocidad de este y su efecto de arrastre sobre los granos, además de producirse una erosión del banco que retrasa su crecimiento vertical. Finalmente se alcanza una altura de banco en equilibrio en que la sedimentación de las partículas es compensada por la erosión, continuando el banco un desarrollo longitudinal hacia el extremo de la fractura (fig. 8).

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333025099-ESTUDIO-TECNICO-PARA-EL-INCREMENTO-DEL-POTENCIAL-DE-PRODUCCION-MEDIANTE-APLICACION-DE-FRACTURAMIENTO-HIDRAULICO-EN-EL-POZO-DRD-X1001.pdf

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