ESTUDIO TÉCNICO PARA EL INCREMENTO DEL POTENCIAL DE PRODUCCIÓN MEDIANTE APLICACIÓN DE “FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO EN EL POZO DRD-X1001”

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.

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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.

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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.

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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


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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

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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.

59


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.

60


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).

61


Figura 8: Desarrollo longitudinal del banco


En el caso de fluidos de elevada viscosidad, la velocidad de sedimentación es muy reducida y el efecto de arrastre aumenta, lo cual resulta en un banco de altura pequeña o nula, permaneciendo la mayor parte del agente de sostén (ó su totalidad) en suspensión; La (fig. 9) describe esta situación. Como consecuencia, el uso de fluidos de elevada viscosidad permite una mayor penetración y distribución más uniforme del agente de sostén.

___________________________________________

Fuente: Alayón, Jusodi González, Jorge Izaguirre. Eliannet moreno, Víctor Segura, Eglis (Julio de 2007). Fracturamiento Hidráulico, Maracaibo. Recuperado en: http://www.scribd.com/doc/31552905/fracturamiento-hidraulico [2010, 14 de mayo].

62


Figura 9: Fluido de alta viscosidad


2.1.8.3.1 Arenamientos Uno de los problemas más frecuentes y determinantes en los tratamientos de fractura son los arenamientos. Esto consiste en la acumulación del agente de sostén inmovilizado que impide un posterior desarrollo de la fractura. Este problema se puede atribuir a 2 causas: •

Ancho insuficiente de fractura.

•

Concentración excesiva de agente de sostén.

El arenamiento debido al ancho insuficiente de fractura puede ocurrir en la pared del pozo o cerca de la punta de la fractura. Para evitar este problema se bombea un colchón de fluido sin agente de sostén por delante de la lechada de tratamiento, que debe crear un

63


ancho de fractura 2 o 3 veces mayor que el máximo diámetro de grano para permitir la entrada de estos a la fractura, además de compensar las pérdidas por filtrado. Por otro lado, el arenamiento puede ocurrir debido a que la concentración de agente de sostén es tan alta que bloquea el movimiento de este. Esta alta concentración puede resultar de una excesiva perdida por filtrado, ya sea debido a una baja eficiencia del fluido o a la presencia de fisuras naturales. Este problema se puede superar con un buen dimensionamiento del colchón o con el uso de aditivos reductores de filtrado (Formadores de revoque) en el colchón, de manera que reduzcan las pérdidas de fluido en las etapas subsiguientes que transportan agente de sostén.

2.1.8.3.2 Retorno del agente de sostén Cuando el pozo es puesto en producción luego del tratamiento, el fluido frecuentemente transporta pequeños volúmenes de agente de sostén fuera de la fractura. Existen varios problemas relacionados con este fenómeno: los choques y válvulas pueden ser severamente erosionados y dañados; los baleos pueden ser cubiertos parcialmente en caso de que los granos se asienten en el fondo del pozo, restringiendo la producción del mismo; y finalmente puede causar una reducción en las dimensiones de la fractura empacada, disminuyendo su capacidad de flujo. El retorno del agente de sostén principalmente es debido a que se hace fluir el pozo antes del cierre completo de la fractura sobre el empaque; por tanto, el problema puede ser evitado esperando un tiempo prudente y haciendo producir el pozo a bajos caudales en un principio. El tiempo de espera tampoco debe ser muy largo porque puede resultar contraproducente para la conductividad de la fractura.

2.1.8.4 Perdida de fluido por filtrado La perdida por filtrado es uno de los factores más críticos en el costo del tratamiento, ya que este determina la eficiencia del fluido.

64


El caudal de fluido filtrado hacia la formación está determinado por el coeficiente “C”, el cual ha sido definido por 3 mecanismos de flujo:

Cv: Perdida por filtrado determinado por la viscosidad y, permeabilidad relativa al fluido fracturante.

Cc: Perdida por filtrado determinado por

la viscosidad y compresibilidad de los

fluidos del reservorio.

Cw: Perdida por filtrado determinado por el revoque que se va formando sobre las paredes de la fractura a medida que el fluido se filtra hacia la formación. Los primeros 2 pueden ser calculados a partir de datos del reservorio y del fluido de fractura. El tercero depende de los aditivos que se añaden al fluido de fractura para disminuir la perdida por filtrado y debe ser determinado experimentalmente.

 .  ∆ 

(2.27)

 .  

(2.28)

  . 

(2.29)

Donde: KL = Permeabilidad relativa al filtrado (Darcy)

∆P = Presión diferencial (Psi) Ø = Porosidad de la formación

65


µ1 = viscosidad del filtrado (cp) µ = viscosidad del fluido del reservorio (cp) Ct = compresión total de la formación (1/psi) m = pendiente de la curva vol. De filtrado vs.√(t) √(cc/ √t) A = Área del filtro o testigo expuesto (cm²)

Aunque cada coeficiente es derivado independientemente, todos ellos actúan simultáneamente durante el tratamiento y se complementan incrementando su efectividad. Se han propuesto varias relaciones para calcular un coeficiente de pérdida de fluido combinado. La más aceptada es la siguiente:

       /

(2.30)

Donde:

 =

Coeficiente de pérdida de fluido total

 = Perdida por filtrado determinado por la

viscosidad y compresibilidad de los

fluidos del reservorio.

 = Perdida por filtrado determinado por la viscosidad y, permeabilidad relativa al fluido fracturante.

 =

Perdida por filtrado determinado por el revoque que se va formando sobre las paredes de la fractura a medida que el fluido se filtra hacia la formación.

66


2.1.9 SELECCIÓN DE POZOS FRACTURABLES

Las dos razones por las cuales se fractura los pozos son: para incrementar su producción y su inyectividad. La causa de la baja productividad de un pozo se debe principalmente a una limitación en la capacidad de entrega del reservorio o a una limitación en la capacidad de flujo de lo que constituye el pozo en sí. El fracturamiento hidráulico no alterará las condiciones del equipo del pozo, razón por la cual, si la causa de la baja productividad es alguna limitación de este, se deberá considerar algún trabajo de reacondicionamiento y no una estimulación. La productividad de un reservorio está relacionada a 3 condiciones generales: •

Cantidad de reservas

•

Energía del reservorio (Presión)

•

Conductividad del reservorio (Permeabilidad, espesor)

A estas condiciones es necesario añadir la posibilidad de una reducción de la permeabilidad cerca del borde del pozo, o sea, que exista daño en la formación. El factor principal para determinar cuando un pozo es o no candidato a ser fracturado es diagnosticar las razones por las que el pozo tiene baja productividad. Las primeras condiciones que se deben tomar en cuenta para considerar aplicar un fracturamiento hidráulico es que el reservorio tenga la cantidad suficiente de reservas, tenga baja permeabilidad, y tenga suficiente presión; posteriormente, si el pozo reúne estas condiciones, se tiene que considerar otros factores como el espesor productivo, aislación entre zonas, estado del equipo del pozo, ubicación de los contactos gas-petróleo y aguapetróleo, etc. _________________________________

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

67


Si bien el daño a la formación puede eliminarse atravesando la zona dañada con una fractura corta, se debe analizar también la factibilidad de otros métodos de estimulación que eliminen el daño. La permeabilidad alrededor del pozo determina el tipo de sistema de fractura a producir en la formación, y el consiguiente resultado en la caída de presión. Las formaciones que tienen alta permeabilidad generalmente responden mejor a fracturas anchas, cortas y bien empaquetadas. El factor de control en formaciones de baja permeabilidad, por otro lado, es la longitud antes que el ancho de las fractura incrementara y extenderá la producción del pozo.

2.1.10 OBTENCION DE PARAMETROS DE DISEÑO

El éxito o fracaso de un fracturamiento hidráulico depende principalmente del grado de exactitud de los datos que intervienen en el diseño del tratamiento. Esta información puede clasificarse en 5 categorías 14: 

14

Factores del reservorio: •

Permeabilidad

•

Porosidad

•

Presión del reservorio

•

Temperatura del reservorio

•

Compresibilidad de los fluidos del reservorio

•

Saturación de los fluidos del reservorio

•

Modulo de Young

•

Relación de Poisson

•

Módulo de corte y de volumen

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

68






•

Barreras para el crecimiento de la fractura

•

Espesor productivo neto

•

Altura de la fractura

•

Presencia de agua de fondo

•

Presencia de casquete de gas

•

Configuración y extensión del área de drenaje

•

Gradiente de fractura

•

Esfuerzo de incrustación

•

Presencia de fracturas naturales

Factores mecánicos: •

Material tubular

•

Cabezal de pozo

•

Baleos

•

Presiones de fricción

•

Caudal de bombeo

Factores del fluido de fractura: •

Tipo

•

Viscosidad

•

Temperatura

•

PH

•

Compatibilidad Aditivos

•

Filtrado

•

Energía del fluido

•

Estabilidad

69






•

Distribución

•

Eficiencia

•

Habilidad de transporte de agente de sostén

•

Tiempo de ruptura de gel

Factores del agente de sostén: •

Tipo

•

Tamaño

•

Concentración

•

Resistencia

•

Conductividad

•

Penetración

Factores de simulación: •

Penetración hidráulica del fluido

•

Penetración del agente de sostén

•

Alto de fractura

•

Perfil de temperatura

•

Perfil de ubicación del agente de sostén

•

Resultados proyectados del tratamiento

Los aspectos de simulación refieren a la combinación de los factores mecánicos, del fluido y del agente de sostén en un modelo de fracturamiento hidráulico y la predicción de los resultados del tratamiento propuesto. Muchos de estos factores están interrelacionados y se requiere de procesos iterativos para obtener un tratamiento óptimo.

70


El valor de algunos de los datos sumariados arriba no pueden muchas veces ser determinados directamente, por lo que tienen que ser estimados; si este es el caso, es recomendable realizar un análisis de sensibilidad en la simulación del tratamiento para determinar el efecto de estos estimados en el desarrollo de la fractura y en la producción final. Los medios por los que se obtiene la información del reservorio que interviene en el diseño se agrupan en 4 categorías: •

Estudios geológicos

•

Interpretación de perfiles

•

Evaluación de testigos

•

Pruebas de pozo

2.1.10.1 Estudios geológicos El estudio geológico y la correlación estratigráfica de las zonas involucradas adquieren carácter significativo en la estimación de la productividad y orientación de la fractura creada; por lo que una descripción geológica completa del reservorio es importante para el diseño del tratamiento. Una característica geológica importante, además del tamaño y forma del reservorio, necesaria para optimizar la longitud de la fractura, es la litología del reservorio (Si el reservorio es una arenisca, probablemente será seleccionado un fluido base agua o aceite, mientras que si es calcáreo podría ser más beneficioso utilizar un fluido base ácido). La cantidad, distribución, y tipo de arcillas presentes en la roca reservorio (Especialmente en las areniscas) debe ser establecido con cierto cuidado debido a que estas afectan la permeabilidad del reservorio. Esta caracterización de las arcillas puede ser hecha en estudios de descripción de núcleos con microscopio electrónico (SEM) o análisis de difracción de rayos "X". El contenido de arcilla, además, puede ser determinado con bastante aproximación con el uso de perfiles de rayos gamma.

71


También el conocimiento del sistema de fallamiento regional y local es importante en el diseño del tratamiento de fractura, ya que este puede dar una idea general de los patrones de esfuerzos In-Situ, los cuales controlan la orientación de la fractura inducida. Según Hubber y Willis, en áreas de relajamiento tectónico caracterizadas por fallas normales, el menor esfuerzo In-Situ será aproximadamente horizontal, mientras que en áreas de compresión tectónica, caracterizadas por plegamientos y fallas de corrimiento, el menor esfuerzo podría ser vertical; por lo tanto, según este criterio, en áreas tectónicamente relajadas, la fractura será vertical, mientras que en áreas tectónicamente comprimidas, esta podría ser horizontal.

2.1.10.2 Interpretación de perfiles La evaluación de formaciones mediante la interpretación de perfiles constituye una parte importante previo al diseño del tratamiento. Mediante el análisis convencional de perfiles se determinan valores de porosidad, saturación de agua, espesor de la zona Productora, contenido de arcillas, etc. Estos parámetros son obtenidos corriendo diferentes arreglos de herramientas de perfilaje entre las que se pueden contar el rayos gamma, potencial espontaneo, inducción, neutrón, densidad, y acústico, de acuerdo a cada situación particular y a si se trata de un pozo entubado o no. El Perfil de esfuerzos de la zona involucrada puede determinarse a través de las propiedades mecánicas de la roca, las cuales pueden ser inferidas midiendo las velocidades de las ondas acústicas compresionales y de corte con 2 tipos básicos de herramienta:

•

Sónico de espaciamiento largo (LSS)

•

Sónico digital (SDT)

72


La principal diferencia entre estas 2 herramientas radica en que la primera está equipada con 2 receptores por cada transmisor, mientras que la otra tiene un arreglo de 8 receptores, lo que incrementa su resolución y confiabilidad en agujero entubado. En la interpretación de los perfiles se deben tomar en cuenta y hacer las correcciones necesarias por contenido de lutita, de fluido, y las irregularidades del agujero.

2.1.10.3 Evaluación de testigos La evaluación de testigos permite la determinación de varios parámetros del reservorio, como ser: permeabilidad, porosidad, saturación de agua, permeabilidades relativas, presión capilar, caracterización de arcillas, propiedades mecánicas, etc. Además de permitir la realización de pruebas de interacción roca-fluido de fracturaagente de sostén. Las mediciones de permeabilidad a los hidrocarburos deben hacerse a las condiciones del reservorio y en muestras tomadas a varios niveles del espesor productivo y en las capas adyacentes. Las mediciones de presión capilar se realizan para diversas saturaciones de agua y se construyen curvas de Presión capilar vs. Sw; esta información puede ser usada para evaluar la posibilidad de bloqueo debido a la invasión del fluido de fractura. Las mediciones de permeabilidad relativa para diferentes saturaciones de fluido y a condiciones del reservorio se utilizan en la predicción del comportamiento futuro del reservorio.

2.1.10.4 Pruebas de pozo para fracturamiento de hidráulico Dentro de esta categoría de obtención de datos se encuentran 3 tipos de pruebas de pozo de las cuales se obtienen varios parámetros de diseño y estas son las siguientes:

73


•

Pruebas de microfractura.

•

Pruebas de minifractura.

•

Pruebas de presión.

Las pruebas de microfracturamiento pueden hacerse para medir el esfuerzo horizontal mínimo, mientras que de las pruebas de minifracturamiento se pueden determinar, además del esfuerzo horizontal mínimo (Presión de cierre), la presión de rotura, la altura mínima de la fractura, y las características de pérdida de filtrado. Las pruebas de presión se realizan para medir la permeabilidad de la formación, factor de daño y presión promedio del reservorio. Como se puede ver, la mayoría de los datos del reservorio requeridos para el diseño de un tratamiento pueden ser obtenidos por más de un medio, e inclusive, los valores obtenidos por distintos medios puede variar significativamente. Es por esta razón que en la selección de la información se debe tomar en cuenta la confiabilidad del método de obtención y las condiciones de operación en las que se obtuvo la información, ya que la calidad de esta afecta y limita directamente la confiabilidad de las estimaciones realizadas durante el diseño. En general, la recolección y la selección de la información pueden hacerse de la siguiente manera: •

Para la determinación del daño y permeabilidad promedio del reservorio se recomiendan las pruebas de presión. Esta permeabilidad promedio puede ser distribuida en todo el espesor productivo usando los valores obtenidos de perfiles y testigos.

•

Los perfiles de pozo se recomiendan para obtener porosidades, saturaciones, contenido de arcillas y contacto de fluido.

•

Las permeabilidades relativas y presiones capilares pueden obtenerse de análisis especiales en testigos.

74


•

La distribución de esfuerzos se puede determinar a partir de las lecturas de los perfiles acústicos (LLS O SDT), calibradas con los resultados de algunas pruebas de mini o microfractura y/o mediciones estáticas o dinámicas en testigos.

•

Un minifracturamiento se recomienda para obtener un valor real de coeficiente de pérdida de filtrado.

•

Se recomienda análisis de laboratorio para la selección del fluido de fractura y el agente de sostén.

2.1.11 DISEÑO DEL TRATAMIENTO

El diseño de un tratamiento de fractura hidráulica consiste en encontrar la mejor relación entre las propiedades del reservorio, las condiciones del pozo, los parámetros de operación, y los beneficios económicos. Para ello es necesario hacer una correcta determinación de los parámetros fijos y una selección apropiada de los parámetros variables que intervienen en el diseño 15. La secuencia que se sigue para diseñar un tratamiento es el siguiente: •

Determinación de las propiedades del reservorio y condiciones del pozo.

15

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.

75


•

•

•

Planteamiento de diversas alternativas de operación con los parámetros variables de diseño. Predicción de la geometría obtenida y los resultados probables para cada alternativa. Selección del tratamiento económicamente más ventajoso.

Como primera fase en el diseño, la recolección de información debe hacerse tomando en cuenta la incidencia individual de cada parámetro en el resultado final, y así limitar si fuera necesaria la confiabilidad de las estimaciones realizadas. Una vez se cuenta con toda la información necesaria, se establecen los parámetros que se pudieran variar o con los que se pudiera plantear alternativas, de acuerdo a cada caso en particular. Generalmente los parámetros variables de diseño son los siguientes:

•

Tipo de materiales (Fluido, aditivos, agente de sostén).

•

Volúmenes y cantidades de materiales.

•

Caudal de bombeo.

•

Programa de inyección de materiales.

Cada alternativa, utilizando los modelos de propagación de fractura, da como resultado una geometría de fractura dada, con la cual es posible obtener el incremento en el índice de productividad del pozo (PIR) mediante simuladores de reservorio. Finalmente, haciendo un análisis de costo y beneficio económico para cada geometría, se determina la alternativa de diseño óptima.

76


2.1.11.1 Diseño de fracturamiento unificado (UFD) Desde la introducción del enfoque de diseño de fracturamiento unificado UFD por Economides y Valkó, el diseño del tratamiento de fracturamiento se ha orientado por lo general hacia la maximización de la productividad del pozo (Cuantificada por un índice de productividad adimensional J D). Otro enfoque claramente importante es la maximización de los ingresos de acuerdo a ciertos criterios económicos (Por ejemplo, el valor actual neto VAN). La idea central de la técnica UFD consiste en seleccionar la adecuada relación entre el largo y ancho de fractura apuntalada, para un volumen considerado de propante dependiendo de las propiedades del reservorio y del propante seleccionado. Economides y Valkó introdujeron el concepto del número de propante adimensional (N p) (Que es la razón del volumen de fractura y el volumen de drenaje del reservorio, multiplicado por la razón del paquete de permeabilidad del propante y la permeabilidad del reservorio, y completamente independiente de la geometría de fractura), y por tanto se tiene que para un valor dado de N p hay una conductividad de fractura adimensional (C fD) óptima, en la cual el índice de productividad adimensional J D se ve maximizado. La optimizada y específica conductividad de fractura adimensional específica también conduce a la geometría de fractura óptima única (Ancho y longitud). Economides y Valkó demostraron cómo el enfoque UFD puede aplicarse a pozos de gas, especialmente en reservorios de alta permeabilidad, en donde el fracturamiento es la forma más adecuada para reducir efectos no-Darcy. El surgimiento de fracturamiento de mayor permeabilidad y el concepto de Diseño de Fractura Unificado (UFD) dio lugar a dos nociones importantes. En primer lugar, no hay diferencia entre reservorios de alta y baja permeabilidad en términos de obtención de beneficios por el fracturamiento. Se deben resolver temas de apropiada ejecución. En segundo lugar, y lo más importante, es que para cualquier masa de propante que vaya a

77


inyectarse en cualquier pozo, existe solo una geometría de fractura que puede maximizar la producción. Esta geometría, consistente en la longitud y el ancho de fractura adecuados, puede ser determinada rápidamente (Siendo la altura una variable secundaria), y si esto ocurre, puede darse como resultado un índice de productividad máximo. Todas las demás configuraciones darán como resultado valores de productividad más bajos. A esto se le conoce como optimización física. Bajo la asunción de un flujo en estado

pseudo

estable; Valkó y Economides

presentaron un esquema de optimización física para el diseño de fractura. El máximo valor alcanzable para el índice de productividad adimensional está dado simplemente como función del número de propante:

   

2.31)

Donde:

C = Conductividad de la fractura I = Radio de penetración Nprop = Numero de agente sustentante El número de propante como se define en la ecuación (2.31) es la combinación de las dos ecuaciones adimensionales: razón de penetración y conductividad de la fractura adimensional. Sustituyendo la definición de estos dos parámetros en la ecuación (2.31), se tiene:

78


                      

 



 

(2.32)

Donde:

N�ro� = Numero de agente sustentante k = Permeabilidad efectiva de la fractura, md k

= Permeabilidad de la formación, md;

V = Volumen de la fractura (Dos alas de la fractura, ft³) V = Volumen del reservorio (El radio de drenaje por el espesor de la formación, ft³) Por lo tanto:

2.33) Donde:

N�ro� = Numero de agente sustentante  = Índice de productividad adimensional optimo

79


Figura 10: Índice de Productividad Adimensional Óptimo en función del Número de Propante

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

La conductividad adimensional óptima de fractura es 1.6 para números de propante bajos. Para números de propante mayores, la conductividad adimensional óptima de la fractura alcanza el valor del número de propante, lo cual es esperado ya que el ratio de penetración se aproxima a la unidad. La correlación para el valor óptimo de la conductividad adimensional de la fractura en función del número de propante está dada según:

2.34)

80


Una vez que la conductividad adimensional óptima de fractura, es conocida, la longitud y ancho óptimos de la fractura pueden ser determinados:

⁄      

     

2.35)

⁄               

2.36)

Donde:

V = Volumen de la fractura C = Conductividad de la fractura K = Permeabilidad de la formación K = Permeabilidad de la fractura h = Altura W = Ancho de la fractura X = Longitud de la fractura 

Procedimiento de Diseño para la Optimización Física:

1. Determinar el monto de propante alcanzando la formación objetivo. 2. Determinar el número de propante.

81


3. Determinar la conductividad adimensional óptima de la fractura a partir del número de propante.

4. Determinar el óptimo ancho y longitud desde la conductividad adimensional óptima y el propante disponible.

5. Determinar el tiempo de inyección y el programa del propante ejecutando las dimensiones óptimas.

2.1.11.2 Modelos de propagación de fractura

Para el diseño de un fracturamiento hidráulico se han desarrollado varios modelos matemáticos que relacionan los parámetros que intervienen en la propagación de la fractura. Los diferentes componentes del modelo (Mecánica de rocas, mecánica de fluidos, reología, transferencia de calor, y cinemática de reacción), son integrados para relacionar el caudal de flujo, tiempo de tratamiento, y pérdida de fluido por filtrado, con las dimensiones de la fractura. El proceso de fracturamiento que forma la base para el desarrollo de las correlaciones matemáticas, y que es necesario comprender, es el siguiente: Un fluido inyectado a la formación modifica la distribución de presión y esfuerzos en ella, creando condiciones favorables para la propagación de una fractura consistente de un canal largo y estrecho en el cual fluye el fluido inyectado. Parte de este fluido, que es multifásico debido al agente de sostén, fluye hacia la formación creando un revoque en las paredes de la fractura. Finalmente, algunas reacciones químicas pueden ocurrir entre el fluido y la formación que pueden causar una alteración de las condiciones originales de la roca. En la propagación de la fractura sobre un cuerpo homogéneo se definen 3 tipos (Ver fig. 11):

82


Figura 11: Tipos de propagación de fractura

Fuente: Frac Pack y su aplicación al pozo Rio Grande – 63, Jorge Barrios Domínguez, Santa Cruz 2000.

•

Apertura: Correspondiente a una tensión normal en el frente de la fractura.

•

II. Deslizamiento: Asociado con un esfuerzo de corte transversal.

•

III. Desgarramiento: Correspondiente a un corte longitudinal.

Para la simulación práctica de la propagación de la fractura hidráulica inducida se considera fundamentalmente 3 tipos de relaciones: Ecuación de elasticidad, de flujo del fluido de fracturamiento, y de continuidad. 

Ecuación de elasticidad

Relaciona al ancho de fractura con el estado de presiones inducidas por el fluido en la fractura. El caso más simple para obtener esta relación es la que considera una superficie

83


elíptica uniformemente presurizada, esto corresponde a una situación donde no existe caída de presión y por tanto flujo de fluido.

 ∆   �        a  

    /aa

(2.37)

(2.38)

Donde:

 = Elasticidad de la roca (in) E(K) = Integral elíptica.

 = Modulo Yuong ( Psi) ∆P = Diferencia entre la presión elíptica y el esfuerzo confinado. a,b = Semi-ejes de la elipse. X=LF: longitud de la fractura.

Para un medio isotrópico homogéneo se tienen las 2 siguientes relaciones:

•

Cuando "b" es mucho mayor que "a":

 ∆ √  

W=4 •

(2.39)

Cuando "a" = "b" = "R" (Fractura Radial):

     ∆  √  

(2.40)

84


Donde E´ es el modulo de deformación planar y se define como:

•

    ² 

(2.41)

Ecuación de flujo de fluido

La relación entre el caudal de flujo y las pérdidas de presión en una fractura es expresada por:

      

(2.42)

Donde: Kf = Permeabilidad del canal = W²/12 µ = Viscosidad del fluido en el canal



Ecuación de continuidad

Qe = Qs + Acumulación de fluido

(2.43)

Donde: Qe = Caudal de entrada Qs = Caudal de salida Para simular la propagación de la fractura se han desarrollado relaciones matemáticas complejas combinando las tres ecuaciones descritas arriba, de donde se han obtenido las soluciones matemáticas.

85


2.1.11.2.1 Modelos bi-dimensionales Las teorías conocidas para la determinación del ancho de fractura están basadas en la suposición de que la formación se deforma en una manera elástica; esto es aceptable debido a que las deformaciones causadas por una fractura hidráulica son relativamente pequeñas. Existen 3 modelos bi-dimensionales que describen la propagación de una fractura inducida hidráulicamente de los cuales 2 se basan en un modo de propagación rectangular y el otro en un modo radial o circular. 

Modelo PKM

La base del desarrollo del modelo de Perkins y kern, y luego mejorado por Nordgren mediante la inclusión de la variación del caudal de flujo a lo largo de la fractura, es el siguiente: (Ver Fig. 12). Figura 12: Modelo Geométrico PKN

Fuente: Fundamentos de la teoría del fracturamiento hidráulico, Jorge Pazmiño Urquizo 2004

86


•

La fractura tiene una altura fija, hf (Limitada por capas arcillosas), independiente de su longitud.

•

La presión del fluido de fracturamiento es constante en las secciones transversales verticales perpendiculares a la dirección de propagación.

•

Cada sección transversal vertical se deforma individualmente y no es afectada por las demás.

•

Las secciones transversales tienen forma elíptica con máximo ancho en el centro.

•

El gradiente de presión de fluido en la dirección de propagación (X) está determinado por la resistencia al flujo en un canal elíptico y delgado.

•

La presión de fluido en la fractura disminuye hacia la punta de esta, tal que a X=L, P=σh,min

Las ecuaciones que se obtienen del modelo para un caudal de inyección constante, fluido newtoniano, y pérdida de filtrado nula, son:

 � �   �   

(2.44)

Donde:

 = Longitud de la fractura al tiempo t (pie)  = Caudal de flujo (Bpm), (pie³/min) 87


 = Modulo de corte  = Relacion de Poisson (Adim.)  = Viscosidad de la fractura (Cps)  = Altura de la fractura (pie)   � �  � �     

(2.45)

Donde:

�  = Ancho de la fractura en el tiempo t (Psi) t = tiempo de bombeo (min)

  � �  ∆�       

(2.46)

Donde:

∆� = Presion neta en el tiempo t (Psi) 

Modelo KGD

El modelo de propagación vertical rectangular desarrollado por Khristianovic-GeertsmaDe Klerk está basado en las siguientes suposiciones (Ver Fig. 13):

88


Figura 13: El Modelo Geométrico KGD

Fuente: Fundamentos de la teoría del fracturamiento hidráulico, Jorge Pazmiño Urquizo 2004.

•

La fractura tiene una altura fija (hf) independiente de su longitud.

•

La deformación se toma en cuenta en la sección horizontal (No en la vertical como ocurre en el modelo PKN).

•

Con excepción de los alrededores inmediatos a la punta de la fractura, la forma de ella en el plano horizontal es elíptico, con máximo espesor de fractura en el pozo.

•

El gradiente de presión de fluido en la dirección de propagación es determinado por la resistencia al flujo en una delgada ranura rectangular de espesor variable en la dirección vertical.

89


Las ecuaciones que se obtienen del modelo para las mismas condiciones tomadas en el modelo PKN son:

 � �   �   

(2.47)

  � � � �     

(2.48)

   �   ∆�        / ²

(2.49)

Haciendo una comparación entre ambos modelos se puede establecer lo siguiente: •

De la observación de las ecuaciones de ∆P(o,t) en ambos modelos (Ec. 2.47 y 2.44) puede verse que el "exceso de presión" en la cara de la arena (Pw - σh,min.) es mayor mientras mayor es la longitud de fractura para el modelo PKN, y es menor para el modelo KGD.

•

De lo anterior se deduce que la presión requerida para extender la fractura se incrementa con el volumen de fluido inyectado para el modelo PKN y decrece para el modelo KGD.

•

En general, el modelo KGD representa una fractura corta y ancha, mientras que el modelo PKN una más larga y delgada para el mismo volumen de fluido inyectado; exceptuando tratamientos pequeños.



Modelo radial

En el caso en el que el esfuerzo vertical es menor a los esfuerzos horizontales, lo que resulta en una fractura horizontal o inclinada, o que el intervalo a ser fracturado es de

90


gran espesor con respecto al intervalo de inyección, la fractura se propagará radialmente. Para el desarrollo del modelo de propagación radial también se toman en cuenta las ecuaciones de continuidad, de elasticidad, y de flujo de fluido; de cuya integración resulta:

 �     �

(2.50)

Donde:

 = Ancho de la fractura en el pozo  = Caudal de flujo (Bpm), (pie³/min)  = Radio de fractura horizontal (pie)  = Modulo de deformación planar Para el ancho de la fractura en la cara de la arena, y para el radio de la fractura.

 �    

(2.51)

Con la inclusión de los efectos de pérdida de fluido por filtrado en los desarrollos anteriores se obtienen las siguientes relaciones: Para el modelo PKN:

             √      

(2.52)

91


√      �  �  

(2.53)

(2.54)

Donde: L = Longitud de la fractura (pie)

µ = Viscosidad del fluido (cp) ν = Relación de Poisson (Adim.) G = Modulo de corte (Adim.)

 = Coeficiente de pérdida de filtrado total (pie/min) Y = Factor de forma de la fractura (Adim.)

 = Perdida inicial de filtrado t = Tiempo de bombeo (min)

 = Constate del modelo (Adim.) Para el modelo KGD la longitud de fractura se calcula con las ecuaciones 2.52 y 2.53, mientras que para el espesor se utiliza:

�  �²   

(2.55)

Finalmente, para el modelo RADIAL:

92


            ²  ²  √    √      � �  

(2.56)

(2.57)

(2.58)

Donde: Qi = Caudal de flujo (ft³/min.) t = Tiempo de bombeo (min.)

 = altura de la fractura (ft) Wwb = ancho máximo de la fractura (ft) W = ancho promedio de la fractura (ft) E = Modulo de Young (psi) V = relación de Poisson (Adim.) G = Modulo de corte (psi) L = longitud de fractura (ft) = factor de forma de la fractura (0.75) CL = Coeficiente de pérdida de fluido (ft/ √(min.)) Sp = Spurt loss (ft³/ft²) R = radio de fractura horizontal (ft)

El valor del término

    para cada valor de  en las anteriores

ecuaciones se obtiene de tablas o graficas disponibles en la literatura. El cálculo de las dimensiones de la fractura resulta en un proceso de cálculo iterativo que puede ser fácilmente realizado con un programa de computación.

93


Solo algunos de los fluidos de fracturamiento tienen comportamiento Newtoniano, la gran mayoría se ajustan al modelo "Ley de potencia"; por lo que reemplazando el valor de (µ) por el de una "viscosidad aparente" que corresponde a la velocidad de corte que se genera en las paredes de la fractura se toma en cuenta el efecto de fluidos nonewtonianos.

�´ a ´�  

(2.59)

Donde: µ a: Viscosidad aparente (cp) k’ = Índice de consistencia (lbf*

seg´ /ft²)

n’ = Índice de comportamiento de flujo Qi = Caudal de flujo (bpm) hf = Altura de fractura (ft) W: Ancho promedio de fractura (in.)

2.1.11.2.2 Modelos tri-dimensionales En los últimos años se han desarrollado modelos tridimensionales (3D) y pseudotridimensionales (P-3D), en los cuales ya no se considera una altura vertical de fractura constante y uniforme, sino más bien que varía o puede variar durante el tratamiento. Estos modelos son de especial utilidad cuando se trata de fracturar espesores productivos de gran extensión vertical, cuando existe heterogeneidad notable en el estrato de interés (Intercalaciones arcillosas), o bien existen dudas sobre si los estratos adyacentes son efectivamente capaces de restringir el crecimiento vertical de la fractura (Ya sea por su espesor reducido o por sus propiedades mecánicas). Sin embargo, el uso de estos modelos tiene 2 importantes limitaciones: Es necesario disponer de abundante

94


información adicional (Laboratorio, perfiles, microfracturas, etc.), y demandan demasiado tiempo de computación.

2.1.11.3 Incremento de productividad Si no se dispone de simuladores de reservorios para estimar el Incremento en el índice de productividad para una geometría de fractura dada, se puede recurrir a los métodos alternativos que veremos a continuación.

2.1.11.3.1 Método analítico de Prats Prats demostró que el efecto de una fractura vertical es equivalente a incrementar el radio efectivo del pozo para las siguientes condiciones: •

Contorno circular de drenaje.

•

Fluido incompresible.

•

Régimen de flujo estable.

Para el caso de una fractura de conductividad elevada, el radio efectivo del pozo es equivalente a la mitad de la longitud total de fractura empacada. Esto resulta en términos matemáticos en:

       

(2.60)



Donde: Jo = Índice de productividad original

95


J = Índice de productividad resultante de la fractura

Re = Radio de drenaje del pozo Rw = Radio del pozo Le = Longitud total de fractura empacada

2.1.11.3.2 Método analógico de Mc Guire y Sikora Estos autores, utilizando un modelo eléctrico (Analógico) construyeron la ( Ver Fig. 14). Las limitaciones de este desarrollo son los siguientes:

Figura 14: Incremento de produccion (Según /Guire y Sikora)


96


•

Contorno cuadrado de drenaje (Que se salva aceptablemente con el factor √(40/Espaciamiento) en el eje de las abscisas).

•

Fluido compresible.

•

Régimen de flujo pseudo-estable.

•

Altura empacada igual al espesor productivo.

•

La fractura no modifica el área de drenaje.

Un análisis objetivo del gráfico permite obtener las siguientes conclusiones: •

Para reservorios de baja permeabilidad es más importante aumentar la longitud de fractura que aumentar la conductividad de la misma.

•

Para reservorios de alta permeabilidad es más importante el incremento de conductividad de la fractura que obtener una fractura de gran longitud.

Los métodos descritos arriba estudian el incremento de productividad producido por una fractura sin considerar la existencia de daño a la formación. Si antes de la estimulación existe daño, el incremento de productividad será mayor según:

     

(2.61)

(Jo/Jd) es la relación entre el índice de productividad original del reservorio (Jo) y el índice de productividad del pozo dañado (Jd); y se calcula mediante:

  

 ⁄  ⁄       �

(2.62)

97


  ⁄  /

(2.63)

2.1.11.4 Análisis de las presiones de fractura En los últimos años se han desarrollado diversas teorías aplicadas a la técnica de estimulación por fractura. Algunas de estas teorías están relacionadas con la interpretación de las presiones durante y posterior al tratamiento. Nolte y Smith han sido los primeros en analizar el comportamiento de las presiones de fractura durante el bombeo; igualmente, Nolte trazó la base teórica para la determinación de los parámetros de diseño de la fractura a partir de la declinación de presiones luego del bombeo. Los datos disponibles para el diseño de fractura frecuentemente son dudosos o inciertos; no es raro tener que asumir valores probables, extrapolar, y/o aproximar información parcial. Mediante el análisis de las presiones de fractura es posible conocer algunos parámetros Importantes para el diseño, como el coeficiente combinado de pérdida de fluido, la eficiencia del fluido, longitud de fractura, ancho promedio y altura de fractura, etc. Particularmente, la determinación del coeficiente combinado de pérdida de fluido real "in-situ" es de fundamental importancia ya que su valor depende de algunos factores cuyos valores muchas veces provocan duda (Porosidad, permeabilidad, presión de formación, viscosidad del fluido dentro de la fractura, altura de fractura, altura permeable, etc.), y cuya obtención a partir de datos de laboratorio es generalmente inexacta. En general, para casos críticos lo recomendable sería analizar la recuperación de las presiones de fondo, realizar perfiles térmicos pre y post fractura, y eventualmente hacer minifracturas de calibración de manera de poder lograr la optimización de las técnicas y diseños aplicados a cada área en particular.

98


2.1.11.4.1 Presiones durante y después del fracturamiento En la (Fig. 15) se observa un registro típico de la presión del fluido en el fondo del pozo durante y luego de un tratamiento de fractura. La presión neta, que es la diferencia entre la presión de fondo (Pw) y la de cierre de la fractura (Pc), se incrementa durante las primeras 2 hrs de tratamiento. Esto indica que el modelo PKN es el más aceptable para este caso, ya que este es el único modelo que predice un incremento en la presión al incrementarse la penetración. Luego de la inyección, la presión declina proporcionalmente a la tasa de pérdida de fluido durante el cierre de la fractura. Figura 15: Perfil de presión típico de un tratamiento de fractura


Luego del cierre de la fractura creada, la declinación de presión no está más gobernada por la pérdida de fluido, sino por la declinación de la presión del reservorio alrededor de la fractura, la cual había sido alterada. Analizando esta última etapa, la presión de cierre de fractura puede ser inferida del punto en el que se incrementa la tasa de declinación.

99


2.1.11.4.2 Interpretación de presiones durante el fracturamiento El desarrollo teórico de los diferentes modelos bi-dimensionales de propagación de fractura establece la relación entre la presión neta (AP f =Pw-Pc) y el tiempo de bombeo a caudal constante. Para fluidos no newtonianos:

∆     

(2.64)

Donde:

∆ = Presion neta de fractura (Psi)  = Constante poroelástica  = Tiempo de cierre del pozo Para el modelo PKN:

   ´ ´

(2.65)

´ ´    ´     ´

(2.66)

´ ´    ´     ´

(2.67)

Para el modelo KGD:

Para el modelo Radial:

100


Las ecuaciones de presión neta para los diferentes modelos son expresiones exponenciales, y por tanto, el graficar estas variables contra el tiempo de bombeo en coordenadas log-log dará como resultado líneas rectas con pendientes iguales a los respectivos exponentes. Esto forma la base de la interpretación de presiones durante el fracturamiento. En realidad este exponente (ó pendiente de la recta en un gráfico log AP

f

vs. log t) podrá tener otros valores; Nolte y Smith refieren 4 pendientes o módulos a partir de los cuales se puede analizar el comportamiento de la fractura (Ver Fig. 16).

Figura 16: Modulo de propagación de fractura




Modulo I: (Pendiente positiva pequeña)

Este es el caso básico de crecimiento en la longitud de la fractura, manteniéndose la altura confinada. El valor de la pendiente log-log está entre 1/4 y 1/8, dependiendo del tipo y eficiencia del fluido.

101




Modulo II: (Pendiente nula-presión constante)

El mantenimiento de la presión en un valor constante. Puede deberse a que la altura de la fractura crece a través de barreras adyacentes o se produce mayor pérdida de fluido mientras la longitud de la fractura permanece constante. Posiblemente este comportamiento sea el de mayor cuidado puesto que se debe a alguna causa de futuras complicaciones. En casi todos los casos reportados, esta situación ha precedido a arenamientos o a crecimientos indeseables de la altura de la fractura en detrimento del largo de la misma. A esta presión muchas veces se la llama "crítica " debido a que cuando es superada se producen problemas indeseables. Otra interpretación para este período de presión constante es la apertura de fracturas naturales, con el fluido perdido hacia la formación hasta igualar el esfuerzo que actúa sobre las fisuras, o la iniciación de una fractura de tipo T que ocurre en una fractura vertical cuando se excede el esfuerzo de sobrecarga. 

Modulo III: (Pendiente mayor a 1 - incremento significativo de presión)

Cuando se tiene un pendiente mayor a 1, resultado de un incremento significativo de la presión, la velocidad de extensión de fractura decrece rápidamente debido a alguna restricción al flujo. El fluido bombeado no llega a los vértices de la fractura, sino que se almacena en esta aumentando su ancho. Esta condición generalmente ocurre cuando existe un arenamiento de la fractura. 

Modulo IV: (Pendiente negativa)

La pendiente negativa corresponde a una disminución en la presión, que refleja la preferencia de la fractura en crecer en una forma radial. Este módulo se puede interpretar de 2 maneras: Si se presenta al comienzo del tratamiento, significa el crecimiento de la fractura en forma radial debido a una fuente de inyección puntual o a un espesor baleado mucho menor al espesor de la zona de extensión vertical de la fractura; esta propagación

102


es similar a la que predicen los modelos KGD y Radial. Por otro lado, si este comportamiento se presenta en una etapa posterior del tratamiento, se puede interpretar como un crecimiento rápido de la altura de la fractura, atravesando las zonas adyacentes (Altura inestable). En la siguiente tabla se muestra la interpretación de las pendientes generadas por las presiones durante el fracturamiento.

Tabla 3: Interpretación de las pendientes generadas por las presiones durante el fracturamiento

TIPO

PENDIENTE LOG-LOG

INTERPRETACION

I

1/8 – ¼

-Altura confinada y extensión variable.

II

0

-Altura variable y extensión confinada. -Mayor pérdida de fluido y extensión confinada. -Iniciación de la fractura en forma de T. -Apertura de fracturas naturales

III

Mayor a 1

-Extensión y altura confinada- mayor ancho.

IV

Negativa

-Altura inestable. -Propagación radical de la fractura

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

Esta base de análisis de presiones durante el fracturamiento de la roca nos indica que es posible "controlar" la fractura a medida que esta se produce.

103


2.2 MARCO REFERENCIAL

El proyecto de estimulación del potencial de producción mediante la aplicación de fracturamiento hidráulico se basa en las siguientes normas internacionales 16: 

•

API. (American Petroleum Institute).RP19C Practicas recomendadas para la medición de las propiedades de agente sustentante usados en operaciones de fracturamiento hidráulico y empaque de grava: Provee el procedimiento de prueba estándar para evaluar los agentes sustentantes que se usan en operaciones de fracturamiento hidráulico y empaque de grava. El objetivo de estas recomendaciones prácticas es suministrar una metodología consecuente para la ejecución de la prueba del agente sustentante en fracturamiento hidráulico y/o empaque de grava. Este procedimiento ha sido desarrollado para mejorar la calidad de los agentes sustentantes liberado en el pozo.

•

RP41 Procedimiento para informar el comportamiento del equipo de Fracturamiento Hidráulico: Proporciona un procedimiento estándar para medir, informar y certificar la valoración de la potencia hidráulica en HP de bombeo de las unidades utilizadas en bien de los servicios de cementación y fracturamiento. Es aplicable a cualquier tipo de unidad de bombeo, independientemente de componentes tales como motores, transmisiones, y bombas de fractura .

16

http://www.api.org/policy/exploration/hydraulicfracturing/[05-06-2010].

104


•

RP56 Prácticas recomendadas para probar arena para Fracturamiento Hidráulico: El objetivo de estas prácticas se recomienda para proporcionar un control de calidad de la arena fractura en el pozo. Como primer paso en el cumplimiento de este objetivo, las pruebas recomendadas deben aplicarse en el punto básico de la oferta, donde por primera vez el control de calidad ejercido.

•

RP60 Prácticas recomendadas para probar materiales y empaquetaduras de alta resistencia al Fracturamiento Hidráulico: El objetivo de estas prácticas se recomienda para proporcionar un control de calidad de agente de sostén de alta resistencia en el pozo es decir, agentes de sostén más fuerte que la arena de sílice. Como primer paso en el cumplimiento de este objetivo, las prácticas recomendadas deben aplicarse en el punto básico de la oferta, donde por primera vez el control de calidad ejercido.

•

RP63 Prácticas recomendadas para evaluación de polímeros usados en Recuperación Mejorada. La evaluación de los polímeros usados en recuperación mejorada de operaciones de petróleo describe los procedimientos de ensayo y equipos que se pueden utilizar para evaluar y comparar los polímeros de alto rendimiento en condiciones de laboratorio estándar. Estas pruebas recomendadas para la comparación cualitativa de la ejecución y la selección general de los polímeros bajo condiciones específicas. Sugerida procedimientos se presentan para la preparación de muestras, evaluación de polímero solución de la reología y el flujo a través de medios porosos, pruebas de filtrabilidad soluciones de polímeros, la determinación de la concentración de polímeros en soluciones, y evaluación de retención de polímero.

105


2.3 MARCO JURIDICO

El proyecto de estimulación del potencial de producción mediante la aplicación de fracturamiento hidráulico tomara como base normativa: 

Ley de Hidrocarburos 3058.



Articulo 73º (Normas de protección y conservación del medio ambiente.), Ley de Medio Ambiente no. 1333: Los recursos energéticos constituyen factores esenciales para el desarrollo sostenible del país, debiendo su aprovechamiento realizarse eficientemente, bajo las normas de protección y conservación del medio ambiente. Las actividades hidrocarburíferas, realizadas por YPFB y otras empresas, en todas sus fases, deberán contemplar medidas ambientales de prevención y control de contaminación, deforestación, erosión y sedimentación así como de protección de flora y de fauna silvestre, paisaje natural y áreas protegidas. Asimismo, deberán implementarse planes de contingencias para evitar derrames de hidrocarburos y otros productos contaminantes.



Articulo 181° (Recuperación Secundaria realizado por el Titular deberá tener un sistema de inyección), DS 28397(RNTS).

Un proyecto de Recuperación Secundaria realizado por el Titular deberá tener un sistema de inyección de las características siguientes:

a) Sistema de recolección; compuesto por una fuente de suministro del fluido adecuado, independiente de la Planta de reprocesamiento de agua producida o mixta.

106


b) Una planta de tratamiento que adecué el fluido para las condiciones de inyección contando con los controles, recipientes, bombas, desoxigenadores, filtros y tratamiento químico y bioquímico necesario.

c) Facilidades de almacenamiento de fluidos para una operación normal y de emergencia.

d) Sistema de inyección de volúmenes de fluidos adaptados al proyecto, compatibles con los de la formación y corrosividad controlada, múltiples de inyección, control de caudales, bombas, cabezales de pozos y pozos inyectores.

e) Planes de mantenimiento correspondientes.



Articulo 184° DS 28397 (RNTS). Las normas de seguridad que se deben adoptar páralos trabajos de intervención de pozos, deben ser como mínimo las normas API y NFPA.



Articulo 190° (Aplicación buenas prácticas técnicas de la industria recomendadas por el API en las actividades de fracturamiento hidráulico), DS 28397 (RNTS). RP39 Procedimientos para evaluar fluidos de fracturamiento hidráulico. RP41 Procedimiento para informar el comportamiento del equipo de fracturamiento Hidráulico.

RP42 Prácticas recomendadas para pruebas de laboratorio de agentes activos de superficie para estimulación de pozos.

107


RP44 Prácticas recomendadas para muestrear fluidos del reservorio. RP45 Prácticas recomendadas para análisis de aguas de formación. RP56 Prácticas recomendadas para probar arena para fracturamiento hidráulico. RP60 Prácticas recomendadas para probar materiales, empaquetaduras de alta resistencia al fracturamiento hidráulico.

RP61 Prácticas recomendadas para evaluar conductividad de elementos empaquetantes en fracturamiento hidráulico.

RP63 Prácticas recomendadas para evaluación de polímeros usados en recuperación mejorada.

___________________________________ Fuente: “Ley de hidrocarburos 3058”, Ed. UPS srl. Ed. 1ª, La Paz-Bolivia, Septiembre 2008.

108


2.4 MARCO HISTORICO

El pozo “El Dorado X-1001”, se encuentra ubicado aproximadamente a 90 km en dirección SSE de la ciudad de Santa Cruz de la Sierra. Topográficamente el área corresponde a una zona llana con una cota de 400 msnm, denominada como llanura Chaqueña. El pozo DRD X-1001 se comenzó a perforar el 5 de diciembre de 1998 y finalizo su perforación el 5 de julio de 1999, su finalidad evaluar prospectos profundos reconocidos en la interpretación sísmica y situados en la culminación de un anticlinal ubicado en un tren estructural de orientación meridiana en la faja piedemonte, con cierre en todas la direcciones, originado por pliegues por flexión de falla en rocas de la edades Devónicas, con una profundidad final programada en 6749 metros. Sus objetivos primarios la formación Huamampampa Norte, correlacionada con los pozos, esta formación estaría compuesta por areniscas muy finas, cuarziticas, que podrían que podrían ser una diferenciación litofacial de la formación Los Monos, y la formación Huamampampa tradicional, el igual o similar a la perforada en el sur de Bolivia y noroeste de la Argentina, con altos contenidos de gas. Como objetivos secundarios, se considera la posibilidad de encontrar nuevos reservorios asignados a edades del periodo Carbonífero, Cretácico y Terciario, los mismos con ocurrencias de Gas – Condensado o Petróleo. El pozo “Dorado X-1001” actualmente tiene una producción de 4 MMscfd de gas y

102 Bpd de condensado.

________________________________________

Fuente: YPFB (CNIH).

109


CAPITULO III. INGENIERÍA DEL PROYECTO 3.1 INFORMACION GENERAL DEL POZO Tabla 4: Información general del "Pozo DRD X-1001"

POZO DRD X-1001 Bloque

El dorado

Ubicación Geológica

Piedemonte cadena andina

Ubicación Sísmica

Traza 928 (E-O) línea 269 (N-S) 3D.

Provincia

Cordillera

Equipo

Helmerich & Payne # 175

Fecha Inicio Perforación

5 de diciembre 1998

Fecha Final Perforación

5 de julio 1999

Prof. Final Perforación

6740 mts

Prof. Final Perfilaje

6749,5 mts

Clasificación Inicial

Exploratorio de nuevo campo

Clasificación Final

Descubridor de gas y/o condensado en las Form. Iquirí y Los Monos.

Compañía Operadora

Chaco S.A (Bolivia)

Compañía Lodo

Apolo – MI.

Compañía Cementación

Halliburton S.A

Compañía Bajada Cañería

Wetheford – Franks S.A

Compañía Control Geológico

Geoservices (Bolivia)

Objetivos Primarios

Huamampampa N-H Sur.

Objetivos Secundarios

Carbonífero- Iquirí- Los Monos Fuente: YPFB (CNIH).

110


3.1.1 Información geológica La formación Iquirí con un espesor de 354 m, corresponde a una sección compuesta principalmente por un paquete de lutitas en las cuales se intercalan delgados niveles de limolitas arenosas y areniscas. Se determino la presencia de niveles de areniscas atribuibles a la formación Iquirí las cuales presentan buenos y muy buenos valores de gas, incluso se detectaron trazas de rastros de hidrocarburos condensables (fluorescencia directa, artificial y corte). Echo que motivo la realización de ensayos a pozo entubado. 17

3.1.2 Características del pozo Tabla 5: Características del pozo "DRD- X1001"

POZO DRD X-1001 Iquirí – los monos (Prod. Gas y Cond.) Formación Iquirí Formación Productora Actualmente 3963 – 4317 m Profundidad de la Formación 1161.42 ft (254 m) Espesor de la Formación 25 ft ( 7.62 m) Espesor Neto Productor 5950 Psi. Presión del Reservorio 232 °F Temperatura del Reservorio 10 % Porosidad 5 md Permeabilidad 23 % Saturación de Agua 0.734 gr/cm3 Densidad de La Formación 3.65 Factor de Daño (Skin) 0.5110417 ft Radio de Pozo 2693.4 Ft (1125 m) Radio de Drene 9 7/8” Q-125 Casing 3 1/2” PJD Tubing Fuente: YPFB (CNIH). 17

YPFB (CNIH).

111


3.1.3 Datos de producción

Tabla 6: Prueba de producción "DST-TCP #1".

POZO DRD X-1001

FLOW PERIODO

DURATION CHOKE WHP WHT BSW

OIL-Q

GAS-Q

GOR

HRS MNS

SIZE/64´

PSI

DegF

%

BOPD

First Flow Clean Up Period

6:00

24

3510

140

0

228

10.52

46141

First Build Up

12:00

Second Flow

5:00

24

3500

140

1.1

199

10.27

51608

4:00

32

2750

147

6.0

292

14.84

50822

4:00

40

2410

154

2.5

364

20.19

55467

4:30

16

4000

131

0.0

123

5.720

46504

32

2380

140

7.3

271

12.30

45387

Second Build Up

24:00

Third Flow

7:45

MMSCFD SCF/BBL


112


3.2 PRUEBA DE BUILD UP PRE-TRATAMIENTO: Calcular el tiempo de duración de la prueba:

  

(3.1)

MMSCFD  24     54,7,04MMSCFD   ,  Donde:

 : Tiempo de duración de la prueba : Total gas producido : Caudal de gas Tabla 7: Prueba de restitución de presiones ∆t

1 1,511 2 2,711 5,133 7 12,578 19 28,111 37 46 55

(Psi) 5155,8 5205,7 5240,3 5270,9 5294,9 5310 5336,8 5353,1 5367 5375,4 5381,2 5384,8

Presion (Psi)² 26582273,6 27099312,5 27460744,1 27782386,8 28035966 28196100 28481434,2 28655679,6 28804689 28894925,2 28957313,4 28996071

∆t/(∆t+t)

0,0029 0,0044 0,0058 0,0078 0,0147 0,0199 0,0352 0,0523 0,0755 0,0970 0,1178 0,1377

113


5388 5390,4 5393,2 5395,2 5400,5

64 73 91 109 149,822

29030544 29056412,2 29086606,2 29108183 29165400,3

0,1567 0,1749 0,2090 0,2404 0,3031

Fuente: Realizada en base a datos proporcionados por YPFB (CHACO S.A)

Calcular la presión extrapolada (P*):

Tabla 8: Calculo de la presión extrapolada

∆

Presion (Psi²)

0,2404 0,3031 1

29108183 29165400,3 X

∆


0,24040,3031  2910818329165400,3 0,24041 29108183 0,24041 29108183  2910818329165400,3 0,24040,3031 0,24041   29108183  2910818329165400,3 0,24040,3031      

²

Donde:

: Presion extrapolada 114


Figura 17: Grafico de la prueba “Build up” ��

��

��

��

��

�₁��

��

��

Δ��Δ��

��

��


Calcular la pendiente:

          ²

²

(3.2)

 27900000    29801361 2 ciclo�     ²

²

Donde:

 : Pendiente 115


 : Presion extrapolada  : Presion ciclo Calcular la permeabilidad:

        

(3.3)

  1637 4000 MSCFD  692  0,0252637  1,15 950681   25      °

Donde:

: Caudal de gas : Temperatura : Viscosidad del gas  : Altura  : Factor de desviación  : Pendiente Calcular el daño de la formación (Skin Efect):

1,151      3,23 ²

²

(3.4)

116


 � Donde:

: Caudal : Temperatura : Viscosidad : Altura : Permeabilidad : Factor de desviación del gas : Radio de drene del pozo : Compresibilidad total : Porosidad  : Presion de fondo fluyente  : Presion en la primera hora : Pendiente S: Daño de la formación (Skin Efect)

Calcular el índice de productividad del gas pre-fractura:

       � 

(3.5)

117


703 6 5  25   4  �  �  692  0,0252637 1,15 ln 0,52693, 110417 0,753.6  

°

  ,   Donde: IP: Índice de productividad

: Temperatura : Viscosidad : Altura : Permeabilidad : Factor de desviación del gas : Radio del pozo  : Radio de drene S: Daño de la formación (Skin Efect) Dq: coeficiente no darcy por caudal (Dq= 0)

3.2.1 Método de interpretación de prueba “Jones, Blount and Glaze”

Calcular el coeficiente laminar (C):



,   

(3.6)

118


4  3 1,4240,0252637 1,15692  ln 0,52693, 3.6  4 110417   5  25  °

 , Donde:

: Temperatura : Viscosidad : Altura : Permeabilidad : Factor de desviación del gas : Radio del pozo  : Radio de drene S: Daño de la formación (Skin Efect) C: Coeficiente laminar

Calcular el Coeficiente de turbulencia (D):



, 

(3.7)

 27089205590,631,15692�   3,16  10 25   0,5110417 

 ,   119


Donde:

: Temperatura : Altura : Factor de desviación del gas : Radio del pozo S: Daño de la formación (Skin Efect)

: Coeficiente de velocidad D: Coeficiente de turbulencia

Determinar el caudal “AOF” mediante la ecuación cuadrática:

             0

(3.8)

Donde:

  0   

  

  

A  √  ²

(3.9)

  5�50 � 2�3   41�3 10  �,��  A  �  1�3  10

  � MMscfd 120


Donde:

A  Caudal máximo de producción  : Presion de reservorio  : Presion de fondo fluyente C: Coeficiente laminar D: Coeficiente de turbulencia

Calcular el coeficiente estabilizado (

�:

    C      A

(3.10)

5�50 �  1,�10  12088207�83   C  1�088�07,8�    � Datos:

A: Caudal máximo de producción  : Presion de reservorio D: coeficiente de turbulencia

C: Coeficiente estabilizado 121


Calcular

    :

C  2�3 C 2�3     Datos:

�: Coeficiente estabilizado � : Coeficiente laminar 3.2.1.1 Análisis de la terminación del pozo después de la prueba:

•

Si el valor de C es bajo y menor a 0,5 no existe daño en la formación.

•

Si el valor de

•

Si el valor de C y

•

•

 

es bajo menor que 2 existe una pequeña turbulencia en el pozo.

 

son bajos son bajos el pozo tiene una buena completación.

 Si el valor de C es bajo y el de  es alto existe una insuficiencia de área de perforación y la estimulación no es recomendable.  Si el valor de C es alto y  es bajo es recomendable una estimulación del pozo. (Este caso si cumple con el análisis, afirma que la selección del pozo para la estimulación está bien realizada).

122


3.3 DISEÑO DEL FRACTURAMIENTO HIDRAULICO

El diseño del fracturamiento incluye la selección de: el fluido de fractura, el tipo y tamaño del agente sustentante, el equipo de bombeo requerido; y la preparación del programa de bombeo. Siendo el objetivo principal del diseño el crear dimensiones óptimas de la geometría de la fractura (altura hf , ancho w y longitud xf ) con

respecto del volumen de agente sustentante a utilizar18. Figura 18: Geometría Geometría de la fractura

Fuente: BJ HUGHES, A. C. (1986). División de Hughes Services Company:

Manual de fracturamiento hidráulico.

3.3.1 Selección del fluido de fractura El fluido de fractura seleccionado para el tratamiento es un fluido base agua, por las siguientes ventajas que proporciona en comparación con otros fluidos: 18

BJ HUGHES, A. C. (1986). División de Hughes Services Services Company: Manual de fracturamiento fracturamiento hidráulico.

123


•

Bajo costo.

•

Fácil disponibilidad.

•

Menor peligrosidad.

•

Mayor compatibilidad con las condiciones del reservorio.

•

Alta densidad reduce potencia respecto de fluidos base hidrocarburo.

•

Excelentes propiedades de transporte de agente sustentante y control de filtrado.

Para mejorar las propiedades del agua como fluido fracturante, se usara una serie de aditivos que se muestran en la siguiente tabla:

Tabla 9: Datos de fluido de fractura y aditivos

DATOS FLUIDO DE FRACTURA – ADITIVOS H2O + POLIMERO + SURFACTANTE + RED. DE FILTRADO + KCL + RUPTOR + BUFFER AGUA TRATADA GE n′ k′ Ctotal Maparente RED. DE FRICCION RED. DE FILTRADO ESTABILIZADOR DE GEL SURFACTANTE BACTERICIDA CROSSLINKER (No retardado) CONTROL DE ARCILLAS RUPTOR

1.0 0.5 0.07 lbf-seg/ft² 0.01118 ft/ √(min) 254 cp a 04” espesor y 20 bpm ADITIVOS (0.1-1 lb/1000gal) (10-50 lb/1000 gal.) Guar, HGP. (40 lb/1000gal) lb/1000gal) Fracflo-II (0.5-10 gal/1000gal) (0.1-1 gal/1000 gal) Las proporciones se obtienen de laboratorio según la viscosidad que requiera el tratamiento. KLC (1-3%) del total del fluido inyectado. (0.1-1 gal/1000 gal)

Fuente: BJ HUGHES, A. C. (1986). División de Hughes Services Company:

Manual de fracturamiento hidráulico.

124


3.3.2 Selección del Agente Sustentante (AS) La selección del tipo agente sustentante a utilizar se la hace en base a las condiciones del reservorio (Pc y Tr) y la profundidad a la que se piensa fracturar. 19 Teniendo una Pc: 3620 Psi; Tr: 232 °F y una profundidad de 4141.5 m, analizando estas condiciones el agente sustentante que se decidió utilizar es la cerámica de resistencia intermedia “INTERPROP”. En la siguiente tabla se describen sus propiedades: Tabla 10: Propiedades del apuntalante seleccionado

��

Propiedades 12/18

Tamaño del tamiz 16/30 20/40

30/50

Diámetro medio de la partícula (mm)

1.367

0.974

0.687

0.485

Volumen absoluto (gal/ lb) Solubilidad en acido (%)

0.0374 2.5

0.0374 2.5

0.0374 2.5

0.0374 2.5

Forma / Esfericidad Densidad aparente (lb/ft )

0.9 117

0.9 117

0.9 117

0.9 117

Gravedad especifica Porosidad Prueba de aplastamiento API (A la: “Pc”) �� 0 � �000 psi

3.2 0.35

3.2 0.35

3.2 0.35

3.2 0.35

--

--

--

--

�� 000 �� 00

1.4 8.0 13.0

0.6 2.2 4.4

0.3 0.8 2.5

0.1 0.5 1.2

��

��

��

��

psi psi �� 00 psi �� 00 psi

Fuente: Saint-Gobain Proppants. [En Linea].
19

BJ HUGHES, A. C. (1986). División de Hughes Services Company: Manual de fracturamiento hidráulico.

125


Interprop entrega un rendimiento sólido y confiable en un proppant (agente de sostén) económico de fortaleza intermedia. Si bien entrega una conductividad excelente en una amplia gama de ambientes, Interprop es particularmente adecuado para pozos de gas con permeabilidad de baja a mediana. Está disponible en cuatro tamaños: 12/18, 16/30, 20/40 y 30/50. Este agente sustentante a la presión de reservorio de 3620 Psi entrega una permeabilidad de fractura de 415 darcíes y una conductividad de 6585 md/pie, lo que se puede observar en la siguiente grafica:

Figura 19: Permeabilidad del apuntalante seleccionado

Fuente: Saint-Gobain Proppants. [En Linea]. . [Consulta; 2010-09-19]

126


Figura 20: Conductividad del apuntalante seleccionado

Fuente: Saint-Gobain Proppants. [En Linea]. . [Consulta; 2010-09-19]

3.3.3 Esfuerzos de sobrecarga de la formación



Esfuerzo de sobrecarga:

σ  

(3.11)

127


123 lf��b  13588 f� σ  144     Donde:

 : Densidad de la formación H : Altura σ : Esfuerzo de sobrecarga 

Esfuerzo vertical efectivo:

σ′  σ    �

(3.12)

σ′  11606 ��i  0�7  5163 ��i     ′

�  G��d  H  O�38  13588 f�  5163 ��i

3.12.1)

Donde:

σ  � σ′

: Esfuerzo de sobrecarga : Contante poroelástica : Presión del poro : Esfuerzo vertical efectivo

128


�rad : Gradiente de presión del poro H



: Altura

Esfuerzo efectivo horizontal:

σ′    σ′

(3.13)

0�25  7992 ��i σ′  10�25     ′

Donde:

 : Relación de Poisson σ′ : Esfuerzo vertical efectivo σ′ : Esfuerzo efectivo horizontal 

Esfuerzo horizontal mínimo:

   �

σ� σ σ,

(3.14)

 2664 ��i  O�7  5163 ��i

,    129


Donde:

σ′ : Esfuerzo efectivo horizontal  : Contante poroelástica � : Presión del poro σ, : Esfuerzo horizontal mínimo



Esfuerzo horizontal máximo :

   σ

σ, σ � σ�

(3.15)

 6278 ��i  2000 ��i

�    Donde:



σ � : Esfuerzo horizontal mínimo σ : Esfuerzo tectónico σ� : Esfuerzo vertical máximo

3.3.4 Calculo de presiones del fracturamiento y la potencia requerida



Gradiente de fractura

�F   1  

(3.16)

130


 5450 ��i �F  13 1  2 13588 f�   � / GF   1  

(3. 17)

��i GF  1� 1  ��0 1��88 f�   � / Donde: P : Presión del reservorio D : Profundidad

GF : Gradiente de fractura mínimo GF : Gradiente de fractura máximo 

Presión de fractura (Breakdowm Presure):

�  GF  h

(3.18)

�  0�70 ��if�  1��88 f�     131


Donde:

GF : Gradiente de fractura máximo h : Atura

� : Presión de fractura 

Presión hidrostática :

�  0.0��  ρ   TVD

(3.19)

P  0.0��  8.��  1��88 f�

    Donde:

   : Densidad del fluido TVD : Profundidad total verdadera P : Presión hidrostática 

Presión de cierre instantánea :

P  P  P

(3.20)

P  9�1� P�i  �89� P�i

    132


Donde:

P : Presión de fractura P : Presión hidrostática P : Presión de cierre 

Presión neta :

P  P  P

(3.21)

P  9�1� P�i �6�0 P�i

    Donde:

P : Presión de cierre P : Presión de fractura P : Presión neta 

Presión de fricción :

Se determino la �P � usando la grafica de “Server y Metzner”: Datos:

Q  �0 B�m ; OD  �  �

133


Figura 21: Curva de Server & Metser para obtener presión de fricción

Fuente: BJ HUGHES, A. C. (1986). División de Hughes Services Company: Manual de fracturamiento hidráulico

Se obtuvo:

P  ��0 P�i/1000f�

134


Donde para una profundidad de 13588 ft la

�P � es la siguiente:

P�i P  1��88 f�  ��0 1000 f�

    Donde:

Q : Caudal de bombeo OD : Diámetro externo de la tubería P : Presión de fricción 

Presión del tratamiento de fractura en superficie :

P  P  P  P

(3.22)

P  9�1� P�i  �89� P�i  ��97 P�i

    Donde:

P : Presión de fractura P : Presión hidrostática P : Presión de fricción P : Presión de tratamiento en superficie 135




Potencia hidráulica requerida :

HHP  .

(3.23)

HHP  7016 Ps��0.8 �0 Bpm     Donde:

P : Presión de tratamiento en superficie Q : Caudal HHP: Potencia hidráulica requerida

2.3.5 Diseño para diferentes cantidades de Agente Sustentante

Realizar análisis con varias cantidades de volumen para seleccionar la cantidad óptima de Agente sustentante de fractura. Ejemplo: 30000, 33000, 36000, 39000, 42000 lbm, etc.

136


137


2.2.5.1 Resultados del diseño

138




Asumir altura de fractura

Hf = 20 ft - La altura de la fractura se la asume sin sobrepasar el espesor productor neto (Net Pay Thickness) de la formación.



Calcular el número Agente Sustentante (Nprop)

��   

(3.24)

  � Donde:

Np�op : Numero de agente sustentante. k : Permeabilidad efectiva de la fractura, md. k : Permeabilidad de la formación, md.

V : Volumen de la fractura (Dos alas de la fractura, ft³) V : Volumen del reservorio (El radio de drenaje por el espesor de la formación, ft³) 

Calcular el Índice de Productividad Adimencional optima (J D)

Índice de productividad (JD) pre - fractura:

  �   139


Índice de productividad (JD �optimo) post – fractura:

J  ..  (

(3.25)

  � Donde:

J: Índice de productividad óptima (Adim.) �� : Numero de agente sustentante 



Calcular el daño después de la fractura (  )

Daño de formación ( S) pre - fractura:

  . 

Daño de formación (  ) post - fractura:

S  �   0.7�   (ln  

(3.26)

1  0.7�  (ln �69�.� ft   �.6 S  (0.�� 0.�1 ft

  . 140


Donde:

� : Radio de drene � : Radio del pozo S: Daño del pozo (Adim.)

S : Daño después de la fractura (Adim.) 

Calcular la longitud (Xf) y el ancho (Wf) de la fractura

⁄     �    

(3.27)

  �  ⁄      �     

(3.28)

  �    �  Donde:

� : Volumen de la fractura C : Conductividad de la fractura � : Permeabilidad de la formación � : Permeabilidad de la fractura 141


: Altura : Ancho de la fractura : Longitud de la fractura



Calcular dimensiones dinámica de la fractura

Espesor de la fractura:

1

w w ,0 =

9 . 15 2 n

+

n

n

2 ×

3 . 98 2 n

+

2

 1 + 2 . 14 n  2 n   n  

+

2

K 2 n

+

 q i h f x f      E '   n

1 2

1− n

1 2n+2

(3.29)

Espesor promedio de la fractura:

Donde: : Longitud de la fractura : Altura de la fractura : Caudal de bombeo E´ : Modulo de Young

142


n : Índice de comportamiento de flujo

w� : Espesor de la fractura w : Espesor promedio de la fractura 

Determinar tiempo de inyección del fluido

q(� win�  �0 BP� 

⁄  0.�6�979 m⁄� � (1 win�  10 BP�  .   

��  0.00�    . ⁄ ⁄  0.000118 m⁄�

      (�  1.�  √   (  0

(3.30)

Donde:

      A t  �

(�  1.�  C  B

(�  C

√ t  �

Intercambiar las variables

Ax  �x  C  0

Ax  (�x  (C  0

143


 √  x  

(3.31)

  � � :   ��  �   �    �  Donde:

t: Tiempo de bombeo total del fluido �� win�: Caudal de Bombeo (Dos alas de la fractura) q(1 win�: Caudal de Bombeo (Un ala de la fractura) C�: Coeficiente de Leakoff aparente 

Calcular el volumen de fluido inyectado

V  q(1� win�  t

(3.32)

V  10 �bl  ��8 mi�  �8 �bl

     �            

144


Donde:

�(1� win� : Caudal de bombeo (Un ala de la fractura) t : Tiempo de inyección total V : Volumen de fluido inyectado 1� win� : Un ala de la fractura 

Calcular eficiencia de fluido

Volumen de la fractura (1 wing) al finalizar el bombeo:

V  �  h  w

(3.33)

V 599�6 ft  �0 ft  0�10�0 ��  0.08��  10��9 ft  3 m�    

η   η

(3.34)

   0��  �� %  � 

  % Donde:

X � Longi�� e �� f�� 145


h : Altura de la fractura w : Espesor promedio de la fractura V : Volumen de fluido V : Volumen de la fractura al finalizar el bombeo η : Eficiencia del fluido 1� win� : Un ala de la fractura Determinar el tiempo de inyección del fluido (Pad-colchón) para crear cronograma del agente sustentante

Exponente de Nolte:

ε  

(3.35)

0�� ε  11  0��

  .  Fluido bombeado que no contiene Agente Sustentante �: �  ε  � �  0�� 

(3.36)

9��1 m  4�70 m  1�4� �al

    146


t  ε  t

(3.37)

t  0��1  ��8 mi�  ��9 mi�   � . Donde:

t : Tiempo de inyección total η : Eficiencia del fluido

ε : Exponente nolte (Adim.) V : Volumen de fluido t : Tiempo de inyección Pad - colchón V � ��m�n �� ad – colchón 

Concentración del agente sustentante agregado a fluido

bm �    �8�� bm  �   �� 



� 

� 

8��

   

(3.38)

   �� ⁄m   

147


   ⁄  � ⁄



Donde: �  : Masa de agente sustentante (Dos alas de la fractura)

�  : Masa de agente sustentante (Un ala de la fractura) V : Volumen de la fractura al finalizar el bombeo C : Concentración del agente sustentante agregado al fluido 2.2.5.2 Cronograma de bombeo total de la fractura (2 wing)

Tabla 11: Cronograma de bombeo.

CRONOGRAMA DE BOMBEO Volumen de Pad - Colchón (

)

= 2484 gal



Volumen de Fluido de fractura inyectado (  )

= 4878 gal

Masa Agente susténtate (AS)

= 36000 lbm

Concentración del (AS) agregado al fluido

= 340 lbm/ft³

Fuente: Elaborado en base a resultados obtenidos del diseño de la fractura.

148


CAPITULO IV. ANÁLISIS ECONOMICO

4.1 PRESUPUESTO DEL FRACTURAMIENTO HIDRAULICO 4.1.1 Costos de Materiales

Tabla 12 : Costo unitario de materiales de fractura.

MATERIALES

COSTO

CANTIDAD

TOTAL

UNITARIO Fluidos de fractura

4878 gal

7317 $us

2 $us/lb

36000 lb

72000 $us

-Red. de fricción

4,72 $us/ lb

4,8

lb

23 $us

-Red. de filtrado

45,68 $us/ lb

243,9

lb

11141 $us

-Estabilizador de gel

16,20 $us/ lb

195, 12 lb

3161 $us

-Surfactante

52

$us/ gal

48,78 gal

2537 $us

-Bactericida

120

$us/ gal

4,8

gal

576 $us

-Control de arcillas

2,44

$us/ gal

146,34 gal

357 $us

-Ruptor

10,80 $us/ gal

gal

52 $us

1500 $us/1000 gal

(Agua tratada) Agente de sostén (Interprop Propant) Aditivos

4,8

17847 $us TOTAL

:

97164 $us

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

149


4.1.2 Costos de Equipos

Tabla 13 : Costo unitario del alquiler de equipos de fractura.

EQUIPOS

COSTO

CANTIDAD

TOTAL

10317 $us

UNITARIO

Potencia hidráulica (Bombas) Tanques

3 $us/HHP

Mesclador (Blender)

2500 $us

3439 HHP (2 Kodiak - 2000 HHP c/u) 18,46 m³ = 155 bbl (1 Tanque rectangular - 320 bbl) (1 Blender )

Camión de aditivos

2600 $us

(1 Chemical additive tráiler)

2600 $us

1500 $us

(1 Frac head)

1500 $us

5190 $us

(1 Unit Frac data )

5190 $us

químicos Cabeza de fractura Equipo de control de fractura TOTAL :

65 $us/ m³

1200 $us 2500 $us

23307 $us


4.1.3 Costos de servicios

Tabla 14 : Costo de servicios de fractura.

SERVICIOS

COSTO

Costo del transporte de equipos de fractura

300000 $us

Costo de Personal

20000 $us

Costo de la Logística

40000 $us

TOTAL

:

360000 $us


150


4.1.4 Costos Fijos

Tabla 15 : Costos fijos de fractura.

COSTOS FIJOS

COSTO

Evaluación Pre-Post Fractura

30000 $us

Extracción del arreglo de producción

500000 $us

��

85000 $us

TOTAL

:

615000 $us


4.1.5 Costo total del tratamiento

Tabla 16 : Costo total del tratamiento.

COSTO TOTAL DEL FRACTURAMIENTO HIDRAULICO Costo de materiales

97164 $us

Costo de equipos

23307 $us

Costo de servicios

360000 $us

Costo fijos

615000 $us

TOTAL

:

1095471 $us


151


4.2 EVALUACION ECONOMICA

En esta sección se trata de demostrar la rentabilidad del tratamiento de fracturamiento hidráulico aplicado en el pozo “DRD – X1001”.Para ello se utilizara la planilla Excel de Monte Carlo que realizara un flujo de caja, donde como dato principal introduciremos el costo total del fracturamiento hidráulico . El objetivo es el de calcular los indicadores económicos VAN (valor actual neto) y TIR (Tasa interna de retorno), para ver si el tratamiento de fracturamiento realizado es viable económicamente. Para realizar el “flujo de caja” se toma en cuenta datos como el precio unitario de venta del gas y condensado por el poder calorífico:

152


Tambien se toma en cuenta el CAPEX (Costo total de operaciones), que viene a ser el costo total del fracturamiento calculado anteriormente y el OPEX (Costo de operación con cada barril de petroleo producido).

Con el OPEX y el incremento de producción por BOE, realizamos un pronóstico de producción que nos muestra cuanto incrementa el costo de producción de cada barril por año.

153


Por último para la realización del “flujo de caja” para lograr los resultados de los “indicadores económicos” se ingresan los siguientes datos: Shut-in Well (Tiempo de cierre del pozo durante los 20 años de vida util), Production plateau (Año en la que la producción se mantiene igual), Yield (Cantidad de gas producido por cada barril de condensado), Water break (Año en el que se inicia la producción de agua), Water increment rate (Incremento de la producción de agua por año), Intial rate (Caudal de inicio después de la fractura), Decline rate (Porcentaje de declinación por año), Discount rate (Interés por financiamiento).

154


155


Los resultados de los indicadores económicos NPV (VAN), IRR (TIR) y Pay back (Periodo de recuperación de la inversión) del flujo de caja generado en la planilla anterior son los siguientes:

Para observar con mayor claridad “Pay back”, en la grafica siguiente se muestra el flujo de caja por año y se observa que el tiempo de recuperación de la inversión es menor a un año y que el tiempo de vida útil del pozo será solo hasta el año 9, ya que a partir de ese año ya no generara ganancias. $ 10

6,5

6,9

7,1

7,2

7,3

7,3

7,3

7,3

7,3

7,3

7,3

7,3

7,3

7,3

7,3

7,3

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

6,0 5,1

$ 5 3,9

) $ S U M M ( w o l F $ 0 h s a C

1,9

1

2

3

4

5

6

(1,1)

($ 5)

Tiempo (Años)

156


CAPITULO V. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 5.1 CONCLUSIONES De acuerdo a los resultados obtenidos con el tratamiento mencionado se llego a las siguientes conclusiones: 

No se selecciono los agentes de sostén de mayor circulación en el mercado Brady sand y Ottawa sand porque estos no cumplen con los tres parámetros de selección que son la presión de cierre, temperatura y profundidad de la formación productora y por esta razón no tienen la resistencia al aplastamiento optima en comparación con la cerámica de resistencia intermedia que se utilizo.



En el Diseño de Fractura Unificado (UFD) aplicado no hay diferencia entre reservorios de alta y baja permeabilidad para obtener un incremento del potencial productivo, siendo el factor más importante de selección para cualquier pozo “la masa de propant a inyectarse” ya que este factor es el que determina la optimización física.



Debido a que la formación productora no tiene gran espesor productor neto (Net Pay Thickness), no se puede aplicar el modelo “KGD” para el diseño de geometría de la fractura, que en teoría por la permeabilidad que se tiene la formación tuviese que aplicarse.



Se utilizo un diseño de geometría de fractura según el modelo “PKN” adecuándolo a las necesidades de la formación, para principalmente eliminar la zona con daño en la formación (Skin Efect) y lograr el incremento del potencial productivo.



Según los resultados del diseño del tratamiento se elimino el “Skin Efect” que antes de fracturar era de 3.6 y después de la fracturar es de – 5,6. Esto refleja un incremento en el índice de productividad que ayudara en poco tiempo a recuperar la inversión realizada y generar ganancias.



Según los resultados obtenidos por los indicadores económicos TIR, VAN y Pay Back el proyecto es factiblemente económico y si se debería llevar a cabo.

157


5.2 RECOMENDACIONES

Para lograr mejores resultados del proyecto en base a las conclusiones anteriormente mencionadas, se han realizado las siguientes recomendaciones:



Se recomienda realizar análisis de laboratorio para la selección del fluido de fractura y el agente de sostén.



Previo a la realización del tratamiento se recomienda correr un registro acústico para definir con mayor precisión la geometría de la fractura, el perfil recomendable para este caso es el sónico digital (DST) ya que tiene mayor resolución y confiabilidad en agujero entubado.



Para lograr un óptimo diseño de la geometría de fractura se recomienda hacer una comparación con otros simuladores para corroborar los resultados obtenidos en el diseño.



Se recomienda la realización de una prueba de restitución de presión “Build Up” post-fractura, para que corrobore los resultados del tratamiento de estimulación.



Para la evaluación post-fractura del tratamiento se recomienda correr un registro de temperatura y/o uno radiactivo, y así determinar la orientación y geometría de la fractura creada que ayudara a optimizar tratamientos posteriores.

158

Universidad e Aquino Bolivia

ANEXOS

A exo 1: Mapa de ubicación del campo El Dorado.


159


Anexo 2: Arreglo Sub Superficial del Pozo DRD-Xl00l.


160


Anexo 3: Unidades de bombeo para fracturamiento .

Fuente: BJ HUGHES, A. C. (1986). División de Hughes Services Company: Manual de fracturamiento hidráulico.

161


Anexo 4: Tipos de mescladores (Blenders)


Anexo 5: Camión de aditivos químicos


162


Anexo 6: Unidad de hidratación.


Anexo 7: Equipo de control de fractura.


163


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

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

YPFB (CNIH).


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

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

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

164

ESTUDIO TÉCNICO PARA EL INCREMENTO DEL POTENCIAL DE PRODUCCIÓN MEDIANTE APLICACIÓN DE “FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO EN EL POZO DRD-X1001”

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