UNIVERSIDAD DE ORIENTE NÚCLEO DE MONAGAS ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO MATURÍN / MONAGAS / VENEZUELA
EVALUACIÓN TÉCNICO-ECONÓMICA DE LOS TRABAJOS DE FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO APLICADOS A LOS POZOS PZ-1 Y PZ-2, CAMPOS SANTA BÁRBARA Y PIRITAL
REALIZADO POR: HAYNEL CAROLINA LÓPEZ QUIJADA
TRABAJO ESPECIAL DE GRADO PRESENTADO COMO REQUISITO PARCIAL PARA OPTAR AL TÍTULO DE: INGENIERO DE PETRÓLEO
MATURÍN, JUNIO DE 2014
UNIVERSIDAD DE ORIENTE NÚCLEO DE MONAGAS ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO MATURÍN / MONAGAS / VENEZUELA
EVALUACIÓN TÉCNICO-ECONÓMICA DE LOS TRABAJOS DE FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO APLICADOS A LOS POZOS PZ-1 Y PZ-2, CAMPOS SANTA BÁRBARA Y PIRITAL
REALIZADO POR: HAYNEL CAROLINA LÓPEZ QUIJADA C.I: 19.446.162 REVISADO POR: ___________________
____________________
MSc. LUIS CASTILLO (ASESOR ACADÉMICO)
ING. DAYANA GÓMEZ (ASESOR INDUSTRIAL)
________________________ MSc. JULIO TORREALBA (CO-ASESOR INDUSTRIAL)
MATURÍN, JUNIO DE 2014
UNIVERSIDAD DE ORIENTE NÚCLEO DE MONAGAS ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO MATURÍN / MONAGAS / VENEZUELA
EVALUACIÓN TÉCNICO-ECONÓMICA DE LOS TRABAJOS DE FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO APLICADOS A LOS POZOS PZ-1 Y PZ-2, CAMPOS SANTA BÁRBARA Y PIRITAL
REALIZADO POR: HAYNEL CAROLINA LÓPEZ QUIJADA C.I: 19.446.162 REVISADO POR: ___________________
____________________
MSc. LUIS CASTILLO (ASESOR ACADÉMICO)
ING. DAYANA GÓMEZ (ASESOR INDUSTRIAL)
________________________ MSc. JULIO TORREALBA (CO-ASESOR INDUSTRIAL)
MATURÍN, JUNIO DE 2014
UNIVERSIDAD DE ORIENTE NÚCLEO DE MONAGAS ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO MATURÍN / MONAGAS / VENEZUELA
EVALUACIÓN TÉCNICO-ECONÓMICA DE LOS TRABAJOS DE FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO APLICADOS A LOS POZOS PZ-1 Y PZ-2, CAMPOS SANTA BÁRBARA Y PIRITAL
REALIZADO POR: HAYNEL CAROLINA LÓPEZ QUIJADA C.I: 19.446.162
APROBADO POR: __________________ ING. MSc. LUIS CASTILLO (ASESOR ACADÉMICO) ________________
__________________
ING. JAIME DÍAZ (JURADO PRINCIPAL)
ING. MSc. JOSÉ GARCÍA (JURADO PRINCIPAL)
MATURÍN, JUNIO DE 2014
RESOLUCIÓN DE ACUERDO AL ARTÍCULO 41 DEL REGLAMENTO DE TRABAJOS DE GRADO DE LA UNIVERSIDAD DE ORIENTE:
L OS TRABAJOS DE GRADO SON DE EX CL USIVA PROPI ED AD DE L A UN I VERSIDA D DE ORI ENT E Y SOLO PODRÍAN SER UTI LI ZADOS A OTROS FI NES CON EL CONSENTI M I ENTO DEL CONSEJO DE NÚCLEO RESPECTI VO, QUI EN L O PARTI CIPARÁ AL CONSEJO UNI VERSI TARIO.
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DEDICATORIA La conclusión de esta etapa de mi vida estuvo marcada por toda clase de sucesos, algunos inesperados. Fue un viaje por alegrías, tristezas, esperanzas y desilusiones. Sin embargo, el deseo de alcanzar el éxito se mantuvo presente en todo el recorrido. He querido dedicar este logro a mi hijo Ángel Luis, ver tu rostro todos los días es el motor más potente que me puede impulsar. Desde el día de tu llegada no he podido pensar en algo más que no sea tu felicidad y pondré lo que esté a mi alcance y lo que no, por verte siempre feliz… Te amo hijo.
Hago extensiva la dedicatoria de este logro a mis padres, Haydee Quijada de
López y Nelson Luis López. Sin ustedes no habría sido posible la obtención de este tan añorado triunfo. A ambos les agradezco el guiar mis pasos en todo momento, siempre con amor, comprensión, apoyo y los más sabios consejos. Espero poder retribuir todo lo que me han entregado, los amo infinitamente.
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AGRADECIMIENTOS Con estas líneas espero poder expresar mi más profundo y sincero agradecimiento a todas aquellas personas que con su ayuda han colaborado en la realización del presente Trabajo de Grado. Gracias a su valiosa colaboración fue posible concluir el camino emprendido. En primer lugar a Dios Todopoderoso por haberme guiado a lo largo de mi vida, por ser mi fortaleza en momentos de debilidad y por permitirme tener tantas experiencias repletas de aprendizaje de la mano de personas maravillosas. A mis padres, a quienes amo profundamente y han sido testigos de mis aciertos y desaciertos, con quienes siempre he podido contar y a quienes agradezco el haber dado el mayor de los esfuerzos y en ocasiones sacrificios, por garantizarme en todo momento la oportunidad de formarme académicamente. Quienes con el más grande amor me han inculcado los valores y principios que rigen mi camino. Jamás alcanzarían las palabras para agradecerles todo lo que han hecho por mí. Igualmente a mis hermanos Dairelis y Nelson, este logro también es de ustedes. A toda mi familia, tíos, primos y especialmente a mis abuelos Víctor, Maxi,
Simón y Jóvita en el cielo, quienes me han brindado su amor, consejos y apoyo incondicional. A mi casa de estudios, la Universidad de Oriente, núcleo de Monagas, especialmente a los profesores pertenecientes a la Escuela de Petróleo, donde gracias a los conocimientos impartidos por quienes allí laboran me fue permitido formarme como profesional.
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A Petróleos de Venezuela por brindarme la oportunidad de realizar el paso definitivo de mi formación académica. De igual manera a todo el grupo de profesionales que laboran en la Gerencia de Yacimientos de la División Punta de Mata, quienes en mayor o menor grado fueron partícipes de este logro, gracias por su colaboración. A mis asesores Dayana Gómez, Julio Torrealba y Luis Castillo, por la orientación, motivación y apoyo recibido durante el desarrollo de este Trabajo de Grado. Especial reconocimiento merecen grandes profesionales, a quienes les debo enormemente la conclusión de esta investigación, los ingenieros Luis Albornett,
Alfredo Flores y Carmen Betancourt, siempre prestos a ayudarme con mis dudas e inquietudes. Gracias por toda su ayuda y colaboración, siempre les estaré agradecida. Quiero dedicar un párrafo especial a mi amiga, hermana, comadre y ahora colega, Leila Díaz. Desde hace 19 años has sido los oídos que me han escuchado, los ojos que me han visto caer y levantarme, ese hombro donde llorar y esa persona a quien recurrir en todo momento. Por tus consejos, por tus palabras de aliento, por tu apoyo y por brindarme la más hermosa amistad… Gracias.
A mi amigo Michel Kafrouni, tu y Leila hicieron más divertido el paso por la universidad, esas largas jornadas de estudio rindieron sus frutos para todos. Siempre serás parte de mis recuerdos. A mi amiga Haidemar Marín, gracias por tu compañía y esas palabras de motivación cuando las cosas no marchaban como las esperaba. Un agradecimiento muy especial merece la comprensión, paciencia y colaboración de una persona muy especial en mi vida, Rolando Cardozo. Has estado en los momentos que más te he necesitado, siempre atento, cariñoso y con la mejor vi
disposición. Nunca podré acabar de agradecerte todo lo que has hecho por mí y por mi hijo… Gracias.
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ÍNDICE GENERAL Pág.
RESOLUCIÓN ...................................................................................................... iii DEDICATORIA .................................................................................................... iv AGRADECIMIENTOS .......................................................................................... v LISTA DE FIGURAS ........................................................................................... vii LISTA DE GRÁFICOS ....................................................................................... viii LISTA DE TABLAS .............................................................................................. ix LISTA DE TABLAS .............................................................................................. ix RESUMEN ............................................................................................................ xv INTRODUCCIÓN .................................................................................................. 1 CAPÍTULO I .......................................................................................................... 2 EL PROBLEMA Y SUS GENERALIDADES....................................................... 2 1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ............................................................. 2 1.2 OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN ............................................................ 3 1.2.1 Objetivo General ....................................................................................... 3 1.2.2 Objetivos Específicos................................................................................ 3 1.3 JUSTIFICACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN .................................................... 4 CAPÍTULO II ......................................................................................................... 5 MARCO TEÓRICO ............................................................................................... 5 2.1 ANTECEDENTES.............................................................................................. 5 2.2 DESCRIPCIÓN DEL ÁREA DE ESTUDIO ....................................................... 6 2.2.1 Ubicación geográfica del Área Norte de Monagas ..................................... 6 2.2.2 Estratigrafía local ...................................................................................... 7 2.2.3 Características de los Campos Pirital y Santa Bárbara ............................... 8 2.2.4 Características petrofísicas ........................................................................ 9 2.2.5 Características de los fluidos ................................................................... 10 2.3 BASES TEÓRICAS .......................................................................................... 11 2.3.1 Mecánica de las rocas ............................................................................. 11 2.3.2 Propiedades mecánicas de las rocas ......................................................... 12 2.3.2.1 Esfuerzo (σ)...................................................................................... 12 2.3.2.2 Deformación .................................................................................... 12 2.3.2.3 Módulo de Young (E) ....................................................................... 13 2.3.2.4 Relación de Poisson .......................................................................... 13 2.3.2 Fracturamiento hidráulico ....................................................................... 14 2.3.3 Objetivos del fracturamiento hidráulico................................................... 16 2.3.4 Diseño de fracturamiento hidráulico ........................................................ 16 2.3.5 Parámetros que intervienen en el proceso de fracturamiento hidráulico ........................................................................................................ 17 2.3.5.1 Conductividad .................................................................................. 17 2.3.5.2 Eficiencia ......................................................................................... 18
2.3.5.3 Iniciación de la fractura .................................................................... 19 2.3.5.5 Propagación de la fractura ................................................................ 19 2.3.6 Selección de candidatos .......................................................................... 20 2.3.7 Parámetros principales a considerar para la aplicación de un tratamiento de fractura ..................................................................................... 21 2.3.8 Fluidos de fractura .................................................................................. 21 2.3.9 Etapas principales del fluido de fractura .................................................. 22 2.3.9.1 Pre- colchón .................................................................................... 22 2.3.9.2 Colchón ............................................................................................ 23 2.3.9.3 Desplazamiento ................................................................................ 23 2.3.10 Tipos de fluido de fractura .................................................................... 23 2.3.11 Agente de soporte ................................................................................. 27 2.3.12 Tipos de agente de soporte .................................................................... 27 2.3.12.1 Agentes de soporte de resistencia intermedia .................................. 28 2.3.12.2 Agentes de soporte de alta resistencia ............................................. 28 2.3.13 Geometría de la fractura ........................................................................ 29 2.3.14 Minifrac ................................................................................................ 30 2.3.15 Óptimo tratamiento de diseño................................................................ 32 2.3.15.1 Índice de productividad adimensional (JD) ...................................... 33 2.3.15.2 Radio de penetración (Ix) ................................................................ 34 2.3.15.3 Conductividad de fractura adimensional (Cfd) ................................ 35 2.3.15.4 Número de propantes (N p) .............................................................. 35 2.4 DEFINICIÓN DE TÉRMINOS BÁSICOS........................................................ 39 CAPÍTULO III ..................................................................................................... 41 MARCO METODOLÓGICO .............................................................................. 41 3.1 TIPO DE INVESTIGACIÓN ............................................................................ 41 3.2 DISEÑO DE LA INVESTIGACIÓN ................................................................ 41 3.3 POBLACIÓN Y MUESTRA ............................................................................ 41 3.4 PROCEDIMIENTO METODOLÓGICO .......................................................... 42 3.4.1 Identificación de las razones que motivaron la aplicación de los trabajos de fracturamiento hidráulico a los pozos PZ-1 y PZ-2. ........................ 42 3.4.2 Análisis de los diseños de fracturamiento hidráulico aplicados y su efecto en el comportamiento de producción de los pozos después de realizado el tratamiento. ................................................................................... 43 3.4.3 Determinación de la efectividad de los diseños de fracturamiento hidráulico de los pozos PZ-1 y PZ-2 aplicando la metodología del índice de productividad adimensional ............................................................................. 43 3.4.4 Evaluación técnica y económica de los trabajos de fracturamiento hidráulico aplicados a los pozos PZ-1 y PZ-2................................................... 44 3.5 TÉCNICAS E INSTRUMENTOS UTILIZADOS EN LA RECOLECCIÓN DE INFORMACIÓN .................................................................. 45 3.5.1 Técnicas .................................................................................................. 45 3.5.2 Instrumentos ........................................................................................... 46
3.6 RECURSOS...................................................................................................... 47 3.6.1 Humanos................................................................................................. 47 3.6.2 Materiales ............................................................................................... 47 3.6.3 Financieros ............................................................................................. 47 CAPÍTULO IV ...................................................................................................... 48 ANÁLISIS DE RESULTADOS ............................................................................ 48 4.1 IDENTIFICACIÓN DE LAS RAZONES QUE MOTIVARON LA APLICACIÓN DE LOS TRABAJOS DE FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO EN LOS POZOS PZ-1 Y PZ-2 ....................................................... 48 4.1.1 Pozo PZ-1 ............................................................................................... 48 4.1.1.1 Descripción petrofísica del yacimiento SJN SBC-1 .......................... 50 4.1.1.2 Comportamiento de producción del pozo PZ-1 ................................. 50 4.1.2 Pozo PZ-2 ............................................................................................... 53 4.1.2.1 Descripción petrofísica del horizonte San Juan ................................. 54 4.1.2.2 Litología ........................................................................................... 54 4.1.2.3 Análisis estratigráfico ....................................................................... 55 4.1.2.4 Comportamiento de producción ........................................................ 56 4.2 ANÁLISIS DE LOS DISEÑOS DE FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO APLICADOS Y SU EFECTO EN EL COMPORTAMIENTO DE PRODUCCIÓN DE LOS POZOS DESPUÉS DE REALIZADO EL TRATAMIENTO ................................................................. 60 4.2.1 Diseños de fractura en los pozos PZ-1 y PZ-2 ......................................... 60 4.2.1.1 Fluido de Fractura ............................................................................ 60 4.2.1.2 Agente apuntalante ........................................................................... 61 4.2.2 Operación del minifrac del pozo PZ-1 ..................................................... 62 4.2.3 Fractura hidráulica del pozo PZ-1 ........................................................... 63 4.2.4 Geometría de la fractura del pozo PZ-1 ................................................... 64 4.2.5 Comportamiento de producción del pozo PZ-1 después de la aplicación del tratamiento de fractura hidráulica .............................................. 64 4.2.6 Operación del minifrac del pozo PZ-2 ..................................................... 67 4.2.7 Fractura hidráulica del pozo PZ-2 ........................................................... 67 4.2.8 Geometría de la fractura del pozo PZ-2 ................................................... 69 4.2.9 Comportamiento de producción del pozo PZ-2 después de la aplicación del tratamiento de fractura hidráulica .............................................. 69 4.3 DETERMINACIÓN DE LA EFECTIVIDAD DE LOS DISEÑOS DE FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO DE LOS POZOS PZ-1 Y PZ-2 APLICANDO LA METODOLOGÍA DEL ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD ADIMENSIONAL .................................................................................................. 70 4.3.1 Cotejo con los rangos óptimos de diseño ................................................. 70 4.3.1.1 Pozo PZ-1 ........................................................................................ 70 4.3.1.2 Pozo PZ-2 ........................................................................................ 73 4.3.2 Dimensiones óptimas .............................................................................. 76
4.4 EVALUACIÓN TÉCNICA Y ECONÓMICA DE LOS TRABAJOS DE FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO APLICADOS A LOS POZOS PZ-1 Y PZ-2 .................................................................................................................... 77 4.4.1 Evaluación técnica de los trabajos de fracturamiento hidráulico aplicados a los pozos PZ-1 y PZ-2 ................................................................... 77 4.4.2 Modelo económico del pozo PZ-1 ........................................................... 84 4.2.2.1 Indicadores económicos.................................................................... 85 4.4.2.2 Sensibilidades................................................................................... 86 4.4.2.3 Escenario económico ........................................................................ 87 4.4.3 Modelo económico del pozo PZ-2 ........................................................... 88 CAPÍTULO V ....................................................................................................... 90 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ................................................... 90 5.1 CONCLUSIONES ............................................................................................ 90 5.2 RECOMENDACIONES ................................................................................... 91 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ................................................................. 93 APÉNDICES ......................................................................................................... 95
LISTA DE FIGURAS Pág. Figura 2.1 Ubicación geográfica del Área Norte de Monagas .................................... 6 Figura 2.2 Columna estratigráfica generalizada del norte de Monagas ....................... 7 Figura 2.3 Distribución de yacimientos de los Campos Santa Bárbara y Pirital .......... 8 Figura 2.4 División vertical del yacimiento SBC-01 .................................................. 9 Figura 2.5 Columna de fluidos de los Campos Santa Bárbara y Pirital ..................... 11 Figura 2.6 Deformación de un cuerpo sometido a compresión ................................. 12 Figura 2.7 Módulo estático de Young...................................................................... 13 Figura 2.8 Cambio de longitud y radio de un cuerpo deformado .............................. 14 Figura 2.9 Representación gráfica de una fractura hidráulica ................................... 15 Figura 2.10 Especificaciones de los apuntalantes utilizados en el fractur amiento..... 29 Figura 2.11 Representación de la geometría de una fractura .................................... 29 Figura 2.12 JD vs Cfd con Número de Propantes ≤ 0,1.............................................. 36 Figura 2.13 JD vs Cfd con Número de Propantes > 0,1 ............................................. 37 Figura 3.1 Información requerida en la aplicación de la metodología ...................... 44 Figura 4.1 Sección estratigráfica en dirección Oeste – Este ..................................... 56 Figura 4.2 Gel de fractura reticulado ....................................................................... 61 Figura 4.3 Representación gráfica de la geometría de la fractura del PZ-1 ............... 64 Figura 4.4 Representación gráfica de la fractura del pozo PZ-2 ............................... 69
LISTA DE GRÁFICOS Pág. Gráfico 4.1 Comportamiento de producción del pozo PZ-1 ..................................... 51 Gráfico 4.2 Comportamiento de parámetros de superficie. Pozo PZ-1 ..................... 53 Gráfico 4.3 Histórico de producción del pozo PZ-2 ................................................. 57 Gráfico 4.4 Comportamiento de presión del pozo PZ-2 ........................................... 58 Gráfico 4.5 Curvas de la fractura principal .............................................................. 63 Gráfico 4.6 Tasa de crudo antes y después de la fractura ......................................... 65 Gráfico 4.7 Comparación entre DP antes y después de la fractura ........................... 66 Gráfico 4.8 Comportamiento de las condiciones de superficie del pozo PZ-1 .......... 66 Gráfico 4.9 Curvas de presión, tasa de flujo y concentración de propante de la fractura aplicada al PZ-2 ..................................................................................... 68 Gráfico 4.10 Ubicación del pozo PZ-1 en las curvas para N p ≤ 0,1 .......................... 71 Gráfico 4.11 Curva de N p=0,00820 ......................................................................... 72 Gráfico 4.12 Diferencia entre el Cfd óptimo y el Cfd resultante en el pozo PZ-1 ..... 72 Gráfico 4.13 Curva de N p=0.00709 ......................................................................... 74 Gráfico 4.14 Curva de N p=0.00709 ......................................................................... 75 Gráfico 4.15 Diferencia entre el Cfd óptimo y el Cfd resultante en el pozo PZ-2 ....... 75 Gráfico 4.16 Fracturas del PZ-1 y PZ-2 en las curvas para N p ≤ 0,1 ........................ 76 Gráfico 4.17 Curvas de N p≤0,1 ............................................................................... 80 Gráfico 4.18 Curvas de N p>0,1 ............................................................................... 80 Gráfico 4.19 Longitud de fractura de los pozos con diseños cercanos a los rangos óptimos y longitud de fractura del PZ-1 y PZ-2 ....................................... 81 Gráfico 4.20 Ancho de fractura de los pozos con diseños cercanos a los rangos óptimos y ancho de fractura del PZ-1 y PZ-2 ...................................................... 82 Gráfico 4.21 Cantidad de propante utilizado en las fracturas de los pozos con diseños cercanos a los rangos óptimos y la usada en los pozos PZ-1 y PZ-2........ 83 Gráfico 4.22 Diagrama de araña relativo a las sensibilidades al VPN ...................... 87
LISTA DE TABLAS Pág. Tabla 2.1 Propiedades petrofísicas de las arenas productoras de los Campos Pirital y Santa Bárbara ........................................................................................ 10 Tabla 2.2 Parámetros de diseño de fractura ............................................................. 21 Tabla 4.1 Pruebas de producción posterior al cañoneo del Pozo PZ-1 ...................... 49 Tabla 4.2 Resultados del gradiente dinámico del pozo PZ-1 .................................... 49 Tabla 4.3 Resultados Prueba Oficial de Producción ................................................ 50 Tabla 4.4 Datos petrofísicos del intervalo 16903-16990 pies ................................... 50 Tabla 4.5 Resultados de pruebas realizadas post cañoneo original. Pozo PZ-2 ......... 54 Tabla 4.6 Datos petrofísicos del intervalo 16610-16666 pies .................................. 54 Tabla 4.7 Topes por formaciones y unidades geológicas ......................................... 55 Tabla 4.8 Condiciones de producción antes y después de la fractura........................ 65 Tabla 4.9 Resultados de la metodología del índice de productividad adimensional ...................................................................................................... 70 Tabla 4.10 Resultados de la metodología del índice de productividad adimensional ...................................................................................................... 73 Tabla 4.11 Comparación entre dimensiones reales y óptimas en el diseño de fractura de los pozos PZ-1 y PZ-2....................................................................... 77 Tabla 4.12 Pozos fracturados desde 1996 hasta 2008 en los Campos Santa Bárbara y Pirital ................................................................................................. 79 Tabla 4.13 Resumen del bombeo de fluidos en el pozo PZ-2 ................................... 84 Tabla 4.14 Consideraciones para la evaluación económica del pozo PZ-1 ............... 85 Tabla 4.15 Consideraciones para la evaluación económica del pozo PZ-2 ............... 85 Tabla 4.16 Indicadores económicos en la evaluación del pozo PZ-1 ....................... 85 Tabla 4.17 Estudio de sensibilidades de las variables de impacto sobre el VPN ...... 88 Tabla 4.18 Indicadores económicos en la evaluación del pozo PZ-2 ........................ 88
UNIVERSIDAD DE ORIENTE NÚCLEO DE MONAGAS ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO MATURÍN/MONAGAS/VENEZUELA
RESUMEN EVALUACIÓN TÉCNICO-ECONÓMICA DE LOS TRABAJOS DE FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO APLICADOS A LOS POZOS PZ-1 Y PZ-2, CAMPOS SANTA BÁRBARA Y PIRITAL
Autor Haynel Carolina López Quijada
Asesores Asesor Académico: MSc. Luis Castillo Asesor Industrial: Ing. Dayana Gómez Co-Asesor Industrial: MSc. Julio Torrealba
En los Campos Santa Bárbara y Pirital el fracturamiento hidráulico ha surgido como uno de los principales tratamientos de estimulación, su más reciente aplicación fue en los pozos PZ-1 y PZ-2 en los meses de septiembre y noviembre del año 2013. Mediante esta investigación fue posible evaluar técnica y económicamente ambos trabajos de fracturamiento; se estudiaron parámetros de superficie de los pozos como tasa de producción de fluidos, presión de cabezal y relación gas-petróleo, previos y posteriores a la intervención. De igual manera, fue determinada la eficiencia de los diseños de fracturamiento hidráulico mediante la metodología del índice de productividad adimensional. La evaluación técnica y económica se llevó a cabo a través de la comparación con tratamientos anteriores aplicados en pozos de estos campos y haciendo uso de la herramienta SEE Plus. Una vez cumplidos los objetivos de la investigación, se pudo determinar que el pozo PZ-1 obtuvo un ganancial en la tasa de crudo de 957 bls y una reducción de 2544 lpc en el diferencial de presión en fondo, el escenario económico de este pozo se ve afectado principalmente por los precios y tasa de crudo. El pozo PZ-2 no aportó producción al sistema, por lo cual no fue posible establecer un escenario económico. De la revisión detallada al programa de bombeo empleado durante el tratamiento, se infiere la ocurrencia de un estrangulamiento de la fractura. Ninguno de los diseños de fracturamiento hidráulico aplicados cumplía con los rangos óptimos de diseño considerados en la metodología.
Descriptores: Evaluación técnico-económica, fracturamiento, índice de productividad adimensional.
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INTRODUCCIÓN El oriente de Venezuela es una importante área en el escenario petrolero nacional. Además de la imponente Faja del Orinoco, recién nombrada como la mayor reserva de crudo pesado y extrapesado a nivel mundial, se encuentran campos tradicionales como Pirital y Santa Bárbara, localizados al norte del estado Monagas. En estos campos se desarrollan innumerables trabajos de ingeniería con el propósito de incrementar la producción de los yacimientos y generar estrategias que optimicen la explotación de hidrocarburos en la región. En un gran número de pozos de los campos Pirital y Santa Bárbara se han ejecutado trabajos de reacondicionamiento con el fin de lograr un mejoramiento en las condiciones de flujo y por consiguiente un incremento en la producción de hidrocarburos. Uno de los principales trabajos de reacondicionamiento aplicados ha sido el fracturamiento hidráulico, el cual consiste en la creación de canales de flujo de gran tamaño producto de la inyección de un fluido a presiones superiores a las presiones de ruptura de la formación. En búsqueda de mejorar los esquemas existentes, esta investigación plantea como objetivo principal evaluar técnica y económicamente los trabajos de fracturamiento hidráulico empleados en los pozos PZ-1 y PZ-2 de los Campos Pirital y Santa Bárbara a través del estudio y comparación de las condiciones previas y posteriores al tratamiento de fractura, así como del cotejo con los rangos óptimos de diseño. De esta manera se pretende tener una mejor perspectiva de los futuros trabajos a realizarse en los pozos de estos campos.
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CAPÍTULO I EL PROBLEMA Y SUS GENERALIDADES 1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA Actualmente, el norte de Monagas es una de las áreas de producción de hidrocarburos de mayor importancia para la nación. Comprende campos que han sido y continúan siendo emblemáticos para el desarrollo petrolero nacional, entre los que destacan El Furrial, El Carito, Mulata, El Corozo y particularmente los Campos Pirital y Santa Bárbara, pertenecientes a Petróleos de Venezuela, División Punta de Mata. Para finales de septiembre del año 2013, de los Campos Pirital y Santa Bárbara se han extraído 502,36 millones de barriles de crudo, lo que ha representado un importante aporte en la corriente de crudo de la División. Sin embargo, desde los últimos años se ha producido un descenso en la capacidad productiva de algunos de sus pozos. Tal es el caso de los pozos PZ-1 y PZ-2, que presentaban un alto diferencial de presión en el fondo y una disminución progresiva del aporte de líquido. Para mitigar esta situación, fueron sometidos a actividades de fracturamiento hidráulico. Para la Unidad de Explotación Pirital de la Gerencia de Yacimientos, División Punta de Mata resulta necesario realizar una evaluación de los más recientes diseños de fracturamiento hidráulico aplicados en los pozos que son de su competencia. Esto con miras a realizar mejoras en los diseños propuestos, optimizar los trabajos y reducir los costos asociados a estos procesos.
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Por tal motivo, esta investigación tuvo como objetivo fundamental la evaluación técnica y económica de los trabajos de fracturamiento hidráulico aplicados a los pozos PZ-1 y PZ-2 de los Campos Pirital y Santa Bárbara. Fueron descritas y analizadas las condiciones de los pozos previas y posteriores al tratamiento, para así evaluar el trabajo realizado y establecer recomendaciones para futuras intervenciones que garanticen en un corto plazo un aumento en el caudal de crudo producido y la recuperación del capital invertido.
1.2 OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN 1.2.1 Objetivo General Evaluar técnica y económicamente los trabajos de fracturamiento hidráulico aplicados a los pozos PZ-1 y PZ-2, Campos Pirital y Santa Bárbara.
1.2.2 Objetivos Específicos Identificar las razones que motivaron la aplicación de los trabajos de fracturamiento hidráulico a los pozos PZ-1 y PZ-2. Analizar los diseños de fracturamiento hidráulico aplicados y su efecto en el comportamiento de producción de los pozos después de realizado el tratamiento. Determinar la efectividad de los diseños de fracturamiento hidráulico de los pozos PZ-1 y PZ-2 aplicando la metodología del Índice de Productividad adimensional. Evaluar técnica y económicamente los trabajos de fracturamiento hidráulico aplicados a los pozos PZ-1 y PZ-2.
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1.3 JUSTIFICACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN Para la Unidad de Explotación Pirital este estudio permitió hacer una revisión del diseño y operación de las fracturas hidráulicas aplicadas en los pozos PZ-1 y PZ-2 de los Campos Santa Bárbara y Pirital, para de esta manera establecer nuevas consideraciones que permitan optimizar el manejo y operación de estos campos petroleros. Con el desarrollo de esta investigación fue posible evaluar técnica y económicamente la efectividad de los trabajos de fracturamiento hidráulico aplicados a los pozos PZ-1 y PZ-2 de los Campos Pirital y Santa Bárbara. Se generó así un valioso aporte a la ingeniería de yacimientos y a la experiencia del personal que labora en esa área, contribuyendo a las labores de evaluación y monitoreo que le competen a la Gerencia de Yacimientos de la División Punta de Mata. Adicionalmente, mediante la optimización del diseño de fracturamiento hidráulico se contribuye en gran medida a mejorar los esquemas establecidos y así garantizar los resultados esperados en las futuras actividades de intervención con fracturamiento hidráulico.
CAPÍTULO II MARCO TEÓRICO 2.1 ANTECEDENTES Curiel, F. (2011). “Evaluación de Diseños de Fracturamiento Hidráulico
aplicados en pozos de Gas Condensado, mediante metodología del Índice de Productividad Adimensional, Campos Santa Bárbara y Pirital”. Inicialmente, a las sartas seleccionadas les fue realizado un análisis de la presión y producción antes y después del tratamiento. Se calcularon los índices de productividad adimensionales según las ecuaciones de Economides; para luego ser representados por las gráficas de Romero-Meyer. De esta manera se obtuvieron los rangos en los cuales se encontraban los diseños bajo estudio. Una vez definida la eficiencia de los pozos, se realizó un estudio por Análisis Boston para determinar los pozos fuera del rango óptimo y proponer los candidatos a refracturas. Se obtuvo que el 57% de las 27 sartas estudiadas incrementaron el Índice de Productividad hasta tres veces los valores iniciales. El 68% de los pozos estudiados se encuentran cercanos al rango óptimo según la metodología y cinco de ellos obtuvieron las conductividades de fractura más cercanas al rango óptimo. En total, seis pozos resultaron candidatos a refracturamiento. Martínez, M. (2009). “Aplicación del Índice de Productividad Adimensional
como metodología teórica para evaluar la eficacia del fracturamiento hidráulico para el mejoramiento de la producción del Campo El Carito. Distrito Norte, Venezuela”. El propósito de este estudio fue evaluar la eficacia de los diseños de fractura por medio de la metodología desarrollada por Economides y Valkó a los pozos de petróleo. La conductividad adimensional de la fractura obtenida en los pozos MUC-74L y MUC-117 está cercana al óptimo Cfd. Estos resultados generaron
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incrementos considerables de producción después de los tratamientos de fractura. El Cfd obtenido en los pozos MUC-84 y MUC-16 indica que las dimensiones de las fracturas son demasiado cortas y muy anchas.
2.2 DESCRIPCIÓN DEL ÁREA DE ESTUDIO 2.2.1 Ubicación geográfica del Área Norte de Monagas El área norte de Monagas está localizada al este de Venezuela, en la región norte del Estado Monagas (Ver Figura 2.1); la misma comprende una superficie de aproximadamente 515 kilómetros cuadrados. Está enmarcada entre las poblaciones de Punta de Mata al norte, Santa Bárbara y Musipán al sur, El Tejero al oeste y El Furrial al este (PDVSA, 2001, p.2).
Figura 2.1 Ubicación geográfica del Área Norte de Monagas Fuente: PDVSA (2001) Se distinguen en esta región tres áreas de producción de hidrocarburos denominados: Área Mayor de Santa Bárbara, que comprende los Campos de Santa Bárbara, Muri -Travieso, Pirital, Mata Grande y Tácata; Área Mayor de Jusepín, con los Campos: Furrial, Carito, Mulata, Jusepín, Orocual, Manresa y su extensión
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oriental denominada Chapotal y finalmente el Área de Quiriquire, donde se encuentra el campo del mismo nombre. (PDVSA, 2001, p.3).
2.2.2 Estratigrafía local La columna estratigráfica generalizada del norte de Monagas está representada en su base por la secuencia Precretácica que se apoya discordantemente sobre el basamento Precámbrico del Escudo Guayanés, suprayacente a esta secuencia se encuentran, también en contacto discordante, las unidades estratigráficas cuyas edades están comprendidas entre el Cretácico y el Pleistoceno, con espesor aproximado de 17000 pies, representados en orden cronológicamente ascendentes por las siguientes formaciones: San Antonio y San Juan (Cretácico), cuyo contacto superior se muestra discordante con los sedimentos del Oligoceno de la Formación Naricual (Figura 2.2) (PDVSA, 2001, p.9).
Figura 2.2 Columna estratigráfica generalizada del norte de Monagas Fuente: PDVSA (2001)
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2.2.3 Características de los Campos Pirital y Santa Bárbara Estos campos están divididos en cuatro yacimientos y cinco áreas operacionales como se observa en la Figura 2.3.
Figura 2.3 Distribución de yacimientos de los Campos Santa Bárbara y Pirital Fuente: PDVSA (1997) SBC-1: zona central, constituido por las áreas operacionales 1 y 2. SBC-8: zona Sur, área operacional 3. PIC-1E: zona Norte; área operacional 4. SBC-6: zona Oeste, área operacional 5. De las cinco áreas operacionales las más explotadas son las zonas 1 y 2 correspondientes al yacimiento SBC-1. El yacimiento SBC-1, de los Campos Pirital y Santa Bárbara fue descubierto en el año 1989 con la perforación del pozo SBC-1E (Tejero-1X), representa una de las acumulaciones de hidrocarburos más extensas que opera PDVSA en el Oriente de Venezuela. En la Figura 2.4 se muestra la división vertical del yacimiento SBC-1. (PDVSA, 1997, p.1-3).
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Figura 2.4 División vertical del yacimiento SBC-01 Fuente: PDVSA (1997)
2.2.4 Características petrofísicas Las arenas productoras del área poseen porosidades que oscilan entre 9% y 12% para el Terciario y entre 5% y el 10% para el Cretáceo. A partir de análisis de núcleos, se determinó que la permeabilidad de las arenas en estas formaciones varía en un amplio rango que va desde 6 hasta 300 milidarcies (mD) para el Terciario, y de 6 a 40 mD para la formación Cretáceo. La saturación de agua irreducible de las arenas del Terciario varía entre 10% y el 12%, mientras que para los cuerpos arenosos del Cretáceo la saturación de agua irreducible varía entre 17% y 18%. El contenido de arcilla se ubica entre el 12% y 15% para el Terciario y 15% a 25% para el Cretáceo. (PDVSA, 2004, p.12).
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En general, como se puede observar en la Tabla 2.1, las propiedades petrofísicas de las arenas productoras presentan variaciones marcadas de una formación a otra. Tabla 2.1 Propiedades petrofísicas de las arenas productoras de los Campos Pirital y Santa Bárbara
Característica
Terciario
Cretáceo
Porosidad (Φ)
9-12 %
5-10 %
Permeabilidad (K)
6-300 mD
6-40 mD
Saturación de agua irreducible (Swi) 10-12 %
17-18 %
Contenido de arcilla (Vsh)
15-25 %
12-15 %
2.2.5 Características de los fluidos Los principales yacimientos productores de los Campos Pirital y Santa Bárbara lo constituyen las formaciones Naricual y Cretáceo con un espesor promedio de 3500 pies. La columna petrolífera del campo se caracteriza por una variación de la composición del fluido con la profundidad, lo cual ha sido confirmado por las pruebas iniciales y análisis de fluidos de los pozos del área; así como también por los análisis petrofísicos; dependiendo de la posición estructural de las formaciones, estas pueden contener gas condensado, petróleo volátil y petróleo negro. La segregación composicional de los fluidos se atribuye a las condiciones de presión y temperatura, al gran espesor de la columna estratigráfica (2000 a 3000 pies), a la presencia de elementos pesados en particular fracciones aromáticas y a cantidades significativas de fracciones intermedias de hidrocarburos (C2 a C6), las
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cuales normalmente ubican a las mezclas de hidrocarburos en condiciones próximas a las del punto crítico. Los fluidos en la parte alta de la estructura presentan el comportamiento típico de un gas condensado subsaturado, del cual se obtiene en superficie un condensado poco usual de 36 °API. En las zonas más profundas el fluido tiene un comportamiento de crudo negro subsaturado (Figura 2.5). Entre estas dos regiones coexiste una zona de transición generándose en contraposición una franja de fluido crítico. A esta franja de fluido se ha denominado interfase gas-petróleo, asignándole para efectos prácticos la profundidad de 15800 pies bajo el nivel del mar (p.b.n.m). (PDVSA, 2001, p. 6-10).
Figura 2.5 Columna de fluidos de los Campos Santa Bárbara y Pirital Fuente: PDVSA (2001)
2.3 BASES TEÓRICAS 2.3.1 Mecánica de las rocas La mecánica de las rocas es una ciencia teórica y experimental de la mecánica racional que estudia la respuesta de la roca frente al campo de esfuerzos presentes en su ambiente físico. En el fracturamiento hidráulico, la mecánica de las rocas es importante en la determinación de las propiedades mecánicas y en los estados de
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esfuerzos en sitio en la roca del yacimiento, el cálculo de formación y comportamiento de falla de la masa de la roca y la determinación de la geometría final de la fractura. (PDVSA, 2012, p. 3).
2.3.2 Propiedades mecánicas de las rocas 2.3.2.1 Esfuerzo (σ) Si una fuerza está actuando en un cuerpo con un área determinada perpendicular a la dirección de dicha fuerza, el esfuerzo en este cuerpo es igual a la fuerza dividida por el área. (Economides y Martin, 2007, p.116).
2.3.2.2 Deformación Cuando un cuerpo es sometido a un sistema de fuerzas externas, este experimenta deformaciones con relación a su configuración original como se observa en la (Figura 2.6). Se define la deformación como la relación entre la magnitud de deformación y la extensión de la configuración original no deformada. (Economides y Martin, 2007, p.116).
Figura 2.6 Deformación de un cuerpo sometido a compresión Fuente: Halliburton (2012)
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2.3.2.3 Módulo de Young (E) El módulo de Young o módulo de elasticidad longitudinal es un parámetro que caracteriza el comportamiento de un material elástico, según la dirección en la que se aplica una fuerza. Este módulo de elasticidad es determinado por el cambio en longitud de un material sujeto a esfuerzos de tensión/compresión (Figura 2.7). Básicamente, mide la rigidez de un material. (Economides y Martin, 2007, p.117).
Figura 2.7 Módulo estático de Young Fuente: Halliburton (2012)
2.3.2.4 Relación de Poisson Cuando un material es comprimido, usualmente el cambio en longitud está acompañado de un aumento en el radio (Figura 2.8). La relación de Poisson está definida como la relación entre la deformación latitudinal y la deformación longitudinal. Es una medida de la compresibilidad de un material perpendicular al esfuerzo aplicado. (Economides y Martin, 2007, p.116-117). Esta relación es requerida para computar la presión de iniciación, la presión de cierre
y
para
estimar
(PDVSA, 2012, p.8).
la
extensión
vertical
de
fracturas
hidráulicas.
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Figura 2.8 Cambio de longitud y radio de un cuerpo deformado Fuente: Halliburton (2012)
2.3.2 Fracturamiento hidráulico El fracturamiento hidráulico es una de las técnicas de estimulación más comunes utilizadas a escala mundial, sus usos principalmente fueron direccionados para sobrepasar la zona dañada por las actividades de perforación. Después de la década de 1980, se descubrió su gran contribución en yacimientos de baja permeabilidad, donde han resultado con beneficios mucho más altos que una simple estimulación. Como es bien conocido, el fracturamiento hidráulico es una técnica basada en inyectar un fluido a presiones superiores a los esfuerzos de ruptura de las formaciones para crear un canal preferencial, que se extiende en direcciones opuestas desde el pozo. La longitud de la fractura se propaga en un plano perpendicular a la dirección del esfuerzo horizontal mínimo. Al mantenerse abierta (mediante un agente apuntalante) estas fisuras conductivas aumentan el radio efectivo del pozo facilitando un flujo lineal hacia la fractura y hacia el pozo, tal como se muestra en la Figura 2.9. (PDVSA, 2005, p. 8-9).
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Fenómeno Físico K, µ2, M2, Krg2, Krc2
Pwf1
Pe
Pwf3
P* P*
n ó ) i c s p e l r ( P
K, µ1, M1, Krg1, Krw1
Pwf2
Figura 2.9 Representación gráfica de una fractura hidráulica Fuente: PDVSA (2005) Prats (1961) demostró que excepto por el grado de la fractura, todas las variables de la fractura afectan el funcionamiento del pozo mediante la siguiente relación: C fd
K f .w f .K .x f (2.1)
Donde: Cfd: conductividad adimensional de la fractura K: permeabilidad del yacimiento (mD) xf: longitud de un ala de la fractura (pie) Kf: permeabilidad de la fractura (mD) wf: ancho promedio de la fractura (pie) π: número pi (3,14159)
El fracturamiento hidráulico, es utilizado en formaciones que presentan problemas de arenamiento, precipitación de asfáltenos, yacimientos con baja permeabilidad y altamente dañados, esta técnica de estimulación es usada con el fin
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de corregir y controlar estas situaciones, siendo la baja permeabilidad de la formación la principal causa de un trabajo de fracturamiento hidráulico.
2.3.3 Objetivos del fracturamiento hidráulico En BJ Services (1986), página 5, los objetivos principales de un tratamiento de fracturamiento hidráulico son: Incrementar la tasa de Producción del pozo. Disminuir los diferenciales de presión del pozo, al reducir el daño a la formación. Controlar la producción de arena, deposición de asfaltenos, parafinas y escamas. Atravesar la zona dañada debido a la condensación de líquido en la cara de la arena en pozos de gas condensado. Aumentar el área de drenaje del pozo. Reducir el número de pozos necesarios para drenar el área. Disminuir la velocidad de flujo en la matriz rocosa.
2.3.4 Diseño de fracturamiento hidráulico El diseño de un tratamiento de fractura hidráulica consiste en hallar la mejor relación entre las propiedades del yacimiento, las condiciones del pozo, los parámetros de la operación y los beneficios económicos previstos de la estimulación. Se debe empezar con una evaluación de la extensión del daño, ya que las
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características físicas requeridas de la misma difieren marcadamente entre yacimientos dañados y no dañados. Además del daño también se deben estudiar: Distribución de esfuerzos in situ. Presión del yacimiento. Profundidad. Condiciones físicas del cemento e integridad mecánica del pozo. Área de drenaje. Luego de la validación de parámetros de producción y presión, los principales factores a considerar en el diseño del fracturamiento son la longitud, ancho, alto, conductividad, tipo de fluido y agentes de sostén. (BJ SERVICES, 1986, p.7-8).
2.3.5 Parámetros que intervienen en el proceso de fracturamiento hidráulico 2.3.5.1 Conductividad La conductividad de una fractura es la propiedad definida como el producto de la fractura apuntalada por la permeabilidad del agente de sostén dentro de la fractura (Ver Ecuación 2.2). Es una medida de la capacidad de flujo y generalmente se expresa en mD-pie. Este parámetro es de suma importancia para el éxito de una operación, porque de éste depende el incremento del índice de productividad. (PDVSA, 2012, p. 10)
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C f
K f
W f (2.2)
Donde: K f: permeabilidad de fractura (mD) wf : ancho promedio de fractura (pie)
2.3.5.2 Eficiencia La eficiencia de un trabajo de fracturamiento puede ser definida como el volumen de la fractura dividido por el volumen de fluido (Ver Ecuación 2.3). (PDVSA, 2012, p. 11). E ff
V f V i
W A tp qi
tp (2.3)
Donde: w: ancho promedio de la fractura (pie). qi: tasa de inyección durante el bombeo (bpm). A: área de una cara de la fractura (pies2). t p: tiempo de cierre (min) Una eficiencia con valor de uno (1) o 100 %, representa la inexistencia de pérdida de fluido hacia la formación, por lo tanto el volumen de la fractura es igual al volumen inyectado. Sin embargo, una eficiencia tendiendo a cero significa una pérdida casi total del fluido a la formación y el área de fractura es proporcional a la raíz cuadrada del tiempo, indicando esto último un crecimiento en extensión de la fractura.
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2.3.5.3 Iniciación de la fractura El fracturamiento hidráulico implica la aplicación de una fuerza contra la roca que constituye el yacimiento, lograda por el bombeo de fluido a presión a través del pozo hasta la profundidad en que se quiere lograr la fractura. Esta operación se efectúa con el fin de sobrepasar la resistencia a la tensión de la roca así como el esfuerzo horizontal mínimo, creándose una fractura por tensión en la formación. (PDVSA, 2012, p. 12).
2.3.5.5 Propagación de la fractura Después de aplicar presión hidráulica a la formación para originar una falla o fractura se requiere continuar su aplicación para extenderla más allá del punto de rotura. Esta presión adicional, se denomina presión de propagación. Si después de alcanzada la presión de ruptura de la formación, se sigue inyectando fluido a la fractura, la concentración de esfuerzos alrededor del pozo desaparece y la misma se extenderá en un plano perpendicular al esfuerzo mínimo, siguiendo el camino de la menor oposición o resistencia de la propagación de la misma. (PDVSA, 2012, p. 12). Pérdida de Fluidos de Fractura: Para el cálculo de la geometría de la fractura, se utilizan ecuaciones relacionando con las propiedades de las rocas, los fluidos del reservorio, los fluidos fracturantes y el caudal de inyección. Es importante calcular cual es el caudal filtrado a la formación el cual está determinado por el coeficiente "C" de pérdida de filtrado total d el fluido de fractura. El valor “C” es un coeficiente combinado el cual toma en cuenta tres mecanismos de flujo: CI: pérdida de filtrado determinada por la viscosidad.
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CII: pérdida de filtrado determinada por la viscosidad y compresibilidad de los fluidos del reservorio. CIII: pérdida de filtrado determinada por el revoque el cual se va formando sobre la pared del hoyo cañoneado a medida que el fluido filtra a la formación, también llamado Cw. CI y CII, pueden ser determinados a partir de datos del yacimiento y de la viscosidad del fluido de fracturamiento. CIII o Cw representa un coeficiente dependiente de los aditivos, los cuales se incorporan para disminuir la pérdida por filtrado, debiendo ser determinado experimentalmente. Durante la operación de fractura, todos estos coeficientes actúan simultáneamente y se complementan incrementando su efectividad. (PDVSA, 2012, p. 12-14).
2.3.6 Selección de candidatos Los pozos candidatos para fracturamiento, son los pozos con baja productividad, los que no producen o los que manifiestan indicaciones de deposición de asfaltenos o producción de arena, así como también bajas permeabilidades. Generalmente la mayoría de los pozos son fracturados para eliminar un daño que no puede ser removido por tratamientos químicos, para incrementar su producción o inyectividad o como aplicación adicional para prevenir control de arena. Uno de los puntos críticos del proceso de selección de pozos candidatos es la disponibilidad de información representativa de las características de la roca reservorio y de su variabilidad vertical. Esto es especialmente importante en los casos de yacimientos multicapas con grandes espesores cañoneados, donde incluso la
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procedencia de la producción puede no estar completamente definida. (PDVSA, 2012, p. 15).
2.3.7 Parámetros principales a considerar para la aplicación de un tratamiento de fractura El informe técnico de PDVSA (2012) establece que los principales parámetros a considerar al momento de seleccionar pozos candidatos a la aplicación de un trabajo de fracturamiento hidráulico son los mostrados en la Tabla 2.2, donde se jerarquiza la importancia de estos parámetros en el diseño de una fractura. Tabla 2.2 Parámetros de diseño de fractura
Parámetro Permeabilidad/viscosidad
Símbolo
Unidades mD/cP
% De Peso 25
Factor de daño Grad. de presión del yac.
S GP
Adim. Lpc/pie
20 10
Espesor neto
h
pie
10
Saturación de agua Condición mecánica
Sw WD
% Adim
10 10
D A ø
pie Acres %
5 5 5
Profundidad rea de drenaje Porosidad
/μ
2.3.8 Fluidos de fractura Los fluidos utilizados en el fracturamiento hidráulico, también conocidos como geles de fractura, son generalmente mezclas de polímeros con entrecruzadores de metales pesados y estabilizadores para altas temperaturas, teniendo como fluido base soluciones acuosas de diferentes sales (salmueras) tales como cloruro de sodio,
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cloruro de calcio, cloruro de potasio y bromuro de calcio, aunque algunos fluidos son hechos a base de hidrocarburos y otras sustancias; generalmente se utilizan bactericidas, dado que la presencia de las bacterias en el fluido puede afectar significativamente su efectividad. En una fractura hidráulica, la selección de un adecuado fluido de transporte es uno de los principales factores a tener en cuenta para el éxito de la operación. Su adecuada elección dependerá de un gran número de consideraciones previas obtenidas del análisis de las condiciones particulares del pozo. Las propiedades más importantes que debe cumplir un fluido de fractura son las siguientes: baja pérdida de fluido, buena capacidad de transporte de agente de sostén, baja pérdida de fricción, fácilmente recuperable de la formación compatible con los fluidos de la formación, compatible con productos, causar el mínimo daño a la formación, ser estable a la temperatura de fondo y seguridad en la manipulación. (PDVSA, 2005, p.11).
2.3.9 Etapas principales del fluido de fractura 2.3.9.1 Pre- colchón Fluido ligeramente gelificado o no gelificado que se bombea antes del fluido de fracturamiento. En muchos casos se utiliza un pequeño volumen de ácido clorhídrico para remover escamas o mejorar el estado de las perforaciones de cañoneo. Si antes de comenzar el tratamiento, la tubería del pozo contiene fluido, éste será bombeado y se considerará como un pre-colchón. (PDVSA, 2012, p. 19).
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2.3.9.2 Colchón Fluido gelificado (viscoso) que se bombea antes de agregar el agente de soporte. Entre sus funciones están: Generar una grieta de ancho suficiente para permitir el ingreso del agente de soporte. Absorber las mayores pérdidas por filtrado y reducir así las pérdidas del fluido con agente de soporte. Mantener al agente de soporte alejado de la punta de la fractura para evitar arenamiento en punta. (PDVSA, 2012, p. 19).
2.3.9.3 Desplazamiento Al terminar el bombeo del agente de soporte, se vuelve a bombear fluido limpio con la finalidad de desplazar la mezcla fluido-agente de soporte que pueda quedar en la tubería de producción. (PDVSA, 2012, p. 20).
2.3.10 Tipos de fluido de fractura Fluidos base acuosa: son los más comunes usados en fracturas hidráulicas. Poseen la ventaja de ser fáciles de preparar en el campo y poseer excelentes propiedades de transporte de agente de sostén y control de filtrado. Con el uso de este tipo de fluidos se obtienen las siguientes ventajas adicionales: No existen problemas de incendios. Fácilmente disponibles en todas las áreas.
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Bajo costo. La alta densidad reduce potencia con respecto a los fluidos de base hidrocarburo. Son fácilmente adaptables a las condiciones de cada reservorio. Con el objetivo de mejorar las propiedades del agua como fluido fracturante, se han usado en un principio productos naturales de origen vegetal como la goma guar o celulosas simples. Con el tiempo, se han incorporado otros productos más sofisticados que se adaptan mejor a los requerimientos de alta presión y temperatura de fondo de pozo, y que producen menor residuo. Los productos más usados como gelificantes de fluidos base acuosa son los siguientes: Goma Guar. Hidroxietil celulosa (HEC) Hidroxipropil guar (HPG) Carboximetil hidroxxipropil guar (CMHPG) Carboximetil celulosa (CMC) Carboximetil hidroxietil celulosa (CMHEC) Poliacrilamidas ( PAA) – Sintético Xanatan (XC) – Bacteriano De estos productos existen modificaciones con los que se logra una mejor capacidad de transporte, sobre todo a altas temperaturas. Ese fenómeno se obtiene con el agregado de sustancias activadoras que modifican la estructura molecular con uniones y entrecruzamientos de ligaduras.
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La formación de ligaduras en un fluido gelificado mejora considerablemente las propiedades generales durante la operación de fractura. Con ello se logra incrementar la capacidad de sustentación del agente de sostén, obteniendo fracturas más anchas y al mismo tiempo se reduce la pérdida de fluido a la formación. Todas estas ventajas están relacionadas con el incremento de la viscosidad aparente. (PDVSA, 2012, p. 21-22).
Fluidos base hidrocarburos: los fluidos base hidrocarburos surgieron de la necesidad de contar con un sostén de transporte de grava que no provoque alteración apreciable sobre formaciones altamente sensibles a las soluciones acuosas. (PDVSA, 2012, p. 22).
Fluidos base petróleo: el petróleo crudo cuando se usa como fluido de fracturamiento, no daña las formaciones susceptibles al agua, siempre y cuando no contenga cera o parafina. El petróleo puede producir fracturas más grandes que
la mayoría de los fluidos base agua y además, posee propiedades de arrastre
de arena bastante satisfactorias. La elevada pérdida por circulación limita el uso del petróleo
a las bajas o medianas profundidades, excepto en aquellos pozos
profundos de baja permeabilidad donde no se requieren tasas elevadas de inyección. (PDVSA, 2012, p. 23).
Geles base hidrocarburos de alta viscosidad: actualmente se han desarrollado fluidos de fractura base hidrocarburos que producen viscosidad similar a aquellas descritas para fluidos base acuosa. Los mismos corresponden a geles de hidrocarburos como kerosene, gasoil, condensados y algunos crudos livianos de 40°API o mayores. (PDVSA, 2012, p. 23).
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Estos fluidos poseen las siguientes ventajas: Excelente capacidad de transporte del agente de sostén. No producen daño a las formaci for maciones ones sensibles se nsibles al agua. Son compatibles con los fluidos de formación. Poseen una pérdida por fricción de hasta 80-90%menos que el fluido base para igual régimen de bombeo. Naturalmente, se obtiene pérdidas de fluidos sustancialmente sust ancialmente menores que con el petróleo Mantiene una alta viscosidad, aún a temperaturas de circulación del fondo del pozo. Una vez roto el gel, por acción del ruptor, puede recuperarse el fluido base conjuntamente con la producción del pozo. (PDVSA, 2012, p. 23-24).
Fluidos a base de poliemulsión: la poliemulsión es un fluido hecho por medio de la emulsión de petróleo y agua tratada. Al añadir petróleo crudo y un emulsificante al agua viscosificada, se formará una emulsión de agua-aceite. Este fluido tiene una viscosidad mucho más elevada que el agua viscosificada y es mucho más económico que los supergeles. La emulsión se rompe con el agua salada o por la degradación del polímero. (PDVSA, 2012, p. 24).
Ácidos Gelificados: para los ácidos gelificados son válidas las condiciones mencionadas para los fluidos base acuosa. Los ácidos gelificados deben ser considerados para la emulsión de pozos que requieren fracturas de gran longitud.
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Pueden obtenerse además penetraciones profundas de ácido reactivo y buena estabilización de arcilla. (PDVSA, 2012, p. 25).
2.3.11 Agente de soporte Un agente de soporte o propante es un material utilizado para crear canales de flujo en la fractura y generar el contraste de conductividad entre la formación y el pozo. Son los encargados de mantener la fractura abierta luego de que se libera la carga hidráulica sobre la formación. Este material es forzado hacia la misma por medio del fluido ya reticulado. El objetivo de la colocación del agente de sostén en el interior de la fractura, es mantener la conductividad deseada de la misma, dentro de los límites económicos permitidos. La conductividad de la fractura depende de una serie de factores, relacionados entre sí, como son: tipo, tamaño y uniformidad del agente de sostén, grado de empaque del mismo, grado de trituración y/o deformación, cantidad y manera de colocación. Debido a la interdependencia existente entre todos los elementos que gobiernan el diseño de fracturas, debe tenerse cuidado especial con cada uno de ellos, especialmente cuando se trata del agente de sostén, debido a que es el responsable de lograr la conductividad final de la fractura. (PDVSA, 2012, p. 26).
2.3.12 Tipos de agente de soporte El tipo de apuntalante escogido para mantener abiertas las fracturas y formar un filtro granular es una importante consideración de diseño. Concentraciones más altas de apuntalantes esféricos grandes, minimizan el encapsulamiento y compensan los efectos del flujo turbulento en las fracturas apuntaladas. (Economides, Hill y Ehlig, 1994, p.472).
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2.3.12.1 Agentes de soporte de resistencia intermedia Las arenas recubiertas en resinas pretenden cubrir el espacio entre la arena común y los agentes de sostén de alta resistencia. Por ese motivo, se les designa como de “resistencia intermedia”. Las recubiertas en resinas de curado completo,
cumplen perfectamente este requerimiento. Las de curado parcial, en cambio, poseen menos resistencia inicial, pero una vez ubicadas en la fractura se adhieren entre sí, constituyendo un medio poroso fijo y compacto. Estos agentes de sostén son particularmente útiles en el fracturamiento de pozos gasíferos o aquellos donde se produce una excesiva devolución de arena luego de la fractura. (PDVSA, 2005, p.12-13).
2.3.12.2 Agentes de soporte de alta resistencia La bauxita y los cerámicos son de alta resistencia y se usan en pozos profundos. Presentan el inconveniente de su elevado costo comparado con la arena y otros agentes de sostén. Los agentes de sostén del tipo cerámico desarrollados últimamente son más baratos que la bauxita y de una calidad similar a esta. Con ellos se ha logrado reducir la gran incidencia del costo del agente de sostén sobre el valor total de la operación. Las completaciones de pozos más profundos con altos esfuerzos de cierre de fractura, llevó a la la industria a incrementar incrementar el uso de los los agentes cerámicos sintéticos, como la bauxita, ya que son más resistentes y aumentan la conductividad de la fractura. La mayoría de los tratamientos de fracturamiento y empaque utilizan apuntalantes de este tipo, malla 20/40 y de resistencia intermedia, en los casos que los esfuerzos de cierre no sean excesivos.
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En la Figura 2.10 se muestran las permeabilidades y esfuerzos de cierre para diferentes tipos de apuntalantes que existen actualmente. Por los resultados obtenidos en las estimulaciones, la bauxita se ha convertido en el apuntalante preferido en el Golfo de México, Mar Del Norte, Estados Unidos, entre otros; para mantener la conductividad de la fractura frente a los mayores esfuerzos de cierre que se encuentran en las formaciones más profundas. (PDVSA, 2005, p.13-14).
Figura 2.10 Especificaciones de los apuntalantes utilizados en el fracturamiento Fuente: PDVSA (2005)
2.3.13 Geometría de la fractura El crecimiento y propagación de la fractura en sus dimensiones largo, ancho y alto (Figura 2.11), ocurre durante el proceso de inyección del fluido fracturante PAD, definido como el volumen de fluido bombeado inicialmente para inducir la fractura y abrirla lo suficiente para colocar el agente de soporte. (PDVSA, 2005, p.14).
Figura 2.11 Representación de la geometría de una fractura Fuente: PDVSA (2005)
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La geometría del diseño en una fractura, se ve afectada por los siguientes factores: Propiedades de la roca: permeabilidad, porosidad, tipo de roca. Geometría de roca (esfuerzos máximos y mínimos). Propiedades del fluido de formación. Tasa de inyección del fluido fracturante. Propiedades del fluido fracturante. Volumen del fluido inyectado. Pérdida de fluido en el medio poroso.
2.3.14 Minifrac El minifrac es un fracturamiento previo de diagnóstico y evaluación, con un volumen menor pero representativo del tratamiento principal, es decir, al mismo caudal y con el mismo fluido de fractura, aunque con muy poca o ninguna cantidad de agente apuntalante. El minifrac finaliza con un periodo de cierre para observar la disipación de la presión. Durante la operación se registran las presiones de tratamiento en superficie, aunque en algunos casos especiales se han registrado también presiones de fondo. (Economides y Martin, 2007, p. 106) El minifrac es una prueba que se efectúa con el fin de obtener parámetros para el diseño de la fractura principal, algunos de estos parámetros son:
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Esfuerzo mínimo de la formación de interés: para determinar la presión de cierre de la formación la cual debe corresponder al valor obtenido a partir de la medición de esfuerzos y es puntual para la obtención del gradiente de fractura.
Coeficiente de pérdida del fluido así como su eficiencia: el coeficiente de pérdida del fluido es el tiempo de cierre de la formación y se obtiene cuando se alcanza la presión de cierre. La eficiencia del fluido a usarse durante el tratamiento de fractura, indica el gasto de fractura que se pierde en la formación durante el bombeo ya que es un indicador de la propagación de la fractura. La eficiencia del fluido determina el volumen de la fractura, el porcentaje de colchón requerido para abrir la fractura y se propague correctamente. La ineficiencia del fluido provocaría un arenamiento, daño a la conductividad de la fractura, etc.
Permeabilidad de la formación: este parámetro se estima de la pendiente de declinación de presión antes del cierre de la formación.
Perfil de esfuerzos: es uno de los parámetros más relevantes en la geometría de la fractura y existen varias formas de obtenerlo, una es por medio del Minifrac, donde de un análisis en tiempo real de las presiones de bombeo durante la operación, se obtiene el perfil de esfuerzos.
Perfil de Presiones: el análisis de presiones durante y después del tratamiento de fractura es efectuado para establecer las características y parámetros críticos que gobiernan la propagación de la fractura.
Detección de problemas mecánicos: la prueba, por medio del comportamiento de presión en el espacio anular, puede detectar posibles problemas mecánicos, tal como una comunicación a través del empacador, también las presiones de bombeo indicarían alguna evidencia de una posible falla en la boca del liner.
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Tortuosidad y disparos: durante la prueba de inyección escalonada descendente, se puede obtener la tortuosidad y los posibles problemas de los disparos, evaluando una gráfica de presión contra gasto donde el comportamiento de curva convexa es indicativo de altas fricciones en la zona de los disparos, la curva cóncava indica la presencia de tortuosidad en las vecindades del agujero y la forma lineal indica la mínima fricción de los disparos y sin problemas de tortuosidad. Es recomendable que después del minifrac, se realice un registro de temperatura para verificar el punto de inyección de los fluidos y tener una idea de la altura de la fractura generada durante la inyección. Otro método más preciso para determinar la altura de fractura y concentración areal es a través de la utilización de isótopos radioactivos los cuales trazan ya sea el fluido o el material apuntalante, pudiéndose detectar la ubicación y área de afectación a través de un registro espectral. (PDVSA, 2012, p. 30-32).
2.3.15 Óptimo tratamiento de diseño Los tratamientos de fracturamiento hidráulico son diseñados utilizando diferentes programas computacionales. Existen dos grupos principales de estos, unos llamados simuladores de fractura y otros programas de diseño de fractura. Un simulador de fractura toma como entrada un escenario de tratamiento y, usando información relevante del pozo, yacimiento, fluido fracturante y propante, simula el crecimiento de la fractura, la distribución del propante contenido en ella y la respuesta de presión. El uso principal de los simuladores de fractura es analizar o cotejar datos del tratamiento actual, comúnmente las presiones observadas, y comparar esas presiones con la respuesta del modelo estimado a partir de varios parámetros de la fractura creada. Sin embargo, encontrar el óptimo diseño de fractura para un pozo no es el
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objetivo principal de muchos de estos programas computacionales. De hecho, aún con las versiones más actuales de estos programas, no existe garantía de que el esquema seleccionado sea el óptimo. Michael Economides y colaboradores en 2002, sugieren el primer paso práctico hacia una óptima metodología de diseño. En el libro Diseño Unificado de Fractura, UFD por sus siglas en inglés, la metodología original fue desarrollada la siguiendo los simples modelos de propagación de fractura 2D (KGD y PKN). Desde la publicación de UFD muchas referencias han aparecido en la literatura. Algunos de los conceptos claves de esta metodología son el índice de productividad adimensional (JD), el radio de penetración (Ix), el número de propantes (N p) y la conductividad de la fractura adimensional (Cfd). (Economides y Martin, 2002, p. 141-142)
2.3.15.1 Índice de productividad adimensional (JD) El índice de productividad adimensional de un pozo hidráulicamente fracturado se indica e la Ecuación 2.4: 1
J D Ln(r e )
0.75
0.5 Ln
k f V f k h
0.5 Ln(C fd ) Ln
x f r w
s f
(2.4) Donde: r e: Radio de drenaje del pozo (pie). k f: permeabilidad de fractura (mD). k: permeabilidad de yacimiento (mD).
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Vf: volumen de propante contenido en un ala de la fractura (pie3). h: espesor de la arena (pie). Cfd: conductividad de fractura adimensional. Xf : Longitud de un ala de la fractura (pie). r w: Radio del pozo (pie). sf : efecto de daño del propante. La Ecuación 2.4 sugiere que para un volumen dado de propante de permeabilidad k f, inyectado en un pozo con radio de drenaje r e y un producto de permeabilidad por espesor igual a kh, entonces los primeros tres términos del denominador de la ecuación son una constante. En consecuencia, para que JD sea máximo, los restantes tres términos del denominador deben ser mínimos. Este valor siempre es mínimo para un Cfd igual a 1.6. Valores mayores o menores de Cfd disminuyen el JD. (SPE, 2006, p. 395)
2.3.15.2 Radio de penetración (Ix) El radio de penetración es la relación entre la longitud total de la fractura y dos veces el radio de drenaje del pozo (Ver Ecuación 2.5). El radio de penetración no puede exceder la unidad. (Economides y Martin, 2002, p. 143)
I x
2 x f
x e
(2.5) Donde: Xf : Longitud de un ala de la fractura (pie) Xr : doble del radio de drenaje (pie)
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2.3.15.3 Conductividad de fractura adimensional (Cfd) La conductividad de fractura adimensional es una medida de la capacidad de la fractura de desplazar fluidos al pozo entre la capacidad del yacimiento de desplazar fluidos a la fractura (Ver Ecuación 2.6). (Economides y Martin, 2002, p. 102)
C fd
k f
w
k x f
(2.6) Donde: k f: permeabilidad de fractura (mD) k: permeabilidad de yacimiento (mD) xf : Longitud de un ala de la fractura (pie) w: ancho promedio de la fractura propada (pie)
2.3.15.4 Número de propantes (Np) El número de propantes es la forma más apropiada de representar el tamaño relativo de un tratamiento de fracturamiento hidráulico y se define como la relación entre el volumen propado de la fractura y el volumen del yacimiento, por dos veces la relación entre las permeabilidades del propante y del yacimiento (Ver Ecuación 2.7). (Economides y Martin, 2002, p. 144)
N p
2 k f V p
k V r
(2.7) Donde: k f: permeabilidad de fractura (mD)
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k: permeabilidad de yacimiento (mD) V p: volumen de propante en contenido en la zona productora (pies3) Vr: volumen del yacimiento (pies3) Economides y Martin (2002) encontraron que para un número de propante dado existe un óptimo valor de conductividad adimensional. Para bajos valores de N p (≤ 0,1) el óptimo Cfd es igual a 1,6. Cuando el número de propantes es mayor
(N p>0,1), a causa de un aumento en el volumen de propante o una disminución de la permeabilidad del yacimiento, la condición óptima se produce a mayores valores de Cfd. Al determinar los parámetros N p y JD es posible representarlos en un grupo de curvas teóricas desarrolladas por Romero y Meyer. En los Np≤0,1 (Ver Figura 2.12) la fractura óptima se produce en un Cfd de 1,6. Como resultado, la mejor relación entre longitud y ancho de las fracturas se logran cuando el Cf d se encuentra cercano a los picos de cada una de las curvas. Valores más grandes o más pequeños crean una reducción en el JD alcanzable.
Figura 2.12 JD vs Cfd con Número de Propantes ≤ 0,1 Fuente: Economides y Martin (2007)
37
Para los casos en los cuales Np>0,1 el grupo de curvas a utilizar se indican en la Figura 2.13.
Figura 2.13 JD vs Cfd con Número de Propantes > 0,1 Fuente: Economides y Martin (2007) En las Ecuaciones 2.8 y 2.9, Valkó y Economides (1998) presentan un plan para optimizar el diseño de fractura en los números adimensionales. Ellos demostraron que el índice de productividad máximo está en función del número de propantes:
J D
1 0,990 0,5 ln N prop
Si Np≤ 0,1
(2.8) J D
6
exp
0,423
0,311 N prop
1 0,667 N prop
0,089 ( N prop )2 0,015 ( N prop ) 2
Si Np>0,1 (2.9)
Las Ecuaciones 2.8 y 2.9 muestran que el número propantes tiene un importante impacto en el índice de productividad adimensional. Es por ello que al aumentar el número propantes, el índice de productividad adimensional incrementa. Como se observa en las Ecuaciones 2.10 y 2.11, el valor óptimo de conductividad de fractura adimensional también depende del número propantes.
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C fd
1,6
Si Np≤ 0,1 (2.10)
C fd
6
exp
0,583 1,48 ln N prop
Si 0,1< Np 10
1 0,142 ln N prop
(2.11) Un esquema físico de optimización para diseños de fractura puede ser rápidamente establecido una vez que se ha determinado la conductividad de fractura adimensional óptima propia del tratamiento. Haciendo uso de las Ecuaciones 2.12 y 2.13 es posible determinar las dimensiones de longitud y ancho óptimas de un tratamiento de fracturamiento hidráulico. (Economides y Martin, 2002, p. 144)
k f V f
x f opt
0.5
C fdopt k h
(2.12)
wopt
C fdopt k V f
0.5
k f h
(2.13) Donde: Xfopt: longitud óptima de un ala de la fractura (pie). wopt: ancho óptimo de la fractura (pie). k f: permeabilidad de fractura (mD). k: permeabilidad de yacimiento (mD).
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Vf: volumen de propante contenido en un ala de la fractura (pie3). Cfdopt: Conductividad adimensional óptima. h: espesor de la arena (pie).
2.4 DEFINICIÓN DE TÉRMINOS BÁSICOS Daño de formación: se define como la reducción de permeabilidad de una zona productora en la vecindad del pozo, esta puede ser causada durante las operaciones de perforación, completación o producción de un pozo. (CIED, 2008, p. 6).
Índice de productividad (J): es una medida del potencial del pozo o de la capacidad para producir los fluidos del yacimiento, por lo que es uno de los parámetros más importantes utilizados para analizar el comportamiento de afluencia de los pozos productores. (CIED, 2008, p.14)
Permeabilidad (k): representa la capacidad que posee una roca para permitir que los fluidos se muevan a través de la red de poros interconectados. (Escobar, 2005, p. 9).
Porosidad (Φ): es la propiedad de una roca de tener espacios vacios entre granos, de manera que en ellos se puedan almacenar hidrocarburos u otros fluidos. (Escobar, 2005, p. 9).
Presión de fondo fluyente (Pwf): es la presión que se mide en el fondo del pozo a nivel de la zona productora, en condiciones de flujo gobernadas por un reductor. (CIED, 2008, p.10)
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Presión de yacimiento (Py): es la presión ejercida por el peso de los estratos suprayacentes a la acumulación de fluidos, dicha presión está regida por la profundidad. (CIED, 2008, p.11).
Reductor: dispositivo mecánico colocado aguas abajo del cabezal de un pozo, para controlar el caudal de producción de fluidos. (CIED, 2008, p.17).
CAPÍTULO III MARCO METODOLÓGICO 3.1 TIPO DE INVESTIGACIÓN El tipo de investigación llevada a cabo fue de tipo descriptiva. Se estudiaron las condiciones estáticas y dinámicas de los pozos PZ-1 y PZ-2 con el propósito de evaluar los trabajos de fracturamiento hidráulico aplicados a los mismos. Al respecto Arias, (2006) menciona lo siguiente: “La investigación descriptiva consiste en la caracterización de un hecho, fenómeno, individuo o grupo, con el fin de establecer su estructura o comportamiento”. (p.24).
3.2 DISEÑO DE LA INVESTIGACIÓN El diseño de la investigación fue de tipo documental. Los datos necesarios para el cumplimiento de los objetivos fueron recopilados sin realizar modificaciones, se obtuvieron de la base de datos de la empresa, de bases teóricas tomadas de trabajos de investigación, libros e informes técnicos. En relación a lo antes mencionado Arias, (2006) expresa lo siguiente: La investigación documental consiste en la búsqueda, recuperación, análisis, crítica e interpretación de datos secundarios, es decir, los obtenidos y registrados por otros investigadores en fuentes documentales: impresas, audiovisuales o electrónicas. (p.28).
3.3 POBLACIÓN Y MUESTRA Según Arias, (2006) “la población, o en términos más precisos población
objetivo, es un conjunto finito o infinito de elementos con características comunes para los cuales serán extensivas las conclusiones de la investigación.” (p.81). El
41
42
mismo autor define la muestra como un “subconjunto representativo y finito que se extrae de la población accesible.” (p. 81).
La población correspondiente a este estudio fue considerada igual a la muestra. Estuvo representada por los pozos PZ-1 y PZ-2, asociados al yacimiento SBC-1 de los Campos Pirital y Santa Bárbara, estos fueron estudiados a fin de realizar la evaluación técnica y económica de los trabajos de fracturamiento hidráulico aplicados.
3.4 PROCEDIMIENTO METODOLÓGICO 3.4.1 Identificación de las razones que motivaron la aplicación de los trabajos de fracturamiento hidráulico a los pozos PZ-1 y PZ-2. Para el desarrollo de este objetivo fue recopilada información referente a la historia productiva de los pozos PZ-1 y PZ-2, así como propiedades petrofísicas, estructurales y estratigráficas. Se examinó la documentación física y digital existente en las bases de datos de la empresa, pruebas de producción, informes de progreso, post mortem de los pozos, notas técnicas, entre otros. Haciendo uso del programa computacional corporativo OFM se realizaron reportes de producción y gráficos que permitieron visualizar el comportamiento de producción de fluidos. Con herramientas como Sisub y Centinela fueron revisados los trabajos realizados a los pozos, esto permitió adquirir una mayor comprensión del comportamiento de los mismos.
43
3.4.2 Análisis de los diseños de fracturamiento hidráulico aplicados y su efecto en el comportamiento de producción de los pozos después de realizado el tratamiento. Para el logro de este objetivo fueron descritas y analizadas las características de los diseños de fracturamiento hidráulico simulados por la empresa de servicios mediante el programa computacional corporativo Fracpro. Fue sustraída información del minifrac y fractura principal, volumen de gel lineal y reticulado, tasa y presión de bombeo, tipo, concentración y sacos de apuntalante, eficiencia de los fluidos, entre otros. Se revisaron las pruebas de producción realizadas a los pozos PZ-1 y PZ-2 posterior al tratamiento de fractura con el objeto de verificar el incremento de la producción. Haciendo uso de herramientas como OFM y CHAIMA se realizaron representaciones gráficas para visualizar el ganancial de crudo obtenido y las mejoras en la presión de cabezal.
3.4.3 Determinación de la efectividad de los diseños de fracturamiento hidráulico de los pozos PZ-1 y PZ-2 aplicando la metodología del índice de productividad adimensional Aplicando las ecuaciones de Economides se determinó el índice de productividad adimensional, el número de propantes y la conductividad adimensional de la fractura. Una vez obtenidos estos parámetros fueron graficados en las curvas teóricas de Romero y Meyer. Se pudo así determinar la efectividad de estos tratamientos según la metodología del índice de productividad adimensional. Para la aplicación de la metodología del índice de productividad adimensional se requerían parámetros relativos a la formación y al diseño del tratamiento de
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fracturamiento hidráulico. La Figura 3.1 muestra los parámetros de entrada requeridos en la hoja de cálculo para el desarrollo de la metodología.
Figura 3.1 Información requerida en la aplicación de la metodología Una vez conocido el tamaño relativo de los trabajos (N p), fue posible determinar las dimensiones óptimas de cada uno de los tratamientos y su diferencia con las dimensiones reales, empleando para ello las Ecuaciones 2.12 y 2.13.
3.4.4 Evaluación técnica y económica de los trabajos de fracturamiento hidráulico aplicados a los pozos PZ-1 y PZ-2. Basados en los resultados obtenidos en los objetivos anteriores, fueron evaluados técnicamente los trabajos de fracturamiento aplicados a los pozos PZ-1 y PZ-2. Para ello se realizó una revisión detallada de la información operacional, la geometría de la fractura obtenida y las condiciones de producción de los pozos posterior a la aplicación de la fractura. En esta etapa también fue realizada una comparación entre los trabajos de fracturamiento hidráulico aplicados a los pozos PZ-1 y PZ-2 y los tratamientos
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realizados a una población de 26 pozos fracturados en los Campos Santa Bárbara y Pirital durante el período comprendido entre los años 1996 y 2008. Se estudiaron parámetros importantes como longitud, ancho, cantidad de propante y fluidos bombeados durante las operaciones de aquellos pozos cuyos tratamientos fueron considerados óptimos según la metodología del índice de productividad adimensional. Adicionalmente, mediante la utilización del programa computacional corporativo See Plus fue realizada una evaluación económica de los trabajos de fracturamiento hidráulico aplicados a los pozos PZ-1 y PZ-2. Se utilizaron indicadores económicos como Valor Presente Neto (VPN), Eficiencia de la Inversión (EI) y Tiempo de Pago Dinámico (TPD). Previo a la realización de la evaluación económica, fue requerida información relativa a los costos asociados a los trabajos de fracturamiento hidráulico aplicados en los pozos PZ-1 y PZ-2, así como tasa de declinación de ambos pozos, tiempo de la actividad, ganancial obtenido y RGP.
3.5 TÉCNICAS E INSTRUMENTOS UTILIZADOS EN LA RECOLECCIÓN DE INFORMACIÓN 3.5.1 Técnicas Para el desarrollo de esta investigación se contemplaron técnicas de recolección de información como orientación directa con el personal especializado que labora en la Gerencia de Yacimientos de la División Punta de Mata, tales como, ingenieros de yacimientos y geólogos para obtener los conocimientos necesarios para la comprensión de las características del área. Se manejaron la consulta bibliográfica
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disponible relacionada con el tema en estudio: textos, manuales, informes técnicosoperacionales, tesis, guías e Internet.
3.5.2 Instrumentos Centinela Es un sistema automatizado que sirve de apoyo para facilitar información contable, operacional y de las instalaciones, asegurando flexibilidad de respuesta a los objetivos de producción e inyección; control, seguimiento y análisis de las operaciones de producción actuales y futuras.
Oil Field Manager (OFM) Es una herramienta desarrollada por Schlumberger (Goequest) adaptada por PDVSA que contiene información de ubicación de los campos, yacimientos y pozos. OFM posee un poderoso conjunto de aplicaciones para automatizar tareas, compartir datos y relacionar la información necesaria.
SEE Plus SEE Plus es una herramienta utilizada por PDVSA para homologar procedimientos, conceptos y lineamientos que permitan determinar la rentabilidad de sus proyectos bajo distintos escenarios económicos, además permite realizar un gráfico de sensibilidad con el propósito de investigar cuan susceptible es el valor presente neto del proyecto a los cambios en los par ámetros como costos e ingresos.
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3.6 RECURSOS 3.6.1 Humanos Para la realización de este proyecto se contó con el apoyo y asesoría del personal de la Gerencia de Yacimientos, División Punta de Mata. El desarrollo metodológico del proyecto estuvo orientado por profesores pertenecientes a la Escuela de Ingeniería de Petróleo de la Universidad de Oriente, Núcleo de Monagas.
3.6.2 Materiales Entre los recursos materiales empleados en la investigación se contó con las herramientas que proporciona PDVSA, incluyendo equipos de oficina como computadora, impresora, fotocopiadora; material informativo concerniente al tema de estudio como informe final de pozos, manuales, informes técnicos, así como también herramientas de aplicación e información como CENTINELA, programas computacionales corporativos y Hojas de Cálculo. También se utilizaron los recursos proporcionados por la casa de estudio, especialmente el material bibliográfico perteneciente a la biblioteca y a la sala de tesis de la Universidad de Oriente, Núcleo de Monagas.
3.6.3 Financieros Los recursos concernientes a impresión de documentos, fotocopiado, asistencia técnica del personal, entre otros aspectos necesarios para la ejecución del estudio, fueron proporcionados por la Gerencia de Yacimientos de PDVSA, División Punta de Mata.
CAPÍTULO IV ANÁLISIS DE RESULTADOS 4.1 IDENTIFICACIÓN DE LAS RAZONES QUE MOTIVARON LA APLICACIÓN DE LOS TRABAJOS DE FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO EN LOS POZOS PZ-1 Y PZ-2 Los pozos PZ-1 y PZ-2 resultaron candidatos a estimulación posterior a la aplicación de un análisis Boston realizado a una cesta de 29 pozos de los Campos Santa Bárbara y Pirital, estos pozos fueron estudiados considerando como premisas al índice de productividad, diferencial de presión en fondo, capacidad de flujo y tasa de producción. Los detalles de la aplicación del análisis Boston son mostrados en el Apéndice A.
4.1.1 Pozo PZ-1 El pozo PZ-1 es un pozo productor de crudo ubicado al noreste del yacimiento SBC-1, área tradicional del Campo Pirital. Su perforación fue iniciada en el mes de diciembre del año 2008 y fue completado originalmente en agosto del año 2009, resultando una completación sencilla como se muestra en el Apéndice B. En septiembre del año 2009 se llevó a cabo el cañoneo original del pozo en las arenas del yacimiento SJN SBC-1, con un total de 87 pies de arena abierta a producción. Se abrió el pozo con reductor de 1/4 de pulgada y posteriormente se realizaron pruebas de producción con reductores de 1/4, 3/8 y 1/2 pulgada, los resultados se muestran en la Tabla 4.1.
48
49
Tabla 4.1 Pruebas de producción posterior al cañoneo del Pozo PZ-1
RED
P. Cab.
Qo
Qo
QG
%AyS
(Pulg)
(lpc)
(BBPD)
(BNPD)
(MMPCND)
(PCND/BN)
(horas)
1/4 3/8 1/2
3200 3000 2800
1068 2412 3750
1058 2390 3716
1,18 2,13 3,72
1105 883 992
11 4 4
0,90
RGP
°API Duración 32,30
Desde el 5 al 7 de octubre del año 2009 fue realizado un gradiente dinámico con reductor de 1/2 pulgada hasta la profundidad de 16820 pies, observando en fondo un gradiente de 0,226 libras de presión por cada pie de profundidad. Posteriormente se realizaron cambios de reductor a 5/8 y 3/4 de pulgada realizando pases PLT y gradiente dinámico con cada uno de ellos, determinándose, a la profundidad de 16944 pies (punto medio de los perforados), lo indicado en la Tabla 4.2. Tabla 4.2 Resultados del gradiente dinámico del pozo PZ-1 Reductor (pulg) 1/2 5/8 3/4
Pwf (lpc) 7020 6909 6780
Pcab (lpc) 3400 2850 3000
El 7 de noviembre del 2009, fue realizado un gradiente dinámico de presión y temperatura (BHP-BHT), donde se determinaron gradientes promedios de 0,20 a 0,23 lpc/pie y gradientes en fondo de 0,22 lpc/pie, lo cual corresponde a la presencia de un crudo volátil. En función de los resultados obtenidos durante la evaluación, se propuso realizar la prueba de completación oficial con reductor de 5/8 de pulgada. En la Tabla 4.3 se muestran los resultados de la prueba oficial de producción a estación.
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Tabla 4.3 Resultados Prueba Oficial de Producción
Estación
Fecha
C.O.T.
06-01-10
Qo (BBPD) 2869
Qo (BNPD) 2829
Qg RGP (MMPCD) (PCN/BN) 13,58 4803
RED. (Pulg.) 5/8
4.1.1.1 Descripción petrofísica del yacimiento SJN SBC-1 El horizonte es característicamente masivo en toda su extensión, las variaciones petrofísicas en el mismo están influenciadas por las estructuras internas que presentan las areniscas; las cuales son interpretables a partir de perfiles de imágenes resistivas. Posee buena calidad de roca, con predominio de Petrofacies Macroporosas tipo 1 (Ver Apéndice B). Algunos datos petrofísicos del intervalo cañoneado 16903-16990 pies, se resumen en la Tabla 4.4. Tabla 4.4 Datos petrofísicos del intervalo 16903-16990 pies
Pozo PZ-1
Intervalo
Espesor
ANP
Vsh
Porosidad Permeabilidad
(pies)
(pies)
(pies)
%
%
mD
16903-16990
87
87
6
8
15
Otros parámetros de interés de la formación productora son resumidos en el Apéndice C.
4.1.1.2 Comportamiento de producción del pozo PZ-1 En el Gráfico 4.1 se muestra el comportamiento histórico de producción del pozo PZ-1. Éste comenzó produciendo aproximadamente 1730 BPD de petróleo, 2418,76 PCD de gas y 30,75 BPD de agua. Luego de tres meses desde su
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completación, en el mes de noviembre del año 2009, el pozo alcanzó su punto de producción de petróleo más alto, con un total de 3961,88 BPD. Desde principios de l año 2010 hasta finales del año 2011 el pozo mantuvo una producción prácticamente constante, rondando los 2200 BPD de petróleo, 15000 PCD de gas y 36 BPD de agua. A partir de esa fecha se produjo una progresiva declinación de producción, sumado a una disminución en la presión de cabezal, indicativo de una pérdida de productividad.
Historia de Produccion PZ-1 3000
4000
2400 ) l b M 1800 ( P N
3200 2400
1200
1600
600
800
0
0 2009
10
11
12
13
20000
25000
) l 16000 b b / f 12000 c ( P 8000 G R
20000 15000 10000
4000
) d / c p M ( g Q
5000
0
0 2009
10
11
12
13
60000
) s l b ( p W
) d / s l b ( o Q
90 75
45000
60 30000 45 15000
) d / s l b ( w Q
30
0
15 2009
10
11
12
13
FECHA
Gráfico 4.1 Comportamiento de producción del pozo PZ-1 En enero de 2012 fue realizada una captura de información que evidenciaba la existencia de un alto diferencial de presión en el fondo del pozo, aproximadamente 3600 lpc, atribuyéndose la mayor parte de éste a un daño considerable, determinado
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por prueba de restauración de presión en el orden de 151. A causa de este factor se genera una significativa pérdida de energía a través de los intervalos perforados afectando negativamente la productividad del pozo. Para marzo de 2012 el pozo se encontraba fluyendo en condiciones subcríticas (Pcab < 2 Plin;). Ya evaluados los niveles de producción y habiéndose verificado buenas condiciones a nivel del cabezal del pozo y libre de obstrucción en tubería, se crea una situación de especial atención sugiriendo la intervención del pozo para su mejoramiento. Debido al alto diferencial de presión asociado al daño, a las condiciones de flujo adversas y a la baja producción de este pozo, en abril del año 2012 se realizó el primer reacondicionamiento, adicionando el intervalo 16985-17010 pies y recañoneando el intervalo 16903-16985 pies. Esto con la finalidad de disminuir el daño y mejorar la conectividad pozo-yacimiento. Posterior al primer reacondicionamiento se pudieron observar mejoras puntuales en las condiciones de superficie. Sin embargo el pozo mostró una progresiva declinación en la presión de cabezal posterior a reacondicionamiento realizado en abril de 2012 (Ver Gráfico 4.2). Fue estimado, mediante el análisis nodal, un factor de daño de 157 y un diferencial de presión de 2983 lpc. Se decidió realizar el segundo reacondicionamiento en agosto del año 2012, donde fueron recañoneados 87 pies, sin observarse resultados satisfactorios.
53
Gráfico 4.2 Comportamiento de parámetros de superficie. Pozo PZ-1
4.1.2 Pozo PZ-2 El pozo PZ-2, perteneciente al yacimiento SBC-1, del Campo Pirital inicia su perforación en el mes de octubre del año 2012, siendo completado originalmente en agosto del año 2013, resultando en una completación sencilla (Ver Apéndice B). Se encuentra ubicado estructuralmente al este de la cresta del pliegue asimétrico de rumbo N 75° E, definido en el área del Campo Pirital. El área donde se ubica el pozo PZ-2, está limitada estructuralmente por tres fallas, dos inversas y una normal, con buzamiento noreste. Su cañoneo original fue realizado del 22 al 24 de agosto del año 2013 en el intervalo 16610 – 16666 pies para un total de 56 pies de arena abierta a producción en la formación San Juan. Posterior al cañoneo original se realizó una prueba de producción cuyo resultado se resume en la Tabla 4.5.
54
Tabla 4.5 Resultados de pruebas realizadas post cañoneo original. Pozo PZ-2
RED
P. Cab. P. Lín.
Qo
Qo
Qg
%AyS
(Pulg)
(lpc)
(lpc)
(BBPD)
(BNPD)
(MMPCND)
7/16
1200
620
1058
1047
1637
RGP
ºAPI
(PCND/BN)
1
1660
33,3
4.1.2.1 Descripción petrofísica del horizonte San Juan El horizonte es característicamente masivo en toda su extensión, las variaciones petrofísicas en el mismo están influenciadas por las estructuras internas que presentan las areniscas; las cuales son interpretables a partir de perfiles de imágenes resistivas. Posee buena calidad de roca, con predominio de Petrofacies Macroporosas tipo 1 (Ver Apéndice B). Algunos datos petrofísicos se resumen en la Tabla 4.6 Tabla 4.6 Datos petrofísicos del intervalo 16610-16666 pies
Pozo
Intervalo
Espesor
ANP
Vsh
Porosidad Permeabilidad
(pies) 56
(pies) 56
%
%
PZ-2
(pies) 16610-16666
6
8
mD 20
Otros parámetros del yacimiento utilizados por los ingenieros para la interpretación de pruebas de presión y registros de producción se muestran en el Apéndice C.
4.1.2.2 Litología En términos generales la secuencia productora atravesada por el pozo PZ-2, se caracteriza litológicamente por el desarrollo predominante de areniscas de buen espesor de característica cuarzo cristalino, en parte gris claro a oscuro, de granulometría variable de medio a grueso, de forma subredondeado, moderadamente
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consolidada, buena selección, cemento silíceo, alternadas con lutitas de color gris oscuro,
en
bloque,
ocasionalmente
laminar,
compacta
con
inclusiones
microcarbonosas, ocasionalmente trazas de carbón.
4.1.2.3 Análisis estratigráfico Con la perforación del pozo PZ-2 se contactaron las formaciones geológicas desde el Pleistoceno hasta el Cretáceo, estas edades abarcan la Formación Mesa-Las Piedras, Formación Carapita (Carapita E), Formación Merecure (desde NAR-1 hasta NAR-4) y San Juan (NAR-5 y KP). La Tabla 4.7 muestra las formaciones y unidades atravesadas. Tabla 4.7 Topes por formaciones y unidades geológicas
En la Figura 4.1 se muestra una sección estratigráfica en dirección Oeste- Este, incluyendo los pozos productores PZ-4 y PZ-5, En términos generales, existe continuidad lateral y vertical de los depósitos de canales asociados a las diferentes unidades de flujo así como de los marcadores estratigráficos que delimitan las areniscas productoras a nivel del yacimiento, no se distingue la presencia de eventos estructurales mayores o menores que ocasionen la modificación en la posición u ocurrencia de la secuencia estratigráfica de interés en el pozo PZ-2.
56
Figura 4.1 Sección estratigráfica en dirección Oeste – Este El pozo PZ-5, completado en la misma formación objetivo que el pozo PZ-2, presenta una producción de petróleo de alrededor de 2600 BNPD y una relación gas petróleo (RGP) de 6808 PCN/BN, por lo que se esperaba un comportamiento de producción similar para el pozo PZ-2. Adicionalmente, el distanciamiento en fondo es superior a los 500 metros por lo que fue estimado que el área de drenaje en ambas sartas no sería interferida a mediano o largo plazo.
4.1.2.4 Comportamiento de producción El pozo PZ-2 inició su producción con 1034 BPD de petróleo, 2044 MPCD de gas y 100 BPD de agua. La producción de petróleo y gas se mantuvo prácticamente constante durante todo el mes de septiembre, sin embargo la producción de agua incrementó progresivamente, alcanzando para finales del mes aproximadamente 122 BPD. A partir del mes de octubre, el pozo comienza a mostrar una continua declinación de producción como se observa en el Gráfico 4.3. Para finales del mes, la
57
producción de petróleo era de 880 BPD, la de gas era de 1500 MPCD y la de agua era de 100 BPD. Historia de Produccion PZ-2
) l b M ( P N
75
1040
60
1000
45
960
30
920
15
880
0
) d / s l b ( o Q
840 AUG
SEP
OCT
2013
) l b b / f c ( P G R
1980
2100
1920
1950
1860
1800
1800
1650
1740
) d / c p M ( g Q
1500 AUG
SEP
OCT
2013
) s l b ( p W
750
12.6
600
12.0
450
11.4
300
10.8
150
10.2
0
) d / s l b ( w Q
9.6 AUG
SEP
OCT
2013
Gráfico 4.3 Histórico de producción del pozo PZ-2 Como se observa en el Gráfico 4.4, desde su puesta en producción a finales del mes de agosto del año 2013, el pozo PZ-2 ha venido mostrando una marcada declinación en la presión de cabezal. Inicialmente, mostraba una presión de 1400 lpc pero para finales de septiembre del mismo año, contaba con una presión de aproximadamente 1100 lpc en el cabezal de producción.
58
Gráfico 4.4 Comportamiento de presión del pozo PZ-2 El pozo PZ-2 ha venido mostrando una declinación progresiva en las condiciones de producción, razón por la cual en septiembre del 2013 se realizó una captura de información a fin de diagnosticar las condiciones dinámicas en la columna de fluido. De la cual se obtuvo un gradiente de presión en fondo de 0,17 Lpc/pie, una presión de fondo fluyente de 3772 lpc a 16638 pies (PMP) y una presión de cabezal 1300 lpc, lo que sugiere una caída de presión de aproximadamente 2200 lpc. Tomando en consideración el comportamiento de producción de sus pozos vecinos y las características litológicas y estratigráficas antes descritas, para el pozo PZ-2 se pronosticaba un escenario productivo más prometedor. Sin embargo, como se
59
pudo apreciar en los Gráficos 4.3 y 4.4, el pozo ha venido disminuyendo el aporte de fluidos y ha presentado una marcada caída en las condiciones de superficie. Considerando las propiedades petrofísicas y el comportamiento productivo de los pozos PZ-1 y PZ-2 descritas anteriormente, fue posible determinar que en el caso particular del pozo PZ-1 se opta por la intervención con fracturamiento hidráulico porque el pozo no respondía satisfactoriamente a las técnicas de estimulación a las cuales fue sometido en un par de ocasiones. Adicionalmente, el pozo presentaba una reducción en el aporte de líquidos causado por valores elevados tanto de daño como de diferencial de presión en fondo. En el caso del pozo PZ-2, se estima la presencia de un alto daño causado por las actividades de perforación y completación. Su relación con los pozos vecinos indicaba la posibilidad de obtener una mayor producción de crudo. Sin embargo por presentar un bajo índice de productividad, un elevado diferencial de pres ión en fondo y una baja capacidad de flujo, fue propuesto para la aplicación de un tratamiento de fracturamiento hidráulico. La intervención de los pozos PZ-1 y PZ-2 fue realizada en septiembre y noviembre del año 2013 respectivamente. Con la aplicación de esta técnica se esperaba incrementar la conexión yacimiento – pozo a través de la creación de canales altamente conductivos y así aumentar el aporte de fluidos a la corriente de la División.
60
4.2
ANÁLISIS
DE
LOS
DISEÑOS
DE
FRACTURAMIENTO
HIDRÁULICO APLICADOS Y SU EFECTO EN EL COMPORTAMIENTO DE PRODUCCIÓN DE LOS POZOS DESPUÉS DE REALIZADO EL TRATAMIENTO 4.2.1 Diseños de fractura en los pozos PZ-1 y PZ-2 Para realizar el tratamiento de fractura de los pozos PZ-1 y PZ-2, se requería información de geología estructural, secciones estratigráficas, evaluaciones petrofísicas, diagramas mecánicos y condiciones generales, tanto de los pozos como de la formación, previamente descritas en la etapa anterior. Los parámetros relativos a las propiedades mecánicas de la roca, como módulo de Young, relación de Poisson, esfuerzo y gradiente de esfuerzo de los pozos PZ-1 y PZ-2 en sus intervalos correspondientes, se resumen en el Apéndice C.
4.2.1.1 Fluido de Fractura El fluido de fractura recomendado para la aplicación de las fracturas hidráulicas de los pozos PZ-1 y PZ-2, fue un gel base agua constituido por goma Guar modificada HPG (Hidroxipropyl Guar) el cual se reticula con Borato y Zirconio. Las concentraciones tanto del gel HPG, como de su reticulante y el respectivo rompedor dependen de las condiciones de profundidad, temperatura, fricción, tiempo de operación, pH, entre otras. Para el caso específico de los tratamientos de fracturas aplicados a ambos pozos, fue sugerido un gel con carga resistente a altas temperaturas. En la Figura 4.2 se observa la apariencia del gel una vez reticulado.
61
Figura 4.2 Gel de fractura reticulado Este sistema de fluido proporciona más de 60 cP de viscosidad después de tres horas a 180°C de corte. Mediante experimentos previos a las operaciones de fractura, se demostró que la viscosidad del fluido roto era menor a 5 cP, mostrando un excelente rendimiento de ruptura. La baja tensión del surfactante fue garantía de que el fluido roto tendría fácil manejo para las operaciones de retorno.
4.2.1.2 Agente apuntalante Al hacer referencia a tratamientos de fracturamiento hidráulico realizados previamente en el yacimiento SBC-1 se observa que la presión de cierre es de alrededor de 5769 lpc.
Fue recomendado el tipo de apuntalante 20/40 fuerza
intermedia de cerámica, el cual posee excelente resistencia al aplastamiento en una amplia gama de aplicaciones. El propósito del apuntalante no es sólo prevenir que la fractura se cierre una vez detenido el bombeo, sino también proporcionar una fractura apuntalada adecuada para introducir el fluido de formación en el pozo. En el Apéndice C se muestra más información del propante utilizado en las fracturas de los pozos PZ-1 y PZ-2.
62
4.2.2 Operación del minifrac del pozo PZ-1 El minifrac del pozo PZ-1 comenzó el día 28 de Septiembre. Durante la operación fueron bombeadas a la formación 3500 libras de propante de proporción 20/40 a una tasa de flujo de 35 barriles por minuto (bpm). Luego, la tasa de bombeo fue reducida desde 35 hasta 15 bpm de forma escalonada, deteniéndose el bombeo en 15 bpm. Según el análisis de la data obtenida durante la operación, la formación rompe cuando se observa una presión de superficie de 6300 lpc. Cuando la tasa de bombeo rondaba los 35 bpm, la presión incrementó hasta un máximo de 8500 lpc. Al bombear el PAD a la formación, la presión de operación se redujo y fluctuaba entre 5000 y 5200 lpc. Durante la etapa de desplazamiento, la presión en superficie se incrementó hasta 5500 lpc. La presión de parada de bombeo fue de 2652 lpc, para un total de 835 bls de fluido bombeado. Los detalles de las curvas del minifrac se muestran en el Apéndice D. Los resultados obtenidos a partir de la operación del minifrac mostraron lo siguiente: Cerca la cara del pozo la presión de fricción es de 1037 lpc. La fricción en el intervalo perforado es de 264 lpc. La presión de cierre de la formación es de 10509 lpc El gradiente de esfuerzo es de 0.638 lpc/pie.
63
4.2.3 Fractura hidráulica del pozo PZ-1 La fractura principal fue llevada a cabo en concordancia al diseño de fractura planteado. Las curvas de la operación de fractura se muestran en el Gráfico 4.5.
Gráfico 4.5 Curvas de la fractura principal En la fractura principal se bombearon un total de 164500 libras de propante de proporción 20/40 a una tasa de bombeo de 33 bpm. La concentración del propante varió desde 1 a 8 lpg. La presión en la tubería durante la operación de fractura fluctuó desde 5000 lpc hasta 4000 lpc mientras se aumentaba la concentración de propante. Durante la operación de fractura un total de 2005,4 bls de fluido de fractura fueron bombeados a la formación. En el desplazamiento, la tasa de bombeo se fue disminuyendo de 33 bpm hasta 28, 26 y 24 bpm. Resultando de esta manera la presión de parada de bombas a 3300 lpc.
64
4.2.4 Geometría de la fractura del pozo PZ-1 Con el diseño de fracturamiento hidráulico del pozo PZ-1 se pretendía disminuir el elevado diferencial de presión en fondo que éste presentaba, estimado en 3188 lpc. En función del diseño de fractura en el pozo PZ-1, se obtuvo una longitud de fractura empaquetada de 303 pies, una altura de 127 pies y un ancho promedio de 0,248 pulgadas. La Figura 4.3 es una representación gráfica de la geometría de la fractura resultante en el pozo PZ-1.
Figura 4.3 Representación gráfica de la geometría de la fractura del PZ-1
4.2.5 Comportamiento de producción del pozo PZ-1 después de la aplicación del tratamiento de fractura hidráulica Para el 26 de abril del año 2013, antes de la aplicación del tratamiento, el pozo producía 671 barriles diarios de petróleo con una RGP de 14696 PCN/BN. La última prueba del pozo posterior a la fractura calificada como buena, indica una tasa diaria de petróleo de 1627,8 barriles con una RGP de 16587 PCN/BN. En el Gráfico 4.6 es posible visualizar el ganancial de crudo obtenido como resultado de la fractura aplicada.
65
Gráfico 4.6 Tasa de crudo antes y después de la fractura El pozo refleja un ganancial de petróleo de 956,8 barriles diarios. La Tabla 4.8 resume las condiciones de producción del PZ-1 antes y después de la aplicación de fracturamiento hidráulico. Tabla 4.8 Condiciones de producción antes y después de la fractura
Condición
BBPD
BNPD
%AyS
RGP
RED
Daño
Pre-Fractura
690
671
2,8
14696
5/8”
151
Post-Fractura
1728
1627,8
5,8
16587
5/8”
0
Considerando el reductor y los caudales del análisis nodal realizado al pozo, el nuevo diferencial de presión en fondo (DP) es de 644 lpc. Estimándose una de 2544 lpc, teniendo en cuenta los 3188 lpc de diferencial que manifestaba el pozo antes de realizar la fractura. El Gráfico 4.7 permite visualizar la disminución en el diferencial de presión en fondo.
66
Gráfico 4.7 Comparación entre DP antes y después de la fractura En el Gráfico 4.8 se ilustra el comportamiento de las presiones en superficie del pozo PZ-1 antes y después de la aplicación del fracturamiento hidráulico. Después de la fractura (finales de septiembre), se observa el incremento en la presión de cabezal desde aproximadamente 1700 lpc hasta 3600 lpc.
Gráfico 4.8 Comportamiento de las condiciones de superficie del pozo PZ-1
67
4.2.6 Operación del minifrac del pozo PZ-2 El 4 de Noviembre del 2013 fue ejecutado el minifrac en el pozo PZ-2. A medida que la tasa de fluido fue aumentando se observó la ruptura de la formación a una presión de 7186 lpc. Al mantenerse una tasa de bombeo de 32 bpm, la presión fluctuó lentamente desde 7186 lpc hasta 5832 lpc. Posteriormente el pozo fue cerrado durante un lapso de 20 minutos para calcular la caída de presión en la línea. Seguidamente se dio inicio a otra etapa de bombeo a una tasa de 32 bpm, produciéndose la apertura de la formación a 6923 lpc, se mantuvo constante la tasa de bombeo durante unos minutos observándose fluctuaciones de presión entre 6923 y 5123 lpc. La presión de cierre fue de 2247 lpc. El total de fluido de fractura bombeado a la formación fue de 466 barriles; los detalles del comportamiento de presiones y tasas se pueden observar en el Apéndice D. Del análisis del minifrac aplicado al pozo PZ-2, se obtuvieron los siguientes resultados: La fricción en la cara del pozo es de 1037 lpc. La fricción del intervalo perforado es de 264 lpc. La presión de cierre de formación fue 10249 lpc El gradiente de stress es 0,616 lpc/pie.
4.2.7 Fractura hidráulica del pozo PZ-2 El 4 de Noviembre del 2013 inició el bombeo del fluido de fractura hasta alcanzar una tasa de 32 bpm, tasa que se mantuvo constante a lo largo de la
68
operación. La presión de la tubería durante la etapa del PAD estuvo en un rango comprendido entre 5017 lpc y 3784 lpc, inyectando un total de 657 bls en esta etapa. Al finalizar la inyección del PAD la presión disminuyó a 3784 lpc. El gel reticulado fue inyectado a concentraciones de propante desde 1 lpg hasta 8 lpg. La presión estuvo alrededor de los 3000 lpc y la presión del anular entre 3500 y 3700 lpc. En la etapa de 8 lpg de concentración del propante, la tasa de bombeo disminuyó a 19 bpm y 17 bpm. Durante las etapas de inyección de propante, fueron bombeadas 201056 libras de propante y 1358 bls del fluido de fractura. Posteriormente, la tasa de bombeo disminuyó a 18 bpm, deteniéndose a 16 bpm. En total se bombearon 352 bls en la etapa de desplazamiento. Registrándose una presión de parada de 2856 lpc. Las curvas correspondientes a tasa de bombeo, concentración de propante y presión, del proceso de fractura se muestran en el Gráfico 4.9.
Gráfico 4.9 Curvas de presión, tasa de flujo y concentración de propante de la fractura aplicada al PZ-2
69
4.2.8 Geometría de la fractura del pozo PZ-2 La fractura del pozo PZ-2 tiene una longitud de 227,3 pies, una altura de 273,1pies y un ancho promedio de 0,371 pulgadas. Las dimensiones obtenidas superaron las dimensiones de la geometría estimada antes del tratamiento. La Figura 4.4 es una representación gráfica de la geometría de la fractura resultante en el pozo PZ-2.
Figura 4.4 Representación gráfica de la fractura del pozo PZ-2
4.2.9 Comportamiento de producción del pozo PZ-2 después de la aplicación del tratamiento de fractura hidráulica Con el tratamiento del pozo PZ-2 se esperaba una mejora en las condiciones de producción. Sin embargo, el trabajo de fracturamiento hidráulico realizado no proporcionó resultados satisfactorios. Por esta razón, no fue posible realizar una evaluación de las condiciones de producción posterior a la fractura. Actualmente el pozo PZ-2 no se encuentra produciendo a través del intervalo perforado. Se realizaron una serie de actividades como desplazamiento, chequeo mecánico, pesca y limpieza que concluyeron con la adición de 73 pies en una arena superior el 28 de noviembre del 2013.
70
4.3 DETERMINACIÓN DE LA EFECTIVIDAD DE LOS DISEÑOS DE FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO DE LOS POZOS PZ-1 Y PZ-2 APLICANDO LA METODOLOGÍA DEL ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD ADIMENSIONAL 4.3.1 Cotejo con los rangos óptimos de diseño 4.3.1.1 Pozo PZ-1 A partir de las ecuaciones de Economides se pudo determinar que el número de propantes y la conductividad adimensional de la fractura eran de aproximadamente 0,016 y 5,88 respectivamente. En función de estos valores se establece que el índice de productividad para este tratamiento es de 8,3582 bls/lpc. Estos resultados se muestran en la Tabla 4.9. Tabla 4.9 Resultados de la metodología del índice de productividad adimensional
Resultados PZ-1 Np Cfd
0,01640
Adim
5,88068
Adim
JDMAX
0,3284
Adim
JD
0,3088
Adim
JMAX J
8,8873
Bls/lpc
8,3582
Bls/lpc
Del valor de número de propantes depende el grupo de curvas teóricas a utilizarse en la aplicación de la metodología. En el caso particular del pozo PZ-1 se utilizaron las curvas de Romero y Meyer para N p ≤ 0, 1. En el Gráfico 4.10 se puede
71
apreciar la ubicación del trabajo de fracturamiento hidráulico aplicado al pozo PZ-1 en el grupo de curvas.
Gráfico 4.10 Ubicación del pozo PZ-1 en las curvas para N p ≤ 0,1 Según la metodología, para este grupo de curvas teóricas donde N p ≤ 0,1, la mejor relación entre ancho y longitud de la fractura se obtiene a una conductividad de fractura adimensional de 1,6. En consecuencia, cuando un trabajo de fracturamiento hidráulico se ubica lo más cercano a la cúspide de cada curva, su diseño es considerado óptimo. En el Gráfico 4.11 se muestra la curva de N p del diseño de fractura aplicado. Se indica en ella la ubicación de los resultados del pozo PZ-1 y el punto de la curva en el cual la conductividad adimensional es considerada óptima y por consiguiente genera el índice de productividad adimensional máximo alcanzable para un número de propantes de 0,01640.
72
Gráfico 4.11 Curva de N p=0,00820 De las curvas de Romero y Meyer se determina que la fractura aplicada al pozo PZ-1 está alejada de la relación óptima sugerida. La diferencia entre los valores de conductividad adimensional óptima y real del pozo PZ-1 se puede apreciar en el Gráfico 4.12.
Gráfico 4.12 Diferencia entre el Cfd óptimo y el Cfd resultante en el pozo PZ-1
73
4.3.1.2 Pozo PZ-2 A partir de las ecuaciones de Economides fue posible determinar el número de propantes y la conductividad adimensional de la fractura eran de aproximadamente 0.007 y 8.79538 respectivamente. En función de estos valores se establece que el índice de productividad para este tratamiento es de 4.9918 bls/lpc. Estos resultados se muestran en la Tabla 4.10. Tabla 4.10 Resultados de la metodología del índice de productividad adimensional
Resultados PZ-2 Np
0,00709
Adim
Cfd
8,79538
Adim
JDMAX
0,2887
Adim
JD
0,2643
Adim
JMAX J
5,4516
Bls/lpc
4,9918
Bls/lpc
Del valor de número de propantes depende el grupo de curvas teóricas a utilizarse en la aplicación de la metodología. En el caso particular del pozo PZ-2 se utilizaron las curvas de Romero y Meyer para N p ≤ 0,1. En el Gráfico 4.13 se puede apreciar la ubicación del trabajo de fracturamiento hidráulico aplicado al pozo PZ-1 en el grupo de curvas.
74
Gráfico 4.13 Curva de N p=0.00709 De igual manera que en el caso del pozo PZ-1, la mejor relación entre ancho y longitud de la fractura se obtiene a una conductividad de fractura adimensional de 1,6. En el Gráfico 4.14 se muestra la curva de N p del diseño de fractura aplicado. Se indica en ella la ubicación de los resultados del pozo PZ-2 y el punto de la curva en el cual la conductividad adimensional es considerada óptima y por consiguiente genera el índice de productividad adimensional máximo alcanzable para un número de propantes de 0,00709.
75
Gráfico 4.14 Curva de N p=0.00709 De las curvas de Romero y Meyer se determina que la fractura aplicada al pozo PZ-2 está alejada de la relación óptima sugerida. La diferencia entre los valores de conductividad adimensional óptima y real del pozo PZ-2 se puede apreciar en el Gráfico 4.15.
Gráfico 4.15 Diferencia entre el Cfd óptimo y el Cfd resultante en el pozo PZ-2
76
En el Gráfico 4.16 se observa el cotejo de las fracturas de los pozos PZ-1 y PZ-2 con los rangos óptimos de diseño considerados en la metodología. La región dentro del óvalo representa la mejor relación entre los parámetros Cf d, N p y JD. Los diseños de fracturamiento hidráulico aplicados a los pozos PZ-1 y PZ-2 se encuentran fuera del área señalada, por lo que fue posible determinar que no resultaron óptimos según la metodología aplicada.
Gráfico 4.16 Fracturas del PZ-1 y PZ-2 en las curvas para N p ≤ 0,1
4.3.2 Dimensiones óptimas Una vez conocido el valor óptimo de la conductividad de fractura adimensional fue posible determinar la relación más apropiada entre ancho y longitud de fractura para cada uno de los tratamientos. Para esto se utilizaron las Ecuaciones 2.12 y 2.13. En la geometría de la fractura creada en el pozo PZ-1, la longitud de un ala de la fractura sobrepasó por aproximadamente 140 pies la longitud óptima requerida y el
77
ancho de la fractura es menor al ancho determinado como óptimo por 0,19 pulgadas. En el caso del pozo PZ-2 la longitud de un ala de la fractura estuvo cercana al valor óptimo, sin embargo el ancho de la fractura es menor al ancho requerido por 0,41 pulgadas aproximadamente. La Tabla 4.11 muestra las dimensiones óptimas que debieron obtenerse en las fracturas de los pozos PZ-1 y PZ-2. Tabla 4.11 Comparación entre dimensiones reales y óptimas en el diseño de fractura de los pozos PZ-1 y PZ-2
Pozos PZ-1 PZ-2
Dimensiones
Reales
Óptimas
Longitud de un ala de la fractura (pies)
303
163,4
Ancho promedio de la fractura (pulg)
0,248
0,44
Longitud de un ala de la fractura (pies)
227,3
217,84
Ancho promedio de la fractura (pulg)
0,371
0,78
4.4 EVALUACIÓN TÉCNICA Y ECONÓMICA DE LOS TRABAJOS DE FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO APLICADOS A LOS POZOS PZ-1 Y PZ-2 4.4.1 Evaluación técnica de los trabajos de fracturamiento hidráulico aplicados a los pozos PZ-1 y PZ-2 El fracturamiento hidráulico aplicado al pozo PZ-1 permitió incrementar la producción del pozo 2,4 veces el valor que tenía antes de la aplicación del tratamiento en septiembre de 2013. De igual manera el alto diferencial de presión en fondo que manifestaba el pozo previo a la intervención, fue reducido de 3188 lpc a 644 lpc, estimándose este valor de los resultados arrojados por análisis nodal.
78
Sin embargo, en función de los resultados obtenidos posterior a la aplicación de la metodología del índice de productividad dimensional se pudo determinar que el diseño de fracturamiento hidráulico correspondiente al pozo PZ-1 no se encuentra enmarcado dentro de los rangos considerados óptimos. En su lugar, la fractura fue sobredimensionada en cuanto a longitud se refiere, superando en 141 pies la longitud óptima recomendada. El ancho de la fractura fue otro parámetro en el cual el diseño no resultó ser el más apropiado, encontrándose que el ancho promedio de la fractura empaquetada es 0,192 pulgadas menor al ancho óptimo obtenido de los cálculos. A causa de inconvenientes operacionales, el tratamiento aplicado al pozo PZ-2 no resultó satisfactorio. Razón por la cual no fue posible evaluar el comportamiento productivo posterior a la aplicación de la fractura. Sin embargo, la longitud de la fractura simulada con el programa computacional corporativo Fracpro fue cercana a la
longitud
considerada
óptima
para
este
tratamiento,
encontrándose
aproximadamente 10 pies por encima del valor sugerido. La diferencia principal radica en el ancho de la fractura; el ancho óptimo debió ser 0,409 pulgadas mayor al ancho real de la fractura. La Tabla 4.12 muestra aspectos relevantes de los diseños de fracturamiento hidráulico aplicados a 26 pozos pertenecientes a los Campos Santa Bárbara y Pirital entre los años 1996 y 2008. El 65,38% del total de pozos de la cesta corresponde a diseños considerados óptimos según la metodología del índice de productividad adimensional. En función de la geometría de fractura y de la cantidad de propante utilizado en estos diseños fue establecida la comparación con los tratamientos aplicados a los pozos PZ-1 y PZ-2.
79
Tabla 4.12 Pozos fracturados desde 1996 hasta 2008 en los Campos Santa Bárbara y Pirital POZO
Fecha de fractura
Xf
hf
w
(PIE) (PIE) (Pulg)
(Cfd)
Sxs de propante
Np
K yac (mD)
A
11/02/2006
266
89
0,345
2,266
1310
0,755
13
B
14/06/2008
95
181
0,44
29,65
670
0,429
0.6
C
26/06/1996
240
80
0,108
1,189
520
0,455
10
D
13/03/2008
66
89
0,348
1,688
729
0,006
78
E
03/04/2001
120
50
0,53
2,822
618
0,052
60
F
27/07/1996
189
118
0,119
0,404
422
0,019
39
G
14/06/1996
282
86
0,1
1,173
470
0,223
7
H
13/11/2005
107
202
0,1
4,057
826
0,242
4.87
I
24/09/2005
150
217
0,37
1,569
1045
0,013
15
J
04/06/1998
0,14
2,033
500
0,012
14
K
09/07/1998
64
118
0,05
1,105
614
0,347
11.9
L
20/12/2001
133
118
0,43
1,784
600
0,138
38
M
24/10/1998
74
117
0,3
3,35
520
0,173
38.8
N
01/04/1997
55
113,8
0,647
58,85
836
1,382
3.3
O
05/10/2007
90
104
0,295
2,607
767
0,043
20
P
12/12/1999
130
127
0,24
8,25
1114
3,85
8
Q
29/01/1997
112
70
0,69
8,169
1220
1,425
6
R
27/08/2008
118
114
0,089
0,872
1207
0,05
40
S
05/09/2008
214
109
0,219
3,198
779
0,306
10
T
13/04/2008
132
129,5
0,288
3,31
1260
0,446
11
U
08/09/2005
187
159
0,1
0,191
605
0,016
75
V
22/10/2005
74
158
0,35
12,04
709
6,483
7.7
W
21/08/2000
110
96,5
0,25
13,7
652
1,891
4.6
X
18/04/2008
110
139
0,412
26,32
1311
0,727
3
Y
16/01/1997
98
94
0,1
0,165
795
0,058
130
Z
20/06/1996
108
129
0,59
10,65
460
0,2
15
81,99 152,33
80
Los Gráficos 4.17 y 4.18 muestran el cotejo con los rangos óptimos de diseño de aquellos pozos fracturados en los Campos Santa Bárbara y Pirital durante el período comprendido entre los años 1996 y 2008. El Gráfico 4.17 corresponde a aquellos diseños con N p≤0,1 mientras que el Gráfico 4.18 corresponde aquellos diseños con N p>0,1.
Gráfico 4.17 Curvas de N p≤0,1
Gráfico 4.18 Curvas de N p>0,1
81
Para el grupo de pozos donde N p≤0,1, los diseños enmarcados dentro de los rangos óptimos según la metodología fueron los aplicados en los pozos D, E, I, J, O y R. Para el grupo de pozos donde Np>0,1 los diseños enmarcados dentro de los rangos óptimos fueron los aplicados en los pozos A, C, G, H, K, L, M, P, Q, S y T. En el Gráfico 4.19 se observa la longitud de fractura de los 17 pozos cercanos a los rangos de diseño óptimos y las longitudes de fractura de los pozos PZ-1 y PZ-2. La longitud de fractura de los pozos fracturados desde 1996 hasta 2008 presentó variaciones entre 64 y 282 pies correspondiendo los extremos a los pozos K y G respectivamente. La longitud promedio de fractura para esta muestra de pozos fue de 140 pies.
Gráfico 4.19 Longitud de fractura de los pozos con diseños cercanos a los rangos óptimos y longitud de fractura del PZ-1 y PZ-2 En el Gráfico 4.20 se observa el ancho de fractura de los 17 pozos cercanos a los rangos óptimos de diseño y el ancho de fractura de los pozos PZ-1 y PZ-2. El ancho de las fracturas presentó variaciones entre 0,05 y 0,69 pulgadas correspondiendo los extremos a los pozos K y Q respectivamente, siendo el promedio de 0,27 pulgadas.
82
Gráfico 4.20 Ancho de fractura de los pozos con diseños cercanos a los rangos óptimos y ancho de fractura del PZ-1 y PZ-2 Al comparar las dimensiones ancho y largo de fractura de la muestra de pozos fracturados en los Campos Santa Bárbara y Pirital desde 1996 hasta 2008, con las fracturas aplicadas a los pozos PZ-1 y PZ-2 en el año 2013, se encontró que la longitud de fractura de ambos pozos supera en gran medida al valor promedio alcanzado por los pozos fracturados previamente en estos campos; el pozo PZ-1 supera incluso, el valor más alto de longitud de fractura. El ancho de fractura de los pozos PZ-1 y PZ-2 se mantiene dentro de los valores de los extremos superior e inferior. En el Gráfico 4.21 es posible observar la cantidad de agente propante utilizado en cada uno de los diseños de fractura considerados dentro de los rangos óptimos y la cantidad utilizada en las fracturas de los pozos PZ-1 y PZ-2. La cantidad de propante empleado en las fracturas presentó variaciones entre 470 y 1310 sacos, correspondientes a las fracturas de los pozos G y A respectivamente. La cantidad promedio de propante utilizado fue de 829 sacos.
83
Gráfico 4.21 Cantidad de propante utilizado en las fracturas de los pozos con diseños cercanos a los rangos óptimos y la usada en los pozos PZ-1 y PZ-2 En los tratamientos de fracturamiento hidráulicos aplicados a los pozos PZ-1 y PZ-2 se utilizaron aproximadamente 1621 y
2015 sacos de agente propante
respectivamente. Superando en gran medida la cantidad promedio de propante utilizado en trabajos previos en pozos de los Campos Santa Bárbara y Pirital, situándose incluso por encima de la mayor cantidad de propante bombeada en anteriores tratamientos. Al incrementar la cantidad de propante utilizado se incrementa el volumen de fluido bombeado a la formación, lo que se traduce en una mayor inversión de tiempo de operación y por supuesto, de dinero. Un hecho notorio de las operaciones de fracturamiento hidráulico del pozo PZ-2, está referido al bombeo de fluidos, específicamente al bombeo de fluidos durante la etapa de desplazamiento. La Tabla 4.13 resume el volumen de fluido bombeado durante las diferentes etapas de fractura. Durante la etapa de desplazamiento en la fractura del pozo PZ-2 se bombearon a la formación un total de 352 bls de fluido. Al revisar la información del pozo se tiene que la capacidad de la misma es de 351.9 bls. La diferencia entre ambos valores es prácticamente insignificante; no se proporcionó un apropiado colchón de propante
84
en el interior de la tubería de producción. Por esta razón se infiere la presencia de una fractura estrangulada, causada por un sobredesplazamiento del propante. A esta situación se puede atribuir la respuesta negativa de producción de este pozo a través del intervalo fracturado. Tabla 4.13 Resumen del bombeo de fluidos en el pozo PZ-2
Bombeo de fluidos en el pozo PZ-2 Capacidad de la tubería = 351,9 bls PAD (bls) Mezcla con propante (bls) Desplazamiento (bls) Total (bls)
658 1180 352 2190
Es de recordar que el fluido de desplazamiento se utiliza para asegurar el correcto posicionamiento del propante en el interior de la fractura, este debe ser siempre menor al volumen de la tubería de producción. De esta manera se espera garantizar que el agente de sostén no se aleje de las perforaciones y ocurra un sobredesplazamiento de la fractura. De ocurrir esto, una vez que el gel reticulado se convierta en gel lineal, la formación perderá soporte en los lugares donde la fractura no se encuentra empaquetada, pudiendo ocurrir el cierre de la misma.
4.4.2 Modelo económico del pozo PZ-1 Para la utilización del programa computacional corporativo See Plus fueron requeridos una serie de parámetros que se muestran en las Tablas 4.14 y 4.15.
85
Tabla 4.14 Consideraciones para la evaluación económica del pozo PZ-1
Consideraciones para PZ-1 Ganancial de Crudo ( BND) Diferencial de RGP ( PCN/BN) °API Inversión total ( MMBsF) Precio Promedio del Crudo ($/BBL) Paridad Cambiaria ( Bs-F/$)
957 1600 37,8 5,00 113 6.30
Tabla 4.15 Consideraciones para la evaluación económica del pozo PZ-2
Consideraciones para PZ-2 Ganancial de Crudo ( BND) Diferencial de RGP ( PCN/BN) °API Inversión total ( MMBsF) Precio Promedio del Crudo ($/BBL) Paridad Cambiaria ( Bs-F/$)
0 0 37,8 5,00 113 6.30
4.2.2.1 Indicadores económicos La Tabla 4.16 muestra el resultado de la evaluación económica mediante los indicadores utilizados por PDVSA. Fue medida la factibilidad económica de los proyectos en un período de 2 años, en la misma se aprecia que los resultados superan los valores de corte establecidos por la empresa como mínimos para considerar un proyecto rentable. Tabla 4.16 Indicadores económicos en la evaluación del pozo PZ-1
PZ-1 Base PDVSA
VPN (MM$) 16,44 >0
EI (%) 79,986 >1
TPD (años) 0,01 <5
86
El valor presente neto (VPN), representa el rendimiento futuro, la suma de todos los flujos anuales descontados al año base. Se considera favorable siempre que sea positivo, es decir, mayor a cero. En este caso es de 16,44 millones de dólares. La eficiencia de la inversión (EI) es la rentabilidad que se obtiene, por cada unidad monetaria invertida. En este caso es de aproximadamente 80%, por supuesto se considera favorable cuando supera el 0%. El tiempo de pago dinámico es el período de recuperación de la inversión, consiste en el número de años que el proyecto tarda en recobrar la inversión inicial. PDVSA considera realizar una inversión cuando el tiempo de pago dinámico no supera los 5 años, en este caso fue de 0,05 años. Hay que recalcar que la fractura del pozo PZ-1 es considerada un proyecto de gasto y PDVSA no considera la tasa interna de retorno como un indicador para este tipo de proyectos.
4.4.2.2 Sensibilidades Para el caso del pozo PZ-1 fue realizado un estudio de afectación de la variación de los parámetros críticos para la economía del proyecto: inversión, producción, precios y costos. Se evaluaron escenarios desde - 40% hasta + 80% de variación en todos los parámetros, con variación a intervalos regulares de 10%. En el Gráfico 4.22 se muestra la variación del VPN afectado por diversas variables, se observa que los parámetros más sensibles en el análisis son la producción y los precios del barril, mientras que los rubros de gastos e inversiones casi no afectan el VPN del pozo ni siquiera en los escenarios extremos de la evaluación.
87
Gráfico 4.22 Diagrama de araña relativo a las sensibilidades al VPN
4.4.2.3 Escenario económico En el ejercicio de evaluación económica, para una reducción del 40% en el escenario de producción y precios, el VPN se reduce de 16,44 MM$ a 9,703 MM$ y 9,35 MM$ respectivamente; mientras que al incrementar las inversiones y los gastos un 40%, el VPN se muestra poco afectado. Para el escenario de 80% de alza en los parámetros, se puede observar que al igual que en el caso anterior, los rubros que afectan más al VPN son producción y precios, aumentando el VPN hasta en 29,9 MM$ y 30,6 MM$, respectivamente. Mientras que al aumentar las inversiones y los gastos en este orden de magnitud, el VPN se ve afectado negativamente, reduciéndose a niveles de 16,28 MM$ y 15,57 MM$, respectivamente. La Tabla 4.17 muestra los diferentes valores que puede tomar el VPN según las sensibilidades a los parámetros inversión, producción, precios y gastos.
88
Tabla 4.17 Estudio de sensibilidades sensibilidades de las variables de impacto impacto sobre el VPN
VPN Resultante para las Desviaciones en las Variables de Impacto (MUS$) Variación % -40 -30 -20 -10 0 10 20 30 40 50 60 70 80
Inversión 16514,40183 16495,0844 16475,76696 16456,44952 16437,13209 16417,81465 16398,49721 16379,17978 16359,86234 16340,54491 16321,22747 16301,91003 16282,5926
Producción 9703,549094 11386,94484 13070,34059 14753,73634 16437,13209 18120,52784 19803,92358 21487,31933 23170,71508 24854,11083 26537,50658 28220,90233 29904,29807
Precios 9350,315693 11122,01979 12893,72389 14665,42799 16437,13209 18208,83619 19980,54028 21752,24438 23523,94848 25295,65258 27067,35668 28839,06078 30610,76488
Gastos 16871,8259 16763,15245 16654,47899 16545,80554 16437,13209 16328,45863 16219,78518 16111,11173 16002,43827 15893,76482 15785,09137 15676,41791 15567,74446
4.4.3 Modelo económico del pozo PZ-2 La Tabla 4.18 muestra el resultado de la evaluación económica mediante los indicadores utilizados por PDVSA para medir la factibilidad económica de los proyectos en un período de 2 años. En la misma se confirma que los resultados no cumplen con los valores valores de corte establecidos establecidos por la empresa como mínimos, en consecuencia el proyecto fue considerado no rentable, esta situación es atribuible a los problemas operacionales acontecidos. Por tal situación no es posible realizar sensibilidades y/o plantear un escenario económico. Tabla 4.18 Indicadores económicos en la evaluación del pozo PZ-2 PZ-1 Base PDVSA
VPN (MM$) - 0,794 >0
EI (%) 0,0 >1
TPD (años) ∞
<5
89
En el Apéndice E se muestra más información sobre la realización de la evaluación económica a los pozos PZ-1 y PZ-2 mediante el programa computacional corporativo SEE Plus.
CAPÍTULO V CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 5.1 CONCLUSIONES El pozo PZ-1 fue fracturado por manifestar un diferencial de presión en fondo de 3188 lpc. Adicionalmente, el pozo no respondía satisfactoriamente a los trabajos de reacondicionamiento a los cuales fue sometido en dos oportunidades. El pozo PZ-2 fue fracturado por presentar una rápida declinación en las condiciones de producción. Fue inferido un alto daño asociado a las operaciones de perforación y completación. Posterior al tratamiento de fracturamiento hidráulico, la tasa de crudo del pozo PZ-1 incrementó en un 142,62% y el diferencial de presión en fondo se redujo de 3188 lpc a 644 lpc. El pozo PZ-2 no tuvo ningún aporte de producción y no fue posible determinar los efectos sobre el diferencial de presión en fondo. Los diseños de fractura de los pozos PZ-1 y PZ-2 no se encuentran enmarcados dentro de los rangos óptimos de diseño. En ambos casos la longitud de fractura superó el largo óptimo requerido y el ancho de fractura propado estuvo por debajo del ancho óptimo.
90
91
Según el número de propantes de los diseños de fracturamiento hidráulico aplicados a los pozos PZ-1 y PZ-2, la conductividad óptima de fractura se produce a valores cercanos a 1,6. En ambos casos, la conductividad de fractura adimensional superó la condición óptima de diseño. La cantidad de propante utilizado en los diseños de fractura de los pozos PZ-1 y PZ-2 fue mucho mayor a la empleada en anteriores diseños, trayendo como resultado que ambas fracturas se sobredimensionaran. En el pozo PZ-2 se infiere la ocurrencia de un estrangulamiento de la fractura. Es decir, el cierre de la misma en las cercanías del pozo como consecuencia de un sobredesplazamiento de propante durante las operaciones de bombeo del fluido de desplazamiento. A pesar de no contar con un óptimo diseño de fractura, las operaciones de fracturamiento en el pozo PZ-1 resultaron ser económicamente rentables. En el pozo PZ-2 no fue posible plantear un escenario económico porque éste no aportó fluidos por el intervalo fracturado.
5.2 RECOMENDACIONES Crear una base de datos donde se actualicen continuamente los resultados de los tratamientos de estimulación realizados a los pozos de los Campos Santa Bárbara y Pirital. Utilizar la metodología del índice de productividad adimensional como una herramienta en la evaluación de los trabajos de fracturamiento hidráulico aplicados.
92
Exigir a las empresas de servicios la presentación de los informes finales de fractura con el mayor detalle posible. Si el número de propantes de futuros tratamientos de fractura es menor a seis (6), el diseño debe orientarse a la obtención de una conductividad de fractura adimensional cercana a 1,6. Valores mayores implican una inversión adicional que no ofrece mejoras en el índice de productividad. Debe prestarse atención especial al bombeo de fluidos durante las operaciones de fracturamiento hidráulico, especialmente durante la etapa de lavado o desplazamiento. El sobredesplazamiento de la fractura es una condición que debe evitarse bajo cualquier circunstancia. Considerar la utilización de isótopos radiactivos para confirmar el sobredesplazamiento de propante en la fractura del pozo PZ-2 mediante un registro espectral o bien, un registro de temperatura. Evaluar la posibilidad del refracturamiento hidráulico de los pozos PZ-1 y PZ-2 siguiendo los principios básicos del Diseño Unificado de Fractura descritos por Michael Economides y colaboradores en 2002. .
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recuperación mejorada alternativos a inyección de gas natural para el Yacimiento SBC-01 del Campo Santa Bárbara/Pirital, Área Norte de Monagas”. Tesis de Grado para optar al título de Ingeniero de Petróleo. UDO, Núcleo de Anzoátegui. ARIAS, F. (2006). “El Proyecto de Investigación. Guía para su elaboración” (5ta ed.). Caracas: Episteme. BJ SERVICES (1986). “Fracturación”. Centro de Capacitación. Mendoza, Argentina. CIED. (2008). “Manual de Ingeniería de Producción”. Centro Internacional de Educación y Desarrollo, Maracaibo, Venezuela. CURIEL, F. (2011). “Evaluación de Diseños de Fracturamiento Hidráulico
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93
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Santa Bárbara”. PDVSA. (2012). Informe Técnico “Fracturamiento Hidráulico”. R IVERA, J. (2004). “Prácticas De Ingeniería De Yacimientos Petrolíferos”. Caracas: Autor.
APÉNDICES
95
APÉNDICE A Descripción del Análisis Boston aplicado a 29 pozos de los Campos Santa Bárbara y Pirital
96
El análisis Boston fue aplicado a una cesta de 29 pozos de los Campos Santa Bárbara y Pirital (Ver Tabla A-1). Tabla A-1 Cesta de pozos utilizada en el análisis Boston
Pozos PZ-1 PZ-2 PZ-3 PZ-4 PZ-5 PZ-6 PZ-7 PZ-8 PZ-9 PZ-10 PZ-11 PZ-12 PZ-13 PZ-14 PZ-15 PZ-16 PZ-17 PZ-18 PZ-19 PZ-20 PZ-21 PZ-22 PZ-23 PZ-24 PZ-25 PZ-26 PZ-27 PZ-28 PZ-29
Pyac (Lpc) Pwf (Lpc) K (mD) h (pie) Qo (BPD) 6780 5762 6700 6964 6000 5200 6100 6300 6751 5500 6300 5500 5800 6200 5000 7100 6000 5800 6300 6800 6000 6600 5900 6800 6500 6500 7270 5630 7400
3592 3562 3812 5300 4139 3450 5184 3872 5300 2527 5500 2024 2505 4483 2366 4771 4090 5082 4346 6141 4354 5179 2319 4505 5400 5179 5517 3333 6088
15 20 16 62 7 30 15 2 45 5 50 6,07 30 14,4 50 3,6 25 514 35,5 67 9 30 21,2 48 46 10,9 15 17 12
107 56 276 88 80 143 99 163 87 129 246 78 150 59 80 182 150 80 198 174 104 131 49 80 162 135 90 71 150
573,36 1025 2026 1356 819 1283 1495 300 981 654 1567 424 550 219 168 216 1029 2257 1131 1819 1544 2997 462 329 1280 3338 782 999 533
DP (Lpc) 3188 2200 2888 1664 1861 1750 916 2428 1451 2973 800 3476 3295 1717 2634 2329 1910 718 1954 659 1646 1421 3581 2295 1100 1321 1753 2297 1312
Kh (mD*pie) IP (Bls/Lpc) 1605 1120 4416 5456 560 4290 1485 326 3915 645 12300 473 4500 850 4000 655 3750 41120 7029 11658 936 3930 1039 3840 7452 1472 1350 1207 1800
0,179849435 0,465909091 0,701523546 0,814903846 0,440085975 0,733142857 1,63209607 0,123558484 0,676085458 0,219979818 1,95875 0,121979287 0,166919575 0,127548049 0,063781321 0,092743667 0,538743455 3,143454039 0,578812692 2,760242792 0,938031592 2,109078114 0,129014242 0,14335512 1,163636364 2,526873581 0,446092413 0,434915107 0,40625
El análisis estuvo basado en las siguientes premisas: Índice de productividad ≤ 2 Bls/Lpc Tasa diaria de crudo ≤ 1000 BPD. Capacidad de flujo ≤ 5000 mD*pie Diferencial de presión en fondo ≥ 2000 lpc
En el Gráfico A-2 es posible apreciar la distribución de pozos en el diagrama de Boston relativo a la tasa de producción de crudo (Qo), contra el diferencial de presión en fondo (DP). El primer cuadrante del gráfico corresponde a aquellos pozos cuyos valores de Qo y DP representan las mejores condiciones del diagrama, es decir, producen altas tasas de crudo con un bajo diferencial de presión en fondo. Estos representan el 46,15 % del total de pozos de la cesta estudiada.
Gráfico A-2 Diagrama Boston. Qo contra DP
En contraposición, los pozos que se encuentran en el tercer cuadrante del diagrama son aquellos que presentaron las condiciones de mayor criticidad. Producen tasas de crudo menores a los 1000 BPD con un diferencial de presión en fondo superior al valor considerado estable para evitar problemas de migración de finos, en este caso 2000 lpc. Estos pozos representan el 38,46 % del total de pozos de la cesta. La Tabla A-3 resume los pozos ubicados en el tercer cuadrante. Tabla A-3 Pozos localizados en el tercer cuadrante del diagrama Boston correspondiente a Qo contra DP
Pozos PZ-1 PZ-2 PZ-8 PZ-10 PZ-12 PZ-13 PZ-15 PZ-16 PZ-23 PZ-24
Qo (BPD) 573,26 1000 300 654 424 550 168 216 462 329
DP (Lpc) 3188 2200 2428 2973 3476 3295 2634 2329 3581 2295
En el Gráfico A-4 es posible apreciar la distribución de pozos en el diagrama de Boston relativo a Qo contra kh. En el segundo cuadrante se encuentran los pozos con la mejor relación entre la tasa de producción y la capacidad de flujo. Estos representan el 23 % del total de pozos estudiados.
Gráfico A-4 Diagrama Boston. Qo contra kh El 65,38% de los pozos estudiados se encuentran en el cuarto cuadrante, estos son aquellos pozos cuyos valores de Qo y kh son los menos favorecidos en el diagrama. La Tabla A-5 resume los pozos localizados en este cuadrante. Tabla A-5 Pozos localizados en el cuarto cuadrante del diagrama Boston correspondiente a Qo contra kh
Pozos PZ-1 PZ-2 PZ-5 PZ-8 PZ-9 PZ-10 PZ-12 PZ-13 PZ-14 PZ-15 PZ-16 PZ-23 PZ-24 PZ-27 PZ-28 PZ-29
Qo (BPD) 573.26 1000 819 300 981 654 424 550 219 168 216 462 329 782 999 533
kh (mD*pie) 1605 1120 560 326 3915 645 473 4500 850 4000 655 1039 3840 1350 1207 1800
En el Gráfico A-6 se muestra el diagrama Boston correspondiente a los valores de DP contra kh de la totalidad de pozos de la cesta estudiada. En el tercer cuadrante se localizan el 13,79% de los pozos, estos manifiestan un IP por encima del valor considerado mínimo en las premisas y un bajo diferencial de presión en fondo.
Gráfico A-6 Diagrama Boston. DP contra IP El primer cuadrante del diagrama contiene a los pozos que presentaron los valores más bajos de IP sumados a un elevado DP. Estos representan el 41,38 % de los pozos analizados y son resumidos en la Tabla A-7. Tabla A-7 Pozos localizados en el primer cuadrante del diagrama Boston correspondiente a DP contra IP
Pozos
DP (Lpc)
IP (Bls/Lpc)
PZ-1 PZ-2 PZ-3 PZ-8 PZ-10 PZ-12 PZ-13 PZ-15 PZ-16 PZ-23 PZ-24
3188 2200 2888 2428 2973 3476 3295 2634 2329 3581 2295
0,179849435 0,454545455 0,701523546 0,123558484 0,219979818 0,121979287 0,166919575 0,063781321 0,092743667 0,129014242 0,14335512
De la aplicación del análisis mediante diagramas de Boston fue posible identificar aquellos pozos que aportaban bajas tasas de crudo como consecuencia de un elevado diferencial de presión en fondo y una baja capacidad de flujo. Un total de pozos 10 se encontraban repetidamente en los cuadrantes menos favorecidos de cada uno de los diagramas, estos pozos resultaron candidatos a la intervención con técnicas de estimulación. En la Tabla A-8 es posible visualizar los pozos bajo las condiciones descritas. Tabla A-8 Pozos candidatos a estimulación según análisis Boston
Pozos PZ-1 PZ-2 PZ-8 PZ-10 PZ-12 PZ-13 PZ-15 PZ-16 PZ-23 PZ-24
IP (Bls/Lpc) 0,179849435 0,454545455 0,123558484 0,219979818 0,121979287 0,166919575 0,063781321 0,092743667 0,129014242 0,14335512
DP (Lpc) 3188 2200 2428 2973 3476 3295 2634 2329 3581 2295
Qo (BPD) 573,26 1000 300 654 424 550 168 216 462 329
kh (mD*pie) 1605 1120 326 645 473 4500 4000 655 1039 3840
De los 10 pozos candidatos a tratamientos de estimulación, los pozos PZ-1 y PZ-2 fueron seleccionados para ser intervenidos mediante fracturamiento hidráulico durante el último tercio del año 2013.
APÉNDICE B Diagramas Mecánicos Evaluaciones Petrofísicas de los pozos PZ-1 y PZ-2
102
Figura B-1 Diagrama mecánico del pozo PZ-1 Fuente: PDVSA
Figura B-2 Diagrama mecánico del pozo PZ-2 Fuente: PDVSA
Figura B-3 Evaluación petrofísica del horizonte San Juan (PZ-1) Fuente: PDVSA
Figura B-4 Evaluación petrofísica del horizonte San Juan (PZ-2) Fuente: PDVSA
APÉNDICE C Datos básicos del Yacimiento Propiedades mecánicas de roca Datos del agente propante utilizado en las fracturas de los pozos PZ-1 y PZ-2
107
Tabla C-1 Datos básicos de yacimiento, PZ-1
Yacimiento Intervalo Presión de yacimiento Temperatura de yacimiento Tipo fluido °API AyS Gravedad Esp. Gas H2S / CO2 Presión de burbuja Factor volumétrico del petróleo Bo Solubilidad del gas Rs Factor de Compresibilidad
SJN SBC-1 16903’-16985’ 6300 lpc 300 °F Crudo Volátil 35.6 0.9 % 0.75 320 ppm / 6% 6300 psi 2.0 By/Bn 0.21 cps 2000 PCN/BN 3e-6 Lpc-1
Tabla C-2 Datos básicos de yacimientos, PZ-2
Yacimiento/Arena Intervalo (pies) Presión de yacimiento Estimada (lpc) Fluido K promedio (mD) g API RGP (PCN/BN) H2S/CO2 (ppm/%) Viscosidad (cP) Factor Volumétrico del Petróleo (BY/BN) S Total (Adm)
SJN SBC 1/ 16610-16666 5760 Petróleo Negro 20 0.7 33,6º 14696 550/5 0.3 – 0.5 0.5 1.8 30
Tabla C-3 Propiedades mecánicas de roca en el intervalo fracturado del pozo PZ-1 Fuente: PDVSA
Gradiente de
Módulo de
esfuerzo
Young
(lpc/pie)
(lpc)
15751 15751
0,950 0,950
6,5 x10
0,25
16580
13304
0,800
4,5 x10
0,22
3
16680
15851
0,950
6,5 x10
0,25
4
16690
13372
0,800
4,5 x10
0,22
5
16740
15914
0,950
6,5 x10
0,25
6
16763
13414
0,800
4,5 x10
0,22
7
16773
15937
0,950
6,5 x10
0,25
8
16778
13426
0,800
4,5 x10
0,22
9
16788
15951
0,950
6,5 x10
0,25
10
16793
13444
0,800
4,5 x10
0,22
11
16816
15981
0,950
6,5 x10
0,25
12
16829
13491
0,800
4,5 x10
0,22
13
16898
16055
0,950
6,5 x10
0,25
14
16903
13565
0,800
4,5 x10
0,22
15
17010
16228
0,950
6,5 x10
0,25
16
17154
16296
0,950
6,5x10
0,25
Tope
Esfuerzo
(pies)
(lpc)
1
0
2
Capa
Relación de Poisson
Tabla C-4 Propiedades mecánicas de roca en el intervalo fracturado del pozo PZ-2 Fuente: PDVSA
Capa
Tope
Esfuerzo
(pie)
(lpc)
Gradiente de
Módulo de
esfuerzo
Young
(lpc/pie)
(lpc)
Relación de Poisson
1
0
14093
0,855
6,5 x10
0,25
2
16480
11641
0,706
4,5 x10
0,22
3
16510
12297
0,743
4,5 x10
0,22
4
16590
12201
0,735
6,5 x10
0,25
5
16610
11870
0,713
4,5 x10
0,22
6
16666
14520
0,859
6,5 x10
0,25
7
17154
14581
0,850
6,5 x10
0,25
Tabla C-5 Datos del propante utilizado en las fracturas de los pozos PZ-1 y PZ-2 Fuente: PDVSA
Nombre del propante
CarboProp 20/40
Tipo de propante
Intermedio de cerámica
Densidad (lbm/pie3)
127,4
Porosidad del empaque
0,393
Gravedad especifica
3,37
Coef. de Turbulencia a
1,05
Coef. de Turbulencia b
0,064
Diámetro (pulg)
0,027
Perm @
0 lpc (D)
443,563
Perm @ 2000 lpc (D)
416,490
Perm @ 4000 lpc (D)
359,250
Perm @ 6000 lpc (D)
305,789
Perm @ 8000 lpc (D)
238,780
Perm @ 10000 lpc (D)
173,290
Perm @ 12000 lpc (D)
127,572
Perm @ 14000 lpc (D)
106,230
Perm @ 16000 lpc (D)
88,458
Perm @ 18000 lpc (D)
73,660
Perm @ 20000 lpc (D)
61,337
APÉNDICE D Curvas del Minifrac aplicado en los pozos PZ-1 y PZ-2
112
Gráfico D-1 Curvas del minifrac en el pozo PZ-1 Fuente: PDVSA
Gráfico D-2 Curvas del minifrac en el pozo PZ-2 Fuente: PDVSA
APÉNDICE E Soportes para la evaluación económica de los pozos PZ-1 y PZ-2
115
Figura E-1 Ventana de entrada de información de SEE Plus. Pozo PZ-1 Fuente: PDVSA