tesis final hugo cobos

II

CARATULA

UNIVERSIDAD TECNOLOGICA EQUINOCCIAL

SISTEMA DE EDUCACIÓN A DISTANCIA

CARRERA: TECNOLOGÍA EN PETRÓLEOS

FRACTURAS HIDRÁULICAS Y SU OPTIMIZACIÓN EN EL BLOQUE – 18

CAMPO PALO AZUL

TESIS PARA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE TECNÓLOGO EN

PETRÓLEOS

HUGO LUIS COBOS CEDEÑO

DIRECTOR: PATRICIO JARAMILLO

Quito, Agosto 2010

III

DECLARACIÓN

Yo Hugo Luis Cobos Cedeño; declaro bajo juramento que el trabajo aquí escrito es

de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado o

calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se

incluyen en este documento.

A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedad intelectual

correspondientes a este trabajo, a la Universidad Tecnológica Equinoccial, según lo

establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la

normalidad institucional vigente.

____________________

Hugo Luis Cobos Cedeño

IV

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Hugo Luis Cobos Cedeño, bajo

mi supervisión.

_________________________

Ingeniero Patricio Jaramillo

DIRECTOR DE TESIS

V

AGRADECIMIENTO

Sobre todo a Dios que es quien me guía y me ha dado fortaleza en momentos

donde estuve a punto de rendirme, porque siempre te siento y siempre estas

conmigo.

A mi amada compañera Carla que es parte fundamental de mi corazón y de

mi vida, quién fue el motor principal de motivación para emprender este

proyecto que con su fe y apoyo siempre alumbró mi camino, a mis hijos

Martín, Paulette y Romina por quienes cualquier sacrificio es valido y mínimo.

A mi papá por enseñarme lo valioso que es la honestidad, la solidaridad y

que todo se logra en base al esfuerzo y perseverancia, a mi madre quien esta

conmigo siempre protegiéndome y acompañándome, se lo orgullosa que

estarías en este momento, a mis hermanas, Elisa, Andrea y Gaby por su

eterno amor y apoyo.

A mis suegro con quién siempre cuento con su valioso consejo y amistad, a

mi querida suegra de quien me siento un hijo más gracias por sus valores y

cariño.

A mis amigos, gracias por su amistad, calidad moral y soporte, un

agradecimiento en especial a Rodolfo Landivar y Alexis González ya que sin

su conocimiento y experiencia esta tesis no hubiera sido posible, porque en

base a su confianza supieron sacar lo mejor de mi, por haber compartido con

el mejor grupo que se pueda tener, Gilber, Rumi, Marco, Oscar, Alex, Fátima,

Alicia mil gracias por estar cuando los necesité.

A mis profesores en especial al Ing. Patricio Jaramillo, por transmitirme su

conocimiento, por haberme tenido paciencia y dar lo mejor de ellos para poder

llegar a feliz termino esta etapa tan importante en mi vida.

VI

A la Universidad Tecnológica Equinoccial por haberme dado la oportunidad de

educarme y terminar mi carrera, por el conocimiento y lo compartido con mis

compañeros de aula.

Hugo Luis

VII

DEDICATORIA

Este trabajo esta dedicado a mi esposa Carla, eje fundamental de mi vida nunca me

faltes, a Martín quien es la extensión de mis sueños, Paulette recuerda que no hay

límites solo los que tu quieras ponerte gracias por tu amor y apoyo, a Romina tu que

le diste un giro a mi vida gracias por tú compañía, a mi madre que extraño todos los

días como quisiera tu presencia.

Los amo con todo mi corazón

Hugo Luis

VIII

INDICE GENERAL

CARATULA II

DECLARACIÓN III

CERTIFICACIÓN IV

AGRADECIMIENTO V

DEDICATORIA VII

INDICE GENERAL VIII

RESUMEN XVI

PRESENTACIÓN XVII

SUMMARY XIX

PRESENTATION XX

CAPITULO 1 1

1 INTRODUCCIÓN 1

1.1 PROBLEMA 1

1.3 JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO 1

1.4 OBJETIVOS 1

1.4.1 OBJETIVO GENERAL 2

1.4.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS 2

1.5 HIPÓTESIS 2

1.6 IDEA A DEFENDER 2

1.7 VARIABLES 3

1.8 MARCO TEÓRICO 3

1.9 METODOLOGÍA 4

1.9.1 TIPO Y DISEÑO DE TRABAJO 4

1.9.2 MÉTODOS DE INVESTIGACIÓN 4

IX

1.9.2.1 MÉTODO GENERAL 4

1.9.2.2 MÉTODO ESPECÍFICO 4

1.9.2.3 OBTENCIÓN DE LA INFORMACIÓN 4

1.9.2.4 INSTRUMENTOS 5

1.10 TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN 5

1.10.1 REVISIÓN DE LITERATURA 5

1.10.2 INTERNET 5

CAPÍTULO 2 6

2. INFORMACIÓN GENERAL DEL CAMPO 6

2.1 BREVE RESEÑA HISTÓRICA 7

2.2 UBICACIÓN 7

2.3 MAPA ESTRUCTURAL 8

2.4 PROPIEDADES DE LA FORMACIÓN 11

2.5 MINERALOGÍA. 12

2.6 ESTADO ACTUAL DEL CAMPO 13

2.6.1 ESTADOS DE LOS POZOS 13

2.6.2 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN 13

2.7 RESERVAS VOLUMÉTRICAS 15

2.7.1 RESERVAS PROBADAS 15

2.7.2 RESERVAS REMANENTES 15

2.8 DECLINACIÓN DEL CAMPO 16

CAPÍTULO 3 19

3 TEORÍA DE LA FRACTURA 19

3.1 HISTORIA DEL FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO 19

3.2 DEFINICIÓN DE FRACTURA HIDRÁULICA 20

X

3.3 TIPOS DE FRACTURAS. 21

3.4 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE FRACTURAR. 23

3.5 GEOMETRÍA DE LA FRACTURA 24

3.6 PROPIEDADES MECÁNICAS DE LA ROCA 25

3.7 HIDRÁULICA DE LA FRACTURA 26

3.8 MODELOS DE SIMULACIÓN 27

3.9 FLUIDOS DE FRACTURAMIENTO. 31

3.10 AGENTES APUNTALANTES. 35

3.11 DISEÑO DE UNA FRACTURA 36

3.12 EQUIPO QUE SE UTILIZA EN FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO 38

3.13 CRITERIO PARA SELECCIÓN DE POZOS A FRACTURAR 39

CAPÍTULO 4 40

4 ANALISIS TECNICO DE LOS POZOS FRACTURADOS EN EL CAMPO PALO AZUL 40

4.1 INFORMACIÓN GENERAL 40

4.1.1 RESUMEN DE LOS POZOS FRACTURADOS 40

4.1.2 RESERVAS REMANENTES. 40

4.2 INCREMENTO DE PRODUCCIÓN. 41

4.2.2 MEJORAS EN EL FACTOR DE RECOBRO. 41

4.3 FRACTURA TIPO 42

4.3.2 FLUIDO DE FRACTURA 42

4.3.3 AGENTE APUNTALANTE 44

4.3.4 SIMULACIÓN PREFRACTURA 46

4.3.5 COMENTARIOS TÉCNICOS 48

4.4 ANÁLISIS POST FRACTURA 52

4.5 SITUACIÓN ACTUAL DE LOS POZOS FRACTURADOS 52

XI

4.6 INDICADORES DE PRODUCCIÓN, ANÁLISIS DE OPERACIONES Y OPTIMIZACIÓN DE TRABAJOS. 52

A CONTINUACIÓN EL DETALLE DE Y ANÁLISIS DE OPERACIONES EN LOS POZOS ESTUDIADOS 52

4.6.1 PALO AZUL 1X 52




4.7 LECCIONES APRENDIDAS Y MEJORAS OPERATIVAS 63

CAPÍTULO 5 65

5 ANÁLISIS TÉCNICO ECONÓMICO 65

5.1 ANÁLISIS ECONÓMICO 65

5.1.1 PERFIL DE PRODUCCIÓN 66

5.1.1.1 PRECIO DEL CRUDO 67

5.1.1.2 COSTOS DE OPERACIÓN (INVERSIÓN) 67

5.1.1.3 COSTOS DE PRODUCCIÓN 69

5.1.1.4 FLUJO NETO DE CAJA 70

5.2 CRITERIO PARA LA EVALUACIÓN ECONÓMICA. 71

5.2.1 VALOR ACTUAL NETO (VAN) 71

5.2.2 TASA INTERNA DE RETORNO (TIR) 73

5.3 ANÁLISIS DE RESULTADOS 74

CAPÍTULO 6 78

6 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 78

6.1 CONCLUSIONES 78

6.2 RECOMENDACIONES 80

BIBLIOGRAFÍA 82

XII

GLOSARIO 83

ANEXO 1 85

DIAGRAMAS E HISTORIALES DE COMPLETACIÓN DE LOS POZOS FRACTURADO 85

1.1 PALO AZUL 1X 86

1.2 PALO AZUL 2X 87

1.3 PALO AZUL 3X 88

1.4 PALO AZUL 4X 89

ANEXO 2 90

EVALUACIÓN PETROFÍSICA Y ANÁLISIS DEL CEMENTO DE LOS POZOS FRACTURADOS 90

2.1 PALO AZUL 1X 91

2.2 PALO AZUL 2X 93

2.3 PALO AZUL 3X 94

2.4 PALO AZUL 4X 95

ANEXO 3 96

DESCRIPCIÓN DE LOS TRABAJOS DE FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO 96

3.1 PALO AZUL 1X 97

A) DATAFRAC 97

B) HOJA DE BOMBEO INYECCIÓN 97

C) SELECCIÓN PUNTOS – STEP DOWN 98

D) SENSORES DE FONDO 99

E) SUPERPOSICIÓN DE PRESIONES DE SUPERFICIE Y DE FONDO 100

F) FRACCADE – BHP Y SUPERFICIE 101

G) GRÁFICA DEL TRABAJO 102

H) DISEÑO FINAL DE LA FRACTURA 103

XIII

3.2 PALO AZUL 2X 104

SECCIÓN 1: DATOS DE LAS ZONAS 104

SECCIÓN 2: PROGRAMA DE FRACTURA APUNTALADA 105

SECCIÓN 3: RESULTADOS DE LA SIMULACIÓN DE FRACTURA 106

SECCIÓN 4: SIMULACIÓN DE FRACTURA HIDRÁULICA 108

SECCIÓN 5: DATOS DEL APUNTALANTE 109

DATOS DEL APUNTALANTE 109


SECCIÓN 1: CONFIGURATION DEL POZO 109



SECCIÓN 4: RESULTADO DE LA SIMULACIÓN 115

SECCIÓN 5: SIMULACIÓN DE FRACTURA HIDRÁULICA 116


SECCIÓN 1: CONFIGURACIÓN DEL POZO 117



SECCIÓN 4: RESULTADOS DE LA SIMULACIÓN DE FRACTURA 119

XIV

INDICE DE FIGURAS

Figura 1.1: Localización Geográfica ....................................................................... 6

Figura 1.2: Mapa Estructural .................................................................................... 8

Figura 1.3: Estratigrafia ............................................................................................ 9

Figura 1.5: Gráfico De La Producción Anual Del Campo .................................... 14

Figura 1.6: Producción Histórica Del Campo Palo Azul ...................................... 17

Figura 2.1: Área De Flujo ........................................................................................ 20

Figura 2.2: Mínimo Esfuerzo .................................................................................. 21

Figura 2.3: Fracturas Horizontales ........................................................................ 21

Figura 2.4: Fracturas Verticales ............................................................................ 22

Figura 2.5: Grafica De Presiones ........................................................................... 27

Figura 2.6: Modelo Elíptico Vertical ...................................................................... 28

Figura 2.7: Modelo Elíptico Horizontal .................................................................. 29

Figura 2.8: Modelo Tridimensional ........................................................................ 30

Figura 2.9: Viscosidad De Fluido .......................................................................... 32

Figura 2.10: Tipos De Reticuladores ..................................................................... 34

Figura 2.11: Características Mecánicas ................................................................ 35

Figura 2.12: Gráfico De Cierre De Fractura .......................................................... 37

Figura 2.13: Camión Bombeador ........................................................................... 38

Figura 2.14: Camión Mezclador O Blender ........................................................... 38

Figura 2.15: Contenedor De Arena ........................................................................ 39

Figura 3.1: Presión De Cierre Con Carbolita ........................................................ 45

Figura 3.2: Diseño Preliminar De La Fractura. ..................................................... 47

Figura 3.3: Comportamiento De La Producción Del Pozo Pa-1x ........................ 53

Figura 3.8: Correlaciones De Los Cortes Estructurales Y Estratigráficos De Los

Pozos Pa 1x-2x-3x-4x........................................................................... 56

Figura 3.9: Comportamiento De La Producción Del Pozo Pa-2x ........................ 57

Figura 3.10: Comportamiento De La Producción Del Pozo Pa-3x ...................... 60

Figura 3.11: Comportamiento De La Producción Del Pozo Pa-4x ...................... 62

Figura 4.1: Representación Del Fnc En Función Del Tiempo ............................. 76

Figura 4.2: Van Vs Tiempo ..................................................................................... 77

XV

INDICE DE TABLAS

Tabla 1.1: Mineralogía ............................................................................................ 12

Tabla 1.2: Estado De Los Pozos ............................................................................ 13

Tabla 1.2: Producción Anual Del Campo .............................................................. 14

Tabla 1.3: Resumen De Las Reservas Del Campo Palo Azul .............................. 16

Tabla 1.4: Estimación De La Declinación De Producción ................................... 18

Tabla 2.1 Apuntalantes Para Geles De Baja Carga .............................................. 36

Tabla 3.1: Comparativa De Producción Antes Y Después De La Fractura ........ 41

Tabla 3.2: Datos Del Fluido De Fractura ............................................................... 43

Tabla 3.3: Control De Calidad Del Agua Base. ..................................................... 44

Tabla 3.4: Tamaño Del Apuntalante ...................................................................... 44

Tabla 3.5: Resumen De Los Trabajos De Fracturamiento Realizados En El

Campo Palo Azul .................................................................................. 49

Tabla 3.6: Materiales Utilizados ............................................................................. 50

Tabla 3.7: Resultados Post Fractura ..................................................................... 51

Tabla 3.8: Resultados De Las Pruebas De Presión Después Del Tratamiento .. 59

Tabla 3.9: Condiciones De Los Pozos Antes De Fracturar ................................. 63

Tabla 3.10: Condiciones Actuales De Los Pozos Fracturados ........................... 63

Tabla 4.1: Estimación De Incremento Por Declinación Exponencial ................. 66

Tabla 4.2: Estimación De Los Precios Del Crudo ................................................ 67

Tabla 4.3: Costos De Operación ............................................................................ 67

Tabla 4.4: Gastos De Producción .......................................................................... 69

Tabla 4.5: Ingresos Por Ventas .............................................................................. 70

Tabla 4.6: Flujo Neto De Caja ................................................................................. 71

Tabla 4.7: Interpretación Valor Actual Neto .......................................................... 72

Tabla 4.8: Resultados De La Evaluación Del Proyecto De Estimulación Matricial

.......................................................................................................................... 74

Tabla 4.9: Cálculo Del Van Y El TIR ....................................................................... 75

XVI

RESUMEN

El presente proyecto analiza las condiciones actuales de los pozos fracturados para

recomendar alternativas que incrementen la producción en los mismos.

En el primer capítulo se realiza la descripción general y geológica del campo, se

detalla la sedimentología, las características de las rocas de la formación, el análisis

petrofísico, mineralógico y de fluidos. También se incluye historiales de producción,

reacondicionamiento y declinación del campo Palo Azul.

En el segundo capítulo se presenta la teoría de fracturamiento, diseño de fracturas,

selección de fluidos y apuntalantes, mecánica de las rocas, y se describe los

trabajos de fracturamiento en el campo. Se realiza un análisis pre y post fractura de

los pozos fracturados basado en los historiales de producción, completación,

registros, etc para determinar las razones por las cuales los pozos presentan caídas

considerables de producción.

En el tercer capítulo, se presenta las diferentes alternativas para incrementar la

producción en los pozos fracturados mediante el estudio de estimulaciones

matriciales, modificadores de permeabilidades relativas y refracturamiento hidráulico.

Además se selecciona los pozos candidatos para dichos tratamientos y se realiza el

análisis de producción que tendrían los mismos después del tratamiento.

En el cuarto capítulo se presenta el análisis económico determinando la rentabilidad

del proyecto, dicho análisis se lo realiza con los datos obtenidos tanto de la

inversión, como de los costos que implica la producción del barril de petróleo

asociando los ingresos con los precios de venta de petróleo actuales; para la

evaluación de este proyecto se utilizó métodos de análisis como son el VAN y el TIR.

En el quinto capítulo se establecen las conclusiones y recomendaciones que se

obtuvieron al término del desarrollo del proyecto.

XVII

PRESENTACIÓN

La fuerte caída de producción de 42000 BPPD a 28000 BPPD en el campo Palo

Azul, después de un Paro de las Comunidades aledañas a las áreas de producción

del Bloque 18, en Marzo del 2007, obligó a cerrar completamente la producción del

campo por casi un mes, lo que ocasionó daños de consideración en los pozos, que

impidieron recobrar la producción original del campo antes de tal acontecimiento.

Adicionalmente, el campo ya presentaba un severo daño de formación debido a la

migración de finos.

Estos motivos han obligado a la operadora a buscar tecnologías diferentes a las

aplicadas en el país, que permitan mantener o incluso aumentar la producción, aún

cuando tengan costos elevados, como es la aplicación de Fracturación Hidráulica en

Yacimientos de alta permeabilidad.

Se seleccionaron, desde el punto de vista técnico, 8 pozos candidatos para fracturar,

los mismos que presentaban características litológicas y de reservorio adecuadas y

además reservas considerables por recuperar.

La campaña de Fracturamiento Hidráulico para recuperar la productividad del campo

e incrementar el aporte neto de petróleo dió resultados muy positivos, alcanzando

para Enero del 2008 un promedio de producción de 36098 BPPD. La permeabilidad

de estos pozos, y por ende la capacidad de flujo (k.h), ha aumentado en un

porcentaje aproximado de 300%, lo que se ve reflejado en el incremento

considerable de producción de petróleo y reservas de los mismos.

Sin embargo, la producción de los pozos fracturados ha disminuido con el paso del

tiempo y el corte de agua ha aumentado considerablemente, lo que cuestiona si este

tipo de estimulación fue o no la mejor opción para el incremento de dicha

producción.

XVIII

El presente trabajo consiste en el análisis de cada pozo fracturado basándose en la

información geológica, propiedades litológicas y petrofísicas del campo, historiales

de producción, y en el análisis pre y post fractura de los pozos con el fin de poder

determinar las causas del decremento de producción, y encontrar las mejores

alternativas que permitan controlar dicho problema.

XIX

SUMMARY

The present project analyzes the current conditions of the wells fractured to

recommend alternatives that increase the production in the same ones.

In the first chapter there is realized the general and geological description of the field,

there are detailed the sedimentology, the characteristics of the rocks of the formation,

the petrophysical, mineralogical analysis and of fluids. Also there includes records of

production, reconditioning and decline of the field Blue Stick.

In the second chapter presents the theory of fracturing, design of fractures, selection

of fluids and apuntalants, mechanical of the rocks, and the works are described of

fracturing in the field. An analysis is realized pre and post fracture of the fractured

wells based on the records of production, completation, records, etc to determine the

reasons for which the wells present considerable falls of production.

In the third chapter, presents the different alternatives to increase the production in

the wells fractured by means of the study of matrix stimulations, modifiers of relative

permeabilities and refracturing hydraulically. In addition the wells are selected

candidates for the above mentioned treatments and there is realized the analysis of

production that they would have the same after the treatment.

In the fourth chapter, presents the economic analysis determining the profitability of

the project, the above mentioned analysis it so much of the investment is realized by

the information obtained, since of the costs that there implies the production of the

barrel of oil associating the income with the current prices of sale of oil; for the

evaluation of this project one used methods of analysis since they are the VAN and

the TIR.

In the fifth chapter there are established the conclusions and recommendations that

were obtained at the conclusion of the development of the project.

XX

PRESENTATION

The strong fall of production of 42000 BPPD to 28000 BPPD in the field Blue Stick,

after an unemployment of the bordering Communities to the areas of production of

the Block 18, in March, 2007, forced to close completely the production of the field for

almost one month, which caused hurts of consideration in the wells, which prevented

from recovering the original production of the field before such a event. Additional,

XXI

the field already was presenting a severe hurt of formation due to the migration of

thin.

These motives have forced the operator to look for different technologies to the ones

applied in the country, which they allow to support or even to increase the production,

even if they have high costs, since it is the application of Hydraulic fracturation in

Deposits of high permeability.

Candidates selected, from the technical point of view, 8 wells to fracture, the same

ones who were presenting characteristics litologics and of reservoir adapted and also

considerable reservoir for recovering.

The fracturing´s hydraulics campaign to recover the productivity of the field and to

increase the clear contribution of oil gave very positive results, reaching for January,

2008 an average of production of 36098 BPPD. The permeability of these wells, and

certainly the capacity of flow (k.h), has increased in an approximate percentage of

300 %, which is reflected in the considerable increase of production of oil and

reservations of the same ones.

Nevertheless, the production of the fractured wells has diminished with the passage

of time and the water cuts have increased considerably, which it questions if this type

of stimulation was or not the best option for the increase of the above mentioned

production.

The present work consists of the analysis of every fractured well being based on the

geological information, properties litologycs and petrophysical of the field, records of

production, and on the analysis pre and post fracture of the wells in order to be able

to determine the reasons of the decline of production, and find the best alternatives

that allow to control the above mentioned problem.

1

CAPITULO 1

1 INTRODUCCIÓN

Este análisis se llevó a cabo en las operaciones de fracturamiento hidráulico

que fueron desarrolladas entre los años 2007, 2008 y 2009 dentro del Bloque

18 perteneciente a Consorcio Petrolero Bloque 18. Adicionalmente en base a

operaciones realizadas además de simulaciones justificar el verdadero balance

de las operaciones y optimización de las fracturas diseñadas, y sustentar para

que y en que pozos se puede aplicar estos tratamientos, las cuales han

confirmado su valor al tener una mejor producción de los pozos a un costo

inferior a una operación de perforación y a la mejora de la vida útil de los pozos

y al recobro de inversión en lapsos inferiores sin mayor riesgo económico al

hacer estos trabajos en pozos con índices productivos conocidos en los cuales

la garantía de éxito puede ser mejor considerada.

1.1 PROBLEMA

Análisis de los resultados de la aplicación de operaciones de fracturamiento

hidráulico del Bloque-18 Campo Palo Azul con la finalidad de recomendar la

mejor alternativa de fracturamiento.

1.3 JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO

Luego del Fracturamiento de los pozos del Campo Palo Azul, los resultados

de producción fueron los esperados.

Por ello se ha propuesto la ejecución de un análisis de los pozos fracturados

en el Campo Palo Azul con la finalidad de establecer la mejor alternativa para

futuros programas de fracturamiento, en el cual se cuenten con alternativas

operativas, tecnológicas y económicas convenientes para cada pozo y

operación.

1.4 OBJETIVOS

Los objetivos de este proyecto son el de analizar las mejores propuestas para

trabajos de fracturamiento hidráulico dentro del Bloque – 18, para poder

alcanzar un optimo desempeño de tiempo, costo y su aplicabilidad a nuevos

2

proyectos dentro del mismo campo tomando en cuenta ciertas

consideraciones que están expuestas en este trabajo, para poder emitir un

análisis objetivo, coherente y práctico tomando en cuenta las lecciones

aprendidas dentro de estas operaciones, y que serán expuestas para ver la

forma en que estos tratamientos han beneficiado a Consorcio Petrolero

Bloque 18., tomando en cuenta que desde el año 2007 no se han realizado

campañas de perforación y la única forma de haber mantenido la producción

del campo es en base a nuevas propuestas las cuales le han dado un nuevo

valor agrgado que es la creatividad utilizando y mejorando tecnologías

existentes.

1.4.1 OBJETIVO GENERAL

Analizar los trabajos de fracturamiento realizados en los pozos del Bloque-18

Campo Palo Azul para inducir una mejor optimización de fracturamiento

hidráulico.

1.4.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Recopilar la información general del campo.

Analizar técnicamente las fracturas.

Determinar la mejor alternativa de las fracturas.

Analizar económicamente los trabajos de fracturamiento hidráulico

1.5 HIPÓTESIS

De acuerdo a información obtenida de los trabajos de fractura dentro del

campo Palo Azul en el Bloque – 18 de que forma es posible optimizar los

trabajos de fracturamiento hidráulico y aplicar este conocimiento para una

campaña de este tipo de operaciones, y en base a estas experiencias en que

tipo de pozos sería aplicable esta tecnología.

1.6 IDEA A DEFENDER

Se ha realizado un análisis en lo referente a las operaciones de

fracturamiento en el campo Palo Azul dentro del Bloque 18, y proponer como

3

se puede optimizar la producción escogiendo pozos candidatos que tengan

características propicias para realizar este tipo de trabajos para que estos

resulten en proyectos rentables en rendimiento y costo

1.7 VARIABLES

Las variables que podemos contemplar dentro de este proyecto, son:

Tipo de litología

Tipo de geología

Determinación y constitución de limites del reservorio

Porosidad

Permeabilidad

Índice de productividad

Estado mecánico de pozo

Rango de operaciones para equipos

Costos estimados por pozo

Detalle de operaciones por pozo

Información de pozos vecinos

Aplicabilidad en simulación de fractura

Funcionabilidad

Inversión

Tasa de retorno

Incremento de producción estimada

1.8 MARCO TEÓRICO

El Fracturamiento hidráulico es un procedimiento operacional especial el cual

consiste en generar un camino alternativo a fin de evitar que la zona dañada

(área afectada) del pozo en producción siga afectando la productividad del

mismo ò para mejorar las condiciones naturales de la formación productora.

Esto se logra mediante la inyección de materiales altamente permeables con

fluidos especiales a la formación de interés.

4

Este tipo de operación se realiza bajando al pozo una serie de herramientas

especiales que permiten esta inyección, la cual se realiza a altas presiones en

superficie (> 5000 Psi) lo cual combinado con el manejo de diferentes

productos químicos y equipos de bombeo especiales, forman una

combinación de elementos de alto riesgo. Existen múltiples elementos los

cuales deben ser atacados durante la planificación del trabajo a fin de

garantizar la minimización de las condiciones inseguras que se involucran en

esta operación.

1.9 METODOLOGÍA

Este trabajo utilizará la siguiente metodología

1.9.1 TIPO Y DISEÑO DE TRABAJO

Este análisis fue realizado en base a información obtenida dentro de

Consorcio Petrolero Bloque 18. empresa operadora del Campo Palo Azul en

el Bloque 18 así como de consultas de investigación bibliográficas

1.9.2 MÉTODOS DE INVESTIGACIÓN

Para este análisis se utilizaron los siguientes métodos de investigación

1.9.2.1 MÉTODO GENERAL

Método Inductivo.

1.9.2.2 MÉTODO ESPECÍFICO

Método Analítico

1.9.2.3 OBTENCIÓN DE LA INFORMACIÓN

Revisión de programas

Literatura

Internet

Visitas a campo

5

1.9.2.4 INSTRUMENTOS

Manuales

Bases de datos Consorcio Petrolero Bloque 18., Bloque -18

Internet

Charlas técnicas

1.10 TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN

Las técnicas utilizadas en este trabajo son:

1.10.1 REVISIÓN DE LITERATURA

Se consulto en base a la amplia gama de información que ofrece la

industria petrolera, como son libros, revistas, manuales y compañías

asociadas a servicios petroleros y sus experiencias.

1.10.2 INTERNET

Esta es una de las herramientas más efectivas que tenemos a nuestro

alcance a nivel de consulta de los más diversos temas y en especial en lo

relacionada a la información que utilcé en este trabajo ya que nos permite

investigar a nivel mundial las diversas técnicas relacionada a un tema en

particular, así como las compañías que desarrollan tecnología y que

muchas veces no podemos tener a nuestro alcance mediante otro tipo de

investigación convencional.

6

CAPÍTULO 2

2. INFORMACIÓN GENERAL DEL CAMPO

Localización: Cuenca Oriente – Provincia de Orellana (Figura 1.1)

Área: 31.1 Km.2.

Número de Pozos: 29 Productores de Petróleo

2 Inyectores de Agua

31 Total Pozos

Figura 1.1: Localización Geográfica

Tomado del Departamento de Reservorios – Consorcio Petrolero Bloque 18.

Elaborado por Hugo Cobos

7

Principal Reservorio: Formación Hollín (OOIP = 322 Millions Bls Oil)

Producción de Petróleo: 20.468 Bls/día.

Producción de Gas: 9.433 Mscf/día.

Producción de Agua: 34.942 Bls/día.

2.1 Breve reseña histórica

Su estructura original fue definida con la interpretación de 31 líneas sísmicas

2D, de diferentes campañas de campo, realizadas entre 1981 y 1998 por la

Ex CEPE, Petroecuador, Amoco y Cayman, y, 25 pozos del sector.

El pozo exploratorio Palo Azul-1 fue perforado entre enero y febrero de 1999

y el pozo Palo Azul-2, entre febrero y marzo del 2000.

El consorcio Cayman – Petromanabí perforó el pozo PALO AZUL 01

descubridor del campo Palo Azul dentro del BLOQUE 18, asignado para su

exploración. Posteriormente la empresa cede parte mayoritaria de su

paquete accionario a la Compañía Pérez Companc de Argentina, que lo

opera hasta el 2002 donde es adquirida por PETROBRAS que se convierte

en la operadora a través de CONSORCIO PETROLERO BLOQUE 18

desarrollando el campo hasta la fecha.

2.2 Ubicación

El Yacimiento común Hollín del Campo Unificado Palo Azul es un

reservorio compartido entre Petroproducción y Consorcio Petrolero Bloque

18 se encuentra ubicado al noroeste del campo Sacha, al Este del Río Coca

y noreste del Campo Pucuna, en la Provincia de Orellana de la Región

Amazónica del Ecuador, el campo Palo Azul se encuentra a 60 Km.. de la

ciudad del Coca.

8

2.3 Mapa Estructural

Figura 1.2: Mapa Estructural



9

ESTRATIGRAFÌA Y LITOLOGÍA DE LA ARENA HOLLÍN.

Figura 1.3: Estratigrafía



0 50 km

0

2

4

6

8

10(km)

2

4

6

8

Inter-A ndeanVal ley

CordilleraOcci dental

C ordi lleraR eal

Napo - CutucuUplif tPacif ic

Ocean

O rie nte Bas inCretaceousIs land-arc(vol canics )

Daule Platform(Forearc basi n)

Mesozoicoceanic crust

W E

Offshoreshel f basin

10

Figura 1.4: Litología

Tomado del Departamento de Reservorios – Consorcio Petrolero Bloque 18


11

2.4 Propiedades de la Formación

Geológicamente el campo Palo Azul se ubica al Oeste del eje axial de la

subcuenca cretácica Napo y es un entrampamiento estructural, representado por

un anticlinal asimétrico. El eje principal tiene una dirección preferencial

aproximadamente Norte-Sur a Noreste-Suroeste, de unos 10 Km. de largo y un

ancho máximo en dirección Oeste-Este de 5 Km. El campo está limitado al Este

por una falla inversa de alto ángulo que se origina en el basamento.

La evaluación de los registros eléctricos a hueco abierto mostró la existencia de

una importante columna con saturación de petróleo en la Formación Hollín,

además se efectuaron pruebas de producción en varios intervalos del pozo Palo

Azul-2.

La Formación Hollín está compuesta esencialmente por areniscas cuarzosas, las

cuales presentan facies fluviales (llanura de inundación aluvial y depósitos de

tipo braided) hacia la base, depósitos de estuario con dominio de mareas en su

parte media y hacia el tope la secuencia es colmatada con sedimentos

depositados en un ambiente de planicie costera y plataforma marina poco

profunda (Toro, 1997; White et al., 1995). Estas arenas provienen de la erosión

del Escudo de Guyana ubicado posiblemente el SSE de la cuenca (Jaillard,

1997; Shanmugan et al., 2000). La Formación Hollín reposa en discordancia

erosiva sobre los sedimentos Pre – Cretácicos y rocas cristalinas subyacentes

mostrando una geometría en “backsteppening”, acuñándose hacia el Este de la

Cuenca Oriente. El espesor varía desde 30 m al este de la cuenca a 300 m al

oeste y sur oeste.

12

2.5 Mineralogía.

En base a la información de núcleos obtenidos en el pozo Palo Azul 4 (tabla 1)

se realizaron estudios mineralógicos con los siguientes resultados:

Tabla 1.1: Mineralogía

Tomado del Departamento de Reservorios – Consorcio Petrolero Bloque 18 Elaborado por Hugo Cobos

13

2.6 Estado Actual del Campo

A continuación una breve reseña del estado actual de pozos en el Campo Palo

Azul.

2.6.1 Estados de los pozos

Tabla 1.2: Estado de los Pozos


2.6.2 Historial de Producción

En el campo Palo Azul tiene una producción acumulada de la formación Hollín

de 65.1 MBPP hasta Diciembre del 2009, con 29 pozos productores, cuya

producción promedio diaria del Campo Palo Azul es 21.000 BPPD.

Desde Agosto del 2007 se han fracturado 8 pozos para los que se estimaron

reservas de 2.78 MMBLS de petróleo, con un incremental de producción

aproximado de 800 BPPD por cada trabajo de fractura, dicho valor ya está

considerado en la producción acumulada total. (Figura 1.5; Tabla 1.2)

Inye cto re s (2)Frac turados No Frac turados

8 21 2

Po zo s P e rfo ra do s Ca m po P a lo A z ulPr oductor e s (29)

14

Figura 1.5: Gráfico de la producción anual del campo

Tomado del Departamento de Producción – Consorcio Petrolero Bloque 18.


Tabla 1.2: Producción anual del campo

PRODUCCION BRUTA (BFP)

PRODUCCION DE PETROLEO

(BPP)

PRODUCCION DE PETROLEO

ACUMULADA

MBLS MBLS MBLS

1999 0,80 0,80 0,80 2000 6,90 6,90 7,70 2001 42,90 42,20 49,90 2002 474,40 464,30 514,20 2003 4.127,20 3.756,90 4.271,10 2004 6.534,20 6.431,00 10.702,10 2005 9.668,20 9.294,50 19.996,60 2006 13.678,70 12.290,30 32.286,90 2007 14.156,90 10.814,70 43.101,60 2008 18.803,00 11.761,50 54.863,10 2009 21.213,00 10.236,90 65.100,00

AÑO



-

5.000,00

10.000,00

15.000,00

20.000,00

25.000,00

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

PRODUCCION NETA MBFP

PRODUCCION DE PETROLEO MBPP

15

2.7 Reservas Volumétricas

Son las extensiones geométricas que se representan generalmente por mapas

de campo junto a las curvas de nivel de las zonas productivas a una escala tal

que se pueda visualizar la estructura, relieve o espesor del yacimiento para los

cálculos del volumen.

2.7.1 Reservas Probadas

En base al estudio de simulación matemática, el mismo que para su ajuste a

historia se incorporaron 29 pozos productores y se actualizó hasta Diciembre del

2009, se determinó la proyección de producción hasta el 18 de Octubre del 2022.

En dicha proyección se incorporaron 4 Re-entradas y 4 pozos nuevos de

evaluación. Los resultados obtenidos fueron:

La Recuperación Final Probada para el Campo Palo Azul (Reservorio

Hollín), sería de 108.7 millones de barriles de petróleo.

La producción acumulada al 31/12/2009 fue de 65.1 millones de barriles de

petróleo.

2.7.2 Reservas Remanentes

Es el volumen de hidrocarburos que resulta de la diferencia de las reservas

probadas y de la producción acumulada al momento de la estimación, este

volumen es un indicativo del potencial de un yacimiento, a más de ser una base

o justificativo para operaciones futuras en un campo.

El valor de las Reservas Remanentes del Campo Palo Azul se estimó en 53.9

millones de barriles de petróleo. La Tabla 1.4 presenta un resumen de las

Reservas del Campo.

16

Tabla 1.3: Resumen de las Reservas del campo Palo Azul

POES

(MMBLS)

Acumulado

31/12/2009

(MMBLS)

Recuperacón

Final Probadas

(MMBLS)

RESERVAS

REMANENTES

Factor de

Recobro (%)

322.2

65.1

108.7

43.6

33.7



2.8 Declinación del Campo

La declinación de producción de petróleo del campo Palo Azul se lo determinó

mediante el análisis de la producción histórica del mismo (Ver figura 1.6). La

producción acumulada al 31 de Diciembre del 2009 del campo fue de 65.1

MMBLS de petróleo que representa el 50 % de la recuperación total hasta el año

2022, estimada en 108.7 MMBLS de petróleo. Con este valor de producción

acumulada de petróleo y con 6 años de producción del mismo, la declinación

efectiva anual se estimó en 26 %, utilizando el método exponencial así:

q = qi.e-at Ec. 1.1

Donde,

a = 26% efectiva anual

t = años

e = 2.7178

La tabla 1.4 contiene los valores de petróleo promedio anual y acumulado hasta

el año 2022.

El valor de declinación del 26 % promedio es efectivo a partir del año 2010,

debido a que durante el año 2010 se realizarán actividades de fracturamiento

hidraúlico y reentradas que permitirán incrementar la producción hasta un

máximo de 32000 BPPD a finales del año 2009.

17

Con la actividad programada para el año 2010 la declinación estimada estaría en

el orden del 23% anual. Para los siguientes años la declinación se estima en

23% para el año 2011, 28% para el año 2012, estos valores de declinación son

estimados con la actividad programada de perforación de acuerdo al cronograma

de actividad propuesto. Para todo el período comprendido entre los años 2010 y

2022 la declinación promedio estimada sería de 26% anual. La figura 6 presenta

la predicción de producción de petróleo hasta el año 2022, fecha en la cual se

terminará el contrato.

Figura 1.6: Producción histórica del Campo Palo Azul

1999 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 2210

1

102

103

104

105

Dai

ly O

il P

rodu

ced

, bbl

/d

Date

PROYEC CION CAMPO PALO AZUL RESERVOR IO HOLLIN

Database Forecast ParametersPhase : OilDi :qi : 26882.9 bbl/d

PROYEC CION CAMPO PALO AZUL RESERVOR IO HOLLIN



18

Tabla 1.4: Estimación de la declinación de producción



19

CAPÍTULO 3

3 TEORÍA DE LA FRACTURA

Es el proceso de aplicar presión hidráulica a la roca reservorio hasta que se

produce una falla o fractura de la misma mediante la inyección a alta presión de un

fluido viscoso y mantenerla abierta con un agente apuntalante, arena natural o

sintética, una vez que se haya liberado la presión de inyección.

La fractura apuntalada se comporta como un canal de alta conductividad entre el

reservorio y el pozo, mejorando significativamente su capacidad productiva.

Después del inicio de la fractura, la inyección adicional resultaría en propagación

de la fractura. La geometría de la fractura creada puede ser aproximada por

modelos que toman en cuenta las propiedades mecánicas de la roca, las

propiedades del fluido de fractura, las condiciones con las cuales el fluido es

inyectado (cantidad, presión) y la distribución de esfuerzo en el medio poroso.

3.1 Historia del fracturamiento hidráulico

1947: Comienza la historia de los trabajos de fracturamiento hidráulico comienza

en el pozo Keppler # 1 en Kansas por parte de compañía Stan Oil & Gas CO,

hasta el momento se contabilizan mas de un millón de fracturas en el mundo.

1949: La compañía Halliburton puso a disposición de la industria

hidrocarburífera el proceso de fracturamiento (licencia exclusiva).

1953: BJ Services empieza con trabajos de fracturamiento por terminarse la

exclusividad de Halliburton.

1955: Se realizaban 4500 trabajos de fracturamiento al mes en el mundo

1970`s: Cada mes se realizaban 2500 trabajos de fracturamiento

En la actualidad el fracturamiento hidráulico sigue siendo un trabajo rutinario

dentro de las compañías para mejorar la productividad en los pozos.

20

3.2 Definición de fractura hidráulica

Es la técnica mediante la cual se crea una geometría de fractura (canal) en la

formación aplicando una presión mayor a los esfuerzos mínimos de la

formación y apuntalada con agente de soporte (apuntalante o grava) de

tamaño especifico y alta conductividad con el propósito de apartar el daño de

formación y aumentar el área de flujo. (FIGURA 2.1)

FIGURA 2.1: Área de flujo

Fuente BJ Services


21

La Fractura Hidráulica se inicia y continua perpendicular a la dirección del

Mínimo Esfuerzo Principal de la Roca (FIGURA 2.2)

FIGURA 2.2: Mínimo esfuerzo

Fuente BJ Services

3.3 Tipos de Fracturas.

De acuerdo a la orientación de la fractura podemos clasificarlas en:

Horizontales (FIGURA 2.3)

Verticales (FIGURA 2.4)

............................................................................................................................ I

nclinadas

FIGURA 2.3: Fracturas Horizontales

mmii

22

FIGURA 2.4: Fracturas verticales

Fuente BJ Services


La orientación de la fractura dependerá de la distribución de esfuerzos de la

zona a fracturar, e influenciada mayormente por los siguientes factores:

Presión de sobrecarga

Presión de reservorio

Modulo de elasticidad (Young)

Módulo de Poisson

Compresibilidad de la roca

De acuerdo a uso o no del agente apuntalante o ácido las podemos clasificar en:

Fractura ácida: No utiliza agente apuntalante, su fluido es a base de ácido.

Usada para fracturar calizas y dolomitas

23

Fractura hidráulica: Utiliza agente apuntalante generalmente usada para

fractura en areniscas.

3.4 Ventajas y desventajas de Fracturar.

A continuación algunas de las condiciones en las cuales sería aplicables las

fracturas hidráulicas o no.

Ventajas

Incremento de productividad

En los pozos con baja productividad la opción de fracturarlos mejora

considerablemente el factor de recobro de los mismos ya que permite un área

de flujo mucho mayor en comparación a los punzados, especialmente en los

pozos con las siguientes características:

Reservorios de Baja permeabilidad

Zonas dañadas

Conectar facturas naturales

Incrementar áreas de drenaje

Incrementar alturas de drenaje

Incremento de Inyectividad

En los pozos inyectores con baja capacidad una solución económica es

fracturarlos para aumentar la capacidad de los mismos a recibir fluido,

especialmente cuando tienen algún tiempo de operación en los cuales se

desarrollan zonas dañadas alrededor del pozo causados por lo fluidos

inyectados

Disminución de la caída de presión alrededor del pozo

Con una fractura aumentamos las áreas de flujo y por ende para un mismo

caudal equivalente a producir solo con punzados, la caída de producción al

24

rededor del pozo es mucho menor, esto además nos da la ventaja de

minimizar producciones de arena, finos, asfaltenos y/o parafinas.

Desventajas

Una fractura hidráulica puede causar efectos negativos en la producción del

pozo o no afectar a la misma si no se selecciona el candidato adecuado, tal es el

caso de los siguientes escenarios:

Falta de sellos naturales entre las zona a fracturar y un acuífero

Fracturar un reservorio sin sellos litológicos entre la zona de crudo y el acuífero

puede causar que nos conectemos al acuífero y perdamos producción en el

pozo originado por la producción de agua que tiene mayor movilidad que el

crudo

Formaciones depletadas

Fracturar zonas depletadas o carentes de producción no agregará ningún

beneficio por falta de reservas.

Sidetracks

Fracturar un pozo con sidetrack o con una rama adicional o ventana que sale del

hoyo original puede implicar riesgo de conectarnos con el pozo perforado

inicialmente y por ende producir fluidos no deseados (Agua)

Zonas con diferentes presiones de reservorio

Si la fractura conecta dos zonas con diferentes presiones podemos tener el

efecto de zona ladrona o flujo cruzado, causando disminución de la productividad

del pozo.

3.5 Geometría de la fractura

Los factores que afectan el tamaño de la fractura son:

25

Espaciamiento entre pozos: Para el diseño de una fractura hay que tomar en

cuenta la distancia de los pozos vecinos o al pozo original en el caso de un

sidetrack para considerar la posibilidad de que la fractura se propague en esa

dirección y los contacte.

Longitud de la fractura: Esto va a ser determinado por los siguientes factores

Volumen de fluido bombeado

Eficiencia del fluido bombeado

Geometría de la fractura

Ancho y alto de fractura: Afectado principalmente por

Viscosidad de fluido

Caudal de inyección

Esfuerzos de la roca a fracturar y vecinas

3.6 Propiedades mecánicas de la roca

Las formaciones están caracterizadas por:

Porosidad. Es la relación entre el espacio poroso y el volumen de roca total

Permeabilidad. Es la facilidad de un fluido para moverse a través de un medio

poroso

Presión de reservorio. Es la presión en los poros de la formación

Elasticidad. Es la característica que tiene la roca para deformarse y regresar

a su estado original, expresada por el módulo de Young (E)

E= σ/ε

σ= Esfuerzo aplicado unidireccionalmente

ε= Deformación causad por el esfuerzo causado

Plasticidad. Es la característica de la roca que tiene para deformarse sin

recuperar sus características originales expresada por el módulo de Poisson

26

ν= σ2/σ1

ν= Que es la relación entre la expansión lateral

σ2= La contracción longitudinal de una roca

σ1= Esfuerzo unidireccional

Tenacidad (toughness). Es la medida de la resistencia de un material a la

propagación de una fractura.

3.7 Hidráulica de la fractura

Durante una operación de fracturamiento hidráulico debemos tener en cuenta los

siguientes aspectos: (FIGURA 2.5)

Presión hidrostática (PH). Es la presión causada por el fluido en el pozo contra la

formación.

PH= 0,052 x d x D

d= Densidad de fluido

D= Profundidad vertical

Presión instantánea de cierre (ISIP). es la presión instantánea al momento de

para el bombeo durante un fracturamiento descontando la fricción

Presión de fractura en fondo (BHFP). Es la presión necesaria para fracturar la

formación.

BHFP= FG x D

BHFP= ISIP + PH

BHFP= STP + PH - PF

PF= PFpipe + PFperf + PFnwb

FG= Gradiente de fractura

STP= Presión de superficie

27

PF= Presiones de fricción

PFpipe= Perdidas de fricción en la tubería

PFperf= Perdidas de fricción en las perforaciones

PFnwb= Perdida de fricción en la cercanías del pozo

FIGURA 2.5: Grafica de presiones

Fuente BJ Services


3.8 Modelos de simulación

Los simuladores de fractura utilizan diferentes modelos para tratar de simular el

comportamiento de la fractura de un pozo se los puede clasificar así:

Modelos en 2 dimensiones

PKN (Perkins, Kern, Nordgren): Modelo Elíptico vertical en el cual la altura es

constante variando las otras 2 variable (ancho y longitud) (FIGURA 2.6)

28

V

FIGURA 2.6: Modelo elíptico vertical

Fuente BJ Services Elaborado por Hugo Cobos

29

GDK (Geertsma & De Klerk, Daneshay) Modelo Elíptico horizontal en el cual la

altura es constante variando las otras 2 variable (ancho y longitud) (FIGURA

2.7)

FIGURA 2.7: Modelo elíptico horizontal

Fuente BJ Services


30

Radial: En este modelo se asume un fractura esférica y el simulador considera

con la variable de radio

Modelos en 3 dimensiones.

3D Completo: Es un modelo completo (Ecuaciones completas para flujos de

fluidos, apertura y crecimiento de fracturas, transporte de propante, etc )que

considera todas la variables posibles lo que lo hace muy lento y poco práctico

Pseudos 3D: Utiliza modelos más sencillos para simular la fractura con las

variables ancho, profundidad y altura, provee respuestas más rápidas (son los

modelos mas utilizados en las operaciones de campo)

3D En Bloques: Modela la fractura dividiendo la misma en sectores de trabajo

FIGURA 2.8: Modelo tridimensional

Fuente BJ Services

31


3.9 Fluidos de fracturamiento.

Los fluidos de fractura transmiten la presión hidráulica desde las bombas a la

formación, la cual crea una fractura, y luego transporta el material apuntalante a

la fractura creada. Los fluidos que invaden a la formación son finalmente

removidos (clean up) de la formación, permitiendo así la producción de

hidrocarburos.

El fluido de fractura debe ser diseñado para cumplir con el objetivo de crear una

fractura eficiente considerando los siguientes aspectos

Viscosidad adecuada para crear un buen ancho de fractura (FIGURA 2.9)

Estabilidad durante la operación de la fractura

Debe ser capaz de suspender y transportar el material apuntalante dentro

de la fractura

Fácil de preparar

Costo efectivo

Buen control de filtrado

Compatibilidad con los fluidos de formación

Baja fricción

Fácil de recuperar (Post fractura)

32

FIGURA 2.9: Viscosidad de fluido

Fuente Schlumberger


Tipos de fluido de fractura

Base agua

Base petróleo

Base metanol

Espumados

Nota: los fluidos más utilizados son los basados en agua, en este caso la

calidad de la misma es básica tomando en cuenta los siguientes aspectos.

33

Alcalinidad <= a 1000 Ppm

Dureza <= 800 Ppm

Los contenidos de hierro sales, sulfatos, fosfonatos, acidez, pueden variar del

tipo de fluido a preparar lo cual hace imprescindible pruebas de laboratorio

para confirmar estabilidad del gel

Aditivos escenciales

Polímero: agente gelificante

Goma Guar

Hydroxypropyl Guar (HPG)

Carboxymethylhidroxypropyl Guar (CMHPG)

Carboxymethyl Guar (CMG)

Hidoxyethyl Celulosa (HEC)

Carboxymethylhidroxyethyl Celulosa (CMHEC)

Goma sántica (XCPolimero)

Poliacrilamida (PA)

Reticulador: (Fig 2.10)Este aditivo es el que crea la interconexión entre las

cadenas de polímeros formando redes bidimensionales, etos pueden estar

compuestos por:

Aluminio

Antimonio

Boro

Cromo

Titanio

Circonio

Nota: la selección de uno u otro reticulador dependerá del Ph de fluido de

fractura y de la temperatura de la formación a fracturar

34

pH

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Borate Perfect SupportBoratesAluminumOrganic TitanatesZirconium

pH

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12



FIGURA 2.10: tipos de reticuladores

Fuente BJ Services


Rompedor: Quiebra las cadenas del polímero para permitir su rapida

recuperación post fractura estos pueden ser:

o Oxidantes (persulfatos de sodio, potasio, amonio, peroxido de

magnecio, peroxido de calcio, perborato de sodio)

o Rompedores de enzimas: Utiliza enzimas especialmente diseñadas para

cada tipo de agente gelificante

o Ácidos: Rompen las redes del fluido de fractura bajando el Ph del mismo

Fluido base (agua o hidrocarburo): Es el componente principal del gel de

fractura.

o Agua

o Diesel

o Hidrocarburo

o Metanol

o Agua + nitrógeno

35

Otros Aditivos

Surfactante: Ayuda a evitar emulsiones

Agentes espumantes: Estabiliza las espumas

Bactericidas: Control de bacterias

Controladores de arcilla: Estabilizan las arcillas

Reductores de fricción: disminuyen la caida de presión por fricción

Controladores de filtardo: optimizan el filtrado del fluido de fractura

Agentes divergentes: Permiten colocar el tratamiento en diferentes

zonas

Inhibidores de escala: Evitan la formación de incrustaciones

Estabilizadores: Ayuda a mantener la propiedades del gel

3.10 Agentes Apuntalantes.

Definición

Material natural o artificial con cierta composición y propiedades físicas, utilizada

para mantener abierta la fractura, conservando a concentraciones apropiadas la

conductividad de la misma según las características mecánicas del yacimiento.

(Fig 2.11)

Figura 2.11: Características mecánicas

Fuente BJ Services


Tipos de apuntalante

Productos naturales

o Arena (dióxido de sílice SiO2)

36

o Bauxita (Oxido de aluminio Al2O3)

Productos manufacturados

o Cerámicos (Carbolita)

o Compuestos de bauxita

o Precurados: Cada grano de apuntalante esta envuelto por una resina

(deformable) que le da flexibilidad y mayor resistencia en el momento

del cierre de la fractura

o Curable: Similar a la anterior con la diferencia de que la resina se

termina de endurecerse con temperatura en fondo

o De baja densidad: Son apuntalantes especiales hechos para geles de

muy baja carga, en fracturas de pozos horizontales o en cualquier

aplicación donde la característica de baja densidad permita un

transporte eficiente del fluido dentro de la fractura. (Tabla 2.1)

Tabla 2.1 Apuntalantes para geles de baja carga

Fuente: BJ Services


3.11 Diseño de una Fractura

Colchón (pad): Es el fluido que se inyecta al comienzo del tratamiento sin

apuntalante. Normalmente, de 30 a 60% del fluido bombeado en el tratamiento

se filtra a la formación mientras se bombea. El pad provee mucho de este fluido

Tipo de agente de sostén Presión de cierre (PSI)Arena Hasta 5000

Arenas recubiertas con resinas Hasta 8000Bauxita Hasta 15000

Cerámicos Hasta 15000

37

Inicio de la Fractura

Establecimientode la Geometría

de Fractura

Introducciónapuntalante

Tip Screen

Out

Inflando Fractura Fin del

Trabajo

100

200

300400500

1000

2000

300040005000

10000

1 10 10002 3 4 5 20 304050 100 200 300

TIME-MIN.

100

200

300400500

1000

2000

300040005000

10000

1 10 10002 3 4 5 20 304050 100 200 300

TIME-MIN.

extra necesario. El pad debe generar suficiente longitud de fractura y ancho,

para permitir el emplazamiento de apuntalante dentro de la fractura.

Transporte de apuntalante (slurry volume): Después de que el pad especificado,

es bombeado, la concentración de apuntalante puede ser bombeado, de dos

maneras. Una es bombear la concentración en en rampa, y la otra es bombearla

en escalera, hasta llegar a la concentración final fijada en el diseño.

Desplazamiento (flush): Luego de terminar de bombear las etapas de

apuntalante en superficie hay que desplazar las mismas hasta la fractura creada

en el PAD. _Esto se lo realiza a través del uso del gel base.

Para de bombeo (Cierre) : Una vez terminado es desplazamiento se apagan las

bombas y se monitorea el cierre de la fractura.

Figura 2.12: Gráfico de cierre de fractura

Fuente Schlumberger


38

3.12 Equipo que se utiliza en fracturamiento hidráulico

El equipo básico de un a operación de fractura es el siguiente:

Bombeadores: Son los que dan la potencia hidráulica (Presión y Caudal) para

crear la fractura.

FIGURA 2.13: Camión bombeador

Fuente Halliburton Elaborado por Hugo Cobos

Blender (mezcaldor): Es en donde se combina el gel base, aditivos y agente

apuntalante.

FIGURA 2.14: Camión mezclador o blender

Fuente Halliburton


39

Contenedor de arena: Es donde se tiene almacenada la arena.

FIGURA 2.15: Contenedor de arena

Fuente BJ Services


Tanques de fractura: En estos se almacena el gel de fractura sin reticular

3.13 Criterio para selección de pozos a fracturar

Los principales criterios a considerar para la selección de los pozos candidatos

para una fractura son:

Pozos con un alto daño

Reservorios con Tight (permeabilidad inferior a 2 mD)

Reservorios naturalmente fracturados

Reservorios no consolidados

Formaciones no depletadas (reservas remanentes)

Buen sello entre zona productora y el acuifero (de existir)

Caracteristicas petrofísicas del reservorio

Ubicación en el reservorio (cercanía a fallas)

Ubicación repecto a pozos vecinos y/o pozos originales (Sidetracks)

40

CAPÍTULO 4

4 ANALISIS TECNICO DE LOS POZOS FRACTURADOS EN EL CAMPO PALO

AZUL

A continuación se hará un análisis de los trabajos realizados en distintos

pozos y las operaciones relacionadas a fracturas hidráulicas dentro del

Bloque – 18

4.1 Información general

4.1.1 Resumen de los pozos fracturados

Los pozos de los campos Palo Azul y Pata presentan una oportunidad de

usar el trabajo de Fracturamiento Hidráulico para recuperar el potencial de

los pozos, eliminar daño de formación, reducir la caída de producción,

aumentar el índice de productividad y dar mayor longevidad a la vida

productiva del pozo.

Palo Azul es un campo que esta siendo explotado en la arena “Hollín” con

buenas propiedades petrofísicas, el objetivo planteado con el

fracturamiento consistió en pasar la zona dañada causada principalmente

por migración de finos, controlando el crecimiento vertical de la fractura a fin

de no alcanzar la zona de agua.

4.1.2 Reservas remanentes.

Es el volumen de hidrocarburos que resulta de la diferencia de las reservas

probadas y de la producción acumulada al momento de la estimación, este

volumen es un indicativo del potencial de un yacimiento, a más de ser una

base o justificativo para operaciones futuras en un campo

Para que una fractura cumpla su objetivo de permitir una mayor producción

de hidrocarburos debe estar complementada por una formación que tenga

capacidad de aporte ante un área de flujo mayor (fractura).

41

4.2 Incremento de producción.

Todos los pozos fracturados en Palo Azul han dado un buen incremento de

producción. Esto ha ayudado a mantener la producción del campo a pesar

no haberse dado operaciones de perforación.

Tabla 3.1: Comparativa de producción antes y después de la fractura

Fuente departamento de perforación Consorcio Petrolero Bloque 18.


4.2.2 Mejoras en el factor de recobro.

Su función es estimar las reservas probadas; se basa en la determinación

volumétrica de las cantidades totales de los hidrocarburos in situ, a los que se

les aplica un factor de recuperación (FR) y análisis petrofísicos de presión-

volumen temperatura (PVT).

Los siguientes parámetros son necesarios para estimar el factor de recobro:

Registros eléctricos de los pozos.

Análisis de muestras recogidas durante la perforación o en la completación

de pozos.

Análisis de los fluidos encontrados.

Determinación de la porosidad total y efectiva

Determinación de las permeabilidades de las rocas y el estudio de otros

parámetros.

42

Se debe indicar que es importante que las muestras de pozos sean obtenidas

en el inicio del desarrollo de los campos, ya que para una correcta evaluación

de las reservas hay necesidad de que dichas muestras presenten lo más

representativo de las condiciones originales del yacimiento.

4.3 Fractura Tipo

A continuación una descripción de un trabajo de fractura tipo dentro del

campo Palo Azul

4.3.2 Fluido de fractura

En al campo Palo Azul se esta utilizando un fluido de fractura base agua

con una carga polimérica (goma Guar) de 35 Lb/1000 gal. De gel

preparado.

El fluido base es agua fresca de los esteros cercanos a las locaciones del

pozo en el Bloque – 18. Esta agua es filtrada y aditivada con surfactante,

biocida y cloruro de potasio.

Este gel de fractura es acondicionado con controladores de filtrado químico

y mecánico (silica malla 100), además del uso de fibras que evitan que el

agente apuntalante se salga de la fractura durante la etapa de producción.

Dadas las temperaturas de la formación Hollín (220 F°) se utilizan tanto

estabilizadores, rompedores como reticuladotes adecuados para la misma.

43

Tabla 3.2: Datos del fluido de fractura

Fluid Name

Brine {8.43p WF135 YF135HTD

Friction

Rate Low (bbl/min) 2.4 2.8 1.0

Pressure Low (psi/1000ft) 10.0 10.0 60.0

Rate Pivot (bbl/min) 15.0 8.0 12.0

Pressure Pivot (psi/1000ft) 300.0 40.0 80.0

Rate High (bbl/min) 28.0 90.0 90.0

Pressure High (psi/1000ft) 1000.0 1000.0 1000.0

Fluid Loss

Cw (ft /min0.5) 1.0E+0 7.0E-3 2.3E-3

Spurt (gal/100ft2) 0.0 2.0 0.5

Ct ( ft/min0.5) 1.8E-2 5.8E-3 7.0E-3

Rheology

Temperature (degF) 225 225 225

Time (hr) 0.0 0.0 0.0

Behavior Index (N’) 1.00 1.00 0.29

Consist. Index (K’)

(lbf.s^n/ft2)

5.58E-6 2.09E-5 2.70E-1

Viscosity @ Shear Rate

(cP)

0.267 1.000 337.211

Shear Rate (1/s) 170 170 170

Fuente Schlumberger


44

Proppant Name Specific Gravity

Mean Diameter

(in)

Pack Porosity

(%)

Permeability (md)

16/20 C-Lite 2.73 0.037 35.0 789035 20/40 C-Lite 2.73 0.028 35.0 409339

Tabla 3.3: Control de Calidad del Agua base.

Parámetro Límites Lectura

pH: 6 - 8 7

Hierro: <25 ppm 1.2 ppm

Bicarbonatos: <600 ppm 35 ppm

Cloruros: <4000 ppm 40 ppm

Calcio: <1200 ppm 17.1 ppm

Magnesio: <1100 ppm 34 ppm

Turbidez: 11.2 NTU

Fuente BJ Services


4.3.3 Agente Apuntalante

Debido a su resistencia a las presiones de cierre de mas de 6000 Psi, sus

excelentes característica de esfericidad, redondes y pureza, además de su

excelente conductividad se han seleccionado la carbolita como agente

apuntalante.

El tamaño de apuntalante utilizado en el campo Palo Azul es un rango de

mallas 16-20.

Tabla 3.4: Tamaño del apuntalante

Fuente Schlumberger


45

FIGURA 3.1: Presión de cierre con carbolita

Fuente Schlumberger


3.2.3 Pruebas de laboratorio

Gel Lineal

Gel Activado

7pH WF-130

26cPViscosidad @ 511 sec-1

7pH agua

7pH WF-130

26cPViscosidad @ 511 sec-1

7pH agua

se encuentra reticulado en un 80%.

liza un microondas, cuando un gel no moja

Para determinar que el gel no moje se uti-

120 degFGel no moja

100 secPunto de lengua

90 secCierre de Vortice

12.5pH

se encuentra reticulado en un 80%.

liza un microondas, cuando un gel no moja

Para determinar que el gel no moje se uti-

120 degFGel no moja

100 secPunto de lengua

90 secCierre de Vortice

12.5pH

Fuente BJ Services Elaborado por Hugo Cobos

Fuente BJ Services

46

4.3.4 Simulación prefractura

Los datos que se ingresan al simulador son:

Longitud media apuntalada 122.4 ft

Altura 0.1 ft

Ancho promedio 0,149 in

Eficiencia 0,350

Máxima presión en superficie 5560 psi

Presión neta 2491 psi

Conducitividad promedia 2547 md.ft

47

En la figura se presenta el diseño preliminar de la fractura.

FIGURA 3.2: Diseño preliminar de la fractura.

FracCADE*

*Mark of Schlumberger

ACL Fracture Profile and Proppant Concentration

ECUADOR TLC S.A.Palo Azul 37PaloAzul_37_FracCADE_Preliminar06-26-2007

0 60 120 180

Fracture Half-Length - ft

< 0.0 lb/ft2

0.0 - 0.2 lb/ft2

0.2 - 0.5 lb/ft2

0.5 - 0.7 lb/ft2

0.7 - 1.0 lb/ft2

1.0 - 1.2 lb/ft2

1.2 - 1.5 lb/ft2

1.5 - 1.7 lb/ft2

1.7 - 2.0 lb/ft2

> 2.0 lb/ft2

-0.2 -0.1 0 0.1 0.2

ACL Width at Wellbore - in

Fracture# 1 Initiation MD = 10540.08 ft

6000 7000 8000

Stress - psi

9920

9940

9960

9980

10000

10020

10040

We

ll D

ep

th (

TV

D)

- ft

Fuente: Schlumberger


48

La fractura principal se realizó con los siguientes datos:

16128 bbls de YF130HTD bombeado a 18 bpm y 19999 gal de agua.

3871 bbls de WF135 bombeado a 18,1 bpm, a una presión de 5000 psi.

4.3.5 Comentarios técnicos

El incremento de producción que el Campo Palo Azul tuvo después de la

campaña de fracturamiento hidráulico fue significativo para la empresa y la

inversión se recuperó en un tiempo corto.

El diseño de fracturamiento fue propio para cada pozo; sin embargo, el pozo

Palo Azul-1X (primer pozo fracturado) sirvió como base para el diseño de los

demás, las propiedades mecánicas de la roca se obtuvieron con el registro DSI

corrido únicamente en dicho pozo.

Después de los trabajos se concluye con que el reservorio Hollín tuvo buena

respuesta a este tipo de estimulaciones.

En el pozo PA-2X el tratamiento terminó con un arenamiento prematuro

mientras se bombeaba aproximadamente el 30% del total del desplazamiento

programado para el pozo.

A medida que se fracturaban más pozos, se daba una reducción progresiva de

costos.

49

TRABAJOS DE FRACTURAMIENTO EN EL CAMPO PALO AZUL

Tabla 3.5: Resumen de los trabajos de fracturamiento realizados en el campo Palo Azul

POZO Fecha

Fractura

Intervalo Altura de Long. Fract Ancho Prome Presión Gradiente Concentración

Formación

Fracturado Fractura

Empaque

Empaquetad Empaquetado de

Fractura

de

Fractura Apunt Final

ft MD (ft) (ft) (pul) (psia) (psia/ft) (lb/ft3)

PA-1X Ago 07

Hollín

10687’-

10708’

48 180 0.118

6819 0.69 121

PA-2X Sep 07

Hollín

10534’-

10546’

10555’-

10592’

63 107 0.183

6214 0.62 167

PA-3X Nov 07

Hollín

10675’-

10687’

10640’-

10649’

62 149 0.136

6700 0.67 123

PA-4X Nov 07

Hollín

10552’-

10574’

80 144 0.101

6600 0.66 0.86

50

Tabla 3.6: Materiales utilizados

Tomado del Departamento de Reservorios – Consorcio Petrolero Bloque 18. y de la Compañía Schlumberger Elaborado por Hugo Cobos

POZO Libras

totales

Libras

totales Tipo Tipo Conductividad Rata de

Presión de

Trabajo

Presión

Neta Hubo

De

Apunt.

de

Apunt. de Apunt. de Gel Efectiva Bomb Prom

Max.

Alcanzada EOJ Arenamiento

Data

frac(lbs)

Fractu

(lbs) (md.ft) (bpm) (psia) (psia) Si o No?

PA-1X 1536 28933 CARBO LITE 16/20 YF135HTD 3038 21 6519 1472 N

PA-2X 1953 17484 CARBO LITE 16/20 YF135HTD 4689 19.1 5997 1844 N



51

Tabla 3.7: Resultados post fractura

Tomado del Departamento de Reservorios – Consorcio Petrolero Bloque 18. y de la Compañía Schlumberger Elaborado por Hugo Cobos

RESULTADOS POSTFRACT

Pozos Fecha Fracturamiento Factor daño (S) Indice Productividad (bld/psia)

PA-1X Ago-07 0 2,77

PA-2X Sep-07 -0,05 6,21

PA-3X Nov-07 -2,88 1,127

PA-4X Nov-07 -1,5 3,16

52

4.4 Análisis post fractura

Los objetivos planteados con el fracturamiento consistió en pasar la zona

dañada causada principalmente por la migración de finos controlando el

crecimiento vertical de la fractura a fin de no alcanzar la zona de agua, y

aumentar la producción de los pozos; los que se cumplieron

satisfactoriamente. El incremento de producción considerable se debió a que

la fractura creó una nueva capacidad de flujo dentro del reservorio ya que la

conductividad de la zona fracturada fue mucho mayor que la de la formación.

(Tabla 3.6)

Sin embargo, los pozos perdieron producción poco después de aplicado el

tratamiento, razón por la cual se desea realizar un análisis post fractura para

identificar los problemas que tienen los pozos fracturados y proponer

alternativas que mejoren la producción y controlen el corte de agua de los

mismos. (Tabla 3.7)

4.5 Situación actual de los pozos fracturados

La mayoría de los pozos fracturados presentan una disminución exagerada en

la producción de petróleo y por ende un incremento en el BSW. Para realizar

el análisis post fractura de cada pozo se van a utilizar los historiales de

producción y de reacondicionamientos.

4.6 Indicadores de producción, análisis de operaciones y optimización de

trabajos.

A continuación el detalle de y análisis de operaciones en los pozos estudiados 4.6.1 Palo Azul 1X

Una vez que el pozo fue fracturado tuvo un incremento sustancial de

producción para el campo de 1846 BPPD, el BSW subió de 44% a 54%

manteniéndose hasta la fecha con dicho porcentaje. La producción de petróleo

actualmente está en 762 BPPD mientras que la producción de agua está en

53

850 BAPD. El pozo no ha tenido más reacondicionamientos después de la

fractura (Agosto 2007).

El porcentaje de declinación del pozo antes del tratamiento fue 50% a un

caudal de 258 BPPD, y el porcentaje después de la fractura es de 47% con

una caudal de 762 BPPD; lo que indica el éxito del tratamiento. En la Figura

3.3 se presenta el comportamiento de la producción del pozo, los eventos, el

índice de productividad, el corte de agua y la presión de fondo fluyente Se

puede obserar que la presión de fondo está por debajo de la presión de

burbuja (1250 psi) y que el IP ha disminuido de 2.77 a 0.78.

FIGURA 3.3: Comportamiento de la producción del pozo PA-1X

Tomado del Departamento de Producción – Consorcio Petrolero Bloque 18. y de la Compañía Schlumberger


54

4.6.2 Palo Azul 2X

El pozo se fracturó en Septiembre del 2007, fecha en la cual el pozo se

encontraba cerrado produciendo un caudal no rentable de 120 BPPD y un

corte de agua del 64%. Después del tratamieno el caudal se incrementó a

1016 BPPD y el corte de agua se incrementó al 70%. El pozo tuvo un

incremento en el caudal de fluido desde entonces, pero el corte de agua

también se ha incrementado llegando a un pico de 95%, porcentaje que hasta

la fecha se mantiene.

En Diciembre del 2008 se realiza un reacondicionamiento al pozo para un

cambio de la bomba BES (Bomba Electro Sumergible), a partir de ésta fecha

la producción del líquido se incrementa a 7126 BFPD y el BSW 95%.

Actualmente el pozo produce 204 BPPD al mismo corte de agua y la presión

de fondo (1338) está por encima del punto de burbuja.

Se puede presumir a partir de la historia de producción (forecast) que el pozo

no está dañado ya que la producción de fluido se incrementa con el paso del

tiempo; sin embargo, la producción de agua es mucho mayor que la de

petróleo, lo que cuestiona que está pasando con la formación.

Para responder esta pregunta se analizó la geología estructural y estratigráfica

del pozo, y se realizaron correlaciones de los cortes estratigráficos entre los

pozos cercanos al mismo, presumiendo que existe una capa permeable

preferente al agua que conecta el pozo PA-X, cercano al acuífero, y el pozo

PA-2X. Esto se confirmó con la toma de un registro de saturación en el pozo.

Estas correlaciones indican que el agua está ingresando lateralmente por

medio de la capa permeable desde el pozo PA-X hacia el pozo PA-2X, razón

que explicaría la alta producción de agua. En la figura 3.8 se puede apreciar

55

las correlaciones entre estos pozos y en la figura 3.9 se presenta el historial

del pozo.

56

Figura 3.8: Correlacines de los cortes estructurales y estratigráficos de los pozos PA 1X-2X-3X-4X

Tomado del Departamento de Reservorios Ecuador - TLC


57

Figura 3.9: Comportamiento de la producción del pozo PA-2X



58

4.6.3 Palo Azul 3X

El pozo se fracturó en Noviembre del 2007, la producción aumentó a 1040

BPPD por un período de un mes con un corte de agua de 45%, después de

este tiempo la producción disminuye paulatinamente hasta llegar a un caudal

de 111 BPPD y el BSW aumentó a 57%.

Estos valores preocupan a la empresa, la cual con estudios llega a la

conclusión de que existe un daño de formación causado por la migración de

finos; razón por la cual se realiza un trabajo de estumilación matricial con un

ácido orgánico que no dañe la formación y remueva el daño. Este trabajo se

realizó en abril del 2009 con la compañía BJ Services.

Luego del trabajo de estimulación el pozo incrementó la producción de fluido y

por ende la de petróleo, ya que antes se encontraba produciendo 301 BFPD y

130 BPPD mientras que actualmente se encuentra produciendo 801 BFPD y

219 BPPD. El corte de agua también se incrementó de 58 % a 76%, y la

declinación disminuyó de 65 a 53%.

En la tabla 3.9 se presentan los resultados obtenidos del buil up realizado

después del tratamiento de estimulación matricial, se puede observar que el

pozo presenta un daño posiblemente menor al que se tenía antes de la

estimulación.

59

Tabla 3.8: Resultados de las pruebas de presión después del tratamiento

Fuente Schlumberger


Se puede concluir que el trabajo dio los resultados esperados, remover de

alguna manera el daño e incrementar la producción, lo cual se ve reflejado en

el incremento del IP de 0.13 a 0.43.

Model Parameters

h 55 ft

Pi 3666,81 psia

k.h 2400 md.ft

C 5,86E-4 bbl/psi

Skin 13,2

Geometrical Skin 3,88

hw 41 ft

zw 34,4 ft

Reservoir & Boundary Parameters

60


Tomado del Departamento de Producción de Pozos – Consorcio Petrolero Bloque 18. y de la Compañía Schlumberger Elaborado por Hugo Cobos

61

4.6.4 Palo Azul 4X

El trabajo de fracturación en este pozo se llevó a cabo en Noviembre del 2007

incrementado la producción de 331 BPPD a 2799 BPPD y el BSW de 0.78% a

3.52%. Actualmente el pozo está produciendo 2705 BPPD y un BSW de 18%;

la presión de fondo se encuentra por debajo del punto de burbuja. Este pozo

ha mantenido una producción muy buena a partir del trabajo de

fracturamiento, evento que indica haber sido exitoso. Ver figura 3.11

Se desea mantener la producción actual controlando la producción de agua

con alternativas que permitan que no se incremente el BSW.

62




63

Tabla 3.9: Condiciones de los pozos antes de fracturar



Tabla 3.10: Condiciones actuales de los pozos fracturados

Pozo

Declinació

n

Caudal

BPPD

Acumula

Prod

Mbls

Reserva

s Mbls

EUR

Mbls

Observacione

s

PA-1X 0,47 763 1587,9 403,8

1991,07

1

PA-2X 0,57 224 555 133,27 698,91

PA-4X 0,43 131 1084 35,7 1120 Fractura

PA-4X 0,52 201 1084 670,04 1755 Ácido

Fuente: del Departamento de Producción – Consorcio Petrolero Bloque 18.


4.7 Lecciones aprendidas y mejoras operativas

Practicar una estimulación matricial con el fin de incrementar la

producción en pozos fracturados ha dado resultados positivos, y el

pozo PA-1X podría ser un buen candidato ya que presenta un

decremento de producción considerable lo que indicaría posiblemente

presencia de daño por finos.

Pozo Declinación

Caudal

BPPD

Acumula

Prod

Mbls

Reservas

Mbls EUR Mbls

PA-1X 0,5 258 1587,9 8,49 1596,45

PA-2X 0,27 117 56,044 13,19 576,24

PA-4X 0,51 364 1084 52,54 1137,5

PA-3X 0,28 472 2859,61 218,82 3078,43

64

El tratamiento con modificadores de permeabilidad bien efectuado

podría servir en los pozos con alto corte de agua, en otros pozos de

diferentes características se debería volver a aplicar el tratamiento ya

que no se lo realizó correctamente.

Los pozos PA-3X presenta una producción muy estable y un corte

de agua bajo, por lo que hay que estudiar muy bien la posibilidad de

aplicar en éstos algún tratamiento post fractura.

65

CAPÍTULO 5

5 ANÁLISIS TÉCNICO ECONÓMICO

Para realizar el análisis técnico económico al pozo al que se le realizaría un

tratamiento de estimulación matricial, se utilizará el incremento de producción

para calcular el tiempo de recobro de la inversión y demás parámetros

económicos del proyecto.

El incremento de producción se detalló en el capítulo tres mediante un análisis

nodal y datos probabilísticos de incrementos basados en los anteriores

trabajos de estimulación matricial realizados en el campo.

5.1 Análisis económico

De acuerdo al análisis nodal del pozo PA-1X, al realizar una estimulación

matricial, se obtiene un incremento de producción de 370 BPPD; caudal con el

cual se estimará la declinación de producción por años con la ecuación de

declinación exponencial.

En función a esta declinación se aplica los métodos de evaluación de

proyectos como son el Valor Actual Neto (VAN) y la Tasa Interna de Retorno

(TIR), para verificar la rentabilidad del proyecto.

Para el análisis de inversión se tomó como base los gastos generados en una

estimulación matricial en un pozo fracturado. Se justifica el uso de torre y

tubería flexible en el pozo PA-1X ya que el tapón que se encuentra asentado

en la Y-tool no se lo puede extraer. Se considera, además, varios parámetros

tales como el costo de la estimulación matricial, costos de la completación y

costos de la renta de los equipos, incluyendo los accesorios y transporte.

66

5.1.1 Perfil de producción

El perfil de producción de petróleo del pozo PA-1X ha sido estimado para el

tiempo de vida útil del proyecto; es decir; 10 periodos de 1 año cada uno,

considerando una declinación exponencial. Ver tabla 4.1.

Dtit eqq Ec. 4.1.

Donde:

D = Declinación como una fracción de la tasa de producción [barril/año]

qi = Tasa de producción referencial [barriles anuales]

t = Tiempo [anual]

Tabla 4.1: Estimación de Incremento por declinación exponencial

Fuente: Departamento de Producción – Consorcio Petrolero Bloque 18.


AÑO

INCREMENTO

M BP

2009 36.72

2010 146.38

2011 133.82

2012 114.14

2013 93.47

2014 77.41

2015 71.28

2016 52.72

2017 39.02

2018 28.88

2019 21.37

67

5.1.1.1 Precio del crudo

El precio del crudo es fijado en base al marcador estadounidense West Texas

Intermediate (WTI). El diferencial (castigo) entre el precio WTI y el crudo

ecuatoriano es debido a la calidad del crudo (ºAPI, azufre y %BSW), los

cuales afectan su precio de venta. Para la evaluación del proyecto se estima

los precios del crudo anualmente en el último mes como se aprecia en la tabla

4.2.

Tabla 4.2: Estimación de los precios del crudo

AÑO WTI Descuento

Crudo

Hollín

(último

mes) u$s/BBL u$s/BBL u$s/BBL

Dic-09

60,10 (8,30)

51,80

Dic-10

72,00 (9,81)

62,19

Dic-11

78,00 (10,33)

67,67

Dic-12

80,00 (10,84)

69,16

Tomado del Departamento de Nuevos Negocios – Consorcio Petrolero Bloque 18.


5.1.1.2 Costos de operación (Inversión)

Los costos de operación (Ver Tabla 4.3.), tales como materiales, transporte,

inspección técnica, mantenimiento, instrumentación, servicios,

reacondicionamiento, costos de estimulación y otros, se pueden considerar

como costos variables ya que dependerá del tipo de tratamiento y del volumen

de químicos que se requiera.

Tabla 4.3: Costos de operación

68

SERVICIO/MATERIALES COSTOS

DTM $ 10.000

Taladro (tarifa operativa) $ 96.425

Diesel Rig+Camp+ pruebas $ 9.282

Alquiler de 2 campers+kk

machine $ 8.000

Vacuum /Tanquero $ 8.390

Unidad de filtrado $ 7.686

Slick Line(Alambre) $ 8.804

Motor de fondo $ 33.700

Adrialpetro $ 4.791,40

Alquiler o rep. htas de Pesca

+DP. $ 2.336

Servicios de Estimulacion BJ $ 200.469,80

Schl REDA(Pulling/Run) $ 10.673

Schl REDA (Equipo nuevo) $ 210.000,00

Sertecpet (equipos de fondo) $ 15.957,50

Sertecpet (Mov & Desmov) $ 2.400

Sertecpet (Equipo Superficie) $ 7.830

Sertecpet(venta de rep y

equipos) $ 2.002

Sertecpet (Unidad de bombeo) $ 40.000

Sertecpet (combustible) $ 461,70

Sertecpet Laboratorio $ 1.575

Sertecpet personal $ 11.500

MI-Swaco, trat. de fluidos. $ 31.000

Tubing + camisa, No-Go,

Stg.valve $ 150.865,10

Supervisiòn CSMS/HES $ 4.000

69

Winche/Montacarga $ 6.400

Cabezal $ 10.555

Comunitarios $ 5.000

COSTO TOTAL $ 900.000,10


5.1.1.3 Costos de producción

Estos incluyen costos de producción y de transporte del crudo hasta ser

comercializado, cuyo total es 7.01 MM$. Otros gastos incluyen: contribución a

la Superintendecia de Compañías, Ley 10, CORPEI, ECORAE, etc. Ver tabla

4.4.

Tabla 4.4: Gastos de producción

PERIOD

O

Año

último Gastos Otros Transporte

mes

Operativos

MM$

Gastos

MM$

Petr+Gasol

MM$

0 Dic-09 0,05 0,08 0,03

1 Dic-10 0,20 0,75 0,11

2 Dic-11 0,19 0,89 0,10

3 Dic-12 0,16 0,81 0,09

4 Dic-13 0,13 0,66 0,07

5 Dic-14 0,11 0,55 0,06

6 Dic-15 0,10 0,50 0,05

7 Dic-16 0,07 0,37 0,04

8 Dic-17 0,05 0,28 0,03

9 Dic-18 0,04 0,20 0,02

10 Dic-19 0,03 0,15 0,02

TOTALES 1,13 5,26 0,62

Realizado por Hugo Cobos


70

Criterio para la evaluación económica

Los ingresos anuales se obtienen con el producto del precio del crudo para cada año

y la producción de petróleo en ese período. Ver tabla 4.5.

Tabla 4.5: Ingresos por ventas


5.1.1.4 Flujo neto de caja

El flujo neto de caja representa el movimiento neto de caja o la generación

neta de fondos durante un cierto periodo de tiempo. Para la determinación del

Flujo Neto de Caja solamente se deben determinar los egresos realizados en

el proyecto, el cual se puede expresar de la siguiente manera:

PERIODO Año (último Ventas MM$

Mes)

0 Dic-09 0,79

1 Dic-10 3,78

2 Dic-11 3,76

3 Dic-12 3,28

4 Dic-13 2,69

5 Dic-14 2,22

6 Dic-15 2,05

7 Dic-16 1,51

8 Dic-17 1,12

9 Dic-18 0,83

10 Dic-19 0,61

TOTALES 22,69

71

FNCk = Rk - Dk Ec. 4.2.

Donde:

FNCk: Flujo neto de caja correspondiente al año k

Rk: Monto de ingresos correspondientes al año k

Dk: Monto de la inversión previsto.

Tabla 4.6: Flujo Neto de Caja


5.2 Criterio para la evaluación económica.

A continuación algunos criterios y conceptos sobre el análisis, evaluaciones e inversiones para este tipo de proyectos

5.2.1 Valor actual neto (VAN)

Conocido como Valor Presente Neto VPN, es la ganancia extraordinaria que

genera el proyecto, medido en valores al día de hoy, que corresponde a la

sumatoria de los flujos de caja neta actualizados.

PERIODO FLUJO

NETO

0 -0,27

1 1,73

2 1,65

3 1,42

4 1,16

5 0,96

6 0,89

7 0,66

8 0,49

9 0,36

10 0,27

72

El valor actual neto es afectado generalmente por los costos de instalación y

operación; la tasa de actualización y los precios de venta.

n

0kkr1

FNCKVAN

Donde:

FNCK = Flujo neto de caja para el periodo k

i = Tasa de actualización (interés)

n = Tiempo de vida del proyecto

Tabla 4.7: Interpretación Valor Actual Neto

Valor Significado Decisión a tomar

VAN >

0

La inversión produciría

ganancias por encima de la

rentabilidad exigida Se acepta el proyecto

VAN <

0

La inversión produciría

pérdidas por encima de la

rentabilidad exigida No se acepta el proyecto

VAN =

0

La inversión no produciría ni

ganancias ni pérdidas

Dado que el proyecto no agrega valor

monetario por encima de la

rentabilidad exigida, la decisión

debería basarse en otros criterios.

Fuente Departamento de Nuevos Negocios – Consorcio Petrolero Bloque 18.


Para el cálculo de los factores económicos se estima una tasa de

actualización del 18%.

En la tabla 4.6 se presenta el flujo neto de caja para cada año que el proyecto

es rentable. Se puede apreciar que el año uno el flujo neto de caja no es

positivo para la empresa, pero ya en el período dos se comienza a tener

utilidad. Cabe recalcar que el período uno corresponde solo a la producción de

73

tres meses comenzando desde Octubre, puesto que esa fecha sería a la cual

se aplica el tratamiento. Lo que significa que la inversión se recobraría

después de este período.

5.2.2 Tasa interna de retorno (TIR)

Llamado también Tasa Interna de Rendimiento, es una característica propia

del proyecto y es la medida más adecuada para determinar la rentabilidad de

un proyecto.

La tasa interna de retorno de un proyecto es la tasa de actualización que hace

que el valor actual neto del proyecto sea igual a cero.

Se determina que un proyecto es económicamente rentable cuando:

• El valor actual neto (VAN) es mayor que cero.

• La tasa interna de retorno (TIR) es mayor a la tasa de actualización.

La rentabilidad de los proyectos en la industria petrolera es muy alta, aún más

con la tendencia a la alza del precio del barril de petróleo; razón por la cual las

inversiones se las realiza a corto plazo.

0

10

n

kkTIR

FNCKVAN

74

El VAN y TIR calculados para el proyecto se presentan en la tabla 4.8.

bla 4.8: Resultados de la Evaluación del Proyecto de fractura hidráulica


5.3 Análisis de resultados

El Valor Actual Neto (VAN) calculado indica que los flujos de caja descontados

y llevados a valor presente son suficientes para solventar la inversión a

realizarse.

La tasa interna de retorno (TIR) calculada indica que los flujos de caja

proporcionarán una rentabilidad óptima y superior al costo de capital.Ver

Figura 4.1 y 4.2.

El tiempo de recuperación de la inversión a realizarse se estima en un corto

periodo de ejecución del proyecto.

En la tabla 4.9 se presenta el cálculo del VAN y el TIR del proyecto.

Inversión Total del Proyecto (USD) $900000

Tasa Interna de Retorno Anual 633.31%

Valor Actual Neto al 18% Anual (USD) $5260000

75

Tabla 4.9: Cálculo del VAN y el TIR


76

Figura 4.1: Representación del FNC en función del tiempo

Flujo Neto de Caja vs Tiempo

(0,20)

-

0,20

0,40

0,60

0,80

1,00

1,20

1,40

1,60

1,80

2,00

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

PERÍODOS

CA

SH

FL

OW



77

Figura 4.2: VAN vs Tiempo



78

CAPÍTULO 6

6 Conclusiones y Recomendaciones

Para confirmar la buena ejecución de estas operaciones a continuación

detallamos algunas observaciones a tener en cuenta.

6.1 Conclusiones

La arena Hollín posee un Mecanismo de Producción por empuje Hidráulico; el

contacto agua-petróleo se estableció en 9045 pies.

El Sistema de levantamiento artificial en el Campo Palo Azul es el bombeo

electrosumergible.

La principal causa de daño en el reservorio Hollín del campo Palo Azul es

debido a la presencia de arcillas migratorias (Caolinita); las que producen un

decremento en la producción, razón por la cual se han implementado métodos

de estimulación ácida y fracturamiento que remuevan este daño e

incrementen la tasa de producción de petróleo.

Una estimulación con fracturamieno hidráulico genera una nueva capacidad

de flujo (k*h), mucho mayor a la original; mientras que una estimulación ácida

solo restaura o mejora la capacidad de flujo original.

Se debe considerar diversos factores determinantes para la selección de

pozos candidatos a la aplicación del Fracturamiento Hidráulico, como son:

- Condiciones de Reservas recuperables y presión del reservorio.

- Disposición de la información adecuada y necesaria para sustentar el

estudio de la aplicación del fracturamiento.

79

El diseño de la fractura para los demás pozos candidatos se basó en el diseño

del pozo PA-1X ya que éste poseía más información petrofísica, propiedades

mecánicas, registros y pruebas.

Todos los pozos candidatos a fracturar presentaban buen sello lutítico que

impediría que la fractura se extienda y se conecte con el acuífero.

La potencia requerida para los equipos de fracturamiento dependerá del

tamaño del fracturamiento a realizar, y este a su vez de las características del

yacimiento, del material apuntalante y el fluido de fractura.

Es importante la realización de pruebas de compatibilidad entre fluidos de

estimulación y fluidos del reservorio, de esta manera evitar dañar la formación

especialmente creando emulsiones o precipitados.

Se tomó un límite económico de 50 BPPD para determinar la declinación

exponencial de producción.

Los gradientes de fractura en el campo Palo Azul se encuentran en un rango

de 0.62 a 0.72 psi/pie.

El incremento de producción después de la campaña de fracturamiento en el

campo fue exitoso, puesto que la producción se triplicó en la mayoría de los

casos.

Se realizó un minucioso estudio a los historiales de producción post fractura

de los pozos para determinar las razones por las cuales los pozos fracturados,

luego de un período de producción, incrementan el corte de agua.

El pozo PA-2X luego de una estimulación matricial, tendría un incremento de

362 BFPD, generando un caudal de 2462 BFPD a un IP= 1.68 Bpd/psia.

Los Modificadores de permeabilidad relativa incrementan la resistencia al flujo

de agua en el orden de 2 a 100 veces. En cambio, el aumento de resistencia

80

al flujo de petróleo es por lo menos un orden de magnitud más bajo, y nunca

mayor que 2.

Practicar un refracturamiento hidráulico en los pozos podría incrementar solo

la producción de agua, ya que pese a que se diseñaría una fractura tipo

Screen out, no se conocerían con exactitud la dirección de propagación de la

nueva fractura, y ésta posiblemente traspase las barreras provocando una

conificación de los pozos.

Los problemas de alta producción de agua que se están teniendo en los pozos

fracturados no se deben a la mala ejecución de las fracturas, ni a que los

sellos se rompieron, simplemente a que el agua está empezando a ocupar los

espacios ya drenados.

Las fracturas tipo screen out permiten un control del arenamiento de la

fractura.

6.2 Recomendaciones

Debido a los problemas de arenamiento suscitado en el pozo PA-3X se

recomienda, un minucioso estudio de las propiedades mecánicas de la roca,

considerando el ambiente de depositación y la petrofísica del pozo.

Se recomienda realizar pruebas de restauración de presión Build Up antes y

después de cualquier estimulación que se realice e los pozos del campo,

manteniendo tiempos óptimos para que se alcance el estado

pseudoestabilizado; teniendo así una mejor perspectiva de las propiedades

del pozo a ser tratado.

Se recomienda estimular pozos con cortes de agua menor al 50%. Para los

otros casos se debe complementar la estimulación con modificadores de

Permeabilidad Relativa que controlen el incremento de producción de agua.

81

Los pozos PA-3X y PA-4X son pozos con bajo corte de agua 18 y 15%,

respectivamente, que presentan una alta y estable producción de crudo, por lo

que no se recomienda ningún trabajo de estimulación.

Se recomienda realizar análisis de núcleos y compatibilidad de fluidos antes

de realizar un trabajo de fracturamiento, con el fin de diseñar el mejor

tratamiento que no dañe a la formación y por el contrario la mejore.

Es necesario controlar el drawdown (PA-Pwf) de los pozos luego de una

estimulación ácida para garantizar el control de finos, puesto que si se lo

incrementara sólo se pondría en riesgo la durabilidad del tratamiento.

82

BIBLIOGRAFÍA

BAKER HUGES, “Análisis del gradiente de fractura WAVEVAN Acústico

Monopolar – Dipolar pozo Cononaco – 35”, Petroproducción, Enero 2006.

BJ SERVICES, “Fractura Hidráulica”, Ecuador, noviembre 2003.

HALLIBURTON, “Hydraulic Fracturing”, USA, 2000.

HERRERA NATALY, “Estudio Técnico-Económico Post fractura en el campo

Cononaco”, EPN, Febrero 2009.

SCHLUMBERGER; “ Intro to the fracturing hydraulic”

SCHLUMBERGER; “Propuesta de fracturamiento hidráulico para los Pozos

de Palo Azul de Petrobras, Febrero 2007

ALICIA LOZADA “Análisis de alternativas para incrementar la producción en

pozos fracturados del campo palo azul, reservorio Hollín” EPN, Enero 2010

www.glossary.oilfield.slb.com

www.hidrocarburos.com.co/Training/CONTENIDOCURSOS/CONTENIDOS%2

02006/Estimulacion%20y%20Fracturamiento%20Hidraulico.htm

http://www.dspace.espol.edu.ec/bitstream/123456789/6246/11/CAP%C3%8DT

ULO%205.pdf

83

GLOSARIO

BES Bombeo electrosumergible

PPF Flujo natural

PPH Bombeo hidráulico

Pr Presión de reservorio

Pwf Presión de fondo fluyente

W.O Trabajo de reacondicionamiento

pb Densidad de la roca

g Gravedad

v Esfuerzo

G Módulo de corte

ts Tiempo de corte

tc Tiempo de compresión

Kb Módulo de bulk

E Módulo elástico de Young

v Relación de Poisson

DTS Tiempo de tránsito de corte

E Módulo de Young

ø Porosidad

K Permeabilidad

S Skin (dano)

EF Eficiencia de flujo

EAM Estimuación Ácida Matricial

RPM Modificadores de Permeabilidad Relativa

84

IP Índice de prouctividad

Pb Presión de burbuja

API Gravedad específica del crudo

BPPD Barriles de petróleo por día

BFPD Barriles de agua por día

Bo Factor volumétrico del crudo

cp Centipoises

IPR Curvas de productividad

ppm Partes por millón

mma millones de años

PVT Análisis de presión, volumen y temperatura

TIR Taza interna de retorno

VAN Valor actual neto

Build-Up Prueba de restauración de presión

ft Pies

m Factor de cementación

n Exponente de saturación

md Milidarcys

FR Factor de recobro

Sw Saturación de agua

Sidetrack Nueva ventana o rama abierta sobre el pozo original y a través del

revestidor con la opción de explorar nuevas zonas productoras o debido a

perdidas de pozo por derumbe o perdida de herramientas en fondo con el

objeto de llegar a la zona de interés.

85

ANEXO 1

DIAGRAMAS E HISTORIALES DE

COMPLETACIÓN DE LOS POZOS

FRACTURADO

86

1.1 PALO AZUL 1X

PERFORACION COMPLETACION WO #1 (PULLING) WO#2 WO#3 (fractura)

INICIO: 11/11/2004 INICIO: 29-11-2004 INICIO: 19-19-2005 INICIO: 05-11-2006 INICIO: 24-11-2007

FIN: 29-11-2004 FIN: 06-12-2004 FIN: 24-09-2005 FIN: 04-12-2006 FIN: 10-12-2007

El pozo se perforó en

dos etapas. La

primera sección del

pozo se perforó

normalmente. Este

pozo fue perforado

por la SLB como

parte del contrato de

perforacion de

Servicios Integrados

2004-2005. La

primera sección se

perforó hasta 200

pies bajo el tope

Orteguaza y la

segunda sección

hasta 200 pies bajo

el contacto agua

petróleo CAP. la

profundidad final

medida fue de 10935

ft

Se realiza la

completación del

pozo sin

inconvenientes, se

toma el registro

CBL-Se procede a

disparar los

intervalos 10640-

10669 ft md con

cargas PJ 4505

PURE 4 1/2" No

presentó canales ni

asociados a la

tubería ni a la

formación.O.K.

Se realiza un Pulling

con el fin de corregir

una falla en el

funcionamiento de la

BES, Bajada de

Limpieza (Broca +

Scrapper). Cambio de

BES

Se redispara intervalo

productor ( 10640-

10669 ft md) y se abre

otro nuevo ( 10675-

10687 ft md). Evalua.

Por alto corte de agua

se corre registro CBL-

Cast V, se observa

canal. Realiza 2

cementaciones

remediales. (hasta el

momento). Se corre

nuevo CBL-CAST-V,

se mejora cálidad del

cemento. Dispara con

TCP intervalos

mencionados arriba.

Se evalua por pistoneo

baja BSW hasta 32%.

Baja BES.

Abre camisa. Controla

pozo. Bomba no sale.

Problemas de escala.

Se realiza acido y

libera bomba. Saca

BES. Realiza viaje de

limpieza, Baja bha de

fractura. Realiza

prueba de ratas

multiples. Datafrac y

Fractura. Saca.

Evalua pozo por 36 hrs

y cierra por 36 hrs.

Recupera bomba jet +

elementos. Saca sarta

de Evaluación. Baja

BES y no baja de 1200

ft. Se recupera. Baja

bha de limpieza. Saca.

Completa con BES

GN 3200 (descarga a

9035 ft md)

INTERVALOS

PRODUCTORES

10640-10669 ft md

N/A

Se redispara

intervalo productor

(10640-10669 ft md)

N/A

87

1.2 PALO AZUL 2X

PERFORACION COMPLETACION WO #1 (PULLING) WO#2 (FRACTURA)

INICIO: 23-01-2005 INICIO: 07-02-2005 INICIO: 25-10-2006 INICIO: 04-11-2007

FIN: 07-02-2005 FIN: 12-02-2005 FIN: 04-11-2006 FIN: 23-11-2007

El pozo se perforó

en dos etapas.

Laprimera sección

del pozo se perforo

normalmente. Este

pozo fue

considerado el más

rápido dentro de la

campaña realizada

en el año 2005 por

slb. La primera

sección se perforó

hasta 200 pies bajo

el tope Orteguaza y

la segunda seccion

hasta 200 pies bajo

el contacto agua

petróleo la

profundidad final de

este pozo fue 10820

Se realiza la

completacion del

ozo sin

inconvenientes, se

procede a disparar

con TCP PURE PJ

4505 PURE 4 1/2"

intervalos 10552-

10574 (5 dpp). Se

corrió registro CBL.

O.K.

Bajada de Limpieza

(Broca + Scrapper).

ambio de BES

Parte A: Abre

camisa, recupera Std

valve. Controla pozo.

Debido a problemas

de BES del pozo

PA-06 se suspende

operaciones y se

vuelve a dejar en

producción el pozo. (

Se deja std valve en

no-go.) Parte B:

Abre camisa,

recupera Std valve.

Controla pozo. Saca

BES. Realiza viaje de

limpieza, Baja bha de

fractura. Realiza

prueba de ratas

multiples. Datafrac y

Fractura. Saca.

Evalua pozo por 13

hrs y cierra por 18

hrs. Recupera bomba

jet + elementos. Saca

sarta de Evaluación.

Completa con BES

GN 3200 (descarga a

7102 ft md)

N/A 10552-10574 (5

dpp)

N/A N/A

88

1.3 PALO AZUL 3X

PERFORACION COMPLETACION WO #1

(PULLING)

WO#2

(FRACTURA)

INICIO: 08-11-2005 INICIO: 10-12-2005

INICIO: 11-

06-2007

INICIO: 11-

12-2007

FIN: 02-12-2005 FIN: 16-12-2005

FIN: 17-

06-2007

FIN: 21-

12-2007

El pozo se perforó en dos

etapas. La primera sección

del pozo se perforó

normalmente. Este pozo fue

perforado por la Compañia

Halliburton como parte del

contrato de perforacion de

Servic ios Integrados 2005-

2006. La primera sección se

perforó hasta 200 pies bajo

el tope Orteguaza y la

segunda sección hasta 200

pies bajo el contacto agua

petróleo CAP. la profundidad

final medida fue de 10971 ft

Se realiza la

completación del

pozo sin

inconvenientes, se

toma el registro

CBL-USIT Muestra

canal. Se procede a

realizar sqz se

dispara con cañones

mILLENIUN 4 5/8"

Correlaciona con

registro CAST-V -

CBL - VDL GR -

CCL de cía HES y

cañonea intervalo

10680 ft - 10700 ft.

.Se corrió registro

CBL-CASTV. O.K.

Procede a disparar

con sistema de

cañoneo

autodesprendible

convencional 43,6

pul de penetración.

Se realiza un

Pull ing con el

fin de corregir

una falla en el

funcionamiento

de la BES,

Bajada de

Limpieza

(Broca +

Scrapper).

Cambio de

BES

Abre camisa.

Controla pozo.

Saca

completación

de bombeo

electrico.

Realiza viaje de

limpieza. Baja

bha de fractura.

Realiza prueba

de ratas

multiples y

Datafrac. Corre

registro de

Temperatura.

Fractura Saca.

Evalua pozo 24

hrs. Cierra por

26 hrs. Saca.

Completa con

bha de bombeo

electrico ( BES

GN 5600 /

7000 ft md)

INTERVALOS

PRODUCTORES

10680-10700 a MD

N/A N/A

89

1.4 PALO AZUL 4X

PERFORACION COMPLETACION WO #1 (PULLING) WO#2 (FRACTURA)

INICIO: 11-02-2007 INICIO: 24-04-2007 INICIO: 29-10-2007 INICIO: 26-05-2005

FIN: 24-04-2007 FIN: 12-05-2007 FIN: 03-11-2007 FIN: 04-06-2005

El pozo se perforó

en dos etapas. La

primera sección del

pozo se perforo

normalmente. El

primer revestimiento

se asento 200 ft bajo

el tope Orteguaza y

el segundo hasta la

profundidad final

que fue 12060

Se dispara PJ

OMEGA 4 1/2"

PURE CBL-USIT

Bueno arriba y

debajo del intervalo

a disparar. 11753-

11766 ft MD

11786-11796 ft MD

(5 dpp)

Saca BES. Realiza

viaje de limpieza

(fondo a 11952 ft).

Completa con BES

FN5000673 (10056 ft

md).

Abre camisa. Controla

pozo. Saca

completación de

bombeo electrico.

Realiza viaje de

limpieza. Baja bha

de fractura. Realiza

prueba de ratas

multiples y Datafrac.

Corre registro de

Temperatura.

Fractura Saca.

Arma y baja bha de

evluación. Evalua por

18 hrs y cierra por 24

hrs. Saca. Baja

completación final

con BES DN 475

(10458 ft md). Nota:

Torre Perforec 34 fue

liberada).

N/A

11753-11766 ft MD

11786-11796 ft MD

(5 dpp)

N/A N/A

90

ANEXO 2

EVALUACIÓN PETROFÍSICA Y

ANÁLISIS DEL CEMENTO DE LOS

POZOS FRACTURADOS

91

2.1 PALO AZUL 1X

Fuente Departamento de Reservorios – Consorcio Petrolero Bloque 18.


92

INTERVALOS PRODUCTORES 10640-10669 ft md

Fuente Departamento de Reservorios – Consorcio Petrolero Bloque 18


93

2.2 PALO AZUL 2X

Fuente Departamento de Reservorios – Consorcio Petrolero Bloque 18


94

2.3 PALO AZUL 3X

Fuente Departamento de Reservorios – Consorcio Petrolero Bloque 18. Elaborado por Hugo Cobos

95

2.4 PALO AZUL 4X

Fuente Departamento de Reservorios – Consorcio Petrolero Bloque 18.


96

ANEXO 3

DESCRIPCIÓN DE LOS

TRABAJOS DE

FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO

97

3.1 PALO AZUL 1X

A) Datafrac

Fuente Schlumberger

B) Hoja de bombeo inyección

Fuente Schlumberger


Conc. 8 gpt Conc 3.3 gpt Conc 15 ppt

Etapa Fluido Tasa Tasa

Slurry Rate Clean Rate Tasa Tasa Tasa

Etapa Acumul Etapa Acum. Etapa Acum Etapa Acum Etapa Acum

bpm bpm Bbl Bbl min min gal/min gal gal gal/min gal gal lb/min lb lb

Step Rate Test & Step Down Test 0 0

1 FreFLO 1.3 1.3 5.2 5 4.00 4.00

2 FreFLO 3.5 3.5 2.8 8 0.80 4.80

3 FreFLO 5 5 4 12 0.80 5.60

4 FreFLO 6 6 4.8 17 0.80 6.40

5 FreFLO 7.7 7.7 6.16 23 0.80 7.20

6 FreFLO 8.6 8.6 6.88 30 0.80 8.00

7 FreFLO 10.5 10.5 8.4 38 0.80 8.80

8 FreFLO 12 12 9.6 48 0.80 9.60

9 FreFLO 13 13 52 100 4.00 13.60

10 FreFLO 12 12 12 112 1.00 14.60

11 FreFLO 10.5 10.5 10.5 122 1.00 15.60

12 FreFLO 8.6 8.6 8.6 131 1.00 16.60

13 FreFLO 6 6 6 137 1.00 17.60

PAUSA

Observar Declinación de Presión 0 17.60

1 YF135HTD 8 8 100 100 12.5 30.10 2.7 33.8 33.8 1.1 13.9 13.9 5 62.5 62.5

Cambio de caudal de 8 a 20 bbls cuando el YF llegue a formacion 0 30.1

2 YF135HTD 20 20 10 110 0.5 30.60 6.7 3.4 37.2 2.8 1.4 15.3 12.6 6.3 68.8

3 YF135HTD 20 19.6 23.8 133.8 1.2 31.79 6.6 7.9 45.1 2.7 3.2 18.5 12.3 14.6 83.4

4 YF135HTD 20 19.2 23.8 157.6 1.2 32.98 6.4 7.6 52.7 2.7 3.2 21.7 12.1 14.4 97.8

5 YF135HTD 20 20 90.0 247.6 4.5 37.48 6.7 30.2 82.9 2.8 12.5 34.2 12.6 56.7 154.5

6 WF135 20 20 95.6 343.2 4.8 42.26 6.7 32 114.9 0 0 34.2 0 0 154.5

Final del DataFRAC TOTAL CAL. INJECTION 453.2 bbl 114.9 gal 34.2 gal 154.5

Malla 100 (J084)

Volumen

Volumen LAS - Activador

VolumenSlurry

Tiempo SLURRY J499

Volumen

98

C) Selección puntos – step down

Fuente Schlumberger


99

D) Sensores de fondo

Fuente Schlumberger


100

E) Superposición de presiones de superficie y de fondo

SRT - Sensores de Fondo

0500

1000150020002500300035004000450050005500600065007000750080008500

Tiempo

Pre

sio

n

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

Cau

dal

Presion de Tratamiento

Presion de Fondo

Caudal

Fuente Departamento de Reservorios – Consorcio Petrolero Bloque 18. y Schlumberger


101

F) Fraccade – Bhp y superficie



102

G) Gráfica del trabajo



103

H) Diseño final de la fractura



104

3.2 PALO AZUL 2X

Sección 1: Datos de las zonas

Propiedades Mecánicas de la Formación

Nombre de la Zona

Tope TVD

(ft)

Altura

Zona

(ft)

Grad.

Frac

(psi/ft)

Insitu

Stress

(psi)

Módulo

Young

(psi)

Relación de

Poisson

Toughness

(psi.in0.5)

LUTITA 9918.3 5.9 0.862 8551 4.494E+6 0.35 100

CALIZA 9924.2 8.9 0.764 7584 6.322E+6 0.30 2400

ARENA SUCIA 9933.1 37.2 0.741 7372 3.490E+6 0.25 700

LUTITA 9970.4 8.4 0.863 8605 4.494E+6 0.35 1000

ARENA SUCIA 9978.8 7.6 0.838 8362 4.494E+6 0.35 100

ARENA LIMPIA 9986.4 10.5 0.718 7170 5.619E+6 0.20 1200

LUTITA 9996.9 4.5 0.723 7225 3.490E+6 0.25 700

ARENA LIMPIA 10001.4 13.6 0.695 6951 5.619E+6 0.20 1200

LUTITA 10015.0 4.9 0.733 7338 4.494E+6 0.35 100

ARENA LIMPIA 10019.9 12.8 0.701 7024 5.619E+6 0.20 1200

ARENA LIMPIA 10032.8 9.5 0.697 7001 5.619E+6 0.20 1200

ARENA SUCIA 10042.2 6.3 0.762 7659 4.494E+6 0.35 100

ARENA SUCIA 10048.6 9.5 0.827 8318 4.494E+6 0.35 100

LUTITA 10058.1 7.3 0.862 8677 4.494E+6 0.35 100

ARENA SUCIA 10065.3 2.0 0.822 8278 4.494E+6 0.35 100

LUTITA 10067.3 3.0 0.827 8331 4.494E+6 0.35 100

ARENA LIMPIA 10070.3 15.8 0.702 7078 5.619E+6 0.20 1200

ARENA LIMPIA 10086.0 17.7 0.691 6979 5.619E+6 0.20 1200

ARENA SUCIA 10103.8 5.9 0.720 7279 3.490E+6 0.25 700

ARENA LIMPIA 10109.7 53.2 0.682 6915 5.619E+6 0.20 1200

ARENA SUCIA 10162.9 5.9 0.749 7615 3.490E+6 0.25 700

ARENA LIMPIA 10168.9 45.3 0.689 7022 5.619E+6 0.20 1200

LUTITA 10214.2 100.0 0.658 6751 4.494E+6 0.35 1000


Formation Transmissibility Properties

Zone Name Top TVD

(ft)

Net

Height

(ft)

Perm

(md)

Porosity

(%)

Res.

Pressure

(psi)

Gas Sat.

(%)

Oil Sat.

(%)

Water

Sat.

(%)

LUTITA 9918.3 0.0 0.001 7.4 4265 0.0 0.0 100.0

CALIZA 9924.2 0.0 1.000 3.6 4267 0.0 0.0 100.0

ARENA SUCIA 9933.1 0.0 50.000 7.8 3771 0.0 27.6 72.4

LUTITA 9970.4 0.0 0.001 1.9 4287 0.0 1.0 99.0

ARENA SUCIA 9978.8 0.0 0.001 6.4 3788 0.0 12.2 87.8

ARENA LIMPIA 9986.4 10.5 130.000 12.6 3791 0.0 63.5 36.5

Fuente Departamento de Reservorios – Consorcio Petrolero Bloque

105

LUTITA 9996.9 0.0 100.000 9.6 3795 0.0 37.5 62.5

ARENA LIMPIA 10001.4 13.6 130.000 14.1 3797 0.0 87.9 12.1

LUTITA 10015.0 0.0 0.001 5.7 4306 0.0 85.3 14.7

ARENA LIMPIA 10019.9 12.8 130.000 12.8 3804 0.0 89.5 10.5

ARENA LIMPIA 10032.8 9.5 130.000 15.4 3809 0.0 90.8 9.2

ARENA SUCIA 10042.2 5.3 100.000 9.2 3812 0.0 57.4 42.6

ARENA SUCIA 10048.6 0.0 100.000 11.7 3815 0.0 74.0 26.0

LUTITA 10058.1 0.0 0.001 8.0 4325 0.0 72.9 27.1

ARENA SUCIA 10065.3 0.0 0.001 17.1 3821 0.0 58.9 41.1

LUTITA 10067.3 0.0 0.001 12.1 4329 0.0 52.9 47.1

ARENA LIMPIA 10070.3 15.8 130.000 13.5 3823 0.0 25.8 74.2

ARENA LIMPIA 10086.0 17.7 130.000 14.4 3829 0.0 18.0 82.0

ARENA SUCIA 10103.8 2.0 130.000 12.9 3836 0.0 6.7 93.3

ARENA LIMPIA 10109.7 53.2 130.000 13.9 3838 0.0 1.2 98.8

ARENA SUCIA 10162.9 2.0 100.000 6.2 3858 0.0 0.0 100.0

ARENA LIMPIA 10168.9 45.3 130.000 12.0 3860 0.0 0.0 100.0

LUTITA 10214.2 100.0 0.001 1.0 4392 0.0 0.0 100.0

Fuente Departamento de Reservorios – Consorcio Petrolero Bloque 18. y Schlumberger Elaborado por Hugo Cobos

Sección 2: Programa de fractura apuntalada

Datos reales del trabajo de fractura ejecutado

Nombre del

Fluido

Volumen

de Fluido

(gal)

Tipo de Apuntalante

Masa de

Apunt.

(lb)

Tiempo

(min)

Notas

YF135HTD 8274 0 11.9 Pad Fluid

YF135HTD 5590 16/20 C-Lite 20758 9.1 Slurry Fluid

WF135 4104 16/20 C-Lite 1093 6.7

Totales Fluidos

13865 gal De YF135HTD

4104 gal De WF135

Total de Apuntalante

21851 lb De 16/20 C-Lite

Fuente: Schlumberger Elaborado por Hugo Cobos

Canales de información usados

Treatment Time

Slurry Rate

Proppant Conc

Treating Pressure

106

Sección 3: Resultados de la simulación de fractura

Gráfico de perfil de fractura y concentración de apuntalante después de cierre


107

Gráfico de Presiones de Trabajo



108

Sección 4: Simulación de fractura hidráulica

Los siguientes son los resultados de la simulación por computadora de esta propuesta de fractura

utulizando un modelo Pseudo 3-D Vertical. Conductividad efectiva y FCD efectivo son calculados en

base a los intervalos perforados con alturas netas positivas.

Tope inicial de fractura TVD 9986.4 ft

Fondo inicial de fractura TVD 10015.0 ft

Longitud media de fractura 272.7 ft

Altura hidráulica post-trabajo 85.3 ft

Ancho apuntalado promedio 0.050 in

Concentración promedio de gel 1485.9 lb/mgal

Factor de gel retenido promedio 0.40

Presión neta 984 psi

Eficiencia 0.205

Conductividad Efectiva 997 md.ft

Fcd Efectiva 0.0

Max Presión en superficie 5272 psi

Simulación de Resultados por Segmento

Desde

(ft)

Hacia

(ft)

Concen.

Apuntalante

fin del

bombeo

(PPA)

Ancho

Apuntalado

(in)

Altura

Apuntalada

(ft)

Frac.

Prop.

Conc.

(lb/ft2)

Frac.

Gel Conc.

(lb/mgal)

Conductividad

de Fractura

(md.ft)

0.0 68.2 6.7 0.054 83.8 0.50 1358.0 855

68.2 136.3 6.9 0.058 79.8 0.54 1310.6 923

136.3 204.5 6.3 0.051 74.6 0.47 1310.9 790

204.5 272.7 4.1 0.037 64.6 0.34 1891.4 551

109

Sección 5: Datos del apuntalante

La permeabilidad del apuntalante se ha calculado en base a los siguientes parámetros:

Temp. Estática de Fondo: 230 deg

Esfuerzo sobre apunt.: 5751 psi

Conc. Promedio de apunt.: 1.00 lb/ft2

Módulo de Young Promedio: 5.283E+06 psi

Datos del Apuntalante

Nombre Apuntalante Gravedad

Específica

Diámetro

Principal

(in)

Porosidad

del

Empaque

(%)

Permeabilidad

(md)

16/20 C-Lite 2.73 0.037 35.0 526712

20/40 C-Lite 2.73 0.028 35.0 323467



3.3 PALO AZUL 3X

Sección 1: Configuration del pozo

Bottom Hole Temperature 230 degF

Deviated Hole YES

Treat Down TUBING

Flush Volume to 10471.2 ft 96.2 bbl

Well Type Deviated

Well Location OnShore

Formation Mechanical Properties

Zone Name

Top TVD

(ft)

Zone

Height

(ft)

Frac

Grad.

(psi/ft)

Insitu

Stress

(psi)

Young’s

Modulus

(psi)

Poisson’s

Ratio

Toughness

(psi.in0.5)

SHALE 9961.0 9.8 0.880 8770 4.494E+6 0.35 1000

110

Sección 2: Datos de las zonas


DIRTY-SANDSTONE 9970.8 6.2 0.670 6683 3.490E+6 0.25 700

SHALE 9977.1 6.1 0.880 8782 4.494E+6 0.35 1000


SHALE 9988.1 5.1 0.880 8792 4.494E+6 0.35 1000

CLEAN-SANDSTONE 9993.3 23.5 0.675 6753 5.619E+6 0.20 1200




SHALE 10037.8 11.8 0.880 8838 4.494E+6 0.35 1000


SHALE 10059.8 3.7 0.880 8854 4.940E+6 0.35 1000


SHALE 10067.9 7.6 0.880 8863 4.494E+6 0.35 1000

Formation Transmissibility Properties

Zone Name Top TVD

(ft)

Net

Height

(ft)

Perm

(md)

Porosity

(%)

Res.

Pressure

(psi)

Gas Sat.

(%)

Oil Sat.

(%)

Water

Sat.

(%)

SHALE 9961.0 0.0 0.001 8.3 4283 0.0 12.4 87.7

DIRTY-SANDSTONE 9970.8 6.2 120.000 11.1 3877 0.0 80.3 19.8

SHALE 9977.1 0.0 0.001 8.8 4290 0.0 89.2 10.8

DIRTY-SANDSTONE 9983.2 5.0 130.000 11.5 3882 0.0 96.6 3.4

SHALE 9988.1 0.0 0.001 7.6 4295 0.0 89.8 10.2

CLEAN-SANDSTONE 9993.3 23.5 150.000 12.6 3886 0.0 89.9 10.1

DIRTY-SANDSTONE 10016.7 5.3 130.000 8.3 3895 0.0 41.9 58.1

CLEAN-SANDSTONE 10022.0 5.2 180.000 16.1 3897 0.0 92.1 8.0

CLEAN-SANDSTONE 10027.2 10.0 180.000 9.0 3899 0.0 86.2 13.8

SHALE 10037.8 0.0 0.001 10.0 4316 0.0 68.8 31.2

DIRTY-SANDSTONE 10049.6 3.0 180.000 12.4 3908 0.0 92.0 8.0

SHALE 10059.8 0.0 0.001 15.5 4326 0.0 71.2 28.8

DIRTY-SANDSTONE 10063.5 4.0 180.000 13.1 3913 0.0 36.3 63.7

SHALE 10067.9 0.0 0.001 1.0 4329 0.0 36.3 63.7


111

Sección 3: Programa de fractura apuntalada

The following is the Pumping Schedule to achieve a propped fracture half-length (Xf ) of 189.1 ft with

an average conductivity (K fw) of 4046 md.ft.

Real Data Job Execution Schedule

Fluid Name

Fluid

Volume

(gal)

Prop. Type and Mesh

Prop.

Mass

(lb)

Time

(min)

Notes

YF135HTD 10266 0 15.4 Pad Fluid

YF135HTD 10230 16/20 C-Lite 30876 16.2 Slurry Fluid

WF135 2626 0 4.4 Flush Fluid

For Actual pumped Schedule see Job Data in FracCADE Datafile

Fluid Totals

20496 gal of YF135HTD

2626 gal of WF135

Proppant Totals

30876 lb of 16/20 C-Lite

Job Data Channels Used

Treatment Time

Slurry Rate

Proppant Conc

Treating Pressure

112



113




114



115

Sección 4: Resultado de la simulación

The following are the results of the computer simulation of this Fracturing Proposal using a Pseudo 3-D

Vertical model. Effective Conductivity and Effective Fcd are calculated based on perforated intervals

with positive net heights.

Initial Fracture Top TVD 9993.3 ft

Initial Fracture Bottom TVD 10016.7 ft

Propped Fracture Half-Length 189.1 ft

EOJ Hyd Height at Well 62.5 ft

Average Propped Width 0.156 in

Average Gel Concentration 1079.7 lb/mgal

Average Gel Fluid Retained Factor 0.50

Net Pressure 2246 psi

Efficiency 0.188

Effective Conductivity 5597 md.ft

Effective Fcd 0.2

Max Surface Pressure 6488 psi

Simulation Results by Fracture Segment

From

(ft)

To

(ft)

Prop. Conc.

at End of

Pumping

(PPA)

Propped

Width

(in)

Propped

Height

(ft)

Frac.

Prop.

Conc.

(lb/ft2)

Frac.

Gel Conc.

(lb/mgal)

Fracture

Conductivity

(md.ft)

0.0 47.3 6.6 0.141 61.6 1.31 1221.3 3490

47.3 94.5 7.0 0.153 57.2 1.42 1191.1 3789

94.5 141.8 9.4 0.195 50.5 1.80 922.6 4856

141.8 189.1 18.8 0.125 38.3 1.16 763.3 4011

116

Sección 5: Simulación de fractura hidráulica

Fluid Name WF135 YF135HTD FreFLO

Friction

Rate Low (bbl/min) 2.8 5.0 1.0

Pressure Low (psi/1000ft) 10.0 120.0 59.1

Rate Pivot (bbl/min) 8.0 10.3 2.7

Pressure Pivot (psi/1000ft) 80.0 150.0 359.5

Rate High (bbl/min) 90.0 64.0 4.4

Pressure High (psi/1000ft) 350.0 550.0 1000.0

Fluid Loss

C w ( f t /m in0 .5 ) 7.0E-3 2.3E-3 1.0E+0

Spurt (ga l /100 f t2 ) 2.0 0.5 0.0

C t ( f t /m in0.5 ) 6.4E-3 7.5E-3 3.8E-2

Rheology

Temperature (degF) 230 230 230

Time (hr) 0.0 0.0 0.0

Behavior Index (N’) 1.00 0.26 1.00

Consist. Index (K’) (lbf.s^n/ft2) 6.27E-4 3.14E-1 5.40E-6

Viscosity @ Shear Rate (cP) 30.000 329.404 0.258

Shear Rate (1/s) 170 170 170

117

3.4 PALO AZUL 4X

Sección 1: Configuración del Pozo

Temperatura de fondo 230 degF

Pozo Desviado SI

Tratamiento a través de TUBERIA

Volumen de desplazamiento 98.2 bbl

Tipo de Pozo Desviado

Locación del pozo Continental

Sección 2: Datos de las Zonas

Propiedades Mecánicas de la Roca

Nombre de la Zona

Tope TVD

(ft)

Altura

Zona

(ft)

Grad.

Frac

(psi/ft)

Esfuerzo

En Sitio

(psi)

Módulo

Young

(psi)

Relación de

Poisson

Toughness

(psi.in0.5)

LUTITA 9899.2 26.6 0.944 9361 1.880E+6 0.30 1000

ARENA SUCIA 9925.8 11.4 0.892 8855 4.030E+6 0.25 700

LUTITA 9937.2 14.4 0.925 9198 3.860E+6 0.35 1000

ARENA SUCIA 9951.6 6.0 0.846 8420 4.900E+6 0.25 700

LUTITA 9957.6 18.0 0.943 9397 3.960E+6 0.35 1000

ARENA LIMPIA 9975.6 23.0 0.803 8022 4.870E+6 0.20 1200

ARENA SUCIA 9998.6 7.0 0.854 8541 3.620E+6 0.25 700

ARENA SUCIA 10005.6 21.0 0.822 8233 3.930E+6 0.35 1000

LUTITA 10026.6 8.5 0.920 9228 2.970E+6 0.35 1000

ARENA SUCIA 10035.1 2.1 0.838 8408 3.410E+6 0.25 700

LUTITA 10037.2 6.4 0.906 9095 3.140E+6 0.35 1000

ARENA SUCIA 10043.6 22.0 0.836 8407 3.690E+6 0.25 700

ARENA LIMPIA 10065.6 26.0 0.805 8115 4.380E+6 0.20 1200

LUTITA 10091.6 8.0 0.935 9435 3.940E+6 0.35 1000

ARENA LIMPIA 10099.6 16.0 0.820 8293 4.390E+6 0.20 1200

Transmisibilidad de la Formación

Nombre de Zona Tope TVD

(ft)

Altura

Neta

(ft)

Perm

(md)

Porosida

d

(%)

Presión

Reserv.

(psi)

Sat.

Gas

(%)

Sat.

Petróleo

(%)

Sat.

Agua

(%)

LUTITA 9899.2 26.6 0.001 1.0 4257 0.0 0.0 100.0

ARENA SUCIA 9925.8 11.4 220.000 8.4 3776 0.0 0.0 100.0

LUTITA 9937.2 14.4 0.001 2.1 4273 0.0 0.0 100.0

118

ARENA SUCIA 9951.6 6.0 220.000 6.4 3786 0.0 0.0 100.0

LUTITA 9957.6 0.0 0.001 1.0 4282 0.0 2.4 97.6

ARENA LIMPIA 9975.6 23.0 245.000 16.7 3795 0.0 49.9 50.1

ARENA SUCIA 9998.6 5.0 220.000 10.9 3804 0.0 31.6 68.4

ARENA SUCIA 10005.6 0.0 200.000 1.0 3807 0.0 45.7 54.3

LUTITA 10026.6 8.5 0.001 4.1 4311 0.0 8.8 91.2

ARENA SUCIA 10035.1 2.1 200.000 10.3 3818 0.0 24.6 75.4

LUTITA 10037.2 6.4 0.001 3.6 4316 0.0 4.1 95.9

ARENA SUCIA 10043.6 22.0 200.000 9.4 3821 0.0 14.7 85.3

ARENA LIMPIA 10065.6 26.0 245.000 14.8 3830 0.0 2.2 97.9

LUTITA 10091.6 8.0 0.001 2.0 4339 0.0 0.0 100.0

ARENA LIMPIA 10099.6 16.0 245.000 14.8 3843 0.0 0.0 100.0

Sección 3: Programa de Fractura Apuntalada

Datos reales del trabajo de fractura ejecutado

Nombre del

Fluido

Volumen

de Fluido

(gal)

Tipo de Apuntalante

Masa de

Apunt.

(lb)

Tiempo

(min)

YF135HTD 10148 0 17.5

YF135HTD 7794 16/20 C-Lite 26348 14.2

WF135 3893 16/20 C-Lite 63 6.2

Totales Fluidos

17942 gal De YF135HTD

3893 gal De WF135



Total de Apuntalante

26411 lb De 16/20 C-Lite

119

Sección 4: Resultados de la Simulación de Fractura




120



tesis final hugo cobos

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