UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERIA FACULTAD DE...
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UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERIA FACULTAD DE INGENIERIA DE PETROLEO, GAS NATURAL Y PETROQUIMICA “OPTIMIZACIÓN DE LA ESTIMULACIÓN DE POZOS MEDIANTE PRUEBAS DE FLUJO EN CAMPOS DE PETRÓLEO EN EL NOROESTE PERUANO – LOTE X” TITULACIÓN POR TESIS PARA OPTAR EL TITULO PROFESIONAL DE INGENIERO DE PETRÓLEO ELABORADO POR: MIGUEL ANGEL PAUYAC MARTINEZ PROMOCIÓN 2011-1 LIMA - PERU 2012
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UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERIA FACULTAD DE INGENIERIA DE PETROLEO, GAS
NATURAL Y PETROQUIMICA
“OPTIMIZACIÓN DE LA ESTIMULACIÓN DE POZOS MEDIANTE
PRUEBAS DE FLUJO EN CAMPOS DE PETRÓLEO EN EL
NOROESTE PERUANO – LOTE X”
TITULACIÓN POR TESIS PARA OPTAR EL TITULO
PROFESIONAL DE INGENIERO DE PETRÓLEO
ELABORADO POR:
MIGUEL ANGEL PAUYAC MARTINEZ
PROMOCIÓN 2011-1
LIMA - PERU
2012
i
A mis padres, Miguel Angel Ulises Pauyac
Huamán y Hilda Nelly Martinez Urrutia
quienes considero autores contundentes de
cada logro que pueda tener en la vida. Y a mi
hermano Luis Javier Pauyac Martinez, por
quien su futura realización personal es mi
motivo de inspiración permanente.
ii
RESUMEN
Un “minifrac” es realizado antes de un fracturamiento principal para determinar
los parámetros de fractura in-situ como eficiencia de fluido y coeficiente de
leak-off, el cual son usados para calibrar y optimizar el diseño del tratamiento
principal. Un prerrequisito y la llave para un estimado confiable de leak-off del
fluido, es la determinación correcta de la presión de cierre de fractura.
La presión de cierre errónea conlleva a un tiempo de cierre de fractura y
presión neta incorrectos, y consecuentemente un coeficiente de fluido de leak-
off incorrecto.
Como resultado, cualquier ajuste de diseño para el tratamiento de fractura
principal, basado en esta estimada pérdida de fluido errónea, puede resultar en
un tratamiento no óptimo o en un arenamiento prematuro de trabajo.
Además, una presión de cierre determinada correctamente es esencial en
generar un confiable estimado de presión neta, que es monitoreada
rutinariamente durante el tratamiento de fractura para diagnosticar el
comportamiento de la propagación de fractura.
Los ingenieros a cargo del trabajo de fracturamiento a menudo confían en la
grafica de presión neta para determinar si un arenamiento es inminente y
toman decisiones en tiempo real sobre ello, para determinar cuándo cortar el
trabajo de manera que se pueda evitar un arenamiento severo y permitir limpiar
una gran cantidad de agente sostén dejado en el wellbore.
El matcheo de presión neta usando un modelo de fractura es una práctica
común que ayuda a los ingenieros a estimar las dimensiones de fractura y
ajustar el diseño para mejorar futuros tratamientos.
Hay muchos métodos que pueden ser usados para determinar la presión de
cierre. Hay pruebas de inyección que consisten en la inyección de un fluido a la
formación de interés y en el análisis de la respuesta de presión durante la
inyección y el periodo de Cierre (Shut In).
Los métodos comúnmente usados en un trabajo de fracturamiento hidráulico
son el “Shut-In Decline Test” (minifrac y/o un bombeo separado) y el “Step Rate
Test”. Otro método que tiene un uso relativamente limitado es el bombeo del
“Flowback Test”.
iii
“OPTIMIZACION DE LA ESTIMULACION DE POZOS MEDIANTE PRUEBAS
DE FLUJO EN CAMPOS DE PETROLEO EN EL NORESTE PERUANO –
LOTE X”
INDICE
CAPITULO I : INTRODUCCION 1
1.1 Antecedentes 1
1.2 Planteamiento del Problema 1
1.3 Justificación 1
1.4 Formulación de la Hipótesis 2
1.5 Objetivo del Proyecto 2
1.6 Metodología del Proyecto 2
CAPITULO II: TIPOS DE PRESIONES 4
2.1 Presión de Cierre y Esfuerzo Insitu 6
2.1.1 El Esfuerzo Vertical 7
2.1.2 Los Esfuerzos Horizontales 7
2.2 Presión Neta 9
2.2.1 Análisis de la Presión Neta 11
CAPITULO III: CONDUCTIVIDAD Y PERMEABILIDAD DE FRACTURA
3.1 Conductividad de Fractura 14
3.2 Variación de la conductividad con la concentración de agente de sostén
3.2.1 Contraste de capacidad de flujo 18
3.3 Presión de Incrustamiento o Empotramiento (Embedment) 20
3.3.1 Rotura del agente de sostén 21
3.3.2 Determinación de la presión de Incrustamiento 21
3.4 Selección del Agente de Sostén 22
3.5 Factores que afectan la conductividad de fractura 23
CAPITULO IV: FLUIDOS DE FRACTURA 28
4.1 Bases del Sistema 28
4.2 Fluidos Base Agua 28
4.2.1 Aditivos para los Fluidos de Fractura 30
4.3 Fluidos Base Hidrocarburo 38
iv
4.3.1 Requerimientos de Calidad del Hidrocarburo 39
4.3.2 Aditivos 39
CAPITULO 5. REOLOGIA DE FLUIDOS DE FRACTURA 40
5.1 Tipos de Fluidos 41
5.2 Coeficientes de Pérdida de Filtrado de fluidos 46
CAPITULO VI: GEOMETRÍA DE FRACTURA 51
6.1 Modelos de Fractura 2-D 52
6.1.1 Radial o Penny-Shaped 53
6.1.2 Perkins y CERN – Nordgren (PKN) 55
6.1.3 Kristianovich y Zhektov – Daneshy (KZD) 58
6.2 Ancho de la fractura con un Fluido No-Newtoniano 59
CAPITULO 7: ANÁLISIS DE CURVA DE DECLINACIÓN DEL MINIFRAC
7.1 Análisis de la Función G de Nolte. 64
CAPITULO VIII: PROCEDIMIENTO DE LAS PRUEBAS DE FLUJO 66
8.1 Step Rate Test (SRT) 66
8.2 Flow Back Test (FBT) 69
8.3 Shut In Decline Test (SIDT) 71
8.4 Equilibrium Test (ET) 73
8.4.1 Estimado de la Presión de Cierre 74
8.4.2 Simulación Numérica. 77
8.4.3 Estimado de Eficiencia de Fluido 78
9. EJECUCION DE LAS PRUEBAS DE FLUJO 80
9.1 Pruebas de Flujo de SRT, FBT Y ET 81
9.2 Resultados Operativos 97
10. ANALISIS ECONOMICO 98
11. CONCLUSIONES 104
BIBLIOGRAFIA 105
1
CAPITULO I: INTRODUCCIÓN
1.1 Antecedentes
Desde el inicio de su explotación de los campos del Lote X en el Noroeste
Peruano, hasta el presente, se han perforado más de 5000 pozos de los cuales
2500 son pozos activos que contribuyen a la producción.
En la actualidad, los precios del barril de petróleo han permitido la ejecución y
sostenimiento de nuevos proyectos de perforación y estimulación para
incrementar la productividad de los reservorios productivos y el retorno de la
inversión.
Estas pruebas de flujo no se ejecutaban con mucha frecuencia debido a que
solo se usaba la aproximación obtenida en el “Shut In Decline Test”, luego de
un minifrac.
Los resultados de estas aproximaciones nos dan una idea de la presión de
cierre; sin embargo, seria muy útil desarrollar estas pruebas de flujo con el fin
de optimizar la estimulación teniendo valores de presión de cierre más exactos
que nos puedan servir para tener un mejor diseño de fractura evitando algún
tipo de arenamiento.
1.2 Planteamiento del Problema
Con los métodos actuales y tradicionales que hoy se vienen desarrollando en el
Noroeste Peruano existen muchos gastos innecesarios y extrapresupuestales.
Debido a la complejidad geológica ya conocida del lote X, es indispensable en
la estimulación conocer los valores de Presión de Cierre, Presión Neta,
Gradientes de Fractura, entre otras. Motivo por el cual se requiere con urgencia
utilizar algún método que ayude a calcular con aproximación las características
de los reservorios.
1.3 Justificación
Los trabajos de fracturamiento hidráulico se iniciaron el año 1953 y actualmente
se continúa con este método de estimulación.
Los reservorios del Lote X se caracterizan por su baja permeabilidad la que
varía en un rango de 0.1 a 10 md, clasificándose como reservorios de muy baja
permeabilidad debiendo ser fracturados hidráulicamente para obtener
producciones comerciales.
2
Los datos que se obtienen y la interpretación de los mismos, permite
determinar la presión de cierre, esfuerzos mínimos, eficiencia de fluido,
coeficiente de pérdida de fluido, gradiente de fractura, geometría de la fractura,
etc.
Estas pruebas optimizan la estimulación de una manera muy eficiente
especialmente cuando se tiene una campaña de perforación masiva.
Con valores mucho más exactos y con un buen análisis geológico se puede
llegar a caracterizar el reservorio; puesto que los reservorios del noroeste
peruano no cuentan con una continuidad ideal debido al impredecible
fallamiento, pero se ha demostrado que los valores no difieren
considerablemente tratándose de un mismo reservorio.
1.4 Formulación de la Hipótesis
Con la realización de las pruebas de flujo, SRT-FBT-ET, se logra optimizar los
diseños de fractura, determinando los valores de Presion de Cierre, Presion
Neta y Crecimiento longitudinal-vertical de la fractura creada y asi mismo la
caracterización de fracturas generadas en distintas formaciones productoras
del Lote X.
1.5 Objetivo
El objetivo principal es optimizar la estimulación mediante las pruebas de flujo
en los campos de petróleo.
Determinar los valores de los esfuerzos de la formación, ya que con estos
datos se lograra simular y evaluar una fractura, como estos datos no se
pueden conseguir de forma directa de un perfil eléctrico, entonces es necesario
calibrar los perfiles basándose en la evaluación de pequeñas pruebas de flujo.
1.6 Metodología
Los análisis de pruebas de flujo se realizan antes de cada estimulación en cada
pozo.
Estas pruebas de flujo se realizan de forma individual o complementaria y como
parte del Minifrac previo al bombeo del tratamiento.
Los tipos de pruebas de flujo a realizarse, para la determinación de la Presión
de cierre serán:
Step Rate Test (SRT) – Inyección a caudal múltiple
3
Flowback Test (FBT) – Desfogue, cierre forzado o retorno controlado
Equilibrium Test (ET) – Prueba de Equilibrio
El SRT, ET y el FBT serán realizados en combinación, para determinar la
presión de cierre (Pc) .
El Shut In Decline Test (SIDT), se utiliza en conjunto con una prueba de
calibración o Minifrac para cuantificar el comportamiento de la pérdida de fluido.
4
CAPITULO 2: TIPOS DE PRESIÓN.
En fracturamiento hidráulico es común referirse a un gran número de diferentes
presiones encontradas durante el análisis y operaciones. Cada una tiene su
propio nombre (o más usualmente, algunos nombres comunes) que se refieren
ya sea donde la presión está siendo medida o que es lo que la presión está
haciendo.
Presión de Inyección ( pinj):
También llamada como presión de cabeza wellhead pressure (WHP), presión de
tratamiento en superficie (STP) o simplemente presión de tratamiento. Esta es
la presión en la cabeza del pozo, contra las que la bomba del frac debe actuar.
Presión hidrostática (phead):
También llamada como HH, presión hidrostática (ph) o cabeza del fluido. Es la
presión ejercida por el fluido del wellbore debido a su profundidad y densidad.
Presión de Fricción en la Tubería (ppipe friction):
También referida como presión de fricción en el tubing o presión de fricción en
el wellbore. Esta es la pérdida de presión debida a los efectos de fricción en el
wellbore cuando los fluidos son inyectados.
Presión de Inyección en el Fondo del pozo (piw):
También referida como presión de tratamiento en el fondo del pozo (BHTP) o
presión en el fondo del pozo (BHP). Esta es la presión hueco abajo, en el
wellbore, en el centro del intervalo que está siendo tratado. El BHTP puede ser
calculado de datos desde la superficie como sigue:
piw = pinj + phead − ppipe friction
Presión de Fricción en la Perforación (∆ppf):
Esta es la pérdida de presión cuando el fluido fracturante pasa a través de un
área de flujo restringido de las perforaciones. La presión de fricción en la
perforación puede ser calculada por:
2s
pf 2 2 2perf p d
qΔp 0.2369
N D C
donde ρs es la densidad del slurry (ppg), q es el rate de flujo total (bpm), Nperf es
el número de perforaciones (de manera que q/Nperf es el rate por perforado) y Dp
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es el diámetro de las perforaciones (pulgadas) y Cd es el coeficiente de
descarga.
Presión de Tortuosidad (ptort ):
También conocida simplemente como tortuosidad, esta es la pérdida de presión
por el fluido fracturante a su paso a través de una región de flujo restringido
entre las perforaciones y la fractura principal o fracturas.
Fricción Cercana al Wellbore (∆pnear-wellbore):
Esta es la pérdida de presión total debido a los efectos de cercanía del wellbore
y es igual a la suma a la presión de fricción en la perforación más la presión de
tortuosidad
Presión Instantánea de Cierre, Instantaneous Shut-In Pressure (pISI):
También conocida como ISIP o instantaneous shut-down pressure (ISDP). Esta
es la presión de inyección en el fondo del pozo inmediatamente después que las
bombas han sido paradas, de manera que todos las pérdidas de presión
basadas en la fricción de los fluidos se eliminan (ppipe friction, ∆ppf, y ∆ptort).Uno de
los métodos para determinar si el ∆pnear-wellbore es significativo es comparar el pISI
y el piw desde un minifrac.
Presión de Cierre (pc.):
Esta es la presión ejercida por la formación sobre el propante, es decir la fuerza
actuante para cerrar la fractura. Es también la mínima presión requerida dentro
de la fractura de manera que guarde su apertura.
Para una sola formación, pc es usualmente igual al mínimo esfuerzo horizontal,
disponible por efectos de la presión poral.
Es un valor muy importante en el fracturamiento, debajo de esta presión la
fractura está cerrada, encima de ella la fractura está abierta. Usualmente está
determinada de un minifrac, por cuidadoso examen de la declinación de la
presión después que las bombas han sido paradas.
De otro lado, pc es el resultado de algún proceso de promedio natural
involucrando todas las capas. Para distintas formaciones multicapas, es posible
observar más de una presión de cierre.
Presión de Extensión (pext. ):
También conocida como presión de extensión de la fractura. Esta es la presión
requerida dentro de la fractura para lograr el crecimiento de la fractura. Por
6
definición pext > pc, usualmente de 100 a 200 psi mayor, en tanto la fractura se
mantenga abierta, ésta puede ganar en longitud, altura y ancho.
En formaciones duras, la presión de extensión es muy cercana a la presión de
cierre. En formaciones suaves donde significativas cantidades de energía
pueden ser absorbidas por declinación plástica en la punta de la fractura, la
presión de extensión puede ser significativamente más alta que la presión de
cierre.
La presión de extensión no es una constante y puede variar con la geometría de
la fractura. Puede ser obtenida de una prueba step rate.
Presión del Fluido Fracturante (pf.):
Aunque usada en una variedad de situaciones, estrictamente la presión del
fluido fracturante es la presión de éste dentro del principal cuerpo de la fractura,
después que ha pasado a través de las perforaciones y cualquier tortuosidad.
La presión del fluido fracturante puede no ser constante sobre la entera fractura
debido a los efectos de fricción.
2.1 Presion de Cierre y Esfuerzo Insitu
Definida como la presión a la cual una fractura existente sin agente de sostén
se cierra “globalmente”.
La presión de cierre es igual al mínimo esfuerzo (σmín) solo en formaciones
homogéneas.
El σmín varía en magnitud y dirección en formaciones heterogéneas
El valor de Pc depende de la geometría de fractura creada.
Pfrac
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Es importante el valor de la Pc para el cálculo de la PRESIÓN NETA, ya que:
PNeta= Pfrac - Pc
El análisis de la presión de fractura se basa íntegramente en la interpretación
de la Presión Neta
La presión de cierre (Pc) y el mínimo esfuerzo in situ (mín) son dos conceptos
diferentes que trataremos de definir estudiando de forma elemental como se
manifiestan los esfuerzos in situ sobre una roca.
En la formación bajo tierra cada cubo de roca está sometido a una serie de
esfuerzos que pueden representarse en los 3 ejes, estos son:
Un esfuerzo vertical (σv) y
Dos esfuerzos horizontales, uno que va a ser máximo (σmax) y otro que va a
ser mínimo (σmin).
2.1.1 El Esfuerzo Vertical
Representa el peso de las diferentes capas de roca superiores a la capa
estudiada, su valor varía en un rango de 0.98 a 1.1 psi/pie.
Este esfuerzo tiende a deformar la roca horizontalmente generando
esfuerzos horizontales.
2.1.2 Los Esfuerzos Horizontales
Son diferentes según la dirección, porque la roca está sometida no
solamente a la resultante del esfuerzo vertical sino también a esfuerzos
resultantes de movimientos tectónicos del pasado.
Entonces cuando se propaga una fractura, es porque las dos caras de la
fractura se mueven venciendo el esfuerzo in situ perpendicular a las caras.
La naturaleza siempre busca el menor esfuerzo y en consecuencia la
fractura va crecer perpendicular al esfuerzo mínimo.
Por lo tanto siempre existe una dirección preferencial de fractura o plano
preferido de fractura.
Ahora, para una formación heterogénea, el valor mín varía en magnitud y
dirección a lo largo de todo el intervalo de interés, siendo el valor de la Pc un
8
promedio global de estas variaciones y representando el esfuerzo que
gobernará el crecimiento de la fractura.
Los procedimientos de campo para estimar estos dos esfuerzos, difieren en
dos puntos importantes:
Primero, la estimación de la magnitud de los esfuerzos locales requiere la
creación de una fractura pequeña, es decir inyecciones pequeñas de fluido a
bajos caudales.
En cambio la determinación de la Pc requiere la creación de una fractura
más grande en el intervalo de interés, inyectándose mayor volumen de fluido
a caudales más altos.
Segundo, cuando se crea una fractura pequeña el valor de la presión neta
generada también es baja y la presión de parada (ISIP) es usada como una
aproximación de primer orden del mín.
Con los procedimientos empleados para determinar la Pc se alcanzan
presiones netas más altas, de esta manera la Pc puede ser
considerablemente diferente de la presión de parada (ISIP) y debe ser
estimada con procedimientos alternativos.
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2.2 Presión Neta.
Presión neta, pnet, es el exceso de presión en el fluido fracturante dentro de la
fractura, encima del requerimiento para simplemente mantener la fractura
abierta (i.e. pc). En otras palabras, esta es la energía en el fluido fracturante
disponible para propagar la fractura y para producir su ancho.
La presión neta, como se usa analizando geometría de fractura, está
inmediatamente detrás del wellbore y justamente dentro de la fractura.
Es la diferencia entre la presión del fluido en la fractura y la presión de cierre y
puede ser calculada como sigue:
pnet =pf - pc = piw - ∆pnear-wellbore - pc y
pnet = piw – ppf – ∆ptort - pc
La pnet es una medida de cuanto trabajo está siendo realizado sobre la
formación. A través del análisis de la presión neta una gran aproximación puede
ser determinada de cómo la fractura está creciendo o encogiéndose.
Es difícil sobre enfatizar la importancia de la presión neta durante el
fracturamiento. Virtualmente todos los análisis involucrando geometría de la
fractura usan presión neta como la variable común que une todas las partes del
modelo matemático.
La presión neta multiplicada por el volumen de fractura, significa la cantidad
total de energía disponible a cualquier tiempo dado para lograr el crecimiento de
la fractura.
Como esa energía es usada (generando el ancho, partiendo la roca, pérdida de
fluido o pérdida por fricción) es decidida por el modelo de fractura individual que
está siendo empleado para simular el crecimiento de la fractura.
La presión neta también define el ancho de la fractura. Para cualquier presión
neta real , hay un específico ancho de fractura que será generado por un
específica presión neta. Para una fractura elíptica, el ancho máximo es definido
como:
2net
max
2p d(1 v )w
E
donde v es la razón de Poisson, E es el módulo de Young y d es la mínima
dimensión de la elipse, de manera tal que una fractura con buen contención de
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la altura, d = hf. El término E / (1-v2) es a menudo abreviado como E’, el módulo
plano de esfuerzo.
La presión neta también define la propagación de la fractura (el físico
rompimiento de la roca en los extremos de la fractura) al producir altura y
longitud, para la propagación de la fractura, la condición pnet > pext debe ser
satisfecha, que significa que la presión neta tiene que ser lo suficientemente alta
para inducir un esfuerzo crítico en la formación lo suficiente para romper la roca.
Determinar el valor para la pext y de aquí el esfuerzo crítico no es simple; esto
varía con la geometría de la fractura.
En adición, las fracturas a menudo se propagan a través de capas de rocas con
diversas características de mecánica de las rocas y de aquí diferentes valores
para la dureza de la fractura.
Por tanto, dado que los esfuerzos in-situ y el módulo de Young pueden variar de
capa de la roca a capa de la roca, es a menudo más fácil que la fractura se
propague más en una determinada capa que en cualquiera de las otras.
Como todas las otras cosas en la naturaleza, las fracturas siguen la trayectoria
de la menor resistencia.
Esta trayectoria de menor resistencia está en la roca reservorio, permitiendo el
diseño de la longitud máxima y buena contención de la altura dentro de la zona
de interés.
Consecuentemente, la presión neta cae dentro de tres regímenes:
pnet 0 La fractura está cerrada, no es posible la propagación.
0 < pnet pext La fractura está abierta con wf pnet. No es posible propagar la
fractura.
pnet > pext La fractura está abierta con wf pnet, y presión suficiente para generar
esfuerzos para propagar la fractura.
Dado que el fluido está continuamente filtrando dentro de la formación, el
volumen de la fractura empezará a declinar si el volumen filtrado no es
reemplazado.
En términos prácticos, esto significa que cuando el fluido se filtra, la presión
declina y el ancho decrece. Para parar el decrecimiento del ancho, el fluido
perdido dentro de la formación tiene que ser reemplazado.
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Bombeando dentro de la fractura al mismo rate que el fluido se está filtrando se
mantiene la geometría de la fractura. En orden a incrementar el volumen de la
fractura, el fluido tiene que ser inyectado más rápido que su filtrado.
Cuando volumen extra es introducido, el ancho se incrementará de acuerdo con
el crecimiento de la pnet.
Si el fluido es bombeado a suficiente rate, (pnet) se incrementará a un punto
donde es mayor que el actual (pext), y la fractura ganará en altura y longitud en
adición al ancho.
En orden a continuar el crecimiento de la fractura, el fluido tiene que ser
inyectado dentro de la fractura más rápido que la suma de la pérdida de fluido
por filtrado, el volumen ganado para expandir el ancho y el volumen ganado
para expandir la altura y longitud.
De otra manera, pnet declinará debajo del real pext, y la fractura cesará de crecer,
aún si pnet es suficiente para mantener el ancho. Esto, entonces, define un
mínimo rate de tratamiento para propagación de la fractura.
2.2.1 Análisis de la Presión Neta.
La presión neta es definida como la presión en la fractura menos los
esfuerzos in-situ. Nolte y Smith, publicaron una teoría que puede ser usado
para interpretar la conducta de la presión neta en el campo, o después del
tratamiento para determinar los estimados de los patrones de crecimiento de
la fractura.
Su método de análisis usa la teoría PKN, que asume que tanto la longitud
como la altura de la fractura están contenidas, la presión neta se
incrementará con el tiempo de acuerdo a:
pn µ Δte Ec. 2..2.1
donde 1∕8 < e < 1∕5, con pendiente e = 1∕5 para bajo filtrado y 1∕8 para alto
filtrado.
Cuando Nolte y Smith empezaron a analizar la data para la presión de fondo
durante los tratamientos de fractura, ellos se encontraron que la teoría PKN
era válida para ciertas situaciones, pero otros modos de propagación de la
fractura fueron observados.
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En la Fig. 2.2.1, el Modo I está conforme a la Ec. 2.2.1; sin embargo, otros
tres modos fueron identificados para analizar la data de campo.
El Modo II constituye ya sea un crecimiento de la altura estable o una pérdida
sustancial de fluido: El Modo II no es usual en fracturamiento.
Figura 2.2.1:Interpretación de presiones de fracturamiento
El crecimiento de la fractura lateral durante el Modo II es menor que el Modo
I, pero la fractura está todavía propagándose y puede ser llenada con
propante.
Cuando la pendiente del gráfico log(pn) vs. log(Δt) se incrementa a pendiente
unidad (Modo III), entonces la fractura a cesado de propagarse en longitud, y
la fractura está siendo inflada a medida que la presión neta se incrementa.
Esta es la conducta deseada si un tratamiento tip screenout ha sido
diseñado. Durante el Modo III, es todavía posible empaquetar la fractura con
propante; sin embargo la presión debe ser monitoreada celosamente para no
exceder la presión máxima disponible de de inyección en superficie.
El Modo IV ocurre cuando la altura de la fractura se está incrementando
rápidamente. Normalmente crecimiento rápido de la altura no es deseable, y
el tratamiento de fractura debe ser circulado y terminado si el Modo IV es
alcanzado durante el tratamiento.
El análisis de las presiones en un gráfico de presión neta tal como el de la
Fig. 2.2.1, es de presión en el fondo y debe ser corregida por caídas de
presión cercanas al hueco del pozo.
Durante cada tratamiento de fractura, la presión en superficie puede ser
medida. En ciertos pozos, la presión de tratamiento en el fondo (BHTP), que
es la presión en el hueco del pozo a las perforaciones, puede ser medida.
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Si el BHTP no es medido directamente, entonces este valor puede ser
calculado con la presión en superficie y los estimados de fricción en la tubería
y cabeza hidrostática.
La cabeza hidrostática puede ser estimada correctamente, aún cuando los
agentes de sostén están siendo adicionados, ya que un densímetro es usado
para medir la densidad del slurry cuando este es bombeado.
Muchos problemas ocurren en los ensayos para estimar la fricción de la
tubería cuando usamos fluidos polímeros crosslinkeados conteniendo
agentes de sostén. Errores significativos pueden ocurrir en el estimado de la
fricción en la tubería cuando altas concentraciones de propante (> 4 ppg)
están siendo bombeadas.
Si el BHTP es calculado o medido exitosamente, la caida de presión cercana
al hueco del pozo debe ser sustraída para determinar la presión en la fractura
cercana al hueco del pozos, pf.
La presión en la fractura cercana al hueco del pozo es el valor que debe ser
conocido y analizado al determinar el ancho, altura y longitud de la fractura ya
sea con la teoría de la presión neta o modelos de propagación de la fractura
P3D.
La caída de presión cercana al hueco está compuesta de dos partes, la
fricción de los perforados y la tortuosidad. Al correr una prueba step-down
test antes del tratamiento principal de fractura, la caída de presión cercana al
hueco del pozo a menudo puede ser estimada exitosamente.
Un problema es que la caida de presión de la fricción de la perforación y la
tortuosidad pueden cambiar durante el tratamiento cuando el agente de
sostén es agregado.
El agente de sostén puede erosionar las perforaciones o taponear algunas de
las trayectorias que están causando la caída de presión por tortuosidad.
Al final del tratamiento, la data de presión necesita ser analizada cuando las
bombas son paradas para determinar si la caída de presión cercana al hueco
del pozo ha cambiado durante el tratamiento.
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CAPITULO III: CONDUCTIVIDAD Y PERMEABILIDAD DE FRACTURA
3.1 Conductividad de Fractura
La dificultad para medir el ancho de la fractura de modo de poder calcular la
permeabilidad del agente, nos ha conducido a definir el término Conductividad
de Fractura.
Formalmente se puede definir como, el producto del ancho soportado por la
permeabilidad del manto del agente de sostén en la fractura.
Al ser una función de la permeabilidad y el ancho de fractura, representa una
resistencia del pack de agente a que el fluido fluya, se expresa comúnmente en
mD-pie.
Este término también se usa para evaluar la productividad de un pozo luego del
tratamiento de fractura, es decir que será una indicación del éxito de una
operación.
En reservorios de alta permeabilidad es más importante la conductividad de
una fractura que su longitud empaquetada, en cambio, en los de baja
permeabilidad, es más significativa la longitud empaquetada que la
conductividad de fractura.
La capacidad de flujo de una fractura empaquetada depende de las
características del agente de sostén, de su granulometría y su concentración,
para las mismas condiciones de trabajo.
La concentración superficial de los agentes de sostén se expresa en lb./pie 2 o
lb./1000 pie2. De acuerdo a la concentración en la fractura se puede tener una
monocapa parcial, una monocapa total o una multicapa. Ver Figura Nº 1.
Figura Nº 1
15
El ancho de una fractura empaquetada depende de la concentración superficial
del agente de sostén y del Incrustamiento que se produzca en la formación.
En el Grafico Nº1 puede verse la variación del ancho de fractura producida por
el incremento de concentración del agente de sostén en la fractura.
Grafico Nº 1
3.2 Variación de la conductividad con la concentración de agente de
sostén
Hemos visto que la conductividad de fractura es función del ancho
empaquetado, que se debe a la concentración de agente en la fractura.
Cuanto más ancha la fractura, más agente se necesita para llenarla.
Sin embargo veremos que la conductividad resultante no tiene una relación
lineal con la concentración.
Hay básicamente tres tipos de capas que se pueden formar durante la
ubicación del agente en la fractura. Vimos que a concentraciones muy bajas,
menos de una capa sólida puede lograrse en lo que se llama “monocapa
parcial”.
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Las conductividades en este tipo son bastante altas porque existe muy poca
resistencia al flujo. Los resultados usando este tipo de conformación son en
general malos y quizás se deban a alguno de los siguientes problemas:
Empotramiento:
los anchos de fractura son muy estrechos con una monocapa, sólo un
diámetro de grano, por lo que pequeños empotramientos afectaran
severamente la conductividad. Es muy probable que el grano entero se
embeba.
Ruptura:
En formaciones muy duras donde es poco posible que ocurra un
empotramiento, altas cargas puntuales pueden causar ruptura prematura
de los agentes de baja resistencia. La fractura se cerrará
irremediablemente.
Ubicación:
Los fluidos que se usaban en la época que la monocapa parcial era
popular, solían hacer bancos con relativamente altas velocidades de
caída.
Debido a esto era realmente difícil colocar el agente en su lugar y
homogéneamente, actualmente este problema intenta ser superado con
las arenas de baja densidad.
Cuando se utiliza una monocapa total se obtendrán los menores valores de
conductividades. Esto sucede generalmente a concentraciones de arena entre
0.3 a 0.5 lbs/pie2.
A estas concentraciones el ancho es muy pequeño y está lleno casi
completamente con arena, dando una alta resistencia al flujo, aunque
igualmente superior que la de algunos reservorios.
Con este ancho tan pequeño, el empotramiento puede ser un problema severo.
En estas épocas, el tipo de más uso son las multicapas donde usualmente se
utilizan concentraciones de 1.0 a 10 lb./pie2.
La mayoría de las publicaciones indican conductividades y permeabilidades de
2 lb./pie2. Las multicapas otorgan mayor ancho de fractura que tiende a reducir
el efecto de empotramiento.
17
Los resultados de conductividades de fractura experimentales son bastante
más optimistas que lo que se logra en la fractura real. En condiciones de fondo,
las superficies no son tan rígidas ni uniformes y seguramente ocurre
empotramiento.
Si se le agrega el efecto del polímero y el daño del fluido, los valores de
conductividad serán aún más reducidos.
En el grafico Nº 2, vemos que existen dos puntos de máxima conductividad,
que corresponden a concentraciones de 0.075 lb./pie2 y 3 lb./pie2. En el primer
caso se está en la condición de monocapa parcial, mientras que el segundo,
corresponde a multicapa.
Si bien una concentración de 0.075 lb./pie2 podría resultar más beneficiosa
económicamente no es prácticamente realizable en fracturas verticales, por lo
que hay que optar necesariamente por un empaquetamiento multicapa.
Grafico Nº 2: Conductividad de Fractura de arena 20/40 a
distintas concentraciones
18
3.2.1 Contraste de capacidad de flujo
La productividad de un pozo luego de la Fracturación depende en gran
medida de la magnitud del contraste entre la capacidad de flujo de la fractura
empaquetada y la del reservorio.
Se sabe que con los Modelos tipo McGuire-Sikora ese contraste se mide con
(W × Kf) / K.
En cambio, si se utilizan curvas tipo en el análisis, se mide la conductividad
de fractura adimensional Cr o FCD:
Cr = W × Kf ó FCD = W × Kf
×K × Le K × Le
Donde :
W×Kf = conductividad de fractura, mD-pie
Le = longitud de fractura empaquetada, pie
K = permeabilidad de formación, mD
En cualquiera de las alternativas, el término W. Kf (conductividad de
fractura) es de suma importancia para la estimación del incremento de
productividad obtenido en la estimulación.
En este caso la ecuación en uso es la Ecuación de Darcy para flujo radial :
W*Kf = 5.22 × Q × × ln (ri / rex)
p
Donde :
W.Kf = conductividad de fractura, mD-pie
Q = caudal, cc./seg
= viscosidad del fluido, cps
ri= radio del orificio central, cm.
rex= radio externo, cm.
p= presión aplicada, atm
En este caso se usa la Ecuación de Darcy para flujo lineal :
W*Kf = 3.28 × Q × × L
A × (p1-p2)
19
Donde :
W.Kf = conductividad de fractura, mD-pie
Q = caudal, cc./seg
= viscosidad del fluido, cps
L = longitud entre tomas de presión, cm.
A = Area de ensayo, cm2
P1 = presión manómetro de entrada, atm
P2 = presión manómetro de salida, atm
En el laboratorio pueden efectuarse determinaciones de conductividad de
fractura, con distintos tipos de agente de sostén y variando la presión
aplicada. De esta forma, pueden obtenerse curvas como las que se
esquematizan en el Grafico Nº 6.
Figura 6 – Conductividad de Fractura de la Arena 20/40 para
diversas concentraciones y presiones de cierre
Las curvas obtenidas son generales y solo poseen carácter orientativo cuando
no se dispone de valores más concretos. No obstante, en todos los casos es
preferible efectuar los ensayos de laboratorio sobre la formación a fracturar,
variando la concentración y el tipo de agente de sostén.
20
3.3 Presión de Incrustamiento o Empotramiento (Embedment)
Da una idea de la medida en que un agente de sostén va a penetrar en la
formación cuando sea sometido a altas presiones de confinamiento de fondo
de pozo.
Como ya vimos la capacidad de flujo de una fractura depende en gran mediada
de este factor.
El Empotramiento posee una dependencia directa entre la dureza relativa de la
formación y el agente de sostén para las condiciones de fondo de pozo.
Un alto grado de Incrustamiento puede ser la principal causa del fracaso de
una operación de fractura, si no se evalúa adecuadamente este efecto.
Este es tanto mayor cuanto menor es la densidad superficial de agente de
sostén en la fractura.
Las situaciones que pueden producirse se esquematizan en la Figura Nº 2.
Figura Nº 2
Si el agente se empotra en las paredes de la roca, la efectividad en el ancho de
la fractura y la conductividad, decrecen. También debe tenerse en cuenta que
21
al empotrarse, se rompe parte del fino de la formación, que también contribuye
a disminuir la conductividad de la fractura.
3.3.1 Rotura del agente de sostén
El uso de un agente de sostén inadecuado y a una baja concentración puede
producir la trituración del mismo cuando se fracturan formaciones duras.
Esto también puede redundar en una baja conductividad de fractura y afectar
a la producción esperada del pozo.
3.3.2 Determinación de la presión de Incrustamiento
Puede ser medida en el laboratorio por medio de un Penetrómetro.
Este consiste en una prensa que posee dos platos metálicos, uno de ellos
con una bolilla de 0.05” de diámetro y elevada dureza.
Figura Nº 3 – Penetrómetro para la determinación de incrustamiento
El ensayo se efectúa colocando entre ambos un trozo de corona, tal como se
ve en Figura Nº 3 y aplicando una presión tal que la bolilla penetre en la
formación 0.0125 “.
Muestra de
Formación
Bolilla de Acero Endurecido
Impresión Producida
22
Cuando esto se logra, se determina la fuerza aplicada.
El Empotramiento puede calcularse:
PE = 4 × Wp
× di2
Donde:
PE = Presión de Empotramiento, psi
Wp = Fuerza aplicada al Penetrómetro, lbf
di2 = Diámetro de la impresión provocada por la bolilla sobre la corona,
pulgada
Para el ensayo deben efectuarse tres lecturas diferentes, a ½ pulgada de
distancia entre ellas, promediando los resultados.
Para los distintos tipos de rocas, los valores obtenidos varían entre 13 y 600
× 103 psi.
3.4 Selección del Agente de Sostén
El criterio puede definirse muy simple: “elija el agente que le provea la
conductividad a la que aspira al costo más bajo”.
Consiste en determinar el valor económico óptimo de conductividad de fractura,
para un pozo dado.
Existen tres parámetros o factores a tener en cuenta:
1) La permeabilidad o conductividad de agente aceptable para la presión de
confinamiento de la formación.
Para esto se crea un valor de “K” de contraste (entre el de la formación y el
generado por el agente) tan alto como se pueda.
2) El valor de finos aceptable que se generarán por el agente a la presión de
confinamiento.
Se determinara la presión de Confinamiento óptima que pueda soportar ese
agente.
La Presión de Confinamiento es igual al gradiente de fractura por la
profundidad menos la presión poral.
PC = f * Profundidad - PP
23
El gradiente de fractura se estima por los alrededores de 0,7 - 0,8. La presión
poral se estima como la presión ejercida por una columna de agua.
Con ese valor me voy a Curvas de Presión de Confinamiento vs. K para
distintos agentes y entro en los valores de distribución de agente (normalmente
1#/pie cuadrado).
3) Evaluar si se justifica el costo versus mejora en la productividad.
Este valor se podrá simular en cualquier programa de modelaje basándose en
la información obtenida en los dos primeros factores y el costo.
3.5 Factores que afectan la Conductividad de Fractura
Algunos de éstos pueden ser evaluados en laboratorio y sus efectos en
conductividad de fractura se pueden establecer aproximadamente.
Otros, no se evalúan generalmente, y por ende sus efectos son menos
conocidos.
Es sabido que la conductividad de fractura es una función de la permeabilidad
del agente y el ancho de fractura empaquetado.
Dentro de ellos tenemos:
Presión de cierre:
El esfuerzo transmitido desde la formación al agente durante el cierre de la
fractura, causa la ruptura de parte del agente, reduciendo el tamaño de las
partículas e incrementando el área superficial del mismo, los que juntos
reducen la permeabilidad del pack de fractura. Ver figura Nº 4
Sumado a esto, el esfuerzo sobre el pack de agente sirve para compactar la
estratificación de las partículas, reduce su porosidad, para terminar reduciendo
su permeabilidad después.
Esta presión causará finalmente que las partículas se “embeban” o empotren
en las paredes de la formación más blanda, decreciendo entonces el ancho de
la fractura.
24
Figura Nº4: Grano de Agente de Sosten
Normalmente luego de la fractura las caras de la misma tienden a cerrarse con
la misma fuerza con la que se la abrió : Pc = Pef – P1
Donde Pc es la presión de confinamiento y P1 es la presión a la que están los
fluidos dentro de la fractura.
Veamos distintas situaciones :
1.) Si el pozo está estático, habrá equilibrio de presiones :
Pw = P1 = Pp y Pw = Ps + Ph
→ Pc = Pef – Pp
25
2.) Si el pozo está en producción por flujo natural puede haber un gradiente de
presiones a lo largo de toda la fractura, el efecto sobre el agente de sostén es
casi invariable en el fondo de la fractura, pero es mucho mayor en el borde de
pozo.
Si: Pwf < Pl1 < Pl2 Pp
y la presión de cierre será :
Pc = Pef – Pwf en el borde de pozo.
Pc = Pef – Pp en el fondo de la fractura.
Luego la PC es mucho mayor en el borde del pozo que en el fondo de la
fractura.
Luego podemos decir que:
o Cuando el pozo esta cerrado el agente de sostén esta menos solicitado
26
o Cuando el pozo se pone en producción aumenta la presión sobre el agente
de sostén, sobre todo en el borde de pozo (en el fondo de la fractura no hay
demasiados cambios).
Este efecto se aprovecha, a veces, utilizando agentes de sostén de mas
calidad (mas caros) solo en la cola del tratamiento (cerca de la boca).
o En pozos productores de gas donde la Pwf puede ser de aproximadamente
del 80% de Pp , la presión de confinamiento es apenas un poco mayor que
en condiciones estáticas (pozo cerrado)
o En pozos productores de petróleo la Pwf puede ser sensiblemente inferior a
Pp . Será conveniente prever las condiciones de producción futuras para
estimar la presión de cierre
o Como alternativa conservadora podría usarse :
Pc = Pef = Gf Prof.
La presión de confinamiento podrá tener un valor variable (según condiciones)
Pef – Pp < Pc < Gf Prof.
Tamaño de partículas:
Tiene un efecto material sobre la permeabilidad del pack. Tamaño mayor de
partículas (ej.: 12/20) da una mayor conductividad a presiones menores (ej.:
que la 20/40).
Debe entenderse que para la selección del agente debe tenerse en cuenta la
capacidad de transporte de dicho agente.
A pesar que un tamaño 12/20 es más conductivo que uno 20/40, éste por su
tamaño será más fácil de transportar más profundamente en la fractura.
Tener presente que tamaños mayores de grano requerirán largos superiores y
que se romperán más fácil.
A medida que el esfuerzo aumenta y las partículas se rompen las diferencias
en conductividad se reducen debido a distribución de tamaños, porosidad, y
distribución superficial respecto de lo que se tenía al principio.
27
Concentración del agente:
Este término se refiere a la cantidad de agente por unidad de área de pared de
fractura (medida sólo en un lado). En unidades comunes se expresa en libras
de agente por pie cuadrado.
La conductividad de fractura se incrementa con el incremento de la concentración.
Resistencia del agente:
Este es uno de los parámetros que más preocupan en la selección del agente.
Antes se consideraba la resistencia expresada como la presión que soportaba
un grano dividido por el área expuesta al esfuerzo.
El ensayo API de Resistencia al quebrantamiento es la técnica más moderna
para esta determinación.
Cuanto más se rompa al agente, menor será la capacidad de flujo que genere
en la fractura.
Forma de los granos:
La esfericidad y redondez de los granos son propiedades que afectan su
performance.
Esto depende por cierto del esfuerzo al que someta al agente.
Debido a que el efecto en superficie es más uniforme, granos más redondos y
esféricos son capaces de soportar más esfuerzo sin romperse que uno menos
redondeado.
Por lo que a altos esfuerzos, un mayor grado de redondez y esfericidad ayuda
a la conductividad de la fractura.
28
CAPITULO IV: FLUIDOS DE FRACTURA
4.1 Bases del Sistema
1. Hidrocarburo
2. Metanol
3. Agua
1. Base Hidrocarburo:
Es esencial que el fluido base, las piletas y el equipo usado para gelificar
se hallen libres de agua, ácido u otro tipo de contaminante.
2. Base Metanol:
Es esencial que el fluido base, las piletas y el equipo usado para gelificar
se hallen libres de agua u otro tipo de contaminante.
3. Base Agua:
Es esencial que las piletas y el equipo usado para gelificar se hallen libres
de cualquier tipo de contaminante.
4.2 Fluidos Base Agua
Requerimientos de calidad de agua
Previo a cada operación de fractura, se deberá tomar muestra del agua que se
usará y realizar en el laboratorio todas las determinaciones químicas
necesarias; asimismo, evaluar la calidad del gel croslinqueado y el tiempo de
ruptura.
Si la fuente de agua no se halla confirmada, tomar muestra de cada una de las
posibles fuentes.
Rangos Permisibles de los diferentes Análisis:
1° Acidez (H+): Entre 5-8. Rango óptimo de pH para lograr la hidratación del
polímero.
2° Alcalinidad (HCO3-): No más de 1000 ppm de bicarbonatos. Interfiere con la
regulación de pH.
3° Dureza (Ca++,Mg++): No debe exceder las 250 ppm de dureza total. Interfiere
en la estabilidad reológica. Se recomienda dureza cálcica 150 mg/lt y dureza
magnésica 100 mg/lt.
29
4° Hierro Total (Fe): No más de 10 ppm. Produce una reticulación prematura
del polímero.
5° Bacterias: No más de 100 bact./ml. Degradan el polímero e impiden el
desarrollo de la viscosidad.
6° Sulfatos: No más de 175 ppm. Acelera la ruptura del gel.
Algunas Soluciones a estos Analisis de Agua:
1°- El valor de pH se podría regular usando ácido o solución alcalina. Hacer
esto es riesgoso ya que excesos de cualquiera de ellas traería
simultáneamente problemas mayores de ajustes de pH.
Veremos más adelante el uso de buffers que nos permitirán regular el pH sin
riesgos.
2°- Si posee un exceso de bicarbonatos, se podría acidificar con HCI hasta que
el pH esté entre 3.5 y 4.0 y circular el agua.
Luego de circular, reajustar el pH del agua entre 5 y 7 con soda cáustica.
Hacer ésto es riesgoso por similares razones al ítem anterior.
3°- Si el agua posee valores de dureza tales que la cálcica sea mayor que 150
mg/lt, usar cargas crecientes de buffer hasta lograr por lo menos igualar esos
valores en el agua.
Usar esa carga de buffer como adicional a la carga preestablecida en el diseño.
Recordar que un exceso de buffer estabilizará demasiado el gel, lo que
generará tiempos de ruptura mayores.
4°- Los kit de campo sirven para determinar hierro total. Si se obtiene una
lectura superior a las 10 ppm, es muy posible que se produzca una reticulación
prematura del gel, que lo hará muy frágil. Titular hierro total y ferroso.
5°- La determinación de bacterias requiere un kit especial y al menos 48 horas
de incubación.
En general, un exceso de bacterias podría subsanarse con el uso de mayor
carga de bactericida en el momento oportuno, pero sólo un ensayo de
laboratorio podría determinarlo.
30
6°- La concentración de sulfatos se puede determinar con el kit de campo.
El contenido de sulfatos da una idea de la calidad de la fuente de agua.
Un exceso de sulfato en el agua nos dará un gel croslinqueado débilmente y
acelerará el proceso de ruptura
4.2.1 Aditivos para los Fluidos Base Agua
a) Biocidas:
El propósito fundamental para su uso es controlar la degradación bacteriana
de nuestros fluidos de fractura y evitar la contaminación bacteriana del
reservorio de nuestro cliente.
Las bacterias son miembros de una gran familia de unicelulares, de tamaño
variado, se desarrollan muy rápidamente. La temperatura a la cual son más
activas es entre 90 y 110 °F.
Tienen un límite de temperatura que es aproximadamente 200 °F.
Las colonias de bacterias en condiciones óptimas pueden duplicarse cada
20 minutos. Normalmente se adhieren a los sólidos, como las paredes de los
tanques de fractura.
Forman una especie de película que las protegerá del uso de bactericidas.
A pH menores que uno, no hay bacterias presentes.
Los geles base guares son un alimento excelente. La bacteria lo consume
para obtener azúcar y así multiplicarse.
Se reproducen por división celular (llamada fisión), otras simplemente por
apareamiento.
Los problemas de bacterias son muy conocidos en la industria.
En la mayoría de los casos donde se observan problemas de pérdida de
viscosidad en el gel lineal, son las enzimas las responsables.
A medida que las poblaciones bacterianas crecen, segregan enzimas.
Estas son las que degradan los geles ya que una vez que las enzimas
entran al sistema, nada puede hacer los bactericidas.
Tratamos de minimizar el problema de las bacterias, usando Bactericidas.
31
Uso de las Biocidas
Los bactericidas solo atacan a las poblaciones bacterianas. Por lo tanto, es
posible matar las bacterias, pero es probable que en el medio haya
suficiente cantidad de enzimas como para degradar el gel.
Entonces no se recomienda tratar de re-gelificar un tanque de gel
degradado.
La mejor solución será eliminar el gel roto, limpiar perfectamente la pileta y
gelificar nuevamente el agua.
Procedimiento y recomendaciones para la adición de los biocidas:
1. Agregar la mitad de la cantidad de biocida apropiado a una pileta limpia y
vacía, llenar con agua no contaminada hasta la mitad, agregar el resto del
biocida y luego el agua restante.
2. Controlar la calidad del agua y/o gel durante tanto tiempo como sea
posible, usando el test de controles de campo conocidos.
3. Volver a tratar con biocida tanto como sea necesario, agregar una cantidad
adicional cuando se circule el tanque con el Blender.
4. Recordar que cuanto mayor sea el tiempo de contacto con el biocida,
mayor será la eficiencia.
5. Si las piletas usadas en un trabajo no pueden ser completamente lavadas
luego del mismo, se deberá drenar el gel sobrante tanto como se pueda, y
antes de abandonar la locación se deberá agregar una cantidad de biocida
equivalente al menos a la mitad de la capacidad del tanque.
Recordar que el ambiente oxigenado y la existencia de alimento (polímero),
son condiciones ideales para el crecimiento de las bacterias.
6. Todos los tanques deben contener biocidas.
7. Recordar que las bacterias que mueren primero son las más débiles, por lo
que se intentará al menos controlar el crecimiento de la colonia.
Si ésta de todos modos crece, agregar mayor cantidad de biocida.
Límite de bacteria aceptable para un agua a usarse en fractura:
Como regla general el agua no debe contener más de 100 col/ml en 24
horas.
32
b) Estabilizadores – Inhibidores de Arcilla:
Las arcillas son minerales de aluminosilicatos con una estructura cristalina
en forma de láminas. El tamaño suele ser menor que 1/256 mm.
Todas las arcillas son susceptibles a cambios al contactarse con agua dulce,
ya que se produce un desbalance iónico.
Las arcillas se expandirán, posiblemente cerca de los poros produciendo
daño en la formación (disminuirá la permeabilidad), algunas se dispersarán y
serán capaces de migrar hacia otra ubicación.
Figura (A) Figura (B)
La figura (A) muestra un sistema balanceado, donde las arcillas se
encuentran estables y floculadas (no expandidas).
En la figura (B) tenemos partículas de arcilla en un sistema de agua en el
que se hallan inestables, dispersas (expandidas) y defloculadas.
El efecto de un fluido acuoso en las arcillas dependerá de:
La estructura química de las arcillas.
La diferencia de salinidad entre el agua nativa de formación y el fluido
inyectado.
La ubicación de las partículas en la matriz o los poros.
El modo en el que estén cementadas a la matriz.
33
La cantidad de arcilla presentes.
El mejor fluido para tratar una formación sensible al agua será aquel que:
Prevenga la hidratación e hinchamiento de las arcillas.
Sea económico y fácil de preparar.
Pueda ser usado en el tratamiento de casi todas las formaciones
Sea compatible con los aditivos usados para preparar un fluido de fractura.
Por estas razón es que se usan bases acuosas previamente aditivadas con
2% KCI para inhibir las arcillas.
Muchas veces estas partículas defloculadas e hinchadas tenderán a tapar
los poros de la formación, por esta razón es que parte del tratamiento de
estabilización de arcillas también incluye aditivos del tipo CLATROL
(controladores de arcilla) que se absorben sobre la superficie de las arcillas
formando una especie de película que previene la dispersión de las mismas.
Los estabilizadores de arcilla, minimizan o inhiben la compatibilidad del fluido
con la matriz.
Ejemplos: cloruro de potasio y de amonio, Clay Master, FSA-1, SA-21
c) Aditivos Buffer
Son en realidad aditivos que nos permiten regular el pH, de modo tal de
acondicionar el medio acuoso para lograr que el polímero se hidrate más
rápido y homogéneamente o a controlar el tiempo de reticulación en los
fluidos retardados.
Se seleccionan de acuerdo al fluido, temperatura y características del agua
de mezcla.
Ejemplos:
Para Hidratación:
o Acido Fumárico
o Acetato de Sodio
Para elevar el pH:
oBicarbonato de Sodio; Carbonato de Sodio
34
d) Agentes Gelificantes
La goma guar (polímero) es un polisacárido compuesto por una cadena
ramificada de anhidromanopiranosa y unidades aisladas de galactopiranosyl.
El óxido de propileno reacciona con la goma guar para formar el
Hidroxipropil guar (HPG) como producto de reacción.
El HPG puede reaccionar con la sal de sodio del ácido cloroacético, dando
lugar al Carboximetilhidropropil guar (CMHPG).
Goma guar (GG) + óxido de propileno → hidroxipropil-guar (HPG) + sal
de sodio del ácido cloroacético → carboximetil hidroxipropil- guar (CMHPG)
e) Estabilizadores de Gel:
Mejoran la estabilidad térmica de los fluidos de fractura base agua.
En algunos casos ésto se controla también con la carga del polímero y/o con
el reticulador y el regulador de pH.
Ejemplos: GELSTAB
Metanol
f) Surfactantes:
Disueltos en un líquido, reducen la tensión superficial o la interfacial,
modifican el ángulo de contacto.
Parte hidrofílica: parte hidrofóbica:
Soluble en agua soluble en hidrocarburo
La forma de disminuir la tensión es porque sus moléculas se acumulan en la
interfase, orientándose de manera de alterar su naturaleza.
La superficie de agua pasa a ser una superficie de “agua e hidrocarburo”.
Se clasifican de acuerdo a la naturaleza (carga) del grupo hidrófilo (soluble
en agua): aniónicos (-); catiónicos (+); no iónicos y anfóteros (- y +).
Debido a posibles problemas de incompatibilidad no se recomienda mezclar
surfactantes de cargas opuestas. Se deben verificar en laboratorio.
Gran parte de los surfactantes comerciales son mezcla de surfactantes
básicos y solventes.
35
Suelen cumplir diversas funciones según la concentración, aplicación, etc.
En un tratamiento se suelen incluir diversos aditivos con propiedades
surfactantes, o que inciden directamente o indirectamente en las interfases.
- Recuperación de fluidos: Acuohumectación, reducción de la tensión
superficial.
- Antiemulsionantes: prevención de la formación de emulsiones.
- Espumantes: formación y estabilización de espumas.
g)Buffers (previo croslinqueo):
Tal como vimos anteriormente, los aditivos buffers, sirven básicamente para
adecuar el pH del medio acuoso.
En particular, estos buffers nos permiten controlar el pH para obtener un
óptimo medio para croslinquear el gel y por ende, lograr una buena
viscosidad y mejorar la capacidad de suspensión del agente de sostén.
Las cargas de buffer que usamos tienen directa incidencia en el tiempo de
croslinqueo y en la estabilidad del gel.
o Para el caso de alto pH, cuanto mayor es la carga del buffer (mayor el pH,
más alcalino), superior será el tiempo de croslinqueo.
o Para el caso de bajo pH, cuanto mayor es la carga del buffer (menor el pH
– más ácido), inferior será el tiempo de croslinqueo.
Normalmente, cuanto más alcalino es el medio, mayor estabilidad
tendrá el fluido.
H) Breakers :
Los ruptores son usados para reducir el peso molecular de los polímeros, y
facilitar así su remoción de la formación, sin perjudicar el pack de agente de
sostén.
Esta disminución del peso molecular también tendrá que ocurrir en la torta
de polímero que queda en la pared de la roca durante el tratamiento.
Podemos clasificar a los ruptores en dos categorías:
oOxidantes
oEnzimas
36
Oxidantes
El proceso por el que oxidan es la liberación de radicales libres (ésta es muy
rápida).
Normalmente se usan persulfato de amonio, de potasio y de sodio.
Ruptor Encapsulado:
Son ruptores oxidativos cubiertos por una delgada capa (encapsulados).
Son como esponjas que en el interior de sus poros poseen persulfato de
amonio.
En contacto con el agua, ésta disuelve el persulfato y comienza la ruptura.
Poseen mayor control en la ruptura, son de ruptura retardada. Por esa razón
puede usarse en grandes cantidades sin comprometer la calidad del gel.
Enzimas
Ejemplos: BioBreaker : formulada para atacar gomas guares
Otros sistemas similares atacan polímeros celulósicos y otros compuestos
almidónicos.
i) Reductores de Filtrado:
Normalmente el gel croslinqueado forma un revoque en las caras de la
fractura, que evita el filtrado dentro de la formación.
Para obtener un control adicional es que usamos algunas partículas
insolubles, degradables de tipo almidones, resinas, etc.
Se trata de productos prácticamente inertes y poco solubles que actúan por
obturamiento físico.
No deben reaccionar o alterar el fluido de fractura, ni causar daño a la
formación.
Ejemplos: Partículas insolubles: silica flour – arena malla 100
Partículas degradables: Aquaseal
j)Croslinquers:
El efecto que ellos producen es el entrecruzamiento de las largas cadenas
de polímeros (guares o derivados) usados para gelificar el agua.
Esto se visualiza fácilmente por el aumento de la viscosidad del gel.
37
La selección de un agente reticulador y la cantidad a usar depende del tipo
de polímero usado, de la temperatura de trabajo, del pH del sistema, etc.
Podemos diferenciar los croslinquers de uso común:
Boratos
Metales de Transición
Boratos
Una gran variedad de croslinquers base borato se han desarrollados en la
industria para activar fluidos de fractura.
En general los fluidos con boratos han sido gelificados con Goma Guar o
HPG.
Los boratos convencionales se croslinquean siempre en un rango de pH que
va desde 8.5 a 13.
Sales + aditivos de control de pH + capacidad de buffer son críticos para el
desarrollo de una óptima estabilidad reológica.
Un sistema típico de buffer de alto pH puede incorporar bicarbonato de sodio
(base) y carbonato de potasio(sal).
Esta química mantiene el pH del sistema bajo condiciones de rangos de
temperatura de tratamiento.
La mayor parte de los fluidos boratados usados en el pasado eran complejos
de iones monoboratos, un conjugado del ácido bórico.
Esos fluidos requerían extremadamente altos valores de pH (12-13) con el
objeto de mantener estabilidad reológica como para soportar altas
temperaturas.
Metales de Transición
Los fluidos que incorporan como croslinquers metales de transición del tipo
organotitanato y organozirconato, pueden usar como agentes gelificantes
Guar, HPG o CMHPG.
Anteriormente al desarrollo de los fluidos organoboratos de alto pH, se
preferían los organometálicos para tratamientos de altos valores de
temperatura.
38
Estos fluidos normalmente se croslinquean a bajo pH (4-6) y son, por lo tanto
más compatibles con el dióxido de carbono que aumenta la flexibilidad de la
aplicación.
El pH de estos fluidos se controla con el uso de sales y agentes de control
de pH, al igual que los boratados.
Estos químicos usan un grupo de ácidos y sus correspondientes sales para
crear su capacidad de buffer.
Un ejemplo puede ser usar ácido acético y acetato de sodio.
Nuevamente, el mantenimiento de este pH durante la duración del
tratamiento es crítico.
4.3 Fluidos Base Hidrocarburo
o Usando petróleo :
Ha sido el fluido más común y más fácil de obtener. Presentan el inconveniente
de producir una elevada perdida de carga al ser bombeados a altos caudales,
con un excesivo consumo de la potencia útil.
Actualmente se sigue utilizando por su disponibilidad y bajo costo, pero su uso
se restringe a pozos poco profundos y con bajos gradientes de fractura.
Con el uso de petróleos generalmente no se logran considerables anchos de
fractura. Otro inconveniente es la excesiva velocidad de decantación de los
agentes de sostén, sobre todo a altas temperaturas.
Se necesitan aditivos tales como reductores de fricción y de filtrado, etc.
o Usando geles de alta viscosidad base hidrocarburo :
Se han desarrollo fluidos de altas viscosidades similares a las obtenidas con
agua.
Entre los que pueden gelificarse:
- Gasoil
- Kerosén
- Condensados
- Crudos de 40° API o mayores
39
4.3.1 Requerimientos de Calidad del Hidrocarburo
1° - Gravedad API:
Debe ser similar al menos a la reportada en los ensayos de laboratorio.
2° - Sulfuro de Hidrógeno:
Debe contener nada o poco.
3° - Sólidos:
Excesivos puede resultar en una reducción de la permeabilidad y/o
conductividad.
4° - Agua:
Valores excesivos ( >10%) resultan en un gel muy débil.
5° - pH:
Excesiva acidez puede resultar en un gel muy débil o ausencia total de
gelificación.
6° - Asfaltenos y Parafinas: valores excesivos resultan en un gel muy débil o
ausencia total de gelificación.
4.3.2 Aditivos
Gelificantes:
Los geles obtenidos tienen características químicas diferentes de los base
agua. No son polímeros, por lo que no podemos decir que el gelificante se
“hidrata”, sino que se “asocian” al hidrocarburo.
El producto resultante de esta “asociación” se obtiene por una reacción entre
el hidrocarburo y ésteres ortofosfatos o ácidos orgánicos.
El pH del hidrocarburo suele afectar la gelificación, al igual que
considerables cantidades de agua.
Ruptores: La base de los ruptores es:
o Ácidos orgánicos : urea
o Sales inorgánicas : suspensión de óxidos de magnesio en aceites.
Reductores de filtrado: son productos constituidos esencialmente por
derivados de compuestos benceno-sulfatos. Pero éstos son eficaces en
crudos, refinados y emulsiones.
Ejemplo: Adomite Mark II
Croslinquers: Son básicamente cáusticos o sales de aluminio.
40
CAPITULO 5. REOLOGIA DE FLUIDOS DE FRACTURA
Entendemos por Reología al estudio de la deformación y del flujo de fluidos.
Newton la describió por primera vez y la modelo basándose en dos planos
paralelos y un fluido moviéndose entre ellos en flujo laminar.
Se aplica una fuerza F sobre un área A.
La diferencia en velocidad entre los dos planos se denomina Du y la distancia
entre planos es llamada Dr.
En flujo laminar uno de los planos se moverá mas rápidamente que la otra.
Este movimiento causa un esfuerzo que se describe como fuerza por unidad de
área, o Esfuerzo de Corte (Shear Stress).
Para simplificar se asume que la placa inferior tiene una velocidad nula y no
hay escurrimiento.
El fluido cercano a este plano tendrá una velocidad de Du.
Por lo tanto existe un gradiente de velocidad entre las dos placas que se puede
describir dividiendo la diferencia en velocidad por la distancia entre planos Dr.
Esta relación se llama Velocidad de Corte (Shear Rate = Du/Dr). Como la
velocidad es ft/seg y la distancia esta en ft, entonces las unidades de Shear
Rate es seg-1.
La Viscosidad Aparente se define como el Shear Stress dividido por el Shear
Rate (o esfuerzo de corte sobre velocidad de corte).
= v Donde :
: Viscosidad Aparente [=] cps
: Shear Stress, Esfuerzo de Corte, [=] lb/ft2
V: Shear Rate, Velocidad de Corte, [=] seg-1
Dr Du
Area
Fuerza
41
En la Industria Petrolera la viscosidad y la reología de los fluidos se utilizan
para describir las propiedades de los fluidos de modo que se pueda predecir su
comportamiento dentro de las cañerías.
La viscosidad de un fluido tiene relevancia sobre los cálculos del filtrado de
fluido, ancho de fractura, área de fractura y presiones de fricción.
Sabemos que los fluidos de fractura pueden clasificarse como newtonianos y
no-newtonianos.
Los primeros son aquellos donde existe una proporcionalidad lineal entre el
esfuerzo de corte y la velocidad de corte.
Este comportamiento es aplicable a los petróleos, agua, ácidos, etc.
La viscosidad de los fluidos newtonianos y consecuentemente su capacidad de
transporte del agente de sostén, es altamente afectada por la temperatura.
Sin embargo el tiempo y los elevados esfuerzos de corte no alteran tales
propiedades.
5.1 Tipos de Fluidos:
Un fluido no-newtoniano se define como aquel donde el esfuerzo de corte no
se incrementa proporcionalmente con cambios en la velocidad de corte.
Esto significa que un solo valor de viscosidad no puede ser usado para definir
el tipo de fluido.
Los valores de viscosidad a una determinada velocidad de corte se deberán
calcular usando el esfuerzo de corte generado por esa velocidad aplicada.
Los fluidos gelificados, los reticulados (croslinqueados), las emulsiones y las
espumas son fluidos no-newtonianos.
Existen diferentes tipos según su comportamiento; así podemos distinguir
fluidos cuyo comportamiento se encuadra dentro de los plásticos de Bingham.
Ejemplos de estos fluidos son las finas suspensiones de sólidos y algunas
emulsiones.
A diferencia de los newtonianos, los no-newtonianos no se deforman o fluyen
continuamente hasta no superar el esfuerzo de corte inicial, conocido como
Punto de Fluencia.
42
A partir de ese valor mínimo, incrementos adicionales de velocidades de corte
producen incrementos de esfuerzos de corte. La pendiente de la recta obtenida
corresponde a la Viscosidad Plástica del fluido.
Acorde a esto se ha debido determinar un método que permita identificar la
relación esfuerzo de corte vs velocidad de corte para un fluido no-newtoniano
determinado.
Esta relación esta dada por el Método de la Ley de Potencias (Power Law),
cuyos parámetros de definición son n´y K´.
n´: se define como el índice de comportamiento de flujo (adimensional) y
corresponde matemáticamente a la pendiente de la gráfica esfuerzo de corte –
velocidad de corte
K´: se define como el índice de consistencia (lbf.segn’/ft2) y matemáticamente
es el esfuerzo de corte obtenido cuando la velocidad de corte es 1 seg-1
Por lo tanto, n´y K´ simplemente identifican la ecuación de una recta que
representa la relación entre el Esfuerzo de Corte vs. La Velocidad de Corte.
Los valores de n´y K´ se pueden obtener gráficamente de la curva EC vs. VC o
pueden ser calculas a partir de las lecturas en un Fann 50C.
A medida que n’ tiende a 1, mas se asemeja al comportamiento de los
newtonianos. Por otra parte, a medida que K’ crece, el fluido es mas
consistente y mas viscoso.
Ejemplos típicos de estos son la mayoría de los geles usados en fractura
hidráulica.
Fluidos Viscoelásticos : Un fluido viscoelástico posee porciones tanto
elásticas como viscosas.
Para medir la reología de un fluido en condiciones de campo y si la temperatura
de ensayo es inferior a los 200C se puede usar un Fann 35.
43
Uso de Fann 35
En este instrumento la velocidad de corte esta directamente relacionada con la
velocidad de rotación seleccionada. Si se usara el Modelo 35ª, la relación entre
velocidad de corte vs. velocidad o rpm posee la siguiente relación :
RPM Velocidad de Corte (seg-1)
3 5.11
6 10.22
100 170
200 340
300 511
600 1022
Debe tenerse presente que el gel lineal debe tener un valor de viscosidad
mínimo antes de ser croslinqueado. Este valor de viscosidad es una medida de
la hidratación del polímero.
Usando un Fann 35 la viscosidad, n’ Y K’ pueden ser calculadas utilizando la
constante k del instrumento, que se define para una particular combinación del
rotor, bob y resorte de torsión.
Donde :
K : Dina . seg-1/cm2 o rpm/grado de deflexión
f : Factor de torsión del resorte
L : Lectura del Fann
N : rpm
: viscosidad en cps
n’ : Índice de comportamiento de flujo
K’ : Índice de consistencia
44
La viscosidad para un Fann 35 será :
Donde :
L600 : Lectura de Fann 35 a 600 rpm
L300 : Lectura de Fann 35 a 300 rpm
Donde :
Li : Lectura de Fann 35 a i rpm
V : Velocidad de corte a i rpm
n’ : Indice de comportamiento
K’ : Indice de Consistencia [=] lbf-seg n´/ ft2
Ya que los parámetros n’ y K’ han sido definidos, se puede identificar la
ecuación para el calculo de la viscosidad aparente de un fluido no-newtoniano.
La viscosidad aparente puede ser calculada para un fluido no-newtoniano a
cualquier velocidad de corte :
= 47874 K’
Vi (1-n’)
Donde :
Vi : Velocidad de corte a i rpm
: Viscosidad en cps
n’ : Indice de comportamiento
K’ : Indice de Consistencia
45
Para tener una mejor comprensión de los significados de n’ y K’, veamos un
ejemplo en el grafico Nº 1.
Se ha graficado el esfuerzo de corte versus la velocidad de corte para dos
fluidos no-newtonianos.
Grafico Nº 1
Aquí vemos que mayores valores de n’ indican que el fluido se aproxima al
comportamiento Newtoniano (n’=1).
Esto significa que la viscosidad del fluido será menos sensible al esfuerzo.
Bajos valores de n’ indicaran que el fluido es muy sensible a la velocidad de
corte y que por lo tanto perderá rápidamente viscosidad a medida que la
velocidad de corte se incrementa.
Aquellos fluidos que posean altos valores de K’ serán mas viscosos a bajas
velocidades de corte que los que posean valores mas bajos de K’.
En el punto de intersección de las dos curvas se obtiene el lugar a partir del
cual el fluido que hasta allí era menos viscoso ahora pasa a ser el más viscoso,
y viceversa.
0.01
0.10
1.00
10.00
1 10 100 1000
Esfu
erz
o d
e C
ort
e,
lb/f
t2
Velocidad de Corte, seg-1
Esfuerzo de Corte vs. Velocidad de Corte para dos fluidos no-newtonianos Fluido A : n' = 0.87 y K' = 0.0133 Fluido B: n' = 0.65 y K' = 0.035
FLUIDO A
FLUIDO B
46
5.2 Coeficientes de Pérdida de Filtrado de fluidos
En un tratamiento de fractura sólo tiene valor el volumen de fluido que
permanece dentro de las paredes de la fractura.
El fluido que filtra dentro de la formación está perdido y por lo tanto no
podemos contar con él para transportar agente de sostén o aumentar o
extender la fractura.
La velocidad a la que un fluido de fractura en particular filtra hacia la fractura
creada se define usando una combinación de tres ecuaciones que identifican
los coeficientes de pérdida de fluido.
Cada coeficiente es un mecanismo mediante el cual se produce el filtrado. De
este modo cada mecanismo afectara el coeficiente “C” de pérdida de filtrado
total del fluido de fractura.
Los mecanismos son :
Viscosidad del fluido de fractura y permeabilidad de la formación
Viscosidad de fluidos del reservorio y compresibilidad
Revoque formado o tendencia a la formación de revoque del sistema de
fractura
Los dos primeros involucran coeficientes que deben ser calculados utilizando
datos del reservorio y reología del fluido.
El primero de ellos también se podrá determinar en el laboratorio.
El tercer mecanismo está basado en una ecuación cuyas variables deben ser
determinadas experimentalmente.
Estará representado también por los aditivos que se incorporan para disminuir
la perdida por filtrado, experimentalmente determinado.
El efecto relativo que cada mecanismo tiene sobre el filtrado para un particular
fluido de fractura esta indicado por el tamaño del coeficiente.
Grandes valores de estos coeficientes indican altas velocidades de filtrado y
por lo tanto muy poco control de filtrado.
A pesar de que cada tipo de filtrado se calcula independientemente, los tres
mecanismos conjuntamente son responsables por la perdida por filtrado
durante todo el tratamiento.
47
Veremos como combinar estos tres mecanismos en una sola ecuación que nos
da un coeficiente llamado Ct. Usando este coeficiente se podrá evaluar
durante todo el tratamiento como disminuir el filtrado.
Esto será necesario para poder determinar el volumen de fractura creado.
El primer coeficiente llamado CI o CV explica el control de pérdida por filtrado
debido a la viscosidad del fluido de fractura, se usa para definir la velocidad de
filtrado que depende de las propiedades de las rocas del reservorio y de la
viscosidad del fluido. Se reporta en ft / min y se calcula:
CI 0.0469 [ K P ] ½
Donde :
CI = Coeficiente de control de pérdida por filtrado debido a la viscosidad del
fluido de fractura, ft/min1/2
K = Permeabilidad de la formación , mD
P = Presión de fractura bajo boca de pozo menos presión de reservorio, psi
ó BHTP-PF (BHP)
= Porosidad Efectiva de la formación, fraccional, Ej.:20% 0.2
= Viscosidad del fluido de fractura filtrado a la temperatura de fondo de
pozo, cps
Ejemplo de cálculo:
K = 1 mD = 100 cps = 20 %
Presión de reservorio = 3000 psi
Presión de fractura bajo boca de pozo = 5000 psi
CI 0.0469 * { 1 * {5000-3000} * 0.2 } ½
100
0.00938
Esta ecuación indica que la velocidad de pérdida por filtrado varía directamente
con cambios en la permeabilidad de la formación, en la porosidad y el
diferencial de presión.
48
Significa que incrementando los valores de cualquiera de estas variables se
incrementara el coeficiente calculado.
Esto puede interpretarse como que el fluido de fractura se ha hecho ineficiente
y que la pérdida por filtrado ha aumentado.
Incrementando la viscosidad del fluido de fractura decrecerá el valor de CI.
Como cualquier cálculo el resultado será tan valido como los datos utilizados.
Las variables porosidad y presión son propiedades que pueden ser
convenientemente documentadas (un +/- 20-30%) mediante test de
laboratorios y/o analizando resultados de campo.
Incrementando la porosidad y la presión un 25% incrementara el valor del
coeficiente un 25% (será 0.0117).
Dado que este es solo uno de los tres coeficientes de mecanismos de perdida
por filtrado, cambios de la magnitud vista pueden o no ser significativos.
Sin embargo, en el caso de las variables permeabilidad y viscosidad es más
difícil establecer valores muy precisos.
Los valores reales de viscosidad del fluido de fractura y de la permeabilidad
efectiva de la roca al fluido de fractura en condiciones de reservorio suelen
diferir en varios órdenes de magnitud de los tomados en laboratorio.
Este es el caso donde los cambios a los que se hace referencia podrán alterar
completamente el valor de C y posiblemente el diseño de tratamiento completo.
El segundo coeficiente llamado CII o CC explica el control de pérdida por
filtrado debido a que el fluido de fractura tiene que desplazar el fluido existente
en el reservorio.
CII 0.0374 P [ K Ct ] ½
Donde :
Ct= Coeficiente de compresibilidad Total de los fluidos del reservorio,
psi-1
K= Permeabilidad de la formación, mD
P = Presión de fractura bajo boca de pozo menos presión de
49
=
reservorio, psi
Porosidad Efectiva de la formación, fraccional, Ej.:20% 0.2
= Viscosidad del fluido de formación, cps
Ejemplo de cálculo:
K = 1 mD = 1 cps = 20 %
Presión de reservorio = 3000 psi Ct = 1 * 10-5 psi –1 =0.00001 psi
Presión de fractura bajo boca de pozo = 5000 psi
CII 0.0374 * {5000-3000} * { 1 * 1 * 10-5 * 0.2 } ½
1
0.1058
Debe recordarse que las variables dentro del cálculo del coeficiente son
propiedades del reservorio y no del fluido de fractura. Por lo tanto este
coeficiente cambiara de pozo a pozo de forma independiente del tipo de fluido
a inyectarse.
El tercer coeficiente, CIII o CW , representa el control de la pérdida de filtrado
cuando el sistema de fractura usado forma revoque (sólido o gel) en las caras
de la fractura. Este revoque en efecto bloquea algunos de los canales porales
que normalmente están libres para un leak-off.
Se calcula usando la ecuación :
CIII = 0.0164 * m
A
El gráfico tendrá como abscisas la raíz cuadrada del tiempo y ordenadas el
volumen filtrado.
Donde:
CIII = Coeficiente de control de pérdida por filtrado, ft/min1/2
m = Pendiente de la curva, ml/min-1
A = Area de la sección del core, cm2
Ordenada = Ordenada al origen, ml
Spurt Loss = Corresponde al volumen de fluido que se pierde casi
instantáneamente y antes que se forme el revoque. Gal/ft2
50
Un ejemplo de cálculo para este último coeficiente :
Pendiente de la curva (m) = 9.4 A = 22.8 cm2
CIII = 0.164 * 9.4/ 22.8 = 0.00676
El efecto total de los tres mecanismos de pérdida por filtrado se puede obtener
combinando de forma similar a las resistencias en un circuito eléctrico.
1 = 1 + 1 + 1
CT CI CII CIII
1/CT = 1/0.00938 + 1/ 0.1058 + 1/0.00676 = 168.043
CT = 1/168.043 = 0.00595
Como se ve, el valor del coeficiente total se asemeja bastante a CIII.
Esto explica en cierta forma como se puede determinar el coeficiente más
dominante.
En cada caso, pequeños valores de los coeficientes denotan alta resistencia
del fluido a perder filtrado.
Si todos los coeficientes de perdida por filtrado tuvieran la misma magnitud,
entonces podemos afirmar que los tres cooperan en igual medida al valor total,
en este caso la perdida total se podrá mejorar alterando el sistema de fractura.
Esto podría lograrse, por ejemplo, adicionando algún aditivo para perdida por
filtrado que reduciría el valor de CIII.
Sin embargo en los ejemplos anteriores se vio que el tercer coeficiente es
bastante menor que los otros dos, esto es una indicación directa que el
coeficiente que dominara la ecuación general es CIII .
No importará cuanto se alteren los otros coeficientes, estos cambios afectarán
poco o nada al coeficiente total.
51
CAPITULO VI: GEOMETRÍA DE FRACTURA
La geometría de la fractura creada puede ser aproximadamente modelada,
considerando las propiedades mecánicas de la roca, las propiedades del fluido
fracturante, las condiciones en que el fluido es inyectado (tasa de flujo, presión)
y los esfuerzos y distribución de ellos en el medio poroso.
En la descripción de la propagación de la fractura, que es particularmente un
fenómeno complejo, dos juegos de leyes son requeridas
Principios fundamentales tales como las leyes de conservación del momentum,
masa, y energía, y criterio para la propagación, que causa que la punta de la
fractura avance. Esto incluye interacciones de la roca, fluido, y distribución de
energía. (Ben-Naceur – 1989).
Tres generales familias de modelos están disponibles: dos dimensiones (2-D),
pseudo-tres dimensiones (P-3-D) y, totalmente tres dimensiones (3-D). El
último permite total propagación de la fractura en tres dimensiones con flujo de
fluidos total en dos dimensiones.
La fractura es discretizada, y se efectúan cálculos en cada block basados en
las leyes fundamentales y criterios para la propagación. Se permite que la
fractura se propague lateral y verticalmente, y cambio de plano de la original
dirección, dependiendo de la local distribución de esfuerzos y propiedades de
la roca.
Tales modelos totalmente 3-D requieren significativos montos de datos para
justificar su uso, son extremadamente intensivas en su cálculo. (Ellos no son
necesarios en la mayoría de los casos).
Sin embargo, fracturas en pozos desviados y horizontales pueden requerir total
modelamiento 3-D debido a la iniciación de la fractura, usualmente alineada
con la trayectoria del pozo, es probable que sea diferente de la dirección de la
propagación de la fractura, que debe ser normal al mínimo esfuerzo “far-field”
(Economides et al., 1989).
Modelos de dos dimensiones son aproximaciones analíticas de forma cerrada,
asumiendo constante y conocida la altura de la fractura. Para aplicaciones de
52
ingeniería de petróleo, dos mutuamente modelos exclusivos han sido usados.
Para una longitud de fractura mucho mayor que la altura de la fractura (xf » hf),
el Perkins y Kern (1961) y Nordgren (1972) o modelo PKN es una aproximación
apropiada. Para xf « hf el modelo apropiado ha sido presentado por
Khristianovich y Zheltov (1955) y Geertsma y de-Klerk (1969). Este es
frecuentemente conocido como modelo KGD.
Un caso limitado, donde hf =2xf , es el radial o modelo “penny-shape”. La altura
de la fractura, hf , usada aquí es el valor dinámico, esto es la altura de la
fractura al tiempo que la longitud de la fractura es igual a xf .
Los modelos P-3-D permiten la migración de la fractura vertical a lo largo de la
trayectoria de la fractura, y esta migración depende del contraste de esfuerzos
entre el intervalo objetivo y los adyacentes.
Para los propósitos de este texto los elegantes modelos 2-D será usados para
cálculos aproximados del ancho de fractura y la presión de propagación de la
fractura. Ambos fluidos newtonianos y no-newtonianos serán considerados.
Recientemente, Valkó y Economides (1993) han introducido el concepto de
“daño mecánico continuo” (CDM) como una forma de describir el fenómeno
adicional de propagación de la fractura retardada y frecuentemente observado,
presiones de tratamiento anormalmente altas.
6.1 Modelos de Fractura 2-D
Los modelos de fractura 2-D fueron los primeros intentos de la industria para
modelar matemáticamente el proceso de propagación de la fractura. Para los
estándares actuales son crudas aproximaciones.
Sin embargo, hay dos importantes puntos que anotar.
Primero, en orden a entender como los modelos 3-D trabajan, es necesario
entender a los modelos 2-D.
Segundo, hay algunas circunstancias en que los modelos 2-D pueden ser
válidos. Estos incluyen fracturamiento en capas de metano del carbón (KZD) y
fracturamientos masivos, en formaciones uniformes (radial).
53
6.1.1 Radial o Penny-Shaped
En este modelo, la altura H, es una
función del radio o mitad de longitud
de fractura, R, de tal manera que H
= 2R. Esto produce una fractura
que es de una forma circular. El
ancho de la fractura está dada por:
28 1 Δ
max
( v ) P Rw
E
Figura 6.1.1-1: Propagación de una fractura Radial o Penny-Shaped
donde ΔP es la presión neta, v es la razón de Poisson y E es el módulo de
Young.
En este modelo, el ancho y cualquier parte de la fractura es una función de la
distancia entre el centro y el borde de la fractura, de manera tal que:
Se anota los siguientes puntos, que son aplicables a los modelos de fractura
2-D:
i) wmax es inversamente proporcional al módulo de Young. Esto significa que
cuando la formación se endurece (el módulo de Young se incrementa), la
presión neta requerida para producir un ancho dado, se incrementa.
Por tanto se toma más energía para producir ancho en una formación dura
que en una formación suave.
ii) wmax es directamente proporcional a la mitad de longitud de fractura – si la
mitad es doblada, el ancho también. Anotar que este es el ancho creado, no
el ancho final del propante empaquetado, que es el que un factor parcial para
el incremento de producción post-tratamiento.
54
El ancho final del propante empaquetado siempre será igual o menor que el
ancho creado, y es una función del volumen de propante por unidad de área
de la fractura.
iii) wmax es relativamnte no sensible a cambios en la razón de Poisson. Un
incremento en v de 0.2 a 0.25 (un incremento del 25%) cambia el término (1-
v2) de 0.96 a 0.9375, un decrecimiento de solo 2.34%. Entonces, es menos
importante tratando de conseguir valores exactos de v. Sin embargo, como
se anotó en el Capítulo VI, v puede tener un significativo efecto sobre la
magnitud de los esfuerzos horizontales – si la gradiente del frac es
desconocida, encontrar valores exactos de v puede ser importante.
El modelo radial no tiene límites para el crecimiento de la altura de la fractura.
Tanto como la fractura está creciendo hacia fuera (R está incrementando),
entonces también se incrementa hacia arriba y abajo en el wellbore ( un
incremento en H).
Este tipo de propagación puede ser encontrada en una formación uniforme
masiva sin variaciones verticales (wn) las propiedades de la roca y de allí no
“barreras” para el crecimiento de la altura. Esto también puede ser
encontrado para fracturas pequeñas que no tienen contacto con cualquier
barrera, tales como fracturamientos para bypasear el skin.
El volumen de la fractura es obtenido del volumen de fractura bombeado
dentro de la fractura, menos el volumen de fluido perdido. El volumen de
fluido perdido es igual al área de filtrado de la fractura (que es igual a 2R2),
de manera tal, que si la eficiencia del fluido es (n), el volumen de fluido
inyectado Qt, E, v y ΔP son conocidos, R puede ser fácilmente obtenido.
donde Q es el rate promedio de bombeo y t es el tiempo de bombeo.
55
6.1.2 Perkins y CERN – Nordgren (PKN)
En este modelo, el ancho máximo está relacionado a la altura de la fractura,
de manera que:
22 1 Δmax
( v ) P Hw
E
mientras que el ancho promedio w está dado por:
Así, ambos altura de la fractura y ancho son constantes a la longitud de la
fractura. La Figura 8.1.2-1 ilustra la forma de esta fractura.
Figura 6.1.2-1 Esquema mostrando la forma general de la fractura PKN
La mitad de longitud de fractura puede ser determinada por un método similar
al usado para las fracturas radial y GDK:
2 2
5
4 1 Δ
Q t EL
( ) P H
El modelo PKN tiene una una forma elíptica al hueco del pozo. El máximo
ancho está en el centro de esta elipse, con ancho cero en el tope y en el
fondo.
Para un fluido newtoniano el máximo ancho, cuando la mitad de la longitud
de la fractura es igual a xf, está dado (en unidades coherentes) por:
56
1/4
i fmax
q (1 )x2.31
G
donde G es el módulo elástico de corte y está
relacionado al módulo de Young, E, dado por: )1(2
E
G ,en la ecuación
inicial
qi es el rate de inyección, es la viscosidad aparente del fluido fracturante, y
es la razón de Poisson.
La ecuación del max es particularmente muy usada para entender la relación
entre el ancho de la fractura, variables de tratamiento, y propiedades de la
roca. La relación de raíz cuarta implica que para doblar el ancho, la
viscosidad del fluido fracturante (o el rate de inyección) deben ser
incrementados por un factor de 16.
Esto nunca es factible y no deseable. Doblando la viscosidad con todo el
potencialmente asociado permanente daño al paquete de propante, puede
resultar en un 19% de incremento del ancho de la fractura.
Entonces, variables de tratamiento tienen solamente moderado impacto
sobre el ancho de la fractura. Incrementando el rate o la viscosidad también
resultan en un incremento de la presión neta con potencialmente no
deseable crecimiento de la altura de la fractura.
Propiedades de la roca tienen mucho mayor impacto sobre el ancho de la
fractura. El módulo de Young de rocas reservorio comunes puede variar en
casi dos órdenes de magnitud, de 107 para arenas compactas y profundas a
2x105 psi en diatomitas, carbón y tizas blandas.
La diferencia en el ancho de la fractura entre esos extremos será de más de
2.5 veces. Lo que implica que en rocas sólidas, donde el módulo de Young
es grande para un volumen dado de fluido inyectado, la fractura resultante
será angosta pero larga.
Inversamente, en formaciones con módulo de Young bajos, el mismo
volumen de fluido inyectado puede resultar en anchas pero cortas fracturas.
Este es uno de esos fenómenos donde el estado natural ayuda al éxito del
fracturamiento hidráulico, desde que reservorios de baja permeabilidad que
57
requieren largas fracturas usualmente tienen valores del módulo de Young
grandes.
El corolario no siempre es verdadero. Bajos módulos de Young no están
necesariamente asociados con formaciones de alta permeabilidad, aunque
hay algunos casos en que esto es verdadero.
La geometría elíptica del modelo PKN conduce a una expresión para el
ancho promedio por la introducción de un factor geométrico. Entonces,
1/4
i fq (1 )x2.31 ( )
G 4
El factor es aproximadamente igual a 0.75, y por tanto el término en el
segundo juego del paréntesis es igual a 0.59. En unidades de campo, donde
es calculado en pulgadas, qi está en bpm, en centipoises, xf está en
pies, y G en psi, la ecuación será:
1/4
i fq (1 )x0.3 ( )
G 4
La geometría de fractura PKN fue usada por muchos años como Standard,
hasta el advenimiento de los simuladores de fractura 3D y un mejor
entendimiento de los mecanismos de propagación de la fractura.
58
6.1.3 Kristianovich y Zhektov – Daneshy (KZD)
A menudo este modelo es referido como GDK, Geertsma y de Klerk. En este
modelo la altura es fija, y permanece constante en el tratamiento. Es
usualmente seteada con la altura total de la formación:
Figura 6.2.3-1 Esquema mostrando la forma general de la fractura GDK
El que el modelo GDK produzca una fractura con una altura constante
significa que debe haber deslizamiento (slippage) entre la formación que está
siendo fracturada y las formaciones encima y abajo. Esto es improbable (pero
no imposible) en muchas situaciones, pero puede suceder cuando se fractura
formaciones de carbón. El ancho máximo está relacionado a la mitad de
longitud de fractura L por la siguiente ecuación:
24 1 Δmax
( v ) P Lw
E
Anotar que para una presión neta y mitad de longitud de fractura dada, el
ancho máximo de una fractura GDK es mayor que el ancho máximo de una
fractura radial por un factor de /2.
El ancho promedio está dado por:
Por lo tanto, la mitad de longitud de fractura está dada por:
22 1 Δ
Q t EL
( ) P H
donde n es la eficiencia del fluido, Q es el rate promedio de bombeo y t es el
tiempo de bombeo.
59
El modelo KGD, es un modelo girado 90º del modelo PKN y es
particularmente aplicable a una aproximada geometría de fracturas donde hf
» xf.
Entonces, no deberá ser usado en casos donde grandes longitudes de
fractura son generadas.
Como puede verse de la Fig. 8.2.3-1, la forma de la fractura KGD implica
igual ancho a lo largo del hueco del pozo, en contraste a la elíptica forma (en
el hueco del pozo) del modelo PKN. Este perfil del ancho resulta en
volúmenes de fractura mayores cuando se usa el modelo KGD en vez del
modelo PKN para una longitud de fractura dada.
El ancho de la fractura promedio con el modelo KGD en unidades coherentes
y para un fluido Newtoniano es:
)4
()1(
27.2
1742
f
i
Gh
xqf
en unidades de campo con en pulgadas.
17421
0 294
fi
f
q ( )x. ( )
Gh
6.2 Ancho de la fractura con un Fluido No-Newtoniano
La expresión para el máximo ancho de la fractura para un Fluido No-
Newtoniano en unidades de campo es:
)2'n2/(1'n1
ff
'n
i
)2'n2/(1
'n'n
max
)E
hx'kq(
.)0935.0)(0068.0()'n
1'n2)(1'n)(59.13(12w
(8.2.4-1)
donde wmax está en pulgadas. El ancho promedio puede ser calculado
multiplicando el wmax por /4. Las cantidades n’ y k’ son la ley de potencia de
las propiedades reológicas del fluido fracturante.
60
CAPITULO 7: ANÁLISIS DE CURVA DE DECLINACIÓN DEL MINIFRAC
Tan pronto como el bombeo se cierra, la presión empieza a declinar.
Inicialmente, la presión neta será todavía positiva, y la fractura puede todavía
propagarse.
Sin embargo, tan pronto como para la entrada de fluido dentro de la fractura, la
fractura empezará a decrecer en volumen y todavía el fluido se está filtrando
dentro de la formación.
Como el volumen de fluido en la fractura (y de aquí el volumen de la fractura en
sí) decrece, el ancho de la fractura también decrece hasta que el volumen de
fluido en la fractura es cero, la fractura ha cerrado.
El tiempo tomado para que la fractura cierre, define el rate en que la pérdida de
fluido está ocurriendo, mientras que la presión en que la fractura cierra (y la
diferencia entre la presión de tratamiento y la presión de cierre) muestra que
difícil será producir la fractura requerida.
Ambos de estos parámetros son muy importantes para definir el tamaño y forma
de la fractura.
Una curva típica de declinación es mostrada en la Figura 7.1
Figura 7.1 Curva Típica de Declinación de presión en un minifrac
De la Figura 7.1 es posible describir diferentes características de la curva de
declinación, aunque se debe señalar que la figura es idealizada y las curvas de
declinación de la presión reales del minifrac no son realmente tan claras.
Las características que es necesario identificar incluyen:
61
1. BHTP : La real presión de tratamiento de fondo del pozo. Esta es la presión
dentro del pozo que está siendo tratado, a la mitad de la sección perforada.
Idealmente debe ser medida vía un medidor (gauge) o un dead string.
2. ISIP : La presión instantánea de cierre shut-in, o presión instantánea shut-
down, o ISDP, esta es la presión de tratamiento de fondo justamente después
que las bombas pararon y antes que la presión empiece a declinar.
A menudo este punto es ocultado por una nariz generada por un “anillo del tubo”
cuando la presión súbitamente cae, en este caso, la curva de declinación ha
sido extrapolada hacia atrás para encontrar el ISIP.
La diferencia entre el BHTP y el ISIP es debido puramente a las pérdidas de
presión por fricción en el área near-wellbore. Entonces esta diferencia puede a
menudo ser usada como una determinación cuantitativa de la tortuosidad.
Figura 7.2 Declinación de presión en un minifrac, en itálicas los parámetros que pueden
ser derivados de su análisis
3. Presión de cierre Pcierre : Es la presión en que la fractura se cierra y es a
menudo encontrada por un cambio en la gradiente sobre la curva de declinación
de la presión.
La diferencia entre el ISIP y la presión de cierre es referida como la presión
neta, o Pnet. La presión neta es una medida de cuanta energía está siendo
usada para crear la fractura y por tanto es un parámetro muy importante.
Sin embargo, debe conocerse que la presión neta usualmente varía a través del
tratamiento, y que este método solo captura la presión neta justamente al final
62
del tratamiento. La presión de cierre es también una medida de los esfuerzos in-
situ en la formación.
4. Tiempo de cierre: El tiempo de cierre es el tiempo tomado para que la
fractura cierre, después que las bombas han sido paradas.
Si la geometría de la fractura es conocida (o más apropiadamente, puede ser
estimada de un modelo), entonces el volumen de fluido en la fractura es
también conocido.
Por tanto, si el lapso de tiempo tomado para que la fractura cierre es también
conocido, el rate en que el fluido está filtrando puede ser fácilmente calculado y
de aquí el coeficiente de pérdida de filtrado. Anotar que este es un proceso
iterativo porque la pérdida de filtrado también juega un significativo rol en la
forma del ploteo de la presión durante el bombeo.
El ajuste de presión también necesita ajustar la declinación de la presión antes
de la presión de cierre y la presión respuesta durante el bombeo. A menudo, es
más fácil ajustar la declinación de la presión y luego ajustar la presión respuesta
durante el bombeo.
Hay varios métodos diferentes para ayudar a escoger la presión de cierre, ya
que a menudo es muy difícil de determinar el cambio en la gradiente sobre la
curva de declinación de la presión.
Adicionalmente, se puede tener más de una presión de cierre, si fracturas
múltiples están cerrando. Finalmente, los efectos de tortuosidad pueden
enmascarar la presión de cierre, ya que hay evidencia que sugiere que la
tortuosidad puede, en algunos casos, cerrar la fractura antes que la parte
principal.
Un método para determinar la presión de cierre de la fractura es realizar un
ploteo del BHTP contra la raíz cuadrada del tiempo. Debido a que la pérdida de
fluido a través de la cara de la fractura es dependiente de la raíz cuadrada del
tiempo, en teoría cuando la data de presión es ploteada contra √t, allí se debería
tener una línea recta mientras la fractura está abierta y una curva después que
esta ha sido cerrada.
Esto trabaja bien para pérdida de fluido independiente de la presión. Sin
embargo, cuando la pérdida de fluido es dependiente de la presión, el rate de
pérdida de fluido decrece cuando la presión declina, haciendo la relación mucho
más compleja.
63
En razón que encontrar el cierre de fractura es todo acerca de encontrar el
punto sobre la curva de declinación donde las gradientes cambian, hace
sensible plotear la gradiente (o derivada) en sí mismas al mismo tiempo.
A menudo, es más fácil reconocer el cambio en la gradiente desde el ploteo de
la derivada que desde la declinación en sí misma. La Figura 7.3 muestra la
declinación de la presión de la Figura 7.2 sobre un ploteo de la raíz cuadrada
del tiempo, completado con la derivada e identificación de la presión de cierre.
Figura 7.3 Determinación del cierre de fractura de un ploteo desde el ISIP de la declinación de presión y la derivada contra la raíz cuadrada del tiempo
64
7.1 Análisis de la Función G de Nolte.
Nolte (1979, 1986) desarrolló un método para analizar la declinación de la
presión en el minifrac que tiene una directa aplicación a los tres métodos de frac
2D (KGD, PKN y radial).
Este análisis está basado en el uso de la función G, para ayudar a identificar el
cierre de la fractura y, de ello, la pérdida de fluido (leakoff) y geometría de la
fractura.
Un ploteo típico de la declinación de la presión contra el tiempo G de Nolte es
mostrado en la Figura 7.1.1.
Figura 7.1.1 Idealizado ploteo de la declinación de la presión contra el tiempo G de Nolte. El match de presión es la gradiente de la sección de línea recta en la mitad de la
declinación antes del cierre.
La Figura 7.1.1. ilustra tres importantes puntos.
Primero, el ISIP registrado usando datos de campo puede ser artificialmente
alto, debido a los efectos de almacenamiento de la fractura y fricción del fluido.
Segundo, hay un período de gradiente constante antes del cierre, que es a
menudo referido como el match de presión (pm) y tiene unidades de presión
(como el tiempo G es adimensional).
Este es un importante parámetro en el análisis de Nolte de la declinación de la
presión en un minifrac.
65
Finalmente el cierre ocurre cuando la declinación de la presión se desvía de
esta gradiente constante. A este punto G (tD) = Gc.
El tiempo G de Nolte es una herramienta muy usual para encontrar el “ideal”
ISIP y la presión de cierre, sino que también puede ser usado para encontrar la
eficiencia del fluido y la pérdida del fluido (asumiendo una geometría de fractura
2D).
Finalmente el tiempo G de Nolte puede ser usado para encontrar las
dimensiones de la fractura. Cuando se usa el análisis de Nolte hay que tener en
cuenta que está basado en una geometría de fractura 2-D.
66
CAPITULO VIII: PROCEDIMIENTO DE LAS PRUEBAS DE FLUJO
El SRT, ET y el FBT son llevados a cabo en combinación para determinar la
presión de cierre Pc.
El Shut In Decline Test (SIDT), se utiliza en conjunto con una prueba de
calibración o Minifrac para cuantificar el comportamiento de la pérdida de fluido.
Estos procedimientos o técnicas alternativas para la determinación de la Pc
son:
8.1 Step Rate Test (SRT)
Esta prueba es efectuada para determinar la presión de cierre en reservorios
de baja permeabilidad, utilizando salmuera como fluido de trabajo.
Consiste en la inyección de fluido a caudales que varían progresivamente
luego de un tiempo determinado a manera de escalones o pasos.
El tiempo de duración de cada escalón debe ser similar y puede ser
relativamente pequeño, variando entre 1 a 3 minutos.
Figura Nº 8.1.1: Grafico Presión de fondo vs. Caudales de inyección
Los caudales de inyección deben variar entre 0.5 bpm (inicial) a 5 bpm
(final).
La tasa de incremento debe ser la misma por cada escalón (por ejemplo 0.5
bpm). Dado que esta prueba es previa a un FBT o un ET, el último escalón
PRES
IÓN
DE
FON
DO
(PS
I) CA
UD
AL (BPM
)
TIEMPO
Hombros redondeados
Inyección a la matriz
Hombros cuadrados
Extensión de fractura
PRES
IÓN
DE
FON
DO
(PS
I) CA
UD
AL (BPM
)
TIEMPO
Hombros redondeados
Inyección a la matriz
Hombros cuadrados
Extensión de fractura
67
debe mantenerse un periodo de tiempo de mayor duración (por ejemplo de 5
a 10 minutos) para asegurar la creación de una fractura de suficiente
tamaño.
Idealmente las presiones de los caudales de inyección para los tres primeros
escalones deben caer por debajo de la presión de extensión o propagación
de la fractura para definir la inyección a la matriz antes de fracturar.
También un número similar de escalones deberían ubicarse sobre la presión
de extensión de la fractura (Figura Nº 8.1.1).
Las presiones de cierre y de extensión de la fractura son inferidas al graficar
la presión de fondo obtenida al final de cada escalón versus el caudal de
inyección.
En el gráfico Nº 8.1.2, se caracteriza por mostrar dos líneas rectas.
La inyección a la matriz es representada por la línea de mayor pendiente y la
presión de extensión de fractura es representada por la línea de menor
pendiente.
Grafico 8.1.2: Presión de Fondo vs. Caudales de Inyección.
La intersección de ambas líneas provee un estimado de la presión de
extensión de la fractura, la cual es el límite superior de la Pc.
Generalmente la presión de extensión es de 50 a 200 psi mayor a la Pc.
Este valor mayor representa los efectos de la presión de fricción del fluido
dentro de la fractura y su resistencia a la extensión.
Caudal de inyección (bpm)Qext
BHP (psi)
Pext
La Presión de extensión (Pext)
representa el límite superior de la
Pc
Línea de extensión de fractura
Línea de inyección a la matriz
Pc
Pfondo
Caudal de inyección (bpm)Qext
BHP (psi)
Pext
La Presión de extensión (Pext)
representa el límite superior de la
Pc
Línea de extensión de fractura
Línea de inyección a la matriz
Pc
Pfondo
68
Pruebas de laboratorio han demostrado que la intersección de la línea de
menor pendiente (presiones de extensión de fractura) con el eje Y provee
una aproximación de primer orden para la presión de cierre, incluso cuando
la línea de mayor pendiente (presiones de inyección a la matriz) está
ausente.
Es preferente obtener una línea recta bien definida en la zona de inyección
a la matriz, lo cual es la única manera para asegurar que la extensión de
fractura ocurrió durante la prueba.
Una indicación para un SRT válido es que la presión extrapolada al caudal
cero de la línea que representa la inyección a la matriz debería ser
aproximadamente igual a la presión de fondo que precedió a la prueba.
Tips de Ejecución:
• Zonas de alta permeabilidad
- 1 – 10 bpm
• Zonas de baja permeabilidad
- 0.5 – 5 bpm
• Número mínimo de escalones
- 03 escalones por debajo de la presión de extensión de fractura.
- 03 escalones por encima de la presión de extensión de fractura.
• Duración de cada escalón
- Duración idividual de cada escalón debe ser la misma.
- 01 a 03 minutos es suficiente.
- El último escalón debe ser más largo.
El Step Rate Test es a menudo afectado por la fricción de tuberia, desde que
en la mayoria de casos, solo la presión de superficie está disponible para el
analisis. Tambien afecta la prueba la tan mencionada “wellbore tortuosity”.
La tortuosidad en el near-wellbore es la presión perdida en el area del near-
wellbore causada por varios mecanismos que resulta en un tortuoso y/o
restrictivo patrón de flujo.
Estos efectos incluyen una conectividad pobre entre los punzados y la
fractura, multiples ramas de fractura, iniciación de fractura en el microanular
entre el cemento y la roca, giro y torsión de fractura, etc.
69
La presión de extension determinada de un Step Rate Test contiene ademas
una componente de fricción/tortuosidad.
Para un reservorio de alta permeabilidad donde relativamente un alto rate de
bombeo será necesitado para extender la fractura, la componente de fricción
puede ser muy significante, el cual causaría que la aparente presion de
extensión sea mucho mayor que la presión de cierre.
Ademas, ambos fricción por tuberías y tortuosidad son dependientes del
caudal de bombeo e incrementan coforme incrementa el caudal.
Estos pueden afectar la grafica presión vs. Caudal de tal forma que los
puntos de extension no encajen en una linea recta o que la pendiente sea
diferente de la pendiente sin la componente de fricción, conllevando a
errores en el analisis.
8.2 Flow Back Test (FBT)
El método más usado para determinar Pc es la combinación de un SRT
(con el último escalón extendido) y un FBT.
Asumiendo que se ha creado una fractura, la respuesta de la presión
durante el retorno tendrá dos perfiles diferentes, uno mientras la fractura va
cerrándose y otro luego que esta se ha cerrado.
Muchas simulaciones han indicado que la Pc es identificada por la
intersección de dos líneas rectas que definen estos dos periodos (Graf.
8.2.1).
Grafico Nº 8.2.1: Prueba de Retorno o Desfogue Controlado – Flowback Test
Pc
Punto de Inflexión
TIEMPO
BHP
(psi
)
La Presión de Rebote
representa el límite
inferior de la Pc
Flowback Shut inPump in
Si la Presión de rebote es mayor que la Pc es una indicación de tortuosidad
Pc
Punto de Inflexión
TIEMPO
BHP
(psi
)
La Presión de Rebote
representa el límite
inferior de la Pc
Flowback Shut inPump in
Si la Presión de rebote es mayor que la Pc es una indicación de tortuosidad
70
La presión de rebote o de restauración es la presión más cercana a la
estabilización de presión que ocurre luego de un corto periodo de incremento
de presión después de detener el desfogue o retorno (periodo de
despresurización) como puede verse en la gráfico Nº 8.2.1.
Esta presión estabilizada es generalmente cercana o ligeramente más baja
que la Pc y provee el límite inferior de ésta.
La presión de rebote también es una herramienta efectiva para estimar la Pc
cuando existen restricciones al flujo cercanas al pozo.
Durante el periodo de retorno estos efectos causan la predicción de una Pc
más baja debido a la restricción adicional al flujo en la región cercana al
pozo.
La presión de rebote sin embargo, no es afectada por esta restricción y
debería proveer un límite inferior más exacto de la Pc.
El elemento esencial del FBT, involucra un período de retorno o desfogue
controlado (flowback) a un caudal constante que pueda variar entre 1/6 a ¼
del último caudal de inyección. La influencia del caudal de desfogue sobre la
respuesta de la presión es mostrada en la figura 8.2.2.
El incremento de la tasa de declinación de presión para el período post
cierre resulta del flujo de fluido a través de un ancho de fractura reducido en
la región cercana al pozo provocado por el desfogue o retorno del fluido.
Figura 8.2.2: Criticidad o Influencia del Retorno o Desfogue Controlado
FlowbackPump in
Caudal muy bajo
Caudal correcto
Caudal muy alto
TIEMPO
BH
P (psi) FlowbackPump in
Caudal muy bajo
Caudal correcto
Caudal muy alto
TIEMPO
BH
P (psi)
71
La forma característica tipo “S” exhibida por la presión durante el retorno
está en contraste con las múltiples inflexiones observadas comúnmente en
un SIDT. Por lo tanto, el FBT provee una indicación más objetiva del cierre
de fractura respecto al SIDT.
El punto crítico de esta prueba es mantener constante el caudal del retorno a
medida que la presión declina. Se requiere de un regulador del flujo que
permita medir y controlar el caudal. La presión durante esta prueba sin
embargo, también debería ser controlada para prevenir la producción de
fluidos del reservorio hacia el pozo.
En conclusión, la combinación del límite superior de la Pc (intersección de
líneas de matriz y extensión de fractura del SRT), del límite inferior de la Pc
(presión de rebote del FBT); de los estimados de Pc obtenidos del SRT y
FBT, nos proporcionan valores múltiples e independientes que establecen
bases firmes para definir el valor más cercano a la Pc.
8.3 Shut In Decline Test (SIDT)
Método más usado para determinar la Pc y leak-off del fluido.
La fractura abierta se identifica por una pendiente de declinación constante y
el cierre se identifica por un cambio de pendiente de esta.
Grafico Nº 8.3.1: Pw vs Raiz cuadrada del tiempo
Esta prueba puede llevarse a cabo luego de un SRT ó de una prueba de
calibración.
72
La declinación de la presión puede mostrarse sobre un grafico de raíz
cuadrada del tiempo, o el gráfico de la función G (ver figura Nº 5 y 6) , el cual
analiza el comportamiento de la pérdida de fluido.
La Pc es inferida donde ocurren los cambios de pendiente en estos gráficos,
la derivada debería magnificar estos cambios y mejorar la identificación de
esta.
Sin embargo, en algunos gráficos no se tienen cambios de pendiente, en
otros se observan múltiples variaciones de pendiente, los cuales podrían
estar asociados a eventos, tales como:
- Contención del crecimiento en altura por capas límites (sellos)
- Transición entre la extensión y contención del crecimiento de fractura
- Cierre de fractura.
- Consolidación post cierre del revoque creado por el polímero y las
irregularidades de las caras de la fractura
- Flujo lineal en el reservorio
- Flujo radial en el reservorio.
Grafico Nº 8.3.2: Presión vs Función G
Por tales razones este análisis no debería usarse como un procedimiento
primario para la determinación de la Pc.
5000
5500
6000
6500
7000
7500
0 0.5 1 1.5 2 2.5 3
G
pre
ssu
re
0
500
1000
1500
2000
2500pressure
dp / dG
p*
ht - recess L- recesscake/face
consolidateres-linear flow
closure
5000
5500
6000
6500
7000
7500
0 0.5 1 1.5 2 2.5 3
G
pre
ssu
re
0
500
1000
1500
2000
2500pressure
dp / dG
p*
ht - recess L- recesscake/face
consolidateres-linear flow
closure
73
8.4 Equilibrium Test (ET)
Los minifracs son realizados casi rutinariamente antes de una fractura, con
el fin de determinar los parámetros de fracturamiento in-situ como presión de
fractura de cierre y el coeficiente de fluido de leak-off.
Estos parámetros son esenciales para el ajuste de diseño, matcheo de
presión y el estimado de dimensión de fractura. El método más usado
comúnmente para determinar la presión de cierre es el análisis de
declinación de presión durante el periodo de cierre (Shut-in), usando las
graficas de función-G, las graficas de la raíz-cuadrada u otras graficas.
Desafortunadamente, la data de declinación del Shut-in es a menudo difícil
de analizar y puede brindarnos presiones de cierre erróneas e
inconsistentes.
Un nuevo método para determinar la presión de cierre de las fracturas es
llamado “Prueba de Equilibrio”, es una prueba de inyección similar al
convencional Shut In Decline Test, con una excepción, en lugar de cerrar el
pozo y parar el bombeo en el pozo, el fluido continúa siendo inyectado a
menor caudal, como se ilustra en la Grafico Nº 8.4.1
Grafico Nº 8.4.1: Equilibrium Test (Presión vs. Tiempo)
74
PEQ es un límite superior y una aproximación de primer orden
Pc < PEQ – DPSI PSI
Se toma en cuenta PSI que es el componente de fricción en tubería /
tortuosidad
Una aproximación más exacta de la Pc requiere la determinación de la
presión neta de equilibrio (Pnet, eq)
Pc = PEQ – DPSI – Pnet, eq
Pnet,eq es dependiente del modelo utilizado (PKN, KGD & Radial)
8.4.1 Estimado de la Presión de Cierre
Similar a la presión de extensión de fractura determinada del step rate test,
la presión de equilibrio Peq es el limite superior de la presión de cierre Pc.
Esta Peq contiene una componente de fricción/tortuosidad desde que el
caudal de inyección “q” no es cero a pesar de ser pequeño.
Sustrayendo el cambio instantáneo de presión en el Shut-In final, ΔPsi, la
componente de fricción y tortuosidad es removido.
La presión de equilibrio corregida, Peq – ÄPsi, difiere de la presión de cierre
solo por la presión neta en la fractura el cual deberia ser relativamente
menor desde que el caudal q es menor. Esto, por lo tanto, proporciona una
aproximación directa de la presión de cierre.
Sin embargo, si la presión neta en el equilibrio puede ser estimada, la
presión de cierre puede ser determinada con mayor precisión sustrayendo
esta presión neta.
Un estudio analítico ha sido mostrado para estimar la presión neta a
condiciones de equilibrio, asumiendo flujo laminar.
La proporcion de la presión de equilibrio neta, Pnet eq, con respecto a la
presión neta inmediatamente despues del Step Down de caudales (i.e. t=tp),
Pnet sd, satisface la siguiente ecuación para una fractura PKN (longitud de
fractura>altura, o Xf>h/2),
75
Donde “Q” es el caudal de bombeo anterior al disminuido caudal “q”
(q<<<Q). teq es el tiempo cuando el equilibrio es alcanzado, “n” es el indice
de ley de potencia del fluido que esta siendo inyectado, k es el factor de
chorro (k=1 cuando el chorro es despreciable), y “η” es la eficiencia de fluido
esperado. βQ and βs son definidas como la relación de la presión neta
promedio en la fractura con la presión neta en el wellbore, durante la
propagación de fractura a un caudal “Q” y luego de que el caudal caiga al
pequeño caudal “q”, respectivamente.
Para una fractura KGD (Xf < h/2) o una fractura radial, se sabe de las
simulaciones numericas (a ser discutido en la siguiente sección) que la
presión alcanza un minimo antes que el caudal de inyección “q” se iguale
con con el de leak-off.
Esto es debido a la diferencia en la respuesta de presión de un KGD o una
fractura radial de una fractura PKN.
Para una geometría de fractura KGD y radial, la presión neta decrece al
mismo tiempo que el radio o la longitud de fractura se incrementa, e
inversamente el decrecimiento en la longitud o radio de fractura conlleva a
un incremento de presión.
Luego de que el caudal de bombeo cae de “Q” a “q”, el volumen de fractura
gradualmente decrece debido a que el fluido de leak-off es mayor que el
caudal de inyección “q”, y también decrece la presión neta.
Cuando la presión neta en la fractura decrece al punto en el que es igual a la
caida de presión por fricción en la fractura asociada con el caudal de
inyección “q”, la presión neta no puede decrecer más.
A diferencia de la fractura PKN cuya longitud puede retroceder para causar
una declinación de presión, cualquier parada de crecimiento de longitud en
una fractura radial o KGD causará decrecimiento en la deformación de la
fractura e incremento en la presión.
La presión neta asociada con la caída de presión friccional es proporcional a
q n/(2n+2) (i.e. q ¼ para fluidos Newtonianos). Por lo tanto, la relación de la
presión neta λ satisface aproximadamente
76
Ec. 2
Note que en el caso de la fractura KGD o Radial, la presión alcanzando un
minimo no necesariamente implica que el equilibrio entre la inyeccion y el
leak-off ha sido tambien alcanzado, pero la misma notación Pnet,eq es
usada aqui por simplicidad.
Con la relación de presión neta λ , la presión de cierre Pc puede ser
calculada de Peq, la presión instantanea de step down Psd, y el cambio
instantaneo de presión en el Shut-In final ΔPsi,
Ec. 3
Pc: Presión de Cierre
Comparado con la determinación de la presión de cierre del Shut-In Decline,
el Equilibrium Test tiene algunas ventajas, pero tambien desventajas.
Una desventaja es que calculando la presión de cierre , implica el uso de un
modelo especifico, mientras el metodo convencional de determinacion de
cierre a partir del cambio de pendiente en la declinacion de la curva es
independiente de algun modelo.
Si la selección del modelo (PKN vs. KGD o Radial) es incorrecto, o el
comportamiento de fractura es significativamente diferente de estos modelos
simples, la presión de cierre calculada puede quedar fuera.
Sin embargo, como se menciono anteriormente, con el uso de fluido de baja
viscosidad y bajo caudal de inyección “q”, la presión neta en la fractura debe
ser relativamente pequeña.
Con Peq – ΔPsi ya cerca de la presión de cierre actual, el único término que
es dependiente de un modelo es el último termino que corresponde al de la
presión neta.
El error por la selección del modelo debe ser relativamente pequeño si la
misma presión neta es pequeña. La mas grande ventaja del Equilibrium
1 )( eqsdsieqc PPPPP
)22/(
,
,
nn
sdnet
eqnet
Q
q
P
P
77
Test es que la grafica de presión cuando la fractura alcanza el caudal de
equilibrio no es ambiguo.
La presión de cierre será únicamente determinada. Esto elimina la
incertidumbre a menudo encontrada en el análisis del Shut-In Decline
convencional donde los múltiples cambios de pendiente están presentes o
no puede identificarse alguna línea recta clara.
8.4.2 Simulación Numérica.
Para verificar el método y los derivados cálculos analíticos, algunas
simulaciones numéricas han sido realizadas usando un modelo numérico.
Una serie de simulaciones corridas fueron llevadas a cabo con caudales de
bombeo y tiempos de inyección variables.
78
Para una comparación simple y significativa con los calculos analiticos, solo
geometrias 2D son simuladas. La información ingresada es resumida en la
Tabla 1 y Tabla 2, muestra la relación de presiones netas λ basadas en la
presión predicha por el modelo numérico, en comparación de esas
calculadas en las Ecuaciones 1 y 2.
Para una fácil comparación, la presión neta al final de la etapa principal de
bombeo, Pnet Q, es usada en lugar de la presión después del caudal del
step down, Pnet sd. Esto altera el calculo analítico de alguna forma con el
segundo paréntesis en la Ec. 1 reemplazado por 1.
El resultado en la Tabla 2 muestra buenos acuerdos entre los cálculos
analíticos y la simulación numérica. La diferencia entre la relación de presión
neta analítica y esa de la simulación numérica es generalmente menor que
el 10%.
8.4.3 Estimado de Eficiencia de Fluido
La declinación de presión luego de que el caudal cae de Q a q puede ser
analizada para obtener la eficiencia de fluido y estimar el coeficiente de leak-
off.
El análisis de la declinación de presión de alguna forma similar a la función-
G convencional muestra la siguiente expresión,
Ec. 4
Donde “η” es la eficiencia de fluido al final de la etapa principal de bombeo
antes de que el caudal caiga, k es el factor de chorro (k=1 si es chorro es
despreciable), y ΔtD=t/tp – 1. p* es la presión de declinación caracteristica
como en el analisis de declinación convencional,
Ec. 5
Donde rp es la relacion de la altura del leak-off con la altura de la zona, CL
es el coeficiente de leak-off y Cf es la deformación de la fractura.
La Ec. 4 difiere del Shut-In Decline convencional por el segundo termino en
el parentesis. Con la eficiencia de fluido tipicamente bajo para bajas
viscosidades de fluido y k=1, Ec. 4 puede ser aproximado a
79
Ec. 6
Desde que q/Q es pequeño, el segundo termino es generalmente mucho
menor que la función-G. Si nosotros introducimos una función-G modificada,
G’(ΔtD), que iguala a la expresión en el parentesis, y grafica la presión en el
wellbore Pw vs. G’, la declinación de presi+on debe idealmente seguir una
linea recta.
La pendiente de la linea recta es p*, exactamente la misma que la pendiente
en el grafico de la función-G convencional.
La eficiencia de fluido puede ser determinada extendiendo la linea de
pendiente hacia la presión de cierre Pc para encontrar G’c que corresponde
a la Pc.
Similar al analisis de Shut-In Decline convencional, la eficiencia de fluido
puede ser calculada usando la siguiente ecuación
Ec.7
El coeficiente de leak-off CL puede ser determinado de la Ec. 5
80
CAPITULO 9: EJECUCION DE LAS PRUEBAS DE FLUJO
Durante el año 2009 se inició la ejecución de pruebas de caudal o flujo múltiple
(SRT), pruebas de retorno o desfogue controlado (FBT) y Equilibrium Test (ET),
métodos que nos permitieron la obtención, comparación y validación de valores
de Presión de Cierre.
Inicialmente y dentro de la curva de aprendizaje se obtuvieron diversos
resultados, los cuales son resumidos de acuerdo al orden de ejecución en la
tabla Nº 1:
PRUEBA
POZO SRT ET FBT MATCHING
EA8758 X X X X
EA8906 X X X
EA8303 X X X
EA8792 X X X
Tabla Nº1: Pozos que se analizaron
En algunos pozos se realizaron más de una prueba diferente, esto con el fin de
hacer una comparación de resultados y así tomar una decisión correcta.
Estos ensayos se efectuaron durante el minifrac, previo al bombeo del
tratamiento.
La combinación de estas tres pruebas de flujo nos da una interpretación más
consistente y correcta del minifrac.
Para hacer tal interpretación, se necesita de conocimientos de la zona, con el
fin de poder ajustar parámetros y tomar decisiones como variaciones de
caudales de bombeo, características del fluido, volumen del PAD, cambios en
dosificación de arena y consecuentemente la optimización de la fractura.
81
9.1 Pruebas de Flujo de SRT, FBT Y ET
A continuación se presentarán los trabajos realizados en dos pozos en cada
uno de los cuales se ejecutaron pruebas de flujo para determinar la Pc, los
resultados obtenidos en cada prueba sirvió de comparación y validación de
los mismos.
Adicionalmente mencionamos las pruebas realizadas en otros dos pozos
donde solo se comparan los resultados obtenidos. Estas son:
- Primer caso: describe los resultados obtenidos durante las pruebas de
SRT, ET y FBT, ejecutadas en una zona de baja permeabilidad y presión
moderada.
- Segundo caso: describe los resultados obtenidos durante las pruebas de
SRT y FBT que se ejecutaron en el pozo 8906 Reventones, análisis y
comparación de resultados.
- Tercer caso: se mencionan los valores de Pc obtenidos y se hace un
análisis.
- Cuarto caso: se mencionan los valores de Pc obtenidos y se hace un
análisis.
Primer Caso: Pozo 8758 - BALLENA
Con el objetivo de determinar la Pc de la primera etapa a estimular mediante
fracturamiento hidráulico, se planificó la realización de las pruebas SRT, ET
y FBT. Las características de la zona a evaluar se resumen a continuación:
Formación: Ostrea – Peña Negra
Base / Tope: 3816’ / 3762’
Permeabilidad: 0.15 mD
Porosidad: 8%
Gradiente de Presión de Reservorio: 0.33 psi/pie
82
Grafico Nº 9.1.1: Perfil GR
El perfil GR fue la única fuente de información con la que se contó para la
descriPción litológica y de distribución de esfuerzos.
La zona de interés se muestra en la Grafico Nº 9.1.1. Podemos observar la
presencia de dos zonas importantes hacia el tope y base del intervalo. El
punzado fue distribuido a lo largo de toda la etapa.
83
Procedimiento:
- El bombeo se realizó a través del casing de 5 ½”. El fluido utilizado fue
salmuera (KCl 2 %)
- Efectuó ruptura del intervalo con la intención de pasar la zona de esfuerzos
alterados por la reciente perforación del pozo.
- Inició SRT a 0.5 bpm e incrementó el caudal en la misma proporción una
vez alcanzada cierta estabilización de presión o un mínimo de dos minutos
de bombeo. La prueba terminó con caudal 5.0 bpm.
Se obtuvo 10 puntos de correlación. Unos representaron el flujo en la matriz
y otros la presión de extensión de la fractura.
- El último escalón alcanzado en el SRT duró aproximadamente 8 minutos
para asegurar una dimensión suficiente de fractura.
- Seguido al SRT se inició un ET con un caudal de 21 bpm reduciéndolo
hasta 3 bpm, luego un minifrac para finalmente un FBT o retorno controlado
con bean regulable, iniciando con un diámetro de 3/16”.
Ejecución:
Ruptura:
Se obtuvo una presión de ruptura en superficie de 2040 psi a 3.5 bpm.
La presión de parada instantánea (ISIP) fue de 895 psi, obteniéndose una
gradiente de fractura de 0.68 psi/pie.
La intención de esta ruptura como se comentó anteriormente fue remover
cualquier alteración circundante y próxima a la vecindad del pozo que no
refleje las características propias de la formación durante el inicio de las
pruebas.
Step Rate Test:
Se inició con el pozo lleno de fluido y sin presión. Por tanto, la zona a
evaluar estaba afectada solo por la presión hidrostática de fondo, cuyo valor
aproximado fue 1667 psi.
El primer caudal de bombeo fue 0.5 bpm y el último alcanzado 5.1 bpm.
Los incrementos de caudal fueron proporcionales y en promedio de 0.5
bpm. La duración de cada escalón en promedio de 2 minutos y el último
escalón 7.7 minutos.
84
El desarrollo de la prueba, caudales y presiones en superficie se observa en
el Gráfico Nº 9.1.2.
Grafico Nº 9.1.2: Pozo 8758 SRT
El comportamiento de la presión durante la prueba mostró dos etapas
definidas:
En la primera etapa:
(1er – 3er escalón), se observó un incremento claro y progresivo de presión
a medida que se incrementaron los caudales. Las presiones en el fondo
variaron en un rango de 2605 a 2716 psi.
En el segundo escalón podemos observar una pequeña ruptura en la
formación por lo que existe una ligera declinación de presión.
En la segunda etapa:
(4to – 10mo escalón), se observa un incremento de presión a medida que el
caudal se incrementa.
Las bruscas caídas de presión pueden tener su explicación en cuestiones
operativas ya que el incremento de caudal tuvo una ligera caída.
Conforme incrementamos el caudal, la presión se incrementa
progresivamente de 1088 psi a 1262 psi.
En el último escalón el bombeo final de 5.0 bpm durante casi 8 min no
altero esta estabilización.
85
La presión de parada instantánea (ISIP) fue de 1149 psi, se obtuvo una
gradiente de fractura de 0.74 psi/pie. La declinación de presión fue
aproximadamente 10% a los 10 minutos de parado el bombeo.
Resultados SRT:
Se obtuvieron y graficaron 10 puntos a partir de diez escalones efectuados
(presiones de fondo-caudal). Estos son examinados y observados en la
grafico Nº 9.1.3.
Grafico Nº 9.1.3: Pozo 8758 Obtención grafica de resultados (Presión vs. Caudales de inyección)
De la gráfica se han obtenido los siguientes valores:
Presión de extensión o propagación de fractura: 2774 psi.
Presión de Cierre: 2666 psi
Presión de fondo: 2542 psi
La presión de extensión o propagación de fractura representaría el límite
superior de la presión de cierre.
La presión de fondo alcanzó el valor de 2542 psi (caudal cero).
La presión de fondo al inicio de la prueba fue la ejercida por la columna
hidrostática en el orden de 1667 psi.
86
Haciendo la comparativa con la presión de fondo determinada en la prueba
(2542 psi) tenemos una diferencia de 875 psi, resultado esperado por la
brusca caída de presión durante la prueba.
Equilibrium Test:
Se inició con el pozo lleno de fluido y con una presión presión en superficie
de 910 psi. La zona a evaluar esta también afectada por la presión
hidrostática de fondo, cuyo valor aproximado fue 1660 psi.
El primer caudal de bombeo alcanzado fue 21.1 bpm y el último 3.3 bpm.
La duración del primer caudal fue de 1.8 minutos y el siguiente y ultimo
caudal duro 2.5 minutos, seguidamente se realizo el Shut In y se dejo
declinar 30min antes de iniciar el minifrac para continuar con el FBT.
El desarrollo de la prueba, caudales y presiones en superficie se observa
en la grafico Nº 9.1.4.
Grafico Nº 9.1.4: Pozo 8758. Grafica de Presión vs. Caudal (Equilibrium Test y Flow Back Test)
87
La presión de parada instantánea (ISIP) fue de 1101 psi, se obtuvo una
gradiente de fractura de 0.73 psi/pie. La declinación de presión fue
aproximadamente 6.9% a los 10 minutos de parado el bombeo.
Resultados ET:
Se obtuvieron y analizaron estos datos los cuales también son examinados
y observados en la figura Nº8.
De la gráfica se han obtenido los siguientes valores:
Presión de Equilibrio: 1134 psi.
Presión de Cierre: 2735 psi
Gradiente de Cierre: 0.722 psi/pie
Q: 21.7 psi
q: 3.4 psi
Flowback Test:
A los 30 minutos de concluido el ET, se inicio un bombeo de 21 bpm para
realizar un minifrac y poder analizar el FBT, se produjo una caída brusca de
presión de 1470 psi a 680 psi en superficie por no tener regulado
adecuadamente el bean, se ajustó el mismo y verificó físicamente el retorno.
La presión incrementó inmediatamente hasta 1050 psi, siendo desde este
punto considerado, el inicio del control efectivo del retorno.
Luego de 50 minutos aproximadamente se observó el punto de inflexión de
la presión, lo cual nos permitió determinar una Pc de 2363 psi.
El desfogue continuó hasta alcanzar una presión en superficie de 110 psi
luego de 105 minutos.
Se cerró el pozo produciéndose un rápido incremento y estabilización de la
presión, se verificó la presión de rebote y determinó el límite inferior de la
presión de cierre.
El desarrollo del FBT y la determinación de la presión de rebote se muestran
en la figura Nº 8.
88
Resultados FBT: Se han obtenido los siguientes valores, referidos a
presión de fondo:
Presión de cierre: 2363 psi
Gradiente de Cierre: 0.624 psi/pie
Presión de rebote: 2095 psi
Presión de cierre en superficie: 693 psi
Presión de rebote en superficie: 425 psi
Tiempo de Cierre: 50 min
Tiempo de Bombeo: 17.6 min
Bombeo del Tratamiento
Como se observa en la grafico Nº 9.1.5, se bombeó sin dificultad todo el
tratamiento principal utilizando un gel activado de carga 25 lbs/1000 gal.
Debido a la declinación observada luego de la ruptura, SRT, y ET, se trabaja
con un PAD de 21%. Se utilizaron 205 sacos de arena 16/30 en formación,
en concentraciones de 1, 2, 3, 4, 5 y 6 ppa. Se alcanzó un buen
empaquetamiento al final del desplazamiento. El pozo se mantuvo cerrado
por 1.5 horas.
Grafico Nº 9.1.5: Pozo 8758. Tratamiento de la fractura de la primera etapa
89
Se obtuvo una ISIP al final del tratamiento de 1180 psi, la pérdida de fluido
fue baja habiendo declinado el 4% de la presión a los 10 minutos de parado
el bombeo.
Los valores obtenidos - significativamente más altos a los obtenidos durante
las pruebas SRT, ET y FBT - se relacionan al uso de gel activado que redujo
la pérdida de filtrado y a los efectos de la arena dentro de la fractura.
Conclusiones - Pozo 8758:
La selección del intervalo evaluado para la realización de las pruebas SRT,
ET y FBT fue la adecuada debido a que presentaba las características de
reservorio necesarias para poder realizar las pruebas mencionadas.
A pesar que la Pc a partir del SRT y ET difieren ligeramente de las de FBT,
estos resultados son representativos para el intervalo evaluado.
En el SRT, los resultados de la primera fueron determinantes para poder
identificar la inyección de a la matriz. La segunda y tercera etapa nos
muestra claramente la extensión de la fractura.
Se efectúo el ET como se esperaba. Se tuvo una declinación de 7% y
comparándolo con el 9% del SRT, nos muestran claramente que estamos
teniendo resultados lógicos pues, luego de haber realizado el SRT, ya la
formación tiene inyectado determinada cantidad de fluido motivo por el cual
en la siguiente prueba (a la misma formación), la declinación tiene que ser
menor.
Estos bajos porcentajes de declinación son típicos de la formación Ostrea
puesto que era un resultado que esperábamos en este intervalo.
La presión de cierre obtenida en el SRT de 2666 psi vs. 2735 psi que se
obtuvieron en el ET, es un claro indicador de que la presión de cierre de la
formación Ostrea y en el intervalo evaluado debe tener una presión de cierre
aproximado de 2700 psi, es decir una Gradiente de cierre de 0.7 psi/pie.
El FBT se realizo luego de un pequeño minifrac, en esta prueba no hubo
ningún problema operativo; sin embargo, el valor de presión de cierre difiere
un poco de la tendencia que se tenia en las pruebas de SRT y ET, pero esto
90
se debe a que la prueba de FBT es muy delicada debido a que se genera un
flujo de retorno inducido y tal vez no estamos siendo lo suficientemente
precisos con el adecuado bean.
Segundo Caso: Pozo 8906 - REVENTONES
Con el objetivo de determinar la Pc de la primera etapa a estimular mediante
fracturamiento hidráulico, se planificó la realización de las pruebas SRT y
FBT. Las características de la zona a evaluar se resumen a continuación:
Formación: Ostrea – Peña Negra
Tope / Base: 4406’ / 4484’
Permeabilidad: 0.15 mD
Porosidad: 11%
Gradiente de Presión de Reservorio: 0.25 psi/pie
Grafico Nº 9.1.6: Pozo 8906. Registro de GR
91
El perfil GR fue la única fuente de información con la que se contó para la
descriPción litológica y de distribución de esfuerzos.
La zona de interés se muestra en la Grafico Nº 9.1.6. Podemos observar la
presencia de dos zonas importantes hacia el tope y base del intervalo. El
punzado fue distribuido a lo largo de toda la etapa.
Procedimiento:
- El bombeo se realizó a través del casing de 5 ½”. El fluido utilizado fué
salmuera (KCl 2 %)
- Inició SRT a 0.5 bpm e incrementó el caudal en la misma proporción hasta
buscar cierta estabilización de presión. La prueba terminó con caudal 5.0
bpm. Se obtuvo 10 puntos de correlación. Unos representaron el flujo en
la matriz y otros la presión de extensión de la fractura.
- El último escalón alcanzado en el SRT duró aproximadamente 7 minutos
para asegurar una dimensión suficiente de fractura.
- Seguido al SRT se inició un FBT o retorno controlado con bean regulable,
iniciando con un diámetro de 3/16”.
Ejecución:
Step Rate Test:
Se inició con el pozo lleno de fluido y sin presión. Por tanto, la zona a
evaluar estaba afectada solo por la presión hidrostática de fondo, cuyo valor
aproximado fue 1970 psi.
El primer caudal de bombeo fue 0.49 bpm y el último alcanzado 5.1 bpm.
Los incrementos de caudal fueron proporcionales y en promedio de 0.5
bpm.
La duración de cada escalón en promedio de 2 minutos y el último escalón
7.5 minutos.
El desarrollo de la prueba, caudales y presiones en superficie se observa en
la grafico Nº 9.1.7.
92
Grafico Nº 9.1.7: Pozo 8906 SRT y FBT
El comportamiento de la presión durante la prueba mostró dos etapas
definidas:
En la primera etapa:
(1er – 2do escalón), se observó un incremento claro y progresivo de presión
a medida que se incrementaron los caudales, también podemos ver una
ligera ruptura generada al inicio de la prueba. Las presiones variaron en un
rango de 0 a 1356 psi.
En la segunda etapa :
(3er – 10mo escalón), se observó una ruptura muy clara al inicio, la presión
no logra estabilizarse del todo a un mismo caudal.
Conforme incrementamos el caudal, la presión tiende a tener un incremento
constante. Varía de 1256 psi a 1683 psi.
La presión de parada instantánea (ISIP) fue de 1563 psi, se obtuvo una
gradiente de fractura de 0.79 psi/pie.
93
Resultados SRT: Se obtuvieron 10 puntos de los cuales se graficaron 8
puntos a partir de diez escalones efectuados (presiones de fondo-caudal).
Estos son examinados y observados en la grafico Nº 9.1.8.
De la gráfica se han obtenido los siguientes valores:
Presión de extensión o propagación de fractura: 3302 psi.
Presión de Cierre: 3246 psi
Presión de fondo: 3109 psi
La presión de extensión o propagación de fractura representaría el límite
superior de la presión de cierre. La presión de fondo alcanzó el valor de
3109 psi (caudal cero).
Grafico Nº 9.1.8: Pozo 8906 Obtención grafica de resultados (Presión vs. Caudales de
inyección)
La presión de fondo al inicio de la prueba fue la ejercida por la columna
hidrostática en el orden de 1956 psi. Haciendo la comparativa con la presión
de fondo determinada en la prueba (3109 psi) tenemos una diferencia de
1153 psi.
94
Flowback Test:
Inmediatamente después del Shut In se inició el FBT, en superficie se reguló
adecuadamente el bean verificando físicamente el retorno.
Luego de 20-25 minutos aproximadamente se observó el punto de inflexión
de la presión, lo cual nos permitió determinar la Pc.
El desfogue continuó hasta alcanzar una presión en superficie de 161 psi
luego de 35 minutos.
Se cerró el pozo produciéndose un rápido incremento y estabilización de la
presión, se verificó la presión de rebote y determinó el límite inferior de la
presión de cierre.
El desarrollo del FBT y la determinación de la presión de rebote se muestran
en la grafico Nº 9.1.9.
Grafico Nº 9.1.9: Pozo 8906 Grafica de FBT (BHP vs. Tiempo)
Resultados FBT: Se han obtenido los siguientes valores, referidos a presión
de fondo:
Presión de cierre: 3159 psi
Gradiente de Cierre: 0.711 psi/pie
95
Presión de rebote: 2965 psi
Presión de cierre en superficie: 1206 psi
Presión de rebote en superficie: 1010 psi
Tiempo de Cierre: 19.7 min
Tiempo de Bombeo: 27.9 min
Bombeo del Tratamiento
Como se observa en la grafico Nº 9.1.10, se bombeó sin dificultad todo el
tratamiento principal utilizando un gel activado de carga 25 lbs/1000 gal. Se
obtuvo una declinación de 9% en el minifrac. Luego para el tratamiento se
trabaja con un PAD de 22%. Se utilizaron 205 sacos de arena 16/30 en
formación, en concentraciones de 1, 2, 3, 4, 5 y 6 ppa. Se alcanzó un buen
empaquetamiento al final del desplazamiento.
El pozo se mantuvo cerrado por casi 2 horas.
Grafico Nº 9.1.10: Pozo 8906. Tratamiento de la fractura de la primera etapa
Se obtuvo una ISIP al final del tratamiento de 1778 psi, la pérdida de fluido
es regular habiendo declinado el 26.1% de la presión a los 10 minutos de
parado el bombeo.
96
Conclusiones - Pozo 8906:
- La selección del intervalo evaluado para la realización de las pruebas
SRT y FBT fue la adecuada debido a que presentaba las características de
reservorio necesarias para poder realizar las pruebas mencionadas.
- Los valores de la Pc para ambas pruebas son un claro indicador de que
operativamente han sido bien llevadas.
- En el SRT, la primera etapa fue determinante para poder identificar la
inyección a la matriz, la segunda etapa fue netamente de la extensión de
fractura por lo que no fue necesario graficar los 2 últimos puntos.
- La presión de cierre obtenida en el SRT de 3246 psi vs. 3159 psi que se
obtuvieron en el FBT, es un claro indicador de que en la formación Ostrea
en el intervalo evaluado debe tener una presión de cierre aproximado de
3200 psi, es decir una Gradiente de cierre de 0.72 psi/pie.
- El FBT se realizo inmediatamente después del SRT, en esta prueba no
hubo ningún problema operativo. A pesar de que se necesita mucha
precisión para graduar el flujo de retorno, se obtuvo un valor muy confiable
de presión de cierre junto con el SRT.
- Definitivamente influye bastante para los valores de Pc el hecho de que el
FBT ha sido realizado inmediatamente después del SRT.
Sin embargo los valores de Pc no fueron tan favorables en el pozo 8758 BA
en donde se realizó FBT luego de haber seguido la secuencia de SRT,
declinación, ET, declinación, y minifrac.
97
9.2 Resultados Operativos
Los resultados obtenidos luego de las mejoras operativas y los casos
presentados se resumen en la tabla siguiente:
PRESION DE CIERRE
POZO Yacimiento TOPE BASE Formación FLUIDO SRT ET FBT
EA8758 BALLENA 3762 3816 Ostrea-PN KCl 2% 2666 2735 2363
EA8906 REVENTON
ES 4406 4484 Ostrea-PN KCl 2% 3246 X 3159
EA8303 SOMATITO 2109 2148 Echino-CB KCl 2% 1525 1920 X
EA8792 BALLENA 4044 4071 Ostrea-PN KCl 2% 3465 3450 X
98
10. ANÁLISIS ECONÓMICO
Debido a las condiciones de reservorio ya conocidas en el Noroeste Peruano,
considerando que por mas de 100 años se esta explotando en forma continua y
se estan realizando fracturamientos hidráulicos, la optimización de la
estimulación de pozos tiene como un punto muy importante la economía de la
misma.
En el presente capitulo realizaremos un análisis económico que nos ayude
entender porque muchas veces es conveniente realizar una pequeña inversión
para luego poder evitarnos gastos extras a los que estaremos expuestos por el
hecho de no tener las herramientas (datos) necesarias para realizar una buena
ingeniería.
Realizaremos la comparación económica en el Yacimientos Ballena del Lote X.
Este yacimiento está ubicado en la zona oeste del Lote X y es uno de los que
mas han producido en el acumulado para el Lote X.
Este yacimiento es un target dentro del proyecto Etanco.
En la comparativa económica analizaremos los costos de 2 pozos en el
yacimiento Ballena, EA8758 y EA8982 a los cuales se le aplicaron las pruebas
de flujo vs. Los costos del pozo EA8679, en el mismo yacimiento al cual no se
le aplicaron las pruebas de flujo y resultó en un arenamiento debido a los datos
imprecisos de presiones de cierre para la elaboración del diseño de fractura.
Cabe resaltar que la comparación realizada en este capítulo está hecha en la
formación Ostrea PN con el fin de tener una mejor objetividad y precision en las
conclusiones.
Tambien debemos mencionar que en el caso tratado con respecto al problema
de arenamiento se está considerando los costos de Re-fractura, tiempo de
equipo de WO y materiales extras que no estaban programados.
99
COMPARATIVO DE POZOS EN YACIMIENTO BALLENA:
El siguiente cuadro nos ayudara a entender mejor las pruebas de flujo que se
realizaron, los problemas que tuvieron, la formacion-miembro que se esta
fracturando y la profundidad media del intervalo estimulado en los tres pozos a
analizar.
Pruebas de Flujo Problemas
POZO Yacim. Top Bas Formac. SRT ET FBT Aren.
EA8758 BALLENA 3762 3816 Ostrea-PN
EA8982 BALLENA 3754 3794 Ostrea-PN
EA8679 BALLENA 4136 4214 Ostrea-PN
Mapa del Yacimiento Ballena - Formacion Ostrea PN
100
FRACTURA-CONVENCIONAL POZO 8982 1ERA ETAPA 3754 ft 3794 ft
CANTIDAD UNID. MEDIDA PREC. UNIT TOTAL
1ERA ETAPA SERVICIOS DE ESTIMULACIÓN 1 C 6,500.00 6,500.00
SERVICIO POR MANIPULEO DE ARENA 0 Sx 3.41 0.00
INYECTOR DE BOLAS 0 Unidad 818.30 0.00
U.S.$ 6,500.00
CANTIDAD UNID. MEDIDA PREC. UNIT TOTAL
ARENA BLANCA 16/30 184 Sx 26.10 4,802.40
Vol. Inyect. Crosslink. 25 Lb/Mgal 6,914 Gln 0.210 1,451.94
Vol. Inyect. Salmuera 167 Bbl 4.200 701.40
U.S.$ 6,955.74
GRAN TOTAL, U.S.$ 13,455.74
PRODUCTOS
POZO: 8982 BALLENA
FRACTURA HIDRAULICA - CONVENCIONAL
OPERACIÓN REALIZADA
DESCRIPCION
DESCRIPCION
FRACTURA-CONVENCIONAL POZO 8758 1ERA ETAPA 3762 ft 3816 ft
SERVICIOS CANTIDAD UNIDAD P.UNIT. IMPORTE
SERVICIO DE FRACTURAMIENTO HIDRAULICO 1 C 6650.00 6,650.00
PRIMERA ETAPA
TOTAL US$ 6,650.00
ARENA CANTIDAD UNIDAD P.UNIT. IMPORTE
ARENA DE FRAC. TIPO IMPORTADA, MALLA 16/30 205 Sxs 25.25 5,176.25
TAPON DE ARENA TIPO BRADY, MALLA 16/30 0 2.80 0.00
TOTAL US$ 5,176.25
GEL LINEAL CANTIDAD UNIDAD P.UNIT. IMPORTE
FLUIDO CROSSLINKEADO 8,190 Gal 0.181 1,482.39
BOLAS DE NYLON 1.1 SP-GR 0.00 EA 1.60 0.00
SALMUERA 272 BBLS 3.87 1,052.64
TOTAL US$ 2,535.03
TOTAL FRAC US $ 14,361.28
OPERACIÓN REALIZADA
POZO: 8758 BALLENA
FRACTURA HIDRAULICA
Costos de los Pozos donde se Realizaron las Pruebas de Flujo:
101
FRACTURA CONVENCIONAL POZO: EA8679 2DA ETAPA 4136 ft 4214 ft
CANTIDAD UNID. MEDIDA PREC. UNIT TOTAL
SERVICIOS DE ESTIMULACION 1 C 6,551.67 6,551.67
SERVICIO POR MANIPULEO DE ARENA 0 Sx 4.41 0.00
U.S.$ 6,551.67
CANTIDAD UNID. MEDIDA PREC. UNIT TOTAL
ARENA BLANCA 16/30 240 Sx 23.52 5,644.80
VOLUMEN INYECTADO CROSSLINKEADO DE 25 LBS/Mgal 216 BBL 10.290 2,222.64
VOLUMEN INYECTADO DE SALMUERA 158 BBL 4.200 663.60
U.S.$ 8,531.04
GRAN TOTAL, U.S.$ 15,082.71
DESCRIPCION
PRODUCTOS
OPERACIÓN REALIZADA
POZO: 8679 BALLENA
FRACTURA HIDRAULICA - CONVENCIONAL
DESCRIPCION
Podemos darnos cuenta claramente que ambos pozos analizados, el EA8758 y
el EA8982, estan realizando las pruebas de flujo y luego fracturando la
formacion PEÑA NEGRA a una profundidad promedio de 3781.5 pies de
profundidad a un costo promedio que oscila entre los 13000 y 15000 dolares
americanos. Es importante resaltar que cada uno de los pozos mostrados
corresponde a los costos globales de la primera etapa (la mas profunda),
puesto que las ultimas etapas (las mas someras) tienen un costo promedio de
9000 dolares.
POZO 8679 BALLENA : NO SE REALIZARON PRUEBAS DE FLUJO
Costo del pozo donde no se realizaron las pruebas y se tuvieron problemas de
arenamiento. Los cálculos de presiones de cierre y gradientes de fractura se
realizaron mediante correlación con pozos vecinos.
En el Pozo: 8679 se programaron 6 etapas, se fracturo la primera etapa
(Ostrea-PN) sin ningun problema. Se continuó con el punzado y la
correspondiente fractura de la segunda etapa en la formacion Ostrea, miembro
Peña Negra y a una profundidad media de 4175’. Durante el bombeo del
tratamiento se observo un incremento brusco de presion, por lo que se tuvo
102
que detener la operación. Luego del analisis de la compañia de servicios se
determino que solo ingreso a formacion un 50% de lo programado, por lo que
se discutió con el área de ingeniería el nuevo programa a seguir.
Se determinó con esta área continuar con el punzado y la fractura de las
siguientes etapas (IV, V y VI etapa) y que luego de eso se refracturaría la 2da
etapa (etapa arenada). C
abe mencionar que se continuo con el punzado de la 4ta etapa debido a que el
intervalo de la 3ra etapa quedo completamente cubierta. Finalmente luego de
concluir con las 6 etapas se ingreso con equipo de W.O. y se realizo el
refracturamiento y punzado-fracturamiento de la 2da y 3ra etapa
respectivamente.
ANALISIS DE COSTOS – POZO EA8679 (Arenado 2da etapa)
Recordar que en esta etapa no se realizaron las pruebas de flujo. Podemos
observar que el pozo debido a la profundidad y a la cantidad de material
requerido para la misma tiene un costo de fractura global (a pesar del
arenamiento) de aproximadamente 15000 dolares americanos.
A continuación estamos presentando los costos de la misma etapa (arenada)
que se refracturó.
Es importante tener presente que en esta factura se muestran tambien
incluidos los costos extras que se estan generando como resultado del
arenamiento.
Estos son costos son principalmente el tiempo del equipo de W.O., los tapones
RBP - Packer que se usarán y la refractura (tratamiento), la misma que tiene un
costo muy similar a una fractura normal.
No olvidar que los costos de Equipo de W.O. y de los Tapones - Packers son
muy aproximados mas no exactos debido a la politica de privacidad que
manejan las empresas involucradas.
Podemos observar que todo el proceso de refracturamiento está generando un
costo extra de casi 28000 dolares americanos, los cuales tienen que ser
asumidos por no haber realizado un calculo adecuado de las presiones de
cierre que me permitan una mejor elaboracion del programa de fracturamiento.
103
FRACTURA CONVENCIONAL POZO: EA8679 2DA ETAPA 4136 ft 4214 ft
EQUIPO DE W.O.
DESCRIPCION CANTIDAD UNID. MEDIDA PREC. UNIT TOTAL
Costo Equipo W.O. 40 Hrs 200.00 8,000.00
Servicio de tapones RBP y packers 2 3,000.00 6,000.00
U.S.$ 14,000.00
DESCRIPCION CANTIDAD UNID. MEDIDA PREC. UNIT TOTAL
2DA ETAPA SERVICIOS DE ESTIMULACION 1 C 6,550.00 6,550.00
SERVICIO POR MANIPULEO DE ARENA 0 Sx 4.41 0.00
U.S.$ 6,550.00
DESCRIPCION CANTIDAD UNID. MEDIDA PREC. UNIT TOTAL
ARENA BLANCA 16/30 200 Sx 23.52 4,704.00
VOLUMEN INYECTADO CROSSLINKEADO DE 25 LBS/Mgal 185 BBL 10.290 1,903.65
VOLUMEN INYECTADO DE SALMUERA 136 BBL 4.200 571.20
U.S.$ 7,178.85
GRAN TOTAL, U.S.$ 27,728.85
OPERACIÓN REALIZADA
PRODUCTOS
SERVICIO DE FRACTURA
POZO: 8679 BALLENA - REFRACTURA
FRACTURA HIDRAULICA - CONVENCIONAL
Podemos concluir en este pozo que la parte económica en caso de un
arenamiento resulta ser muy significativa en relación a los costos programados.
En total se han gastado 15000 dólares en la fractura y 28000 en la refractura,
teniendo un costo global de 43000 dólares americanos. Esta cantidad
representa alrededor del 290% del costo de fractura normal a esa profundidad
en la formación Peña Negra.
En un proyecto masivo de perforación y completación, con mas de 100 pozos
por proyecto, estos gastos definitivamente no permitirán la viabilidad del
proyecto.
104
11. CONCLUSIONES
La metodología de las pruebas de flujo es aplicable en todo reservorio con
reservas remanentes y sustentable económicamente.
Básicamente su determinación está limitada al análisis de la declinación de
presión con respecto a funciones complejas del tiempo y está comprobado
también, que las pruebas combinadas SRT, ET y FBT nos dan valores
confiables.
Por tal razón creemos que estos resultados servirán como puntos de
anclaje para futuros trabajos de fracturamiento en el Lote X y la
determinación de modelos más aproximados a las fracturas creadas.
Con la Presión de Cierre también podremos estimar de una manera más
aproximada la presión neta del reservorio, lo que nos llevará a evitar
cualquier tipo de arenamiento que pueda causar problemas y por ende
costos adicionales o no previstos.
Podemos concluir en este pozo que la parte económica en caso de un
arenamiento resulta ser muy significativa en relación a los costos
programados. En total se han gastado 15000 dólares en la fractura y 28000
en la refractura, teniendo un costo global de 43000 dólares americanos.
Esta cantidad representa alrededor del 290% del costo de fractura normal a
esa profundidad en la formación Peña Negra.
Se deben hacer estudios geológicos para poder conocer la continuidad del
reservorio de tal forma que podamos caracterizar esta presión de cierre a lo
largo de nuestra formación objetivo, evitando tal vez en algunos pozos
vecinos el desarrollo del minifrac.
La Prueba de Equilibrio ofrece un método alternativo para determinar la
presión de cierre de fractura
Estas pruebas permiten adelantar la respuesta de la formación al
fracturamiento hidráulico.
Se ha demostrado que con la realización de las pruebas de flujo se invierte
un promedio de dos horas mas, tiempo que esta dentro de los parámetros
del programa de fracturamiento. Sin embargo de no realizarse las pruebas
de flujo el tiempo de refractura y de entrada y salida de equipo de WO
ascienden de 3 a 4 dias.
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BIBLIOGRAFIA
Fracturing Evaluation using Pressure Diagnostics – K.G. Nolte
Hydraulic Fracturing Manual – Tony Martin (BJ Services company)
Well Services, IPC - Engineering Applications Dept, Sugar Land
Equilibrium Test – A Method for Closure Pressure Determinarion -
V.Pandey SPE. K-G- Nolte.
Fracture Evaluation Using Pressure Diagnostics – Sunil N. Gulrajani
Mejoras en el Diseño del Fracturamiento Hidráulico Utilizando Análisis de
Riesgo en el Noroeste del Perú – MCs. Luis Del Castillo Rodríguez
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SOLICITUD: Aprobación del Tema de Tesis y
Nombramiento de Asesor
Msc. LUIS DEL CASTILLO RODRIGUEZ
DECANO DE LA FACULTAD DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO, GAS NATURAL Y
PETROQUÍMICA
S.D. :
Yo, MIGUEL ANGEL PAUYAC MARTINEZ , Bachiller de la especialidad de
Ingeniería de Petróleo, con código UNI 20051297-E de la promoción 2011-1,
egresado de esta Facultad, ante usted con el debido respeto me presento y expongo;
Que, deseando optar por mi titulo profesional y habiendo cumplido con los requisitos
que exige el reglamento, pido a usted la aprobación del proyecto de tesis:
“OPTIMIZACION DE LA ESTIMULACION MEDIANTE PRUEBAS DE FLUJO EN
CAMPOS DE PETROLEO EN EL NORESTE PERUANO – LOTE X”, asimismo sugiero
el nombramiento como asesor al Ing. Luis Del Castillo Rodríguez.
Por lo expuesto:
A usted solicitamos acceder a mi solicitud.
Lima, 12 de Setiembre del 2011
Miguel Angel Pauyac Martinez Cod. UNIº 20051297-E
Adjunto: Proyecto de Tesis
