Optimizacion Fracturamiento Hidraulico.pdf

INGEPET 2002 (EXPL-3-PL-152)

OPTIMIZACION DE LOS FRACTURAMIENTOS HIDRAULICOS EN EL NOROESTE

PERUANO

Persi N. Llamocca G, José O. Orellana C. Unipetro ABC S.A. Mauro Cataño O, Alberto Castro. BJ Services S.A. PERU

INTRODUCCION En el Noroeste Peruano por lo general los yacimientos de petróleo tienen características geológicas muy complejas, desde el punto de vista estructural y estratigráfico, se tienen varias formaciones productivas, con un nivel actual de energía bajo de los reservorios, producto del alto grado de depletación (100 años de explotación) y por su condición de yacimientos maduros. El planteo de este trabajo, permite mostrar la dificultad en la eficiencia de la operación de fracturamiento hidráulico, nos muestra además, plantear cambios en el diseño de baleo-frac, la cual ha permitido desarrollar o recuperar reservas de hidrocarburos dejadas en campos marginales. Descripción de los Yacimientos de Talara En la Lámina N�1 se muestra la columna estratigráfica generalizada de la Cuenca Talara, mostrando las variaciones de la zona Norte y de la zona Sur. Geológicamente el área participa del estilo tectónico complejo de la Cuenca Talara que se caracteriza por su intenso dislocamiento debido a la presencia de fallas Normales y fallas Inversas, que ha dado origen a un gran número de bloques mayores distribuidos en Altos y Bajos estructurales los cuales a su vez están formados por bloques menores de diferentes formas y tamaños, limitados por fallas menores que han sido controladas en los Yacimientos, cuando se han perforado un gran número de pozos. La secuencia estratigráfica presente en el área está representada por Formaciones cuyas edades varían desde el Paleozoico (Fm. Amotape) hasta el reciente (Fm. Tablazo). Las Formaciones han sido reconocidas en el subsuelo mediante la interpretación de Registros eléctricos y por análisis de muestras de roca. Descripción Geológica de los reservorios Lote-IX Los principales Reservorios desarrollados en el Lote IX son las Formaciones Pariñas Inferior, Mogollón y Palegreda. De todas éstas, la más explotada es la Fm. Pariñas Inferior. Esta Formación pertenece a la era Cenozoica, sistema Terciario y Serie Eoceno Inferior; sobreyace a la Formación Palegreda e infrayace en discordancia erosional a la Formación Lutitas Talara (Lámina N� 2). Litoestratigráficamente está definida por la presencia de areniscas arcósicas y areniscas limo arcillosas gris de grano fino a medio, subredondeada, de regular a buena selección, friables y ligeramente calcárea. Su grosor varía de pozo a pozo por efecto de la discordancia Pre-Talara, por fallamiento y adelgazamiento de los estratos. Electrográficamente se tiene en los perfiles de Rayos Gamma lecturas en promedio de 25 unidades API en areniscas y 50 unidades API en lutitas, el Potencial Espontáneo con deflecciones en las areniscas de 24 milivoltios en promedio, la Resistividad en areniscas petrolíferas de 15 a 30 ohmios-m. Estratigráficamente la Fm. Pariñas Inferior es correlacionable con el Miembro Peña Negra de la Fm. Ostrea del Norte de la Cuenca Talara y con la Fm. Río Bravo del Oeste de la Cuenca Talara. Esta formación se ha subdividido sobre la base de sus características litológicas, petrofísicas y electrográficas en cuatro (04) horizontes o cuerpos denominados: arenas A, B, C y D (Lámina N� 3). La roca madre para la generación de hidrocarburos y su posterior migración y entrampamiento en los reservorios de la Fm. Pariñas Inferior probablemente hayan sido de las formaciones Lutitas Palegreda y Lutitas Talara.


2Completación de pozos Desde el inicio de la explotación de la Cuenca Talara (1869) hasta aproximadamente el año 1965, la completación de los pozos se realizó con laina ranurada de 5�, 5 1/2�, 6 5/8� frente a las Formaciones productivas. En todos los pozos que se perforaban por objetivos profundos, se utilizaron forros intermedios de 9 5/8� y 6 5/8�. Entre los años 1955 a 1960 los pozos que se perforaban eran completados con casing de 6 5/8�cementados y entre los años 1960 a 1965, se utilizaron casing de 4 1/2� cementados frente a las formaciones productivas. A partir del año 1965, hasta la fecha todos los pozos perforados en el área son completados con casing de 5 1/2� cementados hasta superficie, de manera de producir selectivamente. Esta modalidad de completación se mantiene hasta el presente y ha permitido mantener y en muchos casos incrementar la productividad de los pozos y facilitar la evaluación y monitoreo de los mismos. De acuerdo a los análisis de Geología e Ingeniería, la reactivación de pozos viejos en el área, resultó ser también técnica y operativamente una alternativa para incrementar las reservas de hidrocarburos. Se perforaron 03 pozos ( 01 pozo en el área de Algarroba, 01 en el área de Batanes y 01 en la zona de Cuesta). Considerando los parámetros petrofisicos determinados del área y registros eléctricos de los pozos perforados, igualmente fue de utilidad la interpretación de la Simulación de Reservorios realizada en el Bloque Charito del área de Batanes para la buena correlación y posterior desarrollo de esta zona. Estimulación Los pozos perforados hasta aproximadamente el año 1940, por ser completados con laina ranurada no fueron estimulados. Posteriormente se trato de estimular con explosivos de cargas de Nitroglicerina (Nitroshot) obteniéndose resultados variables. A partir del año 1955, los pozos fueron completados con casing cementado. Para la apertura a producción se emplearon balas a una densidad de un tiro por pie de arena neta. Los primeros trabajos de fracturamiento hidráulico se realizaron a bajos regímenes de inyección (8-16 BPM) y bajas concentraciones de arena con poco fluido. La característica más común de los pozos estimulados con este método era el bajo régimen de producción y un tiempo de vida productivo prolongado. Los sistemas antiguos de completación no permitían evaluar el aporte de cada reservorio debido a que una vez estimulada una formación, inmediatamente se continuaba en el baleo y estimulación de la parte superior. En la actualidad en el Noroeste Peruano se utiliza el método de fracturamiento selectivo utilizando crudo normal, crudo y agua gelificada como fluido fracturante, con regímenes de inyección que varían entre 24 - 32 Bpm, altas concentraciones de arena y presiones promedio que varían entre 1500 y 8000 Psi. Los pozos productores en su mayoría han sido fracturados hidráulicamente en uno o más intervalos de interés, esto con la finalidad de compensar los efectos de baja permeabilidad y heterogeneidad de los numerosos estratos de la columna en el Noroeste. Los resultados productivos en general en el Noroeste peruano, producto de los fracturamientos hidráulicos se reflejan en el historial de producción, al principio con un alto rate, observándose la tendencia brusca de declinación y suavizándose la curva de producción durante el resto de la vida productiva de los pozos. Igualmente se han realizado trabajos de acidificaciones en las Formaciones Basal Salina, San Cristobal y Mogollón, con buenos a regulares resultados productivos. CONCEPTO DE FRACTURAMIENTO HIDRAULICO Proceso de aplicar presión hidráulica a una roca reservorio generando la fractura de ésta, y para evitar el cierre de la fractura se incorpora arena, que actuará como agente de sostenimiento de las paredes abiertas de la fractura.


3Objetivos Los principales objetivos de un fracturamiento hidráulico son: ��Incrementar la producción del pozo.- Si la presión del reservorio es suficiente para hacer fluir los

hidrocarburos contenidos; el fracturamiento hidráulico generalmente incrementa la producción del pozo, como resultado de haber creado un medio que facilite el ingreso de los fluidos del reservorio al pozo.

��Mejorar la recuperación final del reservorio.- De acuerdo al buen diseño del fracturamiento hidráulico se

conseguirá extender el tiempo de vida productiva por encima del límite económico.

��Mejor uso de la Energía del reservorio.- La alta conductividad de la fractura así como la mayor área que ofrece las caras de la fractura, no solo facilitan el flujo de los fluidos hacia el pozo, sino que reducen la pérdida de presión de éstos, evitando el desprendimiento prematuro del gas, principal fuente de energía en reservorios de gas disuelto y de capa de gas.

��Extensión de la sección de flujo mediante la fractura hidráulica.- Permitirá que más hidrocarburos alcancen el

borde del pozo. Como la eficiencia del drenaje decrece naturalmente con la distancia al pozo; el fracturamiento mejorará este efecto, permitiendo que reservorios de muy baja permeabilidad resulten ser comercialmente productivos.

PARAMETROS DE CONTROL DEL FRACTURAMIENTO HIDRAULICO Las rocas en general cuando son sometidas a esfuerzos sufren deformaciones en su estructura, después de la rotura de la roca se continua aplicando presión para extender la fractura, la generación, propagación, crecimiento de altura y empaquetamiento de la fractura, dependen de muchos factores que pueden ser inherentes a la Formación misma; propiedades petrofisicas, presión, propiedades elásticas, barreras, etc., al fluido de estimulación (volumen, caudal, propiedades reológicas, etc.), al agente de sostén (tipo, tamaño, forma, resistencia, etc.) ó a combinaciones entre éstos. Diseño del fracturamiento hidráulico El éxito del fracturamiento hidráulico, radica en que la fractura empaquetada o gran parte de ella debe quedar dentro de la zona de interés. Si las barreras naturales no logran contener el crecimiento vertical de la fractura; ésta se extenderá por esa parte; lo que muchas veces origina pobres resultados y/o arenamientos prematuros, Por otra parte, la conductividad de la fractura debe ser la mas apropiada, de tal forma que permita una mejor producción y comportamiento productivo del pozo adecuado, el diseño, conocimiento del tipo de concentración y distribución areal del agente de sostén dentro de la fractura, las características de ésta (dureza, permeabilidad, etc.), del fluido fracturante (viscosidad, pérdida de filtrado, etc.), así como el agente de sostén (resistencia, redondez, esfericidad, etc.). Fluido de fracturamiento Debido a las características litológicas, petrofisicas, elásticas, distribución de fluidos, energía, etc, de los Yacimientos del Noroeste Peruano que difieren unos de otros, y no haberse tomado en cuenta estas consideraciones, los trabajos de fracturamiento se efectuaban abriendo en conjunto varios de estos reservorios, haciendo uso de bolas sellantes con la finalidad de diversificar la estimulación. En general los fracturamientos se realizaron utilizando petróleo crudo como fluido transportador y como agente apuntalante arena en pequeñas cantidades ( 200-300 sacos para 350 pies de espesor productivo). Como consecuencia de los pequeños volúmenes de petróleo y arena empleados, así como del deficiente empaquetamiento de la fractura (banco de arena cubre sólo la base de la fractura) ocasionado por la rápida decantación de la arena debido a la baja viscosidad del fluido, se obtuvieron pobres estimulaciones de los intervalos fracturados. Este análisis indicaría que habría muchos cuerpos sin fracturar y por consiguiente zonas con reservas por recuperar.


4Método convencional de fracturamiento Generalmente, un pozo con radio de fractura menor o fracturas en un radio aislado o angosta zona de producción declinará en un caudal menor de producción estable, y será agotado más rápidamente que los pozos con fracturas de mayor alcance radial. Otro punto importante, es el uso del petróleo crudo como fluido fracturante, éste por su baja viscosidad y bajo poder de arrastre no tiene el soporte suficiente para la arena de fracturamiento, la cual decanta rápidamente y genera una corta longitud de fractura empaquetada. Método optimizado de fracturamiento Unipetro ABC con la finalidad de buscar nuevas oportunidades que permitan incrementar la producción de crudo en el campo, para principios de 1995 formó un equipo de investigación multidisciplinario combinando los conocimientos de Ingeniería de Yacimientos, Producción y Geología, así como la tecnología de perforaciones y estimulaciones realizadas, estudió nuevas técnicas de estimulación para las arenas productivas de la zona, a la par de aplicar e implementar innovaciones en la perforación. El equipo de investigación, en actividad permanente, contribuyó al mejor enfoque y solución a la problemática de una zona específica, tanto en el proceso de perforación como en la etapa de estimulación de los reservorios. Se analizaron parámetros de reservorio, datos de producción, de simulación de reservorios de pozos vecinos e interpretación de registros eléctricos, para alcanzar óptimos diseños de baleo o punzonamiento y posterior fracturamiento de los reservorios productivos. Se menciona también como el trabajo en equipo permitió maximizar los beneficios de los pozos de acuerdo a los diseños establecidos, haciendo uso de los recursos disponibles e incrementando las reservas. El plan de explotación y producción del Yacimiento Batanes-Cuesta-Algarroba y Leones, fue ajustado gradualmente, a medida que mayor información era obtenida. La implementación de nuevos enfoques a los diseños de baleo y fracturamiento hidráulico orientados a optimizar la geometría de la fractura empaquetada en la zona de mayor interés, ha sido también el objetivo de este trabajo, esto basado en los perfiles adquiridos en los distintos pozos y las diferentes tecnologías aplicadas en pozos vecinos en diferentes tiempos. Entre los principales cambios al procedimiento convencional usado en el Noroeste están: ubicación de la zona a cañonear, densidad y orientación de los punzados, eliminación de fracturas múltiples, eliminación de la tortuosidad y colocación apropiada del agente entibador. Sobre el análisis de los datos de perforación-completación-producción, a su vez de la simulación de reservorios y pruebas de laboratorio se ha permitido demostrar la factibilidad de diseñar un tipo optimo de estimulación en las arenas productivas del Lote IX-Noroeste (principalmente en la Formación Pariñas Inferior), obteniendo de esta forma reservas de hidrocarburos económico y técnicamente explotables, lo cual destaca que los resultados obtenidos en el pozo 13402-Cuesta sean exitosos. DIRECCION DEL TRABAJO POZOS PERFORADOS LOTE IX En Septiembre 1993 (inicio de operaciones UNIPETRO ABC), se trazó un plan de desarrollo y estrategias para incrementar la producción, La selección de los pozos candidatos a reactivación, estimulación y perforación, se realizó en función a la historia de producción del área, a las características petrofisicas y al estudio de simulación de reservorios de la zona. Los pozos productivos del Lote IX, son totalmente verticales, teniendo como principal arena productiva la Fm. Pariñas Inferior, las cuales han sido completados en su mayoría con casing de superficie de 9 5/8”�, en promedio a 1500 pies de profundidad, con casing intermedio de 6 5/8”�, hasta unos 2500 pies y con casing de producción y/o laina ranurada 4 ½”� ó 5 ½”�. Para la selección de la ubicación del pozo a perforar y que permita desarrollar la zona fue necesario también, tomar en consideración las zonas con mayor espesor de arena neta petrolífera y mejores propiedades petrofísicas. Siendo el pozo 13401-Algarroba el 1er pozo perforado (año 1995), bajo las operaciones de UNIPETRO ABC el cual fue diseñado desde la perforación hasta la puesta en producción por técnicos de la Empresa, de acuerdo a los resultados obtenidos, que superaron los establecidos, se estableció perforar el 2do pozo el 13405-Batanes en 1997, incrementando de esta forma la tasa de producción del campo de 250 hasta 400 Barriles mensuales, Los resultados de las reactivaciones, perforaciones y los estudios en base al análisis de la etapa de perforación-completación-producción e interpretación de perfiles eléctricos, a su vez de la simulación de reservorios, permitieron demostrar la factibilidad de diseñar tipos óptimos de estimulación cañoneo-frac para campos maduros, obteniendo de esta forma reservas explotables, lo cual es demostrado con éxito en el pozo perforado 13402-Cuesta.


5POZO 13402-Cuesta : La perforación del pozo de desarrollo 13402 se inició el 07 de Noviembre del 2000 y culminó el 13 de Noviembre del 2000, entró en producción neta el 12 de Diciembre del 2000. Perforación El pozo de desarrollo 13402 se inicio el día 07-11-2000 con la perforación de los huecos auxiliares y el hueco principal, usando broca de 12 ¼” ATJ05, chorros: 3 x 16, usando conjunto de fondo rígido, lodo nativo de 8.9 lb/gal. Perforó hasta la profundidad de 190 pies. Acondicionó lodo. Sacó sarta de perforación. Bajó casing de 9 5/8” H40 32.3 lb/ft STC con 03 centralizadores. Compañía BJ procedió a cementar con una lechada de 15.6 lb/gal. Usó 150 Sacos de cemento + 282 lbs de CaCl2. Desplazó con 15 barriles de agua. Retornaron 25 Sacos de cemento. Se armaron los controles y probó BOP con 750 Psi. Reinició la perforación bajando el conjunto de fondo pendular. Perforó tapón cemento y zapato guía de 9 5/8” con broca de 7 7/8”, HP41H, chorros: 3 x 11, usó lodo no disperso biodegradable de 9.6 lb/gl. Terminó de perforar el día 13-11-2000 ( 3: 15 a.m.). Llegó a la profundidad de 2000 pies. Atravesó las siguientes unidades estratigráficas: Tablazo, Lutitas Talara, Formación Pariñas Inferior, Palegreda. El diseño hidráulico y las características del lodo utilizado en la perforación cumplieron con éxito su objetivo: alcanzar el régimen de penetración deseado, diámetro reducido y homogéneo del hueco. Geología Las unidades estratigráficas atravesadas fueron:

FORMACION

INTERVALO ESPERADO

(pies)

INTERVALO

ATRAVESADO (pies)

Tablazo 0-115 0-80 Lutitas Talara 115-1300 80-1306

Pariñas Inferior 1300-1600 1306-1643 Palegreda 1600-2000 1643-2008

P.F. 2000 2008 Registros a hueco abierto Se tomó registros convencionales DLL, MSFL, SDL, CNL y un perfil moderno y nuevo, EMI-Electrical Micro Imager (Láminas N� 4, 5), cuyo objetivo principal fue identificar estructuras sedimentarias y estructurales en la Fm. Pariñas Inferior, intervalo 1275-1740 pies (laminación y estructura entrecruzada) y también determinar las fracturas (abiertas y cerradas), para posteriormente incidir sobre ellas en el proceso baleo-frac (Lámina N� 9). Cada rasgo geológico identificado del perfil de imágenes fue asociado a un determinado color de acuerdo a la siguiente tabla.

Rasgo Geológico Color Asociado Estructuras internas Rojo

Estructuras no planares Verde Fracturas abiertas Azul

Fracturas cerradas Amarillo Los colores obscuros del Registro de Imágenes (Láminas N� 4, 5), reflejan baja resistividad y están asociados a cuerpos de lutitas/arcillas y los colores amarillo, naranja, blanco, representan cuerpos de roca de mayor resistividad, como son las arenas y las calizas.

A partir del perfil de imágenes, se puede inferir también una tendencia limolitica para los cuerpos lutáceos presentes en el intervalo perfilado. Se presentan delgados intervalos de lutitas muy obscuras, conocidos como Shale Drape, como a 1426.5’-1427’, 1478’,1512’. Se infiere una tendencia homogénea en la granulometría de la roca; cuando se presentan diferentes diámetros de grano, estos son reflejados en el perfil de imágenes como pebbles. También se infiere la presencia de capas de calcita, caracterizadas por un color extremadamente blanco, producto de su mayor resistividad, como por ejemplo en los intervalos 1540’-1541’,1619’, 1620’,1629’-1629.5’


6Sobre la base de los resultados obtenidos del Perfil EMI donde se observan fracturas abiertas y cerradas, se diseñó y realizó la completación del pozo 13402-Cuesta para posteriormente realizar la estimulación mediante baleo-frac.

Forma de completación El día 13-11-2000 se bajó casing de producción de 5 ½” J-55, 15.5 lb/ft. hasta la profundidad de 1670 pies, debido a que en los registros litológicos la Formación Palegreda por debajo de esta profundidad no mostró fluorescencia, la misma que se constató con la no presencia de hidrocarburos en el lodo de retorno, corroborado con los RREE. Acondicionó y circuló. Compañía BJ cemento con 02 mezclas de cemento de 13.1 lb/gal y 15.6 lb/gal. Utilizando 303 Sacos de cemento + aditivos respectivos. Desplazando con 39 Bls de agua, presión de llegada del tapón 500 Psi, presión final 800 Psi. Sentó uñas a las 12:00 del día 13/11/2000, pozo completado. El día 14/11/2000, se tomó registro de temperatura, los resultados fueron buenos, detectando tope de cemento a 720 pies. Registros a hueco entubado El día 15/11/2000, tomó y evaluó registros: CBL-VDL-NGR, observándose buena cementación en la Fm. Pariñas Inferior. Tipo de fracturamiento El 22/11/2000 se realizó la apertura a producción del pozo 13402, considerando balear con nuevo método y fracturar la Formación Pariñas Inferior en 02 etapas (Lámina N� 6), utilizando 2 tiros por pie en fase de 180°, en vez del baleo convencional que son 4 tiros por pie. El programa de Baleo se realizó para dos etapas: Primera etapa 1573’ a 1552’ 2 tiros por pie en una sola dirección en fase de 180°, total 40 tiros (1/2” de diámetro). Segunda etapa 1419’ a 1394’ 2 tiros por pie en una sola dirección en fase de 180°, total 50 tiros (1/2” de diámetro). La mayor cantidad de tiros con respecto a la 1era etapa se debe a la mayor arena neta en esta zona. Permitiendo así que durante la aplicación de una nueva metodología de fracturamiento con crudo gelificado se obtenga una fractura orientada en una sola dirección, de mayor longitud y altura para un mejor empaquetamiento (Láminas N�6, 8). El esquema de fracturamiento fue el siguiente: Primera etapa 1573’ – 1552’.

Barriles Dosificación Sacos de arena 40 Ruptura 110 PAD 93 0 - 1.5 28 77 1.5 - 3.0 66 59 3.0 - 5.0 84 48 5.0 - 7.0 96 8 BF 0 34 Desplazamiento 0

Presiones de Trabajo: Apertura / Ruptura / Pre-Std / Standing / inyección / final / Parada / Promedio / Máxima /10 minutos. 0 / 2000 / 1300 / 800 / 960 / 640 / 380 / 1050 / 1370 / 220 274 Sacos arena 20/40 Caudal 25 Bpm / Potencia 643 HHP / Total bombeado 440 Bls Segunda etapa 1419’ – 1394’

Barriles Dosificación Sacos de arena 40 Ruptura

250 PAD 110 0 - 2.0 46 90 2.0 - 3.0 95 85 3.0 - 5.0 143 80 5.0 - 7.0 202 8 BF 0 29 Desplazamiento 0


7Presiones de Trabajo: Apertura / Ruptura / Pre-Std / Standing / Inyección / Final / Parada / Promedio / Máxima /10 minutos 0 / 1700 / 940 / 320 / 700 / 560 / 380 / 750 / 1350 / 220 486 Sacos arena 12/20 Caudal 25 Bpm / Potencia 460 HHP / Total bombeado 692 Bls Se lleno el pozo con 40 Bls de crudo antes del baleo y fracturamiento empleando 1172 Bls de crudo, pozo quedo cerrado por 5 horas, luego se realizó servicio de limpieza de arena por circulación de 1255’ hasta 1630’ (usó 160 Bls. de crudo). La presión del reservorio final de cierre después del fracturamiento fue de 220 Psi frente a lo estimado de 200 Psi. Producción El 23/11/2000 se suabeó el pozo y se probó con unidad de Bombeo Mecánico, obteniendo la producción siguiente:

Fecha

Tiempo (DIAS )

Producción

OIL

(B/D)

AGUA (B/D)

HORAS

23/Nov/2000 1 110 4 hrs de Suabeo 24/Nov/2000 2 91 24 hrs con EBM. 25/Nov/2000 3 74 24 26/Nov/2000 4 75 24 27/Nov/2000 5 73 3 24 28/Nov/2000 6 73 3 24 29/Nov/2000 7 68 2 24 30/Nov/2000 8 67 2 24 01/Dic/2000 9 52 3 18 02/Dic/2000 10 63 2 24 03/Dic/2000 11 68 3 24 04/Dic/2000 12 65 3 24 05/Dic/2000 13 64 3 24 06/Dic/2000 14 67 3 24 07/Dic/2000 15 65 3 24 08/Dic/2000 16 68 3 24 09/Dic/2000 17 67 2 24 10/Dic/2000 18 67 3 24

11/Dic/2000

19

68

2

24 Hrs Terminó devolver 1332 bls, 20 bls utilizados, 48 bls producción neta.

12/Dic/2000 20 67 3 24 13/Dic/2000 21 67 3 24 14/Dic/2000 22 97 3 24 15/Dic/2000 23 86 3 24 16/Dic/2000 24 89 3 24 17/Dic/2000 25 83 2 24 18/Dic/2000 26 75 3 24 19/Dic/200 27 73 2 24 20/Dic/200 28 70 3 24 21/Dic/200 29 70 2 24 22/Dic/200 30 71 1 24 23/Dic/200 31 71 3 24 24/Dic/200 32 70 3 24

En el mes de diciembre (11-12-2000) término de devolver los 1332 barriles de crudo utilizados, y al primer trimestre del 2002 ha acumulado 1037 barriles de petróleo lo que corresponde a un promedio 74 barriles, su comportamiento es mejor de lo estimado que fue de 50 barriles iniciales. Esto obligó a recalcular las reservas determinándose un incremento de 10MBls. Los parámetros utilizados en la producción: 7 ¾ GPM x 42” de carrera de la unidad de bombeo, insuficientes para obtener un nivel de fluido óptimo de trabajo. Entonces se cambiaron las condiciones de trabajo (cambio polea del motor) con lo que se consiguió mas GPM obteniéndose una producción mayor, pues el pozo producía por tubos y por forros (“agitado”), Al conseguir un nivel de fluido óptimo se retornó a trabajar a las condiciones iniciales de 7 ¾” GPM, con el objetivo de conservar la energía del reservorio y mejor manejo de la producción.


8Los pozos perforados en el Sub-bloque “CUESTA II” han tenido muy baja producción de agua, el comportamiento del pozo presenta poca producción de agua y mantiene su producción después de devolver los 1332 barriles de crudo utilizado. Inversión El monto de inversión realizado fue de $ 210,000, menor al estimado, aún considerando la inversión correspondiente a la perforación de la Formación Palegreda en su arena superior. SISTEMA DE BALEO El proceso de baleo de un intervalo específico, es básicamente, el proceso mediante el cual se establece una comunicación entre el reservorio productivo y el interior del pozo mismo; sin embargo, su efectividad es función del manejo de algunos factores. La mayoría de los pozos productores de petróleo lo hacen a través de baleos en el casing de producción. Principalmente para conseguir producción de hidrocarburos en forma selectiva frente al reservorio de interés. Como los reservorios del Noroeste presentan parámetros petrofísicos bajos, debido al grado de depletación de sus reservorios, la aplicación de cargas de muy alta penetración y con densidad de tiros/pie apropiados, favorecidos por las fracturas abiertas según registros de imágenes, resultó ser una alternativa favorable para posteriormente orientar la fractura en una sola dirección (fase 180º) (Lámina N�7), de mayor longitud e incrementar la producción de petróleo en reservorios de baja productividad. El diseño de la escopeta-carga utilizadas en la etapa de baleo en pozos del Lote IX fueron: Cia Sistema de selectividad Tipo de carga Diámetro escopeta Halliburton Selectivo-densidad DML XXIII 4” Selectivo TRUJET XVI 3 3/8” EXPECTATIVAS DE DESARROLLO Los sistemas de fracturamientos empleados (Perfpac, etapa por etapa) en su mayoría no han sido eficientes, en aproximadamente 40% de los pozos habrían intervalos con reservas y energía iniciales y, en el 76% habrían reservorios por drenar, como consecuencia de fracturamientos hidráulicos inadecuados. Basado en esto, habría un buen volumen de reservas desarrolladas por recuperar, lo cual es significativamente factible de realizar mediante trabajos multidisciplinarios de refracturamientos, con técnicas y economías bien elaboradas, luego de haber confirmado mediante pruebas de presión y/o registros especializados, la existencia de reservas económicamente explotables.

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 1.- Considerando que el mayor objetivo de cualquier programa de completación es maximizar la productividad del pozo, resulta de vital importancia la selección de los tipos de cargas y escopetas, orientación de los disparos y densidad de los tiros, principalmente para mejorar la recuperación final de reservas; así como para reducir los costos operativos en el pozo. 2.- Los diseños de baleo y fracturamientos aplicados han probado ser una buena alternativa para mejorar la producción de campo y la recuperación de hidrocarburos en reservorios maduros, caracterizados por una baja permeabilidad de roca y un pobre mantenimiento de presión. 3.- El tiempo de trabajo en producción del pozo 13402-Cuesta sin problemas por atasque de la bomba de subsuelo por aporte de arena de fracturamiento, disminuyeron, implicando menor tiempo de producción diferida de los pozos. 4.- De las características petrofisicas obtenidas, se observa que las facies más prospectivas desde el punto de vista productivo son las arenas B y C de la Fm. Pariñas Inferior, ya que las mismas presentan los mejores valores de porosidad y permeabilidad a lo largo de toda la zona de interés.


95.- El éxito en la eficiente producción del reservorio requiere que cada uno de los procesos sean llevados a cabo minuciosamente. Para tal efecto, se hizo inicialmente en el campo una evaluación general de los problemas y además se recopiló la información disponible concerniente al campo (historias de producción, trabajos realizados y problemas presentados durante la vida productiva). 6.- La producción de petróleo está relacionada con las características de los reservorios, como también a las condiciones de estimulación (baleo-frac) realizadas en los pozos. En campos muy explotados, como el Lote IX con una estratigrafía y geología estructural muy compleja estos factores deben tenerse en cuenta. 7.- De acuerdo a los buenos resultados de estimulación baleo-frac obtenidos en los pozos perforados del Lote IX, se recomienda la aplicación de dicha técnica a fin de incrementar el potencial productivo de los pozos en el Noroeste Peruano. 8.- Se recomienda desarrollar posteriores planes de estimulación de pozos nuevos o antiguos, teniendo como objetivo principal la Fm. Pariñas Inferior utilizando el diseño de baleo y la tecnología de fracturamiento hidráulico utilizado en el pozo 13402-Cuesta. CONTRIBUCIÓN TÉCNICA

1.- La técnica del baleo empleado en el pozo 13402-Cuesta en un ángulo de fase apropiado para la dirección de los tiros permitió optimizar posteriormente el plan de diseño para el fracturamiento hidráulico. 2.- La aplicación sirve de soporte técnico en el desarrollo de nuevas técnicas para el control de arena, cuyo efecto en la producción de los pozos y costos es importante. 3.- Los trabajos duales de baleo-frac realizados luego de diseños de completación óptimos en campos maduros, conducen no solo a incrementar la producción de crudo sino también a minimizar reinversiones por posibles trabajos defectuosos (rebaleos-refracturamientos). BIBLIOGRAFIA

�� Effect of Perforations on Fracture Initiaton – Behrmann, L.A. and Elbel, J.L.

J. of Petroleum Technology, May 1991. �� Reservoir Stimulation – Michael Economides, Kenneth Nolte �� The Effect of Break Mechanism on Gelling Agent Residue and Flow Impairment in 20/40 Mesh Sand –

SPE 12485 February 1984 �� On the Design of vertical Hydraulic Fractures – Journal Petroleum Technology – January 1973 �� Experimental Investigation of Hydraulic FracturingThrough Perforations

Daneshy, A.A. October 1973


T A

L A

R A

..................................

E R A

S I

S T E M A

S E R I E

G R U P O

FORMACION

C

E

N

O

Z

O

I

C

O

T

E

R

C

I

A

R

I

O

TABLAZO

E

O

C

E

N

O

I

N

F

E

R

I

O

R

MED

IO

S U

P E

R I

O R

VERDUN

POZO

ARS. TALARA

LU

TITA

S

TALA

RA

PARIÑAS INF.

L A

G U

N I

T O

S

PALEGREDA

CERRO TANQUE

SAN CRISTOBAL

S

A

L

I

N

A

M A L P A S O

PALE

OC

ENO

M E

S O

Z O

I C

O C

R E T A C E

S U P E R I O R SANDINO

MEDI

PALE

O

ZOIC

O

PENSILV.

P I S O

CHIRA

MIRADOR

CONE HILL

MONTE

LOBITOS TEREBR.

PLEIST. CUAT

CHACRA

PARIÑAS

MOGOLLON

BASAL SALINA.

BALCONES

MESA

PETACAS. ANCHA

MONTE GRANDE.

REDOND

MUERTO-PANANGA.

DAN

IAN

O

MED

.

ALB

MAESTCAM

AMOTA

LUTE

CIA

NB

A R

T O

N I

A N

ZONAS FAUNISTICAS

FRAG. DE CONCHAS

PLEUROPHOPSI

STICHOCASSIDULINA

THALMANNI LEPIDOCYCLINA

PERUVIANA

CYCLAMINA

SAMANICAPOBRE

PRIETA

RICA

QUEMADA

VALVULINA CURTATRITAXILINA PUPA

VALVULINA OBESSA GAUDRYINA.

AMPHISTEG. DISCOCYCLINA.

QUINQUELOCUL. MAURICENSIS VIRGULINA DIVERSA VALVULINERIA COMPRESSA VIRGULINA RESTINENSIS

FRINDICULARIA PALEGREDENSIS

GLOBOROTALIA CRASSATA Var. AEQUA

DISCORBIS BERRYI MANIONELLA

SOLDADOENSIS CHILLOSTOMELLA POLSONI

“NEGRITOS”

NEOBULIMINA CANADIENSIS

HAPLOPHRAGMOIDES ATAHUALLPAI GAUDRYINA

BENTONENSIS

PSEUDOCLAVULINA CLAVATAGLOBOROTALIA COMPRESSA

AVICULOPECTEN GASTRIOCERAS

CHONETES

RZEHAKINA EPIGONA RUGOGLOBIGERINA RUGOSAGUMBELINA GLOBULOSA SIPHOGENERINOIDES PARVA SIPHOGENERINOID. BREMLETTI SIPHOGENERINOID. CRETACEA

200

800’

500

LOTE IX

FORMACION

TABLAZO

VERDUN

POZOARS. TALARA

LUTI

TAS

TALA

RA

MONT

HELIC LOBITOS

PARIÑAS INF.

PALEGREDA

CERRO

SAN CRISTOBAL

MOGOLLON

MESA

REDONDO

TABLONES 186

400

440

100

GRUPO AMOTAPE

L A B R E A Y P A R I Ñ A S

CCOOLLUUMMNNAA EESSTTRRAATTIIGGRRAAFFIICCAA DDEELL LLOOTTEE IIXX

CCOOMMPPAARRAADDAA CCOONN LLAA CCOOLLUUMMNNAA EESSTTRRAATTIIGGRRAAFFIICCAA GGEENNEERRAALLIIZZAADDAA DDEELL

AARREEAA DDEE LLAA BBRREEAA YY PPAARRIIÑÑAASS--CCUUEENNCCAA TTAALLAARRAA UNIPETRO ABC

LITO

LOG

IA

HELICO

...............................

LAMINA N� 1

% A

REN

A

ESPE

SOR

(P

ies)

ESPE

SOR

(P

ies)

UNIDADES PRODUCTIVAS

INGEPET 2002 (EXPL-3-PL-152) 10

CRONO ESTRATIGRAFIA

LITOESTRATIGRAFIA

E R A

S I S T E M A

S E R I E

G R U P O

F O R M A C I O N

M I

E M B R O

E S P E S O R

(MAX)

CCOOLLUUMMNNAA EESSTTRRAATTIIGGRRAAFFIICCAA DDEELL LLOOTTEE IIXX TALARA-PERU

ROCA BIOESTRATIGRAFIA

AM

BIE

NT

E D

E

DE

PO

SIT

AC

ION

LI T O L O G I A

PO R O S I D A D

(%)

P E R M E A B I

L I

D A D

(md)

C

E

N

O

Z

O

I

C

O

CUAT.

T

E

R

C

I

A

R

I

O

TABLAZO 100’

E

O

C

E

N

O

I

N

F

E

R

I

O

R

M E D I O

S U P E R I O R

VERDUN 440’

POZO 856’

ARENISC. TALARA

510’

L T U A T L I A T R A A S

S UP.

MEDIO

INF.

M O N T E

HELICO

LOBITOS (BS.TALARA)

535’

325’

700’

200’200’

PARIÑAS INFERIOR

T A L A R A

LAG.

400’

A AR

ENIS

C

B LU

TITA

S

400’

1550’

P A L E G R E D A

CERRO TANQUE 220’

CHORROSUP.

CHORROINF.

FUENTE

S U P E R I O R

270’

245’

310’

MEDIO

INFERIOR 50’

580’

SAN CRISTOBAL 490’

S

A

L

I

N

A

MESA 461’

MAL PASO

PALEOCENO

M

ESO

ZO

ICO

CR

ETAC

S U P C

AMP 114’

186’

>130’

REDONDO TABLONES

MEDIO

AM

OTA

PE

CERRO PRIETO

PE

NSI

L.

ARS. CONGLOM.

LUTS. MARR. LIMOLITAS.

ARS. FINA MEDIA.

LUTS. MARR.

ARS. FINAS.

LUTS. MARR.

ARS. VERD.

ARS. LUTS MARR.

ROCAS MET. CUARCITAS PIZARRAS

ARS.CONGL.

LUTS.GLAUC

LUTS GRIS ARS. FINA MEDIA.

LUTS. GRIS ARS. MED. GRUESA.

MO

GO

LLO

N

ARS. MEDIA GRUESA

LUT. ARS.

ARS. GRUESA CONGL.

ARS. MEDIA GR. CONGL.

ARS. MEDIA GRUESA.

ARS.LUT.GRIS GLAUC.

LUTS. GRISES LIMOLITAS

ARS. FINAS MEDIAS LUTS.GRISES

UNIPETRO ABC S.A.C

ARS LIMO-ARC ARS. ARCOS.

14 10

16 6512 35

13 32

8.5 20

768

8

6

PLEISTOCENO

PALE

O

ZOIC

O

ZONACION MICROFOSILES

(FORAMINIFEROS) BENTONICOS PLANTONICOS

FRAG. DE CONCHAS LEPIDOCYCLINA

PERUVIANA

FUSULINIDOS STAFELLA SP

•COPROLITOS •PRISMAS DE INOCER. •SIPHOG. RETICULATA

•PSEUDOCLAV. CLAVATA •GYROIDINA NITIDA •EPONIDES ZARATEI

NEGRITOS CHILOSTOMELLA POLSONI

ESTERIL

FRAG. DE CONCHAS

EST

ERIL

BASAL •CICLAMINA CF SIMIENSIS •FRONDICULARIA PALEGR.

•VALVULINERIA PALEGR. •VIRGULINA DORRENI •ANOMALINA WELLERI

DCBA

MIC

RO

GAS

TER

OPO

DO

S O

STR

ACO

DO

S

P O B R E

P R I E T A

R I C A

QUEMAD

•TROCH. SAMANICA •AMPH. SPECIOSA

•STICHOCASSID. SP •VALVUL. DUBOISE •CIBICID.PERLUCIDOS •EPONID.UMBONATUS •CYCLAMINA SAMANIC

•VALVUL.. DUBOISE •ROBULUS MEXICANUS •CYCLAMINA P-1 •VALVULINA CURTA •TRITAXILINA PUPA

•VALVUL. OBESA •BULIMINA BRACHICOST •GAUDRINA VILLOSA •TRITAXILINA COLEI •CIBICIDES PETERSENI

GUMBELINA VENEZUELANA

GLOBIGERINA TOPILENSIS

CLAVIGERINELLA EOCENICA

GLOBIGERINA MEXICANA

CLAVIGERINELLA COLOMBIANA

GLOBIGERINA WILSONI

GLOBIGERINA TRILOCULINOIDES

GLOBOROTALIA WHITEI

GLOBOROTALIA AEQUA

GLOBOTRUNCANA

LAPARENTI

GLOBOROTALIA COMPRESSA

GLOBOROTALIA WILCOXENSIS

GLOBOROTALIA REX

GLOBIGERINA EOCENICA

LITORAL A SUB- LITORAL TRANSGR

MARINO SOMERO

CANALES SUBMAR. TURBIDITICOS

MARINO PROFUNDO

CANALES SUBMARINOS

MARINO TRANGRESIVO.

MARINO PROFUNDO

TURBIDITICO

LITORAL A SUB- LITORAL CANALES

MARINO ABIERTO

MARINO A DELTAICO

MARINO ABIERTO

MARINO FLUVIO

DELTAICO CANALES

DELTAICO A MARINO SOMERO

MARINO ABANICO

SUB- MARINOS

MARINO NERITICO

MAR

INO

PR

OFU

ND

O

MARINO SOMERO CANALES SUB-

MARINOS

UNIDADES PRODUCTIVAS

LAMINA Nº 2


11

DESCRIPCION LITOLOGICA

LAMINA Nº 3

0 0 5

ARS GRIS, G.FIN.-MD.,MOD.FR.,CALC EN PTE,MMIC,PYR Y FRAG.CONCHAS, LUTITAS GRIS,FME,MMC,ND CALC.

RREEGGIISSTTRROO EELLEECCTTRRIICCOO TTIIPPIICCOO DDEE LLAA FFOORRMMAACCIIOONN PPAARRIIÑÑAASS IINNFFEERRIIOORR

PPOOZZOO XX2222--LLOOTTEE IIXX--TTAALLAARRAA

0 50 100

PIES

RESISTIVIDAD ( OHMIO - M )

POTENCIAL ESPONTANEO ( MILIVOLTIOS )

P.F PIES

+ 0 NORMAL

130

0 14

00

1500

16

00

1700

18

00

1900

20

00

FOR

MA

CIO

N P

AR

IÑA

S IIN

FER

IOR

HORIZONTE “ D”

HORIZONTE “ C”

HORIZONTE “ B”

HORIZONTE “ A”

ARS,GRIS CLARA G,FN-MD,FR,CON INCLUS.G.OSC MMC,ARN.G.-FN-MD OCAC,GS,REG SELEC, SUBANG-SUBRD.

ARS,GRIS CLARA G.MD A GS,FR,REG.SELEC.G.SUBANG-SUBRED,PRESENCIA FRAG.CONCHAS ARN.G.MD.GS.REG.SELEC.G.SUBANG-SUBRED.

ARS.GRIS G MD, FR,REG.SELEC,PYR,CALC EN PTE CON INCLUS.FRAG.CONCHAS. ARN.BLANCA CZOSA, G. MD A MD GS, REG A B SELEC. G SUBRED-SUBANG.

SP 50


12

LAMINA N� 4


13

LAMINA N� 5


14

LAMINA Nº 6

USO DE FLUIDOS GELIFICADOS + DISEÑO ADECUADOS DEL AGENTE DE SOSTÉN PERMITEN QUE LA PROPAGACIÓN Y EL EMPAQUETAMIENTO

MEJORE Y CONTROLE LA FRACTURA P-13402-CUESTA


15

COMPARACION ENTRE METODOS DE BALEO PARA ANGULOS DE FASE 90� Y 180�

OPTIMIZACION EN LAS OPERACIONES DE COMPLETACION DEL POZO 13402-BATANES LOTE IX-TALARA

2 TIROS POR PIE EN FASE DE 180º FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO DESPUÉS DEL BALEO A 180O

LAMINA N� 8

BALEO EN FASE DE 180� Y 2 TIROS POR PIE BALEO EN FASE DE 90�

Y 4 TIROS POR PIE

LAMINA N� 7

Optimizacion Fracturamiento Hidraulico.pdf

Documents

Transcript of Optimizacion Fracturamiento Hidraulico.pdf