UNIVERSIDAD UTE
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA E
INDUSTRIAS
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
OPTIMIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN APLICANDO LA
TECNOLOGÍA DE FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO EN EL
CAMPO DRAGO NORTE EN LOS POZOS 23 y 33
TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO
DE INGENIERO DE PETRÓLEOS
MARCO ANDRÉS POZO PAREDES
DIRECTOR: ING. FAUSTO RAMOS A.
Quito, Octubre del 2018
© Universidad UTE. 2018
Reservados todos los derechos de reproducción
FORMULARIO DE REGISTRO BIBLIOGRÁFICO
PROYECTO DE TITULACIÓN
DATOS DE CONTACTO
CÉDULA DE IDENTIDAD: 172418814-7
APELLIDO Y NOMBRES: Pozo Paredes Marco Andrés
DIRECCIÓN: Av. de los Granados y las Hiedras
Condominios el Inca
EMAIL: andré[email protected]
TELÉFONO FIJO: (022) 453-2011
TELÉFONO MÓVIL: 098 728 5854
DATOS DE LA OBRA
TITULO: Optimización de la producción
aplicando la tecnología de
fracturamiento hidráulico en el
campo Drago Norte en los pozos
23, 33.
AUTOR: Pozo Paredes Marco Andrés
FECHA DE ENTREGA DEL
PROYECTO DE TITULACIÓN: 30 de Octubre del 2018
DIRECTOR DEL PROYECTO DE
TITULACIÓN: Ing. Fausto Ramos
PROGRAMA PREGRADO POSGRADO
TITULO POR EL QUE OPTA: Ingeniero de Petróleos
RESUMEN: El objetivo de este estudio fue analizar la aplicación de la tecnología de fracturamiento hidráulico en el campo Drago, Pozos 23,33 con el fin de mejorar la permeabilidad en la zona de pago e incrementar el aporte de fluidos. Estos pozos fueron seleccionados por presentar un incremento de producción por la aplicación de la tecnología de fracturamiento hidráulico. Para este estudio se analizó las condiciones petrofísicas de los pozos con la petrofísica típica de pozos candidatos a fracturamiento hidráulico, se calculó los índices de productividad, curvas de declinación, pruebas de presión,
X
historiales de reacondicionamiento antes de realizar el fracturamiento; se calculó la presión de fractura, la cantidad de fluido a inyectar, el detalle del proceso y equipos necesarios para realizar la fractura, posteriormente se analizó los cambios producidos en el índice de productividad, el factor de daño y el nuevo caudal comparando el antes con el después del fracturamiento hidráulico. Se obtuvo que el factor de daño en los dos pozos disminuyó a -2, el índice de productividad para el pozo Drago Norte 23 incrementó de 0.938 bbl/día/psi a 3.99 bbl/día/psi y para el pozo Drago Norte 33 incrementó de 0.117 bbl/día/psi a 2.26 bbl/día/psi; las reservas remanentes incrementaron de 297 854 bbl a 1 265 84 bbl para el pozo Drago Norte 23 y de 397 730 bbl a 1 383 55 bbl para el pozo Drago Norte 33; se obtuvo un incrementó del caudal de petróleo de 346.27 bbl/día a 1 687.44 bbl/día para el pozo Drago Norte 23 y de 46.29 bbl/día a 692.78 bbl/día para el pozo Drago Norte 33. En ambos pozos se eliminó el daño y mejoró la permeabilidad de las arenas productoras por lo tanto aumentó la producción de petróleo en un 60% lo cual demuestra que el trabajo de fracturamiento fue exitoso.
PALABRAS CLAVES: Fracturamiento hidráulico.
Estimulación pozos petroleros.
ABSTRACT: The objective of this study was to analyze the application of hydraulic fracturing technology in the Drago field, wells 23, 33 in order to improve the permeability in the payment area and increase the supply of fluids. These wells were selected for an increase in production by the application of hydraulic fracturing technology. For this study, the petrophysical conditions of wells were analyzed with the typical petrophysics of hydraulic fracturing wells, the productivity index, declination curves,
Se autoriza la publicación de este Proyecto de Titulación en el Repositorio
Digital de la Institución.
__________________________________________
POZO PAREDES MARCO ANDRÉS
C.I. 172418814 – 7
pressure tests, reconditioning histories were calculated before making the fracture; The fracture pressure, the amount of fluid to be injected, the detail of the process and equipment needed to perform the fracture were calculated, then the changes produced in the productivity index, the skin factor and the new flow were analyzed, compared to the before with the after fracking. It was obtained that the skin factor in the two wells decreased to -2, the productivity index for the North Drago well 23 increase from 0.938 bbl/day/psi to 3.99 bbl/day/psi and for the Drago Norte well 33 increase from 0.117 bbl/day/psi to 2.26 bbl/day/psi; The remaining reserves increased from 297 854 bbl to 1 265 84 bbl for the North Drago 23 and from 397 730 bbl to 1 383 55 bbl for the Drago North 33 well; An increase in the oil flow of 346.27 bbl/day was obtained at 1 687.44 bbl/day for the North Drago pit 23 and 46.29 bbl/day at 692.78 bbl/day for the Drago North 33 Well. In both wells, the damage was eliminated and the permeability of the producing Sands improved, thus increasing the oil production by 60%, which proves that the fracture work was successful.
KEYWORDS Hydraulic fracturing
Oil well stimulation
DECLARACIÓN Y AUTORIZACIÓN
Yo, POZO PAREDES MARCO ANDRÉS, CI 1724188146 autor/a del
proyecto titulado: Optimización de la producción aplicando la tecnología
de fracturamiento hidráulico en el campo Drago Norte en los pozos 23,
33 previo a la obtención del título de INGENIERO DE PETRÓLEOS en la
Universidad UTE.
1. Declaro tener pleno conocimiento de la obligación que tienen las
Instituciones de Educación Superior, de conformidad con el Artículo
144 de la Ley Orgánica de Educación Superior, de entregar a la
SENESCYT en formato digital una copia del referido trabajo de
graduación para que sea integrado al Sistema Nacional de
información de la Educación Superior del Ecuador para su difusión
pública respetando los derechos de autor.
2. Autorizo a la BIBLIOTECA de la Universidad UTE a tener una copia
del referido trabajo de graduación con el propósito de generar un
Repositorio que democratice la información, respetando las políticas
de propiedad intelectual vigentes.
Quito 30 de Octubre del 2018
__________________________________________
POZO PAREDES MARCO ANDRÉS
C.I. 1724188147
DECLARACIÓN
Yo POZO PAREDES MARCO ANDRÉS, declaro que el trabajo aquí descrito
es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado
o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas
que se incluyen en este documento.
La Universidad UTE puede hacer uso de los derechos correspondientes a
este trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su
Reglamento y por la normativa institucional vigente.
_________________________
Pozo Paredes Marco Andrés
C.I. 172418814 – 7
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo que lleva por título “Optimización de la
producción aplicando la tecnología de fracturamiento hidráulico en
el campo Drago Norte en los pozos 23, 33”, que, para aspirar al título
de Ingeniero de Petróleos fue desarrollado por Pozo Paredes Marco Andrés, bajo mi dirección y supervisión, en la Facultad de Ciencias de la
Ingeniería e Industrias; y cumple con las condiciones requeridas por el
reglamento de Trabajos de Titulación artículos 19, 27 y 28.
DEDICATORIA Y AGRADECIMIENTO
A Dios, el creador de todo por mostrarme la senda del éxito, por darme las
fuerzas para seguir adelante a pesar tantas adversidades, y permitirme
cumplir una meta más propuesta en mi vida y en mi formación profesional.
A mis padres por darme la vida, por ser los pilares más importantes en mi
vida, por tanto, cariño y amor que me brindaron a lo largo de mi crecimiento,
por darme su apoyo incondicional en los buenos y malos momentos de mi
vida, por su esfuerzo constante para que yo sea un profesional de elite en la
vida lleno de valores y ética.
A mi hermana Alexandra, por motivarme todos los días a seguir adelante
con sus palabras de aliento que me inculco durante toda mi vida que pase
junto a ella, además de siempre apoyarme en lo que necesite, en lo que me
haga falta, siempre estuviste ahí para mí, gracias hermana.
A mis familiares, por sus constantes y sabios consejos que llevaron a ser
una mejor persona en mi vida, por compartir tantos momentos de alegría y
tristeza conmigo, por ser una un gran apoyo a pesar de la distancia que nos
separa.
A mi tutor de tesis Ing. Fausto Ramos, por sus constantes enseñanzas en
sus cátedras durante toda la carrera, por su paciencia y colaboración que me
ha permitido llegar a ser un profesional bien formado, por sus conocimientos
brindados para la culminación de mi trabajo de titulación.
A la Agencia de Regulación y Control de Hidrocarburos, por abrirme las
puertas de su empresa y otorgarme la información y las herramientas
necesarias para el desarrollo de mí trabajo de titulación, especialmente al
Ing. Daniel Orellana por su constante monitoreo durante la elaboración de
este proyecto.
A mis amigos, a todos aquellos que compartieron momentos conmigo
durante esta etapa y fueron fundamentales para mí gracias a su apoyo
brindado en los problemas y contratiempos que tuve que enfrentar durante
mi trayecto universitario
Andrés Pozo
i
ÍNDICE DE CONTENIDOS
PÁGINA
RESUMEN 1
ABSTRACT 2
1. INTRODUCCIÓN 3
1.1 OBJETIVOS 10
1.1.1 OBJETIVO GENERAL 10
1.1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS 10
2. METODOLOGÍA 11
2.1 ANÁLIZAR LAS CONDICIONES PETROFÍSICAS DE LA
FORMACIÓN, MEDIANTE EL ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD,
CURVAS DE DECLINACIÓN Y EL FACTOR DE DAÑO. 11
2.1.1 CONDICIONES PETROFÍSICAS DEL RESERVORIO 11
2.1.2 FACTOR DE DAÑO EN LOS POZOS 11
2.1.3 REACONDICIONAMIENTO 11
2.1.4 CURVA DE ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD REAL
(IPR) 11
2.1.5 PARÁMETROS DE LA CURVA DE DECLINACIÓN 13
2.2 ANALIZAR LA FORMULACIÓN UTILIZADA DEL FLUIDO DE
FRACTURA Y EL PROCEDIMIENTO APLICADO A LA
ESTIMULACIÓN 14
2.2.1 TIPO DE APUNTALANTE 14
2.2.2 EQUIPOS UTILIZADOS PARA REALIZAR LA
ESTIMULACIÓN 14
2.2.3 FORMULACIÓN DEL FLUIDO APLICADO A LA
FRACTURA 15
2.3 CRITERIOS QUE PROPICIARON EL ÉXITO DEL
FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO DE LOS POZOS 15
2.3.1 CURVAS IPR DEL POZO ANTES Y DESPUÉS DEL
FRACTURAMIENTO 15
ii
PÁGINA
2.3.2 PARAMETROS DE LAS CURVAS DE DECLINACIÓN
DE LA PRODUCCIÒN ANTES Y DESPUÉS DEL
FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO. 15
2.3.3 COMPORTAMIENTO DEL POZO ANTES Y
DESPUÉS DEL FRACTURAMIENTO 15
2.3.4 FACTOR DE DAÑO EN LOS POZOS ANTES Y
DESPUÉS DE REALIZAR EL FRACTURAMIENTO
HIDRÁULICO 16
2.3.5 CALIDAD DE CEMENTO EN EL POZO 16
2.3.6 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO ANTES Y
DESPUÉS DEL TRABAJO DE FRACTURAMIENTO
HIDRÁULICO 16
3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN 17
3.1 POZO DRAGO NORTE 23 17
3.1.1 CONDICIONES PETROFÍSICAS DEL RESERVORIO 17
3.1.2 FACTOR DE DAÑO 19
3.1.3 REACONDICIONAMIENTO 19
3.1.4 GRÁFICA DE LA CURVA IPR 19
3.1.5 PARÁMETROS DE LA CURVA DE DECLINACIÓN 20
3.1.6 TIPO DE APUNTALANTE 21
3.1.7 EQUIPOS UTILIZADOS PARA REALIZAR LA
ESTIMULACIÓN 21
3.1.8 FORMULACIÓN DEL FLUIDO APLICADO A LA
FRACTURA 22
3.1.9 GRAFICAS IPR DEL POZO ANTES Y DESPUÉS
DEL FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO 22
3.1.10 PARÁMETROS DE LAS CURVAS DE DECLINACIÓN
DE LA PRODUCCIÓN ANTES Y DESPUÉS DEL
FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO 23
3.1.11 COMPORTAMIENTO DEL POZO ANTES Y DESPUÉS
DEL FRACTURAMIENTO 24
iii
PÁGINA
3.1.12 FACTOR DE DAÑO ANTES Y DESPUÉS DEL
FRACTURAMIENTO 25
3.1.13 CALIDAD DE CEMENTO EN EL POZO 25
3.1.14 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO 26
3.2 POZO DRAGO NORTE 33 27
3.2.1 CONDICIONES PETROFÍSICAS DEL
RESERVORIO 27
3.2.2 FACTOR DE DAÑO 30
3.2.3 REACONDICIONAMIENTO 30
3.2.4 GRÁFICA DE LA CURVA IPR 31
3.2.5 PARÁMETROS DE LA CURVA DE DECLINACIÓN 32
3.2.6 TIPO DE APUNTALANTE 32
3.2.7 EQUIPOS UTILIZADOS PARA REALIZAR LA
ESTIMULACIÓN 33
3.2.8 FORMULACIÓN DEL FLUIDO APLICADO A LA
FRACTURA 33
3.2.9 GRAFICAS IPR DEL POZO ANTES Y DESPUÉS
DEL FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO 33
3.2.10 PARÁMETROS DE LAS CURVAS DE DECLINACIÓN
DE LA PRODUCCIÓN ANTES Y DESPUÉS DEL
FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO 35
3.2.11 COMPORTAMIENTO DEL POZO ANTES Y
DESPUÉS DEL FRACTURAMIENTO 35
3.2.12 FACTOR DE DAÑO ANTES Y DESPUÉS DEL
FRACTURAMIENTO 36
3.2.13 CALIDAD DE CEMENTO EN EL POZO 37
3.2.14 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO 38
4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 39
4.1 CONCLUSIONES 39
4.2 RECOMENDACIONES 40
5. BIBLIOGRAFÍA 41
6. ANEXOS 43
iv
ÍNDICE DE TABLAS
PÁGINA
Tabla 1. Clasificación de los pozos según su índice de
productividad 4
Tabla 2. Preselección de pozos del campo Drago Norte 8
Tabla 3. Topes formacionales de las arenas productoras de
los pozos Drago Norte 23 y 33 9
Tabla 4. Parámetros petrofísicos de la arena U inferior 9
Tabla 5. Comparativa entre petrofísica típica de pozos candidatos
a estimulación de fracturamiento vs petrofísica real
del pozo Drago Norte – 23 arena U inferior 17
Tabla 6. Parámetros petrofísicos, características de los fluidos
del pozo Drago Norte – 23, arena U inferior al inicio de
la producción 17
Tabla 7. Resultados de las pruebas de presión del pozo Drago
Norte-23 previo al fracturamiento 19
Tabla 8. Parámetros IPR antes del realizar la fractura del pozo
Drago Norte-23 19
Tabla 9. Parámetros de la curva de declinación antes del
fracturamiento del pozo Drago Norte 23 20
Tabla 10. Presión de fractura 21
Tabla 11. Características del apuntalante Carbolite-20/40 21
Tabla 12. Equipos y fluidos utilizados para realizar la estimulación
del pozo Drago Norte 23 21
Tabla 13. Cantidad de fluido de fractura y apuntalante 22
Tabla 14. Nomenclatura del fluido de fractura 22
Tabla 15. Parámetros IPR antes y después de realizar la fractura
del pozo Drago Norte-23 22
Tabla 16. Parámetros de la curva de declinación antes y después
del fracturamiento hidráulico del pozo Drago Norte 23 23
Tabla 17. Resultados de las pruebas de producción del pozo
Drago Norte-23 24
v
PÁGINA
Tabla 18. Resultados del factor de daño del pozo Drago Norte-23
antes y después del fracturamiento 25
Tabla 19. Comparativa del antes y después de los parámetros
del pozo Drago Norte 23 27
Tabla 20. Comparativa entre petrofísica típica de pozos candidatos
a estimulación de fracturamiento vs petrofísica real
del pozo Drago Norte – 33 arena U inferior 27
Tabla 21. Parámetros petrofísicos y características de los fluidos
del pozo Drago Norte – 33, arena U inferior al inicio de
la producción 28
Tabla 22. Resultados de las pruebas de presión del pozo Drago
Norte-33 30
Tabla 23. Parámetros IPR antes del realizar la fractura del pozo
Drago Norte-33 31
Tabla 24. Parámetros de la curva de declinación del pozo Drago
Norte 33 32
Tabla 25. Presión de fractura 32
Tabla 26. Características del apuntalante Carbolite-20/40 32
Tabla 27. Equipos y fluidos utilizados para realizar la estimulación
del pozo Drago Norte 33 33
Tabla 28. Cantidad de fluido de fractura y proponte usados en el
pozo Drago Norte 33 33
Tabla 29. Parámetros IPR antes y después de realizar la fractura
en el pozo Drago Norte-33 33
Tabla 30. Parámetros de la curva de declinación antes y después
del fracturamiento hidraulico del pozo Drago Norte 33 35
Tabla 31. Resultados de las pruebas de producción del pozo Drago
Norte-33 35
Tabla 32. Resultados del factor de daño del pozo Drago Norte-33
antes y después del fracturamiento 36
Tabla 33. Comparativa del antes y después de los parámetros del
pozo Drago Norte 33 38
vi
ÍNDICE DE FIGURAS
PÁGINA
Figura 1. Fracturamiento hidráulico 5
Figura 2. Ubicación del campo Drago Norte 8
Figura 3. Columna estratigráfica arenisca U inferior del campo
Drago Norte 18
Figura 4. Gráfica IPR del pozo Drago Norte – 23 antes del
fracturamiento 20
Figura 5. Gráfica IPR del pozo Drago Norte-23 antes y después
del fracturamiento 23
Figura 6. Registro de cementación del pozo Drago Norte 23 25
Figura 7. Gráfica de la producción del pozo Drago Norte-23 26
Figura 8. Columna estratigráfica arenisca U inferior del campo
Drago Norte 29
Figura 9. Gráfica IPR del pozo Drago Norte – 33 antes del
fracturamiento 31
Figura 10. Gráfica IPR del pozo Drago Norte-33 antes del
fracturamiento 34
Figura 11. Registro de cementación del pozo Drago Norte 33 37
Figura 12. Gráfica de la Producción del pozo Drago Norte-33 38
vii
ÍNDICE DE ANEXOS
PÁGINA
ANEXO 1. PRUEBA DE PRESIÓN DEL POZO DRAGO
NORTE-23 ANTES DEL FRACTURAMIENTO 43
ANEXO 2. PRUEBA DE PRESIÓN UP DEL POZO DRAGO
NORTE-23 DESPUÉS DEL FRACTURAMIENTO 44
ANEXO 3. PRUEBA DE PRESIÓN DEL POZO DRAGO
NORTE- 33 DESPUÉS DEL FRACTURAMIENTO 45
ANEXO 4. CURVA DE DECLINACION DEL POZO DRAGO
NORTE 23 ANTES DEL FRACTURAMIENTO 46
ANEXO 5. CURVA DE DECLINACION DEL POZO DRAGO
NORTE 23 DESPUES DEL FRACTURAMIENTO 47
ANEXO 6. CURVA DE DECLINACION DEL POZO DRAGO
NORTE 33 ANTES DEL FRACTURAMIENTO 48
ANEXO 7. CURVA DE DECLINACION DEL POZO DRAGO
33 DESPUES DEL FRACTURAMIENTO 49
ANEXO 8. PROCEDIMIENTO PARA REALIZAR LA
FRACTURA 50
ANEXO 9. REGISTRO ELÉCTRICO DEL POZO DRAGO
NORTE – 23 51
ANEXO 10. REGISTRO ELÉCTRICO DEL POZO DRAGO
NORTE – 33 52
1
RESUMEN
Palabras clave: Fracturamiento hidráulico, estimulación pozos petroleros.
El objetivo de este estudio fue analizar la aplicación de la tecnología de
fracturamiento hidráulico en el campo Drago, Pozos 23,33 con el fin de
mejorar la permeabilidad en la zona de pago e incrementar el aporte de
fluidos. Estos pozos fueron seleccionados por presentar un incremento de
producción por la aplicación de la tecnología de fracturamiento hidráulico.
Para este estudio se analizó las condiciones petrofísicas de los pozos con la
petrofísica típica de pozos candidatos a fracturamiento hidráulico, se calculó
los índices de productividad, curvas de declinación, pruebas de presión,
historiales de reacondicionamiento antes de realizar el fracturamiento; se
calculó la presión de fractura, la cantidad de fluido a inyectar, el detalle del
proceso y equipos necesarios para realizar la fractura, posteriormente se
analizó los cambios producidos en el índice de productividad, el factor de
daño y el nuevo caudal comparando el antes con el después del
fracturamiento hidráulico. Se obtuvo que el factor de daño en los dos pozos
disminuyó a -2, el índice de productividad para el pozo Drago Norte 23
incrementó de 0.938 bbl/día/psi a 3.99 bbl/día/psi y para el pozo Drago Norte
33 incrementó de 0.117 bbl/día/psi a 2.26 bbl/día/psi; las reservas
remanentes incrementaron de 297 854 bbl a 1 265 84 bbl para el pozo Drago
Norte 23 y de 397 730 bbl a 1 383 55 bbl para el pozo Drago Norte 33; se
obtuvo un incremento del caudal de petróleo de 346.27 bbl/día a 1 687.44
bbl/día para el pozo Drago Norte 23 y de 46.29 bbl/día a 692.78 bbl/día para
el pozo Drago Norte 33. En ambos pozos se eliminó el daño y mejoró la
permeabilidad de las arenas productoras por lo tanto aumentó la producción
de petróleo en un 60% lo cual demuestra que el trabajo de fracturamiento
fue exitoso.
2
ABSTRACT
Keywords: Hydraulic fracturing, oil well stimulation
The objective of this study was to analyze the application of hydraulic
fracturing technology in the Drago field, wells 23, 33 in order to improve the
permeability in the payment area and increase the supply of fluids. These
wells were selected for an increase in production by the application of
hydraulic fracturing technology. For this study, the petrophysical conditions of
wells were analyzed with the typical petrophysics of hydraulic fracturing
wells, the productivity index, declination curves, pressure tests,
reconditioning histories were calculated before making the fracture; The
fracture pressure, the amount of fluid to be injected, the detail of the process
and equipment needed to perform the fracture were calculated, then the
changes produced in the productivity index, the skin factor and the new flow
were analyzed, compared to the before with the after fracking. It was
obtained that the skin factor in the two wells decreased to -2, the productivity
index for the North Drago well 23 increase from 0.938 bbl/day/psi to 3.99
bbl/day/psi and for the Drago Norte well 33 increase from 0.117 bbl/day/psi to
2.26 bbl/day/psi; The remaining reserves increased from 297 854 bbl to
1 265 84 bbl for the North Drago 23 and from 397 730 bbl to 1 383 55 bbl for
the Drago North 33 well; An increase in the oil flow of 346.27 bbl/day was
obtained at 1 687.44 bbl/day for the North Drago pit 23 and 46.29 bbl/day at
692.78 bbl/day for the Drago North 33 Well. In both wells, the damage was
eliminated and the permeability of the producing Sands improved, thus
increasing the oil production by 60%, which proves that the fracture work was
successful.
1. INTRODUCCIÓN
3
1. INTRODUCCIÓN
La mayoría de las zonas de pago de los pozos petrolíferos se encuentran
sometidos a una gran variedad de procesos que pueden producir daño de
formación (pérdida de permeabilidad), como pueden ser precipitados
orgánicos, inorgánicos, bloqueo por emulsiones, por agua, taponamiento por
arena, durante actividades de perforación, cementación, terminación,
estimulación o limpieza. Por estas razones, se tiene reservorios con una baja
permeabilidad la cual no ayuda a que la zona de pago tenga una buena
producción y funcionalidad para los operadores, por ende, estos necesitan
un trabajo de estimulación con el fin de mejorar su producción (Almeida,
2016).
El fracturamiento hidráulico es y ha sido una de las tecnologías de
estimulación más utilizada para el mejoramiento de la producción en pozos
con daño de formación en la industria desde los años 50. En este estudio se
encuentra el análisis de la información disponible de los pozos del campo
Drago cuyo objetivo es optimizar la producción del pozo aplicando
fracturamiento hidráulico e incrementando la permeabilidad de la zona de
pago (Granda, 2017).
En la industria petrolera, el fracturamiento hidráulico faculta la generación
de una comunicación de gran conductividad con una amplia área de la
formación del pozo, optimizar la producción y la creación de canales de flujo
de alta conductividad en el área de drenaje del pozo productor, además de
permitir que los fluidos producidos o inyectados atraviesen un daño profundo
(Almeida, 2016).
Esta tecnología posibilita crear unos canales de flujo en la formación que
permiten disminuir el daño en la cara del pozo, restituir la comunicación
entre la cara del pozo y la zona productora y facilitar el flujo de fluidos de la
formación al pozo, en todo tipo de campos. La razón por la que se va a usar
este método de estimulación es debido a que ha permitido aumentar la
producción de muchos pozos, además que este método mejora la
producción y se obtienen resultados prometedores para los pozos en los
cuales se lo aplique (Laffin & Kariya, 2016).
El fracturamiento hidráulico consiste en inyección de fluidos con diseños
especiales para ser bombeados a una alta presión y una alta capacidad de
bombeo a una zona específica que es la zona de pago o zona productora del
pozo petrolero, produciendo de esta manera la fractura vertical; este fluido
se inyecta de forma rutinaria en los pozos de petróleo y gas específicamente
en los yacimientos que tienen una baja permeabilidad. Esta estimulación se
4
la realiza en distintas etapas donde diversos fluidos son inyectados al pozo;
De entrada se bombea un fluido frac sin agentes de sostén al pozo hasta la
separación de la formación, seguido se bombea el líquido frac con agentes
de sostén, para finalmente limpiar el pozo bombeando el desecho líquido
(Kanaan, 2014).
Antes y después de realizar el trabajo de fracturamiento se evaluará el
rendimiento del pozo calculando el índice de productividad el cual categoriza
a los pozos de acuerdo a la siguiente clasificación:
Tabla 1. Clasificación de los pozos según su índice de productividad
J < 0.5 bbl/d/psi Mal productor
0.5 bbl/d/psi ≤ J ≤ 1.0 bbl/d/psi Productividad media
1.0 bbl/d/psi ≤ J < 2 bbl/d/psi Buen productor
J ≥ 2 bbl/d/psi Excelente productor
(Adesina & Temitope, 2018)
El fluido de fractura se inyecta junto con un material conocido como
apuntalante el cual ayuda a mantener abierta la fractura debido a que este
material es un agente de sostén que brinda un conducto eficiente para la
producción de fluido desde el yacimiento hasta el pozo. (Ballesteros &
Gonzales , 2016)
Para realizar un trabajo de fracturamiento hidráulico es necesario la
utilización de unidades de bombeo, blenderz, mangueras, bomba de
succión, batea de mezcla, instrumentación de control, mezcladoras,
transporte de arena, transporte de líquidos, autobuses, bombas de descarga
y remolques montados múltiples, las cuales facilitan realizar un trabajo de
fracturamiento hidráulico. El fluido de fracturamiento sale de las
perforaciones en la cubierta (Jácome & Muñoz, 2016).
El fluido de fracturamiento suele ser agua o aceite diésel. Cuando se aplica
estimulación de pozos mediante fracturamiento hidráulico se forma una
fractura hidráulica en la zona productora debido al líquido que es bombeado
el cual causa un incremento en la presión en el pozo a un desmedido valor
del gradiente de fractura de la formación. Debido a esta excesiva presión la
formación se agrieta lo que provoca que el fluido de fractura ingrese e
incremente más la grieta (Díaz & Lasso, 2013), como se muestra en la figura
1.
5
Figura 1. Fracturamiento hidráulico
(Cevallos, 2014)
El fracking permite la extracción de gas natural o crudo de yacimientos no
convencionales, es decir yacimientos en donde se encontraría hidratos de
gas, tight oil, esquistos bituminosos, oil shale. Esta técnica tiene como
objetivo “explotar el gas acumulado o petróleo en las fisuras de algunas
rocas sedimentarias las cuales están estratificadas de grano fino”; la baja
permeabilidad de estas rocas impide que el hidrocarburo se mueva
libremente a áreas donde se lo podría extraer con más facilidad. Para esto
se debe realizar un gran número de pozos que ocupen áreas amplias para
inyectar dentro de ellos exageradas cantidades de litros de agua con un
coctel químico y toxico para conseguir su extracción (Cardenas & Yunes,
2015).
Al aplicar fracking, este se lo realiza a gran escala, es decir, que existe un
punto de perforación donde se introduce la tubería y cuando se llegue al
objetivo, se hacen empieza a perforar multipozos, además una secuencia de
pozos sobre un área muy extensa conformando una red de pozos
horizontales considerablemente amplia (Bravo, 2016).
El uso del fracking en la extracción de ciertos hidrocarburos se debe a la
baja permeabilidad de las lutitas. Esta tecnología parte de la perforación de
un pozo vertical hasta poder llegar al lugar donde se encuentra el gas o
petróleo en la formación. Después se lleva a cabo varias perforaciones
horizontales en la lutita, por lo cual llegan a extenderse a lo largo de varios
kilómetros en distintas direcciones (Valdés, 2016).
A través de estos pozos horizontales se fractura la roca con la inyección de
una mezcla de agua, arena y sustancias químicas a elevada presión que
fuerza el flujo y salida de los hidrocarburos de los poros. Pero este flujo
6
disminuye muy pronto, por lo cual es necesario perforar nuevos pozos para
mantener la producción de los yacimientos. Por este motivo, el fracking
conlleva la ocupación de vastas extensiones de territorio (Valdés, 2016).
En este sistema se utilizan varios miles de litros de agua que se mezclan con
productos químicos y arena. “Este compuesto se inyecta a alta presión en
los yacimientos encerrados en la roca densa del subsuelo y libera el gas
natural”. Esos compuestos químicos, que rompen o diluyen la roca,
contaminan el terreno y los acuíferos subterráneos (Guzmán , 2017).
El momento de realizar el fracturamiento hidráulico, el fluido de fractura crea
una grieta en la formación debido a la alta presión de inyección y mientras
más ingrese el fluido a la formación, aumenta más la grieta en la formación,
por lo tanto, para mantener abierta la fractura se agrega un sólido a la
mezcla, esta arena se elige con el fin de ser más impermeable en torno a la
formación, consecuencia de esto la fractura hidráulica se convierte en una
alta permeabilidad del conducto a través del cual la formación de líquidos
puede producirse de nuevo al pozo (Almeida, 2016). Entre los tipos de
fluidos de fractura más conocidos en el mercado se tiene los siguientes:
• Fluidos base agua.
• Fluidos base espuma.
• Fluidos base aceite.
Para el caso de los pozos de Drago Norte se usó fluidos de fractura base
agua los cuales presentan ciertas ventajas con respecto a los otros fluidos
ya que poseen las siguientes características: una fácil accesibilidad al
momento de entrar por los canales de la zona de pago, tienen bajos costos
para adquirirlos en el mercado y un alto rendimiento gracias a su alta
densidad; un gran número de polímeros solubles en agua mismos que
otorgan una alta viscosidad, lo cual mantiene al apuntalante a temperatura
ambiente (Bonilla, 2013).
Para todos los procesos en los que se aplica fracturamiento hidráulico, es
indispensable el uso de fluidos con propiedades particulares, de manera que
se debe añadir cierta variedad de productos de los cuales cada uno cumpla
con funciones determinadas, el fluido necesita tener ciertas propiedades
específicas las cuales son (Bonilla, 2013):
• Mínimo daño a la formación.
• Bajas perdidas de presión por fricción en tuberías y altas en la
fractura.
• Bajo coeficiente de pérdida.
7
• Gran capacidad de transporte apuntalante.
• Compatibilidad con los fluidos de la formación.
Los apuntalantes son los encargados de que el paso del fluido hacia las
grietas formadas luego de realizar la fractura sea constante, debido a que
son partículas sólidas las cuales se bombean hacia la fractura, suspendidos
en el fluido de fractura. En la empresa petrolera frecuentemente usan como
apuntalante la arena, pero también existen otros materiales que se usan
como arena revestida de resina, perlas de cerámica o bauxita sintetizada.
(Johnson & Rhein, 2015).
La función que tiene el apuntalante consiste en que luego de haberse
generado las vías desde el pozo hacia el yacimiento estas queden abiertas
incluso hasta después de que se haya dejado de bombear el fluido de
fractura. Por lo cual este debe tener las siguientes características:
• Fuerza de la partícula
• Inercia a los fluidos de yacimiento
• Conductividad
• Transportabilidad
Debido a la fuerza del esfuerzo de cierre de la fractura, se deben seleccionar
apuntalantes lo suficientemente resistentes, a medida que la profundidad de
la formación en la que se va a aplicar el fracturamiento hidráulico sea mayor,
se debe utilizar un apuntalante de mayor resistencia, en este caso los
apuntalantes que las operadoras usaron fueron apuntalantes de cerámica ya
que estos soportan un estrés máximo de hasta 19 000 psi (Johnson & Rhein,
2015).
Al realizar el fracturamiento hidráulico como su nombre mismo lo dice, se
genera una fractura en la cual se debe tomar en cuenta su geometría, la
misma que va a variar según las propiedades mecánicas de la roca, las
propiedades del fluido fracturante, el esfuerzo de la formación, la distribución
de esfuerzos en el medio poroso y las condiciones a las cuales el fluido
fracturaste es inyectado (Pazmiño & Muñoz, 2016).
Estos parámetros son necesarios para la construcción del modelo del
proceso de la fractura y para la predicción del crecimiento de la fractura
luego de haberla realizado. Para evaluar la geometría de la fractura es
necesario de una aproximación debido a que el material es isotrópico y
homogéneo (Almeida, 2016). El campo Drago se encuentra ubicado en la
provincia de Sucumbíos, a 193 km al Este de la ciudad de Quito, localizado
entre los campos Sacha y Shushufindi como se muestra en la figura 2.
8
Figura 2. Ubicación del campo Drago Norte
(Ronda campos menores, 2017)
Las formaciones de interés hidrocarburífero en el campo Drago Norte son las
siguientes: Tena, Napo, Hollín, las mismas que se encuentran en un espesor
casi constante. Primero se tiene la secuencia estratigráfica T, misma que
facilita que el hidrocarburo se acumule en areniscas limpias, en cambio la
secuencia estratigráfica U favorece al entrampamiento estratigráfico,
mientras la secuencia hollín tiene una secuencia transgresiva constituida de
intercalaciones de arenisca con lutita en el tope y en la base depósitos de
areniscas limpias (Betancourt & Caicedo, 2013).
Tabla 2. Preselección de pozos del campo Drago Norte
Pozo Producción antes del fracturamiento BPPD
Producción después del fracturamiento BPPD
Drago Norte 23 346.27 1687.44
Drago Norte 26 83.66 344.3
Drago Norte 33 46.29 692.78
Drago Norte 21 91 0.03
Drago Norte 30 86.53 1.25
Luego de la preselección de los 5 pozos analizados del campo Drago Norte
como se observa en la tabla 2, e realizó una preselección de pozos del
campo Drago Norte se seleccionaron el pozo Drago Norte 23 y el pozo
Drago Norte 33 debido al incremento de la producción después del
fracturamiento.
En el campo Drago Norte de todos los topes formacionales de los pozos a
ser analizados los de interés fueron los siguientes:
9
Tabla 3. Topes formacionales de las arenas productoras de los pozos Drago Norte 23 y 33
DRAGO NORTE-23 DRAGO NORTE-33
Formaciones MD (pies) Formaciones MD (pies)
Basal tena 9 150 Orteguaza 5 500
Napo 9 215 Tiyuyacu 6 400
Caliza m1 9 520 Tena 8 750
Caliza m2 9 760 Basal tena 8 800
Caliza a 9 800 Napo 8 920
U superior 9 840 Caliza m1 9 314
U inferior 9 900 Caliza m2 9 550
Caliza b 10 025 Caliza a 9 670
T superior 10 122 U superior 9 689
T inferior 10 160 U inferior 9 701
Caliza c 10 300 Caliza b 9 815
H superior 10 317 T superior 9 820
H inferior 10 358 T inferior 9 964
Caliza c 10 174
H superior 10 182
H inferior 10 190
(Petroamazonas EP, 2017)
En los pozos de interés el fracturamiento hidráulico se realizó en la arena U
inferior, arena que posee los parámetros petrofísicos mostrados en la tabla
3.
Tabla 4. Parámetros petrofísicos de la arena U inferior
PARÁMETROS
Entrampamiento Estructural-Estratigráfico
POES (MMbbls) 119.3
Permeabilidad Promedio (mD) 150
Espesor Promedio (pies) 23
Profundidad Promedio TVD (pies) 9 500
Porosidad Promedio (%) 15
Presión de burbuja (psi) 1 328
Presión de reservorio (psi) 1 300/1 500
(Petroamazonas EP, 2017)
En la arena U inferior del campo Drago Norte se tiene una presión de
reservorio va a variar entre 1300 a 1500 psi; con un entrampamiento
estructural – estratigráfico el cual contiene el hidrocarburo dentro de la roca
debido a la geometría de estratos formados tales como pliegues o fallas
(Kanji, 2016).
10
1.1 OBJETIVOS
1.1.1 OBJETIVO GENERAL
Analizar la aplicación de la tecnología de fracturamiento hidráulico en el
campo Drago, pozos 23, 33 con el fin de mejorar la permeabilidad en la zona
de pago e incrementar el aporte de fluidos.
1.1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
• Determinar las condiciones de la formación para la aplicación del
fracturamiento hidráulico en el campo Drago.
• Seleccionar los mejores pozos posibles del campo que cumplan con
los parámetros establecidos para realizar el tratamiento.
• Determinar las ventajas y desventajas de la aplicación de la
tecnología de fracturamiento hidráulico.
2. METODOLOGÍA
11
2. METODOLOGÍA
2.1 ANÁLIZAR LAS CONDICIONES PETROFÍSICAS DE LA
FORMACIÓN, MEDIANTE EL ÍNDICE DE
PRODUCTIVIDAD, CURVAS DE DECLINACIÓN Y EL
FACTOR DE DAÑO.
2.1.1 CONDICIONES PETROFÍSICAS DEL RESERVORIO
Los datos de las condiciones petrofísicas del yacimiento proporcionados por
la Agencia de Regulación y Control de Hidrocarburos (ARCH) se analizaron
comparando con una petrofísica típica para determinar si los pozos
seleccionados son candidatos a estimulación por fracturamiento hidráulico;
se interpretó la columna estratigráfica; se especificó el tipo de arena; se
detalló los datos de producción; esta información fue necesaria para
determinar el índice de productividad real (IPR), el índice de productividad
(IP) y el tipo de apuntalante a usar.
2.1.2 FACTOR DE DAÑO EN LOS POZOS
Este factor se obtuvo mediante pruebas de build up realizadas en el software
OFM como se observan en los anexos 1 y 2, datos que fueron analizados
mediante los siguientes criterios:
• Daño positivo (s>0): Pozo dañado, es decir que el pozo será buen
candidato para fracturamiento hidráulico.
• Daño negativo (s
12
• El valor de la presión de fondo fluyente: gracias a que la bomba BES
cuenta con un sensor de presión se puede obtener la presión del
fluido a la altura de la bomba (PIP), pero esta se debe corregir usando
las siguientes ecuaciones:
∆H=Prof. Promedio de punzados (TVD)-Prof. del sensor (TVD) [1]
Dónde:
∆𝐻: Altura del fluido sobre el intake de la bomba (pies)
wAPI
o *5,131
5,141
+= [2]
Dónde:
𝜌𝑜: Densidad del petróleo (lbm/gal)
𝜌𝑤: Densidad del agua (lbm/gal)
API: Gravedad API (o)
(∆P
∆H)
o=0.052*ρ
o [3]
Dónde:
𝜌𝑜: Densidad del petróleo (lbm/gal)
(∆P
∆H)
mezcla= (
∆P
∆H)
agua*(BSW)+ (
∆P
∆H)
petróleo*(1-BSW) [4]
Dónde:
BSW: Contenido de agua y sedimentos (fracción)
∆P= (∆P
∆H)
mezcla*∆H [5]
Dónde:
∆𝑃: Presión total (psi)
BSW: Contenido de agua y sedimentos (fracción)
Pwf c=PIP+ ∆P [6]
Dónde:
Pwf c: Presión de fondo fluyente corregida (psi)
𝑃𝐼𝑃: Presión a la altura de la bomba (psi)
∆𝑃: Presión total (psi)
13
Curva IPR: Se consideró los datos de producción registrados antes del
trabajo de fracturamiento hidráulico y los datos de producción registrados
después del trabajo de fracturamiento hidráulico, con lo que se procedió a
calcular la IPR usando el método de Vogel para yacimientos subsaturados
(Pr>Pb) mediante las siguientes ecuaciones:
J=Qo
(Pr-Pwf) [7]
Dónde:
J: Índice de productividad (bbl/dia/psi)
Qo: Caudal de Petróleo (bbl/d)
Pr: Presión de reservorio (psi)
Pwf: Presión de fondo fluyente (psi)
Qob=J*(Pr-Pb) [8]
Dónde:
Qob: Caudal en el punto de burbuja (bbl/d)
Pb: Presión de punto de burbuja (psi)
Qo max=Qob+J*Pb
1.8 [9]
Dónde:
Qomax: Caudal máximo de petróleo (bbl/psi)
Qo=Qob+J*Pb
1.8[1-0.2* (
Pwf
Pb) -0.8* (
Pwf
Pb)
2
] [10]
Dónde:
Pwf: Presión de fondo fluyente (psi)
Las curvas IPR de cada pozo se representaron mediante graficas realizadas
en Excel, mismas que se construyeron con los resultados obtenidos
de los cálculos realizados y con estos datos se graficó las curvas IPR
y se analizó la información obtenida.
2.1.5 PARÁMETROS DE LA CURVA DE DECLINACIÓN
Las curvas de declinación de la producción se obtuvieron con el programa
OFM aplicando el método de declinación exponencial las cuales están
adjuntas en anexo 4,5,6,7; de estas curvas se analizó las reservas
remanentes, el tiempo de vida del pozo y la producción acumulada.
14
2.2 ANALIZAR LA FORMULACIÓN UTILIZADA DEL FLUIDO
DE FRACTURA Y EL PROCEDIMIENTO APLICADO A LA
ESTIMULACIÓN
2.2.1 TIPO DE APUNTALANTE
Para la selección del tipo de apuntalante se calculó la presión de fractura, la
cual se encuentra con el gradiente de fractura del cierre instantáneo de
presión, la profundidad y está determinada por la siguiente ecuación:
Pfrac=Gradiente frac. ×profundidad [11]
Dónde:
Pfrac: Presión de fractura (psi)
Para el cálculo del volumen final del fluido de fractura a inyectar se usa la
siguiente formula:
VT(FF)=Vpad+Vppa 7 etapas+Vflush [12]
Dónde:
VT(FF): Volumen final del fluido de fractura (gal)
Vflush: Volumen del lavado (gal)
Vpad: Volumen con el que se empieza la fractura libre de arena (gal)
Vppa: Volumen en cada etapa de la arena (gal)
El gradiente de fractura se lo obtuvo mediante una prueba de determinación
de datos de la fractura, la cual fue interpretada en unidades de psi/pie y la
profundidad en pies. Luego de realizado este cálculo, se procedió a elegir el
tipo de apuntalante con las características adecuadas para que soporte la
presión de cierre de la fractura y provea a la misma de la suficiente
conductividad para que el fluido del yacimiento fluya hacia el pozo.
2.2.2 EQUIPOS NECESARIOS PARA EFECTUAR LA ESTIMULACIÓN
Se detalló los equipos necesarios en el fracturamiento y la secuencia de
pasos para la aplicación de la estimulación a cada pozo según el
procedimiento adjuntado en el anexo 8, desde el inicio del proceso hasta la
culminación del mismo, detallando presiones, profundidades, caudales,
tiempos que tardó cada actividad realizada en el pozo y volúmenes de
fluidos a utilizar.
15
2.2.3 FORMULACIÓN DEL FLUIDO APLICADO A LA FRACTURA
Se calculó el volumen de fluido de fractura a ser inyectado y se detalló la
composición, las características de la formulación del fluido que se usó en la
fractura, el apuntalante a ser utilizado, incluyendo la tasa de bombeo, el
volumen del fluido a ser inyectado, la masa de apuntalante a ser inyectado,
el tiempo de bombeo.
2.3 CRITERIOS QUE PROPICIARON EL ÉXITO DEL
FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO DE LOS POZOS
2.3.1 CURVAS IPR DEL POZO ANTES Y DESPUÉS DEL
FRACTURAMIENTO
Graficadas las curvas se realizó la comparación de los resultados que se
obtuvo de los parámetros IPR, índice de productividad, caudal máximo del
antes y el después de realizado el trabajo de fracturamiento para determinar
si existió un aumento de estos valores o una disminución.
2.3.2 PARAMETROS DE LAS CURVAS DE DECLINACIÓN DE LA
PRODUCCIÒN ANTES Y DESPUÉS DEL FRACTURAMIENTO
HIDRÁULICO.
Graficadas las curvas de declinación de la producción, antes y después del
trabajo de fracturamiento las cuales se obtuvieron con el software OFM
aplicando el método de declinación exponencial, se realizó una comparación
de las reservas remanentes, el tiempo de vida del pozo y la producción
acumulada mediante lo cual se estableció los cambios que existieron en
estos datos
2.3.3 COMPORTAMIENTO DEL POZO ANTES Y DESPUÉS DEL
FRACTURAMIENTO
Se evaluó el comportamiento de los pozos antes y después del
fracturamiento hidráulico, es especial API, el BSW. Esta evaluación se la
realizó mediante pruebas de producción, la cual permitió determinar si existió
un aumento o disminución de la producción en los pozos que se aplicó la
tecnología de fracturamiento hidráulico.
16
2.3.4 FACTOR DE DAÑO EN LOS POZOS ANTES Y DESPUÉS DE
REALIZAR EL FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO
Este factor se obtuvo mediante pruebas de build up, mediante un análisis
comparativo del factor de daño antes y después del trabajo de
fracturamiento, para determinar si el daño en el yacimiento se eliminó,
incrementó o se mantuvo.
2.3.5 CALIDAD DE CEMENTO EN EL POZO
Este parámetro se lo evaluó mediante registros eléctricos de cementación,
en la cual se observó la adherencia del casing-cemento y cemento-
formación, existencia de canales en la cementación, calidad del cemento,
estos puntos se estudiaron específicamente en el intervalo de arena del que
se está produciendo. Este análisis tuvo como objetivo verificar si existió un
buen sello y si el agua ingreso a la formación productora.
2.3.6 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO ANTES Y DESPUÉS
DEL TRABAJO DE FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO
Este parámetro fue analizado comparando los resultados antes y después
de realizar el fracturamiento hidráulico para determinar si el trabajo de
fracturamiento mejoró la producción en los pozos en los que se aplicó, en
cuanto incrementó o disminuyó la producción y se verificó que el daño se
redujo en los yacimientos de los pozos analizados luego de haber realizado
la fractura.
3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN
17
3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN
3.1 POZO DRAGO NORTE 23
3.1.1 CONDICIONES PETROFÍSICAS DEL RESERVORIO
Tabla 5. Comparativa entre petrofísica típica de pozos candidatos a estimulación de
fracturamiento vs petrofísica real del pozo Drago Norte – 23 arena U inferior
Parámetro Parámetros a considerarse
Parámetros del pozo Drago Norte -23
Espesor total del reservorio > 32 pies 41 pies
Corte de Agua < 30% 1 %
Saturación de Petróleo > 40% 79.2 %
Presión de Reservorio < 70% depletado 2 284 psi 1 400 psi
(Roshanai, 2017)
Como se observa en la tabla 5 las condiciones petrofísicas del pozo Drago
Norte 23, el pozo se encuentra depletado ya que la presión se redujo un
61% de la presión original, por ende, no posee la energía suficiente para
mover el fluido del reservorio al pozo debido a que como se evidencia un
corte de agua del 1% el yacimiento no tiene un acuífero que suministre
energía al reservorio; además este pozo cumple con la petrofísica típica de
candidatos a fracturamiento hidráulico.
Tabla 6. Parámetros petrofísicos, características de los fluidos del pozo Drago Norte – 23,
arena U inferior al inicio de la producción
Datos U inferior
Porosidad (φ) 13.8%
Saturación de agua (Sw) 20.7%
Permeabilidad absoluta (k) 413 mD
Pr (psi)= Presión de reservorio 1 400
Qo (bbl/d) = Tasa de Petróleo 346.27
Pb (psi)= Presión de burbuja 1 328
Prof. Promedio de punzados (pies)= Profundidad promedio de los punzados
9 481
PIP (psi)= Presión del fluido a la altura de la bomba
970
Prof. Del sensor (pies)= Profundidad del sensor 9 421.60
BSW (%) = Sedimentos básicos y agua 1
API= Gravedad API 26.2
(Petroamazonas EP, 2017)
En la tabla 6 se observa que, a pesar de tener una permeabilidad de la roca
de 413 mD, se tiene valor de porosidad de 13.8% el cual implica que la
18
calidad de la roca es regular por ende este pozo se sería un buen candidato
para realizar un trabajo de estimulación, además de que se encuentran
detallados los datos de las pruebas de producción que facilitarán la
obtención de los resultados de IP, IPR.
Figura 3. Columna estratigráfica arenisca U inferior del campo Drago Norte
(Betancourt & Caicedo, 2013)
Las formaciones de interés Hidrocarburífero en el campo Drago Norte son:
Tena, Napo y Hollín, las cuales se encuentran en un espesor casi constante
de 40 pies de Sin embargo, se encuentran eventuales progradaciones que
aíslan los cuerpos arenosos en la secuencia estratigráfica U, la cual es de
interés para el análisis, favoreciendo de esta manera el entrampamiento
estratigráfico.
19
3.1.2 FACTOR DE DAÑO
Tabla 7. Resultados de las pruebas de presión del pozo Drago Norte-23 previo al
fracturamiento
Parámetro Resultado
Daño 14
Presión a la profundidad
de los punzados 2 284.0 psi
Permeabilidad equivalente 171.7 mD
(Petroamazonas EP, 2017)
En la tabla 7 se verifica un factor de daño positivo con un valor de 14 que de
acuerdo con el numeral 2.1.2 indica que el pozo se encuentra dañado,
además de que tiene una permeabilidad de 171.7 mD lo que indica que no
existen el suficiente número de canales para que fluya el petróleo, por lo
tanto este pozo fue un buen candidato para realizar un trabajo de
fracturamiento hidráulico, con el fin de disminuir el factor de daño y
conseguir un aumento en la producción de petróleo del pozo.
3.1.3 REACONDICIONAMIENTO
Luego del primer reacondicionamiento el pozo continuó produciendo de la
arena U inferior con una producción promedia de 350.77 bppd, un BSW
promedio de 1.38%, un factor de daño de 14 una Keq de 172.7 mD y una
presión de reservorio de 1 400 psi hasta el 2017, razón por la cual se realizó
un segundo reacondicionamiento el 17 de Julio con el propósito de sortear el
daño de formación mediante una estimulación por fracturamiento hidráulico y
después del cual se obtuvo una producción de 1 601.24 bppd y un BSW
constante de 1%.
3.1.4 GRÁFICA DE LA CURVA IPR
Tabla 8. Parámetros IPR antes del realizar la fractura del pozo Drago Norte-23
Parámetros IPR Antes fractura
Presión de fondo fluyente corregida Pwf Psi 993.11
Índice de productividad J bbl/d/psi 0.938
Caudal de petróleo a Pb qob bbl/d 67.50
Caudal de petróleo qo bbl/d 346.27
Caudal máximo de petróleo qomax bbl/d 759.17
En la tabla 8 se observa que el índice de productividad del pozo se cataloga
como un pozo con una “productividad media” de acuerdo a la tabla 1 de la
20
clasificación de pozos según su índice de productividad en consecuencia, de
este resultado, se tiene un caudal de petróleo máximo de 759.17 bppd.
Figura 4. Gráfica IPR del pozo Drago Norte – 23 antes del fracturamiento
Como se observa en la figura 4 se tiene un IP constante el cual llega hasta la
Presión de burbuja (Pb) donde empieza la curva IPR la cual demuestra que
la máxima cantidad de petróleo que se va a obtener en este pozo es de
759.17 bbl, razón por la cual la curva IPR solo llega hasta este valor a pesar
de que la presión siga disminuyendo.
3.1.5 PARÁMETROS DE LA CURVA DE DECLINACIÓN
Tabla 9. Parámetros de la curva de declinación antes del fracturamiento del pozo Drago
Norte 23
Pronostico Actual Parámetros
Fase Aceite
Producción Acumulada 619 814
Fecha acumulada 19/06/2017
Reservas 297 854
Fecha reservas 17/08/2022
En la tabla 9 se observa que las reservas remanentes del pozo Drago Norte
23 antes del fracturamiento fueron de 297 854 bbl con un tiempo estimado
de vida del pozo hasta el 2022, y una producción acumulada al 19 de Junio
de 2017 la cual fue de 619 814 bbl.
Pb
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
0 200 400 600 800 1000
Pre
sió
n, [p
si]
caudal, q [bbl/d]
IPRANTESIP ANTES
Pb
759.17
21
3.1.6 TIPO DE APUNTALANTE
Tabla 10. Presión de fractura
Presión de fractura 3 985.44 psi
Debido a que la presión de fractura es de 3 985.44 psi como se observa en
la tabla 8, se eligió el apuntalante carbolite-20/40 cuyas especificaciones se
encuentran en la tabla 11.
Tabla 11. Características del apuntalante Carbolite-20/40
Parámetros Carbolite-20/40
Presiones que soporta (psi) 19 000
Aberturas de malla (mm) 0.84-0.42
Porosidad del empaque 35%
Material Cerámica
Gravedad especifica 2.71
Gradiente de fractura 0.58 – 0.665
(Erazo & Jácome, 2014)
Este apuntalante será capaz de soportar presiones hasta de 19 000 psi para
evitar que la fractura se cierre y crear canales proporcionando conductividad
al fluido en el yacimiento; es de cerámica por lo tanto tiene un peso liviano.
Además de que posee una alta resistencia debido a que la presión de cierre
aumenta a lo largo de la vida del pozo.
3.1.7 EQUIPOS NECESARIOS PARA EFECTUAR LA ESTIMULACIÓN
Tabla 12. Equipos y fluidos necesarios para efectuar la estimulación del pozo Drago Norte
23
Equipos Fluidos
Unidad de work over Fluido de completación (kCl 2% + inhibidor + arcillas + aditivos)
Sarta de limpieza (Broca y scraper) Gel lineal
Sarta de fracturamiento Fluido de fractura
Slickline
Fluido de fractura
Catch tank
En la tabla 12 se observan los equipos necesarios en el proceso para
realizar el fracturamiento hidráulico junto con cada fluido y aditivo que se usó
para realizar la fractura sin que exista filtraciones ni cierres debido a la
presión de fractura.
22
3.1.8 FORMULACIÓN DEL FLUIDO APLICADO A LA FRACTURA
Tabla 13. Cantidad de fluido de fractura y apuntalante
Volumen de fluido
YF135HTD
13 344.18 gal
Masa del apuntalante
CARBOLITE-20/40
19 236 lb
En la tabla 13 se observa que para este pozo se utilizó un fluido de fractura
llamado YF135HTD, con un volumen de 13 344.18 gal, cantidad suficiente
para todas las etapas de inyección incluida el enjuague y que permitió que la
eficiencia de la fractura mejore.
Tabla 14. Nomenclatura del fluido de fractura
Letras Significado
YF Fluido activado
135 Gel línea (Goma GUAR,30 gal/100 gal)
HTD Altas temperaturas
Se seleccionó este fluido debido a que soporta altas temperaturas sin que se
alteren sus propiedades reológicas y logra que el apuntalante llegue hacia la
formación.
3.1.9 GRAFICAS IPR DEL POZO ANTES Y DESPUÉS DEL
FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO
Tabla 15. Parámetros IPR antes y después de realizar la fractura del pozo Drago Norte-23
Parámetros IPR Antes
fractura Después fractura
Presión de fondo fluyente corregida Pwf Psi 993.11 922.29
Índice de productividad J bbl/d/psi 0.938 3.99
Caudal de petróleo a Pb qob bbl/d 69.50 287
Caudal de petróleo qo bbl/d 346.27 1 687.44
Caudal máximo de petróleo qomax bbl/d 759.17 2 807
En la tabla 15 se presenta la presión de fondo fluyente corregida, la cual
disminuyó de 993.11 psi a 922.29 psi debido a que la presión a la altura de
la bomba disminuyó, es decir que el sensor de la bomba BES lo ubicaron a
una menor profundidad, además se observa según los resultados del índice
de productividad que el pozo pasó de ser catalogado como “mal productor” a
“excelente productor” debido al resultado obtenido de J = 3.99 bbl/d/psi, de
23
acuerdo a la clasificación de pozos según su índice de productividad, con un
incremento del caudal de petróleo de 346.27 bbl a 1 687.44 bbl.
Figura 5. Gráfica IPR del pozo Drago Norte-23 antes y después del fracturamiento
En la figura 5 están representadas las curvas IPR antes y después del
fracturamiento mediante las cuales se verifica la variación en la
productividad del pozo después del trabajo de fracturamiento hidráulico,
debido a que previo al trabajo de fracturamiento el IP que se calculó fue de
0.938 bbl/d/psi y un caudal máximo de 759.17 bppd y una vez realizado el
trabajo de fracturamiento, luego de estabilizar la producción del pozo el IP
que se calculó fue de 3.99 bbl/d/psi y un caudal máximo de 2 807 bppd.
3.1.10 PARÁMETROS DE LAS CURVAS DE DECLINACIÓN DE LA
PRODUCCIÓN ANTES Y DESPUÉS DEL FRACTURAMIENTO
HIDRÁULICO
Tabla 16. Parámetros de la curva de declinación antes y después del fracturamiento
hidráulico del pozo Drago Norte 23
Pronostico Actual Parámetros antes del
fracturamiento Parámetros después del fracturamiento
Fase Aceite Aceite
Producción Acumulada 619 814 1 454 32
Fecha acumulada 19/06/2017 28/11/2017
Reservas 297 854 1 265 84
Fecha reservas 17/08/2022 22/10/2027
Pb
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500
Pre
sió
n, [p
si]
caudal, q [bbl/d]
IP ANTES
IPR ANTES
Pb
IPR DESPUES
IP DESPUES
0.9383.99
759.17 2807
24
En la tabla 16 se observa la curva de declinación antes de la producción, la
cual indica que la variación de las reservas remanentes antes del
fracturamiento las cuales fueron de 297 854 bbl con un tiempo de vida del
pozo hasta el 17 de Agosto de 2 022 y una producción acumulada al 19 de
Junio de 2017 fue de 619 814 bbl, mientras que después de realizado el
trabajo de fracturamiento las reservas remanentes son de 1265 84 bbl con
un tiempo de vida del pozo estimado hasta el 22 de Octubre de 2027 y la
producción acumulada al 28 de Noviembre de 2017 es de 1454 32 bbls.
Luego de observar la diferencia entre las 2 curvas de declinación, se refleja
un incremento de las reservas remanentes en 967 146 bbls y un
considerable aumento de vida del pozo el cual se incrementó en 5 años.
3.1.11 COMPORTAMIENTO DEL POZO ANTES Y DESPUÉS DEL
FRACTURAMIENTO
Tabla 17. Resultados de las pruebas de producción del pozo Drago Norte-23
Año Mes Día Arena BPPD BSW
API %
2017 Enero 27 U inferior 364.2 1 25.3
2017 Febrero 28 U inferior 315.5 1 25.3
2017 Marzo 26 U inferior 301.7 1 25.3
2017 Abril 29 U inferior 277.4 1 25.3
2017 Mayo 29 U inferior 315.6 1 25.3
2017 Junio 02 U inferior 299.4 1 25.3
2017 Se realiza el fracturamiento hidráulico el 17 de julio de 2017
2017 Julio 20 U inferior 6.4 89.22 25.3
2017 Julio 26 U inferior 387.5 2.15 25.3
2017 Julio 26 U inferior 1 601.3 1 25.3
2017 Agosto 28 U inferior 1 899.4 1 25.3
2017 Septiembre 28 U inferior 1 924.5 1 25.3
2017 Octubre 31 U inferior 1 915.2 1 25.3
2017 Noviembre 30 U inferior 1 697.4 1 25.3
2017 Diciembre 28 U inferior 1 601.2 1 25.3
(Oilfield manager, 2017)
En la tabla 17 se observa un cambio de la producción del 2 de Junio al 26 de
Julio en el cual se produjo un incremento de 1 301.08 bppd, esto se debe a
que entre estas dos fechas el 17 de Julio se realizó el fracturamiento
hidráulico propuesto para este pozo, sin embargo se tiene una producción de
6.4 bppd como primera producción luego del fracturamiento con un BSW de
89.22%, esto se debe a que primero se expulsó toda el agua con los
sedimentos del pozo, después la producción de petróleo se estabilizo y se
mantuvo un BSW de 1% lo que indica que el intercalado del estrato
25
proporcionó una buena contención en la fractura. Con un API de 25.3% lo
que indica que no hubo avance de la fractura a mayores o iguales
profundidades al contacto agua-petróleo.
3.1.12 FACTOR DE DAÑO ANTES Y DESPUÉS DEL FRACTURAMIENTO
Tabla 18. Resultados del factor de daño del pozo Drago Norte-23 antes y después del
fracturamiento
Antes del fracturamiento Después del fracturamiento
Parámetros Resultados Parámetros Resultados
Daño 14 Daño - 2
Presión a la
profundidad de los
punzados
2 284.00 psi
Presión a la
profundidad de
los punzados
1 364 psi
Permeabilidad
equivalente 171.7 mD
Permeabilidad
equivalente 457.44 mD
En la tabla 18 se observa los resultados de la prueba de presión antes y
después de la fractura, de los cuales se verificó que el daño de formación del
pozo disminuyó teniendo un resultado antes de la fractura de 14 a el
resultado después de la fractura de -2, a pesar de que la permeabilidad se
mantuvo en este pozo se logró eliminar el daño y estimular la formación.
3.1.13 CALIDAD DE CEMENTO EN EL POZO
Figura 6. Registro de cementación del pozo Drago Norte 23
(Petroamazonas EP, 2017)
26
En el pozo Drago Norte 23 los intervalos de la arena U inferior disparados
fueron: 9 910 pies – 9 930 pies; 9 940 pies – 9 972 pies. Puesto que existe
una buena cementación en la zona de los punzados, es decir en el área que
se encuentra pintado de negro, se puede deducir que esta zona será capaz
de soportar las altas presiones que exige el fracturamiento hidráulico y
gracias a esta buena cementación en esta zona no existirá fracturas en el
cemento del intervalo punzonado, además se observa una amplitud de 6-7
mv en la zona de los punzados lo que confirma que existe una alta
adherencia del cemento. En cambio, el intervalos 9 970 pies – 10 000 pies,
en la zona que está pintada de café respectivamente presentan una calidad
de cementación regular, con presencia de micro ánulos, los cuales se
identifican por las partes pintadas de azul.
3.1.14 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO
Figura 7. Evolución de la producción del pozo Drago Norte-23
(Petroamazonas EP, 2017)
En la figura 7 se detalla un comportamiento de producción antes del trabajo
de fracturamiento hidráulico de 332.5 bppd y una vez realizado el trabajo de
fracturamiento la producción incrementa a 1 405.54 bppd, por lo tanto, se
0
500
1000
1500
2000
2500
Po
rdu
cció
n d
e P
etr
óle
o (
bb
l/d
)
Tiempo
Diaria.Water
Diaria.Oil
27
concluye que la producción ha aumentado un 67.06 %, lo cual implica que el
trabajo de fracturamiento fue exitoso.
Tabla 19. Comparativa del antes y después de los parámetros del pozo Drago Norte 23
Factor
de daño Índice de
productividad Caudal de petróleo
Caudal máximo de
petróleo
Reservas remanentes
bbl/d/psi bbl/día bbl/día bbl
Antes del fracturamiento
14 0.938 346.27 759.17 297 854
Después del fracturamiento
-2 3.99 1 687.44 2 807 1 265 84
Se verifica que con la aplicación del fracturamiento hidráulico se incrementa
las reservas remanentes por el incremento de radio de drenaje del pozo,
además de que el índice de productividad mejora por lo tanto el
fracturamiento fue provechoso.
3.2 POZO DRAGO NORTE 33
3.2.1 CONDICIONES PETROFÍSICAS DEL RESERVORIO
Tabla 20. Comparativa entre petrofísica típica de pozos candidatos a estimulación de
fracturamiento vs petrofísica real del pozo Drago Norte – 33 arena U inferior
Parámetros Parámetros a considerarse
Parámetros del pozo Drago Norte-33
Espesor total del reservorio
> 32 pies 38 pies
Corte de Agua < 30% 7 %
Saturación de Petróleo > 40% 83.7%
Presión de Reservorio < 70% depletado 2 250 psi 1 350 psi
(Roshanai, 2017)
28
Como se observa en la tabla 20 las condiciones petrofísicas del pozo Drago
Norte 23, el pozo se encuentra depletado ya que la presión se redujo un
60% de la presión original, por ende, no posee la energía suficiente para
mover el fluido del reservorio al pozo debido a que como se evidencia un
corte de agua del 1% el yacimiento no tiene un acuífero que suministre
energía al reservorio; además este pozo cumple con la petrofísica típica de
candidatos a fracturamiento hidráulico.
Tabla 21. Parámetros petrofísicos y características de los fluidos del pozo Drago Norte – 33,
arena U inferior al inicio de la producción
Datos U inferior
Porosidad (φ) 13.3%
Saturación de agua (Sw) 16.8%
Permeabilidad absoluta (k) 305 mD
Pr (psi)= Presión de reservorio 1360
Qo (bbl/d) = Tasa de Petróleo 46.2964
Pb (psi)= Presión de burbuja 1 328
Prof. Promedio de punzados (pies)= Profundidad promedio de los punzados
9 480
PIP (psi)= Presión del fluido a la altura de la bomba
1 748
Prof. Del sensor (pies)= Profundidad del sensor 9 230
BSW (%) = Sedimentos básicos y agua 94
API= Gravedad API 30.4
(Petroamazonas EP, 2017)
En la tabla 21 se observa que, a pesar de tener una permeabilidad de la roca
de 305 mD, se tiene valor de porosidad de 13.3%, por lo cual este pozo sería
un buen candidato para realizar el trabajo de estimulación, además de que
se encuentran detallados los datos de las pruebas de producción que serán
útiles para el cálculo de la IP, IPR.
29
Figura 8. Columna estratigráfica arenisca U inferior del campo Drago Norte
(Betancourt & Caicedo, 2013)
Las formaciones de interés Hidrocarburífero en el campo Drago Norte son:
Tena, Napo y Hollín, las cuales se encuentran en un espesor casi constante
de 19 pies. Sin embargo, se encuentran eventuales progradaciones que
aíslan los cuerpos arenosos en la secuencia estratigráfica U, la cual es de
interés para el análisis, favoreciendo de esta manera el entrampamiento
estratigráfico.
30
3.2.2 FACTOR DE DAÑO
Tabla 22. Resultados de las pruebas de presión del pozo Drago Norte-33
Parámetros Resultados
Daño 10
Presión a la profundidad de los
punzados 2200 psi
Permeabilidad equivalente 200 mD
(Petroamazonas EP, 2017)
En la tabla 22 se verifica un factor de daño positivo con un resultado de 10
que de acuerdo con el numeral 2.1.2 indica que el pozo se encuentra
dañado, además de que tiene una permeabilidad de 200 mD lo que indica
que no existen el suficiente número de canales para que fluya el petróleo
razón por la cual fue buen candidato para un trabajo de fracturamiento
hidráulico, con el fin de disminuir el factor de daño, incrementar la
permeabilidad y conseguir un aumento en la producción de petróleo del
pozo.
3.2.3 REACONDICIONAMIENTO
La completación de este pozo fue realizada en el año 2014 y fue configurado
con el método de levantamiento de bombeo electro sumergible para que
produzca de la arena U inferior iniciando con una producción de 46.29 bppd
y continuo produciendo hasta Enero del 2016, con una Keq de 200 mD y
reservas remanentes de 397 730 bbl y un bajo aporte, razón por la cual se
cerró el pozo hasta el 2017 donde realizan una el primer
reacondicionamiento al pozo Drago Norte 33 el cual tuvo el objetivo de
sortear el daño de formación mediante un fracturamiento hidráulico después
del cual se obtuvo una producción de 691.78 bppd. El pozo continúo
produciendo de la arena U inferior con una producción promedia de 733.28
bppd, un BSW promedio de 2%, un factor de daño de -2 una Keq de 256.5
mD y una presión de reservorio de 1 360 psi hasta el 2017.
31
3.2.4 GRÁFICA DE LA CURVA IPR
Tabla 23. Parámetros IPR antes del realizar la fractura del pozo Drago Norte-33
Parámetros IPR Antes fractura
Presión de fondo fluyente corregida Pwf Psi 1855.43
Índice de productividad J bbl/d/psi 0.117
Caudal de petróleo a Pb qob bbl/d 108.17
Caudal de petróleo qo bbl/d 46.29
Caudal máximo de petróleo qomax bbl/d 194.72
En la tabla 23 se observa que el índice de productividad del pozo se
cataloga como “mal productor” debido a que tiene un valor de 0.117 bbl/d/psi
de acuerdo la tabla 1 de la clasificación de pozos según su índice de
productividad, en consecuencia de este resultado, se tiene un bajo caudal de
petróleo y así mismo un bajo caudal máximo.
Figura 9. Gráfica IPR del pozo Drago Norte – 33 antes del fracturamiento
Como se observa en la figura 9 se tiene un IP constante la cual llega hasta la
presión de burbuja (Pb) donde empieza la curva IPR la cual demuestra que
la máxima cantidad de petróleo que se va a obtener en este pozo es de
194.72 bbl, por esta razón la curva IPR solo llega hasta este valor a pesar de
que la presión continúe disminuyendo.
Pb
0
500
1000
1500
2000
2500
0 500 1000 1500 2000
Pre
sió
n, [p
si]
caudal, q [bbl/d]
IP ANTES
IPR ANTES
Pb
Pwf'
Pwf''
32
3.2.5 PARÁMETROS DE LA CURVA DE DECLINACIÓN
Tabla 24. Parámetros de la curva de declinación del pozo Drago Norte 33
Pronostico Actual Parámetros
Fase Aceite
Producción Acumulada 520 275
Fecha acumulada 04/03/2016
Reservas 397 730
Fecha reservas 10/06/2020
En la tabla 24 se observa que las reservas remanentes antes del
fracturamiento fueron de 397 730 bbl con un tiempo estimado de vida del
pozo hasta el 2020, y una producción acumulada al 10 de Marzo de 2016 la
cual fue de 520 275 bbl.
3.2.6 TIPO DE APUNTALANTE
Tabla 25. Presión de fractura
Presión de fractura 6 834.9 psi
Debido a que la presión de fractura es de 6 834.9 psi como se observa en la
tabla 25, se eligió el apuntalante carbolite - 20/40 cuyas especificaciones se
pueden encontrar en la siguiente tabla.
Tabla 26. Características del apuntalante Carbolite-20/40
Parámetros Carbolite-20/40
Presiones que soporta (psi) 19 000
Aberturas de malla (mm) 0.84-0.42
Porosidad del empaque 35%
Material Cerámica
Gravedad especifica 2.71
Gradiente de fractura 0.58 – 0.665
(Laffin & Kariya, 2016)
Este apuntalante será capaz de soportar presiones hasta de 19 000 psi para
evitar que la fractura se cierre y crear canales proporcionando conductividad
al fluido en el yacimiento; es de cerámica por lo tanto tiene un peso liviano.
Además de que posee una alta resistencia debido a que la presión de cierre
aumenta a lo largo de la vida del pozo.
33
3.2.7 EQUIPOS NECESARIOS PARA EFECTUAR LA ESTIMULACIÓN
Tabla 27. Equipos y fluidos necesarios para efectuar la estimulación del pozo Drago Norte
33
Equipos Fluidos
Unidad de work over Fluido de completación (kCl 2% + inhibidor + arcillas + aditivos)
Sarta de limpieza (Broca y scraper) Gel lineal
Sarta de fracturamiento Fluido de fractura
Slickline
Fluido de fractura
Catch tank
En la tabla 12 se observan los equipos necesarios en el proceso para
realizar el fracturamiento hidráulico junto con cada fluido y aditivo que se usó
para realizar la fractura sin que exista filtraciones ni cierres debido a la
presión de fractura.
3.2.8 FORMULACIÓN DEL FLUIDO APLICADO A LA FRACTURA
Tabla 28. Cantidad de fluido de fractura y proponte usados en el pozo Drago Norte 33
Volumen de fluido
YF135HTD
13 268.89 gal
Masa del apuntalante
CARBOLITE-20/40
19 236 lb
En la tabla 28 se observa que para este pozo se utilizó un fluido de fractura
llamado YF135HTD, con un volumen de 13 268.89 gal, cantidad suficiente
para todas las etapas de inyección incluido el enjuague y que permitió que la
eficiencia de la fractura mejore.
3.2.9 GRAFICAS IPR DEL POZO ANTES Y DESPUÉS DEL
FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO
Tabla 29. Parámetros IPR antes y después de realizar la fractura en el pozo Drago Norte-33
Parámetros IPR Antes
fractura Después fractura
Presión de fondo fluyente corregida Pwf Psi 1 855.43 1 023.22
Índice de productividad J bbl/d/psi 0.117 2.26
Caudal de petróleo a Pb qob bbl/d 108.17 72
Caudal de petróleo qo bbl/d 46.29 692.78
Caudal máximo de petróleo qomax bbl/d 194.72 1 742
34
En la tabla 29 se presenta la presión de fondo fluyente corregida, la cual
disminuyó de 1 855.43 psi a 1 023.2 psi debido a que la presión a la altura
de la bomba disminuyó, es decir que el sensor de la bomba BES lo ubicaron
a una menor profundidad, además se observa según los resultados del
índice de productividad que el pozo pasó de ser catalogado como “mal
productor” a “excelente productor” luego de realizado el fracturamiento,
debido al resultado obtenido de J = 2.26 bbl/d/psi, de acuerdo a la
clasificación de pozos según su índice de productividad, con un incremento
del caudal de petróleo de 46.29 bbl a 692.78 bbl.
Figura 10. Gráfica IPR del pozo Drago Norte-33 antes del fracturamiento
En la figura 10 están representadas las gráficas IPR después del
fracturamiento mediante las cuales se verifica la variación en la
productividad del pozo luego de realizado el trabajo de fracturamiento
hidráulico, debido a que previo al trabajo de fracturamiento el IP que se
calculó fue de 0.117 bbl/d/psi y un caudal máximo de petróleo de 194.72
bbl/d, y una vez realizado el trabajo de fracturamiento, luego de estabilizar la
producción del pozo el IP que se calculó fue de 2.26 bbl/d/psi y un caudal
máximo de 1 742 bppd, por lo tanto el pozo Drago Norte 33 pasó a ser
catalogado como excelente productor de acuerdo a la clasificación de pozos
según su índice de productividad como se muestra en la tabla 1.
Pb
0
500
1000
1500
2000
2500
0 500 1000 1500 2000
Pre
sió
n, [p
si]
caudal, q [bbl/d]
IP ANTES
IPR ANTES
Pb
IPR DESPUES
IP DESPUES
Pwf'
Pwf''
1742194.72
0.117
2.26
35
3.2.10 PARÁMETROS DE LAS CURVAS DE DECLINACIÓN DE LA
PRODUCCIÓN ANTES Y DESPUÉS DEL FRACTURAMIENTO
HIDRÁULICO
Tabla 30. Parámetros de la curva de declinación antes y después del fracturamiento
hidráulico del pozo Drago Norte 33
Pronostico Actual Parámetros antes del
fracturamiento Parámetros después del fracturamiento
Fase Aceite Aceite
Producción Acumulada 520 275 398 392
Fecha acumulada 04/03/2016 22/10/2018
Reservas 397 730 1 383 55
Fecha reservas 10/06/2020 25/05/2029
En la tabla 30 se observa la variación de las reservas remanentes antes del
fracturamiento las cuales fueron de 397 730 bbl con un tiempo de vida del
pozo hasta el 10 de Junio 2020 y una producción acumulada al 10 de Marzo
del 2016 fue de 520 275 bbl, mientras que después de realizado el trabajo
de fracturamiento las reservas remanentes del pozo son de 1 383 55 bbl con
un tiempo estimado de vida del pozo hasta el 2029 y la producción
acumulada al 2018 es de 398 392 bbls. Luego de comparar la diferencia
entre las 2 curvas de declinación, se refleja un aumento de las reservas
remanentes de 985 270 bbls y un considerable aumento de vida del pozo el
cual se incrementó en 9 años.
3.2.11 COMPORTAMIENTO DEL POZO ANTES Y DESPUÉS DEL
FRACTURAMIENTO
Tabla 31. Resultados de las pruebas de producción del pozo Drago Norte-33
Año Mes Día Arena BPPD
BSW
API
%
2016 Enero 22 U inferior 49.30 97 32.8
2016 Febrero 20 U inferior 46.29 97 32.8
2017 Se realiza el fracturamiento hidráulico el 02 de Marzo del 2017
2017 Abril 26 U inferior 691.78 2 32.8
2017 Mayo 30 U inferior 714.87 2 32.8
2017 Junio 21 U inferior 733.28 2 32.8
(Oilfield manager, 2017)
36
En la tabla 31 se observa que los datos de producción registrados antes de
realizar el trabajo de fracturamiento en el pozo Drago Norte-33, se registró
una la producción promedia de 46.29 bppd y después de realizar el trabajo
de fracturamiento se registró una producción promedia de 691.78 bppd lo
cual indica un incremento de la producción. Además, se mantuvo un BSW de
2% lo que lo que indica que el intercalado del estrato proporcionó una buena
contención en la fractura. Con un API de 32.8% lo que indica que no hubo
avance de la fractura a mayores o iguales profundidades al contacto agua-
petróleo.
3.2.12 FACTOR DE DAÑO ANTES Y DESPUÉS DEL FRACTURAMIENTO
Tabla 32. Resultados del factor de daño del pozo Drago Norte-33 antes y después del
fracturamiento
Antes del fracturamiento Después del fracturamiento
Parámetros Resultados Parámetros Resultados
Daño 10 Daño - 2
Presión a la
profundidad de los
punzados
2 200.00 psi
Presión a la
profundidad de
los punzados
1 360 psi
Permeabilidad 200 mD Permeabilidad 286.5 mD
En la tabla 32 se observa los resultados de la prueba de presión antes y
después de la fractura, de los cuales se verificó que el pozo luego de
realizada la fractura presento un bajo daño de formación, S= -2, con un
considerable aumento de la permeabilidad de 200 mD a 286.5 mD lo que
significa que se crearon más canales que permitan el flujo del crudo a través
de la roca. Aparte de eliminar el daño, también se estimuló la formación.
37
3.2.13 CALIDAD DE CEMENTO EN EL POZO
Figura 11. Registro de cementación del pozo Drago Norte 33
(Petroamazonas EP, 2017)
Los intervalos a ser fracturados de la arena U inferior es 9 722 pies – 9 745
pies (23 pies), donde se registran buenas amplitudes de onda, además de
que en el registro de VDL se observa ondas sinuosas lo que indica que
existe un buen trabajo de cementación y existe una buena adherencia de la
tubería de revestimiento al cemento.
38
3.2.14 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO
Figura 12. Evolución de la Producción del pozo Drago Norte-33
(Petroamazonas EP, 2017)
En la figura 12 se detalla un comportamiento de producción previo a realizar
la fractura de 46.29 bppd en el año 2014, no obstante, después de realizada
la fractura la producción de petróleo aumentó a 692.78 bppd por lo tanto se
concluye que existió un incremento de un 64.65 %, lo que implica que el
trabajo de fracturamiento fue exitoso.
Tabla 33. Comparativa del antes y después de los parámetros del pozo Drago Norte 33
Factor de
daño
Índice de productividad
Caudal de
petróleo
Caudal máximo de
petróleo
Reservas remanentes
bbl/d/psi bbl/día bbl/día bbl
Antes del fracturamiento
10 0.117 46.29 194.72 397 730
Después del fracturamiento
-2 2.26 692.78 1742 1 383 55
Se verifica que con la aplicación del fracturamiento hidráulico se incrementa
las reservas remanentes por el incremento de radio de drenaje del pozo,
además de que el índice de productividad mejora por lo tanto el
fracturamiento fue provechoso.
0
200
400
600
800
1000
1200
Pro
du
cció
n d
e P
etr
óle
o (
bb
l/d
)
Tiempo
Diaria.Water
Diaria.Oil
39
4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
39
4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
4.1 CONCLUSIONES
• En el pozo Drago Norte 23 el factor de daño disminuyó de 14 a -2, y en el pozo Drago Norte 33 disminuyó de 10 a -2 lo cual indica que el
trabajo de fracturamiento en ambos pozos ayudó a que el daño de
formación sea reparado y no exista posibles filtraciones en la zona de
pago.
• El índice de productividad en el pozo Drago Norte 23 aumentó de 0.938 bbl/d/psi a 3.99 bbl/d/psi y en el pozo Drago Norte 33 aumentó
de 0.117 a 2.26 consecuencia de esta variación del IP el caudal de
petróleo aumentó de 346.27 bbl/día a 1687.44 bbl/día en el pozo
Drago Norte 23 y de 46.29 bbl/día a 692.78 bbl/día, por lo tanto, el
trabajo de fracturamiento realizado en este pozo fue exitoso.
• Las reservas remanentes incrementaron en ambos pozos luego de realizado el trabajo de fracturamiento lo cual provocó que el tiempo de
vida de los pozos se incremente en 5 años del pozo Drago Norte 23 y
en 9 años del pozo Drago Norte 33.
• El fluido de fractura inyectado fue el YF135HTD el cual fue escogido
debido a que soporta las altas temperaturas a las que se puede
encontrar el reservorio y ayudo a que la eficiencia hidráulica de la
fractura mejore.
• En ambos pozo se incrementó la permeabilidad, lo que permitió que
existan más canales de flujo para que el crudo llegue a superficie y
por lo tanto se produjo un aumento del caudal de petróleo de más del
60% lo que indica que el fracturamiento mejoró la producción.
40
4.2 RECOMENDACIONES
• En los pozos en los cuales existe filtrado en arenas aledañas a la
arena productora revisar que tenga un buen sello mediante una
corrida de registros de cementación para evitar que exista filtrado de
agua y afecte a la producción.
• En ambos pozos bajar una sarta de limpieza para sacar ripios, arena
de fractura, basuras que se encuentren en el fondo luego de haber
realizado la fractura para evitar un p
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