UNIVERSIDAD VERACRUZANA

UNIVERSIDAD VERACRUZANA
FACULTAD DE INGENIERIA Y CIENCIAS QUIMICAS
PROGRAMA DE INGENIERIA PETROLERA
REGION POZA RICA – TUXPAM
TESIS
FRACTURAMIENTO HIDRAULICO MULTI-ETAPA
COMO UN MECANISMO DE ESTIMULACION
EFECTIVO PARA INDUCIR PRODUCTIVIDAD
IMPLEMENTADO EN UN POZO HORIZONTAL EN
LOS YACIMIENTOS FPR10 Y FPR20 DEL
PALEOCANAL DE CHICONTEPEC.
PARA OBTENER EL TITULO DE:
INGENIERO PETROLERO
PRESENTA:
JONATHAN FRANCISCO CRUZ CRUZ
ASESOR:
ING. JOSE JAVIER BALLINAS NAVARRO
POZA RICA DE HIDALGO, VERACRUZ, MARZO 2013
1
INDICE
RESUMEN ________________________________________________________________ 5
INTRODUCCION __________________________________________________________ 6
CAPÍTULO 1 Definición, Crónica, Conceptos Básicos y Chicontepec “El
Objetivo” _________________________________________________________________ 7
1.1.-Definiciones _______________________________________________________________ 7
Fracturamiento Hidráulico ______________________________________________________________
Fracturamiento Multi_etapa _____________________________________________________________
Pozo Horizontal y de Alto ángulo ________________________________________________________
1
Nacimiento y Avance __________________________________________________________________
Fracturamiento Hidráulico en México _____________________________________________________
7
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1.3.- Conceptos Generales2 ____________________________________________________ 10
Esfuerzos ____________________________________________________________________________
Esfuerzo Vertical _____________________________________________________________________
Esfuerzos Horizontales ________________________________________________________________
Esfuerzos Principales Efectivos ________________________________________________________
Módulos Elásticos ____________________________________________________________________
Módulo De Young (E) _________________________________________________________________
Relación de Poisson ( ) _______________________________________________________________
Módulo de Corte (G) __________________________________________________________________
Módulo Volumétrico (K) _______________________________________________________________
Presiones Originadas Durante el Tratamiento ____________________________________________
Presión De Ruptura (pr) _______________________________________________________________
Presión de Fractura (Pf) _______________________________________________________________
Presión de Cierre Instantáneo (Pci) _____________________________________________________
1.4.- Chicontepec “El Objetivo” _________________________________________________________
Localización y Origen _________________________________________________________________
Columna Geológica ___________________________________________________________________
3
Características ______________________________________________________________________
4,5
Resumen de su Potencial de Almacén Y Producción ____________________________________
10
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13
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CAPÍTULO 2 Metodologías y Herramientas para la Estimulación Multi_Etapa de
Pozos Direccionales. _____________________________________________________ 19
2.1.- Estimulación Múltiple Alternada6 __________________________________________ 19
2.2.- Estimulación Múltiple Continua7,8 __________________________________________ 22
2.3.- Estimulación Multi_Etapa Masiva Secuencial y Alternada5 ___________________ 23
2.4.- Fracturamiento Multi_Etapa en Chicontepec 5, 9,10 ___________________________ 24
CAPÍTULO 3 Propuesta Metodológica para la Caracterización de Geometría de
Fractura y Pronosticar su Producción. ____________________________________ 27
2
3.1.- Impacto del Ángulo de Inclinación de Un Pozo Direccional Sobre la Dirección
Inicial de Fractura.11 ___________________________________________________________ 27
Inicio de la Fractura VS Orientación del Pozo.____________________________________________ 28
3.2.- Determinando la Geometría de la Fractura, Mediante el Uso de Fluidos
Activados para Un Transporte Altamente Efectivo.12 _____________________________ 30
Modelado Del Fracturamiento Hidráulico ________________________________________________
Orden Del Cálculo ____________________________________________________________________
A) Longitud de Fractura Hidráulica ____________________________________________________
B) Viscosidad promedio del fluido en la fractura. ________________________________________
C) Ancho hidráulico de fractura _______________________________________________________
D) Ancho de fractura apuntalado final. _________________________________________________
E) Longitud de fractura apuntalada. ___________________________________________________
30
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31
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33
33
3.3.- Determinando la Productividad14 __________________________________________ 34
Índice de Productividad para Pozos Horizontales _________________________________________
Incremento de la Productividad Mediante Canales Conductivos ____________________________
Multi_Fracturas, Enfoque General ______________________________________________________
Índice de Productividad para Un Pozo Vertical ___________________________________________
36
38
38
43
CAPÍTULO 4 Aplicación Experimental Bajo las Condiciones de Chicontepec. 44
4.1.- Caso 1 Presidente Alemán 156516 __________________________________________ 44
4.1.1.- Condiciones y características generales del Pozo Presidente Alemán 1565 ___________
Características geométricas y mecánicas ________________________________________________
Premisas para la Caracterización de Fractura ____________________________________________
4.1.2.- Determinando Características de Geometría ______________________________________
Etapa 1 de Estimulación Multi_Etapa ___________________________________________________
Etapa 2 de Estimulación Multi_etapa ____________________________________________________
Etapa 3 de Estimulación Multi_etapa ____________________________________________________
Etapa 4 de Estimulación Multi_etapa ____________________________________________________
Etapa 5 de Estimulación Multi_etapa ____________________________________________________
Etapa 6 de Estimulación Multi_etapa ____________________________________________________
45
45
46
47
47
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53
54
55
56
Tabla 4.21 Resumen de Resultados al calcular la geometría del tratamiento _______ 57
4.2 Índice de Productividad Presidente Alemán 1565 ____________________________ 57
Índice de Productividad, Etapa 1. _______________________________________________________
Factores de Corrección. _______________________________________________________________
Índice de Productividad Etapa 1 ________________________________________________________
Índice de Productividad Etapa 2 ________________________________________________________
Índice de Productividad Etapa 3 ________________________________________________________
Índice de Productividad Etapa 4 ________________________________________________________
Índice de Productividad Etapa 5 ________________________________________________________
Índice de Productividad Etapa 6 ________________________________________________________
Tabla 4.35 Resumen de resultados para Índice de Productividad: __________________________
58
58
60
60
61
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62
63
64
4.3.- Escenario Hipotético de Explotación_______________________________________ 64
Pozo Horizontal Sin Fracturar. _________________________________________________________ 64
3
Etapa 1 ______________________________________________________________________________ 65
Tabla 4.37 Resumen de Resultados de Índices de Productividad Caso Hipotético ____________ 67
4.4 Obteniendo Producción17 __________________________________________________ 67
Tabla 4.38 Producción por etapa de fractura Pozo Presidente Alemán 1565 _________________ 68
CAPÍTULO 5 Conclusiones _______________________________________________ 69
5.1.- Aplicación del Modelo Propuesto __________________________________________ 69
Tabla 5.2 Márgenes de Error Comparativos ______________________________________________ 69
5.2.-
y el Número Equivalente de Pozos Horizontales, Relación “X”.18 ________ 70
Tabla 5.3 Relación de Índices de Productividad. __________________________________________ 71
5.3.- Conclusión Económica ___________________________________________________ 71
Tabla 5.13 Costo Total de la Estimulación Multi_Etapa ____________________________________ 75
Tabla 5.15 Económico Producción vs Ganancia __________________________________________ 76
Tabla 5.16 Comparación Final del Proyecto _____________________________________ 78
Índice De Figuras ________________________________________________________ 81
Índice De Tablas _________________________________________________________ 81
Bibliografía ______________________________________________________________ 86
ANEXOS ________________________________________________________________ 88
Anexo “A” Shape Factor Dietz _________________________________________________ 88
Anexo “B” Magnitud de los espesores Impregnados ____________________________ 88
Anexo “C” Características Petrofísicas de los Intervalos a Estimular _____________ 89
Anexo “D” Sistema Información de Operación de Pozo __________________________ 89
Anexo “E” Permeabilidad Horizontal ___________________________________________ 90
4
RESUMEN
Se propone y aplica un modelo matemático para definir la geometría de fractura,
dicho modelo se aplicó en campos productores de aceite en el estado de Louisiana
de los EE.UU, donde el material arcilloso crea barreras entre los yacimientos del
campo. Bajo dicha premisa se intenta demostrar que el modelo también es capaz de
adecuarse a las difíciles condiciones petrofísicas de Chicontepec y en específico al
área en donde se encuentra el pozo seleccionado para este estudio.
Para determinar si el método es adecuado se hará una comparación entre los datos
obtenidos y los de diseño, los cuales fueron previamente calculados con un software
especializado, valorando la discrepancia de manera porcentual y comparándolos a
ambos también con los valores de la geometría de la estimulación multi_fractura
etapa por etapa que se reportaron al final de la estimulación.
De tal suerte que la pronta toma de decisiones, respecto de si un pozo debe o no ser
multi_fracturado en Chicontepec, pueda agilizar la aplicación de un proyecto de alto
impacto con un beneficio económico bastante aceptable siendo fundamental la
selección de yacimientos candidatos.
Así también se señalan las bondades y excelentes ventajas de la estimulación
masiva y bajo los resultados observados de un análisis técnico económico, afectado
por la geometría de fractura e índices de productividad, estimar la rentabilidad de un
proyecto de estimulación simultánea en pozos horizontales.
5
INTRODUCCION
En todo el territorio Mexicano se pueden encontrar campos con diferentes
topografías, presión inicial y configuración de roca, que hace de cada región un caso
único para la extracción de petróleo, siendo Chicontepec uno de los que guardan la
complejidad más alta no solo de México sino de todo el mundo, e ahí donde la parte
creativa es la mayor arma para el desarrollo de cualquier proyecto de ingeniería que
sea lo suficientemente eficaz tanto en el marco económico como en el técnico.
Consecuentemente el multi_fracturamiento hidráulico es la respuesta técnica idónea
para estos casos, convirtiéndose en el resultado de esa parte creativa que necesitan
los campos de tanta complejidad. Poco a poco esta metodología se ha transformado
en la alternativa para alcanzar la producción planeada y más allá, es el pivote y punto
de apoyo para iniciativas orientadas al desarrollo de nuevas y mejores tecnologías.
Es en el campo presidente Alemán donde se ha alcanzado resultados de importante
impacto con el pozo presidente Alemán 1565 al tener una producción inicial de 4,300
BPD. En ésta experiencia se perforaron otros pozos como el Remolino 1648 que
logro de igual forma una producción de 1,451BPD. Impactando, ambos casos,
positivamente a la producción nacional de petróleo.
Los casos anteriores forjaron el camino para seguir implementando este método a
una escala mayor, aunque como en cualquier otro proyecto, la certidumbre en su
efectividad dependerá de la respuesta de la formación a dicho estímulo, teniendo en
ocasiones un éxito técnico, mas no así económico, tal es el caso del proyecto que
lideró PEMEX para estimular de manera alternada y masiva los pozos Escobal 195 y
197, donde los pronósticos de producción fueron altos en comparación con los datos
reales. Sin embargo, implementar este nuevo marco metodológico ha dejado con un
porcentaje de incertidumbre menor al buscar los resultados que tanto espera la
paraestatal, cuando se le compara con otros métodos de recuperación.
Gracias a los beneficios de producción que se obtuvieron en la mayoría de los casos
donde se implementó, ésta metodología ha despertado el interés de toda la industria
petrolera y es casi tan compleja como los mismos yacimientos del paleocanal, pero
como es en PEMEX muy frecuente escuchar, LOS YACIMIENTOS NO
CONVENCIONALES REQUIEREN SOLUCIONES NO CENVENCIONALES.
“La innovación se ha transformado en una metodología de desarrollo pasando
de ser solo una característica de valor a un modo de vida en las organizaciones.
Aquellas que logren adaptarse a la innovación permanente, podrán conocer el
futuro a partir de sus ideas.” PEMEX Abril 2012.
6
CAPÍTULO 1 Definición, Crónica, Conceptos Básicos y Chicontepec
“El Objetivo”
1.1.-Definiciones
Fracturamiento Hidráulico
El Fracturamiento Hidráulico es el método por el cual se crean canales de alta
conductividad en la formación productora, inyectando fluido a alta presión, tanto
como sea requerida para poder superar la presión de ruptura de la formación y así
también extender la fractura, dichos canales servirán como conducto al hidrocarburo
para que fluya al pozo.
El fluido con el que se induce la fractura se le conoce como fluido fracturante y
cuando se está por alcanzar la longitud de fractura deseada, se agregan sólidos
durante el bombeo, llamados apuntalantes o agentes sustentantes, para evitar que la
fractura creada se cierre y funcione realmente como un canal de alta conductividad.
Cabe mencionar que al momento en el que la fractura es creada no solo se mejora la
productividad, sino que puede también ser superado el daño del pozo, ayuda
también en operaciones secundarias de recuperación, para inyectar y eliminar
desechos de la industria como la salmuera.
Fracturamiento Multi_etapa
El Multi_fracturamiento, es la acción continua y repetida de un fracturamiento
hidráulico convencional, cuanto sea necesario y de acuerdo al diseño, en un mismo
pozo, lo que se busca es que con un solo pozo, al estar fracturado en varios
intervalos a lo largo del mismo, es tener mayor contacto con la formación productora
ya que con un fracturamiento masivo, aumentamos el número de canales
conductivos, y aunque la formación este saturada solamente de hidrocarburo pesado
y las condiciones originales sean adversas, al cambiar las condiciones físicas del
yacimiento o yacimientos aumentando la permeabilidad, obtendremos una buena
conexión entre el pozo y las zonas saturadas de hidrocarburo, con ello el
hidrocarburo no tendrá más camino que la secuencia de roca fracturada provocando
un aumento considerable en la producción, reduciendo el tiempo de pago incluso de
7
proyectos grandes de explotación, sin la necesidad de perforar varios pozos y
fracturar cada uno después.
Pozo Horizontal y de Alto ángulo
Un pozo horizontal es aquel que cuenta con una trayectoria completamente alineada
con él ángulo de 180°, mientras que el pozo de alto ángulo es aquel pozo que se
encuentra cercano al plano horizontal, sin topar completamente con él. La
importancia que ha cobrado este tipo de pozos en un yacimiento tan complejo como
lo es Chicontepec es muy alta, ya que la propia configuración de yacimiento al tener
bancos de arenas lenticulares e intercalaciones de material arcilloso lutitico, hace
indispensable tener mayor contacto con las arenas productoras, un pozo de alto
ángulo y/u horizontal, que sea capaz de navegar a través de este tipo de formación,
aumentará la probabilidad de éxito, y en combinación con el multi_fracturamiento
hidráulico es casi seguro tener producción importante durante algún tiempo.
1.2.- Crónicas del Fracturamiento Hidráulico
Nacimiento y Avance1
Los primeros intentos de fracturamiento hidráulico se remontan al año 1947, cuando
en el campo de gas Hugoton en Grant County, Kansas, se usó gasolina espesa
Napalm seguido de un rompedor. Los resultados no fueron los esperados pero fue
J.B. Clark de Stanolind quien introdujo el concepto de fracturamiento hidráulico en un
documento en 1948 y para 1949 esta nueva metodología fue patentada, y fue la
compañía Halliburton quien obtuvo un permiso exclusivo para este proceso, el 17 de
Marzo de ese mismo año tuvieron lugar los dos primeros trabajos de fracturamiento
con objetivo comercial en Stephens County, Oklahoma y en Archer County, Texas.
Estos tratamientos fueron realizados usando mezcla de petróleo crudo y gasolina
junto con aproximadamente 100 a 150 libras de arena llamada “lease crude”.
Al tener resultados notoriamente buenos en estos primeros dos intentos, el uso del
fracturamiento hidráulico como un medio para aumentar la producción creció
rápidamente, hasta el punto en el que al mes se realizaban 3,000 trabajos en los
8
años cincuenta y para la década de los sesenta ya se habrían bombeado 1.2 mil
millones de libras de arena.
.
Ya para el año de 1975 los trabajos eran ya de alta envergadura al estar utilizando
aproximadamente 37,000 galones de fluido fracturante y 45,000 libras de apuntalante
en comparación con los de décadas pasadas donde en un trabajo al que se le
consideraba de alto impacto, solo utilizaban 2,000 galones de fluido y 1,000 libras de
apuntalante.
Actualmente aproximadamente del 35 al 40% de todos los pozos que se perforan
están hidráulicamente fracturados y casi el 75% han aumentado la producción, tanto
así que alrededor del 25 al 30% de reservas totales de los E.E.U.U. se ha hecho
económicamente explotables gracias a esta metodología.
Claramente podemos observar un avance impresionante desde los primeros intentos
del fracturamiento hasta nuestros días, donde son actividades sofisticadas y de
ingeniería aplicada de alto nivel, no solo para la actividad misma, cabe mencionar
que las medidas de seguridad y de protección al medio ambiente son de carácter
importante para actividades tan complicadas como esta.
Fracturamiento Hidráulico en México
Desde los años cincuenta, cuando se patentó el fracturamiento hidráulico, se aplica
en México, los primeros trabajos de este tipo se hicieron por primera vez en algunos
campos de Tamaulipas Constituciones y en los yacimientos gasíferos de Burgos.
En Chicontepec se aplica desde los años 60 hasta nuestros días, siendo este campo
donde hay más trabajos de estimulación hidráulica es nuestro país, los pozos que
han surgido como productores en dicho campo con un potencial importante ha sido
gracias al fracturamiento hidráulico.
Así mismo se ha podido incrementar la producción de campos del mesozoico en
Chiapas y Tabasco llegándose a utilizar en pozos de la Sonda de Campeche.
La gran importancia que ha cobrado el fracturamiento hidráulico y la efectividad del
mismo, queda reflejada en la inversión que la nación ha hecho para continuar con
actividades de este tipo, como efecto de todo esto, en marzo del año 2011 el
Consejo Nacional de Ciencia y Tecnología (CONACyT) destinó 130 millones de
pesos del fondo de la CONACyt y de la Secretaría Nacional de Energía e
Hidrocarburos (SENER Hcrs) para el desarrollo del proyecto “Fracturamiento
9
Hidráulico de pozos usando Materiales Inteligentes”. Proyecto liderado por el Instituto
Mexicano del Petróleo (IMP) conjuntamente con la Universidad Autónoma de Ciudad
Juárez y algunas compañías del sector privado dedicadas a la industria petrolera,
con mirada al proyecto aceite terciario del golfo (ATG), donde la baja permeabilidad,
lo hace idóneo para el uso de esta tecnología, que sin duda, ha mejorado la
producción.
1.3.- Conceptos Generales2
Para lograr el objetivo general de este trabajo, resulta de vital importancia tener bien
claros algunos conceptos básicos, que ayuden a entender cuáles son los cambios de
las condiciones originales del yacimientos provocados por una fractura, así como las
variables que entran en juego en el diseño y ejecución de una operación de
fracturamiento hidráulico.
Esfuerzos
En términos de la industria petrolera un esfuerzo es un punto dentro del yacimiento
que soporta una carga por unidad de área. Ha profundidad, la tierra está sometida a
diversa cantidad de ellos y su importancia radica en que la propagación de la
fractura se hará en dirección de la mínima resistencia, es decir, seguirá una dirección
perpendicular al mínimo esfuerzo y se propagará paralela al esfuerzo máximo.
Los tres esfuerzos principales son el esfuerzo vertical, esfuerzo horizontal máximo y
esfuerzo horizontal mínimo, todos actuando perpendicularmente entre sí, como se
observa en la figura 1.
Figura 1.1Esfuerzos Principales (J.Trejo, 2001)
10
Esfuerzo Vertical
Para el esfuerzo vertical en sitio, la magnitud es expresada en términos de peso de la
columna de sedimentos que se encuentra por encima del punto en cuestión. Cuando
la densidad de la roca es constante, el esfuerzo vertical es simplemente el producto
entre la profundidad y la densidad de la roca, generalmente este no es el caso, pues
el estrato geológico suele ser heterogéneo; es más, la densidad cambia con
profundidad debido a que el peso de los elementos de roca produce compactación
del material a medida que se incrementa la carga. Esto implica que en la mayoría de
las situaciones la densidad aumenta con profundidad; patrón que cambia solo en
presencia de condiciones geológicas no convencionales (alto tectonismo, lutitas con
sobrepresión, etc.).
Desde un punto de vista práctico, el esfuerzo vertical se calcula fácilmente a través
de la sumatoria del resultado al multiplicar los valores obtenidos por el registro de
densidad y el espesor de cada capa, tal como lo expresa la relación:
… … … … … … 1.1
Donde:
=Densidad de la roca
=Profundidad
Esfuerzos Horizontales
En este tipo de esfuerzos tenemos al esfuerzo horizontal máximo y mínimo, éstos
principalmente dependen de las fuerzas tectónicas existentes en el área, siendo
ambos de diferente magnitud y dependientes de la orientación de las fuerzas
tectónicas.
Estos esfuerzos no se pueden conocer a partir del esfuerzo vertical, además de que
solo en los casos donde las hay áreas que se encuentran tectónicamente en reposo
y la isotropía de esfuerzos se encuentra en el plano horizontal, se puede considerar
que tanto el esfuerzo horizontal mínimo y máximo son iguales. Generalmente los
esfuerzos horizontales son inferiores al esfuerzo vertical y solamente en casos
particulares, como anticlinales muy acentuados, pudieran llegar a ser superiores.
11
Esfuerzos Principales Efectivos
En un medio poroso, donde el peso de sobrecarga será soportado tanto por los
granos como por el fluido dentro del espacio poroso, se define al esfuerzo efectivo
vertical como
:
… … … … … … 1.2
Donde:
=Constante poro-elástica de Biot (1956).
La cual para la mayoría de los yacimientos de hidrocarburos es aproximadamente
igual a 0.7. El esfuerzo vertical es trasladado horizontalmente por medio de la
relación de Poisson, la cual se expresa de la manera más simple como se muestra a
continuación:
… … … … … … 1.3
Donde:
=Esfuerzo horizontal efectivo
=Relación de Poisson.
La relación de Poisson es una propiedad variable de la roca, para areniscas esta es
e igual a 0.25, implicando que el esfuerzo horizontal efectivo entonces sería igual al
esfuerzo efectivo más
.
El esfuerzo horizontal absoluto disminuye con la producción del fluido en cuestión.
Módulos Elásticos
Cuando un material está siendo sometido a un esfuerzo, tanto puede recuperar su
forma original o mantener la deformidad, si ocurriera el primer caso, es porque el
12
cuerpo tiene propiedades elásticas, y si se deforma es por que predomina sobre
dicho cuerpo su propiedad plástica.
Estas son características de verdad importantes para describir el comportamiento
entre la magnitud de los esfuerzos aplicados y la deformidad generada, así como su
variación al estudiar cada tipo de roca.
Módulo De Young (E)
Es la relación entre los esfuerzos y la deformación longitudinal bajo la acción de una
carga axial, y obedece a la propiedad elástica de la roca al estar sometida a los
esfuerzos compresivos por una herramienta de corte o en el caso de una
estimulación por fractura, a la presión conjuntamente ejercida por un apuntalante y el
gel (que servirá como medio de transporte del apuntalante), en el momento justo en
el que se supera el gradiente de fractura de la formación y se extiende la fractura.
Relación de Poisson ( )
Esta es la relación entre la deformación lateral y la deformación longitudinal que sufre
una roca cuando se le somete a un esfuerzo uniaxial. Esta relación se ve disminuida
con la profundidad, debido a que los esfuerzos verticales como horizontales son
mayores originando que la deformación radial y longitudinal se vean afectadas, es
decir la capacidad de la roca de expandirse lateralmente disminuye.
Módulo de Corte (G)
Es la fuerza tangencial sobre la cara de la roca sin existir esfuerzos normales, se
representa como:
… … … … … … 1.4
13
Módulo Volumétrico (K)
Es la relación entre los esfuerzos compresionales (presión geoestática) y la
deformación volumétrica. Cuando el modulo volumétrico se incrementa, la
compresibilidad disminuye y viceversa. Una roca en formaciones normalmente
compactadas es menos compresible conforme se incrementa la profundidad debido a
la reducción de la porosidad originando que el modulo volumétrico se incrementa con
la profundidad.
En una zona de presión anormal donde la porosidad es mayor debido a una
compactación anormal de la formación, la roca es más compresible originando que el
modulo volumétrico sea menor en dicha zona.
Presiones Originadas Durante el Tratamiento
Presión De Ruptura (pr)
Es la presión requerida del tratamiento para romper la formación, o esfuerzo total que
se debe aplicar para iniciar una fractura desde el pozo.
Presión de Fractura (Pf)
Es la presión requerida en el fondo para mantener abierta y extender la fractura
creada. Dicha presión se obtiene fácilmente sumándole a la presión registrada en el
instante que se suspende el bombeo (Pci) la correspondiente presión creada por la
columna de fluido (Ph) para así también prevenir que la fractura de cierre.
… … … … … … 1.5
Presión de Cierre Instantáneo (Pci)
Es la presión que se registra en el momento en que se suspende el bombeo, y la
formación abierta tiende a cerrarse.
14
1.4.- Chicontepec “El Objetivo”
Localización y Origen
La formación Chicontepec está localizada en la porción central y este de la República
Mexicana sobre la planicie costera del Golfo de México, comprendida entre los
estados de Veracruz, Puebla, Tamaulipas y las estribaciones de la Sierra Madre
Oriental; dentro de la provincia geológica Tampico – Misantla.
Se originó en el Paleoceno, al inicio de los levantamientos de la Sierra Madre
Oriental y fue afectada en su margen Oriental y Suroriental por una depresión de
considerable magnitud, denominada Antefosa de Chicontepec. La sedimentación del
Paleoceno se compone de turbiditas de ambiente nerítico externo a batial, formando
complejos de abanicos y canales, constituida por arenas lenticulares con
intercalaciones de lutitas.
Columna Geológica
La columna geológica comprende
desde el Jurásico Inferior hasta el
Oligoceno
Superior. En
el
Sureste del área, los yacimientos
terciarios del Paleocanal de
Chicontepec
descansan
discordantemente en el Jurásico
Superior San Andrés; en la parte
centro y Norte, se encuentran por
encima del Cretácico Superior
Méndez. El Paleoceno está
representado por las formaciones
Velasco, Chicontepec Inferior y
Chicontepec Medio. El Eoceno
Inferior, por las formaciones
Aragón y Chicontepec Superior
Canal.
Figura 1.2 Columna Geológica de Chicontepec
(F. Cuevas 1980)
15
El Eoceno Medio por la Formación Guayabal y el Eoceno Superior por las
formaciones Tantoyuca y Chapopote.
En Chicontepec se tienen definidos tres plays productores: Play Chicontepec
(Paleoceno-Eoceno Inferior), Play Chicontepec Canal (Eoceno Inferior Tardío) y Play
Tantoyuca (Eoceno Superior).
Características3
La formación Chicontepec está compuesta por una alternancia rítmica de lutitas y
areniscas con porcentajes variables de cuarzo, fragmentos de roca y limolitas con
alto contenido de arcillas y cementadas con calcita espática de roca volcánica y otros
materiales. Esta formación está clasificada en sentido vertical por su litología,
espesor, distribución (condiciones de depósito), en cuerpos “A, B y C”, en el
Paleoceno Chicontepec Medio, y un cuarto cuerpo en el Paleoceno Chicontepec
Inferior, siendo estos los que presentan el desarrollo más importante, separados por
grandes capas de lutita y arcilla, en sentido horizontal la extensión de los cuerpos
desarrollados es muy amplia, solo que a nivel cuenca se presentan interrupciones en
los cuerpos arenosos superiores del Eoceno Chicontepec Superior debido al cambio
de facies, estos cambios son indicativos de alteraciones en las propiedades físicas
de las rocas y son de gran importancia ya que son el factor que controla la
distribución de hidrocarburos y la acumulación de mayores volúmenes en los
estratos.
En la Tabla 1.1 de manera resumida se describe con un poco de más de detalle las
características de cada cuerpo.
16
Tabla 1.1 Características Originales del Paleocanal de Chicontepec
(E. Contreras 2007)
Características
Petrofísicas
Cuerpos del
PCHM
Porosidad (Φ)
0.3-32%
A,B y C
Permeabilidad (K)
0.002-2.90 md
A,B y C
Presión de Fondo
estática
35-75 Kg/cm^2
A,B y C
Características de la heterogeneidad litológica
La litología tipifica como calcarenita arcillocuarzosa y lonolita calcáreo-cuarzosa
Feldespático-arcillosa, con un contenido alto
de calcita, de 25 a 55%, de acuerdo a su
litología esta formación es altamente sensible
a los fluidos base agua.
Casquete de Gas inexistente
Casquete de Agua inexistente
El Eoceno Chicontepec Superior, marca la diferencia en esta formación con dos
cuerpos de 7-13 metros de arenisca de grano medio, grueso y muy grueso, que son
productores potenciales en el campo Horcones.
El espesor de la secuencia arenosa de la Formación Chicontepec fluctúa entre los 300
y 1700 m de espesor y se encuentra a profundidades de entre los 800 y 1800 m.
Resumen de su Potencial de Almacén Y Producción4,5
La explotación comercial de “Chicontepec”, se inició en el año de 1970, con la
perforación de seis pozos en el campo Presidente Alemán. Mediante estudios
sedimentológicos-estructurales, (Busch & Govela en 1974; Filiberto Cuevas en 1977)
al “Paleocanal Chicontepec” se le estimó una longitud aproximada de 123 km y un
ancho de 25 km. En 1979 la compañía DeGolyer and Mac Naughton validó las
reservas de hidrocarburos en 106 MMMBPCE, correspondiente al volumen original
en sitio. Siendo en el año de 1980 cuando Petróleos Mexicanos valida su existencia.
Durante la primera etapa de explotación, la producción de aceite se incrementó de
2.5 mbpd a 14.3mbpd, mediante la perforación de 300 pozos en los campos Soledad,
Aragón, Coyotes, Horcones y Soledad Norte, los cuales resultaron productores.
Con la finalidad de contrarrestar la declinación de la producción que vino después,
pasando de 14.3mbpd a 9.8mbpd, en el periodo de 1983 a 1991, las actividades se
17
enfocaron en dar mantenimiento a pozos y a perforar 228 de desarrollo en los
campos Agua Fría y Tajín.
De 1992 a 2001, después de haber alcanzado una producción máxima de 17.8mbpd,
se observó que la producción declinó al final de este periodo hasta en un 50%. Con
la finalidad de mejorar el conocimiento del subsuelo, en 1998, se realizó un estudio
geológico-geofísico previo a la certificación de reservas, programada con la
compañía DeGolyer and MacNaughton en el año de 1999. Este estudio permitió
sustentar el nuevo valor de aceite in situ 1Pde 139 MMMBPCE y una reserva
probable (2P) de 6,500 MMBPCE; además, en función de la disponibilidad de
instalaciones superficiales, calidad del aceite (°API), espesor de los yacimientos,
índice de productividad y profundidad de los yacimientos, se identificaron 5 áreas de
oportunidad.
Figura 1.3 Comportamiento histórico de producción del paleocanal del
Paleocanal de Chicontepec (A. Narváez, 2011)
Para el periodo 2002 a 2006, se reactivó la perforación para el desarrollo de los
campos Agua Fría, Coapechaca y Tajín, logrando alcanzar un incremento de
producción de aceite de 27.2mbpd, utilizando nuevas tecnologías para la terminación
y el fracturamiento de los pozos como recurso para lograr el alza en la producción.
En 2007, se define la creación del Activo Integral Aceite Terciario del Golfo para
atender el desarrollo del Paleocanal “Chicontepec”. La estrategia inicial del Activo se
destacó por una gran actividad de perforación y terminación de pozos del 2008 al
2010, presentando un porcentaje de inversión muy alto, sin embargo, la producción
cerró en 2010 con solo 44.8 mbpd.
18
CAPÍTULO 2 Metodologías y Herramientas para la Estimulación
Multi_Etapa de Pozos Direccionales.
Hoy en día la metodología para crear multicanales conductivos en un pozo, ha
avanzado tanto que existen ya varias maneras para hacerlo, todo en función de las
condiciones de los yacimientos prospectivos y las del pozo.
La metodología se hace determinante para predecir el índice de productividad y la
producción del pozo estimulado, como se verá a continuación en la breve descripción
de las técnicas que se han utilizado en el paleocanal de Chicontepec.
2.1.- Estimulación Múltiple Alternada6
Esta es una metodología innovadora para la estimulación de múltiples zonas en
pozos productores de hidrocarburos, además que también por su alta eficiencia se le
considera como un paso muy importante en la rentabilidad de un pozo, ahorrando
horas e incluso días del tiempo requerido para la etapa de terminación, cuando se le
compara con métodos convencionales.
Su objetivo es el de aumentar la eficiencia operativa mediante la realización de
tratamientos de estimulación en múltiples zonas durante un proceso continuo en un
solo viaje en un pozo, donde cada etapa recibirá el tratamiento, lo que se traducirá
en pozos que comenzarán a producir mucho más volumen y con mayor rapidez.
Una de las diferencias más importantes, es que este proceso utiliza la perforación
abrasiva para señalar el camino a la fractura en el intervalo impregnado en lugar de
utilizar explosivos, lo que ayuda a minimizar drásticamente el daño a la formación,
algo de verdad relevante puesto que el daño a la formación es una de las causas de
la reducción en las tasas de producción e incluso puede provocar un arenamiento
prematuro.
19
Figura 2.1Fracturamiento Continuo en un solo pozo (Halliburton, 2007)
Sin embargo la diferencia más marcada entre esta metodología y los procesos
convencionales, es que existe una etapa de aislamiento entre fracturas, también
conocido como “desviación”, la cual dependerá de los requisitos de las compañías
operadoras, en este caso PEMEX, este es un proceso determinante para dirigir y/o
reorientar los líquidos durante el tratamiento de estimulación.
La etapa de desviación está basada en la utilización de un empacador, tapones de
arena, una válvula charnela y también en la variación del gasto de inyección, la
desviación nos ayudara a controlar dónde y cuánto fluido de estimulación va hacia la
formación.
En la estrategia de desviación para esta metodología, se requiere el uso de tapones
de arena para aislar cada zona fracturada prospectiva, estos son simples y sencillos
además de que no hay limitaciones en la profundidad para su uso. Combinando la
operación entre tubería flexible, un conjunto exclusivo de empacadores y un aparejo
de fondo, requeridos para estimular múltiples intervalos productivos lenticulares en
terminaciones de pozos verticales y horizontales.
20
Figura 2.2 Esquema Secuencial de la Estimulación (Halliburton, 2007)
La operación se realiza comenzando desde la zona más baja en el pozo con
dirección a la más superficial.
Para empezar la operación, se utiliza el Hydrajet, y así abrir camino a través de la
roca mediante la creación de perforaciones y túneles, al ser erosionada por el
bombeo de agua en combinación de abrasivos que se hace a través de la tubería
flexible.
La fractura inicia y se extiende en los puntos de impacto de chorro como resultado
del concepto conocido como presión de estancamiento. La Presión de estancamiento
es la combinación de la presión del espacio anular más la presión resultante de la
conversión de la corriente de chorro de alta energía a presión. Por lo que los
empacadores no se requieren durante esta etapa, debido a que la velocidad del
fluido provocaría una caída de presión en la salida del chorro.
Un punto importante para decidir aplicar ésta metodología, lo podemos ver al
estudiar el efecto de convergencia del flujo, ésta es la obstrucción de flujo gas o
aceite al momento de comenzar a producir a través de los disparos, provocando un
bajo gasto. La fractura servirá como una señal que apunta hacia la salida durante la
21
etapa en la que el fluido entra a la fractura, conocido como flujo lineal, poco a poco
convergiendo en el pozo, y ahí el flujo pasa a ser aun más lento. Por lo que si
contamos con la cantidad de canales apropiados, dicho fenómeno de obstrucción se
verá reducido.
Para asegurar el exitoso de una operación de este tipo, en ocasiones se debe
involucrar grandes volúmenes de apuntalante y un mayor gasto en el tratamiento de
lo que comúnmente se observa en una fractura convencional.
El fracturamiento multi_etapa bajo este concepto, permite la estimulación más
eficiente de todos los intervalos productores de hidrocarburos, que pueden variar
desde muy pequeño - sólo 10 pies de distancia – hasta intervalos de hasta varios
cientos de pies.
2.2.- Estimulación Múltiple Continua7,8
Esta metodología optimiza la terminación de un agujero con intervalos múltiples
prospectivos, permitiendo la colocación de los tratamientos de estimulación con un
alto rango de exactitud, además de que puede correrse dentro del agujero usando
revestidores hasta superficie.
De manera general, la herramienta completa es una sección tubular continua desde
superficie a fondo, tan larga como sea requerida, con secciones intercaladas de
empacadores y camisas cuando se trata de un agujero descubierto, para el caso de
agujero entubado los empacadores son omitidos.
Las camisas están diseñadas para abrirse de manera automática con un dispositivo
o bola, que es bombeada en secuencia, desde la más pequeña a la más grande,
desde superficie mediante un lanzador neumático.
Figura 2.3 Sistema de Fracturamiento Continuo en un Pozo Revestido
(Halliburton, 2012)
22
La bola se detendrá hasta que durante el recorrido dentro del tubular, encuentra una
sección justa a su tamaño, conocida como deflector de aterrizaje, lo que provocará
que la camisa se abra desviando el flujo a través de los puertos de la camisa y
también así proporcionar aislamiento de las etapas próximas a estimular.
Figura 2.4 Bola ya Asentada en el Deflector de Aterrizaje (Halliburton, 2012)
2.3.- Estimulación Multi_Etapa Masiva Secuencial y Alternada5
Los Fracturamientos Simultáneos consisten en la estimulación de las etapas de dos
o más pozos horizontales o alto ángulo al mismo tiempo, utilizando el mismo set de
fracturas.
Existen dos tipos de Fracturamiento Masivo, el primero de este tipo corresponde a un
fracturamiento alternado de una de las etapas de estimulación en un pozo y otra
etapa en el otro.
Y el segundo es más bien un Fracturamiento Secuencial, primero se estimulan todas
las etapas de uno de los pozos e inmediatamente todas las etapas del otro, en un
periodo de tiempo lo suficientemente corto para aprovechar los efectos de la
modificación de esfuerzos.
El Fracturamiento de múltiples pozos paralelos ha sido probado con buenos
resultados aprovechando los esfuerzos creados por el fracturamiento de una etapa
para desviar la dirección de otra etapa de fractura e incluso incrementar la
complejidad en subsecuentes etapas de fractura. El efecto fue reportado por
Warpinski (1989) como la alteración del esfuerzo de fracturamiento donde una
dirección fue modificada por una fractura previa en el área.
Los requerimientos de los candidatos para operaciones simultáneas o secuenciales
no están bien definidos. La mayoría de las compañías que han usado este proceso
23
en estratos arcillosos productores, han tenido buenas respuestas de producción,
considerando un intervalo de separación entre los pozos estimulados en el orden de
los 300 m o menos, con casos extremos de 450 m. La máxima distancia depende del
tiempo entre fracturas, la formación específica, los esfuerzos iniciales y posteriores a
la fractura y el trabajo relacionado a esfuerzos de fracturas inducidas que pueden
estar asociados al volumen de fluido, gastos de bombeo y métodos de divergencia.
Grigg en el 2008, observó algunos pozos y calculó que el incremento de producción
consecuencia de fracturamientos Simultáneos o Secuenciales es en promedio de
30% por 2 pozos simultáneos y 30% adicional para 3 pozos simultáneos.
No pareciera haber mucha diferencia entre el fracturamiento Alternado y el
Secuencial además de que se debe tomar en cuenta de que la fragilidad de la lutita
influye para lograr el éxito del fracturamiento simultáneo.
2.4.- Fracturamiento Multi_Etapa en Chicontepec 5, 9,10
La perforación de pozos no convencionales en el Paleocanal de Chicontepec se
inició en el año 1991 en el Campo Agua Fría, a la fecha se tienen catorce pozos
horizontales y un multilateral, se han utilizado diferentes tipos de terminaciones,
como lo son: Agujero descubierto con tubería ranurada, agujero cementado y
disparado, empacadores y camisas, siendo la mayoría de ellos fracturados
hidráulicamente.
En el año 2007 se perforó en el Campo Coapechaca el pozo multilateral Coapechaca
439, con tres brazos laterales en diferentes yacimientos con una longitud promedio
en la sección horizontal de 738 m, cada brazo lateral fue evaluado inicialmente en
agujero descubierto, posteriormente, en dos de ellos se instala un sistema constituido
por empacadores y camisas, para así realizar por primera vez en Chicontepec un
fracturamiento multi_etapa. Se completaron cuatro etapas en uno de los brazos, las
cuales fueron monitoreadas con microsísmica y así obtener la orientación y
geometría de fractura. La producción inicial de este pozo fue de 462 bpd proveniente
de dos brazos (239 bpd y 223 bpd respectivamente).
En el año 2009 se perforó y estimuló el pozo Presidente Alemán 2484H, el cual se
terminó sin problemas con un sistema constituido por empacadores y cuatro camisas
en una sección horizontal de 600 m, se realizaron tres etapas de fractura, obteniendo
una producción inicial de 480 bpd.
24
En el año 2011 se perforaron los pozos Coyotes 423 y Presidente Alemán 1565, con
una sección horizontal de 711m promedio entubada y cementada, el contacto con el
yacimiento se estableció a través de perforación abrasiva, para posteriormente
realizar 5 y 18 fracturas respectivamente. A finales del mismo año se perforó el pozo
Remolino 1648 con un sistema de empacadores y ocho camisas, contando con una
sección horizontal de 1030m, completando ocho etapas de fractura.
El gasto inicial promedio de estos pozos fue de 1,274 bpd de aceite, sin embargo;
solo el pozo Presidente Alemán 1565 produjo con un gasto inicial de 4,300 bpd,
teniendo un acumulado de 62.7 Mbls.
Hasta diciembre del 2011 se terminaron 34 pozos utilizando la técnica de
Multi_fractura con Sistema de Divergencia Sólida para Producción Conjunta, con
muy buenos resultados,
Al analizar el comportamiento de los pozos, PEMEX notó una tendencia siempre
positiva en cuanto a producción y la rentabilidad de los pozos, con incrementos de
más del 50% de la producción comparado con esquemas convencionales, por lo que
claramente incrementó del número de pozos horizontales en comparación con los
pozos verticales.
Este tipo de pozos se perforan generalmente en la dirección del esfuerzo mínimo
horizontal para generar fracturas transversales, comúnmente la longitud de la
sección horizontal se encuentra en promedio entre 750 a 1600m o más, y se han
utilizado diferentes tipos de terminación tales como agujeros entubados y
cementados, así como agujero descubierto, empacadores hinchables y puertos de
fractura.
En estos yacimientos con tan baja permeabilidad se realizan de 10, 20 o más etapas
de fracturas con la finalidad de incrementar el área de contacto con el yacimiento y
así obtener altos gastos iniciales junto con un mayor factor de recuperación. Para
incrementar aún más el área de contacto, se están aplicando técnicas de
Fracturamiento Simultáneo Alternado y Secuencial.
En el año 2012 se llevó a cabo la perforación de los pozos Escobal 195 y Escobal
197 pertenecientes a un proyecto piloto para su estimulación masiva, estos pozos
direccionales fueron perforados paralelos con una distancia entre ellos de 160 y
210m, utilizando para su terminación alternadamente empacadores y camisas a lo
largo de la sección horizontal, que en promedio es de 1,050m.
Dicha metodología se logró aplicar con éxito rotundo al realizar 16 etapas de fractura
en cada pozo (un total de 32 fracturas). El pozo Escobal 197 alcanzó un gasto de
aceite puntual máximo de 5,180 bpd y fue entregado a producción después de 10
25
días de evaluación con un gasto de aceite de 3,120 bpd, el acumulado de aceite es
de 46,501bls en 22 días.
El pozo Escobal 195 alcanzó un gasto de aceite puntual máximo de 3,140 bpd, fue
entregado a producción después de 20 días de evaluación con un gasto de aceite de
1,096 bpd, el acumulado de aceite es de 19,495 blus en 20 días.
A través de la combinación de estas tecnologías se ha logrado obtener incrementos
significativos en la producción y recuperación en los diferentes yacimientos noconvencionales como Barnett, Bakken, Eagle Ford, Woodford y otros.
Un aspecto realmente importante, es al momento del diseño, es que si este tiene
alguna anomalía, las fracturas de ambos pozos pudieras obstruir la producción,
estropeando el objetivo original del proyecto, es por eso que para el espaciamiento
de los pozos horizontales se consideró la propagación de las fracturas obtenido del
modelo Geomecánico, estimando un espaciamiento entre fracturas no mayor a 80 m.
Esta técnica es por mucho más agresiva que las utilizadas en el pasado al intentar
obtener mayor producción inicial y una plataforma considerable de producción
estabilizada.
26
CAPÍTULO 3 Propuesta Metodológica para la Caracterización de
Geometría de Fractura y Pronosticar su Producción.
Se propone un modelo para definir la geometría de fractura, el modelo fue realizado
por McLeod de la compañía Conoco en el año de 1983 y reportado por la Society of
Petroleum Engineers (SPE12) en el mismo año, basado en las ecuaciones de Perkins
y Kern para el ancho de fractura, guarda un nivel práctico muy alto cuando se le
compara con métodos más modernos, es por eso que fue elegido para este trabajo.
Este puede ser utilizado para determinar sus características después del tratamiento
en base a las cualidades del mismo al momento del desarrollo del tratamiento, o
también como método de diseño, dependiendo del objetivo del trabajo en el que se
pretenda emplear.
Existen en la industria petrolera varios softwares sumamente sofisticados, sin
embargo no se encuentran disponibles para la mayoría de los ingenieros, es por eso
que se propone dicho modelo, para comprobar su posible aplicación, se pondrá a
prueba bajo las condiciones de Chicontepec, y después compararlo con los
resultados reportados por PEMEX.
3.1.- Impacto del Ángulo de Inclinación de Un Pozo Direccional
Sobre la Dirección Inicial de Fractura.11
La estimulación hidráulica de pozos horizontales y altos ángulos es aun más difícil
que en pozos verticales, ya que la geometría de la fractura es mucho más compleja
en la vecindad del pozo y dicha geometría es de vital importancia para la
propagación de la fractura.
Debido a que la tortuosidad de la fractura en los pozos direccionales es la principal
causa de la reducción del ancho de fractura y de tener altas presiones iniciales, así
mismo de que durante su propagación, la fractura tienda a rotar y girar en la región
cercana del pozo mientras se ajusta a la dirección de la mínima resistencia; es
importante entender los efectos de los esfuerzos principales, la orientación del pozo,
presiones iniciales, el contacto entre la orientación del pozo y el plano de fractura, así
como también la geometría de la fractura en la vecindad del pozo.
27
Inicio de la Fractura VS Orientación del Pozo.
La dirección del pozo está definida dentro de dos sistemas de coordenadas, el
primero es el sistema de coordenadas global que corresponde a los esfuerzos in-situ,
mientras que el segundo es un sistema de coordenadas local, que depende de la
orientación del agujero. Los ángulos utilizados para describir la orientación de un
agujero direccional en un sistema de
coordenadas global son el ángulo ,
formado entre el esfuerzo mínimo
horizontal in-situ y la proyección del
pozo en el plano horizontal; y el
alguno β, con el cual se observa la
desviación del agujero respecto al
plano con dirección vertical.
Figura 3.1 Descripción de los parámetros de
un pozo direccional (M.J Economides 1995)
El inicio de la fractura se describe con el sistema de coordenadas local y la posición
del ángulo inicial de la fractura θ, el cual es relativo al eje de referencia xx.
Para cualquier pozo, la magnitud y orientación de los esfuerzos in-situ dan como
resultado una concentración de esfuerzos locales, provocando que las
concentraciones de los esfuerzo sean significativamente diferentes de los valores
que están en el área más alejada del pozo y ésta diferencia es más notoria en un
agujero direccional ya que se complica aún más el estado de dichos esfuerzos.
Tanto la orientación del agujero como el ángulo de los disparos, tienen un gran
impacto en el inicio de la fractura y su orientación. Al tener una diferente posición de
inicio de fractura, la presión inicial cambia considerablemente y el ángulo menos
apropiado de disparo puede dar como resultado una presión inicial dos veces más
grande que la presión mínima inicial cuando se tiene un ángulo adecuado de disparo.
Existen dos posiciones con una presión inicial mínima de fractura y se encuentran
cada 180°. Otras dos posiciones de valor de estudio, son la posición con el ángulo de
orientación de fractura y=0°, la cual implica que la fractura está alineada con el
agujero y una longitud de fractura a lo largo del pozo puede ser creada a pesar de la
28
orientación de pozo, la creación de dicha fractura pudiera no ser buena para un pozo
altamente desviado por la subsiguiente tortuosidad de fractura.
Cuando una fractura inicia a la presión mínima, el giro de la fractura será
determinado por la mínima magnitud y la dirección del esfuerzo principal in-situ.
Figura 3.2 Presión inicial de fractura y orientación VS ángulo de disparo (M.J
Economides 1995)
Si la fase de disparo está diseñada para forzar la el inicio de la fractura a lo largo del
agujero, la presión inicial de la fractura será mucho más grande y ésta experimentará
un giro mucho más pronunciado hasta alcanzar su orientación final. Por lo que se
logra demostrar que el camino óptimo para comunicar el agujero y el yacimiento
probablemente se crea cuando la fractura inicia a la presión mínima.
La presión inicial de fractura óptima y la posición ideal de la perforación inicial varía
con la orientación del pozo.
En donde se ha comprobado que un pozo que se encuentra alineado al eje vertical,
posee con mayor regularidad una presión inicial de fractura más pequeña que la se
encontraría en un pozo direccional.
29
3.2.- Determinando la Geometría de la Fractura, Mediante el Uso de
Fluidos Activados para Un Transporte Altamente Efectivo.12
Modelado Del Fracturamiento Hidráulico
Hoy en día es muy común utilizar geles para tratamientos hidráulicos con muy altas
viscosidades, ya que tienen la capacidad de acarrear al apuntalante con muy poco o
casi nada de asentamiento, y por esa característica se ganaron el sobrenombre de
fluidos de transporte perfecto.
Éste método fue elegido, ya que es el más práctico para el fin que este trabajo
persigue, al tener como primer característica el uso de fluidos con altas viscosidades,
se hace ideal para determinar las características de geometría en Chicontepec, ya
que ahí el uso de dichos fluidos es muy común, además de que por falta de
información, se desconocen algunas características de la fractura, siendo la longitud
apuntalada uno de ellos.
Ha sido comparado con varios tratamientos calculados por el programa de
simulación para tratamientos de fractura de Daneshy y proporciona una aproximación
razonable de sus resultados.
Es apropiado para un coeficientes de de pérdida de fluido de 0.001
, pero
para la mayoría de las altas viscosidad del fluido se recomienda tener un valor
cerrado.
La productividad de un pozo fracturado con un fluido de alta viscosidad depende del
ancho creado por dicha propiedad característica, la concentración de apuntalante en
el fluido, y el volumen del colchón.
En este modelo, el ancho de fractura es calculado con una ecuación parecida a la de
Geertsma y Deklerk, las cuales se basan en un fracturamiento teórico. Otra ecuación
diferente fue presentada anteriormente por Perkins y Kern, pero estos anchos suelen
ser más pequeños que los que se encuentran en un trabajo real de campo.
La concentración final de arena en el fluido y el ancho de fractura hidráulica al final
del tratamiento de fractura, determina el ancho de fractura apuntalado resultante del
colchón de fractura y por lo tanto su conductividad, la cual en gran parte controla la
productividad del pozo.
Los apuntalantes son añadidos al fluido fracturante en etapas, en donde cada una
tiene un incremento de la concentración (lbs/gal) con respecto a la anterior.
30
Se asume también que la concentración areal de arena (lbs/ft2) es constante a lo
largo de la longitud de la fractura apuntalada. Una vez que la concentración de arena
en la fractura en el agujero es calculada, el área apuntalada y por lo tanto la longitud
apuntalada también puede ser calculada del total del peso de apuntalante usado,
después de ello, si se desea, la conductividad de la fractura y la longitud de fractura
apuntalada pueden trasladarse a las curvas de McGuire - Sikora para encontrar la
productividad del pozo fracturado.
Una vez que el ancho de fractura, la longitud de fractura creada hidráulicamente y la
viscosidad promedio del fluido en la fractura son conocidas, las ecuaciones de Carter
para el área creada, la viscosidad promedio, y la ecuación para el ancho de fractura
deben ser usadas en una solución bajo el concepto de ensayo y error para llegar a el
valor más acertado del ancho y longitud de fractura final apuntalado.
Orden Del Cálculo
A) Longitud de Fractura Hidráulica
… … … … … ... 3.1
Donde:
… … … … … ... 3.2
La cual puede ser aproximada con:
……
… … … ... 3.3
Donde:
… … … … … ... 3.4
… … … … … ... 3.5
31
Donde:
A= Área de fractura creada, ft2
C= Coeficiente de pérdida de fluido.
h= Altura de fractura, ft
L= Longitud de fractura creada, ft
Q= Gasto de inyección. BPM
V= Volumen total inyectado, arena y fluido, gal
w- Ancho de fractura promedio, in
B) Viscosidad promedio del fluido en la fractura.
… … … … … ... 3.6
Donde:
= Índice de consistencia para flujo en una fractura (ranura de flujo). Lbs sec2/ft2.
n= índice de flujo interno (ley de potencias modelo exponente) adimensional
= Viscosidad promedio del fluido de fracturamiento, cp. (Viscosidad aparente para
ancho promedio).
C) Ancho hidráulico de fractura
… … … … … ... 3.7
… … … … … ... 3.8
… … … … … ... 3.9
32
Donde:
E= Módulo de Young de elasticidad, psi.
G= Módulo de cizalladura de elasticidad, psi.
= Máximo ancho de fractura del agujero, in.
= Relación de Poisson
D) Ancho de fractura apuntalado final.
Es necesario conocer la concentración de arena final, ppg. (libras de arena por galón
de agua gelificada)
… … … … … ... 3.10
Donde:
= Ancho de fractura apuntalado final, in.
Ppg= libras de arena por galón de agua gelificada=
tratamiento
al agujero al final del
E) Longitud de fractura apuntalada.
… … … … … ... 3.11
Donde:
= Peso total de arena, lbs.
Una vez que la longitud de fractura apuntalada, y el ancho de fractura,
encontrados,
, son
, la relación de productividad del pozo fracturado para la
productividad ideal del pozo a un radio determinado,
gráfica de McGuire - Sikora.
, es calculado usando la
33
Se asume que la altura de la fractura es constante a lo largo del tratamiento y que el
ancho de fractura es uniforme en cualquier sección de cruce vertical de la misma
forma que fue asumida por Daneshy y otros.
Este modelo parece ser coherente con los resultados de campo de Oklahoma donde
las lutitas plásticas hacen barreras excelentes. Por ello también pudiera ser aplicado
en el paleocanal de Chicontepec.
El modelo asume una concentración uniforme de apuntalante (ws/A) calculada del
ancho de fractura y la última concentración de arena inyectada a el pozo, a partir de
ello junto con el peso de la arena, Ws se calcula la longitud efectiva apuntalada. En
dado caso que la longitud apuntalada exceda la longitud hidráulica, es porque existe
un alto riesgo de arenamiento que pudiera ser provocado por lo siguiente:
 1.- El colchón es muy pequeño para el tratamiento.
 2.- Se ha diseñado un programa inadecuado de arena con tempranas
concentraciones de arena, incrementando muy tempranamente o con mayor
probabilidad se deba a que la concentración final de arena en la fractura es
muy baja.
 3.- Baja calidad de gel
 4.- Mala orientación y/o reorientación de la fractura durante el tratamiento
 5.- Respuesta inadecuada del yacimiento, o cambio de arenas así como de
condiciones al paso de la fractura por las arenas impregnadas.
Una baja concentración final de arena da como resultado una distribución elíptica de
arena, la fractura es más ancha a la mitad y delgada en las cercanías del agujero,
donde la conductividad máxima es más necesaria.
3.3.- Determinando la Productividad14
Con el aumento de la estimulación por fracturamiento y multi_fracturamiento de
pozos horizontales es necesario usar métodos más precisos para determinar el
aumento del índice de productividad de ellos.
El cálculo del índice de productividad toma consideraciones como; la longitud y altura
de la fractura, longitud del pozo, la permeabilidad de la fractura y la del yacimiento,
etc. que podrían influenciar la decisión sobre las dimensiones de la fractura
hidráulica, el número de fracturas en el pozo horizontal o si de hecho el pozo que se
planea perforar debería ser horizontal.
34
Es ahí donde radica la importancia de tener resultados lo más certeros posibles, es
por ello que Economides usó un simulador para modificar la solución de Joshi y así
para determinar la producción de pozos horizontales sin fracturar, la cual en su forma
original es:
… … … … … ... 3.12
Donde:
= Longitud del pozo, ft
a= Longitud media del eje del área elíptica de drene, ft
… … … … … ... 3.13
Economides y sus colaboradores cambiaron la segunda expresión de logaritmo en el
denominador de la ecuación, reemplazando
con
. La razón para este
cambio estuvo basada en el radio equivalente del agujero de Peaceman en una
formación anisotrópica.
35
Versión modificada
… … … … … ... 3.14
Índice de Productividad para Pozos Horizontales
Aunque ya se ha comprobado de manera analítica, comparando las ecuaciones de
diferentes autores, que la solución de Joshi es la que se aleja más de los resultados
dados por simuladores más complejos, a los que se les considera aun más certeros
a la realidad, se escogió éste modelo debido a la practicidad de la información
requerida para su solución.
Ecuación de Joshi, para índices de productividad en pozos horizontales sin fracturar.
… … … … … ... 3.15
Donde:
δ= Distancia vertical entre el pozo horizontal y el punto medio del yacimiento y la
longitud media del eje del área elíptica de drene
36
… … … … … ... 3.16
a= Longitud del eje medio del área elíptica de drene.
La ecuación aplica para condiciones de flujo estacionario y es válido solo para
cuando βN<Lh y Lh<1.8re.
… … … … … ... 3.1715
Donde:
Sd= Corresponde al efecto del cambio de permeabilidad en la vecindad del pozo,
conocida también como la fórmula Hawkins.
K= Permeabilidad del yacimiento, md.
Ks Permeabilidad de la zona dañada, md.
rs= Penetración del daño, ft.
rw= radio del pozo, ft.
Figura 3.3 Representación de la
Zona Dañada
37
Incremento de la Productividad Mediante Canales Conductivos
Multi_Fracturas, Enfoque General
La relación empírica para determinar el aumento de la productividad desde las
fracturas en un pozo horizontal, comienza con la ecuación de flujo lineal de un pozo
horizontal con una fila de fracturas de conductividad infinita, asumiendo un
espaciamiento entre fracturas constante, el flujo dentro de cada fractura es
aproximada por:
… … … … … ... 3.18
Donde:
Q= Ritmo de flujo, bls/día
P= Caída de Presión, psi
= Permeabilidad horizontal, md
N= Espesor neto impregnado, ft
= Viscosidad del fluido del yacimiento, cp
β= Factor de volumen de la formación
x= Distancia a el límite sin flujo = ½ de la distancia entre fracturas, ft
La inexactitud de la ecuación 3.18 radica en que la condición de esta, es que el único
flujo que ocurre dentro de la formación fracturada es lineal, por tal razón se
consideraría que la productividad real debería ser más alta por que incluye un flujo
paralelo a la cara de la fractura.
38
Tales condiciones pueden verse en la figura 3.4 (a).
Figura 3.4 Configuración de un pozo multi_fracturado en cuatro variaciones de
simetría (F. Kuppe 1998)
Lo que podemos ver en la figura anterior, son las configuraciones de fractura para
diferente número de ellas, a una longitud determinada, podemos observar la varianza
en la distancia entre fractura y fractura.
Sin olvidar lo importante que también son las condiciones a los límites del yacimiento
donde no existe flujo con el agujero abierto, y que se conecta a través de múltiples
fracturas con el pozo.
Basándose en los resultados de comparación entre los datos recopilados de un
método analítico y de simulación, la ecuación original es modificada como sigue:
… … … … … ... 3.19
39
Donde
es el índice de productividad de un pozo no fracturado y C es el factor de
corrección aplicado para que el ajuste del resultado, y siempre será mayor de 1.0.
Bajo dichas condiciones la presión de fondo fluyendo es restada de la presión
promedio del yacimiento para determinar P, tomando en cuenta que la presión
media del yacimiento siempre será menor que la presión del espaciamiento límite,
incluso bajo condiciones limite de presión constante, para la cual esta ecuación fue
destinada.
Para el caso de una sola fractura, la dimensión de “x” desde la fractura al límite más
cercano donde no hay flujo, es la distancia a la frontera. Para un caso de múltiples
fracturas, este valor representa el promedio aritmético de dos distancias a los límites
con ausencia de flujo sobre cualquier lado de la fractura dada.
Por ejemplo, en el caso de tres fracturas, mostrado en la figura 3.4 (b), el índice de
productividad pudiera determinarse a partir de la ecuación 3.19, donde x=333.3 ft.
Esto representa el promedio aritmético de la distancia de los límites sin flujo para las
tres fracturas en los 2,000ft por 2,000ft de espaciamiento. El factor de corrección en
este caso es de 1.23.
Sin embargo aunque la ecuación 3.19 ya haya sido modificada, es solo una
aproximación a una línea de mejor ajuste, por eso para obtener un resultado más
exacto, es necesario multiplicar dicha ecuación por un factor D, el cual es una
función de la longitud media de fractura, y se representa de la forma siguiente:
… … … … … ... 3.20
Donde el factor n, está representado por la unidad en el caso de un pozo sin fracturar
y con un valor cercano a la unidad para el caso de un pozo fracturado,
independientemente de la longitud de fractura y de, , θ y , n un coeficiente que
está en función de la permeabilidad de la matriz.
Así como también cada uno de los coeficiente,
función de la permeabilidad de la matriz.
, θ y
en el termino D están un
La forma final de la ecuación empírica modificada es como sigue:
40
… … … … … ... 3.21
Donde:
… … … … … ... 3.22
Una de las limitantes de ésta metodología, es que solo puede resolver cuatro casos
de fractura simultánea, con una sola fractura, tres, cinco y siete fracturas. Los
resultados de la metodología, son modelados asumiendo un agujero horizontal
abierto.
Si el agujero no estaba aportando producción como lo sería el caso con una tubería
corta cementada, este modelo puede ser adaptado para una producción en un pozo
sin fracturar igual a 0, “
=0” en la ecuación 3.19. Al aplicar dicha condición, un
análisis previamente hecho, demuestra que el error es solo del 5%, luego entonces el
procedimiento desarrollado para determinar la productividad de un pozo horizontal
multi_fracturado puede ser aplicado a cualquier tipo de terminación de agujero
usando el apropiado
.
41
Tabla 3.1 Condiciones particulares de cada tipo de terminación para el cálculo
del índice de productividad (F. Kuppe 1998 The Journal of Canadian Petroleum)
Termino
Una Fractura
Tres Fracturas
Cinco Fracturas
Siete Fracturas
C
2.33160.024836K+0.00
026062K21.2829e-6K3
1.55140.011630k+0.0002
1149k2-1.2734e6 3
k
1.67210.015495k+0.0003
5024k2-2.2240e6 3
k
1.54330.007390k+0.0001
3432K2-7.885e-7k3
0.1000+0.006324
k+1.6595e-5k25.725e-7k3
0.6300+0.018444k
0.00043036k2+2.7
348e-6k3
2.0236+0.027019k
0.00065918k2+4.2
812e-6k3
2.7873+0.003921k
-2.0695e5 2
k +5.79e-8k3
1.67870.024161k+0.000
163I0k2-6.078e7 3
k
2.52760.044078k+0.0009
3111k2-5.7816e6 3
k
5.48920.063846k+0.0014
6191k2-9.3269e6 3
k
7.1272-0.018051k2.3149e-4k21.2394e-6k3
1.3556+0.017561
k0.00015199k2+6.
836e-7K3
1.9785+0.026139k
0.00051766k2+3.1
575e-6k3
3.6679+0.035429k
0.00016575k2+4.8
053e-6k3
4.5551+0.013063k
-1.87085e-4
k2+1.0356e-6 k3
1.01445
1.0768
1.14853
1.17907
Θ
n
En dado caso de no contar con la viscosidad, ésta puede ser fácilmente calculada
con la siguiente fórmula para aceites donde no existan porcentajes altos de gas
disuelto.
… … … … … …3.23
Dónde:
= Viscosidad del aceite en cp
T: Es la temperatura del yacimiento en °F
42
Índice de Productividad para Un Pozo Vertical
También se requiere la solución analítica para el índice de productividad de un pozo
vertical para la comparación entre un pozo vertical y un pozo horizontal.
La solución indicada por Gilman y Jargon es:
… … … … … ... 3.24
Donde:
= Shape Factor de Dietz
Sp= Efecto Skin por una penetración parcial, dado por la siguiente ecuación.
… … … … … ... 3.25
Sd= Skin del cambio de permeabilidad alrededor del pozo. Ecuación 3.17
Lx= Ancho de drene ortogonal para un pozo horizontal ft
Ly= Ancho de drene paralelo a el pozo horizontal ft.
43
CAPÍTULO 4 Aplicación Experimental Bajo las Condiciones de
Chicontepec.
Para el caso experimental se evaluará las condiciones bajo las cuales fue estimulado
el pozo direccional Presidente Alemán 1565, con el objetivo de aproximar el valor de
su índice de productividad, y entonces poder visualizar la inversión y ganancia, para
con ello determinar si ha sido una buena inversión o no.
Como objetivo alternativo, también sabremos cual es el porcentaje de certidumbre
que arroja la aplicación del método de caracterización de fractura e índice de
productividad, y así después poder predecir otros escenarios para el
multi_fracturamiento de pozos en el futuro, entonces conocer una aproximación de la
inversión y rentabilidad.
La ejecución secuencial será igual a como se hizo en la descripción de cada uno de
los temas del capítulo 3.
4.1.- Caso 1 Presidente Alemán 156516
Este pozo fue elegido por las características tan particulares que tiene, como lo son:
el número de etapas de fractura y por la buena aportación de producción temprana al
proyecto Aceite terciario del Golfo, además de que no se encuentra en unos de los
campos que guarden la mejor producción, sin embargo durante algún tiempo su
aporte fue considerado de total relevancia.
En éste pozo se hizo un fracturamiento hidráulico múltiple en las unidades de FPR20 y FPR-10 de la formación Chicontepec, dividido en 6 etapas, de 3 fracturas en
cada una, con un total de 18 fracturas, realizando etapa por etapa, usando como
fluido de tratamiento Sirocco, alternando las arenas Econoprop 20/40, y Carbolite
16/30 como agente sustentante y Arena Blanca Ottawa malla 20/40 como arena de
corte para la perforación abrasiva inicial.
Antes de comenzar cada una de las etapas de fractura, se empleó un pre-flujo acido
de HCl con el objetivo de mejorar las condiciones de inyección en superficie, además
de aprovechar la estructura laminada arenisca-calcárea típica de la zona, ya que
después de haber hecho algunas pruebas de laboratorio a núcleos, los resultados
indican que la formación es soluble en HCl en el orden de 45-50%.
44
Al final de cada una de las etapas de fractura, el programa de bombeo incluyó la
utilización de un bache de arena en un volumen reducido de fluido, para así provocar
el arenamiento del pozo, y entonces así aislar la zona en tratamiento y poder
continuar con el fracturamiento de la siguiente etapa. Además, de que esta etapa de
la operación generó un incremento de conductividad en la vecindad del pozo.
4.1.1.- Condiciones y características generales del Pozo Presidente Alemán
1565
Tabla 4.1 Condiciones del objetivo a estimular (PEMEX 2011)
Formación prospectiva
FPR 20 y FPR 10
2
Presión de Yacimiento Estimada @ 2,365mV(kg/cm ~psi)
Temperatura Estática de Fondo @ 2,365mV(°F)
°API del Fluido Esperado
Porosidad Promedio (%)
Permeabilidad Promedio (md)
Saturación de Agua (%)
Gradiente de Fractura (psi/ft)
407 ~ 5788.88
221
12-20
10
2
23
0.95
Gradiente de Cierre (psi/ft)
0.84
Máxima Presión Esperada en Superficie (psi)
5,750
Máxima Presión Esperada en Fondo (psi)
3,950
Características geométricas y mecánicas
Tabla 4.2 Condiciones Geométricas y Mecánicas del pozo Presidente Alemán
1565 (Halliburton 2011)
Profundidad Vertical (m)
Profundidad Desarrollada (m)
Capacidad Total del Pozo @ 3,266 mMD
(bls)
2,421
3,266
371
PI: 2,421 mTVD / 3,266 mMD (Cople Flotador)
Casing Intermedio: 7-5/8”, 29.7 #/pie, N-80, hasta 2,336 m MD (2,245 m TVD)
Factor de Capacidad del Casing: 0.04591 bls/pie
Liner de Producción: 4-1/2”, 15.1 #/pie, P-110, desde 2,103 m hasta 3,266 m MD
Factor de Capacidad del Liner: 0.01422 bls/pie
45
Premisas para la Caracterización de Fractura
Para la determinación de la geometría de fractura, es importante especificar el valor
de ciertas características, ya que se mantendrán constantes durante el cálculo.
Viscosidad del Fluido de Transporte14: La metodología con la cual se pretende
evaluar la geometría de fractura con las características del Chicontepec, fue
diseñado para el uso de fluidos de muy alta viscosidad, por lo que para el cálculo de
la viscosidad del fluido que se usó para cada etapa de fractura, se mantendrán
constantes los valores de k’ y n’, con un valor de 0.38 y 0.4, respectivamente.
Espesor ImpregnadoB: De acuerdo a un estudio realizado por PEMEX, se dividió a
Chicontepec en áreas de acuerdo a su espesor promedio impregnado, la
configuración muestra la distribución del espesor en las que existe una variación que
fluctúa entre 200 y 1,700m, encontrando los espesores más significativos en la parte
nororiental del área.
Ya que el campo Presidente Miguel Alemán, está en la parte Sureste del Paleocanal,
éste guarda los espesores más reducidos, de entre 200 y 500m, por un valor
promedio tomaremos un espesor impregnado de 350m.
Índice de Productividad para un Pozo Horizontal sin Fracturar14: De acuerdo al
autor, para cuando el pozo haya sido terminado con una tubería corta de producción
en las secciones impregnadas de la formación, el valor del índice de Productividad
para un Pozo sin fracturar (
), será igual a cero al sustituir los valores necesarios
en la ecuación pertinente para determinar el índice de productividad según el número
de fracturas del pozo en cuestión.
Altura promedio de fractura9,10: Para el Campo Presidente Alemán, tomaremos una
altura promedio de fractura de 80m.
Factor de Volumen del aceite, 13,14: El factor de volumen del aceite, corresponde
a una relación entre el volumen de aceite muerto a condiciones de superficie y el
volumen de aceite muerto más el volumen de gas disuelto a condiciones de
yacimiento. Sabemos que en los yacimientos del Chicontepec se cuenta con un
casquete muy pobre de gas y en ocasiones hasta inexistente, es por eso que el
factor de Volumen se mantendrá cerca de la unidad, ya que el aceite dispone de
poca variación en su volumetría desde el yacimiento hasta cuando sale a superficie,
por lo que para nuestro estudio, éste se mantendrá con un valor constante de 0.96.
46
Permeabilidad de la zona dañada,
: La única forma de conocer esta
característica para cada uno de los intervalos estimulados, es por medio de pruebas
de presión transciente, ya que no se cuenta con tal información, y de acuerdo a la
experiencia de las compañías en el Paleocanal, se mantendrá una diferencial de la
permeabilidad en la cara del pozo, de entre un 15 – 40% de la permeabilidad original
de la formación.
4.1.2.- Determinando Características de Geometría
Para ésta parte experimental, lo primero será definir las características de cada
fractura en dado de lo posible lo más cercanas a la realidad, para el propósito de
nuestro proyecto no lo haremos con fines de diseño en primer término, sino que
utilizaremos las condiciones de estimulación reales para intentar aproximar los
resultados a las características post tratamiento.
Etapa 1 de Estimulación Multi_Etapa
Tabla 4.3 Características de la Etapa 1 del tratamiento C, D, E
Datos del Tratamiento
C (ft/√min)
0.002517
Q (bls/min)
h (ft)
Colchón (gal)
48
262.4671
40,331
Tratamiento (gal)
Ws (lb)
Concentración (lb/gal)
n’
K’ (lbs sec2/ft2)
88,154
275,900
3.1297
0.4
0.38
Datos del Pozo
Espaciamiento entre
pozos
re (ft)
rw (in)
40 Acres
660
4.5
Datos del Yacimiento
K (md)
1.5
E(psi)
5,600,000
0.19
La primera etapa de estimulación se realizo al intervalo 3216-3163-3105m,
bombeando 1,600 sacos de arena cerámica con resistencia de 8,000 psi, malla 20/40
y 1896 sacos de arena cerámica con resistencia de 10,000 psi.
Del total de la arena que se bombearon, 2,759 sacos fueron lo que se lograron
colocar en formación.
47
Antes ir directamente a las ecuaciones para caracterizar la geometría de fractura se
deben hacer algunos cálculos previos.
Primero es necesario obtener el peso total de la arena utilizada, Ws, considerando
que cada saco pesa 100lb, se procede a lo siguiente:
Multiplicando el peso de la arena por un factor de 0.045 da como resultado el
volumen de la arena en galones.
Con este último resultado y la información anterior el valor de V, que corresponde a
los volúmenes sumados del colchón, del tratamiento y de la arena se calcula de la
siguiente manera.
Ahora ya con este resultado, se procede a calcular la geometría de fractura.
La propuesta para el ancho de fractura en cada etapa de fractura será de 0.5 in.
Sustituyendo los valores necesarios en:
Ec.3.5
48
Ec.3.4
Ec.3.3
Ec.3.2
A) Longitud de fractura
Ec.3.1
B) Viscosidad Promedio del Fluido Fracturante
Ec.3.6
C) Máximo Ancho Hidráulico de Fractura
Ec.3.9
49
Ec.3.7
D) Ancho Hidráulico de Fractura
Ec.3.8
Ahora lo que procede, es repetir el proceso variando el ancho de fractura, pero con la
diferencia de que en lugar de proponer otro ancho de fractura ahora se utilizará el
ancho hidráulico que resultó a partir de la primera propuesta, hasta que la longitud y
el ancho de fractura máximo e hidráulico se mantengan constantes.
Tabla 4.4 Prueba Ensayo y Error, en busca de la Geometría Etapa 1
Intentos
Ancho
Propuesto
Ancho Máximo de
Fractura
Ancho
Hidráulico
Longitud de
Fractura
1
2
3
4
5
0.5
0.4623
0.4578
0.4572
0.4571
0.5889
0.5832
0.5824
0.5823
0.5823
0.4623
0.4578
0.4572
0.4571
0.4571
347.5593
357.7628
359.0170
359.1849
359.2128
6
0.4571
0.5823
0.4571
359.2128
Ya que se conocen las condiciones más probables al haberse mantenido constantes
dichas variables con el cambio de ancho de fractura.
Ahora el siguiente paso es calcular el ancho final de fractura apuntalado Wf, para el
cálculo de esta parte del trabajo, es necesario conocer la concentración de arena
final en lb/gal, correspondiente a las libras de apuntalante sobre los galones finales
inyectados en la formación.
50
Ec.3.10
E) Longitud Final de Fractura Apuntalada
Ec.3.11
Tabla 4.5 Resultados de la Primera Etapa de Fractura
Longitud de Fractura Hidráulica, L (ft)
Máximo Ancho de Fractura, Wo (in)
Ancho Hidráulico de fractura, W (in)
Ancho Final de Fractura Empacado, Wf
(in)
Longitud final de Fractura Apuntalada, Lf
(ft~m)
359.2128
0.5823
0.4571
0.1204
527.9439~161.4508
Cabe mencionar que estos resultados son para la primera etapa, considerando que
cada etapa tendrá 3 fracturas, cada una de ellas tendrá las mismas características ya
que se harán de manera simultánea.
Algo importante que se debe tomar en cuenta es que los valores de cada variable
durante cada intento (al buscar la geometría de fractura) cambian, ya que el ancho
propuesto varía. Dichos resultados no se documentan por cuestiones de practicidad.
Ahora que ya se ha hecho la primera prueba con la Etapa 1, lo mismo se hará para
las siguientes 5 etapas de estimulación, sin embargo ahora el cálculo ya no será tan
explícito en el paso a paso, solo se mostraran los resultados.
51
Etapa 2 de Estimulación Multi_etapa
El intervalo a estimular es 3058/3011/2963m. Bombeando en total 1700 sacos de
arena sintética cerámica con resistencia hasta de 8,000 psi Econoprop malla 20/40, y
1285 sacos de arena sintética con resistencia hasta de 10,000 psi Carbolite malla
16/30, con un gasto de 50 BPM, en total 298,500 lbs.
Tabla 4.6 Características de la Etapa 2 del tratamiento C, D, E
Datos del Tratamiento
Datos del Pozo
C (ft/√min)
0.001282
Q (bls/min)
h (ft)
Colchón (gal)
Tratamiento (gal)
Ws (lb)
Concentración (lb/gal)
n’
K’ (lbs sec2/ft2)
50
262.4671
41,034
104,538
298,500
2.8554
0.4
0.38
Espaciamiento entre
pozos
re (ft)
rw (in)
40 Acres
660
4.5
Datos del Yacimiento
K (md)
1.28
E(psi)
6,200,000
0.18
Tabla 4.7 Prueba Ensayo y Error, en busca de la Geometría Etapa 2
Intentos
Ancho
propuesto
Ancho máximo
de fractura
Ancho
hidráulico
Longitud de
fractura
1
2
3
0.5
0.5684
0.5704
0.7241
0.7266
0.7266
0.5684
0.5704
0.5704
550.9177
512.2538
511.2028
4
0.5704
0.7266
0.5704
511.2028
Tabla 4.8 Resultados de la Segunda Etapa de Fractura
Longitud de Fractura Hidráulica, L (ft)
Máximo Ancho de Fractura, Wo (in)
Ancho Hidráulico de fractura, W (in)
Ancho Final de Fractura Empacado, Wf(in)
Longitud final de Fractura Apuntalada,
Lf(ft~m)
511.2028
0.7266
0.5704
0.1386
496.3000~152.7080
52
Etapa 3 de Estimulación Multi_etapa
El intervalo a estimular es 2792/2756/2741m. Bombeando en total 1830 sacos de
arena sintética cerámica con resistencia hasta de 8,000 psi Econoprop malla 20/40, y
1295 sacos de arena sintética con resistencia hasta de 10,000 psi Carbolite malla
16/30, con un gasto de 61 BPM, siendo un total de 3,125 sacos.
Tabla 4.9 Características de la Etapa 3 del tratamiento C, D, E
Datos del Tratamiento
Datos del Pozo
Espaciamiento entre
pozos
40 Acres
61
262.4671
40,236
re (ft)
rw (in)
660
4.5
94,080
312,500
3.3216
0.4
0.38
Datos del Yacimiento
K (md)
2.67
E(psi)
5,600,000
0.21
C (ft/√min)
0.001184
Q (bls/min)
h (ft)
Colchón (gal)
Tratamiento (gal)
Ws (lb)
Concentración (lb/gal)
n’
K’ (lbs sec2/ft2)
Tabla 4.10 Prueba Ensayo y Error, en busca de la Geometría Etapa 3
Intentos
Ancho
propuesto
Ancho
máximo de
fractura
Ancho hidráulico
Longitud de
fractura
1
2
3
0.5
0.6042
0.6037
0.7697
0.7690
0.7690
0.6042
0.6037
0.6037
562.5085
499.3405
499.6100
4
0.6037
0.7690
0.6037
499.6100
Tabla 4.11 Resultados de la Tercera Etapa de Fractura
Longitud de Fractura Hidráulica, L (ft)
Máximo Ancho de Fractura, Wo (in)
Ancho Hidráulico de fractura, W (in)
Ancho Final de Fractura Empacado, Wf(in)
Longitud final de Fractura Apuntalada,
Lf(ft~m)
499.6100
0.7690
0.6037
0.1675
429.8621~132.2653
53
Etapa 4 de Estimulación Multi_etapa
El intervalo a estimular es 2,708/2,684/2665m. Bombeando en total 1,795 sacos de
arena sintética cerámica con resistencia hasta de 8,000 psi Econoprop malla 20/40, y
1693 sacos de arena sintética con resistencia hasta de 10,000 psi Carbolite malla
16/30, con un gasto de 60 BPM. En total 3,488 sacos de arena bombeados.
Tabla 4.12 Características de la Etapa 4 del tratamiento C, D, E
Datos del Tratamiento
Datos del Pozo
C (ft/√min)
0.002524
Espaciamiento entre
pozos
40 Acres
Q (bls/min)
h (ft)
Colchón (gal)
61
262.4671
40,194
re (ft)
rw (in)
660
4.5
Tratamiento (gal)
Ws (lb)
Concentración (lb/gal)
’
K’ bs se 2/ft2)
97,359
348800
3.5826
0.4
0.38
Datos del Yacimiento
K (md)
2.19
E(psi)
4,400,000
0.23
Tabla 4.13 Prueba Ensayo y Error, en busca de la Geometría Etapa 4
Intentos
Ancho
propuesto
Ancho
máximo de
fractura
Ancho hidráulico
Longitud de
fractura
1
2
3
0.5
0.5405
0.5449
0.6885
0.6942
0.6948
0.5405
0.5449
0.5454
395.7556
383.3359
382.0300
4
0.5454
0.6948
0.5454
381.8821
5
0.5454
0.6948
0.5454
381.8821
Tabla 4.14 Resultados de la Cuarta Etapa de Fractura
Longitud de Fractura Hidráulica, L (ft)
Máximo Ancho de Fractura, Wo (in)
Ancho Hidráulico de fractura, W (in)
Ancho Final de Fractura Empacado, Wf(in)
Longitud final de Fractura Apuntalada,
Lf(ft~m)
381.8821
0.6948
0.5454
0.1616
497.3734~153.0380
54
Etapa 5 de Estimulación Multi_etapa
El intervalo a estimular es 2,619/2,577/2,539m. Bombeando en total 1,825 sacos de
arena sintética cerámica con resistencia hasta de 8,000 psi Econoprop malla 20/40, y
1588 sacos de arena sintética con resistencia hasta de 10,000 psi Carbolite malla
16/30, con un gasto de 61 BPM.
Tabla 4.15 Características de la Etapa 5 del tratamiento C, D, E
Datos del Tratamiento
Datos del Pozo
Espaciamiento entre
pozos
re (ft)
rw (in)
C (ft/√min)
0.001374
40 Acres
Q (bls/min)
h (ft)
Colchón (gal)
61
262.4671
40,385
Tratamiento (gal)
Ws (lb)
Concentración
(lb/gal)
’
K’ bs se 2/ft2)
107,855
341,300
K (md)
0.55
3.1644
E(psi)
6,100,000
660
4.5
Datos del Yacimiento
0.4
0.38
0.18
Tabla 4.16 Prueba Ensayo y Error, en busca de la Geometría Etapa 5
Intentos
Ancho
propuesto
1
2
3
0.5
0.5920
0.5942
Ancho
máximo de
fractura
0.7542
0.7569
0.7570
4
0.5942
0.7570
Ancho
hidráulico
Longitud de
fractura
0.5920
0.5942
0.5942
570.7669
517.7688
516.6192
0.5942
516.6192
Tabla 4.17 Resultados de la Quinta Etapa de Fractura
Longitud de Fractura Hidráulica, L (ft)
Máximo Ancho de Fractura, Wo (in)
Ancho Hidráulico de fractura, W (in)
Ancho Final de Fractura Empacado, Wf(in)
Longitud final de Fractura Apuntalada,
Lf(ft~m)
516.6192
0.7570
0.5942
0.1581
497.5860~153.1034
55
Etapa 6 de Estimulación Multi_etapa
El intervalo a estimular es 2,482/2,423/2,382 m. Bombeando en total 2,050 sacos de
arena sintética cerámica con resistencia hasta de 8,000 psi Econoprop malla 20/40, y
2,211 sacos de arena sintética con resistencia hasta de 10,000 psi Carbolite malla
16/30, con un gasto de 57 BPM. Con un total de 4,261 sacos.
Tabla 4.18 Características de la Etapa 6 del tratamiento C, D, E
Datos del Tratamiento
Datos del Pozo
C (ft/√min)
0.001336
Espaciamiento entre pozos
40 Acres
Q (bls/min)
h (ft)
Colchón (gal)
57
262.4671
45,280
re (ft)
rw (in)
660
4.5
Tratamiento (gal)
115,733
Datos del Yacimiento
Ws (lb)
Concentración (lb/gal)
n’
K’ (lbs sec2/ft2)
426,100
3.6817
0.4
0.38
K (md)
E(psi)
2.4
4,900,000
0.22
Tabla 4.19 Prueba Ensayo y Error, en busca de la Geometría Etapa 6
Intentos
Ancho
propuesto
Ancho
máximo de
fractura
Ancho
hidráulico
Longitud de
fractura
1
2
3
4
0.5
0.6496
0.6534
0.6535
0.8275
0.8324
0.8325
0.8325
0.6496
0.6534
0.6535
0.6535
613.5446
527.8398
525.9674
525.9183
5
0.6535
0.8325
0.6535
525.9183
Tabla 4.20 Resultados de la Sexta Etapa de Fractura
Longitud de Fractura Hidráulica, L (ft)
Máximo Ancho de Fractura, Wo (in)
Ancho Hidráulico de fractura, W (in)
Ancho Final de Fractura Empacado, Wf(in)
Longitud final de Fractura Apuntalada,
Lf(ft~m)
525.9183
0.8325
0.6535
0.1982
495.4050~152.4323
56
Tabla 4.21 Resumen de Resultados al calcular la geometría del tratamiento
Etapa 1
Longitud Final Apuntalada (ft~m)
Ancho Final Apuntalado (in)
527.9429~162.4443
0.1204
Etapa 2
Longitud Final Apuntalada (ft~m)
Ancho Final Apuntalado (in)
496.3000~152.7080
0.1386
Etapa 3
Longitud Final Apuntalada (ft~m)
Ancho Final Apuntalado (in)
429.8621~132.2653
0.1675
Etapa 4
Longitud Final Apuntalada (ft~m)
Ancho Final Apuntalado (in)
497.3734~153.0380
0.1616
Etapa 5
Longitud Final Apuntalada (ft~m)
Ancho Final Apuntalado (in)
497.5860~153.1034
0.1581
Etapa 6
Longitud Final Apuntalada (ft~m)
Ancho Final Apuntalado (in)
495.4050~152.4323
0.1982
4.2 Índice de Productividad Presidente Alemán 1565
Ahora que la geometría del tratamiento ya es conocida, es posible definir el índice de
productividad, de acuerdo las ecuaciones dadas en el capítulo 3.
Ya que el modelo que se propone tiene como limitante 7 fracturas, el cálculo del
índice de productividad se hará de manera individual, sabiendo que cada etapa
cuanta con 3 fracturas que se hicieron de manera simultánea.
El cálculo se explicará paso a paso solamente para la primera etapa, para las 5
restantes, solo se expondrán las variables y resultados, por practicidad.
La siguiente tabla muestra los intervalos estimulados, así como un resumen de los
datos necesarios para el cálculo
57
Tabla 4.22 Características y Condiciones para el cálculo
Etapa de
fractura
Intervalos
estimulados
(m)
x (ft)
K (md)
1
2
3
4
5
6
32163163-3105
30583011-2963
27922756-2741
2,7082,684-2665
2,6192,577-2,539
2,4822,423-2,382
527.9429
182.04
1.5
496.3000
155.8
1.28
429.8621
83.64
2.67
497.3734
70.52
2.19
497.5860
131.2
0.55
495.4050
164
2.4
Nota: El valor de x (ft), corresponde a la distancia que existe entre fracturas,
considerando que son 3 fracturas por etapa, primero fue necesario obtener un valor
promedio entre la distancia existente entre los intervalos de cada etapa.
Índice de Productividad, Etapa 1.
Factores de Corrección.
El cálculo de los factores se hará utilizando los datos de la Tabla 3.1, para el caso de
3 fracturas simultáneas.
Ya en la Tabla 4.22 de éste capítulo, se describen las características que varían de
etapa a etapa, de ahí se tomaran los datos necesarios.
Para el primer cálculo el dato primordial es la permeabilidad del intervalo estimulado,
el cual es de 1.5 md, dicho valor se sustituirá en las ecuaciones pertinentes.
C= 1.5514 - 0.011630*1.5 + 0.00021149*(1.5)2 - 1.2734e-6*(1.5)3
= -0.6300 + 0.018444*1.5-0.00043036*(1.5)2 + 2.7348e-6*(1.5)3
Θ = 2.5276 - 0.044078*(1.5) + 0.00093111*(1.5)2 - 5.7816e-6*(1.5)3
= -1.9785 + 0.026139*1.5 - 0.00051766*(1.5)2 + 3.1575e-6*(1.5)3
El valor de “n”, ya está reportado, así que no hay necesidad de calcularlo.
n= 1.0768
58
Tabla 4.23 Valor de las variables en función de la permeabilidad
C 1.5344
-0.6033
θ 2.4635
-1.9404
n 1.0768
Ahora ya con estos resultados el cálculo del Factor “D” es posible sustituyendo los
valores en la ecuación 3.20, junto con la longitud media de fractura adimensional
para ésta etapa.
Dicha longitud se calcula de manera simple, a partir de la longitud media de fractura
promedio, de la siguiente manera:
Sustituyendo:
=1.1594
Cálculo de la Viscosidad
Este es un factor realmente importante y determinante para el índice de
productividad, Chicontepec es tan variado en su litología como así también en las
características de fluido que dará como producción, que para el campo Presidente
Alemán se encuentra entre los 12-20 °API, así que se utilizará un valor promedio de
16°API.
Sustituyendo en la Ec. 3.23
= 8.1164 cp
59
Índice de Productividad Etapa 1
Tabla 4.24 Datos y Parámetros Calculados:
(ft)
(md)
(cp)
(bls/dia/psi)
h(ft)
X(ft)
C
D
182.3524
0.4
8.1164
0.96
0
1,148
182.04
1.5344
1.1594
Sustituyendo Ec. 4.21
= 1.3707 bls/dia/psi
Ya con el primer índice de productividad calculado, lo que sigue es realizar el mismo
cálculo para las otras 5 etapas del cálculo, para así alcanzar las 18 fracturas totales
del tratamiento.
Índice de Productividad Etapa 2
Tabla 4.25 Datos del Intervalo 2 Estimulado
(ft)
(md)
(cp)
(bls/dia/psi)
h(ft)
X(ft)
Permeabilidad de la etapa, K, (md)
496.3
0.4
8.1164
0.96
0
1,148
155.8
1.28
60
Tabla 4.26 Cálculos bajo la Variación de Permeabilidad y Longitud de Fractura.
0.4963
1.5368
-0.6070
2.4726
-1.9458
1.0768
1.1466
C
θ
n
D
Índice de Productividad Segunda Etapa
= 1.4914 bls/dia/psi
Índice de Productividad Etapa 3
Tabla 4.27 Datos del Intervalo 3 Estimulado
(ft)
(md)
(cp)
(bls/dia/psi)
h(ft)
X(ft)
Permeabilidad de la etapa, K, (md)
429.8621
0.4
8.1164
0.96
0
1,148
83.64
2.67
Tabla 4.28 Cálculos bajo la Variación de Permeabilidad y Longitud de Fractura
0.4298
1.5218
-0.5838
2.4165
-1.9123
1.0768
1.1204
C
θ
n
D
Índice de Productividad Tercera Etapa
= 2.3282 bls/dia/psi
61
Índice de Productividad Etapa 4
Tabla 4.29 Datos del Intervalo 4 Estimulado
(ft)
(md)
(cp)
(bls/dia/psi)
h(ft)
X(ft)
Permeabilidad de la etapa, K, (md)
497.3734
0.4
8.1164
0.96
0
1,148
70.52
2.19
Tabla 4.30 Cálculos bajo la Variación de Permeabilidad y Longitud de Fractura
0.4973
1.5269
-0.5916
2.4355
-1.9237
1.0768
1.1483
C
θ
n
D
Índice de Productividad Cuarta Etapa
= 3.2855 bls/día/psi
Índice de Productividad Etapa 5
Tabla 4.31 Datos del Intervalo 5 Estimulado
(ft)
(md)
(cp)
(bls/dia/psi)
h(ft)
X(ft)
Permeabilidad de la etapa, K, (md)
497.586
0.4
8.1164
0.96
0
1,148
131.2
0.55
62
Tabla 4.32 Cálculos bajo la Variación de Permeabilidad y Longitud de Fractura
0.4975
1.0757
0.3878
0.3729
-0.8006
1.0768
1.2634
C
θ
n
D
Índice de Productividad Quinta Etapa
= 1.3695 bls/día/psi
Índice de Productividad Etapa 6
Tabla 4.33 Datos del Intervalo 6 Estimulado
(ft)
(md)
(cp)
(bls/dia/psi)
h(ft)
X(ft)
Permeabilidad de la etapa, K, (md)
495.405
0.4
8.1164
0.96
0
1,148
164
2.4
Tabla 4.34 Cálculos bajo la Variación de Permeabilidad y Longitud de Fractura
0.4954
1.5247
-0.5882
2.4271
-1.9187
1.0768
1.1477
C
θ
n
D
Índice de Productividad Sexta Etapa
= 1.4044 bls/día/psi
63
Tabla 4.35 Resumen de resultados para Índice de Productividad:
Etapas del
Cálculo
1
2
3
Longitud
media de
fractura (ft)
527.9429
496.3
429.8621
Índice de
Productividad
1.3707
1.4914
2.3282
4
5
6
497.3734 497.586 495.405
3.2855
1.3695
1.4044
Nota: Contando con un índice de Productividad promedio en todo el pozo
multi_fracturado de 1.8749 bls/día/psi
4.3.- Escenario Hipotético de Explotación
Dentro de la propuesta experimental se deben someter a los resultados anteriores a
una comparación, de manera hipotética que resultaría si se hubiera decidido no
fracturar el Pozo Presidente Alemán 1565 Para ello primer debemos encontrar el
índice de productividad para este caso.
Pozo Horizontal Sin Fracturar.
Ya que la permeabilidad de la formación varía con cada intervalo, el cálculo se hará
para el índice de productividad en la situación hipotética que se tuvieran que perforar
pozos horizontales sin fracturar para producir cada intervalo.
El cálculo de hará etapa por etapa, donde la única variable será la permeabilidad del
intervalo, las demás datos se mantendrán constantes
64
Tabla 4.36 Valores Constantes para el Cálculo
(md)
(md)
N (ft)
(cp)
L(ft)
(ft)
(ft)
δ(ft)
(ft)
0.6
0.4
1,148
8.1164
2,771.6
660
0.3852
845
0.7916
Etapa 1
Antes de ir directamente al cálculo de Índice de Productividad, es necesario hacer
algunos cálculos previos, sabiendo que la permeabilidad del intervalo estimulado de
la primera etapa, es de 1.5md, y que la permeabilidad por penetración parcial se
reduce a 1.2750md. (85% de la permeabilidad de la formación sin daño), bajo ésta
condiciones se trabajaran las siguiente etapas de fractura, con una reducción de
15,20,25,30,35 y 40% respectivamente de cada etapa.
El valor de la penetración parcial del daño es de se encuentra entre 7 – 10 in,
utilizaremos promedio de 8.5 in.
Con información anterior, haciendo las equivalencias correspondientes de pulgadas a
metros, se calcula el daño por penetración parcial, dato necesario para el cálculo del
Índice de Productividad.
Sustituyendo Ec. 3.17
65
Ahora la longitud del eje medio del área de drene es calculado como sigue:
Sustituyendo Ec. 3.16
δ= Distancia vertical entre el pozo horizontal y el punto medio del yacimiento y
Longitud media del eje del área elíptica de drene
Tomando ésta consideración se calcula dicho factor, se sabe que la longitud media
del eje del área elíptica de drene es de 1,419.37 ft, y que el espesor del yacimiento
es de 1,148ft.
Por lo tanto la distancia entre la sección horizontal del pozo y el punto medio del
yacimiento es de 574 ft, y midiendo desde este punto hasta el extremo de la longitud
media del área de drene se sabe que:
Ec. 3.13
Ya con todos los datos completos el siguiente paso sustituir los valores en la
ecuación 3.15.
bls/día/psi
66
Tabla 4.37 Resumen de Resultados de Índices de Productividad Caso
Hipotético
Etapa de
fractura
K(md)
(md)
1
2
3
4
5
6
1.5
1.275
0.1122
1.28
1.024
0.1590
2.67
2.0025
0.2120
2.19
1.5330
0.2725
0.55
0.3575
0.3424
2.4
1.4400
0.4240
0.7569
0.7541
0.7510
0.7474
0.7434
0.7387
Claramente se observa que el índice de productividad no presenta una variación
importante, sin embargo de inmediato se ve que es bajo cuando se le compara con
cualquier índice de productividad calculado para las etapas de fractura.
4.4 Obteniendo Producción17
Con los datos de longitud de fractura apuntalada final, la producción esperada puede
ser pronosticada para cada una de las 6 etapas de fractura, así mismo también para
el pozo horizontal sin fracturar, entonces hacer las comparaciones pertinentes, todo
Pozo Fracturado
ello con ayuda de la grafica de siguiente.
P resión (kg/cm 2)
Sensilibildad: Longitud de Fractura (Half-Length)
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
Half-Length: 104.00 m
Outflow : Hagedorn and Brow n (std)
Half-Length: 114.00 m
Half-Length: 130.00 m
Half-Length :138.00 m
Half-Length : 167.00 m
0
75
150
225
300
375
450
525
600
Producción (BPD)
PWf
(kg/cm2)
57.660
57.815
58.024
58.126
58.509
QL
Qo
Qagua
Gas
%Wc
RGA
176.342
194.411
225.116
241.355
306.168
123.439
136.088
157.581
168.948
214.318
52.902
58.323
67.535
72.406
91.851
0.118
0.130
0.150
0.161
0.205
30.000
30.000
30.000
30.000
30.000
170.000
170.000
170.000
170.000
170.000
Figura(bbl/day)
4.1 Longitud
vs Producción,
Estadística (Weatherford,2012)
(bbl/day)
(bbl/day)
(MMSCF/day)
(perSensibilidad
cent)
(m3/m3)
67
La presión del yacimiento es de 5,890psi, la caída de presión en la vecindad del pozo
es del 16%, por lo que la Presión de Fondo Fluyendo, PWF, será de 4,947psi, por lo
tanto la diferencial de presión es de 1,178psi equivalente a 66.27 kg/cm2.
Con la caída de presión ya conocida, entraremos a la gráfica con la longitud media
de fractura ya calculada por etapa, los resultados se muestran a continuación.
Tabla 4.38 Producción por etapa de fractura Pozo Presidente Alemán 1565
Etapa de
fractura
1
2
3
4
5
6
Xf (ft)
160.9582
151.3109
131.0555
151.6382
151.7030
151.0381
BPD
260
250
175
250
250
250
La producción obtenida es la aproximación de cada fractura, tomando en cuenta que
son tres fracturas por etapa, tendremos que multiplicar la producción por tres y así
obtener la producción de cada etapa de estimulación.
Por lo que la producción conjunta para éste pozo con 18 fracturas, pudiera ser de
4,305BPD.
El siguiente paso es aproximar la producción basándose en el índice de
productividad del Horizontal sin Fracturar.
A partir de la siguiente fórmula:
………………
Ec. 4.1
Sustituyendo
5,890-4,947.6)*0.7569 = 713.3129 BPD
Tabla 4.39 Producción por cada Pozo Horizontal sin Fracturar hipotético
Intervalo
BPD
1
2
3
4
5
6
0.7569
0.7541
0.7510
0.7474
0.7434
0.7387
713
710
707
704
700
696
68
CAPÍTULO 5 Conclusiones
5.1.- Aplicación del Modelo Propuesto
Se debe saber que al momento de utilizar las fórmulas propuestas en este trabajo
para encontrar la geometría de la fractura en base a los datos del tratamiento se
realizaron 28 pruebas para encontrar la geometría más adecuada, sin embargo los
resultados pudieran estar en un rango considerable de error, ya que las ecuaciones
no fueron diseñadas bajo las condiciones exactas de Chicontepec y es por ello que
los resultados serán sometidos a comparación con los resultados reportados por
PEMEX, estimando así para el Pozo Presidente Alemán 1565 el margen de error que
se guarda entre las del modelo propuesto y el software de diseño que se utilizó para
la propuesta de estimulación.
Tabla 5.1 Comparación de los Pronósticos de Geometría
Etapas de
Fractura
1
2
3
4
5
6
Longitud de Fractura Apuntalada(m)
Modelo
Post
Diseño
propuesto
Fractura
161.4508
70
113
151.2722
103.6
113
131,0220
181.1
113
151.5994
165
113
151.6642
160
113
150.9994
157.5
113
Ancho de Fractura Apuntalado(in)
Modelo
Post
Diseño
Propuesto
Fractura
0.1204
0.16
0.24
0.1386
0.18
0.24
0.1675
0.13
0.24
0.1616
0.18
0.24
0.1581
0.14
0.24
0.1982
0.19
0.24
Tabla 5.2 Márgenes de Error Comparativos
Etapas de Fractura
1
2
3
4
5
6
Modelo VS Datos de Post
Fractura
Longitud de
Fractura (%)
129.88%
46.01%
27.65%
8.12%
5.20%
4.12%
Ancho de
Fractura (%)
24.75%
23%
28.84%
10.22%
12.92%
4.31%
Diseño VS Datos Post
Fractura
Longitud de
Fractura (%)
61.42%
9.07%
37.60%
31.51%
29.37%
28.25%
Ancho de
Fractura (%)
50%
33.33%
84.61%
33.33%
71.42%
26.31%
69
En conclusión, para el Pozo Presidente Alemán 1565 el promedio del Margen de
error, al ajustar el modelo propuesto a las condiciones finales reales propuesto por el
mismo software es del 27%, mientras que el ajuste del diseño propuesto por el
software a las condiciones post fractura, calculadas por el mismo software, fue en
promedio del 41%.
Con esto se comprueba que incluso el mismo software especializado para tareas de
este tipo, guarda un margen alto al intentar pronosticar las condiciones de las
fracturas después del tratamiento, y que el modelo propuesto guarda un porcentaje
relativamente medio de error, al momento de igualar la geometría de fractura, con la
resultante propuesta por el software especializado.
No cabe duda de que por muy sofisticado que sea un software, si no ha sido ajustado
estrictamente a las condiciones específicas de un campo, la geometría tiende a ser
impredecible y que un modelo diseñado para esas condiciones lograría tener una
discrepancia menor.
5.2.“X”.18
y el Número Equivalente de Pozos Horizontales, Relación
Esta relación puede hacerse para comparar un fracturamiento convencional con una
estimulación multi_etapa, si ese fuera el caso, se asume que la masa del apuntalante
usado para la mejor zona fracturada, en base a su índice de productividad y
producción estimada, es la misma quela utilizada en el pozo horizontal sin fracturar
calculado.
Pero eso solo sería correcto en el dado caso que la permeabilidad de la formación
fuera la misma a lo largo del pozo y con ello se asumiría que:
… … … … … … 5.1
Sin embargo para este estudio, la relación se hará para un pozo horizontal sin
fracturar y la estimulación multi_etapa del pozo Presidente Alemán 1565.
Ya que la permeabilidad si varía a lo largo de la sección direccional estimulada del
pozo, la relación
-número equivalente de pozos horizontales sin fracturar-, se hará
con el índice de producción de cada zona estimulada.
70
La relación , corresponde a la relación existente entre el índice de productividad de
cada zona drenada del pozo multi_fracturado y el índice de productividad en la zona
total drenada del pozo horizontal sin fracturar propuesto.
Tabla 5.3 Relación de Índices de Productividad.
Etapa
MD
1
1.5
0.7569
1.370
1.810
2
3
4
5
6
1.28
2.67
2.19
0.55
2.4
0.7541
0.7510
0.7474
0.7434
0.7387
1.491
2.328
3.285
1.369
1.404
1.977
3.100
4.395
1.842
1.900
Lo que inmediatamente se puede observar en la tabla, siendo una de las más
importantes conclusiones de este trabajo, es que de manera tan simple se puede
determinar que un solo pozo horizontal, explotando cada etapa, indica un bajo índice
de productividad, tanto así que al momento de obtener los resultados de la relación
“ ” se necesitaría hasta 4 pozos horizontales explotando el mismo intervalo para el
intervalo estimulado en la etapa 4 por ejemplo, de manera hipotética claro está.
La relación va desde casi 2 pozos hasta un poco mas de 4, lo que indica que para
alcanzar los índices de productividad de tan solo una etapa de estimulación,
necesitaríamos hacer mas perforaciones, en total para alcanzar los índice de
productividad de las 18 fracturas, tendríamos que perforar 15 pozos horizontales sin
estimular.
5.3.- Conclusión Económica
En esta parte se expondrá la situación económica de la estimulación, para encontrar
así el tiempo requerido en el que se pagará la inversión.
Para llegar a tal conclusión, se debe observar más de cerca la cantidad de
productos químicos y materiales utilizados etapa por etapa de fractura. El valor
promedio del costo de los aditivos y materiales se detalla en la siguiente tabla:
71
Tabla 5.4 Costos
Material
Equipo de Fracturamiento Hidráulico
Herramientas Especiales
3
M de Acido Clorhídrico @ 15%
Barril de Fluido de Transporte Sirocco
Saco de Arena Econoprop 20/40
Saco de Arena Carbolite 16/40
Saco de Arena Ottawa 20/40
Precio (USD)
14,000
35,000
980
7
63
74
35
Tabla 5.5 Volumetría de los Materiales Utilizados en la Etapa 1 de Fractura
Etapa
Material
Sacos/galones
Corte
Arena Ottawa 20/40
Gel Lineal 25
Acido Clorhídrico @ 15%
Gel Lineal 25
Colchón: Sirocco 30
Etapas: Sirocco 30
Econoprop 20/40
Carbolite 16/40
83
1893
3,962.26
40,107
40,331
88,154
1,600
1,896
Pre-colchón
Minifrac
Fractura
Se usara la relación de 1USD a 12:50 MXP para el tipo de cambio
Tomando en cuenta que del total de sacos de arena programados para la etapa de
fracturamiento, solo se colocaron en formación 2,759 de los 3,496, Tenemos que:
Tabla 5.6 Volumen total Utilizado por Material
Acido Clorhídrico @ 15% m3
Precio Unitario
(USD)
$980.00
Fluido de Transporte Sirocco Bls
Arena Econoprop 20/40 Sks
Arena Carbolite 16/40 Sks
Arena Ottawa 20/40 Sks
Material
Volumen
Costo (USD)
15
$
14,700.00
$7.00
3059
$
21,414.17
$63.00
$74.00
$35.00
1600
1159
83
$ 100,800.00
$ 85,766.00
$
2,905.00
72
Por lo tanto el costo aproximado de la estimulación de la primera etapa es de:
$ 225,585.17 USD
La misma operación se hará para las 5 etapas restantes y así conocer el valor
aproximado total de la estimulación hecha al pozo.
Tabla 5.7 Volumetría y Costo de los Materiales Utilizados en la Etapa 2
Material
Acido Clorhídrico @ 15% m3
Fluido de Transporte Sirocco Bls
Arena Econoprop 20/40 Sks
Arena Carbolite 16/40 Sks
Arena Ottawa 20/40 Sks
Precio
Unitario(USD)
$
$
$
$
$
980.00
7.00
63.00
74.00
35.00
Volumen
Costo (USD)
15
3466
1700
1285
87
$
$
$
$
$
14,700.00
24,262.00
107,100.00
95,090.00
3,045.00
Total
$
244,197.00
Tabla 5.8 Volumetría y Costo de los Materiales Utilizados en la Etapa 3
Material
Acido Clorhídrico @ 15% m3
Fluido de Transporte Sirocco Bls
Arena Econoprop 20/40 Sks
Arena Carbolite 16/40 Sks
Arena Ottawa 20/40 Sks
Precio
Unitario(USD)
$
$
$
$
$
980.00
7.00
63.00
74.00
35.00
Volumen
Costo (USD)
16
3198
1830
1255
88
$
$
$
$
$
15,680.00
22,386.00
115,290.00
92,870.00
3,080.00
Total
$
249,306.00
Tabla 5.9 Volumetría y Costos de los Materiales Utilizados en la Etapa 4
Material
Acido Clorhídrico @ 15% m3
Fluido de Transporte Sirocco Bls
Arena Econoprop 20/40 Sks
Arena Carbolite 16/40 Sks
Arena Ottawa 20/40 Sks
Precio Unitario
(USD)
$
$
$
$
$
980.00
7.00
63.00
74.00
35.00
Volumen
Costo (USD)
16
3275
1795
1693
85
$
$
$
$
$
15,680.00
22,925.50
113,085.00
125,282.00
2,975.00
Total
$
279,947.50
73
Tabla 5.10 Volumetría y Costos de los Materiales Utilizados en la Etapa 5
Material
Acido Clorhídrico @ 15% m3
Fluido de Transporte Sirocco Bls
Arena Econoprop 20/40 Sks
Arena Carbolite 16/40 Sks
Arena Ottawa 20/40 Sks
Precio Unitario
(USD)
$
980.00
$
7.00
$
63.00
$
74.00
$
35.00
Volumen
Costo (USD)
16
3529
1825
1588
85
$
$
$
$
$
15,680.00
24,700.00
114,975.00
117,512.00
2,975.00
Total
$
275,842.00
Tabla 5.11 Volumetría y Costos de los Materiales Utilizados en la Etapa 6
Material
Acido Clorhídrico @ 15% m3
Fluido de Transporte Sirocco Bls
Arena Econoprop 20/40 Sks
Arena Carbolite 16/40 Sks
Arena Ottawa 20/40 Sks
Precio Unitario
(USD)
$
980.00
$
7.00
$
63.00
$
74.00
$
35.00
Volumen
Costo (USD)
16
3834
2050
2211
94
$
$
$
$
$
15,680.00
26,835.50
129,150.00
163,614.00
3,290.00
Total
$
338,569.50
Tabla 5.12 Resumen de la inversión por etapa
Etapa
Costo (USD) por Etapa
1
$
225,585.17
2
$
244,197.00
3
4
5
6
Total
$ 249,306.00
$ 279,947.50
$ 275,842.00
$ 338,569.50
$ 1,613,447.17
Sin embargo este resultado representa solamente el costo de los materiales
utilizados, el costo de la operación así como el de herramientas especiales también
debe ser incluido, como se muestra en la tabla 5.13.
74
Tabla 5.13 Costo Total de la Estimulación Multi_Etapa
Costo Total de los
Materiales
Equipo de Estimulación
Hidráulica
Herramientas Especiales
Total
$ 1,613,447.17 USD
$
14,000.00 USD
$
35,000.00 USD
$ 1,662,447.17 USD
Lo que sigue es determinar el tiempo de pago tomando en cuenta la producción
calculada de 4,305 BPD para las 18 fracturas del tratamiento.
La evaluación se hará de manera diaria, para ello tomaremos en cuenta las
siguientes condiciones:
La presión declina rápidamente en el Chicontepec, por lo que resulta complicado
mantener la producción, así que para nuestro cálculo la producción declinará un
2.5% diario.
El horizonte para la evaluación será de 15 días, tomando en cuenta que es un
proyecto con una excelente recuperación diaria, por lo que se espera obtener
ganancias en pocos días.
El precio constante del barril promedio será igual a $100 USD, así mismo el tipo de
cambio es de $12.5000 MXP por cada USD, con una tasa de interés anual del 12%.
Bajo dichas variables tenemos que:
Tabla 5.14 Variables Económicas Prospectivas
Valor Presente Neto (VPN)
Tasa Interna de Retorno (TIR)
Eficiencia de la Inversión
$3,140,383.12
22%
1.89
75
Tabla 5.15 Económico Producción vs Ganancia
Día
Saldo inicial
(USD)
Ganancia Diaria neta
(USD)
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
$ 1,662,447.17
$ 1,243,263.82
$ 834,842.97
$ 437,184.62
$
50,288.77
-$ 325,844.58
-$ 691,215.44
-$ 1,045,823.79
-$ 1,389,669.64
-$ 1,722,752.99
-$ 2,045,073.84
-$ 2,356,632.19
-$ 2,657,428.04
-$ 2,947,461.39
-$ 3,226,732.24
$419,737.50
$408,975.00
$398,212.50
$387,450.00
$376,687.50
$365,925.00
$355,162.50
$344,400.00
$333,637.50
$322,875.00
$312,112.50
$301,350.00
$290,587.50
$279,825.00
$269,062.50
Interés
(USD)
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
554.15
554.15
554.15
554.15
554.15
554.15
554.15
554.15
554.15
554.15
554.15
554.15
554.15
554.15
554.15
Total
Ganancia
Afectada por el
Interés
(USD)
$419,183.35
$408,420.85
$397,658.35
$386,895.85
$376,133.35
$365,370.85
$354,608.35
$343,845.85
$333,083.35
$322,320.85
$311,558.35
$300,795.85
$290,033.35
$279,270.85
$268,508.35
$5,157,687.76
Se sabe que la ganancia bruta con el gasto inicial del pozo, es de $419,183 USD, y
con la declinación constante ya mencionada, la ganancia tendrá un aumento
exponencial.
Y ya para el día 5 de producción se habrá cubierto el costo total de la arena y de la
operación de estimulación al haber producido 20,190.45 Barriles de aceite y tener un
ingreso de $1, 988,291 USD, ($24, 853,646 MXP).
Como se observa a partir del sexto día el saldo comienza a ser favorable, los
números negativos son indicadores que se ha completado el pago total de la
intervención y por ende todo el valor económico a partir de este día comienza a ser
negativo para la inversión y positivo a la ganancia.
El tiempo de pago es reducido, en tan poco tiempo se ha recuperado la inversión,
gracias al gasto tan alto.
76
El comportamiento de la Tabla 5.15 se observa con mayor detalle en la figura
siguiente, donde con claridad se observa una tendencia lineal, esto debido a que
cada gráfica está siendo afectada por un interés anual del 12% que se mantiene
constante, y por ello también el tiempo de pago.
Figura 5.1 Comportamiento de la Tendencia Económica
77
Tabla 5.16 Comparación Final del Proyecto
En la tabla superior con mucha claridad se observan las condiciones originales de
cada etapa, la operación de estimulación y el efecto al tomar la decisión de estimular
cada intervalo fracturado a como se hizo, la escala a colores indica la posición que
ocupara dentro de la misma variable, es decir; los datos con mayor valor numérico
son las que se encuentran dentro de una celda con mayor porcentaje de color,
mientras que los valores más pequeños se encuentran en las celdas donde el color
blanco es el predominante.
La intención de esta tabla es poder observar cuál es la situación de cada uno de los
intervalos estimulados, y cuando puede llegar a afectar el estimular de cierta manera
un pozo, tomando bajo consideración las propiedades originales del yacimiento.
Por ejemplo; el intervalo 5 tiene la más baja permeabilidad y de acuerdo al diseño se
decidió que fuera estimulado con 3,413 sacos de arena, ocupando el tercer lugar de
los intervalos donde se utilizó más cantidad de sacos y como efecto tener la tercera
mejor geometría de fractura, con 153m y 0.1581 produciendo 750 bpd, para dicha
etapa, considerando que son 3 fractura, siendo la tercera etapa de fractura más cara.
Así también el comportamiento de las variables y como una compensa a la otra,
como se observa en la etapa 3 que guarda la mejor permeabilidad donde se decidió
no inyectar más apuntalante ya que con el de diseño se tendría una concentración de
3.32, que es una concentración buena y asegurar así un ancho de fractura de
78
0.1675, al tener una alta permeabilidad lo que se buscaría es un ancho de fractura
grande rediciendo así la longitud, sin embargo el intervalo no entregó su producción
como se esperaba que lo hiciera, al tomar la decisión de asegurar un ancho de
fractura el costo de la fractura baja, siendo la tercera etapa más barata pero se ve
afectado sin lugar a duda la producción.
Caso contrario a la etapa 1, donde la permeabilidad es la segunda más baja, con una
concentración final de arena relativamente buena y sin ser la etapa de fractura donde
se utilizara más fluido de fractura y apuntalante, tiene la longitud de fractura más
grande y un ancho pequeño, ya que al tener una permeabilidad baja, lo que se
buscaría es tener mayor contacto con el yacimiento por medio de una mayor
longitud, alcanzando una producción de 260 B/D por fractura siendo también la etapa
de fractura más barata en comparación con las otras 5.
Tan impredecible es la producción es un yacimiento tan complejo como Chicontepec
que con el modelo propuesto o con cualquier otro software aún más sofisticado
se pudiera diseñar la mejor geometría de fractura, decidir inyectar a tal gasto y cierta
volumetría y no saber qué producción esperar, si el intervalo entregará la
producción o si la inversión se recuperará.
Como factores determinantes que afectan directamente a la efectividad de la fractura
se tienen al volumen del apuntalante y su permeabilidad. Cual sea la permeabilidad
de la formación, seleccionando correctamente el apuntalante aseguraremos una
eficiencia muy buena.
Ahora, desde el punto de vista de la eficiencia en tiempo, se tiene una reducción
considerable en el mismo dependiendo de la técnica utilizada, pero aun así el
estimular varios intervalos en una sola corrida disminuye el tiempo de pago así como
también y los días laborados.
Las operaciones de fracturamiento continuo, elimina la necesidad de utilizar baches
que después tendrán que ser removidos, además de que utilizar jeteo para iniciar la
fractura, reduce por mucho el daño a la formación, y con ello una caída de presión
considerable en la etapa de producción, además de que las herramientas utilizadas
no tienen un límite de trabajo a la profundidad ni a la temperatura y además de que
puede llegar a trabajar hasta para 41 intervalos en una sola operación.
El reporte oficial de PEMEX para el proyecto donde se involucran los Pozos Escobal
197 y Escobal 195, para su multi_fracturamiento masivo y así crear una densidad
compleja de fracturas, declara un rotundo éxito en la aplicación de la técnica de
estimulación masiva alternada, así también en la producción, alcanzando un gasto
máximo de 3,120 y 1,096 BPD respectivamente, permitiendo cumplir con los
compromisos adquiridos al poder incrementar su producción.
79
Tanto así ha sido el beneficio obtenido, que se buscará aplicar la técnica en otros
activos de PEMEX, con yacimientos de características similares.
Es obvio que las ventajas de una estimulación masiva son varias, como ya se han
remarcado a lo largo de este trabajo, al exponer también la geometría de fractura y
los gastos, se propone el aumento de pozos estimulados por cualquiera de las
técnicas de fracturamiento ya sea alternado o simultáneo, considerándolo como la
mejor opción para superar las barreras naturales de los yacimientos del Chicontepec.
80
Índice De Figuras
Figura 1.1Esfuerzos Principales (J.Trejo, 2001)............................................................................. 10
Figura 1.2 Columna Geológica de Chicontepec (F. Cuevas 1980) ............................................. 15
Figura 1.3 Comportamiento histórico de producción del paleocanal del Paleocanal de
Chicontepec (A. Narváez, 2011) ....................................................................................................... 18
Figura 2.1Fracturamiento Continuo en un solo pozo (Halliburton, 2007) ................................... 20
Figura 2.2 Esquema Secuencial de la Estimulación (Halliburton, 2007) .................................... 21
Figura 2.3 Sistema de Fracturamiento Continuo en un Pozo Revestido (Halliburton, 2012) .. 22
Figura 2.4 Bola ya Asentada en el Deflector de Aterrizaje (Halliburton, 2012) ......................... 23
Figura 3.1 Descripción de los parámetros de un pozo direccional (M.J Economides 1995) ... 28
Figura 3.2 Presión inicial de fractura y orientación VS ángulo de disparo (M.J Economides
1995)...................................................................................................................................................... 29
Figura 3.3 Representación de la Zona Dañada .............................................................................. 37
Figura 3.4 Configuración de un pozo multi_fracturado en cuatro variaciones de simetría (F.
Kuppe 1998) ......................................................................................................................................... 39
Figura 4.1 Longitud vs Producción, Sensibilidad Estadística (Weatherford,2012) ................... 67
Figura 5.1 Comportamiento de la Tendencia Económica……………………………………………………..……77
Índice De Tablas
Tabla 1.1 Características Originales del Paleocanal de Chicontepec
(E. Contreras
2007)...................................................................................................................................................... 17
Tabla 3.1 Condiciones particulares de cada tipo de terminación para el cálculo del índice de
productividad (F. Kuppe 1998 The Journal of Canadian Petroleum) .......................................... 42
Tabla 4.1 Condiciones del objetivo a estimular (PEMEX 2011)................................................... 45
Tabla 4.2 Condiciones Geométricas y Mecánicas del pozo Presidente Alemán 1565
(Halliburton 2011) ................................................................................................................................ 45
Tabla 4.3 Características de la Etapa 1 del tratamiento C, D, E ...................................................... 47
Tabla 4.4 Prueba Ensayo y Error, en busca de la Geometría Etapa 1 ....................................... 50
Tabla 4.5 Resultados de la Primera Etapa de Fractura ................................................................ 51
Tabla 4.6 Características de la Etapa 2 del tratamiento C, D, E....................................................... 52
Tabla 4.7 Prueba Ensayo y Error, en busca de la Geometría Etapa 2 ....................................... 52
Tabla 4.8 Resultados de la Segunda Etapa de Fractura ......................................................... 52
Tabla 4.9 Características de la Etapa 3 del tratamiento C, D, E ................................................. 53
Tabla 4.10 Prueba Ensayo y Error, en busca de la Geometría Etapa 3 ............................... 53
Tabla 4.11 Resultados de la Tercera Etapa de Fractura ......................................................... 53
Tabla 4.12 Características de la Etapa 4 del tratamiento C, D, E ............................................... 54
Tabla 4.13 Prueba Ensayo y Error, en busca de la Geometría Etapa 4 ............................... 54
Tabla 4.14 Resultados de la Cuarta Etapa de Fractura ........................................................... 54
Tabla 4.15 Características de la Etapa 5 del tratamiento C, D, E ............................................... 55
81
Tabla 4.16 Prueba Ensayo y Error, en busca de la Geometría Etapa 5 ............................... 55
Tabla 4.17 Resultados de la Quinta Etapa de Fractura ........................................................... 55
Tabla 4.18 Características de la Etapa 6 del tratamiento C, D, E ............................................... 56
Tabla 4.19 Prueba Ensayo y Error, en busca de la Geometría Etapa 6 ............................... 56
Tabla 4.20 Resultados de la Sexta Etapa de Fractura ............................................................. 56
Tabla 4.21 Resumen de Resultados al calcular la geometría del tratamiento .......................... 57
Tabla 4.22 Características y Condiciones para el cálculo ............................................................ 58
Tabla 4.23 Valor de las variables en función de la permeabilidad .............................................. 59
Tabla 4.24 Datos y Parámetros Calculados: ................................................................................... 60
Tabla 4.25 Datos del Intervalo 2 Estimulado................................................................................... 60
Tabla 4.26 Cálculos bajo la Variación de Permeabilidad y Longitud de Fractura. .................... 61
Tabla 4.27 Datos del Intervalo 3 Estimulado................................................................................... 61
Tabla 4.28 Cálculos bajo la Variación de Permeabilidad y Longitud de Fractura ..................... 61
Tabla 4.29 Datos del Intervalo 4 Estimulado................................................................................... 62
Tabla 4.30 Cálculos bajo la Variación de Permeabilidad y Longitud de Fractura ..................... 62
Tabla 4.31 Datos del Intervalo 5 Estimulado................................................................................... 62
Tabla 4.32 Cálculos bajo la Variación de Permeabilidad y Longitud de Fractura ..................... 63
Tabla 4.33 Datos del Intervalo 6 Estimulado................................................................................... 63
Tabla 4.34 Cálculos bajo la Variación de Permeabilidad y Longitud de Fractura ..................... 63
Tabla 4.35 Resumen de resultados para Índice de Productividad: ............................................. 64
Tabla 4.36 Valores Constantes para el Cálculo ............................................................................. 65
Tabla 4.37 Resumen de Resultados de Índices de Productividad Caso Hipotético ................. 67
Tabla 4.38 Producción por etapa de fractura Pozo Presidente Alemán 1565 ........................... 68
Tabla 4.39 Producción por cada Pozo Horizontal sin Fracturar hipotético ................................ 68
Tabla 5.1 Comparación de los Pronósticos de Geometría ........................................................... 69
Tabla 5.2 Márgenes de Error Comparativos ................................................................................... 69
Tabla 5.3 Relación de Índices de Productividad. ........................................................................... 71
Tabla 5.4 Costos .................................................................................................................................. 72
Tabla 5.5 Volumetría de los Materiales Utilizados en la Etapa 1 de Fractura ........................... 72
Tabla 5.6 Volumen total Utilizado por Material ............................................................................... 72
Tabla 5.7 Volumetría y Costo de los Materiales Utilizados en la Etapa 2 .................................. 73
Tabla 5.8 Volumetría y Costo de los Materiales Utilizados en la Etapa 3 .................................. 73
Tabla 5.9 Volumetría y Costos de los Materiales Utilizados en la Etapa 4 ................................ 73
Tabla 5.10 Volumetría y Costos de los Materiales Utilizados en la Etapa 5 .............................. 74
Tabla 5.11 Volumetría y Costos de los Materiales Utilizados en la Etapa 6 .............................. 74
Tabla 5.12 Resumen de la inversión por etapa .............................................................................. 74
Tabla 5.13 Costo Total de la Estimulación Multi_Etapa ................................................................ 75
Tabla 5.14 Variables Económicas Prospectivas............................................................................. 75
Tabla 5.15 Económico Producción vs Ganancia ............................................................................ 76
Tabla 5.16 Comparación Final del Proyecto ................................................................................... 78
82
Nomenclatura
= Relación de Productividad, ad
= Shape Factor de Dietz
= Índice de consistencia para flujo en una fractura (ranura de flujo), lbs
sec2/ft2.
= Permeabilidad Horizontal, md
= Permeabilidad Vertical, md
= Longitud de Fractura apuntalada, ft
= Longitud de la sección horizontal del Pozo, ft
=Índice de Productividad para un pozo horizontal fracturado, bls/día/psi
= Índice de productividad de un pozo horizontal sin estimular, bls/día/psi
= Gasto de un pozo horizontal fracturado, BPD
= longitud de fractura adimensional
= Relación de índices de Productividad
= Producción diaria de un pozo horizontal sin fracturar, BPD
= Radio de drene del Pozo, ft
= Ancho de fractura apuntalado final, in.
= Máximo ancho de fractura, in.
= Peso total de arena, lbs.
= Factor volumétrico del aceite, ad
= Esfuerzo horizontal efectivo
A= Área de fractura creada, ft2
a= Longitud media del eje del área elíptica de drene, ft
API= American Petroleum Institute
83
C= Coeficiente de pérdida de fluido,
Cp= Centi-poise, Unidades de viscosidad
E =Módulo de Young, psi
G= Módulo de corte
h= Altura de fractura, ft
K= Módulo Volumétrico
K= Permeabilidad del yacimiento, md
Ks= Permeabilidad de la zona dañada, md
L= Longitud de fractura Hidráulica Creada, ft
Lx= Ancho de drene ortogonal para un pozo horizontal, ft
Ly= Ancho de drene paralelo a el pozo horizontal, ft.
Md= Mili-Darcies
N= Espesor neto impregnado, ft
n= índice de flujo interno (ley de potencias modelo exponente), ad.
Pci= Presión de Cierre Instantáneo, psi
Pf= Presión de Fractura, psi
Ppg= Concentración Final de Arena en la Fractura, lbs/gal
Pr= Presión de Ruptura, psi
Psi= Libras sobre pulgada cuadrada, unidades de presión en el sistema inglés
Pwf= Presión de Fondo Fluyendo, psi
Pws= Presión de Fondo Estático, psi
Q= Gasto de Inyección. Bpm
rs= Penetración del daño, in
rw= radio del pozo, in
84
Sd= Daño por cambio de permeabilidad en la vecindad del pozo, conocida
también como la fórmula Hawkins
T= Temperatura, °F
V= Volumen total inyectado, arena y fluido, gal
W= Ancho de fractura promedio, in
x= Distancia a el límite sin flujo, ft
β= Factor de volumen de la formación, ad
δ= Distancia vertical entre el pozo horizontal y el punto medio del yacimiento y
la longitud media del eje del área elíptica de drene
= Indice de Productividad para un pozo Horizontal sin Fracturar, Ad
= Relación de Poisson
= Densidad de la roca
= Constante poro-elástica de Biot
P= Caída de Presión, psi
z= Profundidad, ft
= Viscosidad promedio del fluido de fracturamiento, cp
= Esfuerzo vertical efectivo
85
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87
ANEXOS
Anexo “A” Shape Factor Dietz
Anexo “B” Magnitud de los espesores Impregnados
Estudio Regional
Chicontepec
(Subdirección de
Exploración de Geología
de Yacimientos 1998)
88
Anexo “C” Características Petrofísicas de los Intervalos a Estimular
Propuesta de Estimulación Multi_etapa Pozo Presidente Alemán 1565
(Halliburton 2011)
Anexo “D” Sistema Información de Operación de Pozo
PEMEX 2011
89
Anexo “E” Permeabilidad Horizontal
90