Fracturamiento Con Gas

TRABAJO ESPECIAL DE GRADO

EVALUACIN DE MATERIAL ENERGTICO PARA EL FRACTURAMIENTO CON GAS EN ARENAS CONSOLIDADAS DE

ALTA PERMEABILIDAD DE GAS

Presentado ante la Ilustre Universidad Central de Venezuela

Por el Bachiller: Chavarro S., Wilmer A. Para optar al Ttulo de Ingeniero de Petrleo

Caracas, 2006

TRABAJO ESPECIAL DE GRADO


ALTA PERMEABILIDAD DE GAS

TUTOR ACADMICO: Prof. MSc. Walter Poquioma TUTOR INDUSTRIAL: Ing. Pablo Manrique

Presentado ante la Ilustre Universidad Central de Venezuela

Por el Bachiller: Chavarro S., Wilmer A. Para optar al Ttulo

de Ingeniero de Petrleo

Caracas, 2006

i

DEDICATORIA

Dedico ste trabajo fundamentalmente a mi madre y a las personas que con su

constante entusiasmo y colaboracin, hicieron posible que lograra culminar mis

estudios, impulsndome en cada uno de los momentos difciles y celebrando

aquellas metas trazadas.

Tambin lo dedico a todas aquellas personas que creen en la igualdad de

oportunidades como base para el desarrollo integral de los hombres y mujeres.

Finalmente, dedico este trabajo al pueblo de Venezuela por hacer valer el derecho

a una educacin gratuita con el fin de alcanzar el desarrollo de esta nacin en

funcin del bien colectivo.

Wilmer Chavarro

ii

AGRADECIMIENTOS

A mi madre y a mi hermano por darme su constante apoyo en el da a da.

A mi cuada Yoli por estar siempre pendiente durante el transcurso de mi carrera.

Muy especialmente a mi Tutor Industrial Pablo Manrique por haberme dedicado su

tiempo y conocimientos sin dudarlo en ningn momento, dndome la confianza

para desarrollar los objetivos planteados. Y principalmente por creer en mi

capacidad profesional.

A mi Tutor Acadmico Walter Poquioma por brindarme su apoyo, conocimientos y

consejos cada momento que lo necesit.

A mi novia Lorena y a Karlita por darme su incuantificable apoyo durante los

momentos ms difciles de este trabajo.

A Franklin, Israel, Ernesto, Bladimir y el seor Asdrubal Ovalles por compartir sus

conocimientos y discutir algunos tpicos importantes, adems de brindarme su

amistad.

A Jenny, Junior, Espaita, Frepi, Karyve, Xenia, Jorge (el Gaucho), Julio, Rafael

(tortuga), Luis Fernando, Nestor, Yessica y dems compaeros que siempre

estuvieron pendientes de mi trabajo y brindarme su amistad.

A Arturo Borges por abrirme las puertas en Intevep dndome la oportunidad de

realizar mi trabajo de Pasanta Industrial y ayudarme en cada momento que

necesit algn consejo o ayuda.

A los compaeros de exploracin: David Moreno, Lenn Ortega, Arcadio, Carlos

Bustamante, Maria Daniela Rangel y los compaeros del transporte, por no dudar

en ayudarme para la seleccin, bsqueda, toma y corte de las muestras de los

afloramientos que se emplearon en este trabajo.

A Heriberto Sanchez quien siempre me brind su apoyo, experiencia y el caf.

A Hector Gonzalez y Neel Montoya por darme su tiempo en los momentos que

requer realizar diferentes pruebas, ensayos de laboratorio y aclarar mis dudas.

A Armando Bello por orientarme en cuanto a experiencias previas relacionadas

con este trabajo, y a Jos Moreno por brindarme su apoyo.

iii

A Nelson Marquez por su importante apoyo en el desarrollo de este trabajo de

investigacin.

A Miguel Marquina, Yanira Perdomo, Maria L. Ventresca y Carlos Vallejos por

brindarme su valioso apoyo.

A los compaeros de CAVIM Cnel. Jordn, Ladislao Pregitzer, Juan Sanchez,

Rafael Garca, Sr. Parra y dems por su valioso apoyo para realizar las pruebas

de campo.

A todos y cada uno de los compaeros que me han acompaado durante mi

carrera en los buenos y malos momentos y que no mencion..

Muchas Gracias!!!

iv

NDICE GENERAL

Dedicatoria ............................................................................................................... i Agradecimientos.......................................................................................................ii ndice general..........................................................................................................iv Lista de figuras .......................................................................................................vii ndice de tablas ....................................................................................................... x Nomenclatura ..........................................................................................................xi Resumen............................................................................................................... xiii CAPITULO I ............................................................................................................ 1 Formulacin del problema....................................................................................... 1

I. Introduccin .................................................................................................. 1 Ii. Planteamiento del problema ......................................................................... 3 Iii. Justificacin .............................................................................................. 4 Iv. Objetivo general ........................................................................................ 5 V. Objetivos especficos.................................................................................... 5

CAPITULO II ........................................................................................................... 6 Marco terico........................................................................................................... 6

1. Yacimientos de hidrocarburos. ..................................................................... 6 1.1. Propiedades de la roca.......................................................................... 6

1.1.1. Porosidad ....................................................................................... 6 1.1.2. Permeabilidad ................................................................................ 7 1.1.3. Densidad de roca y distribucin de tamao de grano .................... 8

1.2. Efecto superficial ................................................................................. 10 1.2.1. Componentes del efecto superficial ............................................. 13 1.2.2. Efecto superficial causado por completacin parcial y pozos inclinados.................................................................................................... 14 1.2.3. Efecto superficial por caoneo ..................................................... 17

1.3. Propiedades geomecnicas ................................................................ 19 1.3.1. Aplicaciones de la geomecnica .................................................. 20 1.3.2. Comportamiento mecnico de los materiales geolgicos ............ 20 1.3.3. Caractersticas especiales de los materiales geolgicos ............. 21 1.3.4. Ensayos de laboratorio................................................................. 22

1.3.4.1. Ensayo de compresin sin confinamiento (UCS) .................... 23 1.3.4.2. Compresin triaxial .................................................................. 23 1.3.4.3. Tensin indirecta o ensayo de cilindro brasileo ..................... 24 1.3.4.4. Ensayo de compresin uniaxial ............................................... 24 1.3.4.5. Coeficiente de Biot .................................................................. 25

1.3.5. Pruebas de campo ....................................................................... 26 1.3.5.1. Magnitud del esfuerzo vertical ( V )......................................... 26 1.3.5.2. Magnitud del esfuerzo mnimo ( h ) ........................................ 26 1.3.5.3. Magnitud del esfuerzo mximo ( H )....................................... 26

v

2. Mecanismos de produccin por flujo natural .............................................. 27 2.1. Produccin por gas disuelto ................................................................ 28

2.1.1. Presin sobre el punto de burbujeo (petrleo subsaturado)......... 28 2.1.2. Presin debajo del punto de burbujeo (petrleo saturado).......... 29

2.2. Produccin por capa de gas................................................................ 30 2.3. Produccin por empuje natural de agua.............................................. 31

3. Mecanismos de estimulacin convencional................................................ 32 3.1. ndice de productividad antes de la estimulacin ................................ 33 3.2. Principios bsicos del fracturamiento hidrulico.................................. 35

3.2.1. Mecnica de la fractura ................................................................ 37 3.2.2. Mecnica del fluido de fractura..................................................... 39 3.2.3. Agente de sostn (apuntalante) ................................................... 40

4. Uso de materiales energticos en la industria petrolera ............................. 41 4.1. Clasificacin de los explosivos ............................................................ 42

5. Fracturamiento con gas .............................................................................. 46 5.1. Mecnica del fracturamiento con gas .................................................. 49

5.1.1. Mecanismos actuantes................................................................. 49 5.1.2. Mecanismo de formacin de la fractura ....................................... 50

5.2. Diseo del fracturamiento con gas ...................................................... 52 5.2.1. Principio ....................................................................................... 52 5.2.2. Diseo del pulso de presin ......................................................... 53

5.3. Diseo del propelente.......................................................................... 56 5.4. Geomecnica en el fracturamiento con gas ........................................ 59 5.5. Estimacin del incremento en la productividad ................................... 60 5.6. Equipos utilizados................................................................................ 62 5.7. Aplicaciones en Venezuela ................................................................. 64 5.8. Ventajas y desventajas........................................................................ 66

5.8.1. Ventajas de la tecnologa ............................................................. 66 5.8.2. Desventajas de la tecnologa ....................................................... 67

6. Descripcin geolgica de la formacion Naricual ......................................... 67 6.1. Consideraciones histricas.................................................................. 68 6.2. Localidad tipo ...................................................................................... 69 6.3. Descripcin litolgica........................................................................... 69 6.4. Espesor ............................................................................................... 70 6.5. Estructura ............................................................................................ 70 6.6. Estratigrafa ......................................................................................... 70 6.7. Extensin geogrfica ........................................................................... 70 6.8. Expresin ssmica ............................................................................... 71 6.9. Expresin topogrfica.......................................................................... 71 6.10. Contactos......................................................................................... 71 6.11. Fsiles ............................................................................................. 72 6.12. Edad ................................................................................................ 73 6.13. Correlacin ...................................................................................... 73 6.14. Paleoambientes ............................................................................... 73 6.15. Propiedades petrofsicas ................................................................. 74 6.16. Importancia econmica.................................................................... 75

vi

CAPITULO III ........................................................................................................ 77 Metodologa experimental ..................................................................................... 77

1. Preparacin de muestras............................................................................ 77 2. Determinacin de porosidad y permeabilidad............................................. 81

2.1. Procedimiento para medir la porosidad ............................................... 82 2.2. Procedimiento para medir la permeabilidad ........................................ 84

3. Distribucin de tamao y densidad de grano.............................................. 86 3.1. Determinacin de tamao de grano .................................................... 86 3.2. Determinacin de densidad del grano ................................................. 88

4. Caracterizacin geomecnica .................................................................... 89 4.1. Determinacin de UCS........................................................................ 89 4.2. Ensayos de tensin indirecta............................................................... 90 4.3. Ensayo de resistencia a la compresin triaxial .................................... 91

5. Ensayos con material energtico................................................................ 92 6. Medicin de la temperatura de ignicin ...................................................... 95

CAPITULO IV ........................................................................................................ 97 Resultados y anlisis............................................................................................. 97 Conclusiones....................................................................................................... 114 Recomendaciones............................................................................................... 116 Bibliografa .......................................................................................................... 117 Apndices............................................................................................................ 120

vii

LISTA DE FIGURAS

Fg. 1. Variables que influyen en la permeabilidad segn Ley de Darcy. .............. 7 Fg. 2. Zona cercana al pozo alterada................................................................. 11 Fg. 3. Ejemplo de completacin parcial, (a) pozo con penetracin parcial en la

formacin, (b) pozo produciendo solo desde la parte central de la formacin, (c) pozo con 4 intervalos abiertos a produccin (Brons y Marting)................. 14

Fg. 4. Pseudo skin Sb (Brons y Marting). ........................................................... 15 Fg. 5. Geometra para efectos de caracterizacin por completacin parcial y

desvo de pozos. ............................................................................................ 16 Fg. 6. Compresin sin Confinamiento ................................................................ 23 Fg. 7. Ensayo de tensin indirecta y fracturas generadas en la muestra. .......... 24 Fg. 8. Tpica envolvente de falla......................................................................... 25 Fg. 9. Produccin por gas disuelto en el petrleo con Presin (P) > Presin de

burbuja (Pb). .................................................................................................. 29 Fg. 10. Produccin por gas disuelto en el petrleo con P < Pb......................... 30 Fg. 11. Mecanismo de empuje por Capa de Gas ............................................... 31 Fg. 12. Uso del Fracturamiento Hidrulico como mecanismo de completacin

para pozos de petrleo y gas en EE.UU. ...................................................... 35 Fg. 13. Prueba de fracturamiento con Gas......................................................... 47 Fg. 14. Comparacin de perfiles de Presin ( tomado de INT - 8723) ............... 48 Fg. 15. Tipos de fracturas creadas segn la rapidez con que se incrementa la

presin. .......................................................................................................... 51 Fg. 16. Tipo de fractura creada segn la velocidad de fractura.......................... 52 Fg. 17. Diagrama de elementos que determinan la configuracin del explosivo.58 Fg. 18. Influencia del mdulo de Young y la relacin de Poisson en: a) espesor, y

b) longitud de la fractura................................................................................. 59 Fg. 19. Diseo genrico de herramienta utilizada para el Fracturamiento con

Gas................................................................................................................. 64 Fg. 20. Toma de muestras de roca de superficie de la Formacin Gurico en la

zona de Camatagua. (el Autor) ...................................................................... 77 Fg. 21. Toma de muestras de roca de superficie de la Formacin Naricual en el

Edo. Anzoategui. (el Autor) ............................................................................ 78 Fg. 22. Herramientas empleadas para la toma de muestras. (el Autor) ............. 78 Fg. 23. Afloramiento de la formacin Naricual en la zona de la mina homnima.

(el Autor) ........................................................................................................ 79 Fg. 24. a) Toma de una muestra de superficie. b) Afloramiento de la formacin

Naricual en la carretera vieja hacia Maturn, Km 52. (el Autor) ...................... 79 Fg. 25. a) Celda de confinamiento para la realizacin de pruebas con material

explosivo (tomado de INT-9155). b) Cara de un bloque de roca de la formacin Naricual al ser cortado (el Autor). .................................................. 80

Fg. 26. Equipo para el corte de bloques de roca. (el Autor) ............................... 80

viii

Fg. 27. Bloques preparados para ser sometidos a ensayos de fracturamiento con gas, a) de Arenisca y b) de Plexiglass. (el Autor)........................................... 81

Fg. 28. Toma de tapones de roca para la realizacin de anlisis convencionales y ensayos geomecnicos. (el Autor) .............................................................. 82

Fg. 29. Tapones tomados para la realizacin de anlisis convencionales y ensayos geomecnicos. (el Autor) ................................................................. 82

Fg. 30. Porosmetro de Helio sin confinamiento. (el Autor) ................................ 83 Fg. 31. Permemetro de Helio. (el Autor)........................................................... 85 Fg. 32. Presurizacin con aire para el medicin de permeabilidad del tapn de

roca contenido en el permemetro de helio. (el Autor) .................................. 85 Fg. 33. Muestras de roca triturada para determinacin de la granulometra de las

rocas. (el Autor).............................................................................................. 86 Fg. 34. a) Balanza para medicin de la masa de las muestras trituradas. b)

Tamizado de muestras para obtencin del tamao de grano. (el Autor)........ 87 Fg. 35. Celda triaxial MTS-815 para ensayos geomecnicos. (el Autor)............ 90 Fg. 36. a) Tapones para ensayos de tensin indirecta. b) y c) Celda triaxial

MTS-810 para ensayos geomecnicos. (el Autor) ......................................... 91 Fg. 37. Confinamiento de tapn para la determinacin de la resistencia a la

compresin triaxial. (el Autor)......................................................................... 92 Fg. 38. Direcciones de los esfuerzos en los tres planos de carga en la celda de

confinamiento para pruebas con material explosivo. ..................................... 93 Fg. 39. Resonancia magntica lateral de un bloque de arenisca saturado con

agua destilada. (el Autor) ............................................................................... 93 Fg. 40. Equipo para la toma de imgenes por Resonancia Magntica. (el Autor)

....................................................................................................................... 94 Fg. 41. Ensamblaje blanco explosivo para ensayos de fracturamiento con gas.

(el Autor) ........................................................................................................ 94 Fg. 42. Fusimetro para medicin del punto de ignicin del explosivo. (el Autor)

....................................................................................................................... 96 Fg. 43. Distribucin del tamao de grano de la muestra de roca A.................... 99 Fg. 44. Distribucin del tamao de grano de la muestra de roca B.................... 99 Fg. 45. Distribucin del tamao de grano de la muestra de roca C.................. 100 Fg. 46. Distribucin del tamao de grano de la muestra de roca D.................. 100 Fg. 47. Distribucin del tamao de grano de la muestra de roca E.................. 101 Fg. 48. Efectos de explosivos descartados a) Prueba en bloque de plexiglass

usando propelente C; b) Prueba en bloque de roca con geometra irregular usando cordn detonante. (el Autor)............................................................ 103

Fg. 49. Comportamiento registrado del propelente C en bloque de Plexiglass. (el Autor) ...................................................................................................... 104

Fg. 50. Sistema radial de fracturas de tope a fondo en bloque de Plexiglass con propelente A. (el Autor).............................................................................. 105

Fg. 51. Configuracin final del explosivo confinado en los bloques de prueba. (el Autor) ........................................................................................................... 106

Fg. 52. Visualizacin por resonancia magntica de la muestra de roca A2 despus de activar 2 gr de propelente A. (el Autor)................................... 107

Fg. 53. Visualizacin por resonancia magntica de la muestra de roca A8 despus de activar 2.5 gr de propelente A. (el Autor)................................ 107

ix


Fg. 55. Visualizacin directa de la muestra de roca A1 despus de activar 4 gr de propelente A. (el Autor)......................................................................... 108



Fg. 58. Visualizacin por resonancia magntica de la muestra de roca A9 despus de activar 10 gr de propelente A. (el Autor)................................. 110

Fg. 59. Bloques de plexiglass sometidos a la accin de un propelente sin/con inmersin en lquido para una misma carga de material energtico. (el Autor)..................................................................................................................... 111

Fg. 60. Bloques de arenisca sometidos a la accin de un propelente con/sin inmersin en lquido para una misma carga de material energtico. (el Autor)..................................................................................................................... 112

x

NDICE DE TABLAS

Tabla 1. Clasificacin de la permeabilidad del medio poroso segn el fluido que contenga. ......................................................................................................... 8

Tabla 2. Densidades caractersticas de algunos minerales y rocas. .................... 9 Tabla 3. Clasificacin de las rocas sedimentarias segn su tamao de grano

segn Wentworth ........................................................................................... 10 Tabla 4. Flujo en pozos sin dao (tomado de Valk y col.). ................................ 34 Tabla 5. Interrelacin entre propiedades para materiales linealmente elsticos

(tomado de Economides y col.)...................................................................... 38 Tabla 6. Comparacin entre Combustin y Detonacin ...................................... 42 Tabla 7. Sustancias qumicas explosivas ms utilizadas. (Tomado de INT-7432)

....................................................................................................................... 44 Tabla 8. Propiedades de los fluidos de la formacin Naricual. (tomado de WEC

Venezuela 1997) ............................................................................................ 75 Tabla 9. Reservas estimadas al 31/12/1996 de la formacin Naricual (tomado de

WEC Venezuela 1997)................................................................................... 76 Tabla 10. Correspondencia de las muestras tomadas en campo con los bloques

de arena empleados para el fracturamiento con gas. .................................... 97 Tabla 11. Porosidad y permeabilidad de los tapones extrados para el anlisis de

las muestras................................................................................................... 97 Tabla 12. Valores promedio de la porosidad y permeabilidad de las muestras de

roca. ............................................................................................................... 98 Tabla 13. Tamao de grano de las muestras de roca. ...................................... 101 Tabla 14. Densidad de las muestras de roca. ................................................... 102 Tabla 15. Caracterizacin geomecnica de las muestras de roca. ................... 102 Tabla 16. Materiales energticos evaluados. .................................................... 103 Tabla 17. Pruebas en bloques de Plexiglass para la seleccin del propelente.104 Tabla 18. Pruebas en bloques de arena. .......................................................... 106 Tabla 19. Caractersticas de los bloques de roca A7 y A8 de la muestra de

superficie D. ................................................................................................. 112

xi

NOMENCLATURA

Letras y Smbolos k: Factor de Permeabilidad de la roca, md kd: Permeabilidad en la zona daada, md q: Tasa de flujo A: Area transversal del medio poroso L: Longitud del medio poroso, cm P: Diferencial de presin : Viscosidad del fluido, cp : Densidad de la muestra de roca, gr / cm3 M: Masa de la muestra de roca, gr V: Volumen no-poroso de la muestra de roca, cm3 h: Espesor promedio de la capa productora, pies s: Efecto superficial, adimensional hw: Intervalo total abierto a produccin, pies Zw : Elevacin desde el fondo del yacimiento hasta la mitad del intervalo perforado,

pies lp: Longitud del caoneo, pies

: Parmetro que depende del ngulo de fase del caoneo, adimensional rw: Radio del pozo en la cara de la arena, pies

wr ' : Radio efectivo del pozo en la cara de la arena, pies T0 : Resistencia a la tensin, lpc P : Presin, lbf D : Dimetro de tapn de roca, pulgadas t : Espesor de la muestra, pulgadas UCS: Esfuerzo de compresin uniaxial sin confinamiento, lpc

V : Esfuerzo vertical, lpc

H : Esfuerzo horizontal mximo, lpc h : Esfuerzo horizontal mnimo, lpc

Pbd: Presin de fractura (breakdown), lpc Pp: Presin de poro, lpc UCS: Esfuerzo de compresin uniaxial, lpc Donde: K: Relacin de esfuerzos efectivos, adimensional Np: Produccin acumulada, bbl N: Petrleo original en sitio, bbl Bo: Factor volumtrico del petrleo, BY/BN Boi: Factor volumtrico inicial del petrleo, BY/BN Bg: Factor volumtrico del gas, BY/PCN Bgi: Factor volumtrico del gas inicial, BY/PCN Co: Compresibilidad del petrleo, lpc-1 Cw: Compresibilidad del agua, lpc-1

xii

Cf: Compresibilidad de la formacin, lpc-1 So: Saturacin de petrleo, fraccin Swc: Saturacin de agua irreducible, fraccin Sw: Saturacin de agua, fraccin Rp: Relacin gas - petrleo acumulado, PCN/BN Rs: Relacin de solubilidad del gas en el petrleo, PCN/BN Rsi: Relacin inicial de solubilidad del gas en el petrleo, PCN/BN m: (Cap II, seccin 2) ndice de la capa de gas, adimensional We: Influjo de agua, bbl Wi: Volumen inicial del acuifero, bbl J: ndice de productividad, BPD/lpc PD: Presin adimensional qD: Tasa de produccin adimensional : Aumento de la productividad, adimensional re: Radio de drenaje, pies rw: Radio del pozo, pies rf: Radio de la fractura, pies rd: Radio de la zona daada, pies Nf: Nmero de fracturas, adimensional FCD: Factor de conductividad m: (Cap. II, seccin 6) exponente de cementacin, adimensional n: exponente de saturacin, adimensional Unidades md: milidarcys cm: centimetros cp: centipoise gr: gramos lpc: libras por pulgada cuadrada lbf: libras de fuerza bbl: barriles BY: barriles a condiciones de yacimiento BN: barriles a condiciones normales (estndar) PCN: pies cbicos normales (estndar) BPD: barriles por da

xiii

RESUMEN Chavarro S., Wilmer A.


ALTA PERMEABILIDAD DE GAS Tutor acadmico: Prof. Walter Poquioma. Tutor Industrial: Ing. Pablo Manrique. Tesis. Caracas, U.C.V. Facultad de Ingeniera. Escuela de

Ingeniera de Petrleo, 2006, 124 pginas.

Palabras Claves: Fracturamiento con Gas, Estimulacin de Yacimientos,

Propelente, Dao a la Formacin, Geomecnica en el Fracturamiento, Mecnica

de Rocas.

En la industria petrolera se emplean diferentes tcnicas para realizar la

estimulacin en aquellos yacimientos en los que por diferentes mecanismos de

dao a la formacin, han disminuido la capacidad de los hidrocarburos para fluir

hacia el pozo. Una de las tcnicas mayormente empleada para la estimulacin de

yacimientos en Venezuela, es el fracturamiento hidrulico, el cual genera fracturas

(canales de alta permeabilidad) en la roca, alcanzando grandes longitudes. El

fracturamiento hidrulico es una tcnica que resulta altamente costosa y reviste

una gran complejidad operacional, por lo cual es necesario trabajar en funcin de

desarrollar tcnicas que permitan realizar estimulaciones efectivas a menores

costos y disminuyendo la complejidad operativa. En el presente trabajo, se evala

la aplicacin de material energtico explosivo en modelos de plexiglass y

areniscas de alta permeabilidad de gas, a fin de entender el fenmeno fsico que

comprende: Sistema de fracturas generado, caracterizacin de las fracturas en

funcin de diferentes cantidades del explosivo seleccionado y, necesidad o no de

insertar agentes de sostn a las fracturas creadas. Se seleccion afloramientos de

la formacin Naricual para la toma de muestras de estudio, y estas se

caracterizaron mediante anlisis convencionales y ensayos geomecnicos.

xiv

Adems, se determin como explosivo el propelente debido a su capacidad para

generar grandes cantidades de gas y por ende presin para propagar las

fracturas. Posteriormente se estableci una metodologa para realizar el

fracturamiento de las muestras confinadas en una celda diseada para tal fin. Se

realiz la visualizacin directa e indirecta (en las rocas mediante resonancia

magntica), el anlisis permiti concluir que se genera un sistema radial de

fracturas, que el desprendimiento de partculas de la matriz de la roca impide que

las mismas se cierren, planteando la posibilidad de no insertar apuntalante, y que

al activar el propelente inmerso en un lquido ocurre mayor propagacin de la

fractura. Finalmente, se recomienda realizar un estudio para desarrollar

ecuaciones que modelen el fracturamiento; disear una herramienta para

encapsular el propelente y someterlo a condiciones de yacimiento, y disear

prueba que permita cuantificar la variacin en la permeabilidad al realizar la

estimulacin.

1

CAPITULO I Formulacin del Problema

I. INTRODUCCIN Desde los inicios de la industria petrolera se han empleado diversos mecanismos

de produccin, partiendo de la produccin por flujo natural donde el aporte

energtico lo hace el yacimiento, y a medida que se expanden los fluidos del

yacimiento, la presin inicial del yacimiento tiende a bajar. En otros casos

podemos tener mecanismos naturales que reduzcan la velocidad de decaimiento

de la presin, estos son: el efecto de la subsidencia, la migracin de un acufero

activo, la expansin de una capa de gas y la segregacin gravitacional.

Cuando se est en presencia de un yacimiento en el cual su presin no es

suficiente para producir de manera natural o cuando la presin del yacimiento se

ha reducido por efecto de la produccin, es necesario aplicar mecanismos de

levantamiento, tales como: bombeo mecnico, bombeo electrosumergible,

levantamiento artificial con gas u otros mecanismos.

Existen procedimientos para estimular mecnicamente la produccin del

yacimiento entre los cuales se encuentra uno de los ms exitosos, el

Fracturamiento Hidrulico. Este mecanismo consiste en inyectar al yacimiento un

fluido de fracturamiento a una presin que supere los esfuerzos de la roca hasta

su fractura y propagando la misma para crear un canal con mayor permeabilidad

que permita un mayor flujo hacia el pozo, reduciendo la cada de presin. Es

necesario entonces mantener abierto el canal de alta permeabilidad (fractura) y

para esto se aade un material apuntalante, que mantendr abierto el nuevo plano

de fractura.

La tecnologa de Fracturamiento Hidrulico es diferente del Fracturamiento con

Gas, ya que esta ltima tcnica consiste en colocar una carga de agente de

propulsin en la cara de la arena y tras su ignicin y combustin se genera un

pulso de alta presin de gas el cual da paso a la generacin de sistemas radiales

de mltiples fracturas en los alrededores del pozo, interconectando las fisuras

naturales, para de esa manera mejorar la produccin.

2

Fracturamiento con gas es una tecnologa que ha sido estudiada en los Estados

Unidos y la ex Unin Sovitica en los aos 60s y 70s y es en la URSS donde

tiene su mayor desarrollo en los 80s con 1500 tratamientos en 1988 y ms de

3000 en 1990; para el ao 2000, EEUU haba realizado ms de 4000

estimulaciones. En China comenz la investigacin en 1984 tanto en hoyos

revestidos como en hoyos desnudos; actualmente se han realizado ms de 3000

trabajos de estimulacin alcanzando una profundidad de 6000 m.

Esta tcnica debe ser aplicada de manera controlada ya que al hacer uso de alta

presin y temperatura puede ocurrir dao al yacimiento produciendo prdidas de

permeabilidad, es esta la razn por la cual no se proponen agentes explosivos de

alto poder, los cuales han sido estudiados y su desarrollo ha sido mucho menos

exitoso que el fracturamiento con gas.

Una de las ventajas del fracturamiento con gas es la economa en los costos de

operacin, sin embargo, la baja energa generada por estos agentes de propulsin

lo ubica en un intervalo de estimulacin relativamente reducido. As, el reto es

lograr obtener un tratamiento donde la carga del agente de propulsin sea

optimizada a su mxima capacidad energtica sin que cause daos a la

formacin, mejorando la comunicacin arena-pozo, lo cual puede ser

extremadamente til en arenas de alta permeabilidad de gas.

Los Beneficios del Fracturamiento con Gas al producir mltiples fracturas radiales

son:

Unir las fisuras naturales existentes en la formacin.

Remover el dao en los alrededores del pozo.

Incrementar la comunicacin arena-pozo.

Controlar produccin de arena.

respecto de otras tecnologas de estimulacin, como Fracturamiento Hidrulico y

Acidificacin, tambin existen ventajas comparativas:

Reduce los costos de operacin.

Simplifica la operacin.

Reduce el riesgo de prdida de fluidos hacia la formacin (leak off).

3

En este trabajo de investigacin, se quiere evaluar cualitativamente el

Fracturamiento con Gas mediante el uso de materiales energticos en arenas

consolidadas de alta permeabilidad de Gas (considerando la clasificacin de

permeabilidad para yacimientos de gas: 1) Baja: k < 0.5 md; 2) Moderada: 0.5 < k

< 5 md; 3) Alta: k > 5 md) en un ambiente confinado, y de esta manera visualizar

su comportamiento mecnico. Particularmente, observar las fracturas creadas,

estudiar la necesidad o no de insertar agentes apuntalantes y en funcin de

distintos volmenes de material energizante inyectado, obtener el lmite de este

para afectar la cara de la fractura.

II. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

En Venezuela, segn la informacin pblica de PDVSA y bsquedas realizadas en

publicaciones especializadas, el fracturamiento con gas esta apenas en fase de

investigacin con muy pocas aplicaciones en campo en algunos pozos de El

Furrial, obteniendo resultados exitosos. En PDVSA-Intevep se han realizado

algunos estudios preliminares a nivel de laboratorio en pro de caracterizar el uso

de la tecnologa. Por otro lado CAVIM (Compaa Annima Venezolana de

Industrias Militares) ha desarrollado explosivos comerciales para diferentes fines,

los cuales se ajustan a los requerimientos en cuanto a seguridad, activacin y

poder energtico, adems de contar con las instalaciones adecuadas.

Al realizar estudios acerca del fracturamiento con gas, se busca mejorar la

comunicacin entre la cara de la arena productora y sobrepasar el dao producido

en la zona invadida por los fluidos de perforacin y otras operaciones, obteniendo

fracturas superiores a los tres pies.

El fracturamiento hidrulico es ideal para yacimientos de baja permeabilidad, por

cuanto genera largos canales de alta permeabilidad. En vista de que la mayora de

los yacimientos venezolanos son de mediana y alta permeabilidad (80% de los

casos), donde no es necesario alcanzar grandes profundidades de fractura sino

mejorar la comunicacin arena - pozo, se debe concentrar esfuerzos para el

desarrollo de aplicaciones para estos yacimientos.

4

Por otro lado, se busca disponer de alternativas de bajo costo al fracturamiento

hidrulico, maximizando la relacin costo/beneficio. Esto, considerando que una

operacin de fracturamiento hidrulico puede alcanzar un costo de

Bs.1.500.000.000, de los cuales el 70% esta distribuido en el fluido de

fracturamiento, bombeo y apuntalante. En este sentido, es imperativo evaluar en el

fracturamiento con gas, la factibilidad de mantener fracturas abiertas usando como

apuntalante los granos desprendidos de la arena fracturada.

III. JUSTIFICACIN

La comunicacin entre el yacimiento y el pozo es fundamental para la ingeniera

de produccin, la propiedad de la roca que nos permite tener mayor o menor

comunicacin es la permeabilidad. En este sentido, es necesario conocer y

desarrollar metodologas y tecnologas de estimulacin que mejoren la

permeabilidad de la formacin de inters. Tras conocer el xito que el

fracturamiento con gas ha tenido al ser usado en diferentes aplicaciones, a saber:

Evaluacin de la prueba de produccin en pozos exploratorios.

Reduccin de los efectos de dao en los alrededores del pozo.

Aumento de la tasa, as como, disminucin de la presin de inyeccin en

pozos inyectores.

Estimulacin selectiva (para problemas de agua en el fondo del pozo).

Estimulacin de formaciones con fisuras naturales desarrolladas.

Tratamiento de formaciones con sensibilidad agua/cido, cambios de

saturacin de lquido (como yacimientos de Gas).

Operacin en regiones difciles, tales como, Costa Afuera, condiciones

desrticas, la Faja del Orinoco, etc.

Intevep, ha decidido realizar pruebas de laboratorio para visualizar los

mecanismos de funcionamiento, con miras a evaluar y aplicar esta tecnologa en

yacimientos de alta permeabilidad, en aquellas arenas de las cuales se recupera

el gas inyectado, como ltima fase de su explotacin.

5

El presente proyecto se fundamenta en la bsqueda de nuevas alternativas que

permitan la optimizacin de la produccin de nuestros campos de Petrleo y/o

Gas, mediante tecnologas que sean econmicamente atractivas, evitando causar

dao a nuestros yacimientos y propendiendo al desarrollo endgeno de la

industria nacional, mediante el uso de nuestros recursos.

IV. OBJETIVO GENERAL Evaluar en arenas consolidadas la aplicacin de fracturamiento con gas

caracterizando las respuestas obtenidas segn el volumen de gas generado por el

material energtico, y determinando si es necesario o no, insertar agentes

apuntalantes.

V. OBJETIVOS ESPECFICOS

Establecer la diferencia entre la mecnica de fracturas por Fracturamiento

Hidrulico y las originadas por Fracturamiento con Gas.

Caracterizar la roca segn su porosidad, permeabilidad y granulometra.

Determinar propiedades mecnicas de la roca: resistencia mxima,

mdulo de Young, relacin de Poisson, resistencia a la tensin y

compresibilidad.

Observar las fracturas creadas por el fracturamiento con gas.

Caracterizar las fracturas en funcin de distintas cantidades de material

energtico colocado.

Determinar el lmite en el cual se daa la cara de la fractura creada por

exceso de material energizante.

Evaluar los resultados obtenidos y determinar la necesidad o no de

insertar agentes apuntalantes.

6

CAPITULO II Marco Terico

1. YACIMIENTOS DE HIDROCARBUROS. Los yacimientos o acumulaciones de hidrocarburos se definen como unidades

geolgicas constituidas por una o varias rocas porosas y permeables conformadas

como trampas estructurales o estratigrficas en las cuales se almacenan petrleo

y/o gas, estos fluidos se desplazan por el subsuelo por migracin primaria o

secundaria hasta encontrar una roca sello (impermeable) que impide que estos

lleguen a la superficie. Los yacimientos de hidrocarburos se clasifican de acuerdo

con el estado en el que se encuentran sus fluidos, o sea, lquido o gaseoso, de la

siguiente forma:

Petrleo negro

Yacimientos de petrleo

Petrleo voltil

Yacimientos

Gas seco

Yacimientos de gas Gas hmedo

Gas condensado

1.1. Propiedades de la roca

1.1.1. Porosidad

La porosidad de una roca, es representa el espacio existente entre los granos de

una roca, y se puede expresar como la relacin porcentual entre el volumen hueco

y el volumen total de la roca, la cual representa la porosidad total. La roca es

capaz de permitir el paso de fluidos a travs de s, en la medida que sus espacios

porosos estn interconectados, el volumen de estos poros interconectados es

llamado porosidad efectiva. Entonces, la porosidad efectiva es:

7

VtVp

= Ec. 1

donde,

: Porosidad efectiva, fraccin Vp: Volumen de poros interconectados, pies3 Vt: Volumen total de la muestra, pies3

1.1.2. Permeabilidad

La permeabilidad, es la capacidad que tiene un medio poroso para permitir el

paso de fluidos a travs de sus espacios porosos interconectados y/o canales

originados por fracturas presentes. Debido a que la permeabilidad esta

estrictamente referida al flujo de fluidos, la determinacin de la misma se realiza

mediante montajes experimentales con esas caractersticas y aplicando la Ley de

Darcy1. La permeabilidad relaciona la tasa de flujo y un diferencial de presin

aplicado en los extremos del medio poroso a travs de una seccin transversal en

una longitud determinada,

Fg. 1. Variables que influyen en la permeabilidad segn Ley de Darcy.

mediante la ecuacin:

PALqk

=

Ec. 2

1 L.P. DAKE. Fundamentals of reservoir engineering. Elsevier Science & Technology Bookstore 1978. Pg. 103-129.

P

LX =q qA

8

donde:

k: Factor de Permeabilidad, darcys q: Tasa de flujo, cm3/s A: Area transversal del medio poroso,cm2 L: Longitud del medio poroso, cm P: Diferencial de presin aplicado, atm : Viscosidad del fluido, cp Este modelo es vlido para las condiciones planteadas por Darcy (flujo de un

fluido incompresible, lineal y monofsico). Sin embargo, Crotti establece que, en

los reservorios reales, casi nunca se est en condiciones de flujo monofsico. Por

el contrario es frecuente el flujo bifsico trifsico. En estos casos se contina

respetando la ecuacin de Darcy, a la que se agrega un factor de correccin. Este

factor de correccin toma la forma de una curva, cuyo valor depende de la

saturacin de fluidos en el sistema2. La permeabilidad de los yacimientos puede

ser clasificada segn el estado en el que se encuentra el fluido que a travs de l

fluye, de modo tal que:

Tabla 1. Clasificacin de la permeabilidad del medio poroso segn el

fluido que contenga. 3

1.1.3. Densidad de Roca y Distribucin de Tamao de Grano

Conocer la densidad de la roca nos permite lograr una mejor interpretacin de la

estructura geolgica del subsuelo. La densidad de la roca viene dada por el

cociente entre la masa y el volumen del material slido (el volumen no incluye el

espacio poroso). El valor de la densidad, tiene una relacin directa con el tipo de

roca, y vara con la mineraloga y la porosidad de la misma. Las rocas saturadas

2 M. CROTTI. Un Anlisis Especial de la Ley de Darcy 2001. http://www.inlab.com.ar/Darcy_1.htm 3 MICHAEL ECONOMIDES, RONALD OLIGNEY, PETER VALK. Unified Fracture Design Orsa Press. 2002. Pg. 52.

Permeabilidad K Gas, md K Petrleo, md Baja k < 0.5 k < 5

Media 0.5 < k 50

9

presentan mayor densidad que las rocas secas debido a la presencia del fluido

que llena el espacio poroso.

Tabla 2. Densidades caractersticas de algunos minerales y rocas. 4

Para realizar estas pruebas, se requiere que la muestra de roca sea no-

consolidada, y en caso de serlo, se debe triturar primero con un mortero.

La densidad de la roca se calcula pesando la muestra para obtener su masa y

determinando el volumen de la misma a travs del principio de Arqumedes, el

cual establece que todo cuerpo sumergido experimenta una perdida de peso igual

al peso del volumen del fluido desplazado. De manera que la densidad volumtrica

de la roca es:

4 CECILIA RODRIGUEZ, HERNAN GUZMAN. Procedimiento tcnico: Evaluacin de la Densidad de la Roca y Anlisis de la Distribucin de Tamao de Grano PDVSA 2001.

Minerales (aproximadamentepuros y no porosos)

Densidad (gr/cm3)

Halita 2.16Gibbsita 2.32Ortoclasa feldesptica 2.56Cuarzo 2.65Anhidrita 2.71Olivino 2.9Hematita 3.3 3.6

5.26Rocas Densidad (gr/cm3)

secaDensidad (gr/cm3)

saturadaMaterial arcilloso 1.36 1.4 1.8Sal masiva 2.2 -Lutita 1.9 2.4 2.1 2.5Arenisca 2.0 2.6 2.2 2.6Limolita 1.9 2.6 2.1 2.7Dolomita 2.5 2.8 2.6 2.8Granito-diorita 2.6 2.9Gabro-diabasa 2.8 3.1Dunita-peridotita 3.1 3.4Granito, corteza 2.67Basalto, corteza 2.87Manto superior 3.32

10

VM

= Ec. 3

donde,

: Densidad de la muestra de roca, gr / cm3 M: Masa de la muestra de roca, gr V: Volumen no-poroso de la muestra de roca, cm3 Para el anlisis de la distribucin del tamao de grano de la muestra se emplea un

mtodo en el que se utilizan tamices con diferentes tamaos de apertura de la

malla (arreglo descendente donde el tamiz de mayor apertura queda en la parte

superior), lo cual permite separar los granos que la conforman. Despus, cada

porcin de la muestra es pesada y con estos datos se realiza un histograma que

arrojar los resultados.

Tras obtener la distribucin del tamao de grano, se debe comparar con la escala

respectiva. Wentworth propuso una escala que ha sido ampliamente adoptada.

Dimensiones

(mm)Fragmentos individuales,

partculas, etc. Agregados no consolidados Rocas consolidadas

Tipo de grano

256 mas Cantos gruesos Pedregal Conglomerado grueso64 - 256 Cantos rodados Cantizal Conglomerado grueso4 - 64 Guijarros Cascajo Pudinga2 - 4 Grava gruesa Grava gruesa Aspern1 - 2 Grano de arena muy gruesa Arena muy gorda Arenisca muy basta

0.5 - 1 Grano de arena gruesa Arena gorda Arenisca basta0.25 - 0.5 Grano de arena mediana Arena mediana Arenisca media

0.125 - 0.25 Grano de arena fina Arena fina Arenisca fina0.0625 - 0.125 Grano de arena muy fina Arena muy fina Arenisca muy fina0.031 - 0.0625 Partcula de limo grueso0.0039 - 0.031 Partcula de limo medio a muy fino

0.00006 - 0.0039 Partcula de Arcilla Arcilla LutitaLimo Limolita

Gra

vaA

rena

Arc

illa

Tabla 3. Clasificacin de las rocas sedimentarias segn su tamao de

grano segn Wentworth5

1.2. Efecto Superficial

Segn Economides y Nolte, el efecto superficial s (skin effect) es aquel que

describe las alteraciones presentes en los alrededores del pozo. Uno de los

5 CHESTER K. WENTWORTH A Scale of Grade and Class Terms for Clastic Sediments Jour. Geol., 1922. Vol. 30, pgs 377 392.

11

principales problemas causados es el dao a la permeabilidad que puede ser

provocado casi por cualquier actividad de ingeniera de petrleo, desde la

perforacin, pasando por la completacin hasta la aplicacin de mtodos de

estimulacin a la formacin. El efecto superficial esta representado por un nmero

adimensional obtenido en prueba de pozo6.

Fg. 2. Zona cercana al pozo alterada.

La Fg. 2 describe las zonas de inters, donde k es la permeabilidad de la zona no

alterada, ks la permeabilidad del rea de la formacin alterada. El efecto superficial

est representado matemticamente por un nmero adimensional, sin embargo,

este se refleja en la distancia rs donde existir una cada de presin por el dao a

la permeabilidad y su signo ser positivo (+), sin embargo, este factor puede tener

signo negativo (-) cuando se trata de yacimientos naturalmente fracturados (YNF)

y cuando se realiza sobre la formacin una estimulacin que incrementa las

condiciones de transmisibilidad de los fluidos por encima de las condiciones

originales.

6 MICHAEL ECONOMIDES, KENNETH G. NOLTE. Reservoir Stimulation Tercera edicin. Editorial Wiley & Sons, Ltd. 2000.

rw

ks

rs

k

re

pe

h

Zona Alterada

12

El efecto superficial s, fue introducido por Van Everdingen y Hurst7 y fue definido

como una zona de dao de la formacin, infinitesimalmente delgada, alrededor del

pozo, su variacin en la presin esta definida en la ecuacin siguiente para flujo

radial;

skh

qps

2= Ec. 4

Donde: sp : Variacin de la presin, lpc

q: Tasa de flujo, pies3 / s : Viscosidad del fluido, cp k: Permeabilidad de la roca, md h: Espesor promedio de la capa productora, pies s: Factor superficial, adimensional Hawkins8 extendi el concepto a una zona delgada de espesor finito desarrollando

una ecuacin algebraica que relaciona permeabilidad de la formacin (kf)

permeabilidad de la zona alterada (ks,) radio del pozo (rw), y radio de la zona

alterada (rs), estableciendo una relacin para el efecto superficial debido al dao

(st) as:

w

s

s

sft r

rk

kks ln

= Ec. 5

En general, para procesos de produccin y de inyeccin, tener un factor s positivo

es nocivo, mientras que un s negativo implica beneficio, por lo cual la bsqueda se

encuentra por un lado enfocada a generar el menor dao posible en las diversas

7 VAN EVERDINGEN, A.F. and HURST, W.: The Application of the Laplace Transformation to Flow Problems in Reservoirs, Trans., AIME 1949. Pg 186, 305 324. 8 HAWKINS, M. F., JR. A Note on the Skin Effect, Trans. AIME ( 1956) Pg. 207, 356-357.

13

operaciones, y por otro lado, a desarrollar mecanismos de estimulacin que

permitan disminuir considerablemente el deterioro de la formacin.

1.2.1. Componentes del Efecto Superficial

El efecto total est compuesto por varios factores y se puede definir como

+++= + spseudoskinssss dpc Ec. 6 donde, el ltimo trmino al lado derecho representa el conjunto de pseudodaos

que son funcin de la distribucin de fases, las permeabilidades relativas de las

mismas, los caudales y el tipo de flujo (laminar o turbulento). Los otros tres

trminos son los factores comunes del efecto superficial. El primero ( +cs ) es el

causado por completacin parcial e inclinacin del pozo. Este lo ha documentado

H. Cinco Ley y col.9. El segundo trmino ( ps ) representa el efecto producido por el

proceso del caoneo descrito por Harris10 y por Karakas y Tariq11. El tercer

trmino ( ds ) se refiere al efecto de dao superficial.

Para el diseo correcto de una solucin para la productividad o inyectividad de un

pozo es necesario conocer no solo la naturaleza del dao, sino tambin el lugar

donde se est produciendo, y de esto depender la efectividad del tratamiento de

estimulacin. De hecho, los efectos de pseudodao pueden sobrepasar a los

causados por el efecto de dao superficial, tal que, no es inconcebible obtener

efecto superficial despus de haber realizado un tratamiento de estimulacin

matricial. Segn Economides, esto es atribuible a una usual configuracin

irreducible de factores superficiales.

9 HEBER CINCO-LEY, H. J. RAMEY, Y FRANK G. MILLER. Pseudo-Skin Factors for Partially-Penetrating Directionally-Drilled wells 1975. SPE 5589. 10 M.H. HARRIS. The Effect of Perforating Oil Well Productivity JPT 1966. SPE 1236. 11 METIN KARAKAS y S.M. TARIQ, Semianalytical Productivity Models for Perforated Completions 1991. SPE 18247.

14

1.2.2. Efecto superficial causado por completacin parcial y pozos inclinados.

Hay diversas razones por las que un pozo puede ser completado parcialmente,

poniendo en produccin solo una porcin de la capa productiva.

Fg. 3. Ejemplo de completacin parcial, (a) pozo con penetracin parcial en la formacin, (b) pozo produciendo solo desde la parte central de la formacin, (c) pozo con 4 intervalos abiertos a produccin (Brons y

Marting). 12

Como se muestra en la Fg. 3a el flujo de la formacin productora al pozo no

puede ser considerado como radial. En cambio, en una regin restringida en la

base del pozo, el flujo puede ser descrito como esfrico. Brons y Marting (1961)

han mostrado que la desviacin del flujo radial debido a la entrada de fluido

restringida conlleva a una adicional cada de presin que se puede interpretar

como un efecto superficial extra. Esto es porque la desviacin del flujo radial slo

ocurre en una regin muy limitada alrededor del pozo y los cambios en la tasa, por

ejemplo llevarn a una perturbacin instantnea en la presin de fondo. Este

pseudo dao puede ser determinado a partir de la determinacin de dos

parmetros, la relacin de penetracin (b), y la relacin de espesor de yacimiento

(h/rw) segn las ecuaciones 7 y 8.

12 BRONS F., and MARTING V.E. The Effect of Restricted Fluid Entry on Well Productivity JPT. Feb. 1961 Pg. 172-174.

120 ft 120 ft 120 ft

30 ft

60 ft

15 ft

15 ft

7,5 ft

(a) (b) (c)

0.25 ft

15

hh

b w= Ec. 7

wrh

Ec. 8

Donde: h: Espesor total de la zona productora, pies hw: Intervalo total abierto a produccin, pies rw: Radio total del pozo, pies

La definicin siguiente es un poco ms compleja ya que se presenta cuando el

pozo es abierto a fluir a travs de varias secciones del intervalo total de

produccin, donde h representa el espesor del elemento simtrico en toda la zona.

De esta manera, Brons y Marting en la Fg. 3 (a) - (c) muestran tres posibilidades

de completacin parcial. En los tres casos la relacin de penetracin

b=30/120=0.25, mientras que la relacin de espesor de yacimiento en el caso (a)

es 120/0.25=480, en (b) 60/0.25=240 y en (c) 15/0.25=60. El pseudo dao

generado puede ser determinado usando la correlacin presentada a

continuacin:

Fg. 4. Pseudo skin Sb (Brons y Marting).

H. Cinco Ley y col.13, realiz un desarrollo para las consideraciones de pozos

completados parcialmente y pozos desviados como factor de caracterizacin, (ver

13 HEBER CINCO-LEY, H. J. RAMEY, Y FRANK G. MILLER. Pseudo-Skin Factors for Partially-Penetrating Directionally-Drilled wells 1975. SPE 5589.

16

Fg. 5.) y estableci los siguientes parmetros adimensionales para la evaluacin

del factor de caracterizacin:

Espesor de la completacin w

wD rhh = Ec. 9

Elevacin w

wwD r

ZZ = Ec. 10

Espesor del yacimiento w

D rhh = Ec. 11

Relacin de penetracin hh

h wwD =' Ec. 12

Zw : representa la elevacin desde el fondo del yacimiento hasta la mitad del intervalo perforado, pies.

Fg. 5. Geometra para efectos de caracterizacin por completacin

parcial y desvo de pozos.

Adems es necesario conocer los trminos hD, hwD, ZwD/hD y hwDcos / hD para

proceder a realizar la evaluacin respectiva, segn el Apndice A. En algunos

casos, el efecto superficial puede disminuir el efecto causado por el dao. El

efecto causado por completacin parcial hwD puede ser en muchas ocasiones

inevitable debido a consideraciones operacionales, tales como prevencin de

conificacin de gas o agua, y otras.

17

Por otro lado, cuando la completacin es completa en todo el intervalo y para

pozos desviados (ver tabla A.1), sin dao, se tiene un factor superficial negativo.

Entonces, obtener un valor pequeo o casi igual a cero del factor superficial en un

pozo altamente desviado puede significar un dao considerable; lograr remover

este dao con una apropiada estimulacin puede incrementar la productividad o

inyectividad del pozo desviado.

1.2.3. Efecto superficial por caoneo

Karakas y Tariq14 desarrollan un mtodo de anlisis para flujo en estado estable

en dos dimensiones mediante el uso de elementos finitos y de esta manera

establecen la dependencia del efecto superficial debido al ngulo de fase de las

perforaciones, profundidad del caoneo y radio del pozo. Para el caso ms

general de flujo, desarrollaron un modelo en tres dimensiones que permite

cuantificar los efectos verticales (SV) y horizontales (SH) en trminos de

pseudodaos y considera el efecto de pseudodao causado en la cara de la arena

debido a las perforaciones (Swb), obteniendo:

wbVHp ssss ++= Ec. 13

El factor sH es obtenido por

)('ln

ww

H rr

s = Ec. 14

donde )(' wr es el radio efectivo de la cara de la arena y es funcin del ngulo de

fase del caoneo,

4pl si 0=

=)(' wr Ec. 15

)( pw lr + S 0 14 METIN KARAKAS y S.M. TARIQ, Semianalytical Productivity Models for Perforated Completions 1991. SPE 18247.

18

Donde: lp: Longitud del caoneo, pies

: Parmetro que depende del ngulo de fase del caoneo, adimensional (ver tabla A.2) rw: Radio del pozo en la cara de la arena, pies

wr ' : Radio efectivo del pozo en la cara de la arena, pies El factor sv se puede calcular a partir de la determinacin de algunas variables

adimensionales,

V

H

pD k

klhh = Ec. 16

donde h es la distancia entre las perforaciones y es inversamente proporcional a la

densidad de disparo,

+=

H

VperfpD k

kh

rr 1

2 Ec. 17

donde perfr es el radio de perforacin, as

bpD

bD

aV rhs

110 = Ec. 18

y los trminos a y b son

21 log araa pD += Ec. 19

21 brbb pD += Ec. 20

la Ec.18 es vlida para 10Dh y 01.0pDr . Los valores de las constantes a1, a2, b1

y b2 se pueden obtener en la tabla A.3 como funcin del ngulo de fase .

Finalmente, el efecto superficial en la cara de la arena, puede ser aproximado

mediante

wDrcwb ecs 21= Ec. 21

donde,

wp

wwD rl

rr

+= Ec. 22

19

la Ec. 21 es vlida para 90.030.0 wDr , y los valores de las constantes c1 y c2 se

pueden obtener en la tabla A.4 como funcin del ngulo de fase .

Por otro lado, Karakas y Tariq han demostrado que el efecto de dao junto el

efecto superficial debido al caoneo, se puede aproximar segn

( ) ( ) ps

odpw

s

spd sk

kssrr

kks +=

+

= ln1 Ec. 23

donde, las perforaciones terminan incidiendo en la zona daada ( dp ll > ), sr es el

radio de la zona de dao y ( )ods es el equivalente al efecto superficial a hoyo abierto. Tambin demostraron que el efecto superficial debido a las perforaciones

por fuera de la zona de dao se puede aproximar mediante

( ) pppd sss '= Ec. 24

donde ps' es el efecto superficial debido a las perforaciones, evaluado a una

longitud de perforacin y radio modificados, pl ' y wr ' respectivamente, as:

ds

pp lkk

ll

= 1' Ec. 25

ds

ww lkk

rr

+= 1' Ec. 26

los valores de pl ' y wr ' se pueden sustituir por los valores de pl y wr respectivamente, para calcular el efecto superficial por perforacin ps .

1.3. Propiedades Geomecnicas

Vsquez define la geomecnica como la disciplina que estudia las caractersticas

mecnicas de los materiales geolgicos que conforman las rocas de formacin.

Esta disciplina est basada en los conceptos y teoras de mecnica de rocas y

mecnica de suelos, que relacionan el comportamiento de la formacin bajo los

cambios de esfuerzo producto de las operaciones petroleras de perforacin,

20

completacin y produccin de pozos15. A pesar de que el desarrollo de la

geomecnica tiene sus bases, a principios del siglo XX, no es, sino hasta la

dcada de los 70s cuando toma una importancia relevante en torno a su

aplicacin en la industria petrolera y por lo tanto es considerada como una

disciplina novedosa para la ingeniera de petrleo.

1.3.1. Aplicaciones de la Geomecnica

La geomecnica siempre trata situaciones que relacionan los esfuerzos con la

resistencia de la formacin. Por lo tanto, cualquier operacin en el mbito de pozo

que afecte y cause dao a la formacin influir de manera determinante en

cualquier problema tales como esfuerzos en hoyos inclinados, fracturamiento

hidrulico, estabilidad de cavidades caoneadas, esfuerzos en yacimientos

sometidos a compactacin y subsidencia, etc. Absolutamente, todos los anlisis

tericos necesitan datos de ensayos de laboratorio y pruebas de campo para

poder arrojar una respuesta confiable.

1.3.2. Comportamiento mecnico de los materiales geolgicos

Vsquez15 plantea que los materiales geolgicos estn compuestos de partculas

slidas y poros llenos de fluidos que pueden desplazarse. Entonces, cuando un

elemento de material geolgico est sometido a un esfuerzo externo, el mismo, se

divide en un esfuerzo intergranular y una presin de poros de manera que:

u += Ec. 27

donde es el esfuerzo total, u es la presin de poros y es una constante

conocida como Coeficiente de Biot, que mide la cantidad de esfuerzo que toma el

fluido. El esfuerzo intergranular es conocido como el esfuerzo efectivo y es el

esfuerzo que controla el comportamiento mecnico de los materiales geolgicos.

15 VSQUEZ H., ANDRES R. Introduccin a la Geomcanica Petrolera, Cuarta edicin. V.V.A. Consultores C.A., 2000.

21

Todos los efectos medibles de un cambio de esfuerzo (compresin, distorsin,

resistencia) son debidos solamente a esfuerzos efectivos. En materiales muy

porosos (arenas no consolidadas) el valor de tiene un mximo igual a 1.0, lo

que significa que toda la presin de poros est contribuyendo a soportar el

esfuerzo total. En rocas de baja porosidad es posible que este nmero sea

cercano a 0.8. En materiales sin poros como los metales, no existe presin de

poros y por lo tanto el esfuerzo efectivo es igual al esfuerzo total; que es el

esfuerzo comnmente referido en resistencia de materiales.

1.3.3. Caractersticas especiales de los materiales geolgicos

Considerando que los materiales geolgicos son formados bajo condiciones

particulares en cada caso, as mismo, el comportamiento y problemas de los

mismos varan. Al respecto, Vsquez16 sistematiz de manera general las

caractersticas particulares de los problemas que involucran este tipo de

materiales, as:

Los materiales geolgicos son esencialmente diferentes en cada localidad y por

lo tanto, cada caso tiene que ser tratado de una manera particular. No existe un

material geolgico de propiedades constantes para una zona.

El comportamiento de los materiales geolgicos depende de presin, tiempo y

condiciones ambientales, y por lo tanto estos factores deben ser determinados

para evaluar su comportamiento.

Los materiales geolgicos tienen memoria, en el sentido que su historia pasada

afecta su comportamiento futuro.

En la mayora de los casos la masa de material geolgico por investigar

representa una gran extensin areal a diferentes profundidades. Por lo tanto, slo

puede ser evaluada sobre la base de pequeas muestras obtenidas en localidades

puntuales.

16 VSQUEZ H., ANDRES R. Introduccin a la Geomcanica Petrolera, Cuarta edicin. V.V.A. Consultores C.A., 2000.

22

Debido a las grandes profundidades, resulta difcil y costoso obtener informacin

de las caractersticas de la roca.

Los materiales geolgicos son sensibles a la perturbacin por las operaciones

de muestreo y por lo tanto, las propiedades mecnicas medidas en el laboratorio

pueden no ser representativas del comportamiento en el sitio.

Los materiales geolgicos no poseen una relacin esfuerzo-deformacin nica y

lineal. Un mismo material presentar diferencias a diferentes presiones

confinantes.

1.3.4. Ensayos de Laboratorio

Para realizar los estudios geomecnicos, se hace necesario tomar ncleos

geolgicos de la roca de inters. Estos ncleos sern utilizados para tomar

muestras para ensayos especializados de laboratorio, entre las cuales se

encuentran los ensayos de resistencia mecnica: compresin sin confinamiento

(UCS por sus siglas en ingles Unconfined Compressive Strength), compresin

triaxial, tensin indirecta o ensayo de cilindro brasileo e hidrostticos (coeficiente

de Biot y compesibilidad).

Existen pruebas de laboratorio que permiten conocer las direcciones de los

esfuerzos principales, a partir de:

- Ncleos existentes, mediante pruebas DSA (Differential Strain Anlisis) ,

AAA (Acoustic Anisotropy Anlisis) y SWAA (Shear Wave Acoustic

Anisotropy).

- Ncleos nuevos, mediante prueba ASR (Anelastic Strain Recovery).

En este caso, es imperativo realizar la orientacin de los ncleos por mtodos

tradicionales durante la toma de los mismos y en caso de que estos ltimos estn

previamente tomados, solo existe un mtodo de orientacin en superficie basado

en tcnicas de paleomagnetismo.

23

1.3.4.1. Ensayo de Compresin sin Confinamiento (UCS)

Este ensayo consiste en someter un cilindro de roca, sin confinamiento, a una

carga de compresin hasta alcanzar su resistencia mxima, la cual se obtiene

justo antes de que falle la muestra. De esta prueba se puede obtener resistencia

mxima, mdulo de Young y relacin de Poisson.

Fg. 6. Compresin sin Confinamiento

1.3.4.2. Compresin Triaxial

Este ensayo consiste en comprimir un cilindro de roca, sometido a una presin de

confinamiento constante, hasta llegar a su resistencia mxima. Usualmente para

una presin de confinamiento dada, se miden: la resistencia mxima, el mdulo de

Young, la relacin de Poisson, el comportamiento esfuerzo-deformacin y la

resistencia mecnica. Al realizar otros ensayos triaxiales a diferentes presiones de

confinamiento, se puede generar la envolvente de falla correspondiente a la roca

de estudio. Con equipo especializado es posible realizar mediciones acsticas

para calcular mdulos dinmicos. Este tipo de ensayo se realiza en una celda

triaxial que permite someter la muestra a diferentes condiciones de presin y

temperatura para simular las condiciones de yacimiento.

defo

rmac

in

esfuerzo

24

1.3.4.3. Tensin Indirecta o Ensayo de Cilindro Brasileo

El ensayo de tensin indirecta o cilindro brasileo es un mtodo que nos permite

obtener la resistencia a la tensin de un material frgil. Un ensayo tipo, consiste en

tomar una seccin diametral con el espesor de la muestra aproximadamente igual

a su radio. Luego, se aplica una carga lineal a la muestra a travs de este

dimetro. La distribucin de esfuerzo normal a lo largo del dimetro paralelo al eje

de carga (eje-y) es uniforme y viene dada por:

DtPT

2

0 = Ec. 28

Donde: T0 : Resistencia a la tensin (lpc) P : Es la carga de compresin (en lnea) a falla (lbf) D : Dimetro de la muestra (pulgadas) t : Espesor de la muestra (pulgadas)

Fg. 7. Ensayo de tensin indirecta y fracturas generadas en la muestra.

1.3.4.4. Ensayo de Compresin Uniaxial

En este ensayo se comprime un cilindro de roca en una celda triaxial y a medida

que aumenta la presin axial se aumenta la presin de confinamiento, de manera

que la deformacin solamente ocurre axialmente.

Generalmente se mide el mdulo de compresibilidad uniaxial, comportamiento

esfuerzo - deformacin, cambios de permeabilidad por porosidad y las relaciones

P

P

t

D

P

P

P

P

t

D

25

entre porosidad y el esfuerzo efectivo. Esto simula la compresibilidad de un

yacimiento a medida que disminuye la presin de poros.

To: Esfuerzo de tensin uniaxial, lpc UCS: Esfuerzo de compresin uniaxial, lpc 1: Circulo de Mohr correspondiente al ensayo de tensin uniaxial 2: Circulo de Mohr correspondiente al ensayo de compresin uniaxial 3: Circulo de Mohr correspondiente al ensayo de compresin triaxial test (2 = presin de confinamiento, lpc)

Fg. 8. Tpica envolvente de falla.

1.3.4.5. Coeficiente de Biot

El coeficiente de Biot es la relacin de eficiencia que originan las presiones de los

fluidos de la formacin para contrarrestar los esfuerzos aplicados a la misma.

Mediante la determinacin de este parmetro que oscila entre 0 y 1, se puede

realizar el clculo de los esfuerzos iniciales necesarios a aplicar para comenzar la

propagacin de una fractura. La prueba se realiza aumentando la presin

confinante y la presin de poros simultaneamente a una tasa constante, hasta que

la presin de poros alcance el valor de la presin del yacimiento en estudio. De

esta manera de determina la compresibilidad de grano (Cs). Posteriormente, manteniendo constante la presin de poros y aumentando la confinante hasta

alcanzar el esfuerzo horizontal, se determina la compresibilidad total (Cb) de la

roca bajo cargas hidrostticas. El ensayo es realizado en una celda triaxial. El

Coeficiente de Biot se puede calcular con la relacin:

26

b

s

CC

= 1 Ec. 29

1.3.5. Pruebas de Campo

Una vez determinada la direccin de los esfuerzos principales, se deben estimar

las magnitudes de estos esfuerzos principales.

1.3.5.1. Magnitud del Esfuerzo Vertical ( V )

Se determina mediante la integracin de un registro de densidad, tomado desde la

superficie.

1.3.5.2. Magnitud del Esfuerzo Mnimo ( h )

Se determina mediante pruebas de estimulacin, tales como:

- Minifrac.

- Microfrac.

- Prueba de integracin Extendida (Extended Leakoff Test, X-LOT)

1.3.5.3. Magnitud del Esfuerzo Mximo ( H )

Presenta una gran complejidad para su determinacin, ya que no existe una

herramienta o prueba que permita su visualizacin directo. Para la obtencin de la

magnitud del esfuerzo mximo, se han desarrollado diferentes metodologas, sin

embargo las ms usadas son:

- Estimacin de H mediante fracturas inducidas en el hoyo.

H = 3 h Pbd + To Pp; To = UCS/12 (Criterio de Murrell) Ec. 30

Donde:

H : Esfuerzo horizontal mximo, lpc

27

h : Esfuerzo horizontal mnimo, lpc Pbd: Presin de fractura (breakdown-mediante X-LOT), lpc To: Esfuerzo de tensin uniaxial, lpc Pp: Presin de poro, lpc UCS: Esfuerzo de compresin uniaxial, lpc

- Estimacin de H mediante fallas observadas en el hoyo (Breakout).

H = h + ( V - h ) * K Ec. 31

Donde: V : Esfuerzo vertical, lpc

K: Relacin de esfuerzos efectivos, adimensional

2. MECANISMOS DE PRODUCCIN POR FLUJO NATURAL Cuando se est en la fase inicial de la explotacin de un yacimiento, las

condiciones de alta presin en el mismo, permiten que la produccin sea obtenida

de forma primaria por flujo natural. Los pozos que producen naturalmente, son

aquellos en los cuales el petrleo fluye hacia la superficie debido exclusivamente a

la energa aportada por el yacimiento, la cual proviene de: el gas, el empuje del

agua, la compactacin de la roca, y otros efectos. Por lo general la produccin

primaria se debe a la combinacin de las diferentes fuentes posibles de energa.

Van Everdingen realiz un estudio sobre la relacin existente entre las fuentes de

energa del yacimiento y la produccin de fluidos respectiva, postulando: (Petrleo

y gas originalmente disuelto producidos) + (Gas libre producido) + (Agua

producida) - (expansin del petrleo y gas disuelto originalmente en el yacimiento)

- (expansin del gas libre original en el yacimiento) = (influjo de agua y acufero

original en el yacimiento).17

17 VAN EVERDINGEN. A.F., TIMMERMAN. E.H., and MCMAHON. J.J. Application of the Material Balance Equation to a Partial Water-Drive Reservoir Trans. AIME (1953) 198. Pg 51-60.

28

Havlena y Odeh18 elaboran una metodologa mediante el anlisis grfico para

simplificar los clculos de la ecuacin de balance de materiales para los diferentes

casos o mecanismos de produccin considerando la fuente de energa

predominante respecto a los otros mecanismos con efectos o aportes energticos

menores. La inyeccin de agua y gas tambin se considera en esta metodologa,

adems del efecto de variacin en el volumen poroso de la roca debido al cambio

en la presin del yacimiento.

2.1. Produccin por Gas Disuelto

En este caso, el mecanismo principal se debe a la expansin del petrleo por su

contenido original de gas disuelto. Al disminuir la presin del yacimiento, se

incrementa el volumen de los fluidos y este aumento es equivalente a la

produccin. Existen dos fases en este mecanismo de recuperacin primaria, una,

cuando la presin del yacimiento se encuentra sobre el punto de burbujeo Pb, o

presin de saturacin, o sea, en estado subsaturado; y otra, cuando la presin

est por debajo del punto de burbujeo, o en estado saturado.

2.1.1. Presin sobre el punto de Burbujeo (petrleo subsaturado)

Se considera que no existe capa inicial de gas, el acufero asociado es

relativamente pequeo y el influjo de agua es despreciable, as mismo, la relacin

de solubilidad de gas en el petrleo es constante, de esta manera, todo el gas

disuelto es producido en superficie. As, la ecuacin de balance de materiales,

queda:

PS

CSCSCNBBN

w

fwcwoooiop

++=

1 Ec. 32

Donde:

18 D. HAVLENA and A.S. ODEH The Material Balance as an Equation of a Straight Line JPT Ago 1963. Pg 896-900. SPE 559.

29

Np: Produccin acumulada, bbl Bo: Factor volumtrico del petrleo, BY/BN N: Petrleo original en sitio, bbl Boi: Factor volumtrico inicial del petrleo, BY/BN Co: Compresibilidad del petrleo, lpc-1 So: Saturacin de petrleo, fraccin Cw: Compresibilidad del agua, lpc-1 Swc: Saturacin de agua irreducible, fraccin Cf: Compresibilidad de la formacin, lpc-1 Sw: Saturacin de agua, fraccin P : Diferencial de presin, lpc

Fg. 9. Produccin por gas disuelto en el petrleo con Presin (P) > Presin de burbuja (Pb).

2.1.2. Presin debajo del punto de Burbujeo (petrleo saturado)

Por debajo del punto de burbujeo el gas en solucin es liberado en forma de gas

libre en el yacimiento. La relacin entre la presin del yacimiento y la

compresibilidad del gas, es inversamente proporcional (Cg=1/P), de tal modo, que

el mnimo valor de la compresibilidad ocurre a la presin de burbujeo, por ejemplo:

Pb=3300 lpc, entonces, Cg=300x10-6 lpc-1. Esto es dos ordenes de magnitud ms

grande que la compresibilidad del agua y 35 veces ms que la compresibilidad de

la roca, por lo se considera como despreciable en la ecuacin de balance de

materiales, la cual queda:

( )( ) ( ) ( )( )gssioiogspop BRRBBNBRRBN +=+ Ec. 33 Donde:

30

Rp: Relacin gas - petrleo acumulado, PCN/BN Rs: Relacin de solubilidad del gas en el petrleo, PCN/BN Bg: Factor volumtrico del gas, BY/PCN Rsi: Relacin inicial de solubilidad del gas en el petrleo, PCN/BN

Fg. 10. Produccin por gas disuelto en el petrleo con P < Pb.

2.2. Produccin por capa de Gas

En condiciones iniciales, entre el petrleo y la capa de gas existe una interfaz de

transicin. El contacto gas-petrleo se encuentra a la presin de saturacin o

punto de burbuja, luego, progresivamente el petrleo va perdiendo saturacin en

la medida que la presin y temperatura aumentan. Sin embargo, esta interfaz

suele ser relativamente pequea, de tal modo que no ejerce mayor influencia en el

comportamiento del yacimiento y este puede describirse usando uniformemente

las propiedades PVT.

Cuando el mecanismo de produccin predominante es la capa de gas, se

considera que el influjo de agua es despreciable, y en presencia de la altsima

compresibilidad del gas, el efecto por compresibilidad del agua y de la roca se

torna irrelevante. Bajo estas condiciones, la ecuacin de balance de materiales

para este mecanismo de produccin, queda:

( )( ) ( ) ( )

+

+=+ 1

gi

g

oi

gssioiooigspop B

Bm

BBRRBB

NBBRRBN Ec. 34

Donde: m: ndice de la capa de gas, adimensional Bgi: Factor volumtrico del gas inicial, BY/PCN

31

Fg. 11. Mecanismo de empuje por Capa de Gas

En este caso el flujo se debe a la expansin del gas, y al producir los fluidos esta

presin va disminuyendo e igualmente va desapareciendo el gas disuelto hasta

perder la fuerza. Por esto, es importante mantener la presin evitando que el

empuje por gas merme rpidamente.

2.3. Produccin por empuje natural de agua

La cada de presin en el yacimiento por efecto de la produccin, permite que los

fluidos contenidos en el se expandan, incluyendo los acuferos, los cuales de esta

manera fluyen hacia el reservorio. Si se considera la expansin por efecto de la

compresibilidad, se tiene:

Influjo de agua = compresibilidad del agua x Volumen inicial de agua x Cada de Presin

PWccW ifwe += )( Ec. 35

Donde:

We: Influjo de agua, bbl cw: Compresibilidad del agua, lpc-1 cf: Compresibilidad de la formacin, lpc-1 Wi: Volumen inicial del acuifero, bbl la compresibilidad total del acufero es la suma directa de la compresibilidad del

agua y la de poro (considerando los espacios porosos saturados totalmente por

agua). Por lo general, la suma de cw y cf es muy pequea, en el orden de

32

10-5 / lpc, entonces, a menos que el volumen de agua Wi sea muy grande, la

entrada en el yacimiento ser relativamente pequea y su influencia como un

mecanismo de empuje ser insignificante. S el acufero es muy grande, la Ec. 35

es inapropiada para describir el influjo. Esto se debe a que la ecuacin implica una

cada de presin P , la cual representa la cada en los limites del yacimiento y es

instantneamente transmitida a travs del acufero, en el supuesto de que las

dimensiones del acufero estn en el mismo orden de magnitud del yacimiento que

lo contiene. Cuando los acuferos son muy grandes, el intervalo de tiempo en el

cual asimila los cambios de presin del yacimiento es igualmente grande. Si los

fluidos del yacimiento son producidos muy rpido, el acufero no tendr

oportunidad de reponer la energa por medio del influjo y por lo tanto no se

mantiene la presin del yacimiento, lo que s sucede cuando se produce a una

tasa moderada.

3. MECANISMOS DE ESTIMULACIN CONVENCIONAL La estimulacin representa uno de los principales procesos de atencin en la

industria petrolera y se debe a que estas operaciones buscan incrementar la

produccin de hidrocarburos del yacimiento. El objetivo principal de la

estimulacin, es mejorar las propiedades del yacimiento para incrementar el

recobro del mismo, bien sea para elevarlo desde sus condiciones iniciales de

produccin o para mejorarlo posteriormente por la disminucin progresiva de la

produccin debido a diferentes mecanismos. Segn Valk y colaboradores19, los

mecanismos de estimulacin principalmente usados son: fracturamiento hidrulico,

fractura con empaque (frac & pack), estimulacin matricial en areniscas y calizas

(acidificacin primaria) y fracturamiento con acidificacin. Estas tcnicas buscan

aumentar la tasa de produccin o disminuir la cada de presin diferencial. El

disminuir la cada de presin diferencial puede ayudar a prevenir el arenamiento y

19 P. VALK, L. NORMAN y A.A. DANESHY Petroleum Well Construction Editorial WILEY. 1998. Captulo 17.

33

la conificacin de agua. En pozos inyectores, igualmente se producen tras la

estimulacin, mejoras de las condiciones de operacin afectando positivamente la

produccin.

3.1. ndice de productividad antes de la Estimulacin

Para un pozo, la productividad se evala como una relacin lineal entre su tasa de

produccin y la presin diferencial

PJq = Ec. 36

Donde:

q: Tasa de produccin, BPD J: ndice de productividad, BPD/lpc

P : Diferencial de presin, lpc el coeficiente J es conocido como Indice de Productividad (IP). Durante la vida del

pozo, este es sujeto de varios cambios en sus condiciones de flujo, pero las ms

importantes idealizaciones son, la constante de cada de presin

DpkhBqP

2

= Ec. 37

Donde:

B: Factor volumtrico del petrleo, BY/BN : Viscosidad, cp k: Permeabilidad, md h: Espesor de la formacin, pies PD: Presin adimensional y la constante de tasa de produccin

DqBPkhq

=2

Ec. 38

Donde:

qD: Tasa de produccin adimensional

34

Los valores de los parmetros pD y qD son caractersticos de la formacin y son

dependientes entre s. Para el comportamiento en el largo plazo, la aproximacin

DD qp /1 proporciona la suficiente certeza. As, tenemos:

DD pB

khq

Bkh

P

qJ

22

=

= Ec. 39

de esta manera es sencillo calcular el ndice de productividad para un pozo vertical

sin dao, usando las relaciones para los diferentes regmenes de flujo, como se

muestra en la siguiente tabla:

Rgimen de flujo P )/1( DD qp

Transciente (yacimiento

infinito)

pi pwf

=

DiD t

Ep41

21 donde 2

wtD rc

ktt

=

Estado estable pe pwf )/ln( weD rrp =

Estado Pseudoestable p - pwf )/472.0ln( weD rrp =

Tabla 4. Flujo en pozos sin dao (tomado de Valk y col.20).

Debido a la naturaleza radial del flujo natural, los factores de cada de presin se

encuentran en la zona cercana alrededor del pozo, y cualquier dao en esta

regin, representa incrementos significantes en la perdida de presin. El impacto

del dao alrededor del pozo sobre el ndice de productividad, se puede

representar sumando el efecto superficial (s) a la presin adimensional en la

Ec.37, quedando:

)(2

spBkhJD +

=

Ec. 40

An utilizando las mejores tcnicas de perforacin y completacin, siempre se

presenta un mnimo dao alrededor del pozo. De hecho, el efecto superficial es

35

considerado como una medida de la calidad del pozo y cualquier tipo de

estim

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Fracturamiento Con Gas