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Trabajo Especial de Grado

Trabajo Especial de Grado. Estudio de la Factibilidad Técnica de Fracturamiento Hidráulico en arenas altamente compactadas de los pozos P1-01, P1-02, y P1-03 del Campo de Gas Yucal-Placer, Edo. Guárico-Venezuela. Tutor Académico: Prof. Luis N. Bueno Tutores Industriales: Dr. Thierry Forsans

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  1. Trabajo Especial de Grado Estudio de la Factibilidad Técnica de Fracturamiento Hidráulico en arenas altamente compactadas de los pozos P1-01, P1-02, y P1-03 del Campo de Gas Yucal-Placer, Edo. Guárico-Venezuela Tutor Académico: Prof. Luis N. Bueno Tutores Industriales: Dr. Thierry Forsans Ing. Jean-Yves Bellanger

  2. Contenido 1. Objetivos 2. Descripción del campo 3. Marco Teórico 4. Metodología y Análisis de Resultados por Pozo 5. Conclusiones 6. Recomendaciones

  3. Contenido 1.Objetivos 2. Descripción del campo 3. Marco Teórico 4. Metodología y Análisis de Resultados por Pozo 5. Conclusiones 6. Recomendaciones

  4. Objetivo General • Estudiar la factibilidad técnica de un fracturamiento hidráulico en los pozos P1-01, P1-02 y P1-03 en  los niveles de las arenas M-7 y M-8 de la primera fase de desarrollo del Campo de Gas Yucal-Placer Objetivos Específicos • Permitir una mejor comprensión del comportamiento mecánico de la formación en estas arenas. • Establecer a partir de los resultados obtenidos de los registros convencionales y de imagen en estos pozos los criterios para la realización del trabajo de fracturamiento aplicable para todo el campo. • Permitir aplicar una metodología de fracturamiento para el desarrollo del campo Objetivos

  5. Contenido 1. Objetivos 2.Descripción del campo 3. Marco Teórico 4. Metodología y Análisis de Resultados por Pozo 5. Conclusiones 6. Recomendaciones

  6. 2.Descripción del campo Mar Caribe N Colombia Océano Atlántico Brasil CUENCA ORIENTAL DE VENEZUELA Estado Guárico CUENCA ORIENTAL DE VENEZUELA Faja Petrolífera Faja Petrolífera Area Yucal Placer

  7. POZO ARENA FECHA RED PRESION DE TASA (“) CABEZAL (LPC) MMPCGD PLACER-1 L-4 OCT-47 3/8” 3315 9.8 N YUCAL PLACER NORTE 0 5 Kms LEYENDA Productor de Gas Abandonado con Indicaciones gas M YUC-1A Abandonado seco M Abandonado por Fallas mecánicos M PLA-1 M YUCAL PLACER SUR 2.Descripción del campo Área: 1811 Km2 (447 MIL ACRES) Descubrimiento: PLACER-1 (1947) YUCAL-1 (1957) YUCAL-1 L-7 FEB-58 1/2” 1250 7.2 Pozos: 37

  8. Columna Litoestratigráfica DESCRIPCIÓN EDAD FORMACIÓN LITOLOGÍA Aluvión Pleistoceno Areniscas Fluviales Plioceno Mioce o Superior Ciclo regresivo con lutitas marinas en la base gradan a areniscas litorales.Parte Chaguaramas superior ymedia erosionadas Mioceno o 1969 - 4593 pies Inferior O Espesa secuencia de lutitas marinas con Superior l Roblecito areniscas turbidíticas en su parte media y i - 3281 4921 pies areniscas de plataforma en su parte g inferior. Medio o c Lutitas y areniscas interestratificadas. e La Pascua Areniscas superiores marinas de plataforma. n Inferior 4625 pies 3228 - o Eoceno Paleoceno Calizas delgadas, areniscas y ftanitas. Gu avinita Tigre Calizas Fosilíferas. Infante Cretáceo 250 La m. Areniscas y Lutitas Cruz Canoa 2.Descripción del campo • Profundidad de los yacimientos: entre 4000 y 11000 pies. • Presión: 3200-4100 lpc • Temperatura: 310-400°F. • El gas está compuesto básicamente por metano

  9. Contenido 1. Objetivos 2. Descripción del campo 3.Marco Teórico 4. Metodología y Análisis de Resultados por Pozo 5. Conclusiones 6. Recomendaciones

  10. 3.1 ¿ Qué es el Fracturamiento ? Fracturamiento hidráulico es el proceso de inyectar fluido en un pozo para crear esfuerzos tensionales en una formación expuesta a la presión del fluido de fracturamiento, de tal manera que los esfuerzos locales creados excedan la resistencia a la tensión de la roca. 3. Marco Teórico • 3.2 ¿Para qué el Fracturamiento ? • Mejorar la Producción • Desarrollar Reservas Adicionales • Extender la Vida Productiva • Superar Daño a la Formación

  11. 3. Marco Teórico 3.4 Adquisición de Datos en el Campo para el Diseño de Fracturamiento Hidráulico • Registro de temperatura base: con el pozo cerrado, antes del minifrac. • Minifrac • Prueba de tasa variable • 3.3 Parámetros Principales Considerados para la selección de un Pozo Candidato a Fracturamiento Hidráulico • Permeabilidad de la formación • Presión de yacimiento • Factor de daño • Reservas de petróleo o de gas • Condición mecánica del pozo

  12. 3. Marco Teórico 3.5 Parámetros Tridimensionales de Fractura • Permeabilidad de la capa • Módulo de Young • Presión de Formación • Espesor del yacimiento 3.6 Factores Limitantes en el Fracturamiento Hidráulico • Tortuosidad cerca del pozo, que limita la colocación adecuada del agente de soporte • La reología y la tasa de inyección

  13. 3. Marco Teórico 3.7 Mini-Frac • Realizado con un volumen pequeño, anterior a la fractura principal • Se usa para calcular el esfuerzo mínimo • Determinar la presión de inicio de fractura • Medir las presiones mientras se cierra la fractura • Analizar la declinación por medio de programas computarizados • Determinar la Tortuosidad y Restricciones de la Completación • Determinar la Eficiencia del Fluido • Estimar la Altura de la Fractura • Diseñar el Fracturamiento

  14. 3. Marco Teórico 3.8 Programa General de Fracturamiento Hidráulico • Evaluación Pre-Frac, diseño del minifrac • Minifrac y análisis • Perfil Temperatura, diseño del tratamiento principal • Fracturamiento • Retorno de Fluido y Producción • Evaluación Post-Frac 3.9 Etapas de una Fractura Hidráulica • Inicio de la Fractura • Propagación de la Fractura • Empaquetamiento con agente de soporte

  15. 3. Marco Teórico 3.10 Fluido de Fracturamiento Hidráulico • Los fluidos de fracturamiento originan la fractura y transportan los agentes de soporte a través de la longitud de la fractura. • Características • Viscosidad (Reología). • Compatibilidad con la formación y sus fluidos. • Eficiencia. • Fácil remoción postfractura. • Económicos y prácticos. • Base Acuosa o Aceite.

  16. Contenido 1. Objetivos 2. Descripción del campo 3. Marco Teórico 4.Metodología y Análisis de Resultados por Pozo 5. Conclusiones 6. Recomendaciones

  17. 4. Metodología y Análisis de Resultados por Pozo Pozo P1-01 - Yacimiento M-8 Inf. Arquitectura del Pozo • Pozo Vertical • Lodo Invertido 12.4 ppg, 74/26 • Temperatura: 390°F • Completado con una sarta de producción de 4 1/2 ”. La metalurgia es 13% de cromo

  18. 4. Metodología y Análisis de Resultados por Pozo Pozo P1-01 - Yacimiento M-8 Inf. Determinación de las propiedades de la arena Registro Compuesto Intervalo de interés: 9072 – 9077 pies Porosidad: 3 – 5% Temperatura esperada: 390°F Registro MDT La presión indicada por el MDT: 4.785 lpc Registro de UBI No existen fracturas naturales evidentes frente al intervalo cañoneado (9072 – 9077 pies)

  19. 4. Metodología y Análisis de Resultados por Pozo Pozo P1-01 - Yacimiento M-8 Inf. Registro DSI Los resultados del registro DSI se procesaron y fueron combinados para medir la anisotropía, identificar fracturas abiertas, medir las propiedades de la roca y estimar la dirección de los esfuerzos, aproximar los esfuerzos calculados

  20. 4. Metodología y Análisis de Resultados por Pozo Equipos de Fracturamiento Hidráulico

  21. 4. Metodología y Análisis de Resultados por Pozo Pozo P1-01 - Yacimiento M-8 Inf. Comportamiento de la Presión en el Minifrac • Presión inicial de Fractura: 8.050 lpc • Gradiente de Fractura: 0,89 lpc/pie • Presión de Cierre: 8.900 lpc • Eficiencia del Fluido: 20% (Sólo salmuera y gel lineal) • Fricción: 3.338 lpc @ 16,5 bpm (Tortuosidad: alta) 1 5 2 Presión 3 4 1- Presión inicial de fractura 2- Propagación 3- Presión instantánea de cierre 4- Presión de cierre (“fall off”) 5- Reapertura 6- Presión de Cierre (Flujo de retorno) 8 6 Tasa de Inyección Tasa de Inyección Presión de Fondo del Hoyo Segunda Inyección Primea Inyección Cycle Cierre Flujo de Retorno

  22. 4. Metodología y Análisis de Resultados por Pozo Pozo P1-01 Comportamiento de los Parámetros durante el Tratamiento Principal

  23. 4. Metodología y Análisis de Resultados por Pozo MD (Pies) 115.36 min 9050 0.000 Arena 1578.336 3156.673 Arcilla 9100 4735.009 6313.346 7891.682 9470.019 9150 Arcilla Conductividad mD-pies 9200 Arcilla 12000 8000 9000 10000 11000 50 100 150 200 Esfuerzo(lpc) Penetración de la Fractura (pies) Pozo P1-01 - Yacimiento M-8 Inf. • 30,000 lbs de bauxita en la formación sobre 48,000 lbs bombeadas (Fracturas Naturales ?) • Presión máxima durante fractura 8100 lpc, 11500 lpc durante minifrac sobre 13000 lpc máx (tubing 8000lpc, anular 5000 lpc) • Alta cantidades de H2S (1200 ppm) y CO2 (>25%) incompatible con metalurgia 13% Cr • Prueba parada inmediatamente (Imposible medir flujo en el nivel M-8 inf) y aislamiento de la zona. • Cancelación otros trabajos de fracturamiento • Resultados de Simulación: • La fractura se extendió de 9040 pies a 9220 pies. • Longitud de la fractura 80 pies La conductibilidad de la fractura en el yacimiento era de 6000 mD.pies

  24. 4. Metodología y Análisis de Resultados por Pozo Pozo P1-02 - Yacimiento M-8 Sup. Determinación de las propiedades de la arena Registro Compuesto Intervalo de interés: 8.840 – 8.850 pies Porosidad: 3-9% Presión: 4.300 – 4.600 lpc Temperatura del yacimiento se espera que esté alrededor 365 °F Registro MDT La presión indicada por el MDT era la presión de la columna hidrostática. Registro DSI No se corrió ningún registro DSI en este pozo, en virtud de que el pozo es muy semejante al pozo P1-01. Registro de UBI Indicó que los resultados de la arena M-8 en esta sección del pozo P1-02 son muy semejantes a los que se observaron en el pozo P1-01 en M-8 Inf

  25. 4. Metodología y Análisis de Resultados por Pozo Pozo P1-02 - Yacimiento M-8 Sup. • Prueba del Minifrac • La prueba del minifrac se realizó a través de una sarta de fractura 4-1/2" New VAM, se obtuvieron los siguientes resultados durante el minifrac: • Presión inicial de fractura : 4.600 lpc (8.990 lpc en el fondo del hoyo) • Gradiente de Fractura: 1,02 lpc/pie • Eficiencia del Fluido: 40-60% • Presión de Cierre: 8.400 lpc • Fricción: 1.700 lpc @15 bpm

  26. 4. Metodología y Análisis de Resultados por Pozo Pozo P1-02 - Yacimiento M-8 Sup. Tratamiento Principal

  27. 4. Metodología y Análisis de Resultados por Pozo • Longitud: 400 pies, según el modelo, la fractura se propagó de 8780 a 8920 pies • Se abrió el pozo al separador de prueba. 400 bbl de fluido de fracturar retornaron por aproximadamente 12 horas • El análisis indicó una permeabilidadpromedio de 0.008 mD, además de midieron niveles de CO2 de hasta 36% y H2S hasta 120ppm. • Tasa de flujo no pudo ser medida (flujo discontinuo de gas) • Aislamiento de la zona Pozo P1-02 - Yacimiento M-8 Sup.

  28. 4. Metodología y Análisis de Resultados por Pozo Registro de UBI Pozo P1-02 - Yacimiento M-7 Determinación de las propiedades de la arena Registro Compuesto Intervalo de interés: 8.623 – 8.633pies Porosidad: 3-4% Presión: 4.300 – 4.600 lpc Temperatura del yacimiento se espera que esté alrededor 365 °F

  29. 4. Metodología y Análisis de Resultados por Pozo Pozo P1-02 - Yacimiento M-7 • Presión inicial de fractura: 7.804 lpc @ WHP o 12.000 lpc @ BHP. • Gradiente de fractura: 1,4 lpc/pie • Presión promedio de propagación: 9.200 lpc @ 17,2 bpm. Esto es equivalente a un BHP calculado de 1,35 lpc/pie • Presión instantánea de cierre: 6.850 lpc. Equivalente a un BHP calculado de 10.650 lpc de 1,23 lpc/pie • Fricción cerca del “wellbore”: 970 lpc @ 17 bpm. • Presión de cierre: 8.800 lpc, equivalente a 1.05 lpc/pie. Resultados Minifrac

  30. 4. Metodología y Análisis de Resultados por Pozo Pozo P1-02 - Yacimiento M-7 Arenamiento • Arenamiento prematuro (1200 lbs en la formación por 6,200 lbs bombeadas), probablemente debido a la presencia de fracturas naturales • No indicación de gas • K < 0.02 mD

  31. 4. Metodología y Análisis de Resultados por Pozo Pozo P1-03 - Yacimiento M-8 • Descripción del Yacimiento : • Intervalo de interés: 8.840 - 8850 pies • Porosidad por registros: 3 - 8% • Presión del Yacimiento: 4100 lpc • Temperatura del Yacimiento: 345 °F • Permeabilidad del Yacimiento: Desconocida (Esperada de 0.01 a 0.1 mD) • Resultados de UBI y Fracturas Naturalesno se tiene ninguna información disponible de este registro. Arquitectura del Pozo – Estado Mecánico

  32. 4. Metodología y Análisis de Resultados por Pozo Pozo P1-03 - Yacimiento M-8 • Prueba de inyección después del cañoneo • Después que se dispararon los cañones no hubo ninguna indicación en la presión en la superficie. El agua fue desplazada por una salmuera de 11.2 lpg con “coiled tubing” • No fue posible inyectar. • La presión máxima calculada delante de las perforaciones era 11.500 lpc. Con una presión en la superficie limitada a 7.500 lpc (90% de la presión de estallido de la tubería que es de 8.500 lpc.). Corresponde a un gradiente de 1,50 lpc/pie.

  33. Contenido 1. Objetivos 2. Descripción del campo 3. Marco Teórico 4. Metodología y Análisis de Resultados por Pozo 5.Conclusiones 6. Recomendaciones

  34. Conclusiones • Generalidades • Se demostró la factibilidad técnica de realizar un fracturamiento hidráulico en las arenas compactadas del M-8. • En formaciones de muy baja permeabilidad (por ejemplo P1-03), no es posible la inyección de fluido en la formación, sea cual fuere el tipo de cañoneo hecho para permitir esta inyección. • La baja resistencia de las lutitas en comparación con la de las arenas puede ser un obstáculo para un buen crecimiento de la fractura. • La baja permeabilidad de las arenas compactadas no permite una importante y rápida disipación de la presión.

  35. Conclusiones • Influencia de las fracturas naturales: • La existencia de fracturas naturales se considera un problema para la realización de un fracturamiento hidráulico. • En la presencia de fracturas naturales, una tasa de bombeo elevada puede ayudar a sostener una apertura de fractura suficiente. • Resulta peligrosa la realización de un fracturamiento hidráulico en zonas con fracturas naturales. • En Particular • La presión se desahoga en el flujo de retorno después del minifrac y del tratamiento principal. • No se logró realizar un tratamiento de fracturamiento eficaz en la arena M-7 (Presencia de fracturas naturales ?). • En el pozo P1-03, aún cuando la arena M-8 fue penetrada al cañonear, la permeabilidad es tan baja que no permitió inyectividad.

  36. Contenido 1. Objetivos 2. Descripción del campo 3. Marco Teórico 4. Metodología y Análisis de Resultados por Pozo 5. Conclusiones 6.Recomendaciones

  37. Recomendaciones • Hacer un tratamiento de fractura hidráulica en presencia de fracturas naturales no es recomendado. • Realizar el estudio del registro UBI, ya que puede ayudar en la determinación de las zonas en las cuales el fracturamiento hidráulico puede ser impedido por fracturas naturales. • Organizar las operaciones conjuntamente con la compañía de servicio, para optimizar futuros trabajos de estimulación en el campo. • Utilizar como referencia los esfuerzos calculados a través del registro de DSI para predecirla forma de fractura. • Seleccionar la zona a estimular considerarando una altura importante de arenas sin intercalaciones de lutitas.

  38. Pozo Vertical Fracturado Pozo Vertical Sin Fracturamiento Tasa de Producción (BOPD) 104 Tasa de Producción (BPD) 104 Con Fractura 103 Qo 103 102 Qo Fractura Hidráulica 102 Sin Fractura 101 Sin Fractura 10 0 20 30 Años 101 0 10 20 30 Años Explotación Bidimensional Explotación Unidimensional

  39. Inicio de la Fractura Bombeo de Fluido (Pad) Fractura Presión

  40. Propagación de la Fractura Bombeo de Fluido (Pad) Fractura Presión

  41. Propagación de la Fractura Bombeo de Fluido (Pad) Fractura Presión

  42. Inicio del Bombeo del Agente de Soporte Bombeo del Agente de Soporte Fractura Presión Tasa de Bombeo Tiempo

  43. Apuntalamiento de la Fractura Bombeo del Agente de Soporte Fractura con Agente de Soporte Presión Tasa de Bombeo Tiempo

  44. Apuntalamiento de la Fractura Bombeo del Agente de Soporte Fractura con Agente de Soporte Presión Tasa de Bombeo Tiempo

  45. Desplazamiento del Agente de Soporte Bombeo del Fluido Desplazante Fractura con Agente de Soporte Presión Tasa de Bombeo Tiempo

  46. Cierre de la Fractura Fractura con Agente de Soporte Presión Tasa de Bombeo Tiempo

  47. Cierre de la Fractura Fractura con Agente de Soporte

  48. Adicionales

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