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FICHA DE IDENTIFICACIÓN DE TRABAJO DE INVESTIGACIÓN

Título: Fracturamiento Hidráulico campo caranda1002(Bolivia) Autor: Moisés Quispe Copa , Rodrigo flores Capia, Lesly Castro Mayta Fecha: 19/06/2016 Código de estudiante: 201205555 Carrera: Ing. En gas y petróleo Asignatura: Produccion II Grupo: A Docente: Ing. Vanessa Lema Zabala Periodo Académico: Octavo Subsede: Cbba

Copyright © (2016) por (LESLY YHOMARACASTRO MAYTA). Todos los derechos reservados.

Título: Fracturamiento hidráulico campo Caranda-1002 Autor: Lesly Yhomara Castro Mayta __________________________________________________________________________________________________________

RESUMEN:

En los campos petroleros se disminuye el potencial de la producción ya sea por diversosfactores como ejemplo por que no existe buena formación una de las técnicas más efectivaspara mejorar la formación de un pozo es mediante la fracturación hidráulica. El presente proyecto se aplicara en el pozo Caranda 1002 situado en la población de SantaCruz y se analizara diversos factores como ser la formación del pozo, la columna litológicaque tiene las propiedades físicas, la aplicación de este método, los parámetros de diseño quese debe estimar para realizar el fracturamiento hidráulico. En este trabajo se realizara una evaluación del antes y el después de su producción en elpozo Caranda mediante los cálculos de la permeabilidad y el caudal y así determinar la tazade producción del pozo del antes y después de este pozo.

Palabras clave: Pozo, población, proyecto, aplicación, método, formaciones, dioseño.

ABSTRACT:

In the oil fields of production potential either by various factors such example is reducedbecause there is no good training one of the most effective ways to improve trainingtechniques is a well by hydraulic fracturing. This project will be implemented in the well Caranda 1002 located in the town of SantaCruz and various factors such as the formation of the well will be analyzed, the lithologicalcolumn that has the physical properties, application of this method, the design parametersthat You should estimate for hydraulic fracturing. In this work an evaluation before and after production in the well Caranda calculations willbe made by the permeability and flow and determine the cup of the well before and afterthis well.

Key words: Well, people, project, application method, training, design

Asignatura: Producción II Carrera: Ing. En gas y petróleo

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Título: Fracturamiento hidráulico campo Caranda-1002 Autor: Lesly Yhomara Castro Mayta __________________________________________________________________________________________________________

CONTENIDOS

CAPITULO I ..................................................................................................................... 4 1.Introducción: ............................................................................................................... 4 CAPITULO II .................................................................................................................... 5 2.-Marco teórico:............................................................................................................ 5 2.1.-Bases teóricas: ..................................................................................................... 5 1.Aditivos: ......................................................................................................................... 9 2.9.Apuntalante: ........................................................................................................... 10 Tipos de apuntalante:................................................................................................ 10 CAPITULO III ................................................................................................................ 11 3.Definición del problema: ........................................................................................... 11 3.1.Descripción del problema: .................................................................................. 11 CAPITULO IV ................................................................................................................ 13 4.Formulacion del problema: ........................................................................................ 13 CAPITULO V.................................................................................................................. 14 5.Objetivos de la investigación: .................................................................................... 14 5.1.Objetivo general: .................................................................................................... 14 5.2.Objetivos especificos: ......................................................................................... 14 CAPITULO VI ................................................................................................................ 15 6.Metodología: ............................................................................................................. 15 CAPITULO VII ............................................................................................................... 15 7.Marco práctico: ......................................................................................................... 15 7.1.factores que influyen en la fractura: .................................................................... 15 7.8.Compresibilidad de la roca: ........................................................................................ 17 7.9.Compresibilidad de la matriz de roca, cr: ................................................................ 17 Toughness (Dureza) ................................................................................................. 18 5.Geometria de la fractura: ............................................................................................... 19 8.1•PKN (Perkins - Kern y Nordgren) .......................................................................... 20 8.2•KGD (Khristianovic-Zheltov y Geertsma de Klerk)............................................ 20 6.DESCRIPCIÓN DEL ÁREA DE ESTUDIO: ................................................................ 23 9.1.Formación Yecua: .................................................................................................. 25 9.2.Formación Petaca : ............................................................................................. 25 CAPITULO VIII .............................................................................................................. 30 10.Resultados: .............................................................................................................. 30 10.1.Calculo de la IPR antes y después de la estimulación hidráulica ....................... 30 CAPITULO IX ................................................................................................................ 33 11.Conclusiones: .......................................................................................................... 33 11.1Recomendaciones: ............................................................................................. 34

Asignatura: Producción II Carrera: Ing. En gas y petróleo

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Título: Fracturamiento hidráulico campo Caranda-1002 Autor: Lesly Yhomara Castro Mayta __________________________________________________________________________________________________________

CAPITULO I

1.Introducción: El fracturamiento hidráulico es comúnmente utilizado para mejorar el desempeño de pozos de baja permeabilidad haciendo una fractura inducida por presión, causada por la inyección de un fluido en la formaciones en estudio y como corresponde este tipo de operación inyectar dichos fluidos Cuando el fluido es bombeado al interior del depósito a una presión suficientemente alta, la roca del yacimiento se agrieta, continúa el bombeo del fluido a esta presión se propagará la grieta en el depósito, puede ser bombeado dentro de la grieta para crear una zona en forma de losa de alta permeabilidad,.

En el campo Caranda desde su descubrimiento por la Bolivian Gulf Oil Company en octubre de 1960 y noviembre de 1961, se perforaron un total de 183 pozos de los cuales 123 fueron en Caranda.

En el pozo CARANDA 1002, pertenece al sistema terciario, está formada por alternancia de arenas y arcillas provenientes de sedimentos fluviales y punta de arenas, debido a que cada uno presenta distintos contactos de agua , la producción del pozo debido a ello no es la esperada los bajos caudales de producción de hidrocarburos, se debe a la baja permeabilidad del reservorio.

Desde el estudio de las mismas, de tal importancia que buscaremos los mecanismos para poder tener una mejor eficiencia de tasas de flujo respecto a la producción de hidrocarburos será requerida de parámetros esenciales en la locación en estudio

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CAPITULO II

2.-Marco teórico:

2.1.-Bases teóricas: Una fractura hidráulica es una fractura inducida por presión, causada por la inyección de un fluido en una formación ya sea base agua o acido, lo cual su aplicación dependerá de la columna estratigráfica. El fluido es bombeado en la formación a presiones que superan la presión de fracturamiento, la presión a la cual se fracturan las rocas.

Una vez instalado la tubería de producción se realiza trabajos de completación donde se perfora o cañonea la tubería de revestimiento, el cemento y la formación productora a través de intervalos de interés para que comuniquen el pozo con el yacimiento, se utilizan tapones recuperables para aislar dicho intervalo de otras zonas abiertas. Luego, este intervalo se presuriza hasta alcanzar la presión de ruptura de la formación, punto en el cual se generan las fisuras y se abren en la dirección de menor resistencia.

La presión controla el crecimiento de la fractura y mantiene separadas sus paredes, generando un ancho suficiente para permitir el ingreso de la lechada de fracturamiento compuesta de fluido y apuntalante, en formaciones de areniscas o lutitas se inyectan arena o partículas con un diseño de ingeniería especial, en formaciones carbonatas se utilizan ácidos para generar una rugosidad artificial para mantener abierta la fractura después de que se interrumpe el bombeo.

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Fig 1. Fracturamiento hidráulico Fuente: Repsol 2.2. Aspectos a considerar en la realización de un fracturamiento: Para realizar fracturamiento se debe realizar un análisis pormenorizado de los aspectos que influyen, afectan o propios del trabajo de fracturamiento, por lo tanto se consideran los siguientes aspectos.

   



La formación. 



Los fluidos a utilizar. 



Los aditivos. 



Los sustentadores 



Los equipos 

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Se puede decir en general, que toda formación puede ser fracturada, sin embargo algunas formaciones responden mejor que otras al fracturamiento. La experiencia ha demostrado que las formaciones clasificadas como medianas a duras son las que responden mejor, probablemente gracias a la capacidad de los nuevos agentes sustentadores para mantener una fractura abierta y con alguna capacidad de flujo. Las formaciones clasificadas como suaves o no consolidadas son las de menor rendimiento, pues se puede crear una fractura pero sería imposible mantenerla sustentada debido a la embobamiento de los agentes sustentadores. Las formaciones duras en los pozos profundos podrían triturar los agentes sustentadores, disminuyendo la capacidad de flujo y dificultando el mantenimiento de un aumento adecuado de producción.

2.3. Factores que influyan en una fractura:

  

   

  

 

Esfuerzos Locales



Presión De Sobrecarga Presión De Poro





Comportamiento De la Roca Compresibilidad Roca





2.4. Cuando utilizar este método de recuperación : 1. Cuando declina la tasa de producción antes de llegar a su límite económico. 2. En formaciones de baja permeabilidad, las fracturas pueden aumentar la tasa de producción apreciablemente abriendo las secciones anteriormente de cerrados. 3. Zonas de poco espesor efectivo, 4. Ubicación y distancia entre pozos, lo cual se debe fracturar en el pozo más viejo.

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2.5. Aplicaciones: Aumentar la tasa de producción la productividad de un pozo va a depender del aumento de la capacidad de la permeabilidad generadas a través de la fractura, alteradas hidráulicamente, lo cual se convierte en canales de flujo, donde las reservas son recuperados en un breve periodo de tiempo. El aumento de la productividad no solo va, a depender de las propiedades petrofísicas, lo cual también influye la presión estática del reservorio, a medida que se va agotando esta presión puede declinar la tasa de producción. 1. Mejorar la comunicación entre el yacimiento y el pozo. Esto va a depender del daño a la formación, provocadas alrededor del pozo, generando una reducción de la permeabilidad, punto donde se genera una caída de presión y esto es proporcional a la tasa de producción. En operaciones de perforación, cementación o la incompatibilidad del fluido de perforación con la formación, donde se puede generar hinchamiento de las arcillas.

2. Inyección de fluidos a la formación. La fracturación también es utilizado en yacimientos donde no existe mecanismos de empuje de gas o de agua, se requiere la implementación de pozos inyectores para mantener la presión estática del reservorio y así mantener la producción en condiciones rentables en estos tipos de yacimiento las fracturas pueden incrementar los valores de inyectividad aumentando la capacidad de cada pozo inyector.

2.6 Proceso de fracturamiento:



Se bombean dos sustancias principales: apuntalantes y fluidos de fracturamiento. Apuntalantes: partículas que mantienen abiertas las fracturas.





Fluidos de fracturamiento deben ser suficientemente viscosos.

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

Dos etapas principales.

  Primera: se bombea fluido de fracturamiento llamado PAD (no contiene apuntalantes)     Segunda: transporta el apuntalante.      2.6. Parámetros de diseño que se deben estimar :

      

       

Profundidad (información registrada a tiempo real ) Esfuerzos in situ(registros sónicos, minifrac)



Módulo de elasticidad(ensayos de laboratorio) Presión de yacimiento(registros de presión) Porosidad(registros, núcleos)









Compresibilidad de la formación



Altura de la fractura creada(registro de temperatura) Espesor de la zona productora(registro gamma ray)





1.Aditivos:

Los aditivos son utilizados para romper el fluido una vez que el trabajo a finalizado, para controlar la perdida de fluidos, minimizar los daños a la formación. Por ejemplo la sílica flúor se ha utilizado en fracturas de formaciones naturalmente fracturadas para sellar microfracturas laterales, permitiendo de este modo, que progrese la fractura generada por bombeo hidráulico.

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Fig. 2 Aditivos de fracturamiento. Fuente: YPF

2.9.Apuntalante:

Es la arena natural o sintética que se inyecta en el fluido de fractura. Tiene como función principal mantener abierto los canales fracturados un vez que la presión de inyección disminuya.

Tipos de apuntalante: Del conjunto de materiales utilizados en el fracturamiento hidráulico el agente apuntalante o sustentante es el único que permanecerá en la fractura manteniéndola abierta y estableciendo un canal conductivo para la afluencia de los fluidos de formación hacia el pozo.

Estos materiales son diseñados para soportar los esfuerzos de cierre de la formación, sin embargo, se debe seleccionar de acuerdo a los esfuerzos que estará sometido y a la dureza de la roca, ya que si se tienen esfuerzos de cierre altos este se podría triturar en formaciones suaves.

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Existen principalmente dos tipos de apuntalante, los naturales y los sintéticos.

Fig 3. Esquemas de fractura con dos tipos de fluido Fuente: Ecopetrol

CAPITULO III

3.Definición del problema:

3.1.Descripción del problema: Ante el estudio de lo que representa el fracturamiento hidráulico debemos conocer la locación donde se va realizar la recuperación secundaria de producción en nuestro país dando antecedentes de perspectivas en análisis. Las precedencias que tendremos son datos que posteriormente nos ayudará a tener un buen diseño del mismo.

En el campo Caranda desde su descubrimiento por la Bolivian GulfOilCompany en octubre de 1960 y noviembre de 1961, se perforaron un total de 183 pozos de los cuales 123 fueron en Caranda. De los 183 pozos, BolivianGulf Co., perforó un total de 125, YPFB48 y Pecom Energía 10 pozos.

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De los 183 pozos, Bolivian Gulf Co., perforó un total de 125, YPFB 48 y Pecom Energía 10 pozos.

Este pozo tiene una capacidad estimada de producción de 1,2 millones de metros cúbicos de gas por día. El campo CARANDA estáubicado a 100 kilómetros, al norte de la ciudad de Santa Cruz de la Sierra.

Y ante la pruebas de presión baja productividad registrada

realizas en el pozo Caranda 1002 se en el pozo es debido al daño

determinó que la

causado

durante la

perforación y completación del pozo, el área de alcance de la zona del daño es

elevado

; generando una caída de presión considerable y baja productividad.

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CAPITULO IV

4.Formulacion del problema:

¿ en el campo Caranda se quiere realizar una recuperación secundaria de producción mediante el fracturamiento hidráulico debido a que existe una baja producción y por que cuenta condiciones de baja permeabilidad en las formaciones de la locación ?

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CAPITULO V

5.Objetivos de la investigación:

5.1.Objetivo general: 

Proponer la aplicación de la técnica de fracturamiento hidráulico en el pozo Caranda 1002, para mejorar la producción.

5.2.Objetivos especificos:



Estimar el daño total y sus límites geométricos que genera la caída de presión en el pozo.

 

Realizar un análisis deregistros, datos de producción, pruebas de producción y parámetros petrofísicos.



Determinar  el tipo de fluido a inyectar en el pozo para traspasar la zona del daño en el pozo.   Analizar el aumento de la taza de producción antes y después de la fractura.

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CAPITULO VI

6.Metodología:

Dentro de la metodología que se aplica en este proyecto es enmarcado a un diseño teóricopráctico. El cual la investigación se considera Análisis -descriptivo, por se analizará el aumento de la permeabilidad como del caudal el antes y el después del pozo Caranda1002 y es descriptivo porque se describirá las características que un pozo debe tener `para realizar este método de fracturamiento hidráulico. El proyecto tiene un nivel de investigación analítico ya que esta es un método de utilidad para la aplicación de sistemas de recuperación secundarias de producción de petróleo.

CAPITULO VII

7.Marco práctico:

7.1.factores que influyen en la fractura: 7.2Determinación y tipo de daño a la formación: El daño a la formación es un fenómeno que causa una distorsión en el flujo lineal en dirección al pozo debido a restricciones en el tamaño de los poros de la roca, ocasionando una caída de presión extra en las inmediaciones del pozo.

7.3.Componentes del daño: Los tratamientos de estimulación en la mayoría de los casos reducen el factor de daño, sin embargo, el efecto total de daño involucra varios factores, donde algunos de ellos no pueden ser alterados, el daño total se representa por la siguiente ecuación:

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St =Sc + A + Sp + Sd + ∑, pseudodaño

Sc + 0 es el daño por la terminación parcial y ángulo de desviación, Sp es el daño por efectos del disparo y Sd es el daño por invasión de los fluidos.

7.4.efectos del daño: Con la finalidad de evaluar en forma teórica y cuantitativa los efectos de los daños susceptibles de removerse a través del tratamiento de estimulación, para conocer tal efecto, se debe considerar un yacimiento que no presenta ningún tipo de daño (S=0) para estimar el potencial natural del pozo. Sin embargo, cuando se tiene un agujero revestido y disparado, el flujo debe converger hacia las perforaciones de los disparos.

Los efectos producidos por los disparos originan un compactamiento de la formación sufriendo alteraciones en sus características físicas, las cuales propician el inicio de los problemas asociados con la restricción al flujo a través de las perforaciones, y estas se ven incrementadas por los detritos de las pistolas, la tubería, el cemento y la propia formación.

Una vez eliminada la restricciones causadas por los disparos, es conveniente estimar cual sería el efecto de la productividad del pozo por la presencia del verdadero daño a la formación. Para tal caso, es necesario determinar el comportamiento del flujo, obtenido de la presión de pozo fluyente y el gasto de producción a esa presión. Esto se determina para las diferentes condiciones de permeabilidad, tanto para la zona virgen y la zona alterada o dañada.

7.5.Relación de poisson: Relación de la expansión lateral a la contracción longitudinal de una roca bajo de una fuerza uniaxial.

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7.6.Modelo de Young: Relación entre el esfuerzo a ladeformación causado por unafuerza uniaxial.

7.8.Compresibilidad de la roca:

7.9.Compresibilidad de la matriz de roca, cr:

Cambio fraccional en el volumen del material sólidos de la roca, por unidad de cambio en la presión.

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Compresibilidad de los poros, Cp: Cambio fraccional en el volumen poroso de la roca por unidad de cambio de presión

Valores promedio de compresibilidad Arena Consolidada 4-5x10^-6 lpc-1 Calizas 5-6x 10^-6 lpc-1 Arenas semi-consolidadas 20x10^-6 lpc-1 Arenas no consolidadas 30x10^-6 lpc-1 Arenas altamente no consolidadas 100x10^-6 lpc-1 Compresibilidad de un Yacimiento Ct= SoCo+SwCw+Sgcg+Cf

Toughness (Dureza) Factores que influyen en la fractura • Medida de la resistencia de los materiales a la propagación de Bla fractura, es proporcional a la cantidad de energía que puede ser absorbida por el material antes de ocurrir la propagación. • No es igual a la resistencia de la roca a la tensión

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To = Esfuerzo de tension de la roca. Ac = Area del defecto mas grande. Kic= Toughness de la fractura. También se conoce como factor de intensidad de esfuerzos críticos. Los valores mas frecuentes son:

5.Geometria de la fractura:

El cálculo de la geometría de fractura es esencialmente una aproximación, debido a que se supone que el material es isotrópico, homogéneo y linealmente elástico, lo cual sucede sólo

en un material ideal. Los modelos de fracturamiento hidráulico los podemos dividir en tres familias:

 

  

Modelos en dos dimensiones (2-D). Modelos en pseudo tridimensional (p-3-D). Modelos tridimensionales (3-D).







Modelos en dos dimensiones: Determinan el ancho (W) y la longitud de la fractura (XF) la hipótesis genera un paralelepípedo.

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8.1•PKN (Perkins - Kern y Nordgren)

Para longitudes de fractura mucho mayores que la altura de la fractura. xf >> hf 8.2•KGD (Khristianovic-Zheltov y Geertsma de Klerk) Para longitudes de fractura mucho menores que la altura de la fractura. hf >> xf 8.3• Modelo radial: La altura es igual a dos veces la longitud de fractura. 2xf = hf 8.4Modelos en tres dimensiones: Responde a las limitaciones de los modelos 2- D en relación a la forma de fractura en cuanto tiene que ver con la altura de esta.

8.5•Modelo PKN Considera la fractura de una forma elíptica en el eje vertical del pozo.

Fig. 4 Geometria PKN

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figura 5. fracturamiento de múltiples etapas con mangas. (De Thompson, Rispler, Hoch, y McDaniel,2009.)

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figura 6. Terminaciones de pozo horizontal fractura múltiple. (A partir de Thompson et al., 2009.)

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6.DESCRIPCIÓN DEL ÁREA DE ESTUDIO:

La zona oeste está ubicada en el extremo occidental del campo y se encuentra limitada hacia la parte alta del sector por una falla de rumbo como elemento presentándose fallas menores asociadas, pero con igual importancia.

La zona central-Este corresponde al sector estructuralmente más alto del campo delimitado hacia el Sur por las fallas"Caranda" y"A", y hacia el Norte y oeste, por fallas longitudinales y transversales de tipo inversa asociadas a la componente estructural de flanco y hundimiento respectivamente. Este sector está en proceso de reinterpretación. Como consecuencia de los resultados de la intervención del pozo CAR-15 quedó demostrada la presencia de otro elemento desvinculante(Falla D) entre el sector del pozo mencionado y el sector del CAR-1002. Se consideraque estas fallas aparentemente no constituyeron barreras para la acumulaciónprimaria de los fluidos, sin embargo se supone, afectan a la dinámica producción de los reservorios.

La zona Este propiamente dicha, está ubicada en el extremo oriental del campo y está limitada hacia el Sur por la falla inversa"A" (ahora reinterpretacomo una zona de fallas de rumbo) y hacia el Oeste por una desvinculaciónde fluidos(ahora reinterpretada como desvinculación tectónica).

Finalmente, la zona Sudeste está ubicada en el extremo oriental del campolimítrofe con la zona Este y desvinculada de ésta por la Falla A(falla de rumbo).

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TABLA 1.-Descripción geológica del campo Caranda

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9.1.Formación Yecua:

La formación Yecua se encuentra limitada por la base con la Formación Petaca y por el tope con la Formación Chaco Constituida principalmente por arcillita. En la parte media prese bancos de arenisca y en la parte inferior, pelitas con predominio delimolitas

9.2.Formación Petaca : Se encuentra en la base del Terciario, dividida en tres miembros:

-El Petaca Superior compuesta alternadamente por una secuencia arenas friables y arcillas blandas y plásticas, configurando paquetes arenosos, grano y estrato decreciente.

-El Petaca Medio, conformado casi exclusivamente por esta aro blanda por aproximadamente la centena de metros.

-El Petaca Inferior con aproximadamente 70 m de una alternancia delgados niveles arenosos y arcillitas blandas.

9.3.Formación Cajones : Sedimentos correspondientes a la parte final del cretáceo que encuentran descansando sobre la formación Yantata e infrayaciendoala formación Petaca del Terciario.

Secuencialmente representada por areniscas calcáreas en forma estrato y grano decreciente. Son más duras y compactas hacia el tope de la formación, tornándose más limpias o menos calcáreas hacia la baseformacional.

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Hacia la parte superior aparecen y se presentan con más regularidad niveles de paleosuelos(costras calcáreas muy duras) cuyo espesor esdecimétrico pero muy continuos.

9.4.Formación Yantata: Compuesta eminentemente por arenas del Jurásico, entrecruzadas limpias, muy friables con algunas intercalaciones calcáreas y nivel de chert en su parte media, el cual tiene amplia y continua distribución regional Facialmente corresponden a canales fluviales amalgamados en un ambiente desértico.

9.5.Formación Ichoa

Conformada por reservorios del Jurásico Inferior, pertenecientes a depósitos de origen eólico(dunas) y facies fluviales asociadas al medio (wadis), de problemática correlación estratigráfica.

9.6.Formación Elvira :

Constituida por una secuencia monótonamente arenosa, de muy buena selección lo que le imprime características petrofísicas excelentes y con un espesor variable con valores desde los 203 m hasta la ausencia total de la misma

9.7.Formación Taiguati:

Secuencia continental de algo mas de 400 m con influencia marina en algunos sectores de la cuenca yace discordantemente sobre sedimentos del Devónico(formación Iquiri) y subyace, igualmente e discordancia, a la formación Elvira. Sedimentariamente esta formación es consecuencia de grandes flujos de sedimentos aluviales ocasionados por el deshielo de las zonas de aporte, originando la sedimentación de grandes espesores arenosos los que van rellenando las depresiones en las que, sedimentadas en formaintercalada con arcillas y diamictitas, se depositan en los distintos reservorios

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9.8.Formación Iquiri: Ubicada en el tope de la secuencia Devónica, yace en concordancia a la formación Los Monos, mientras que en su tope es fuertemente biselado por la formación Taiguati del Carbonifero. Litológicamente constituida,

por una secuencia monótona de lutitas micáceas fisiles, las que ocasionalmente se encuentran interrumpidas por arenas intercaladas con arcilla.

TABLA 2: TABLA NIVELES PRODUCTORES, CARANDA

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FUENTE : YPF

FIGURA 7: PERFIL SISMICO 2D CAMPO CARANDA

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TABLA 3. propiedades petrofísicas del campo caranda-1002

VARIABLES DE DISEÑO Descripción de la variable

Símbolo, Valor, Unidad

Intervalo de baleo

3,015-3,075

Permeabilidad de la formación

K=40 (mD)

Permeabilidad de la fractura

290.000 (mD)

Permeabilidad de la caliza del intervalo

K= 4 (mD)

Resistencia comprensiva del yacimiento

12,4000 (psi)

Altura de yacimiento Gradiente de stress

H=20(m) 0.61(psi/ft)

Esfuerzo horizontal minimo

=7000(psi)

Presión inicial del yacimiento Modulo de Young

=5500(psi) E=

(psi)

Razón de poisson

V=0,25

Porosidad del yacimiento

Φ=0,1 =1,1(Bbl/STB)

Factor de volumen de la formación Comprensibilidad total

Ct=

(

)

Viscosidad del fluido del yacimiento

µ=1(cp)

Presión de fondo fluyente

=4,000 (psi)

Altura de la fractura

=150 (ft)

Radio de la zona dañada

1.700(ft)

Coeficiente Leakoff

Asignatura: Producción II Carrera: Ing. En gas y petróleo Título: Fracturamiento hidráulico campo Caranda-1002

(ft min)

29

Autor: Lesly Yhomara Castro Mayta __________________________________________________________________________________________________________

CAPITULO VIII

10.Resultados:

10.1.Calculo de la IPR antes y después de la estimulación hidráulica Antes de la estimulación hidráulica Datos petrofísicos.

Cromatografía de campo caranda 1002

N2 CO2 C1 C2 C3 i-C4 n-C4 i-C5 n-C5 C6

0.0115 0.0082 0.9028 0.0575 0.0137 0.0020 0.0033 0.0008 0.0006 0.0006

28.0134 44.010 16.043 30.070 44.097 58.123 58.123 72.150 72.150 86.177

0.3222 0.3609 14.4836 1.729 0.6041 0.1162 0.1918 0.0577 0.0433 0.0517 17.9605

493.1 1071 666.4 706.5 616 527.9 550.6 490.4 488.6 436.9

227.49 547.91 343.33 549.92 666.06 734.46 765.62 829.1 845.8 913.6

5.6706 8.7822 601.625 40.6238 8.4392 1.0558 1.817 0.3923 0.2932 0.2621 668.9621

2.6161 4.4929 309.958 31.6204 9.1250 1.4689 2.5265 0.6633 0.5075 0.5482 363.527

SOLUCION

Asignatura: Producción II Carrera: Ing. En gas y petróleo

30

Título: Fracturamiento hidráulico campo Caranda-1002 Autor: Moisés Quispe Copa __________________________________________________________________________________________________________

10.2.Valores pseudo corregidos

Valores pseudo reducidos

Factor desviación

Viscosidad del gas ( ( ( [

)) ]

(

))

Densidad del gas

Factor volumétrico del gas

Caudal de producción a diferentes valores de la

Asignatura: Producción II Carrera: Ing. En gas y petróleo

31

Título: Fracturamiento hidráulico campo Caranda-1002 Autor: Lesly Yhomara Castro Mayta __________________________________________________________________________________________________________ (

[ ( )

)

]

( )

(

5500 4500 3500 2500 1500 1000 0

0 422.5 844.9 1267.4 1689.9 1901.2 2323.7

)

10.4.Después de la estimulación hidráulica Datos petrofísicos:

Caudal de producción (

)

[ (

(

5500 4500 3500 2500 1500 1000 0

Asignatura: Producción II Carrera: Ing. En gas y petróleo

)

)

]

(

)

0 10595.3 21190.5 31785.8 42381.1 47678.7 58273.9

32

Título: Fracturamiento hidráulico campo Caranda-1002 Autor: Lesly Yhomara Castro Mayta __________________________________________________________________________________________________________

6000

IPR DEL CAMPO CARANDA

5000 4000 3000 2000 1000 0 0

500

1000

1500

2000

2500

CAPITULO IX

11.Conclusiones:



Se hizo una recopilación de datos del pozo en el campo caranda- 1002 lo cual se pudo diagnosticar la geología estructural y litológica se podría decir que ubo un aumento de caudal y permeabilidad en el pozo diagnosticado.

     

La presión ejercida por el peso total de las formaciones sobrepuestas por arribadel punto de interés es una función de la densidad total de las rocas y la porosidad.

Es esencial para optimizar el diseño del pozo, este, puede estimarse a partir de datos  de los pozos de referencia litológica, la presión, la densidad, porosidad y viscosidad.

Estos deben de acuerdo a las condiciones más eficientes ante el diseño.

Asignatura: Producción II Carrera: Ing. En gas y petróleo



33

Título: Fracturamiento hidráulico campo Caranda-1002 Autor: Lesly Yhomara Castro Mayta __________________________________________________________________________________________________________



El tipo de fluido  que se inyecto es agua, arena, y otros aditivos para aumentar la permeabilidad

11.1Recomendaciones: Para realizar un fracturamiento hidráulico es necesario tomar pruebas de presión y fluido, antes y después de ejecutar los trabajos de estimulación por fracturamiento hidráulico en un pozo con el objeto de obtener una información más precisa acerca del pozo ya sea de su columna litológica como de sus propiedades petrofísicas.

Se recomienda tomar en cuenta la formación de pozo porque un fracturamiento hidráulico es mucho más efectivo en formaciones suaves y para así obtener una mejor producción como también se debe realizar un análisis pormenorizado de los aspectos que pueden influir o afectar con el fracturamiento por tanto se debe considerar lo siguiente: la formación, los fluidos a utilizar., los aditivos, etc.

Se puede decir en general, que toda formación puede ser fracturada, sin embargo algunas formaciones responden mejor que otras al fracturamiento.

11.3. Bibliografía:

 

  

Micheal_Economides_-_Petroleum_Production_Systems[1]



Magdalena-Paris-de-Ferrer-Fundamentos-de-Ingenieria-de-Yacimientos Reservoir_Engineering_Handbook_2E_Tarek Ahmed





Webgrafia: 









 

https://www.earthworksaction.org/files/publications/HFSpanishNew.pdf www.portaldelpetroleo.com



https://doc/240071035/Fracturamiento-Hidraulico



https://es.scribd.com/doc/306211245/Diseno-de-Fracturamiento-Hidraulico

Asignatura: Producción II Carrera: Ing. En gas y petróleo





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Título: Fracturamiento hidráulico campo Caranda-1002 Autor: Lesly Yhomara Castro Mayta __________________________________________________________________________________________________________    https://es.scribd.com/doc/285380716/TESIS-Fracturamiento-HIdraulico 

https://es.scribd.com/doc/269006149/Fracturamiento

Asignatura: Producción II Carrera: Ing. En gas y petróleo



35