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MAYOR, REAL Y PONTIFICIA DE SAN FRANCISCO XAVIER DE CHUQUISACA FACULTAD DE TECNOLOGÍA INGENIERIA PETRÓLEO Y GAS NATURAL

PROPUESTA TECNICA DE FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO EN RESERVORIOS NO CONVENCIONALES “POZO INGRE – X2” TRABAJO DE TITULACION PARA OPTAR EL TITULO DE LICENCIADO EN ING. PETRÓLEO Y GAS NATURAL POSTULANTE:

RODRÍGUEZ SERRUDO LUIS MIGUEL

TUTOR:

ING. RENATO ENRIQUEZ CORONADO

SUCRE – BOLIVIA 2017

AGRADECIMIENTOS

A la Universidad San Francisco Xavier de Chuquisaca y en especial a mi familia y amigos

INDICE

CAPITULO I INTRODUCCION................................................................................................................1 1.1. Antecedentes...................................................................................................................2 1.1.1. Ámbito Mundial......................................................................................................2 1.2. Planteamiento del Problema.........................................................................................4 1.3. Formulación del Problema............................................................................................5 1.4. Objetivos.........................................................................................................................6 1.4.1. Objetivo General.....................................................................................................6 1.4.2.

Objetivos Específicos..........................................................................................6

1.5. Justificación....................................................................................................................6 1.5.1 Justificación Técnica................................................................................................6 1.5.2. Justificación Económica..........................................................................................7 1.5.3. Justificación Ambiental...........................................................................................7 1.6. Metodología de la Investigación....................................................................................8 1.7. Alcance............................................................................................................................9 1.7.1. Alcance Temático...................................................................................................10 1.7.2. Alcance Geográfico................................................................................................10

CAPITULO II MARCO TEORICO...........................................................................................................11 2.1. Estimulación Matricial................................................................................................14 2.1.1. Estimulación matricial No Ácida.........................................................................14 2.1.2. Estimulación Matricial Ácida o Reactiva............................................................16

2.2. Mini Frac......................................................................................................................17 2.3. Fracturamiento Hidráulico.........................................................................................18 2.3.1. Fracturamiento Hidráulico Apuntalado.............................................................19 2.3.1.1. Fluido de Fracturamiento..............................................................................20 2.3.1.2. Aditivos del Fluido de Fracturamiento.........................................................21 2.3.1.3. Agentes Apuntalantes o Sustentantes............................................................23 2.3.1.4. Características del agente de sostén para el fracturamiento Hidráulico...25 2.3.2. Fracturamiento Hidráulico Ácido.......................................................................29

2.4. HIDRÁULICA Y OPTIMIZACIÓN DE UN FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO....................................................................................................................29 2.4.1. Ecuación de la Hidráulica Generalizada.............................................................30 2.4.1.1. Modelo plástico de Bingham..........................................................................31 2.4.1.2. Modelo de la Ley exponencial........................................................................31 2.4.1.3. Modelo de la Ley exponencial Modificada...................................................31 2.4.2. Factores que afectan la Reologia..........................................................................32 2.4.3. Conceptos Básicos..................................................................................................33 Presión de Fractura (Ps).............................................................................................33 Presión de Fondo ( PFONDO )................................................................................34 Presión Breakdown ( Pbreakdown )........................................................................34 Pérdidas de Presión a través de las perforaciones ( Pperf ).................................34 2.5. Orientación de la Fractura y Gradiente de Fractura...............................................35 Fracturas horizontales....................................................................................................35 Fracturas Horizontales...................................................................................................35 Fracturas Verticales........................................................................................................36

Gradiente de Fractura....................................................................................................36 Cálculo del Gradiente de Fractura................................................................................37 2.6. Equipos de Superficie..................................................................................................39

CAPITULO III DIAGNOSTICO POZO INGRE X2.................................................................................40 3.1. Ubicación.......................................................................................................................40 3.2. Columna Geológica......................................................................................................42 3.3. Antecedentes del pozo Ingre – X2...............................................................................43 3.4. Diseño Preliminar de Cañerías Pozo Ingre – X2.......................................................44 3.5. Propuesta de Arreglo de Producción Pozo Ingre – X2.............................................45 3.6. Características Generales............................................................................................46 3.7. Características Petrofísicas.........................................................................................47

CAPITULO IV INGENIERIA DEL PROYECTO......................................................................................48 4.1. Tramos seleccionados para el fracturamiento...........................................................48 4.2. Selección del Método de Fracturamiento...................................................................49 4.3. Cálculo del Gradiente y Presión de Fractura...........................................................49 4.4. Cálculo del ancho de Fractura....................................................................................51 4.5. Selección de Equipo de Fracturamiento....................................................................52 4.6. Cálculo del Volumen Bombeado.................................................................................55 4.7. Cálculo de Aditivos, Agente de sostén y Agua necesaria para fracturar................55 4.8. Selección del agente de sostén.....................................................................................56 4.9. Selección de aditivos para el fracturamiento.............................................................57

4.9. Requerimientos de Equipo para el fracturamiento..................................................58 4.10. Procedimiento de Fracturamiento Hidráulico........................................................58 4.10.1. Prueba Hidrostática # 1......................................................................................60 4.10.2. Prueba Hidrostática # 2......................................................................................60 4.10.3. Prueba Hidrostática # 3......................................................................................60 4.10.4. Asentamiento del Packer # 1...............................................................................61 4.10.5. Limpieza de Tubería con Ácido y Solvente.......................................................62 4.10.6. Asentamiento del Packer#2.................................................................................62 4.10.7. Desplazamiento del Gel.......................................................................................62 4.10.8. Bombeo contra la Formación (Minifrac y Fractura).......................................63 4.10.9. Montaje de la Cabeza de Prueba para iniciar Prueba de Producción...........63 4.10.10. Prueba de producción de tramo Fracturado..................................................64 4.10.11. Control de Pozo (sin grava en la sarta)............................................................64 4.10.12. CONTINGENCIA: Control-Normalizado de Pozo (con grava en la sarta) 65

PRESUPUESTO DE FRACTURAMIENTO POZO INGRE – X2................................66 Bibliografía..........................................................................................................................70 Conclusiones Recomendaciones Anexos

Lista de Tablas

1.- Aditivos químicos del fluido fracturante …………………………………………... 23 2.- Propiedades de la Arena Premium …………………………………………………. 24 3.- Propiedades de la Arena Estándar …………………………………………………. 24 4.- Valores del Módulo de Young y Relación de Poisson ……………………………... 32 5.- Tramos seleccionados para fracturar ……………………………………………… 48 6.- Presiones y Gradientes de Fractura ………………………………………………... 50 7.- Ancho de la fractura ………………………………………………………………… 51 8.- Ventajas del Straddle Packer ……………………………………………………….. 53 9.- Tubulares para el fracking ………………………………………………………….. 53 10.- Características de la bomba de fracturamiento ………………………………….. 54 11.- Aditivos seleccionados para el pozo Ingre – X2 ………………………………….. 57 12.- Equipos de fracturamiento para pozo Ingre – X2 ……………………………….. 58 13.- Presupuesto de fracturamiento pozo Ingre – X2 ………………………………… 67 14.- Cálculo del exponente “dc” ………………………………………………………... 75 15.- Cálculo del gradiente de fractura …………………………………………………. 77 16.- Cálculo de Presiones Hidrostáticas ……………………………………………….. 78

Lista de Figuras

1.- Tipos de Fracturamiento ……………………………………………………………. 13 2.- Alas de la Fractura ………………………………………………………………….. 18 3.- Etapas de Fracturamiento …………………………………………………………... 19 4.- Calidad de la Arena …………………………………………………………………. 25 5.- Distribución de Granos ……………………………………………………………... 28 6.- Fracturas Horizontales ……………………………………………………………… 35 7.- Equipos Superficiales para un Fracturamiento con Apuntalante ………………... 39 8.- Ubicación Geográfica área y pozo Ingre – X2 ……………………………………... 41 9.- Columna Geológica del campo Ingre ………………………………………………. 42 10.- Pozo propuesto Ingre – X2 ………………………………………………………… 43 11.- Diseño de cañerías pozo Ingre – X2 ………………………………………………. 44 12.- Propuesta de arreglo de producción pozo Ingre – X2 …………………………… 45 13.- Sarta de Fracturamiento Hidráulico ……………………………………………… 52 14.- Selección del Agente de Sostén ……………………………………………………. 56 15.- Pasos para un Fracturamiento Hidráulico ……………………………………….. 59 16.- Gráfica de cálculo del exponente “dc” ……………………………………………. 76

RESUMEN

En la actualidad la necesidad de aumentar la producción de hidrocarburos es muy importante para cubrir la demanda energética, para lo una de las tecnologías actualmente desarrollada es el Fracturamiento Hidráulico. Este método es apropiado para la explotación de reservorios no convencionales, es decir reservorios que tengan baja permeabilidad iguales o menores a 0,0001 md. En la explotación de yacimientos no convencionales se pueden obtener: shale gas y shale oil. El proyecto tiene como caso de estudio el pozo Ingre – X2 (IGE – X2), ubicado en el departamento de Chuquisaca, dicho pozo es considerado un reservorio no convencional para el cual se realiza una propuesta técnica de fracturamiento hidráulico, además de ver el estado actual en el cual se encuentra este pozo, a partir de esto se podrá realizar un diagnóstico. Con esta propuesta de fracturamiento hidráulico en el pozo Ingre – X2, se espera incrementar la producción de gas natural y condensados para cubrir las demandas energéticas que sufre nuestro país, para lo cual se generarán fracturas en las formaciones del pozo y generando su explotación. En el Capítulo II se podrá ver todos aquellos métodos de fracturamiento hidráulico y sus respectivas diferencias y usos adecuados. Además de dar a conocer todos los aditivos químicos que se pueden utilizar al realizar este tratamiento, los posibles agentes de sostén que se utilizan al generar fracturas en las zonas deseadas de las formaciones. En el Capítulo III se presenta un diagnóstico actual del pozo Ingre – X2, teniendo en cuenta estudios realizados anteriormente se dará a conocer algunos datos petrofísicos de interés para este proyecto. Mientras que en el Capítulo IV se realizaran todos los cálculos necesarios para efectuar un fracturamiento, un dato principal que es necesario calcular son las presiones de fractura y gradientes de fractura.

CAPITULO I

INTRODUCCION

En la industria petrolera se tiene la necesidad de aumentar la producción de los pozos en el mínimo tiempo posible y a bajos costos. Una de las tecnologías recientemente desarrolladas, es el Fracturamiento Hidráulico. Ésta realiza múltiples fracturas a lo largo del pozo, en un solo viaje al fondo del pozo, ahorrando tiempo de operación.

Su principal objetivo es explotar yacimientos no convencionales, aumentar la producción de los pozos, y muy rara vez eliminar el daño. Para poder explotar los yacimientos no convencionales, se ha implementado una técnica que combina el fracturamiento hidráulico con la perforación horizontal; fracturando diferentes etapas en una misma arena, siendo

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estos pozos los candidatos más comunes para implementárseles un fracturamiento hidráulico. (PEMEX. (2011). Fracturamiento Hidráulico Multietapas. México) Entre los yacimientos no convencionales que se conocen están: Shale Gas y Shale Oil, los cuales están compuestos por lutitas, y en los que la roca generadora funciona también como roca almacén. Otro tipo de yacimientos son los Tight Gas y Tight Oil, en estos yacimientos se tiene valores de permeabilidad muy bajos, del orden de 0.01 hasta 0.0001 md. En un futuro no tan lejano, estos yacimientos serán las principales fuentes de hidrocarburos, por esta razón el fracturamiento hidráulico tendrá una gran aplicación, a nivel mundial y en Bolivia. La fracturación hidráulica (también conocida por el término en inglés fracking) es una técnica para posibilitar o aumentar la extracción de gas y petróleo del subsuelo. Las formaciones geológicas cuales están siendo fracturadas, se encuentran de 2000 a 3000 metros bajo tierra. El fluido usado para fracturar consiste principalmente de un uso máximo de 20000 metros cúbicos de agua, mezclada con químicos y sólidos, como la arena. (PEMEX. (2011). Fracturamiento Hidráulico Multietapas. México)

1.1. Antecedentes 1.1.1. Ámbito Mundial

Mundialmente se tienen identificadas 48 cuencas de Shale Gas en 32 países, en el continente americano, Canadá, Estados Unidos y México representan más del 60% de las reservas probadas. Las 48 cuencas analizadas muestran una estimación inicial de reservas técnicamente recuperables de Shale Gas de 6,609 Tpc, con depósitos importantes en China, Argentina, México y el noreste de Europa.

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En 1930 se empezaron a utilizar ácidos en lugar de materiales explosivos, pero es en 1947 cuando se estudia por primera vez la posibilidad de utilizar agua. Este método empezó a aplicarse industrialmente en 1949 por la empresa Standar Oil. Junto con el agua se incluye una cierta cantidad de arena para evitar que las fracturas se cierren al detenerse el bombeo, y también se añade en torno a un 1% de aditivos, compuestos por hasta 500 productos químicos, cuya función es potenciar la efectividad de la fractura. En 1980 el congreso de EE.UU. autoriza las exenciones fiscales para la producción de gas no convencionales hasta 2002. En 1998 se realiza la extracción de gas a nivel comercial en un yacimiento en Texas, es el comienzo de la fracturación hidráulica de reservorios no convencionales. En América del Sur las grandes potencias en cuestión de reservas de gas de lutitas (shale gas) como son: Uruguay, Argentina, Paraguay y Brasil, hasta nuestros días son países que dependen de otros países para poder cubrir el consumo de energía que requieren, por ejemplo, Uruguay depende 100% del gas de otros países, aunque este país es rico en reservorios no convencionales. Es el mejor momento para que nuestro continente aproveche el recurso que nos generan los reservorios no convencionales, ya que nuestra misma región es aquella que requiere mayores cantidades de gas natural, se estima que la demanda de este producto tienda a crecer al 50% en el mediano plazo, además que dicho recurso (gas natural) tiene un precio apetecible para el mercado (Revista ENERGY PRESS, noviembre 2013).

1.1.2. Ámbito Nacional

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En los años 90 y por insistencia de YPFB, la empresa Occidental programo y perforo el pozo Pando X-1, que resultó ser descubridor de un yacimiento de petróleo de 35 – 40 grados API, pero por su producción de 300 barriles de petróleo por día no justificaba la explotación frente a los altos costos de transporte, por lo que el pozo quedo cerrado y en reserva hasta el día de hoy. Otro suceso es la perforación del pozo Ingre X-2, se inició el 18 de diciembre de 2012 y concluyó 66 días después. El objetivo de la perforación era atravesar los estratos arenosos de edad carbonífera y probarlos de manera conclusiva si estos niveles son reservorios comerciales de hidrocarburos o no, principalmente líquidos. Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), mediante una minifractura en la zona del pozo Ingre X-2, descubrió un yacimiento de tipo tight oil (petróleo proveniente de reservorios con baja porosidad y permeabilidad). De acuerdo a la información, se inyectó “material” al reservorio para darle permeabilidad artificial y se pudo recuperar petróleo mediante una minifractura con los equipos disponibles en el país. De esta manera se replantearía el proyecto Ingre, que había quedado paralizado debido a que en la perforación inicial “no se descubrió ni siquiera agua”. La minifractura en Ingre se llevó a cabo con el apoyo de la empresa Halliburton. Este nuevo enfoque implicaría desarrollar un estudio adicional para este año con un “mapeo” geológico a detalle de la formación Tupambi y de la lutita/arenisca en cuestión para definir si es posible perforar un pozo horizontal y una fractura completa. (YPFB GNEE, octubre 2012).

1.2. Planteamiento del Problema Actualmente en nuestro país la demanda de gas natural empieza a aumentar, además nuestro país tiene contratos de entrega de gas natural a los países vecinos como Brasil y 4

Argentina con lo cual la producción de gas convencional empieza a decaer debido a que aún no podemos encontrar más reservas convencionales, por tanto, si no se invierte en la producción de gas de lutitas (shale gas) es muy probable que la producción de gas natural decline en un 15% en los próximos 5 años. Dado estos problemas de demanda interna y externa de gas natural en nuestro país y observando la carencia de encontrar más reservorios convencionales, se propone la explotación de los reservorios no convencionales en el país a fin de abastecer los mercados internos y externos. (Wordpress. (24 de Octubre de 2014). Wikipedia.Fracturamiento)

1.3. Formulación del Problema

El gas y petróleo es un recurso natural no renovable que tiene gran importancia económica a nivel mundial, dado que es la principal fuente energética del planeta. El estado boliviano para financiar parte de su presupuesto lo hace en base a los ingresos generados por el precio del gas y barril del petróleo, es la principal fuente de ingresos económicos con lo que cuenta el país, en la actualidad la mayoría de los pozos petroleros en Bolivia corresponden a campos agotados, se hace necesaria de la implementación de métodos para obtener una mayor recuperación y producción de gas y petróleo. Con la declinación de producción de los campos de reservorios convencionales, la demanda energética en cuestiones de gas y especialmente de líquidos (petróleo) va creciendo de manera descontrolada, dando lugar al desabastecimiento energético en el país. Con estos antecedentes, se propone efectuar un fracturamiento hidráulico en el área Ingre, específicamente en el pozo Ingre – X2 para incrementar la tasa de producción de gas natural y petróleo, logrando ayudar a cubrir en cierta parte la demanda que se tiene en la actualidad.

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1.4. Objetivos

1.4.1. Objetivo General Incrementar la producción de gas natural y condensado, considerando una propuesta de Fracturamiento Hidráulico de Reservorios No Convencionales, aplicado al pozo Ingre – X2.

1.4.2. Objetivos Específicos  Investigar y sintetizar toda la información conceptual referente al proceso de producción de petróleo y el fracturamiento hidráulico.  Realizar un Diagnóstico para el Pozo Ingre X-2.  Elaborar una propuesta de fracturamiento hidráulico para el pozo Ingre – X2.  Elaborar un presupuesto para el fracturamiento hidráulico en el pozo Ingre – X2.

1.5. Justificación

1.5.1 Justificación Técnica

El objeto del fracturamiento hidráulico es causar canales de flujo (fracturas), para luego incrementar la conductividad de la formación y por ende el flujo de fluidos hacia el pozo. La continua inyección del fluido fracturante permite ampliar y extender la fractura, y así aumentar el gas o petróleo colectado. 6

1.5.2. Justificación Económica Actualmente el precio del petróleo es bajo con lo cual no es recomendable el uso del fracturamiento hidráulico, como se podrá observar en el presupuesto económico al finalizar el Capítulo IV, el fracturamiento hidráulico es rentable si el precio del petróleo se encuentra arriba de los 50$ el barril. En nuestros días los recursos no convencionales (shale gas y shale oil) son la alternativa para que nuestro país pase a ser un país productor y gracias a las mismas cubrir sus demandas energéticas. (Wordpress. (24 de Octubre de 2014). Wikipedia.Fracturamiento Hidráulico)

1.5.3. Justificación Ambiental

Se comenta que al realizar un fracturamiento hidráulico se puede lograr contaminar los acuíferos existentes en las formaciones, pero en Bolivia los acuíferos más profundos se encuentran entre 300 – 450 m de profundidad y el fracturamiento hidráulico en Bolivia se lo realiza en formaciones con una profundidad promedia de 1500 – 3000 m de profundidad, con lo cual es difícil que se contaminen nuestros acuíferos. En cuestión al consumo de agua, para realizar el fracturamiento hidráulico en el pozo Ingre – X2 se utilizará agua proveniente del Rio Grande, del cual solo se utilizará el 7% del caudal anual de dicho rio. Cabe mencionar que las poblaciones próximas al pozo en estudio suelen utilizar solamente el 20% de agua del caudal total del rio. 7

1.6. Metodología de la Investigación Los métodos de investigación para la realización de este proyecto están dados por los siguientes puntos: a

Tipo de Investigación El método de Investigación es aplicada debido a que la propuesta se la realiza como una implementación del pozo Ingre – X2 para realizar el fracturamiento hidráulico aplicando criterios y diversos métodos para lograr dicho objetivo.

b

Métodos de Investigación

Esta investigación es: 

Descriptiva. - Porque busca establecer de forma clara y precisa la aplicabilidad de la implementación de un fracturamiento hidráulico en el pozo Ingre – X2, con el fin de obtener incrementos en la producción de gas natural.



Explicativa. – ya que se determinarán las causas por las cuales se debe realizar un fracturamiento hidráulico y por qué el uso de dicho equipo seleccionado para este proceso.



Evaluativa. -

Se obtendrá los resultados a los cuales se debe realizar el

fracturamiento hidráulico del pozo Ingre –X2 esto para incrementar la producción de gas natural del país. c

Técnicas e Instrumentos de Investigación

Las técnicas a ser usadas serán las siguientes: 8

Técnicas teóricas  Observación. – Esta técnica sirvió para construir el diagnostico en la recolección de la información en cuanto a la propuesta de fracturamiento hidráulico para el pozo Ingre – X2.  Entrevistas  Consulta de fuentes bibliográficas como libros, textos y autores Instrumentos Los instrumentos que se utilizan en la presente investigación es la siguiente:  Instrumentos para Observación. - Se realizará una ficha de observación, donde se mencionará los equipos a utilizar durante el fracturamiento en el pozo Ingre – X2 en todo el campo con el fin de incrementar la producción de gas natural.  Entrevistas. - Se realizará una ficha de consulta a las personas para dar información respecto a este tema y saber si están de acuerdo con la realización del fracturamiento con el fin de incrementar la producción del gas natural.  Consulta de fuentes bibliográficas como libros, textos y autores para brindar todo el apoyo teórico a la investigación para reforzar y establecer los criterios teóricos que sustenten la evaluación 1.7. Alcance El alcance que tiene este proyecto puede llegar a ser considerado como un aporte académico por medios teóricos, estadísticos y descriptivos del proceso de fracturamiento hidráulico, realizados en nuestro campo en consideración para el beneficio de nuestro país, 9

ya que además este campo es considerado como una de las grandes reservas de nuestro país y de gran importancia

1.7.1. Alcance Temático

El alcance temático que tiene este proyecto es de:    

Cálculo de Presiones y Gradientes de Fractura para el pozo Ingre – X2 Propuesta técnica para realizar un Fracturamiento Hidráulico. Selección de Equipos de Fracturamiento y Fluido de Fracturamiento. Elaborar un presupuesto económico al realizar el fracturamiento hidráulico.

Con el proyecto también se logrará: 

Identificar todas aquellas formaciones en las cuales se puede aplicar el fracturamiento hidráulico en nuestro país.



Conocer los equipos superficiales y sub-superficiales necesarios para la realización del fracturamiento hidráulico.



Identificar características petrofísicas requeridas para aplicar el fracturamiento hidráulico.

1.7.2. Alcance Geográfico

La siguiente propuesta técnica de fracturamiento hidráulico se realizará en el campo Ingre ubicada en el departamento de Chuquisaca. Los antecedentes para el presente proyecto de perforación pozo Ingre-X2 son alentadores debido a que en la perforación del Ingre-X1 se detectó gas, con pronóstico de hidrocarburo líquido, también se confirmó por testigos laterales en rocas del 10

carbonífero inferior. La perforación exploratoria del pozo IGE-X2, lo ejecutara la subsidiaria YPFB CHACO S.A. hasta su conclusión.

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CAPITULO II

MARCO TEORICO

Para garantizar la productividad continua de los pozos petroleros se utilizan, además, las técnicas llamadas de estimulación de pozos, que constituyen el medio por el cual se mejora su productividad. Estas técnicas consisten en introducir a la formación determinados materiales, cuya función es establecer o restablecer condiciones propicias para el flujo de fluidos de la roca productora al pozo a lo largo de la vida productiva del mismo.

Se emplean materiales diversos, que van desde ácidos para eliminar las obstrucciones de los poros o bien para grabar por disolución canales altamente conductivos en las paredes de una fractura previamente creada, hasta fluidos de alta viscosidad para fracturar hidráulicamente la formación y colocar, dentro de la fractura generada, un cuerpo de partículas sólidas resistentes a las condiciones de presión y temperatura de la formación, cuya función es formar un medio altamente conductivo, poroso, permeable y que conserve

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la geometría de la fractura después del tratamiento. (La Prueba Mini frac, Universidad Autónoma de México, 2016) Las razones principales para realizar este tipo de operaciones en pozos donde se desea incrementar la productividad son: 

En caso de que la formación productora tenga una baja permeabilidad original, el tratamiento permitirá aumentar la permeabilidad en la vecindad del pozo para mejorar el flujo de hidrocarburos de la formación al pozo productor.



Si el motivo de la baja productividad de hidrocarburos es por un alto factor de daño en la formación, se creará un canal altamente permeable para conectar al pozo con la formación de permeabilidad inalterada.

Las técnicas de estimulación conocidas son: la estimulación matricial y el fracturamiento hidráulico. (La Prueba Mini frac, Universidad Autónoma de México, 2016)

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FRACTURAMIENTO

Estimulación Matricial

Mini Frac Utilizada para obtener la información

Se emplea para disminuir el caracteristica daño presente enestimulación la asociada a una vecindad del pozo. Se efectua presiones de fracturamientomenores hidráulico. Esauna la presión de fractura deprueba la formación. diagnóstico, usada para determinar

Fracturamiento Hidráulico Usada para mejorar la permeabilidad de la formación. Se efectua con presiones mayores a la presión de fractura de la formación.

algunos parámetros que se necesitan para el fracturamiento hidráulico.

Usado para: Incrementar reservas, Incremento de gas y/o aceite de un yacimiento de baja permeabilidad Estimulación generando recuperaciones comerciales. Estimulación

Matricial Matricial Los fluidos no reaccionan con los materiales de No Ácida Se utiliza para tratamientos Ácida de

la roca. No se debe usar si no se identifica el limpieza o acidificación. Se debe seleccionar bien el ácido a usar para tipo de daño. Se utilizan surfactantes no afectar la producción del pozo. Fracturamiento H. Apuntalado

Usados para problemas de: Fracturamiento H.Fig. 1 Tipos de Bloqueo de Agua Ácido Fracturamientos Bloqueo por Emulsión Mojamiento Depósitos orgánicos

Se usa agentes de sostén para mantener abierta la fractura, se usa agua. Crea fracturas en las paredes de la formación. Existen grandes pérdidas del ácido, se usan ácidos. 13

2.1. Estimulación Matricial La estimulación matricial se caracteriza por establecer gastos de inyección del fluido de tratamiento a presión mayor que la presión de formación, pero menor a su presión de fractura. Durante el tratamiento debe buscarse que la inyección del fluido sea uniformemente radial, a fin de lograr que el incremento en la permeabilidad sea igualmente uniforme. Se divide en estimulación matricial no ácida y la ácida, una estimulación matricial depende primordialmente de la selección apropiada del fluido de tratamiento. (La Prueba Mini frac, Universidad Autónoma de México, 2016)

2.1.1. Estimulación matricial No Ácida

Estimulación en la cual los fluidos de tratamiento no reaccionan químicamente con los materiales de la roca y se emplea para la remoción de daños verdaderos de la formación. Los fluidos base a utilizar son: soluciones oleosas o acuosas, alcoholes o solventes mutuos, acompañados principalmente de surfactantes u otros aditivos afines. La estimulación no ácida se emplea para remover daños relacionados con las fuerzas retentivas del yacimiento y bajo estas condiciones se pueden atacar problemas de bloqueos de agua, emulsiones, daños por tensión interfacial, por mojabilidad y por depósitos orgánicos, principalmente. En el caso de que el tipo de daño no se logre identificar plenamente, la estimulación matricial no reactiva no deberá aplicarse, esto debido a que existe una gran posibilidad de utilizar fluidos de estimulación contraindicados, corriéndose el riesgo no sólo de no remover el daño, sino de agravarlo. Para este caso, lo recomendado es la aplicación de una estimulación matricial ácida que, al reaccionar químicamente, ya sea con la formación o con materiales obturantes del espacio poroso, permite mejorar la permeabilidad de la zona

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cercana al pozo de una manera más efectiva. (La Prueba Mini frac, Universidad Autónoma de México, 2016) Los surfactantes, en general, alteran en forma favorable o desfavorable el flujo de los fluidos en el medio poroso. Las estimulaciones no reactivas pueden prevenir, remover, disminuir o agravar los daños a la formación dependiendo de la selección de los surfactantes. La remoción de daños generalmente es costosa, por lo que lo más adecuado es emplear los surfactantes para prevenir el daño, siempre y cuando se tenga presente el tipo de daño probable que se puede causar durante casi todas las fases de las operaciones a pozos. Cabe señalar a continuación los tipos de daño, junto con su tratamiento, que pueden ser prevenidos o removidos con las estimulaciones no reactivas: 

Bloqueo por agua: Puede prevenirse siempre y cuando en los fluidos acuosos que invaden la formación (lodo de perforación y otros fluidos de control) se adicionen surfactantes en concentraciones del 0.1 al 0.2% en volumen. Este daño puede ser removido inyectando matricialmente una solución acuosa con una concentración de 1 a 3% de surfactante que permita bajar efectivamente la tensión superficial e interfacial que asegure la mojabilidad de la formación por agua.



Bloqueo de aceite en pozos de gas: La invasión de fluidos base aceite causará una reducción drástica de la permeabilidad relativa al gas. La inyección matricial de soluciones acuosas con solventes mutuos o alcoholes, con surfactante de 1 a 3% en volumen disminuirá las fuerzas retentivas del aceite que bloquea la formación, permitiendo una rápida disminución de la saturación de la fase oleosa.



Bloqueo por emulsión: La cantidad de surfactante requerida para remover un bloqueo por emulsión debe ser usualmente unas 20 o 30 veces mayor que el volumen que sería necesario para prevenir su formación, por lo que se recomienda su prevención en lugar de su remoción. La inyección de soluciones de surfactantes

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desemulsificantes del 2 al 3% en volumen en fluidos oleosos, acuosos o con solventes mutuos puede usarse para romper una emulsión.



Mojamiento por aceite: Cuando la formación en la vecindad del pozo queda mojada por aceite se produce un daño significante a la productividad del pozo por lo que la prevención del problema debe ser contemplado. La remoción de este daño implica la inyección de solventes mutuos para remover la fase mojante de aceite, seguida de una solución acuosa de un surfactante con propiedades mojantes por agua.



Depósitos orgánicos: Estos daños son removidos al resolubilizar o disolver estos depósitos (asfaltenos y parafinas) con solventes aromáticos y un surfactante dispersor. También se recomienda la adición de alcohol o solventes mutuos en pequeñas cantidades.

Fuente: La Prueba Mini frac, Universidad Autónoma de México, 2016

2.1.2. Estimulación Matricial Ácida o Reactiva También llamada acidificación matricial, consiste en la inyección, a través de los poros de la formación, de una solución ácida a una presión mayor que la del yacimiento, pero menor a la presión de fractura con el fin de mejorar el comportamiento de afluencia. La estimulación matricial reactiva normalmente se utiliza bajo las técnicas de tratamientos de limpieza y acidificación matricial en areniscas y rocas calcáreas. La diferencia entre ellas es que la de limpieza permite restablecer la permeabilidad natural de la formación al remover el daño y la de acidificación matricial sirve para incrementar la permeabilidad natural de la formación disolviendo parte de ella y agrandando los poros comunicados de la roca. Así como en una estimulación matricial no reactiva los surfactantes son los productos activos, en las acidificaciones matriciales los ácidos son el elemento clave. Por ello se debe 16

seleccionar bien la solución ácida por sus propiedades de disolución tanto de los minerales de la formación como de los sólidos extraños de los fluidos de control que se hayan filtrado durante las distintas operaciones realizadas al pozo ya que el éxito de estos tratamientos se basa en la apropiada selección del sistema ácido. (La Prueba Mini frac, Universidad Autónoma de México, 2016)

2.2. Mini Frac El término mini frac es comúnmente utilizado para describir cualquier prueba de inyección realizada en un yacimiento para obtener la información característica asociada a una estimulación de fracturamiento hidráulico. Es una prueba diagnóstico importante realizada en sitio previa al tratamiento principal, por lo cual debe ser desarrollada junto con éste. La prueba mini frac tiene como objetivo principal determinar el valor de varios parámetros que gobiernan el proceso de fracturamiento hidráulico, lo que permitirá afinar el diseño o bien decidir la realización o suspensión de dicha estimulación. La prueba debe ser lo más representativa posible, por lo cual se busca inyectar un volumen suficiente de fluido de tratamiento, a gastos y presiones de fractura, para crear una fractura que represente la geometría de la fractura principal; el tamaño de la prueba debe ser lo suficientemente pequeño para asegurar que no se sobrepasen las barreras y lo suficientemente grande para penetrar toda la zona de interés. Después de la etapa de inyección hay una etapa de interrupción para monitorear y, posteriormente, analizar la declinación de presión. Dentro de la información específica que puede ser obtenida de un pozo mediante la ejecución y análisis en tiempo real de la prueba minifrac están los siguientes datos: la presión de cierre, que comúnmente es considerada equivalente al esfuerzo principal mínimo horizontal, la presión de cierre instantánea (ISIP, por sus siglas en inglés), el tiempo de cierre, la presión neta, la pérdida de presión por fricción en los disparos, la presión de fondo, la presión en superficie, el coeficiente de pérdida de fluido, la eficiencia del fluido 17

fracturante, la permeabilidad y la presión del yacimiento. (La Prueba Mini frac, Universidad Autónoma de México, 2016)

2.3. Fracturamiento Hidráulico Si el daño es muy profundo o la permeabilidad original de la formación es baja, lo que se requiere es crear canales de flujo de alta conductividad por lo cual se opta por una operación de fracturamiento hidráulico. El fracturamiento hidráulico es el proceso mediante el cual se crea un canal altamente conductivo en la formación productora generado por el bombeo de un fluido viscoso a alto gasto y presión mayor que la presión de fractura de la roca. La finalidad de llevar a cabo un fracturamiento hidráulico, es incrementar el índice de productividad de un pozo productor o el índice de inyectividad en un pozo inyector. El proceso consiste en bombear algún fluido a la formación a un gasto de inyección que sea lo suficientemente alto para que la formación lo admita en un flujo radial. Conforme la resistencia al flujo incrementa, la presión en el pozo aumenta hasta un valor que sobrepasa la presión de fractura de la formación. Una vez que la formación se rompe se crea una fractura y el fluido de inyección comienza a moverse dentro de la fractura. En la mayoría de las formaciones se crea una fractura que se propaga en dos direcciones opuestas 180° desde el pozo comúnmente conocidas como alas de la fractura (Fig. 1)

18

Fig. 2 Alas de la Fractura Fuente: Prueba Mini Frac, 2016 En formaciones poco permeables el pozo sería poco rentable si no se efectuara un fracturamiento hidráulico exitosamente donde se requiere que la longitud de la fractura creada sea larga, estando en segundo plano su conductividad. Sólo de esta manera se tendría un beneficio en términos de incremento de la productividad. Existen dos tipos de fracturamiento hidráulico que están en función del tipo de litología del yacimiento del pozo a estimular, dichos tipos son: fracturamiento hidráulico apuntalado y fracturamiento hidráulico ácido. (La Prueba Mini frac, Universidad Autónoma de México, 2016).

2.3.1. Fracturamiento Hidráulico Apuntalado Como ya ha sido mencionado, la principal diferencia entre los fracturamientos hidráulicos apuntalado y ácido es la forma en la que se mantiene la conductividad de la fractura abierta, en ambos casos, mediante la inyección de fluidos fracturantes a presiones mayores que la presión de fractura de la formación. La selección del tipo de fracturamiento hidráulico a aplicar se hace en función de la litología. El tipo apuntalado es generalmente para formaciones de areniscas y lutitas. A continuación, se dará a conocer las etapas a seguir

• Se bombea agua dulce a las tuberías de durante un fracturamiento fracturamiento hidráulico apuntalado: Pre colchon para limpiar cualquier impureza o Lavado presente, el proceso se completa con un Inicial tratamiento de ácido clorhidrico para limpiar el cemento del pozo. Colchon

• Se introduce el fluido que es encargado de generar las fractruras, en este fluido se añade reductores de fricción y estabilizadores de arcilla. Fluido con agente soportante o Lechada

• Se inyecta el fluido de fractura con el agente soportante evitando que se cierre la fractura generada. Flush o Lavado Final

19 • Su objetivo es eliminar cualquier residuo de soportante que no este en la formación y lo lleva hacia las fracturas.

Fig. 3 Etapas de Fracturamiento

2.3.1.1. Fluido de Fracturamiento Los fluidos para fracturamiento hidráulicos son diseñados para romper la formación y llevar el agente de sostén hasta el fondo de la fractura generada. Para estos deben cumplir ciertos requerimientos y deben tener ciertas propiedades: 1

Un fluido de fractura tiene que ser compatible con el fluido de formación y compatible con la roca. Es decir, no debe generar ninguna emulsión con el petróleo o agua de formación, no debe generar un bloqueo en el caso de yacimientos de gas seco, no debe reaccionar químicamente con la roca, no debe desestabilizar las arcillas.

2

Un gel de fractura debe generar un ancho suficiente de fractura para que el agente de sostén penetre hasta la longitud deseada. Como hemos visto el ancho depende de la conductividad requerida y de la granulometría del agente de sostén. El ancho es dependiente de la viscosidad del fluido.

3

El gel debe ser capaz de transportar el agente de sostén durante todo el tiempo que dura la operación. No necesitaremos el mismo gel para una longitud de fractura de 30 m que para 300 m. La capacidad de transporte del agente de sostén es dependiente de la viscosidad, pero puede ser necesaria mayor viscosidad para convivir con la tortuosidad que para el transporte del agente de sostén.

4

Otra propiedad es el control de la pérdida de fluido, o eficiencia del fluido. Es necesario que algo de fluido pase a la matriz para que la fractura se cierre, pero 20

debemos poder controlar esta perdida. En este caso los requerimientos dependerán de la temperatura, de la permeabilidad y del fluido de formación. 5

Una vez que se terminó el bombeo y que la fractura se ha cerrado sobre el agente de sostén se necesita sacar rápidamente el fluido inyectado del empaque y de la formación. También debe quedar lo mínimo posible de residuo dentro del empaque. Por lo tanto, el gel tiene que romperse completamente volviendo en algo lo más parecido posible al fluido base. Esa es una de las propiedades más difíciles de conseguir. O sea, se necesita una viscosidad adecuada durante el tiempo de bombeo, pero esta viscosidad debe disminuir rápidamente una vez la fractura se ha cerrado.

6

Como los volúmenes de fluidos son muy grandes se requieren de fluidos de bajos costos.

Fuente: PEMEX. (2011). Fracturamiento Hidráulico Multietapas. México

2.3.1.2. Aditivos del Fluido de Fracturamiento

En el caso de la extracción de los hidrocarburos no convencionales, como regla general, el fluido utilizado para generar fisuras en la roca está compuesto, fundamentalmente, por agua (94,5%), arena (5%) y entre 8 y 15 compuestos químicos (menos del 1 por ciento). Se trata de compuestos conocidos, que suelen aparecer en los hogares, en productos de limpieza, en alimentos industrializados, cosméticos, etc.

Hoy, no sólo estos aditivos

químicos no son secretos, sino que, además, en las hojas de seguridad antes de cualquier operación, las empresas deben detallarlos ante la autoridad de aplicación.

21

Del 5% utilizado en aditivos químicos, la mitad es ácido clorhídrico (presente en nuestro estómago para poder realizar la digestión y utilizado para desinfectar las piletas de natación). Otro 25 por ciento es un polímero natural, llamado goma guar, presente en helados, mousses y cosméticos. Y el resto de los aditivos componen el otro 25 por ciento. La siguiente es una tabla de los grupos de químicos más comunes. Se explican las funciones en la industria de los hidrocarburos y en el hogar, y se comparan sus concentraciones para cada caso (IAPG. (20 de Octubre de 2015). Wikipedia.Fracking).

Aditivo Químico

Utilizado en la Industria

Hipoclorito de sodio (lavandina)

Como acondicionamiento del agua, control microbiano y utilizado en una concentración de 0,01% a 0,02%.

Glutaraldehído

Hidróxido de sodio (soda cáustica) Ácido clorhídrico (ácido muriático al 33%) Carbonato de sodio (natrón) Cloruro de potasio

Utilizado en el Hogar Como desinfectante, agente blanqueador, tratamiento del agua y uso médico en una proporción de 0,1% a 20%

Como control microbiano, utilizado en una concentración de 0.01%.

Usado como desinfectante. Producto utilizado para esterilizar equipamiento médico y odontológico

Como regulador de pH para el fluido de fractura y la concentración usada en el fracturamiento es de 0,04% a 0,08%.

Usado como preparación de alimentos, jabones, detergentes, blanqueadores dentales en una proporción de 0,1% a 5%

Para disolver carbonatos, bajar el pH, concentración en el fracturamiento es de 0.33%

Usado para destapar cañerías. Presente en el estómago

Como ajuste de pH para el fluido de fractura y en la fractura se usa con una concentración de 0,0% a 0,025%. Utilizado para control de la expansión de arcillas, proporción utilizada en la fractura de 0,0% a 0,91%.

Usado como limpiadores, lavavajillas, pasta de dientes, acuarios, cuidado del cabello en una proporción de 0,5% a 85% Usado como sal de mesa dietética, uso médico, suplemento para mascotas en 22

una proporción de 0,5% a 40%

Goma guar

Sales de Borato (ácido bórico)

Enzima hemi celulósica

Surfactantes

Sílica

Utilizado como gelificante (polímero), concentración en el fracturamiento es de 0,0% a 0,25%.

Usado en cosméticos, productos horneados, helado, dulces, sustituto de trigo en una proporción de 0,5% a 20% Usado en cosméticos, spray para cabello, antiséptico, detergentes en una proporción de 0,1% a 5%

Para reticular el fluido de fractura, proporción utilizada en el fracturamiento es de 0,0% a 0,001%. Como ruptor de gel rompiendo las cadenas poliméricas, proporción durante el fracturamiento es de 0,0% a 0,0005%. Como tensoactivos para reducir las tensiones superficiales e interfaciales, proporción durante el fracturamiento es de 0,0002.

Usado como aditivo de vinos, pasta de soja, procesos industriales de alimentos, aditivo de alimentos de granja en una proporción de 0.1% 25%

Como agente de sostén, proporción durante el fracturamiento es de 4,0% a 6,0%.

Usado como vidrio, limpiadores en polvo, artículos de artística en una proporción de 1%

Usado como detergentes, lavavajillas, champoo, gel de duchas en una proporción de 0,5% a 2,0%

Usado como desinfectante, colorante, empaque de Resina acrílica alimentos en una proporción de 0.23 kg/cm2/m ó 1.0 psi/pie, la fractura puede ser horizontal. G > 0.28 kg/cm2/m, se explica como una anomalía debida a la restricción de la formación (taponamiento o falta de permeabilidad)

Fuente: Tecnología de la perforación, Wordpress, 2009

Cálculo del Gradiente de Fractura 1.- Seleccionar previamente los intervalos lutíticos a utilizar para la aplicación del exponente “d”. Dichos intervalos se recomiendan tengan un espesor de 20 pies como mínimo. 2.- Obtener información en tiempo real sobre: R.O.P, P.S.M, R.P.M, y sobre el diámetro de la barrena. 3.- Calcular con la información anterior y con las fórmulas los valores del exponente “d” y “dc”. ROP ) 60 ( RPM ) 12(PSM ) log 6 10 (Dm)

log (

d=

Ec. 14 Donde: ROP: Velocidad de Penetración (pies / hr) 37

RPM: Revoluciones por minuto (Rev / min) PSM: Peso sobre la barrena (lb-fuerza) Dm: Diámetro de la barrena (plg)

dc = d

ρn ρ ¿

)

Ec. 15

Donde: d: exponente “d” calculado por la formula anterior. ρn : Densidad del Fluido equivalente a una presion normal (lb/gal) ρ : Densidad del fluido equivalente en uso (lb/gal)

4.- Graficar en papel semi-log de 2 ciclos, los valores de los exponentes “d” y “dc” (escale logarítmica) en función de la profundidad (escala normal). 5.- Trazar la línea de compactación normal por aquellos puntos que tengan esa tendencia y otra línea por aquellos puntos fuera de la tendencia normal. 6.- Determinar el tope de la zona de presión anormal en el punto de divergencia o cambio de dirección en la tendencia de los puntos en la gráfica. 7.- Obtener los valores de “dco ó dc” y “dcn” (este se obtiene de la gráfica donde se prolongó la línea donde los puntos fueron más consistentes o constantes y se leen los nuevos valores que tienen “dco” pero sobre la línea.) 8.-

Calcular la gradiente de formación a partir del gradiente de sobrecarga (dato de

sobrecarga nos dan en pozo). 9.- Calcular densidad de formación

38

ρform

=

G form 0,052 Ec.16

10.- Calcular presión de formación Pform = 0,052 *

ρform

* Prof

Ec. 17

11.- Calcular presión de sobrecarga Psc

= Gsc

* Prof Ec. 18

12.- Calcular presión y gradiente de fractura Pfrac

=

μ Pform + [( ¿ * ( Psc 1−μ

-

Pform )

Ec. 19 Fuente: Tecnología de la perforación, Wordpress, 2009

2.6. Equipos de Superficie

El equipo necesario para su ejecución incluye: una unidad de monitoreo, tanques para el almacenamiento del fluido base del fracturamiento, contenedores del apuntalante (en caso de que la formación a tratar sea detrítica) y de aditivos, mezcladoras para incorporar todos los componentes del tratamiento y bombas para llevar a cabo la inyección de materiales

39

desde la cabeza del pozo hasta el fondo con suficiente potencia hidráulica para iniciar y propagar la fractura (Fig. 7). Adicionalmente se recomienda tener un laboratorio químico portátil en el lugar. La participación del personal encargado de dirigir los procesos de fracturamiento hidráulico es fundamental en todo momento y los empleados de campo involucrados en la operación deben contar con el equipo de protección personal adecuado con el fin de garantizar su seguridad y evitar accidentes.

Fig. 7 Equipo Superficial para Fracturamiento con Apuntalante Fuente: Prueba Mini Frac, 2016

40

CAPITULO III

DIAGNOSTICO POZO INGRE X2

3.1. Ubicación

El pozo Ingre X2 se ubica en el municipio de San Pablo de Huacareta, en la provincia Hernando Siles en el departamento de Chuquisaca a 17 Km al sur (Fig.8). Pertenece a los estratos arenosos de la formación Huamampampa con un nivel acuífero con presencia de gas, condensado y petróleo.

40

Fig. 8 Ubicación Geográfica Área y pozo Ingre X2 Fuente: YPFB, GNEE,2012

41

3.2. Columna Geológica El intervalo potencial para explotación de hidrocarburos se encuentra en la profundidad de 1500 metros a 2200 metros al atravesar las formaciones del Carbonífero Inferior.

San Roque Caranda Escondido La Vertiente San Roque Rio Grande Vuelta Grande Monteagudo San Roque La Vertiente Vuelta Grande Porvenir Escondido Nupuco La Vertiente Villamontes Vuelta Grande Escondido Monteagudo Porvenir El Espino Madre Jones, Tacobo Bermejo San Alberto Bermejo El Espino Madre Jones Tararenda Lagunitas Tacobo Los Monos Tararenda Margarita

Fig. 9 Columna Geológica del Campo Ingre Fuente: Fracturamiento, Universidad de Aquino, 2015

42

3.3. Antecedentes del pozo Ingre – X2 

Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) comenzó el 15 de diciembre de 2012 con la perforación del pozo Ingre – X2 en el chaco chuquisaqueño, donde se estima que existe una gran reserva de gas natural y petróleo.



La perforación del pozo Ingre – X2 se encontraba operado por Petrobras, pero fracaso en su intento de descubrir gas y petróleo, sin embargo, con la información técnica proporcionada por la petrolera brasileña es que se decide volver a perforar la zona llegando a la conclusión de que el pozo era seco.



En junio de 2013 se realizó una mini fractura en el pozo Ingre – X2 que permitió descubrir un reservorio de gas y condensado, al atravesar las formaciones del carbonífero inferior se identificó ocho niveles potencialmente productores de líquido y gas entre los 1500 m y 2200 m, obteniendo un reservorio de una producción estimada de 450 barriles por día.



Dado que en ese momento los costos de realizar un fracturamiento hidráulico eran demasiado elevados, el pozo se dejó en abandono hasta que exista la posibilidad factible de realizar su explotación. Actualmente la Gerencia Nacional de Exploración y Explotación (GNEE) se encuentra realizando los estudios necesarios para realizar el fracturamiento hidráulico en el pozo Ingre – X2.

43

Fig. 10 Pozo Propuesto IGE – X2 Fuente: YPFB GNEE, 2012

3.4. Diseño Preliminar de Cañerías Pozo Ingre – X2

DIAGRAMA DEL POZO IGE – X2 CAMPO INGRE

DEPARTAMENTO CHUQUISACA, INGRE

Machareti

0

Falla Ingre 14 m Mandiyuti

25

50

Mayo, 2011

10.000 psi Wellhead Equipement

Casing 20” 17 ½” HOLE 8.7-9.3 ppg

Casing 13 3/8” , @ 100 m K-55, 54.5 #/ft, BTC

Machareti 377 m

TC 600 m 12 ¼” HOLE 9.5-11.0 ppg

75 0

100 0

TC 1100 m

Iquiri 1151 m

125

150

Boca Liner 1468

Falla 1 – 1503 m Machareti BB 1503 m

Casing 9 5/8”, @ 1548 m N-80, 43.5 #/ft, BTC

175 0

8 ½” HOLE 10.5-11.5 ppg

200

225 250 0

TD 2200 m MD

44 Liner 7”, @ 2200 m MD N-80, 26 #/ft, 8RD

Fig.11 Diseño de Cañerías Pozo Ingre – X2 Fuente: YPFB, GNEE 2012 3.5. Propuesta de Arreglo de Producción Pozo Ingre – X2

IGE – X2 Arreglo de Producción Dual Campo Ingre

Propuesta

Departamento Chuquisaca

CSG 13 3/8” 100 m

Casing 9 5/8”, @ 1548 m N-80, 43.5 #/ft, BTC

BL 7” @ 1464 m 1625 – 1645 m 1655 – 1670

1825 – 1845 m

45 Ln 7” @ 2200 m

1918 – 1930 PF. m 2200

Fig.12 Propuesta de Arreglo de Producción Pozo Ingre – X2 Fuente: YPFB, GNEE 2012 3.6. Características Generales 

Pozo:

INGRE – X2



Área:

Ingre



Estructura:

Ingre



Largo de la estructura:

Aprox. 30 Km.



Ancho de la estructura:

5 Km.



Empresa Operadora:

YPFB



Clasificación:

Pozo Exploratorio de Nuevo Campo



Ubicación Geográfica:

Departamento de Chuquisaca Provincia Hernando Siles (Municipio Huacareta).



Ubicación Geológica:

Carbonífero Inferior Sobre la culminación del Anticlinal Norte de la Estructura



Ubicación Fisiográfica:

Sub Andino Sur



Coordenadas del Pozo:

X = 405694.0 m 46

Y = 7741018.0 m Z = 1112.0 m 

Profundidad Propuesta:

2200 mbbp



Equipo de perforación:

15000 HP.

Fuente: YPFB GNEE, 2012

3.7. Características Petrofísicas

        

Riqueza Orgánica: Madurez Térmica: Espesor: Profundidad: Porosidad: Permeabilidad: Saturación: Resistividad: Temperatura de trabajo:

 

Fluido de Empaque: Producción Inicial estimada

> 2,5% de Shale Oil > 0,85 Ro% 700 metros 2200 metros 0 – 0,18 0,001 md. 0,4 – 0,53 150 – 168 110 ºC – 120 ºC 320 ºF – 350 ºF Alcalino Anticorrosivo 450 barriles por día

Fuente: YPFB GNEE, 2012

47

CAPITULO IV

INGENIERIA DEL PROYECTO

4.1. Tramos seleccionados para el fracturamiento

Durante la realización del mini fracking en el pozo Ingre – X2 se obtuvieron ocho niveles de interés hidrocarburífero, a continuación, se dará a conocer las características de dichos niveles:

Profundidad MD

Arenisca Tramo

T.Gas

C1, C2, C2, C4, C5

ugt

Número de Componentes

EVALUACION

FASE 17 1/2 '' Y 12 1/4" SISTEMA CARBONIFERO GRUPO MACHARETI

(Aflorante)

1505 - 1538 1583 -1610

R1 R2

143 113

5 5

GAS GAS

1673 -1683

R3

165

5

GAS + CONDENSADO

1733 -1743 1824 -1846 1912 - 1935

R4 R5 R6

67 65 77

4 5 5

GAS GAS + PETROLEO GAS

1965 - 1982

R7

87

5

GAS

2117 - 2123

R8

32

5

PETROLEO

48

Tabla. 5 Tramos seleccionados para fracturar Fuente: YPFB GNEE, 2012 4.2. Selección del Método de Fracturamiento Para realizar el Fracturamiento en el pozo Ingre – X2 se seleccionará un fracturamiento Hidráulico Apuntalado por las siguientes razones: 

Para mejorar la permeabilidad de nuestro pozo se debe generar presiones mayores a la presión de formación.



Se deberá mantener abierta las fracturas generadas, para lo cual se utilizará un Fracturamiento Hidráulico Apuntalado y no así el Fracturamiento Hidráulico Acido, ya que generalmente su uso es para limpieza, además de que la recuperación de la cantidad de ácido es casi nula.



El pozo Ingre – X2 se encuentra en las formaciones Iquiri – Huamampampa, donde los estratos que predominan en dichas formaciones son conglomerados lutíticos, para lo cual el Fracturamiento Hidráulico Apuntalado es ideal para estos casos.

4.3. Cálculo del Gradiente y Presión de Fractura El cálculo del gradiente de fractura se la realiza con las ecuaciones 14 – 19 (véase capitulo II), para la realización del cálculo de la presión de fractura, se la realiza por el Método de Eaton. Algunos datos que se utilizaron en la realización del mini fracking en nuestro pozo fueron tomados para realizar los cálculos necesarios de fractura, entre estos datos tenemos: R.O.P. (Velocidad de Penetración, pies/hr) P.S.M. (Peso sobre la barrena, M-lb) R.P.M. (Revoluciones por minuto de la mesa rotaria, Rev/min) 49

Dm (Diámetro de Barrena, plg) Los resultados obtenidos para cada uno de los niveles de interés son:

Profundidad (m) 1505 1538 1583 1610 1673 1683 1733 1743 1824 1846 1912 1935 1965 1982 2117 2123

Profundidad (ft)

Gradiente de

Presión de Fractura

Fractura 4.936,40 0,7523 5.044,64 0,7561 5.192,24 0,7717 5.280,80 0,7725 5.487,44 0,7943 5.520,24 0,7999 5.684,24 0,8156 5.717,04 0,8188 5.982,72 0,8314 6.054,88 0,8348 6.271,36 0,8451 6.346,80 0,8483 6.445,20 0,8587 6.500,96 0,8713 6.943,76 0,8781 6.963,44 0,8925 Tabla 6. Presiones y Gradientes de Fractura

(psi) 3.713,78 3.814,11 4.006,94 4.079,59 4.358,71 4.415,73 4.636,08 4.681,44 4.974,19 5.055,13 5.300,21 5.384,17 5.534,50 5.664,50 6.097,12 6.214,64

Dado a los resultados calculados como lo muestran las tablas 14 y 15 comparamos lo siguiente:  

G < 0,23 kg/cm2/m ó 1,0 psi/pie, la fractura puede ser vertical. G > 0,23 kg/cm2/m ó 1,0 psi/pie, la fractura puede ser horizontal.

Gracias a esto podemos decir que la fractura generada tomara una forma HORIZONTAL. Las fracturas que se generen tendrán una longitud máxima en un sentido vertical máximo de 100 metros, y en la horizontal tendrá una longitud máxima de 300 metros. 4.4. Cálculo del ancho de Fractura

50

La presión hidrostática es la que nos define la anchura de la fractura. Para una presión Hidrostática dada, existe una anchura dada que generara dicha presión, expresada por la siguiente ecuación:

W max

2

2 x PH x d x(1−v ) E

=

Donde: W max = Ancho máximo de la fractura (m) PH = Presión Hidrostática (psi) d = Longitud mínima de la fractura (m) v = Coeficiente de Poisson E = Modulo de Young (psi) El tipo de roca en el que se encuentra nuestro pozo son conglomerados lutíticos, para lo cual se obtienen los siguientes resultados: Profundidad (m) 1505 1538 1583 1610 1673 1683 1733 1743 1824 1846 1912 1935 1965 1982 2117 2123

Profundidad (ft) 4936.4 5044.64 5192.24 5280.8 5487.44 5520.24 5684.24 5717.04 5982.72 6054.88 6271.36 6346.8 6445.2 6500.96 6943.76 6963.44

Densidad (LPG) 9.3 9.3 9.5 9.5 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11.5 11.5

PH. (psi) 2387.243 2439.588 2564.967 2608.715 3138.816 3157.577 3251.385 3270.147 3422.116 3463.391 3587.218 3630.370 3686.654 3718.549 4152.368 4164.137

E (x 1E6 psi) 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3

d (m) 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100

Tabla 7. Ancho de la Fractura

51

v 0.35 0.35 0.35 0.35 0.35 0.35 0.35 0.35 0.35 0.35 0.35 0.35 0.35 0.35 0.35 0.35

Wm (m 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2

4.5. Selección de Equipo de Fracturamiento

55½” CONCENTRIC ½MODIFIED “MODIFIED BY PASS PACKER

CONCENTRIC BY PASS PACKER

PUERTO DE FRACTURA

STRADDLE PACKER

Fig. 13 Sarta de Fracturamiento Hidráulico

52

Durante la realización del fracturamiento hidráulico utilizaremos un Coiled Tubing de 5 ½” además NO se utilizará tapón y Packer sin embargo se procederá a utilizar un STRADDLE PACKER. 1. Straddle Packer

Parámetros Promedio de Tiempo por etapa Promedio de etapas por pozo Tiempo Total para fracturar Otros

Tapón y Packer Straddle Packer 15 horas 6 horas 5 etapas 8 etapas 75 horas 60 horas Se realiza el lavado de No es necesario realizar el arena para evitar lavado de arena debido a taponamientos en el área que existe mayor área de de drenaje drenaje Tabla 8. Ventajas del Straddle Packer

2. Conjuntos necesarios para la Sarta de Fracturamiento

MEDIDA

ID

TORQUE

ZAPATO a:

Peso

TUBULARES CSG 5 ½”

(in) 4,366

optimo LB/FT

(m) 2107

(lb/ft) 23

MW-125

2 7/8” CS HYD

2,441

2.400

N/A

6,5

MW-125

3 ½” MS

2,992

4.000

N/A

9,2

P-110

3 ½” CS-HYD

2,992

3.400

N/A

9,2

MW-125

3 ½” IF (NC38)

2,437

11.106

N/A

13,3

G-105

3 7/8” CAS

Grado

2,25 4.200 N/A N/A Tabla 9. Tubulares para el fracking Fuente: Equipos de fracking, Halliburton, 2012

1° Conjunto Packer Champ + Junta + Martillo + TST-RD

2° Conjunto 53

DynaString 5.5” + Lift Sub 3 7/8 CAS N°1

3° Conjunto OMNI DT Valve (Posición de “Well Test” ) + Lift Sub 3 7/8 CAS N°2

4° Conjunto XO 3 ½” IF PIN x 3 7/8” CAS BOX RD Circulating Valve, 3 7/8” CAS PIN X BOX XO 3 7/8 CAS PIN x 3 ½” CS-HYD BOX

3. Bombas para el Fracturamiento. - Las bombas que se utilizarán serán las bombas SPF – 343 de 2000 HHP, bombas operadas por Halliburton, de desplazamiento positivo, algunas principales características de la bomba son: Características PISTONES PIÑON CORONA

Bomba HQ 2000 5 6.313 1

PRESIÓN MAXIMA

11200 PSI @ 4 ½ “

GASTO A PRESIÓN 4.17 – 5.4 BBL/MIN MAXIMA GASTO MAXIMO 20.3 BBL/MIN @ 4190 PSI HHP POTENCIA DE MOTOR bHP 2000 ARRANQUE Hidráulico TEMP. BOMBA 180 °F PRESIÓN DE ACEITE 165 PSI Tabla 10. Características de la bomba de fracturamiento

4.6. Cálculo del Volumen Bombeado

54

De acuerdo a la fig. 12 se realizarán 3 etapas de fracturamiento (6 fracturas: 3 Izquierdas y 3 derechas), para lo cual se calcula el tiempo requerido. tp

= t etapa * N° Fracturas

tp

= 360 min * 6 = 1080 min

Donde: t p = Tiempo total requerido para fracturar etapas (min) t etapa = Tiempo requerido para perforar una etapa (min)

De la tabla 10 observamos que el caudal máximo que nos brindan nuestras bombas es de 20.3 BBL/MIN, entonces: V bombeado V bombeado V bombeado

= Qmax . bomba * t p

= 20.3 BBL/Min * 1080 min

= 21924.0 BBL = 123094.125

pie3

Fuente: (Quiroga, 2014) 4.7. Cálculo de Aditivos, Agente de sostén y Agua necesaria para fracturar Como ya se mencionó en el capítulo II (pág. 19), el fluido de fracturamiento está compuesto por un 94.5% de agua, 5% de arena y solo un 0.5% de aditivos, entonces la cantidad necesaria de estos compuestos es: Cantidad agua

= 21924 * 0.945 = 20718,18 BBL

Cantidad agente

= 21924 * 0.05 = 1096,2 lbs

55

Cantidad aditivos

= 21924 * 0.005 = 109,62 lbs

El fluido a utilizar (agua) debido a su bajo costo se extraerá del rio grande, ya que es lugar más cercano, el cual posee un caudal en tiempo de lluvia de 7180 m3/seg, mientras que en tiempo de sequía tiene un caudal de 3800-4200 m3/seg. Dado estos datos solo se utilizará un 49% del caudal en tiempo de sequía.

4.8. Selección del agente de sostén PRESION DE CIERRE

SI

ARENA DE CUARZO

< 6000 psi

SI

ARENA CON RESINA RECUBIERTA

NO

< 12000 psi

NO

HSB. DE PESO ULTRA LIGERO

SI < T=250° NO CERAMICA BAUXITA SINTERIZADA

56

Fig. 14 Selección del agente de Sostén

De acuerdo a la figura 13 podemos seleccionar el tipo de agente de sostén para nuestro Aditivo Hipoclorito de Sodio Ácido Clorhídrico

Función Como control microbiano Remueve el cemento de la perforación Reductor de Fricción y

Proceso Pre – Colchón Pre – Colchón

Cloruro de Potasio

control de expansión de

Colchón

Goma Guar Arena de Cuarzo

arcillas Utilizado como gelificante Agente de sostén Rompen y previenen las

Fluido con sustentante Fluido con sustentante

Sales de Borato

emulsiones y bloqueos de

Fluido con sustentante

agua Enzima hemi celulósica Como ruptor de gel Lavado Final pozo, en estos momentos no lo podemos seleccionar debido a que no se obtiene el dato de la Presión de cierre del pozo.

4.9. Selección de aditivos para el fracturamiento A continuación, se mencionarán los diferentes aditivos que serán utilizados para realizar un fracturamiento hidráulico en el pozo Ingre – X2: Tabla 11. Aditivos seleccionados pozo Ingre – X2 Los aditivos fueron seleccionados de acuerdo a la formación del pozo (conglomerado de lutitas). 4.9. Requerimientos de Equipo para el fracturamiento El equipo requerido para realizar el fracturamiento se muestra en la siguiente tabla:

57

Descripción Unidad de Bombeo Pipa de transporte de fluido Sistema de adquisición de datos Flow meter liquido – gas Cabezal de Fractura Colector de Tratamiento Mezclador Tanques de aditivos Camión de arena Cisternas de agua

Cantidad 3 2 1 2 1 2 2 2 1 3

Tabla 12. Equipos de Fracturamiento para pozo Ingre – X2

4.10. Procedimiento de Fracturamiento Hidráulico A continuación, se detallará un programa de fracturamiento hidráulico realizado por la empresa Halliburton. Este programa detalla la secuencia operativa de todas las operaciones de herramientas que envuelve el trabajo de Fracturamiento Hidráulico en cañería de 7”. Entre las operaciones involucradas se encuentran:     

Corrida de herramientas de Fractura. Espaciado de herramientas en el fondo del pozo. Limpieza de tubería con ácido y solvente Desplazamiento y Bombeo de fluido de fractura. Limpieza de pozo con Coiled Tubing. FRACTURAMIENTO HIDRAULICO

Corrida de Herramientas de Fractura

-

Probar 1er conjunto con 1000 psi por 5 min y 2000 psi por 10 min. Armar BHA como muestra la fig. 13 Probar líneas de bombeo en superficie con 8000 psi por 10 min. Cuando BHA este a 1000 m realizar prueba contra TST de 1000 psi por 5 min y 8000 psi por 10 min. 58

Prueba de sello de Packer

Drenar presión a 0 psi en anular. Probar TST superior con 7000 psi. Verificar que fuga es por Packer

Presurizar el anular hasta 500 psi por 10 min

NO

¿Prueba de sello positiva?

Espaciado de herramientas en fondo

Limpieza de Tubería con ácido y Solvente

SI

Drenar presión a 0 psi en anular. Romper disco de la TST

Levantar BHA de fracturamiento hasta profundidad de interés

Bombear Pre-Colchón

Bombeo de Fluido de Fractura. Desplazamiento y Bombeo de Generación de fractura Bombeo de Fluido con Agente fluido de fractura Soportante.

Fig. 15. Pasos para un Fracturamiento Hidráulico

Se suspenden restos de agente soportante a superficie. Una vez ya realizada la conexión de la sarta de fracturamiento, se realiza las pruebas Limpieza de pozo con Coiled Tubing

hidrostáticas respectivas a los diferentes equipos, a continuación, se detallará lo indicado: 4.10.1. Prueba Hidrostática # 1

59



Colocar la primera pieza de tubería 3 ½” CS-HYD y proceder con la prueba.



Probar líneas de unidad de bombeo con 500psi x 5 min y 8500 psi x 10 min.



Prueba Hidrostática #1: Conectar Kelly Valve. Conectar la bomba de la unidad de cementación y realizar una prueba contra la TST 1000 psi x 5 min y 8000psi x 10 min.



Continuar bajando 11 piezas más (total 12 piezas) de tubería de fractura y prueba 3 ½” CS-HYD calibrando y a velocidad controlada. Se sugiere ir probando la tubería cada 700mts con 8000 psi contra la válvula TST.



Una vez se conecte la última pieza de tubería anotar pesos subiendo y bajando.

4.10.2. Prueba Hidrostática # 2



Cuando el packer se encuentre aproximadamente a 1.000 mts en fondo, en superficie colocar Kelly Valve. Conectar la bomba de la unidad de cementación y realizar una prueba contra la TST de 1000 psi x 5 min y 8000 psi x 10 min.

4.10.3. Prueba Hidrostática # 3



Una vez realizada la segunda prueba hidrostática y conectada la Kelly Valve se recomienda hacer una circulación por reversa de 4 – 6 bbl para probar tubería, así aseguramos que el asiento del flapper esté limpio.



Evitar rotar la sarta hacia la derecha para evitar anclar el packer prematuramente.

4.10.4. Asentamiento del Packer # 1

60



Hacer una marca en la sarta en el punto en el cuál estaríamos en la profundidad deseada.



Corra la herramienta pasando la profundidad de asentamiento con dos metros aproximadamente.



Girar hacia la derecha aproximadamente 4 vueltas controlando el torque (Máximo 4200 ft-lb), frenar la mesa rotaria por 5 min para que el torque se transmita hasta el fondo. Dejar devolver el torque suavemente y bajar hasta la marca inicial en la tubería. Verificar pérdida de peso en el indicador MD.



Realizar prueba de sello de packer presurizando gradualmente el anular hasta 500 psi por 10minutos (registrar volumen utilizado). Si la prueba de sello de packer por anular es positiva incrementar la presión hasta 1,100 psi para romper el disco de la TST deshabilitando la flapper en la válvula y dejando paso libre por dentro de la sarta.

o En caso de que la prueba sea negativa: 

Drenar presión a 0 psi.



Probar Tubería contra TST superior con 7000psi para verificar que la fuga es por el packer y no por la tubería (registrar volumen utilizado).



Asentar packer en nueva profundidad y repetir prueba.

o En caso de que la prueba sea positiva: 

Drenar presión a 0 psi y seguir con el procedimiento.

61

4.10.5. Limpieza de Tubería con Ácido y Solvente



Con el pozo homogeneizado y con presión en 0 psi en EA y directa levantar la sarta para desasentar packer tomando como referencia la marca inicial de asentamiento del packer (cuando se rotó a la derecha), parar en este punto y dejar unos 10 minutos para que las gomas del packer se relajen y evitar dañarlas posteriormente.



Una vez pasados los 10 minutos levantar 2 metros adicionales la sarta para asegurarse de que el packer está completamente desasentado y que tendremos una circulación franca en el fondo (entre gomas y cañería + bypass del packer). De esta manera la circulación será por el punto más bajo de la sarta.

4.10.6. Asentamiento del Packer#2



Girar hacia la derecha aproximadamente 4 vueltas controlando el torque (Máximo 4200 ft-lb), frenar la mesa rotaria por 5 min para que el torque se transmita hasta el fondo. Dejar devolver el torque suavemente y bajar hasta la marca inicial en la tubería.



Realizar prueba de sello de packer presurizando gradualmente el anular hasta 800 psi por 10minutos.

4.10.7. Desplazamiento del Gel



Verificar en el manifold que exista comunicación anular – tubería.



Al drenar la presión los puertos abrirán y es probable que se vea un golpe de presión en tubería entonces abrir preventor anular.

62



Probar líneas para bombeo de gel en superficie con 500psi x 5 min y 8500 psi x 10 min.



Empezar con el bombeo del gel por directa según programa de la compañía operadora. Tener siempre el anular abierto para que este no levante presión durante el desplazamiento. Se recomienda utilizar el Trip Tank para controlar el volumen desplazado.



Controlar volúmenes de retorno por espacio anular a fin de evitar sobre desplazamiento. Calibrar el caudal de bombeo de gel que no sea mayor a 3bpm.



Una vez se desplace el volumen deseado de gel, detener el bombeo, cerrar BOP anular y alinear bombas del equipo al anular.

4.10.8. Bombeo contra la Formación (Minifrac y Fractura)



Seguir programa de bombeo según programa de Perforación de Halliburton.



Mantener EA abierto y alineado a zarandas de tal manera que nos permita tener monitoreo permanente en caso de tener algún retorno.

4.10.9. Montaje de la Cabeza de Prueba para iniciar Prueba de Producción



Una vez finalizados los trabajos de fractura en el pozo asegurarse de que la presión ha sido disipada a la formación o desfogada en superficie.



Una vez se tengan 0 psi en superficie, observar pozo por al menos 20 minutos antes de proceder al montaje de la cabeza de prueba. 63

o En caso de que la prueba sea negativa (Flujo o presión en superficie):  Efectuar método de control de pozo. o En caso de que la prueba sea positiva (Pozo estático en superficie):  Proceder con el montaje de la cabeza de prueba. 4.10.10. Prueba de producción de tramo Fracturado



Una vez con la cabeza de prueba montada en la sarta proceder con el montaje de los equipos de Coiled Tubing para hacer una carrera de limpieza de la grava y enseguida inducir el pozo a producción para la prueba.



Montar Equipos de Coiled Tubing y efectuar trabajos de limpieza.



Una vez con el pozo vivo retirar el Coiled Tubing de pozo.

4.10.11. Control de Pozo (sin grava en la sarta)



Verificar que el Espacio Anular se encuentre lleno con fluido.



Continuar bombeando por reversa para desplazar todo el gas que está dentro de la tubería alineado hacia la fosa de quema por el choke manifold. Cuando se empiece a recuperar lodo direccionar retorno a cajones del equipo.



Estar atentos a la densidad de entrada y salida del fluido de pozo, una vez se tenga igual densidad de entrada y salida se detendrá la circulación.



Observar pozo por 20 minutos a partir del momento que pare la circulación. 64



Se recomienda bombear un volumen adicional al 10% de la cámara por debajo del packer. Al final observar pozo por 30 minutos.

4.10.12. CONTINGENCIA: Control-Normalizado de Pozo (con grava en la sarta)



Presurizar EA con aproximadamente 2200 psi para actuar válvula de circulación simple RD Circulating Valve e Inmediatamente se verifique la apertura de los puertos en la válvula continuar bombeando por reversa para desplazar todo el gas que está dentro de la tubería alineado hacia la fosa de quema por el choke manifold. Cuando se empiece a recuperar lodo direccionar retorno a cajones del equipo.



Rápidamente circular por reversa 1.5 veces el volumen de la tubería o hasta que el fluido del retorno presente similares características al que se está bombeando.



Con el pozo homogeneizado y con presión en 0 psi levantar la sarta para desasentar Packer tomando como referencia la marca inicial de asentamiento del Packer y efectuar bull heading contra la formación.



Observar el pozo por 20 min una vez concluida la circulación.

65

66

PRESUPUESTO DE FRACTURAMIENTO POZO INGRE – X2 Para evaluar el costo de las operaciones de fractura hidráulica se van a emplear los resultados obtenidos anteriormente (Capitulo IV) para el pozo ingre X-2, considerando los costos y empresas que participan en el proceso. Tiempo de

Cantida

Costo Unitario

d

diario ($)

5

4.686,11

3

70.291,65

3

4.686,11

3

42.174,96

Mezcladoras (Blender)

2

2.928,78

2

11.715,12

Cabezal de fractura

1

13.518,88

3

40.556,65

4

1.232,73

3

14.792,72

2 2 1

6.971,34 1.085,66 431.67

2 3 8

27.885,36 6.513,98 3.453,33

Equipo

Operación

Costo Total ($)

(días)

Tanques de almacenamiento de fluido base de tratamiento Transporte de fluido base (cisternas)

Contenedores de Apuntalantes Transporte de arena Tanques de Aditivos Sistema de Monitoreo de

66

Datos

Colector de Tratamiento

3

2.771,95

3

24.947,58

Unidad de Bombeo

4

35.282,90

3

423.394,8

Mangueras

-----

-----

3

920

Equipos de Subsuelo

----

33.333,33

3

100.000

Mano de Obra

----

-----

8

579.894,56

TOTALES 106.929,46 1.344.382,38 Tabla 13. Presupuesto de Fracturamiento pozo Ingre – X2 Fuente: Halliburton,2012 Con los datos vistos en la tabla 13, SOLO el fracturamiento hidráulico para el pozo Ingre -X2 tendrá un costo total de 1.344.382,38 $

67

CONCLUSIONES 

Los antecedentes para el presente proyecto de fracturamiento hidráulico en el pozo Ingre – X2 son alentadores debido a que se detectó gas y condensados en 8 niveles de interés en el Carbonífero Inferior (véase tabla 5).



El pozo Ingre – X2, se encuentra en las formaciones Iquiri – Huamampampa – Los Monos en las cuales rigen los conglomerados de lutita con muy poca permeabilidad, para lo cual se deben generar presiones mayores a la presión de formación y así lograr generar fracturas para su explotación, es por este motivo que se propone la realización de un Fracturamiento Hidráulico Apuntalado.



Dado los resultados del Gradiente de Fractura, se puede observar que es mayor a 0.23 kg/cm2/m, por lo tanto, las fracturas realizadas serán horizontales, y el ancho máximo generado de estas fracturas será de 0.24 m. Lo cual es ideal ya que garantiza una buena recuperación de los hidrocarburos atrapados en el reservorio.



Gracias al mini frac realizado en este pozo, se espera obtener una producción estimada inicial de 450 barriles por día realizando un fracturamiento hidráulico, logrando aumentar nuestras reservas hidrocarburíferas.



El uso de equipos de última tecnología ayudará a que el tiempo de realización de fracturamiento hidráulico sea menor, con lo cual se logrará menores inversiones y se podrá recuperar la mayor cantidad de hidrocarburos atrapados en el reservorio.

68

RECOMENDACIONES Para la elaboración del presente trabajo se requirieron fundamentos teóricos, información técnica de la formación en la que se encuentra el pozo de interés por lo que se hacen las siguientes recomendaciones: 

Se recomienda el previo conocimiento y análisis del yacimiento antes de empezar cualquier operación de estimulación de pozos, las cuales disminuyan el riesgo de que se presente una gran cantidad de problemas durante el tratamiento como: la propagación de la fractura hacia intervalos no deseados, un arenamiento prematuro, mala limpieza del pozo, entre otros.



Es importante considerar la relación beneficio – costo ya que de esta forma el tratamiento de fracturamiento hidráulico seria económica viable realizarlo. Además de realizar el tratamiento teniendo en cuenta el precio del barril de petróleo.



Se recomienda el uso de Straddle Packer, dado que este equipo logrará disminuir el tiempo de realización del fracturamiento hidráulico, evitando también la generación de posibles arenamientos al momento de fracturar la formación.



Para tener éxito al realizar el fracturamiento se recomienda que todo el personal que se encuentre en boca de pozo tenga el conocimiento de los tiempos y momentos en los cuales se deba realizar las fracturas en la formación.

69

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73

ANEXOS

Cálculo del Gradiente de Fractura

75

Profundidad (m)

Profundidad

ROP

RPM

PSB (M-

Pozo

1505

(ft) 4936.4

(ft/hr) 120

(rev/min) 135

lbs) 35

(plg) 8.5

ρ (lb/gal)

ρn

Exponente d

Exponente

9.3

(lb/gal) 14.586

dc 0.42480996 0.66626646

1538

5044.64

120

135

35

8.5

9.3

14.586

5 0.42480996 0.66626646

1583

5192.24

120

130

35

8.5

9.5

14.586

5 0.42100370 0.64639578

1610

5280.8

115

130

35

8.5

9.5

14.586

2 0.42529601 0.65298606

1673

5487.44

110

130

35

8.5

11

14.586

0.42977914

1683

5520.24

113

120

35

8.5

11

14.586

8 0.41899279 0.55558444

1733

5684.24

110

120

35

8.5

11

14.586

5 0.42170652 0.55918284

1743

5717.04

110

120

35

8.5

11

14.586

0.42170652 0.55918284

1824

5982.72

110

120

35

8.5

11

14.586

0.42170652 0.55918284

1846

6054.88

107

110

35

8.5

11

14.586

0.41571984

1912

6271.36

106

110

35

8.5

11

14.586

1 0.41666683 0.55250022

1935

6346.8

106

110

35

8.5

11

14.586

4 0.41666683 0.55250022

1965

6445.2

84

110

35

8.5

11

14.586

4 0.44012772 0.58360936

1982

6500.96

67

110

35

8.5

11

14.586

6 0.46293325 0.61384949 7

76

0.5698871

0.5512445

2117

6943.76

66

110

35

8.5

11.5

14.586

2123

6963.44

66

100

35

8.5

11.5

14.586

0.46444988 7 0.45483747 3

Cálculo de exponente “dc” Tabla 14 Cálculo del exponente “dc” 1

Dc

4500

5000

5500

6000

6500

7000

0.1 7500

PROFUNDIDAD (ft)

La siguiente grafica fue realizada de acuerdo a los pasos que se mencionan en el capítulo II (cálculo del gradiente de fractura, véase pág. 25)

77

0.58908400

0.5768921

Profundidad Dc

4936 0.666 3

5045 0.663

5192

5281

5487

5520

5684

5717

5983

6055

6271

6347

6445

6501

6944

0.646

0.653

0.569

0.555

0.559

0.559

0.559

0.551

0.552

0.552

0.583

0.613

0.589

4

0

9

6

2

2

2

2

5

5

6

8

1

6963 0.5769

Fig. 16 Gráfica de cálculo del exponente “dc” Cálculo del Gradiente de Fractura ʆ Prof. (m)

Prof. (ft)

1505

4936.4

1538

5044.64

1583

5192.24

1610

5280.8

1673

5487.44

1683

5520.24

1733

5684.24

1743

5717.04

dc 0.6662665 0.6662665 0.6463958 0.6529861 0.5698872 0.5555844 0.5591828 0.5591828

dcn

G sc

G fn

G form 0.2902

ʆ form 5.58258

P form 1433.00

µ

P sc 4220.6

P fract

G fract

fract

0.555

0.855

0.463

94 0.2884

0 5.54615

8 1454.87

0.45

2 4338.3

3713.78

0.7523

14.4

0.5553

0.86

0.463

00 0.3152

9 6.06320

5 1637.04

0.45

9 4475.7

3814.11

0.7561

14.5

0.5661

0.862

0.463

87 0.3101

9 5.96382

5 1637.67

0.455

1 4562.6

4006.94

0.7717

14.8

0.5673

0.864

0.463

19 0.3820

0 7.34752

5 2096.59

0.455

1 4752.1

4079.59

0.7725

14.8

0.5695

0.866

0.463

71 0.3969

4 7.63345

3 2191.20

0.46

2 4802.6

4358.71

0.7943

15.2

0.5736

0.87

0.463

40 0.3944

4 7.58575

2 2242.20

0.46

1 4996.4

4415.73

0.7999

15.3

0.5761

0.879

0.463

59 0.3994

0 7.68095

0 2283.44

0.465

5 5042.4

4636.08

0.8156

15.6

0.5826

0.882

0.463

10

5

1

0.465

3

4681.44

0.8189

15.7

78

1824

5982.72

1846

6054.88

1912

6271.36

1935

6346.8

1965

6445.2

1982

6500.96

2117

6943.76

2123

6963.44

0.5591828 0.5512445 0.5525002 0.5525002 0.5836094 0.6138495 0.5890840 0.5768921

0.4039

7.76793

2416.61

5300.6

0.5888

0.886

0.463

33 0.4188

7 8.05416

6 2535.88

0.47

9 5376.7

4974.19

0.8314

15.9

0.5992

0.888

0.463

17 0.4190

5 8.05823

4 2627.87

0.47

3 5581.5

5055.13

0.8349

16.0

0.6011

0.89

0.463

28 0.4239

6 8.15283

7 2690.71

0.475

1 5667.6

5300.21

0.8451

16.2

0.6078

0.893

0.463

47 0.4111

6 7.90617

0 2649.75

0.475

9 5774.9

5384.17

0.8483

16.3

0.6254

0.896

0.463

21 0.4078

0 7.84364

6 2651.54

0.48

0 5850.8

5534.50

0.8587

16.5

0.6541

0.9

0.463

69 0.4427

1 8.51398

2 3074.19

0.485

6 6284.1

5664.50

0.8713

16.7

0.6759

0.905

0.463

27 0.4628

5 8.90172

2 3223.30

0.485

0 6336.7

6097.12

0.8781

16.8

0.6921

0.91

0.463

90

8

6

0.49

3

6214.64

0.8925

17.1

Tabla 15 Cálculo del Gradiente de Fractura Cálculo de Presiones Hidrostáticas a diferentes Profundidades Profundidad

Profundidad

Densidad

Presión

(m) 1505 1538

(ft) 4936.4 5044.64

(LPG) 9.3 9.3

Hidrostática (psi) 2387.243 2439.588

79

1583 1610 1673 1683 1733 1743 1824 1846 1912 1935 1965 1982 2117 2123

5192.24 5280.8 5487.44 5520.24 5684.24 5717.04 5982.72 6054.88 6271.36 6346.8 6445.2 6500.96 6943.76 6963.44

9.5 9.5 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11.5 11.5

2564.967 2608.715 3138.816 3157.577 3251.385 3270.147 3422.116 3463.391 3587.218 3630.370 3686.654 3718.549 4152.368 4164.137

Tabla 16 Cálculo de Presiones Hidrostáticas

80