“Ciencias de la Tierra” - tesis.ipn.mxtesis.ipn.mx/jspui/bitstream/123456789/16571/1/Fracturamiento... · “Ciencias de la Tierra” FRACTURAMIENTO HIDRAULICO DEL POZO YAXCHE

ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA.

Unidad Tícoman

“Ciencias de la Tierra”

FRACTURAMIENTO HIDRAULICO DEL POZO YAXCHE

49H

T e s i s

presentada para cumplir con los requisitos

finales para la obtención del título de

Ingeniero Petrolero

P r e s e n t a n:

Nadia Karina Sánchez Olivares

Jorge Ramírez Martínez

Asesor Interno:

Ing. Moisés Sánchez Velázquez Asesor Interno:

Ing. Orlando Ramírez García

México, Distrito Federal Agosto del 2009

Objetivo

i

OBJETIVO

Efectuar control de sólidos en el campo Yaxche (Arena H2) que permita obtener producción comercial de hidrocarburos en condiciones seguras e incrementar el factor de recuperación que resultaría de explotar convencionalmente este tipo de campos. Llevar a cabo la terminación del pozo horizontal Yaxche 49H con el fin de mejorar la productividad del campo, eliminar riesgos causados por erosión de conexiones superficiales y extrapolar la metodología de este tipo de terminaciones dentro de la estrategia de explotación del campo Yaxche.

Resumen

ii

RESUMEN

La técnica de fracturamiento hidráulico en la estimulación de los pozos es una de las mayormente desarrolladas en la ingeniería petrolera, debido a que juega un papel importante para aumentar las reservas petroleras y la producción diaria de hidrocarburo en el mundo. El proceso de fracturamiento hidráulico consiste en mezclar químicos especiales para obtener fluidos fracturantes adecuados y entonces bombear el fluido mezclado dentro de la zona establecida a altos gastos y presiones suficientemente altas para propiciar y extender una fractura hidráulica. La propuesta técnica de facturamiento hidráulico para el pozo Yaxche 49H para una sección horizontal de 450 m fue realizada con los resultados de las simulaciones de software especializado. Sistemáticamente se traduce en incrementos de producción, la demanda de esta práctica en todos los tipos de pozos continúa creciendo. Es un esfuerzo para obtener mejores resultados (desde el punto de vista de los costos como de la producción). Las operaciones de fracturamiento hidráulico convencionales son más efectivas para los tratamientos masivos de fracturamiento hidráulico en los cientos de miles de libras de arena bombeada en el pozo a altos gastos de bombeo. El sistema de fracturamiento convencional requiere viajes independientes en el pozo para disparar una zona en un viaje, luego estimularla y aislarla en un segundo viaje, reiterándose este proceso para cada zona de interés. Esto es con la finalidad de fluir el pozo y pueda desalojar la mayor cantidad de fluido utilizado en el tratamiento de fractura de las zonas estimuladas.

Abstract

iii

ABSTRACT

The technique of hydraulic fracturing in the stimulation of wells is one of mainly

developed in oil engineering because a paper important plays to increase to the

oil reserves and the daily production of hydrocarbon in the world.

The process of hydraulic fracturing consists of mixing special chemicals to

obtain suitable and then gel pad to pump the fluid mixed within the zone

established to high expenses and sufficiently high pressures to cause and to

extend a hydraulic fracture.

The technical proposal of hydraulic facturing for the Yaxche well 49H for a

horizontal section of 450 ms was realised with the results of the simulations of

both software.

Systematically it is translated in increases of production, the demand of this

practice in all the types of wells continues growing. It is a effort to obtain better

results (from the point of view of the costs like of the production).

The conventional operations of hydraulic fracturing are more effective for the

massive treatments of hydraulic fracturing in the hundreds of thousand sand

pounds pumped in the well to high expenses of dumping.

The system of conventional fracturing requires independent trips in the well to

shoot a zone in a trip, soon to stimulate it and to isolate it in a second travels,

reiterating east process for each zone of interest. This is in order to flow the well

and can evacuate the greater amount of fluid used in the treatment of fracture of

the stimulated zones.

Introducción

iv

INTRODUCCIÓN

La técnica de fracturamiento hidráulico en la estimulación de los pozos es una de las mayormente desarrolladas en la ingeniería petrolera. El proceso de fracturamiento hidráulico juega un papel importante para aumentar las reservas petroleras y producción diaria de hidrocarburo en el mundo. En este trabajo se presentan las diferentes técnicas de evaluación que se vienen utilizando antes, durante y después del fracturamiento, con el objeto de: determinar la factibilidad técnica y económica del fracturamiento, mejorar los diseños, optimar los caudales de producción, y prevenir futuros problemas de producción. La evaluación Pre-Fracturamiento incluye pruebas de restauración de presión para determinar permeabilidad, presión, daño de formación y capacidad productiva así como su magnitud y heterogeneidades. La determinación del perfil de flujo para determinar la contribución productiva de cada arena se hace necesaria cuando el intervalo disparado es grande. Después del MiniFrac se estiman la altura y punto de inicio de la fractura usando el Perfil de temperatura. En la evaluación Post-Fracturamiento se determinan la: longitud y conductividad de la fractura, la nueva capacidad productiva, mediante pruebas de restauración de presión y perfiles de producción. En caso de inyectarse trazadores radiactivos en el fluido fracturante y en el agente de sustentante, se usa el perfil de Espectrometría de Rayos Gamma para definir la altura empaquetada de la fractura. La evaluación adecuada del Fracturamiento ha demostrado ser una herramienta efectiva para alcanzar un alto porcentaje de éxito en términos económicos y de producción. Asimismo, ha permitido visualizar y reducir los riesgos económicos de fracturamiento en yacimientos de muy baja permeabilidad. En este trabajo se presentan las diferentes técnicas de evaluación que se vienen utilizando antes, durante y después del fracturamiento. Se incluyen también los resultados obtenidos, las limitaciones de su aplicación, así como un bosquejo de las nuevas tecnologías disponibles que están emergiendo y que se estarán implementando en un futuro próximo.

Índice

0

Índice Objetivo..........................................................................................................

Resumen……………………………………………………………………………

Abstract……………………………………………………………………………..

Introducción………………………………………………………………………...

Capítulo I Conceptos Fundamentales

1.1. Fracturamiento Hidráulico………………………………………………. 1.1.1. Definición…..………………………………………………………. 1.1.2. Objetivos del Fracturamiento Hidráulico……………………….. 1.1.3. Usos del Fracturamiento Hidráulico……………………………..

1.2. Daño a la Formación…………………………………………………….. 1.2.1. Definición…………………………………………………………... 1.2.2. Tipos de Daño ……………………………………………………. 1.2.3. Determinación De Daño…………………………………………..

1.3. Propiedades Petrofísicas…………………………………………….….. 1.3.1. Porosidad………………………………………………………….. 1.3.2. Permeabilidad……………………………………………………... 1.3.3. Saturación…………………………………………………………. 1.3.4. Mojabilidad…………………………………………………………

1.4. Esfuerzos Verticales y Horizontales…………………………………… 1.4.1. Definición…………………………………………………….…….. 1.4.2. Esfuerzo vertical……………………………………….………….. 1.4.3. Esfuerzo horizontal………………………………………………..

1.5. Deformación y Módulos Elásticos……………………………………… 1.5.1. Relación de Poisson…………………………………………..…..

1.6. Materiales Plásticos y Elásticos…………………………………..……. 1.6.1. Ley de Hooke………………………………………………..…….. 1.6.2. Modulo de Young…………………………………………………. 1.6.3. Prueba “STEP-DOWN“……………………………………..……. 1.6.4. Presión Neta………………………………………………………. 1.6.5. Gradiente de fractura……………………………………….……..

1.7. Agentes Sustentantes…………………………………………………… 1.7.1. Tipos de agentes sustentantes………………………..…………

1.8. Fluidos Fracturantes …………………………………………..………… 1.8.1. Fluidos Base Agua………………………………………...……… 1.8.2. Fluidos Base Aceite…………………………………….………… 1.8.3. Fluidos Base Diesel o Kerosina…………………………….…… 1.8.4. Ley de Potencia del Fluido ……………………………………… 1.8.5. Aditivos…………………………………………………..…………

i

ii

iii

iv

1 1 1 1 1 2 2 2 3 3 3 3 4 5 5 5 6 8 8 8 8 8 9

9 9 1112131313141415

Índice

1

Capítulo II Antecedentes del Pozo

2.1. Localización………………………………………………………………. 2.2. Alcance……………………………………………………………………. 2.3. Antecedentes………………………………………………………..........

2.3.1. Ubicación geográfica. ……………………………………………. 2.3.2. Situación estructural en la sísmica……………………………… 2.3.3. Columna geológica probable para el pozo Yaxche 49H……… 2.3.4. Estado Mecánico………………………………………………..

17 17 17 17 18 21 22

Capítulo III Análisis Previos

3.1. Introducción…………………………………………………..……….. 23 3.2. Análisis de Productividad Previo……………………………………….. 24

3.2.1. Registro de la arena de interés del pozo Yaxche 31………….. 25 3.2.2. Calculo del factor de daño con los

datos de la prueba de aforo……………………………………… 25

3.2.3. Aporte de producción del pozo Yaxche 49H sin fractura…….. 27 3.2.4. Cálculo de la longitud óptima de fractura………………………. 27

3.3. Selección del Agente Sustentante …………………………………….. 30 3.3.1. Clasificación de la arena de formación…………………………. 31 3.3.2. Criterio para la selección del tipo de sustentante……………... 33

3.4. Selección del Fluido Fracturante……………………………………….. 35 3.4.1. Gel lineal…………………………………………………………… 35 3.4.2. Gel activada……………………………………………………….. 36 3.4.3. Selección de Fluido………………………………………………. 37 3.4.4. Evaluación Reológica del Fluido con la

recomendación API Rp 39……………………………………... 39

Capítulo IV Diseño de Fracturamiento Hidráulico

4.1. Diseño de Fracturamiento Hidráulico………………………………….. 40 4.2. Camisas Selectivas Multi-Fracturas…………………………………… 42

4.2.1. Diseño de fracturamiento hidráulico al intervalo 4540-4540.5 m………………………………………………. 44

4.2.2. Resultados de la simulación del fracturamiento……………….. 49 4.3. Convencional con Liner Cementado……………………………........... 50

4.3.1. Diseño de fracturamiento hidráulico al intervalo 4660-4663 m……………………………………………………. 51

4.3.2. Resultados de la simulación de fracturamiento……………….. 56 4.4. Análisis de Productividad Final…………………………………………. 57

Índice

2

Capítulo V Conclusiones 5.1 Conclusiones………………………………………………………..…..…59 APENDICES A.- Técnicas de fracturamiento hidráulico empleadas en la actualidad B.- Sistema de fracturamiento múltiple en agujero descubierto C.- Sistema de fracturamiento convencional con liner cementado D.- Posibles problemas inherentes durante el fracturamiento E.- Impacto del azimut y la orientación de la fractura

Conceptos fundamentales

0

Capítulo I

Conceptos Fundamentales


1

1.1 FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO 1.1.1 Definición El proceso consiste en aplicar presión a una formación, hasta que se produce en ésta una falla o fractura. Una vez producida la rotura, se continúa aplicando presión para extenderla más allá del punto de falla y crear un canal de flujo de gran tamaño que conecte las fracturas naturales y produzca una gran área de drene de fluidos del yacimiento. 1.1.2 Objetivos del Fracturamiento Hidráulico Es incrementar la productividad del yacimiento a través de una fractura que va desde la cara del pozo hasta cierta profundidad dentro de la formación y luego se rellena con el agente sustentante; gracias a dicha fractura se aumenta la conductividad de la fractura, reflejándose en el aumento de la producción de hidrocarburo. 1.1.3 Usos del Fracturamiento Hidráulico La finalidad de llevar a cabo un fracturamiento hidráulico, es establecer o reestablecer condiciones de flujo tales que se facilite la afluencia de fluidos del pozo a la formación o viceversa. Básicamente existen 4 casos en los cuales puede aplicarse un fracturamiento hidráulico.

a) Si el yacimiento esta compuesto de una roca homogénea de baja permeabilidad.

b) Para permitir que los fluidos producidos o inyectados atraviesen un daño profundo. Para este caso se requiere de un tratamiento de bajo volumen, suficiente para conectar al pozo con la formación productora.

c) Por yacimientos que se encuentran aislados por barreras impermeables. d) Por recuperación secundaria, el fracturamiento tiene dos aspectos

importantes: i. El mejoramiento del índice de inyectividad del pozo. ii. La creación de canales de flujo de alta conductividad en el área

de drene del pozo productor, incrementando así la eficiencia del proyecto de inyección de gas o agua, o de combustión “in situ”.

1.2 DAÑO A LA FORMACIÓN


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1.2.1 Definición El daño a la formación es la obstrucción parcial o total y natural o inducida, que se presenta en la roca al flujo de fluidos de la formación al pozo. Se define como daño a la formación al cambio de permeabilidad y porosidad en las zonas aledañas al pozo existiendo una zona dañada que se le conoce como (skin) que puede tener varios centímetros de profundidad. 1.2.2 Tipos de Daño Los diferentes tipos de daño que afectan a la formación son:

I. Invasión de fluidos de perforación

II. Daño por cementación

III. Daño por Terminación y Reparación de pozos

IV. Daño durante la producción

V. Daño durante la limpieza del pozo 1.2.3 Determinación de Daño El daño de formación se mide mediante un coeficiente denotado por S, tomando los siguientes valores. S>0. Pozo dañado. Existen restricciones adicionales al flujo hacia el pozo, se utiliza una ecuación que tome en cuenta un diámetro del pozo < que el perforado. S=0. Pozo sin daño. El daño es nulo no hay restricciones del flujo hacia el pozo. El pozo esta produciendo con un diámetro igual o real. S<0. Pozo estimulado. El pozo produce más de lo esperado. El pozo produce con un diámetro> que el perforado.


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1.3 PROPIEDADES PETROFISICAS

1.3.1 Porosidad:

Se refiere a la medida del espacio intersticial entre grano y grano, la cual representa la relación entre el volumen poroso y el volumen total de la roca.

La porosidad es el volumen de huecos de la roca, y define la posibilidad de ésta de almacenar más o menos cantidad de fluido.

1.3.2 Permeabilidad:

La permeabilidad se define como la capacidad que tiene una roca de permitir el flujo de fluidos a través de sus poros interconectados. Si los poros de la roca no se encuentran interconectados no puede existir permeabilidad. 1.3.3 Saturación:

La saturación de un medio poroso con respecto a un fluido se define como la fracción del volumen poroso de una roca que esta ocupada por dicho fluido.

Donde:

Sx = Saturación de la fase X.

Vx = Volumen que ocupa la fase X.

Vt = Volumen poroso total de la roca.

La sumatoria de las saturaciones de todos los fluidos que saturan una roca, debe ser igual a 1. Si consideramos un medio poroso saturado por petróleo, agua y gas, tenemos:

t

xx

V

VS

1 gwo SSS


4

Donde:

So = Saturación de petróleo.

Sw = Saturación de agua.

Sg = Saturación de gas.

1.3.4 Mojabilidad: Mojabilidad es la tendencia de un fluido para difundir y preferentemente adherirse o “mojarse” a la superficie de un sólido en presencia de otro fluido no miscible. El conocimiento de la mojabilidad del yacimiento es crítica por que influencia sobre las propiedades del yacimiento incluyendo la saturación de aceite residual, permeabilidad relativa y presión capilar.


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1.4 ESFUERZOS VERTICALES Y HORIZONTALES 1.4.1 Definición: La magnitud y distribución de los esfuerzos “in-situ”, es decir, en la profundidad de la formación, depende de las condiciones de deposición y del tectonismo sufrido con posterioridad.

Ello resulta en un campo de esfuerzos donde se combinan esfuerzos normales y de corte, cuya resultante conforma tres esfuerzos principales, perpendiculares y usualmente de valores –o magnitudes- diferentes entre si.

La Fractura siempre se extenderá en el plano perpendicular al esfuerzo mínimo, cualquiera que este sea.

Las siguientes son las definiciones aceptadas en la industria para cada uno de los elementos vectoriales finitos involucrados:

Las Fuerzas Normales: actúan perpendicularmente al plano de aplicación.

Los Esfuerzos se consideran Positivos (+) cuando son de Compresión y negativos cuando son de Tensión (-)

Los Esfuerzos Normales se representan con la letra “Sigma” (σ).

Los Esfuerzos de Corte se representan con la letra “Tau” (τ).

1.4.2 Esfuerzo vertical:

Una roca situada en el yacimiento (“In-situ”) está sujeta a un campo de presiones originada por las rocas situadas encima de ella. Esta presión aplicada determina un esfuerzo vertical resultante conocido como “Presión litostática” u “Overburden” (Término inglés) y se representa usualmente con la nomenclatura (σv).

Este esfuerzo es siempre vertical, y es la representación del peso de las formaciones que subyacen encima de la roca en estudio. Por lo tanto su magnitud total puede integrarse desde el Registro Nuclear de Densidad (Density Log).

No obstante, como “regla de dedo”, puede estimarse en general, un gradiente litostático de alrededor de 1.0 a 1.10 psi/pie, dependiendo de la porosidad de las capas superiores.


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1.4.3 Esfuerzo horizontal:

Litostáticos:

Debido a su naturaleza las rocas de diferente litología tienen, por ende, diferentes propiedades mecánicas (Relación de Poisson y Módulo de Young) y por ello reaccionan en forma diferente a los esfuerzos aplicados (Carga litostática).

Cuando las arenas y las lutitas también llamados esquistos son sometidas a una misma carga vertical, originan diferentes esfuerzos horizontales, ya que sus constantes elásticas no son las mismas. Las Lutitas suelen tener una Relación de Poisson mayor que las Arenas, luego se deforman más ya que son más “blandas”. Cuando son comprimidas la presión se incrementa debido a que la expansión lateral no tiene lugar pues se encuentran confinadas. Así, generan una gran cantidad de energía que queda almacenada en ellas.

Lo mismo ocurre con las arenas, pero la energía resultante es menor ya que su deformación es menor. Esto resulta en un menor esfuerzo de compresión y en esfuerzos más débiles. Por eso las arenas, a pesar de ser mas duras que las lutitas, se rompen primero.

Tectonismo:

Este ejemplo sirve también para el caso de la existencia de un tectonismo (traccionante o compresivo). En este caso el estado de carga de la roca no solo es originado por la presión litostatica, sino por un esfuerzo lateral (tectonismo) que comprime o expande los diferentes estratos rocosos, adicionando más carga sobre los mismos.

De acuerdo al conjunto de ecuaciones descriptivas del valor del esfuerzo horizontal con respecto al Modulo de Young (E), podemos ver que a mayor valor de E, menor será el esfuerzo horizontal adicional originado. Luego, a mayor valor E el esfuerzo horizontal es mayor si el esfuerzo es compresivo; y menor si el esfuerzos es traccionante. Esto es muy importante para comprender el comportamiento de las lutitas estratificadas con arenas.

Desde el punto de vista mecánico, es como si los diferentes estratos fuesen representados por resortes de diferente rigidez. Si los sometemos a una carga similar, se deformarán con diferentes valores. Este modelo se aplica particularmente a aquellos casos donde las arenas están sometidas a una carga horizontal mayor que las lutitas adyacentes.


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La mejor forma de obtener el esfuerzo min. y máx. es con una prueba micro-frac, mini-frac, data-frac y prueba de inyección en la zona de interés.

IMPORTANCIA DEL ESFUERZO MAX Y MIN


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1.5 DEFORMACION Y MODULOS ELASTICOS

1.5.1 Relación de Poisson:

La deformación transversal provoca cierta deformación axial Relación de Poisson: Se define como el valor absoluto de la relación de la deformación transversal a la correspondiente deformación axial que resulta de los esfuerzos axiales distribuidos uniformemente por debajo del límite proporcional. 1.6 MATERIALES PLASTICOS Y ELASTICOS 1.6.1 Ley de Hooke:

Cuando una fuerza externa actúa sobre un material causa un esfuerzo o tensión en el interior del material que provoca la deformación del mismo. En muchos materiales, entre ellos los metales y los minerales, la deformación es directamente proporcional al esfuerzo.

No obstante, si la fuerza externa supera un determinado valor, el material puede quedar deformado permanentemente, y la ley de Hooke ya no es válida. El máximo esfuerzo que un material puede soportar antes de quedar permanentemente deformado se denomina límite de elasticidad.

1.6.2 Modulo de Young: La deformación longitudinal provoca cierta deformación axial. Los valores son obtenidos de pruebas de laboratorio triaxiales en muestras de núcleos. El modulo de Young sirve para desarrollar la presión neta y en el laboratorio se han obtenido las mejores pruebas triaxiales en muestras de núcleos. A mayor modulo de Young mayor dureza de la formación y viceversa. El módulo de Young afecta directamente a la propagación de la fractura. Valores menores del módulo de Young inducen una fractura ancha, cortas y de


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altura limitada; mientras que los mayores valores del módulo de Young resultan en una fractura angosta, alta y de gran penetración horizontal. 1.6.3 Prueba “STEP-DOWN“

Esta prueba nos ayuda a calcular las fricciones por disparos y tortuosidad en la vecindad del pozo, numero de huecos aparentemente abiertos, y si existe una buen comunicación de la formación al pozo. La caída de presión en la vecindad del pozo es medida con una prueba “Step-Down”. • La inyección es establecida en el gasto de tratamiento de la fractura

propuesta. • El gasto es reducido en una serie de pasos y la caída de presión es

calculada. • Caída de presión es calculada para cada paso.

1.6.4 Presión Neta Esta presión neta en la fractura no cambia instantáneamente, sin embargo en el cierre esta presión se representa como una cantidad de energía almacenada en la fractura. Con la presión dentro de la fractura (Pfrac), podemos definir la presión neta de fracturamiento: Pnet= Pfrac - Pc Donde: Pnet es la presión neta de fracturamiento. Pc es la presión de cierre (por ser δHmin). 1.6.5 Gradiente de fractura

Indica el esfuerzo mínimo necesario para mantener abierta una fractura ideal cuyo ancho es cero. A este valor también se le llama “Presión de Cierre” si es


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medido en profundidad dentro del yacimiento, es decir adonde la roca no está alterada. Realmente la presión necesaria para iniciar una fractura es algo mayor dependiendo la diferencia del estado de alteración del campo de fuerzas en las cercanías del pozo. Esta presión se llama de ruptura o rompimiento. La ecuación para calcular el gradiente de fractura es

ofundidad

PhISIPG f

Pr


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1.7 AGENTES SUSTENTANTES El propósito del agente sustentante es mantener abierta la fractura y que sea altamente conductiva. Características de los Agentes Sustentante:

Máxima permeabilidad para el tamaño del grano Alta fuerza (resistencia a choques). Baja densidad (mejores propiedades de transporte). Insoluble en fluidos de estimulación. Disponible en grandes cantidades de demanda. Bajo costo.

Los factores del agente sustentante que afectan la conductividad en la fractura son:

Composición del sustentante. Propiedades físicas del sustentante. Permeabilidad empacada del sustentante. Efectos de la concentración de polímeros después del cierre de la

fractura. Movimientos de finos de formación en la fractura. La degradación del sustentante a lo largo del tiempo

Las propiedades físicas que debe tener un agente de sostén y que impactan en la conductividad de la fractura son:

Resistencia Distribución y tamaño del grano Cantidad de finos e impurezas Redondez y esfericidad Densidad


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1.7.1 Tipos de agentes sustentantes: Arena natural: La arena es normalmente el agente de sostén más disponible, utilizado y económico. Generalmente provee una conductividad suficiente para presiones de cierre de hasta 4000 psi. Arenas cerámicas: Las arenas resinadas son arenas pertenecientes al grupo anterior, recubiertas de una o varias capas de resina para conferirles mayor resistencia y características especiales. Pueden ser utilizadas para presión de confinamiento nominal de hasta 5000 psi, con un máximo de 14000 psi. Cerámicos de baja resistencia: Son utilizadas en las fracturas y son capaces de soportar presiones de 5000psi hasta 7500psi. Cerámicos de resistencia intermedios (ISP): ISP es una cerámica manufacturada por fusión (Baja densidad) o sinterizada a partir del polvo de Bauxita (Media y alta densidad) 8000psi a 12000psi. Cerámicos de alta resistencia (HSP): Son utilizadas para la fractura de pozos profundos en donde es necesario soportar presiones de confinamiento superiores a 12500 psi a 14000psi.


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1.8 FLUIDOS FRACTURANTES Estos tienen que ser fáciles de mezclar, desarrollar rápidamente una viscosidad y mantenerla para transportar el agente de sostén dentro y durante la fractura. Después, cuando ya no sean necesarios, necesitamos desintegrarlos y desaparecerlos. Componentes del fluido fracturante:

Agua Polímero Bactericida Estabilizador de arcillas Buffer Surfactante Crosslinker (activador) Rompedor

1.8.1 Fluidos Base Agua: Por su bajo costo, alto desempeño y fácil manejo son los fluidos, más empleados en los procesos de fractura, su manipulación es más segura por no ser inflamables, se adaptan con facilidad a las condiciones de cada yacimiento y poseen excelentes propiedades de transporte de agente sostén. A fin de mejorar las propiedades del agua como fluido de fractura, se le adiciona un producto gelificante para dejar menores residuos en la formación se encuentran

1 Hidroxietil celulosa (HEC) 2 Hidroxipropil Guar (HPG) 3 Carboximetil Hidroxipropil Guar (CMHPG) 4 Carboximetil Celulosa (CMC) 5 Goma Guar.

1.8.2 Fluidos Base Aceite: Los primeros fluidos base aceite utilizados en fracturamientos con sustentante fueron aceites crudos estabilizados, no causan daño y el flujo de retorno es incorporado directamente a la producción, sin embargo son inflamables e


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impactan de manera severa el ambiente, su manejo y almacenamiento requieren de condiciones muy seguras, transportan arena en bajas concentraciones (máximo 3 o 4 lb/gal), las pérdidas por fricción en el sistema son muy altas, y la conductividad de la fractura que generan es baja. 1.8.3 Fluidos Base Diesel o Kerosina: Aportan altos valores de viscosidad, lo que ayuda a transportar más arena y alcanzar geometrías de fracturas mayores en ancho y longitud y por consiguiente una mayor conductividad, su inconveniente es el manejo y almacenamiento de alto riesgo por ser muy volátiles y contaminantes, por lo que actualmente se usa en formaciones altamente sensibles al agua. Propiedades que debe cumplir un fluido fracturante:

Bajo coeficiente de pérdida. Alta capacidad de transporte del sustentante. Bajas perdidas de presión por fricción en las tuberías. Fácil remoción después del tratamiento. Compatibilidad con los fluidos de formación. Mínimo daño a la formación productora.

1.8.4 Ley de Potencia del Fluido Es la forma en como se puede presentar un fluido newtoniano, no es mas que la relación que entre la velocidad de corte y el esfuerzo de corte que existe en un fluido newtoniano.

´´ nK

Donde:

= Esfuerzo de Corte lb/ft3

= Velocidad de Corte en seg-1

K = Índice de Consistencia lbf sec/ft2

n´ = Índice de comportamiento


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LEY DE POTENCIAS

1.8.5 Aditivos: Se usan para romper el fluido, una vez que el trabajo finaliza, para controlar la pérdida de fluidos, minimizar el daño a la formación, ajustar el ph, tener un control de bacterias o mejorar la estabilidad con la temperatura. Debe cuidarse que uno no interfiera en la función de otro. POLIMERO: Es una molécula de gran tamaño que se compone de pequeñas unidades repetidas idénticas (monómeros). a) Activador: Son agentes reticuladores que unen las cadenas formadas por el polímero y elevan considerablemente la viscosidad, activando el fluido. b) Quebradores: Reducen la viscosidad del sistema fluido-sustentante, partiendo el polímero en fragmentos de bajo peso molecular.

700

600

500

400

300

200

100

0

1000 800 600 400 200 0

cp 7.123400 app

Velocidad de corte

147880 n

app K

Esfu

erz

o d

e c

ort

e


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c) Aditivos para pérdida de filtrado: Un buen control de pérdida de filtrado es esencial para un tratamiento eficiente. La efectividad de los aditivos dependerá del tipo de problema de pérdida:

Pérdida por una matriz de permeabilidad alta o baja. Pérdida por micro fracturas.

d). Bactericidas: Previenen la pérdida de viscosidad causada por bacterias que degradan el polímero. e). Estabilizadores: Se adicionan al gel lineal (fluido fracturante sin activar) para proporcionar mayor estabilidad al fluido, cuando se tienen altas temperaturas de operación, normalmente arriba de 200 °F. Por lo general, ayudan a mantener la viscosidad del gel reticulado a estas temperaturas, retardando la degradación. f).Surfactantes: También llamados agentes activos de superficie. Es un material que, a bajas concentraciones, absorbe la interfase de dos líquidos inmiscibles, como pueden ser dos líquidos (aceite y agua), un líquido y un gas o un líquido y un sólido. Son usados principalmente para estabilizar emulsiones de aceite en agua, para reducir las tensiones superficiales o interfaciales. Promueven la limpieza del fluido fracturante de la fractura, entre otros. Algunos bactericidas y agentes de control de arcillas son surfactantes. g). Controladores de PH (buffers): Se utilizan por dos razones específicas: para facilitar la hidratación o para proporcionar y mantener un determinado rango de PH, que permita el proceso de reticulación (activación). Los buffers de hidratación, por lo general son sales, como el acetato de sodio o el bicarbonato de sodio, y se adicionan para facilitar la formación del gel lineal (fluido sin activar), mejorando la hidratación, es decir, la incorporación del solvente en la cadena polimérica. Los buffers para control de ph se adicionan al gel lineal, ya formado, para que el agente reticulante se active y pueda formar los enlaces entrecruzados entre las cadenas poliméricas. h). Estabilizadores de arcilla: Utilizados básicamente para la prevención de migración de arcillas. Se usan soluciones del 1% al 3% de cloruro de potasio para estabilizar las arcillas y prevenir su hinchamiento. También los cationes orgánicos de tetrametil cloruro de amonio son usados como efectivos estabilizadores.

Antecedentes Históricos

0

Capítulo II

Antecedentes del Pozo


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2.1 LOCALIZACIÓN El objetivo de esta propuesta es efectuar el control de sólidos en el campo Yaxche (arena H2) que permita obtener producción comercial de hidrocarburos, incrementado el factor de recuperación que resultaría de explotar convencionalmente este tipo de campos. El pozo Yaxche 49 horizontal tiene por objeto definir la extensión y/o variaciones laterales y verticales de las rocas del yacimiento así como explotar de manera optimizada las reservas de hidrocarburos almacenados en las arenas de edad terciario (mioceno medio) probadas en el pozo Yaxche 101. 2.2 Alcance Llevar a cabo la terminación del pozo Yaxche 49H con el fin de mejorar la productividad de los pozos e implementar este tipo de pozos dentro de la estrategia de explotación para el campo Yaxche. 2.3 Antecedentes 2.3.1 Ubicación geográfica. El campo Yaxche se encuentra localizado en aguas territoriales del Golfo de México frente a las costas del estado de Tabasco, aproximadamente a 13 Km. al N 50° W de la Terminal Marítima de Dos Bocas, Paraíso Tabasco.

PLANO DE UBICACION GEOGRAFICA DEL CAMPO YAXCHE


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PLANO DE UBICACIÓN RELATIVA DEL CAMPO YAXCHE

2.3.2 Situación estructural en la sísmica El campo Yaxche (yacimiento) a nivel terciario (mioceno superior) se encuentra estructuralmente en un anticlinal segmentado de bajo relieve con dirección W-W, teniendo hacia el sur la parte más alta (3625 mvbnm) y hacia el norte de la zona más baja (4032 mvbnm). En general el yacimiento está limitado hacia el sur por una falla normal de dirección E-W con caída hacia el sur en su porción norte el limite está asociado a una intrusión salina al este por una falla normal de dirección NW-SE y caída al SW. Para este nivel el pozo Yaxche 49H se encuentra a 1102 m al NW del pozo Yaxche 101.

CORRESPONDE A LA CONFIGURACION ESTRUCTURAL EN LA PROFUNDIDAD DE LAS CIMAS DE LAS ARENAS

(MIOCENO MEDIO) CON DISTRIBUCION DE RESERVAS (AMARILLO=PROBADAS; NARANJA=PROBABLES; VERDE=POSIBLES) Y LA UBICACIÓN DEL POZO YAXCHE 49H


19


20

SECCIONES ESTRUCTURALES INTERPRETADAS A BASE DE LÍNEAS SÍSMICAS. EN LA GRAFICA SE MUESTRAN LÍNEAS SÍSMICAS DE PROFUNDIDAD EN DONDE SE UBICA EL POZO YAXCHE 101

DESCUBRIDOR DE LAS ARENA PRODUCTORAS. ACTUALMENTE PRODUCTOR Y MUESTRA LA UBICACIÓN DE LA ARENA DE INTERÉS DEL POZO YAXCHE 49H. SE OBSERVAN LOS ASPECTOS ESTRUCTURALES

TALES COMO TRAZAS DE FALLAS. LAS LÍNEAS AMARILLAS CORRESPONDEN A LA SECUENCIA EN DONDE SE UBICAN LAS ARENAS OBJETIVOS.


21

2.3.3 Columna geológica probable para el pozo Yaxche 49H

Formación (edad de la roca)

Profundidad Vertical

(m.v.b.n.m.)

Profundidad Desarrollada (m.d.b.m.r.)

Litología Pozo análogo: YAXCHE-101

Reciente Pleistoceno

21 62

Gravillas y arena de cuarzo gris claro y translucido de granos finos, medios y gruesos, subangulosos y sub-redondeados y abundantes fragmentos de bioclastos, lutitas gris verdoso, suaves ligeramente calcáreas.

Plioceno Medio 1964 2008

Secuencia alternante de arenas semiconsolidadas de grano fino, medio a grueso de cuarzo y feldespatos, sub-redondeados a subangulosos, mal cementados de matriz arcillo-calcáreo con fragmentos de moluscos; y lutitas calcáreas gris verdoso, suave y plástica.

Plioceno Inferior 2289 2333

Secuencia de Areniscas de cuarzo de grano medio a fino con cementante calcáreo y matriz arcillosa, con intercalaciones de lutitas arenosas y lutitas.

Mioceno Superior

3149 3207

Arenisca de cuarzo gris claro y translucido, de grano fino, mal cementada; con intercalaciones de lutita gris verdoso bentonítica, suave, ligeramente calcárea.

Cima (Arena Objetivo)

3900 4096

Secuencia de areniscas de cuarzo de grano medio a fino, con intercalaciones de lutitas arenosas y lutitas.

Base (Arena Objetivo)

4200 4451

Secuencia de areniscas de cuarzo de grano medio a fino, con intercalaciones de lutitas arenosas y lutitas.

Profundidad Total

Programada 4250 4510


22

DISEÑO DE POZOS ESTADO MECANICO PROGRAMADO

T IRANT E DE AGUA

RECIENT E PLEIST OCENO

PLIOCENO M EDIO

PLIOCENO INFERIOR

M IOCENO SUPERIOR

ARENAS OBJET IVO

PROUNDIDAD T OT AL

GRADIENTES YAXCHE-49 (MV)

(CALC. CON REG. YAXCHE-101 y 31)

1.65

1.91

1.621.621.62

7 5/8"

4291

9 5/8"

3963

13 3/8"

2800

20"

1150

30"

220

1.37

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

2200

2400

2600

2800

3000

3200

3400

3600

3800

4000

4200

4400

0.50 1.00 1.50 2.00 2.50

DENS_PROG

OBG

TR

PP

GF

Z. DERRUM BES

Z. PERD.

P. Goteo

GAS YAXCHE 101

DIVISION MARINA UNIDAD OPERATIVA LITORAL

POZO EXPLORATORIO: YAXCHE 49 (HORIZONTAL) PLATAFORMA: COSL-2

CONDUCTOR: 3 (ALFA) EQUIPO: 6022

POZOS DE CORRELACIÓN: YAXCHE 101, YAXCHE 31

T.A 21 m.

Esp. Rot - NM: 41 m

DENSIDAD PROGRAMADA COL. GEOL. ESP.

COORD.: COND.: X= 469,941.95 m, Y= 2,046,727.05 m.

OBJ. TERCEARIO (CIMA): PROF= 3900 MVBMR X= 469,539.35 m, Y= 2,047,175.71 m. OBJ. TERCEARIO (BASE): PROF= 4200 MVBMR X= 469,305.92 m, Y= 2,047,438.18 m.

1000

2000

3000

4000

PROFUNDIDADES REFERIDAS A MR: 62 M

1.55 -1.62 gr/cc E.I.

1.40-1.48 gr/cc E.I.

1.04-1.20 gr/cc bentonítico

A. de mar y baches de lodo bentonítico 62

2005

2330

3190

3966

4291

LINER RANURADO 7 5/8”@ 3971 mV 4637 mD

(300 mts dentro de la arena objetivo) PT @ 4291 mV 4670 mD

30” @ 200 mV

20” @ 1100 mV Bna. 26”

Bna. 17 ½”

PROG. REGISTROS: 20”: AIT-SDT-LDL-CNL-BGT-GR 13 3/8”: AIT-SDT-LDL-CNL-BGT-GR 9 5/8”: AIT-SDT-LDL-CNL-BGT-GR 7 5/8 : AIT- PERISCOPE, SDT, LDL-CNL VSP O CHECK SHOT

CBL ó USIT (13 3/8”, 9 5/8”)

9 5/8”@ 3963 mV

4207 mD

13 3/8” @ 2800 mV

Bna. 8 ½”

Bna. 36”

B.L. 9 5/8” @ 2650 mV

POZO HORIZONTAL SIDE TRACK” @ 3488 mV 3487 mD

ANG. MAX. 89° AZIM 316.18°

POZO PILOTO KOP @ 3100 M INC. MAX. 47.69°, MANTENER 47.69” AZ: 314.94°,

DESPL. TOT.: 987 m

TVD: 4291 MV MD TOT 4670

Bna. 8 ½”

Bna. 12 ¼”

NUDGE: 220-900 M, INCL. MAX. 6.5°,

AZ: 350°, VS: 46.92 M

2.3.4 Estado Mecánico

Análisis previos

0

Capítulo III

Análisis Previos

Análisis previo

23

3.1 INTRODUCCIÓN La técnica de fracturamiento hidráulico en la estimulación de los pozos es una de las mayormente desarrolladas en la ingeniería petrolera. La técnica fue introducida en la industria petrolera por J.B. Clark de la empresa Stanolind Oil y Gas Co en 1948 y desde entonces esta técnica ha sido expandida progresivamente hasta la actualidad. El proceso de fracturamiento hidráulico juega un papel importante para aumentar las reservas petroleras y producción diaria de hidrocarburo en el mundo. El proceso de fracturamiento hidráulico consiste en mezclar químicos especiales para obtener fluidos fracturantes adecuados y entonces bombear el fluido mezclado dentro de la zona establecida a altos gastos y presiones suficientemente altas para propiciar y extender una fractura hidráulica. Primero un fluido limpio llamado colchón es bombeado para iniciar la fractura y establecer la propagación. Después se bombea una lechada de fluido mezclado con sustentante, esta lechada continua extendiendo la fractura y al mismo tiempo transporta y sustenta a la profundidad de la fractura. Después de terminar el bombeo de la lechada, el fluido se rompe químicamente y vuelve a adquirir una baja viscosidad y fluye de regreso hacia la superficie, dejando en la fractura un sustentante altamente conductivo para que el aceite o gas fluya fácilmente desde las extremidades de la formación hacia el pozo. Para la elaboración de la propuesta técnica de fracturamiento hidráulico del pozo Yaxche 49H, se correlacionaron registros geofísicos, sísmica y datos de aforo de los pozos Yaxche 101, 42 y 31. También se utilizaron datos geomecánicos del estudio que realizo la compañía GMI al campo Yaxche. Para la terminación del pozo Yaxche 49H se presentan varios escenarios de terminación que a continuación se enumeran:

a) Fracturamiento hidráulico selectivo con camisas multi-fracturas en agujero descubierto.

b) Fracturamiento hidráulico convencional con liner cementado. c) Terminación con liner ranurado.

La simulación de fracturamiento hidráulico se realizó con el software Mfrac, donde se predice el comportamiento de las presiones de superficie durante el tratamiento, geometría de fractura, longitud y altura de la fractura sustentada, ancho, conductividad, concentración areal, fcd etc. El campo Yaxche se encuentra localizado en aguas territoriales del Golfo de México frente a las costas del estado de tabasco, aproximadamente a 13 Km. al N 50° W de la Terminal Marítima de Dos Bocas, Paraíso Tabasco.

Análisis previo

24

3.2 ANÁLISIS DE PRODUCTIVIDAD PREVIO. Para el análisis nodal del pozo Yaxche 49H se correlacionaron datos de aforo del pozo Yaxche 31(pozo vertical), ya que la arena a fracturar es similar. El análisis nodal fue realizado con el software WEM donde se correlacionaron datos de yacimiento, producción y terminación. A continuación se muestra el estado mecánico del pozo Yaxche 31 y la arena de interés analizada.

CONFIGURACION DEL ESTADO MECANICO DEL POZO EN EL SOFTWARE WEM

Análisis previo

25

3.2.1 Registro de la arena de interés del pozo Yaxche 31

ARENA DE INTERES DEL NUCLE NH4 (POZO YAXCHE 31)

El dato de permeabilidad proporcionado por el activo integral litoral fue de 3 a 5 md según su cálculo con los datos de aforo del pozo. El activo realizo el cálculo con ayuda del software Safhir. 3.2.2 Calculo del factor de daño con los datos de la prueba de aforo. El análisis de los núcleos reportado por Reslab arroja una permeabilidad promedio de 20 md. Con estos dos datos de permeabilidad se procedió a calcular el factor de daño de formación apoyado con los datos del aforo del pozo. Este cálculo fue realizado con el software WEM. El siguiente grafico ilustra los resultados del análisis nodal donde se calcula el factor de daño para las diferentes permeabilidades y ajustado con los resultados de la prueba de aforo.

Análisis previo

26

EL GRAFICO MUESTRA EL FACTOR DE DAÑO CALCULADO PARA LAS DIFERENTES PERMEABILIDADES DE

FORMACION

Una vez calculado el factor de daño a las diferentes permeabilidades en la arena de interés, se procedió a calcular el aporte de aceite del pozo Yaxche 49H sin fractura con una sección horizontal de aproximadamente 450 m. Se puede observar en el grafico la diferencia de aporte con respecto al daño y a la permeabilidad.

Análisis previo

27

3.2.3 Aporte de producción del pozo Yaxche 49H sin fractura.

En la figura se observa que para una permeabilidad de 3 a 5 md el pozo aporta 2,043 bbl/d por un estrangulador de ID 20/64 y 480 psi con una tubería de 4.5 pg. Para una permeabilidad de 20 md el pozo aporta 1,598 bbl/d a las mismas condiciones. La diferencia de aporte es debido al valor de daño y permeabilidad calculada de la formación. 3.2.4 Cálculo de la longitud óptima de fractura. En el análisis nodal calculamos la longitud de fractura óptima para las diferentes permeabilidades de formación. Para dicho cálculo se correlacionaron los datos de yacimiento, producción y terminación del pozo Yaxche 31 y se extrapolaron para un pozo Yaxche 49H con una sección horizontal de 450 m. La longitud de fractura es de vital importancia ya que de ella depende el volumen de sustentante a utilizar y drenar el área necesaria para poder recuperar la mayor parte de aceite y tener una buena producción a través de la vida productiva del pozo. La grafica siguiente muestra las diferentes longitudes de fractura para las diferentes permeabilidades de formación.

Análisis previo

28

CALCULO DE LA LONGITUD ÓPTIMA DE FRACTURA PARA LAS DIFERENTES PERMEABILIDADES DE FORMACION

Con apoyo del software Mfrac se calculo la longitud de fractura y el volumen de agente sustentante para dicha longitud de fractura. Esto se realizo para las diferentes permeabilidades de formación. Ver gráficos.

SE MUESTRA LA LONGITUD OPTIMA DE FRACTURA PARA LAS DOS DIFERENTES PERMEABILIDADES DE FORMACION

Análisis previo

29

CALCULO DE LA CANTIDAD DE SUSTENTANTE A UTILIZAR PARA LAS LONGITUDES ÓPTIMAS DE FRACTURA EN LAS DIFERENTES PERMEABILIDADES DE FORMACION

En la figura se observa que la longitud optima de fractura optima para una permeabilidad de 3 a 5 md fue de 80 m (262 pies) con un volumen de sustentante de 100,000 lbs con una malla 16/30. De la misma manera se observa que la longitud óptima de fractura para una permeabilidad de 20 md fue de 30 m (98 pies) con un volumen de sustentante de 42,000 lbs con una malla 16/30. Como se puede observar en bajas permeabilidades de formación se requiere una longitud de fractura larga para tener una mayor área de drene, recuperar la mayor parte de hidrocarburo y tener una mayor vida productiva del pozo. Para formaciones de altas permeabilidades se requiere longitud de fractura corta y poco volumen de sustentante, ya que la producción será la misma si se tiene una longitud de fractura mayor y el incremento de producción no es muy significativo.

Análisis previo

30

3.3 SELECCIÓN DEL AGENTE SUSTENTANTE Las pruebas triaxiales y el análisis granulométrico de los núcleos del pozo Yaxche 31 fue realizado por la Compañía Reslab donde se obtuvieron los siguientes datos:

Presión de confinamiento

Densidad de la muestra

Esfuerzo axial

Modulo de Young

Relación de Poisson

Porosidad

No. De muestra

Profundidad

(metros)

Presión de

Confinamiento (psi)

Densidad de la

muestra (gr/cc)

Esfuerzo

axial

Modulo de

Young (103psi)

Relación de

Poisson

N4H14 4238.52 100 2.29 3089 476 0.216

Los resultados de análisis granulométrico del núcleo N4H14 se muestran a continuación:

No. De muestra

N4H1

N4H8

N4H13

N4H18

N4H21

N4H27

N4H32

N4H34

Profundidad

(m)

4236.03

4237.25

4238.24

4239.25

4240.00

4241.00

4241.96

4240.50

Porosidad (%)

18.11

19.11

18.20

18.70

18.68

18.97

19.47

17.43

Permeabilidad (mD)

31.32

14.53

36.68

27.31

23.72

19.60

29.75

12.95

Arena Fina

Arena Fina

Arena Fina

Arena Fina

Arena Muy Fina

Arena Fina

Arena Fina

Arena Muy Fina

0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

0.0 0.1 0.1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

4.9 7.3 9.1 4.9 3.3 8.0 5.3 3.6

22.0 20.2 27.1 22.6 18.5 26.6 22.6 18.1

26.4 24.3 27.0 27.7 24.5 24.8 26.4 25.7

16.4 17.3 15.3 17.5 17.7 13.8 16.6 20.6

8.8 9.1 7.5 9.2 10.8 8.1 9.2 11.2

6.0 6.3 4.6 5.9 7.5 5.6 6.2 6.5

4.8 5.0 3.1 4.0 5.6 4.3 4.5 4.7

4.2 4.0 2.3 2.9 4.3 3.4 3.4 3.5

6.4 6.4 3.8 5.2 7.9 5.5 5.9 6.2

21.43 21.64 13.87 18.07 25.18 18.81 19.97 20.85

Análisis previo

31

LOS RESULTADOS DEL ANALIS GRANULOMETRICO POR LA TECNICA DE LASER MUESTRAN LA CLASIFICACION DE LA ARENA DE FORMACION

3.3.1 Clasificación de la arena de formación. Con los resultados del análisis granulométrico del núcleo se procede a clasificar la arena de formación de acuerdo a los siguientes datos en porcentajes y diámetro de la partícula. Por ejemplo D10 significa el valor promedio de la partícula al valor porcentual de 10 y así sucesivamente en los demás valores mostrados en la tabla siguiente.

NUCLEO D10 D40 D50 D90 C=D40/D90

N4H1 0,0159 0,0081 0,0055 0,0003 27,0000

N4H8 0,0176 0,0083 0,0052 0,0003 27,6667

N4H13 0,0190 0,0100 0,0070 0,0010 10,0000

N4H18 0,0159 0,0083 0,0057 0,0004 20,6250

N4H21 0,0143 0,0069 0,0044 0,0002 34,3500

N4H27 0,0184 0,0096 0,0067 0,0004 24,0500

N4H32 0,0162 0,0083 0,0056 0,0004 20,6250

N4H34 0,0144 0,0071 0,0046 0,0003 23,5000

PROMEDIO 0,0161 0,0083 0,0055 0,0004 23,7750

Análisis previo

32

De acuerdo al análisis granulométrico se presentan los siguientes valores promedios de: D50. D50 = 0.004 pg. hasta 0.007 in donde un valor promedio de D50 = 0.0055 in. D50 = 0.004 pg. (111.76 micrones) D50 = 0.007 pg. (177.8 micrones) D50 = 0.0055 pg. (139.7 micrones). Con estos datos podemos calcular que la arena es fina con un 6.06 % de finos. En la grafica siguiente se muestra la clasificación de la arena de formación.

SE MUESTRA LA CLASIFICACION DE LA ARENA DE FORMACION QUE ESTA EN LA REGION DE ARENA FINA DE ACUERDO AL VALOR PORCENTUAL DEL 50 Y AL DIAMETRO DE PARTICULA. EL CALCULO DE

CLASIFICACION DE LA ARENA FUE REALIZADO DE ACUERDO AL ARTICULO SPE 64398.

Análisis previo

33

El siguiente gráfico muestra el diámetro del grano y el porcentaje acumulado en peso y nos representa la tendencia de una arena no uniforme de acuerdo a la relación de D40/D90 escrito en el artículo de la SPE 2330 y 64398.

EL GRAFICO MUESTRA EL DIAMETRO DEL GRANO Y EL PORCENTAJE EN PESO ACUMULADO EN EL ANALISIS GRANULOMETRICO DE LA ARENA DE FORMACION.

3.3.2 Criterio para la selección del tipo de sustentante. Existen varios criterios para seleccionar el tipo de sustentante, de acuerdo al diámetro promedio de la partícula de la arena de formación. Hay varios autores que consideran su criterio de acuerdo a su experiencia en campo. A continuación se muestra la siguiente tabla donde se selecciona el criterio del tipo de grava o sustentante a utilizar en el fracturamiento hidráulico.

Análisis previo

34

CRITERIO DE SELECCIÓN DEL TAMAÑO DE GRAVA.

Con base en el análisis granulométrico de la arena de formación y el cálculo del tipo de sustentante según los autores Coberly, Shwartz y Saucier se recomienda utilizar un sustentante de malla 16/30. Los criterios de los autores están en el libro Production Operations Course 1 Well Completions de la SPE y el articulo SPE85504. La tabla muestra el tipo de malla comercial y diámetro de la partícula donde se puede seleccionar el tipo de malla a utilizar de los diferentes diámetros de partículas existentes en el mercado.

TIPO DE MALLA COMERCIAL DEL SUSTENTANTE EN EL MERCADO ACTUAL.

El diámetro de la partícula fue de 0.0033 pg. por tal motivo se selecciona el sustentante tipo de malla 16/30, esto con la finalidad de tener un buen control de retorno de finos de formación y así tener un mejor índice de productividad del pozo durante su vida productiva.

Análisis previo

35

3.4 SELECCIÓN DEL FLUIDO FRACTURANTE. El fluido fracturante es un componente crítico en los tratamientos de fracturamientos hidráulicos. La función principal del fluido es abrir la fractura y transportar el agente sustentante a lo largo de la longitud de fractura. Consecuentemente las propiedades de viscosidad del fluido son frecuentemente consideradas la mas importante. Sin embargo el éxito de un tratamiento de fracturamiento hidráulico se requiere que el fluido tenga un buen comportamiento reológico a las condiciones de yacimiento. Las características principales de un fluido de fracturante son:

Fácil de mezclar en campo e insensible a las variaciones en la calidad de la mezcla del agua.

Que rápidamente desarrolle alta viscosidad. Exhibir el transporte perfecto sin asentamiento. Tener buenas propiedades de reducción de fricción. Convertirse en agua en un tiempo predeterminado y sin dejan

residuos. Bajo costo. Tener suficiente viscosidad efectiva para crear el ancho necesario de

fractura y transportar y distribuir el sustentante en la fractura. Buena estabilidad a la temperatura de yacimiento. Buena estabilidad a la velocidad de corte. Mínimo daño sobre la permeabilidad de la formación. Tener baja pérdida de fluido para obtener la penetración deseada con

mínimos volúmenes de fluido. Los fluidos base agua son los más utilizados en la actualidad como fluidos fracturantes. El principal problema es el daño que dejan en la formación 3.4.1 Gel lineal. El agua viscosificada con polímero arroja una viscosidad lineal que va a depender de la concentración utilizada de polímero. Por ejemplo van del orden desde 10 hasta 50 cP. Ver grafico.

PREPARACION DEL GEL LINEAL

Análisis previo

36

3.4.2 Gel activada. En la preparación de un fluido reticulado o activado se utiliza gel lineal y se le adiciona un activador (ion metálico) el cual va a unir las moléculas de polímero para que la gel aumente su viscosidad de 10 - 50 cP hasta 2,500 cP aproximadamente. Ver figura.

GELATIVA ACIVADA O RETICULADA

La mayoría de los fluidos fracturantes utilizados en el campo petrolero no muestran una relación lineal entre el esfuerzo de corte y la tensión de corte sobre los rangos de la velocidad de corte. Los fluidos fracturantes son fluidos no newtonianos porque son dependientes de la velocidad de corte. La viscosidad aparente en un fluido newtoniano está en función de la velocidad de corte a un tiempo dado y esfuerzo de corte medido. En la siguiente figura se muestran dos regiones newtonianas y una parte donde existe la región no newtoniana.

COMPORTAMIENTO REOLOGICO DE UN FLUIDO NO NEWTONIANO

Análisis previo

37

Para calcular la viscosidad aparente de un fluido no newtoniano se utiliza el modelo de la ley de potencia donde se tiene la siguiente ecuación:

Donde: K' = índice de consistencia. n' = índice de comportamiento. µ = Viscosidad aparente. ý = Velocidad de corte.

Para seleccionar el fluido fracturante a utilizar se utilizo una base de datos que proporciono PF Petroleum Consulting México S.A de C.V de las evaluaciones realizadas en la Cuenca de Burgos a diferentes temperaturas, cargas poliméricas. 3.4.3 Selección de Fluido Para el pozo Yaxche 49 tenemos una temperatura de yacimiento aproximadamente 115 ºC (240 ºF). En la gráfica se observan varios comportamientos reológicos de diferentes cargas poliméricas a diferentes temperaturas de donde correlacionamos la temperatura del pozo Yaxche 49H y seleccionamos la carga polimérica de 30 lb/Mgal a un tiempo de bombeo de 40 min. Del gràfico podemos inferir una viscosidad aparente inicial de 1, 500 cP y a los 40 min de prueba tenemos aproximadamente 830 cP a una velocidad de corte de 40 1/seg.

1''47880 n

app K

Análisis previo

38

La evaluación del fluido fracturante en la actualidad se realiza por dos métodos prácticos:

A una velocidad de corte 40 1/seg. ya que es la velocidad promedio a la que esta sometido el fluido durante el tratamiento de fractura. Para dicha velocidad de corte se considera una viscosidad mínima de 300 cP para que el fluido pueda transportar el sustentante durante y dentro de la fractura.

Aplicando la recomendación practica API RP 39. Donde se evalúa el fluido a varias velocidades de corte por un tiempo determinado y para poder determinar el índice de comportamiento y el índice de consistencia del fluido fracturante para poder transportar el sustentante. Para una velocidad de corte de 100 1/seg se considera una viscosidad minima de 150 cP para poder transportar el sustentante durante y dentro de la fractura.

Análisis previo

39

3.4.4 Evaluación Reológica Del Fluido Con La Recomendación API Rp 39 El siguiente gráfico muestra el comportamiento reológico del fluido fracturante evaluado de acuerdo a la recomendación práctica API RP 39. De dicha grafica podemos calcular el índice de comportamiento y el índice de consistencia, así como la viscosidad mínima para poder sustentar y transportar el agente sustentante durante la fractura.

COMPORTAMIENTO REOLOGICO DEL FLUIDO FRACTURANTE DE ACUERDO A LA API RP39

GRAFICO DEL INDICE DE CONSISTENCIA Y COMPORTAMIENTO DEL FLUIDO FRACTURANTE

Diseño fructuramiento hidráulico

0

Capítulo IV

Diseño de Fracturamiento Hidráulico


40

4.1 DISEÑO DE FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO Para el diseño de fracturamiento hidráulico con sustentante del pozo Yaxche 49H se correlacionaron los siguientes datos con respecto a los pozos Yaxche 101, 42 y 31:

Yacimiento. Producción. Terminación. Registros geofísicos y sísmicos.

Con la correlación de los datos anteriores se obtuvieron datos que son utilizados en la simulación del fracturamiento como son:

Profundidad. Esfuerzo de la roca. Gradiente de presión. Modulo de Young. Relación de Poisson. Dureza de la roca. Coeficiente de pérdida de fluido. Temperatura de formación. Presión de poro. Presión de yacimiento. Permeabilidad. Factor de volumen de yacimiento.

Se correlacionó la arena de interés (H2) del pozo Yaxche 49 y Yaxche 31 y ver su similitud y poder calcular las propiedades geomecánicas de la roca y así poder empezar a diseñar la fractura con el software Mfrac.


41

CORRELACION DE LA ARENA DE INTERES (H2) A FRACTURAR

REGISTRO GEOFISICO DE LA ARENA DE INTERES DEL POZO YAXCHE 49H


42

4.2 CAMISAS SELECTIVAS MULTI-FRACTURAS. Para el diseño del fracturamiento hidráulico con camisas selectivas multifracturas, la compañía Halliburton nos proporciono la siguiente información sobre dichas camisas. El uso de las camisas selectivas en un arreglo de terminación en agujero descubierto y aislando selectivamente con empacadores hinchables es posible obtener los siguientes datos:

Fracturar selectivamente varios intervalos productores trae como beneficio la reducción significativa de las caídas de presión en cada uno de ellos y con esto controlar la producción de finos del pozo. También trae como beneficio el incremento de la productividad del pozo con un menor impacto al yacimiento al reducir considerablemente la caída de presión total.

Luego de estimular selectivamente cada zona las camisas funcionan

como control selectivo, es decir, se podrían abrir o cerrar aquella que se desee.

Es posible evaluar selectivamente cada zona productora de manera

independiente razón por la cual se optimiza la explotación del pozo y yacimiento.

Las camisas selectivas son diseñadas para servicios selectivos en fracturas y estimulaciones multi-zona a través de la terminación. Estas camisas tiene la facilidad de ser abiertas/cerradas mediante una herramienta operadora hidráulico-mecánica manipulada con tubería.


43

DESCRIPCION CARACTERISTICAS

TAMANO DE TP: 5.5”

DIAMETRO EXTERIOR 7.75”

DIAMETRO INTERIOR (SIN ASIENTO DE CANICA)

4.67”

LONGITUD 2.1 m ( 82.96”)

DIAMETRO DE AGUJERO MINIMO REQUERIDO

8.125”

# DE PUERTOS DE FLUJO 18 de 3/4” c/u

AREA DE FLUJO DE LOS PUERTOS (TOTAL)

7.95 pg2

MAXIMA TEMPERATURA 350 ºF

MAXIMA PRESION 10,000 psi

CONEXIONES PREMIUM

SERVICIO STD/H2S


44

4.2.1 Diseño de fracturamiento hidráulico al intervalo 4540-4540.5 m MD (4125.93 – 4126.02 m TVD). Para realizar el diseño de fracturamiento hidráulico del intervalo, se calcularon las propiedades geomecánicas de la roca a partir de los registros sónico, resistividad, porosidad y demás registros existentes. Al realizar el cálculo de los esfuerzos de la roca podemos deducir que el esfuerzo de cierre de la formación es de aproximadamente 10 000 psi.

DISCRETIZACIÓN GEOMECÁNICA DE LA ARENA DE INTERÉS.

SE MUESTRA EL INTERVALO A FRACTURAR ASÍ COMO EL NÚMERO DE HUECOS Y DIÁMETRO DE LOS DISPAROS.


45

La zona a fracturar del intervalo propuesto se va a utilizar para la permeabilidad de 5 y 20 md en ambos casos. Ver la figura siguiente.

PERMEABILIDAD DEL INTERVALO

El coeficiente de pérdida de fluido calculado para el diseño de fractura se correlaciono con permeabilidades de 1 hasta 100 md en el artículo de la SPE 94671. Esta correlación se realizo con pozos horizontales de 300 m de longitud horizontal y con datos de yacimiento similares al pozo Yaxche 49H.

DATOS DEL COEFICIENTE DE PÉRDIDA DEL FLUIDO


46

Para este diseño se propuso una cedula de bombeo en rampa debido al comportamiento de presión en la superficie, ya que es menos pronunciado el cambio de presión cuando se aumenta la concentración de arena.

CÉDULA DE BOMBEO EN RAMPA PARA LAS DIFERENTES PERMEABILIDADES DE LA FORMACIÓN

COMPORTAMIENTO DE PRESIÓN EN SUPERFICIE DURANTE LA FRACTURA.


47

En el grafico anterior se observa que la presión en superficie al inicio del bombeo del colchón alcanza valores de 6,100 psi, posteriormente disminuye hasta 3,307 psi debido a la presión hidrostática generado por el sustentante y el fluido. Al terminar el desplazamiento del sustentante se tiene una presión máxima en superficie de 6,813 psi. En los siguientes gráficos podemos observar la concentración areal al final de la fractura así como la conductividad de la misma. Podemos también observar su crecimiento vertical, ancho de fractura y longitud de fractura. Por último en los gráficos de tercera dimensión se observa la geometría de la fractura y como esta distribuida en la sección horizontal del pozo.

PERFIL DE CONCENTRACIÓN AREAL DE LA FRACTURA PARA LAS DIFERENTES PERMEABILIDADES DE LA FORMACIÓN.


48

PERFIL DE CONDUCTIVIDAD DE LA FRACTURA PARA LAS DIFERENTES PERMEABILIDADES DE LA FORMACIÓN.

GEOMETRÍA DE FRACTURA EN TERCERA DIMENSIÓN EN LA SECCIÓN HORIZONTAL PARA LAS DIFERENTES PERMEABILIDADES DE LA FORMACIÓN.


49

4.2.2 Resultados de la simulación del fracturamiento. A continuación se muestran los resultados de las simulaciones de los tratamientos de fractura para las diferentes permeabilidades de formación. La tabla siguiente muestra los parámetros más importantes en los tratamientos, estos valores son promedios y nos proporcionan una idea de cómo es la geometría de la fractura en el pozo.

Opciones de fracturamiento Camisas Fracturadoras

Parámetros 3 y 5 md 20 md

Long. Horizontal Fluido de fractura Carga de polímero Viscosidad minima a 100 1/seg.

450 m zirconato

30 lb/Mgal 130 cp

Gasto de fractura (bpm) Número de huecos Diámetro de los huecos Long. fractura sustentada (m) Altura fractura sustentada (m) w sustentado Conc. areal (lb/ft^2) Conductividad (md) FCD Eficiencia % fluido fractura Presión neta (psi) Permeabilidad fractura (darcy) Vol. fluido (gal) Vol. sustentante (sacos) % colchón Vol. Colchón por fractura Concentración arena (ppg) Coef. leakoff (ft/min ^0.5) Tipo de sustentante

22 18

0.75 88 24

0.21 2.15 2100

1.06 - 1.7 31

1600 102

167000 4900

29 7000 1 a 9 0.005

Interprop 6/30

22 18

0.75 35 25

0.24 3.1

2900 0.66 -1.28

23 1845 135

112100 2422

30 4000 1 a 9 0.009

Carboprop 16/30

RESUMEN DE LAS SIMULACIONES DE FRACTURAMEINTO HIDRÁULICO PARA LAS DIFERENTES

PERMEABILIDADES DE FORMACIÓN.


50

4.3 CONVENCIONAL CON LINER CEMENTADO Este tipo de fracturamiento convencional es muy comúnmente utilizado en el campo petrolero. Las operaciones de fracturamiento convencionales (bombeo de fluido fracturante y sustentante o el acido a través de la tubería de revestimiento o la herramienta de servicio del tratamiento de fracturamiento hidráulico) son más efectivas para los tratamientos masivos de fracturamiento hidráulico en los cientos de miles de libras de arena bombeada en el pozo a altos gastos de bombeó. En los pozos entubados, se accede a los yacimientos a través de los disparos. A continuación se enumeran las ventajas y desventajas de utilizar la terminación de liner cementado. Ventajas:

Minimiza el daño a la formación. Previene y controla más fácilmente el aporte de agua y gas excesivo. La formación puede ser estimulada selectivamente. El Liner impide el flujo de arena, adicionalmente la terminación se

adapta a técnicas especiales para el control de arena de formación. El pozo puede ser fácilmente profundizado. Mejor colocación y control optimo de la fractura. Se pueden obtener mayores gastos de producción.

Desventajas:

El diámetro a través de la zona de interés es restringida. Interpretación critica de los registros. Costos adicionales; mayor costo en la perforación, cementación y

mayor tiempo adicional. El sistema de fracturamiento convencional requiere viajes independientes en el pozo para disparar una zona en un viaje, luego estimularla y aislarla en un segundo viaje, reiterándose este proceso para cada zona de interés. El aislamiento de la zona a fracturar por medio de un tapón mecánico o de arena etc.


51

4.3.1 Diseño de fracturamiento hidráulico al intervalo 4660-4663 m MD (4144.9-14145.38 m TVD). Para el diseño del fracturamiento hidráulico del pozo Yaxche 49 con una terminación de liner cementado, solo se disparan 3 m de intervalo. Esto es con la finalidad de no generar fracturas múltiples y tratar de direccionar el flujo hacia una solo fractura y propagarla hacia el plano preferencial. Se propuso disparar el intervalo con una pistola de 4 ½, 60° fase, 6 spf y explosivo HMX con 20 cargas por metro. Dicha pistola genera un diámetro de agujero de 0.35 pg.

DATOS DEL INTERVALO A FRACTURAR


52

PERMEABILIDADES DE LA FORMACION

Los datos geomecánicos de las rocas y coeficientes de pérdida de fluido son los mismos que se utilizaron en el diseño de fracturamiento hidráulico con camisas multi-fracturas. Con respecto a la cedula de bombeo fue propuesta en rampa, debido al comportamiento de presión en superficie.

CÉDULA DE BOMBEO EN RAMPA PARA LAS DIFERENTES PERMEABILIDADES DE LA FORMACIÓN

En la figura se observa el comportamiento de presión en superficie durante el tratamiento de fractura que al iniciar el bombeo del colchón tenemos una presión inicial de 5,320 psi y disminuye hasta 2,716 psi debido a la presión hidrostática generada por el fluido fracturante y el sustentante. Al desplazar el sustentante contenido en la tubería se alcanza una presión máxima de 6,250 psi.


53

COMPORTAMIENTO DE LA PRESIÓN EN SUPERFICIE DURANTE EL TRATAMIENTO DE FRACTURA

En los siguientes gráficos podemos observar la concentración areal al final de la fractura así como su conductividad de la mima. Podemos también observar su crecimiento vertical, ancho de fractura y longitud de fractura. Por último en los gráficos de tercera dimensión se observa la geometría de la fractura y como esta distribuida en la sección horizontal del pozo.

PERFIL DE CONCENTRACIÓN AREAL DE LA FRACTURA PARA LAS DIFERENTES PERMEABILIDADES DE LA

FORMACIÓN


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PERFIL DE CONDUCTIVIDAD DE LA FRACTURA PARA LAS DIFERENTES PERMEABILIDADES DE LA FORMACIÓN.

UBICACIÓN DE LA FRACTURA EN TERCERA DIMENSIÓN EN LA SECCIÓN HORIZONTAL PARA LAS DIFERENTES PERMEABILIDADES DE LA FORMACIÓN.


55

GEOMETRIA DE LA FACTURA EN TERCERA DIMENSION EN LA SECCIÓN HORIZONTAL


56

4.3.2 Resultados de la simulación de fracturamiento. A continuación se muestran los resultados de las simulaciones de los tratamientos de fractura para las diferentes permeabilidades de formación. La tabla siguiente muestra los parámetros más importantes en los tratamientos, estos valores son promedios y nos proporcionan una idea de cómo es la geometría de la fractura en el pozo.

Opciones de fracturamiento Liner cementado (1 Fractura)

Parámetros 3 y 5 md 20 md

Long. Horizontal Fluido de fractura Carga de polímero Viscosidad minima a 100 1/seg

450 m zirconato

30 lb/Mgal 130 cp

Gasto de fractura (bpm) Número de huecos Diámetro de los huecos (pg) Long. fractura sustentada (m) Altura fractura sustentada (m) w sustentado Conc. areal (lb/ft^2) Conductividad (md) FCD Eficiencia % fluido fractura Presión neta (psi) Permeabilidad fractura (darcy) Vol. fluido (gal) Vol. sustentante (sacos) % colchón Vol. Colchón por fractura Concentración arena (ppg) Coef. leakoff (ft/min ^0.5) Tipo de sustentante

25 60

0.35 116 32 0.2 2.37 1719 1.49 37

1308 102

40500 1300

29 9000 1 a 9 0.005

Interprop 16/30

25 60

0.35 58 21

0.24 2.84 2774 0.73 24

1850 135

24500 600 30

4500 1 a 9 0.009

Carboprop 6/30

RESUMEN DE LAS SIMULACIONES DE FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO PARA LAS DIFERENTES

PERMEABILIDADES DE LA FORMACIÓN.


57

4.4 ANALISIS DE PRODUCTIVIDAD FINAL Con el análisis de productividad final determinar el número de fracturas necesarias para la sección horizontal de 450 m para las diferentes permeabilidades de la formación. Para determinar el número de fracturas se utilizo el software WEM y se utilizaron los datos finales de las simulaciones de fracturamiento hidráulico como son: ancho de fractura, longitud de fractura, conductividad de la factura y permeabilidad del sustentante utilizado en el tratamiento de fractura.

EL GRÁFICO ILUSTRA EL NUMERO DE FRACTURAS PARA LAS DIFERENTES PERMEABILIDADES DE LA FORMACION

Como se observa en el grafico anterior, para una permeabilidad de 5 md se necesitan 6 fracturas con una longitud de 260 pies (80 m) con una producción de aceite de 10,906 bbl/d. Para una permeabilidad de 20 md se necesitan 5 facturas con una longitud de fractura de 98 pies(30 m) con una producción de aceite de 11,221 bbl/d con un choke de ID 40/64 con 480 psi de presión.


58

En la gráfica siguiente podemos observar el comportamiento de la producción diaria de aceite y el número de fracturas para las diferentes permeabilidades de la formación y con los siguientes estranguladores de ID 40/64 y 48/64 con 480 psi de presión. Ver grafico

COMPORTAMIENTO DEL NÚMERO DEL FRACTURAS Y LA PRODUCCION DUARIA DE ACEITE POR LOS DOS

ESTRANGULADORES

Conclusiones

0

Capítulo V

Conclusiones

Conclusiones

59

5.1 CONCLUSIONES La propuesta técnica de fracturamiento hidráulico para el pozo Yaxche 49H para una sección horizontal de 450 m fue realizada utilizando información técnica proporcionada por la Subgerencia de Ingeniería de la Región Marina y el Activo Litoral de Tabasco como fue la siguiente:

Programa de perforación. Registros geofísicos. Registros de sísmica. Estudio geomecánico del campo Yaxche. Correlación de pozos Yaxche 101, 42 y 31(registros de resistividad y

sónico). Información del yacimiento. Información de terminación.

El software que se utilizo para la elaboración de la propuesta técnica de fracturamiento hidráulico fue el WEM y Mfrac cada uno de ellos en su especialidad. Con los resultados de las simulaciones de ambos software se concluye lo siguiente:

El pozo Yaxche 49H tiene un gran potencial para ser fracturado hidráulicamente con sustentante y así tener una mejor producción de hidrocarburo.

De acuerdo al análisis nodal se calcularon 6 fracturas para una permeabilidad de formación de 5 md y 5 fracturas para una permeabilidad de formación de 20 md para obtener una producción máxima de aceite.

A continuación se muestra la tabla del resumen final de las simulaciones de fracturamiento hidráulico con las opciones de camisas fracturadoras y liner cementado y dependiendo de la permeabilidad de la formación.

Conclusiones

60

Opciones de fracturamiento Camisas Fracturadoras

(5 fracturas) Liner cementado (1 Fractura)

Parámetros 3 y 5 md 20 md 3 y 5 md 20 md

Long. Horizontal Fluido de fractura Carga de polímetro Viscosidad minima a 100 1/seg.

130 cp zirconato

450 m 30 lb/Mgal

Gasto de fractura (bpm) Número de huecos Diámetro de los huecos Long. de fractura sustentada (m) Altura de la fractura sustentada (m) w apuntalado Concentración areal (lb/ft^2) Conductividad (md) FCD Eficiencia % fluido fractura Presión neta (psi) Permeabilidad fractura (darcy) Vol. fluido (gal) Vol. sustentante sacos % colchón Vol. Colchón por fractura Conc. arena (ppg) Coef. leakoff (ft/min ^0.5) Tipo de sustentante

22 18

0.75 88 24

0.21 2.15 2100

1.06-1.7 31

1600 102

167000 4900

29 7000 1 a 9 0.005

Interprop 6/30

22 18

0.75 35 25

0.24 3.1

2900 0.66 -1.28

23 1845 135

112100 2422

30 4000 1 a 9 0.009

Carboprop 16/30

25 60

0.35 116 32 0.2

2.37 1719 1.49 37

1308 102

40500 1300

29 9000 1 a 9 0.005

Interprop 16/30

25 60

0.35 58 21

0.24 2.84 2774 0.73 24

1850 135

24500 600 30

4500 1 a 9 0.009

Carboprop16/30

RESUMEN DE LAS SIMULACIONES DE FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO

Se correlacionaron los análisis de los núcleos del pozo Yaxche 31 con el Yaxche 49H para poder seleccionar el sustentante a utilizar. El sustentante recomendado para este tratamiento de fractura es interprop o carboprop de resistencia intermedia hasta 12,000 psi. Esto es debido al esfuerzo de cierre que será sometido el sustentante en la formación de 10,000 psi. El esfuerzo de la formación fue calculado en base a las propiedades geomecánicas de la roca, registros geofísicos y datos de correlación del pozo Yaxche 31, 101 y 42. El sustentante recomendado es cerámico para soportar los altos esfuerzos de cierre que será sometido el sustentante en la formación. El sustentante recomendado es resinado y malla 16/30 para ayudar a controlar el aporte de finos de la formación hacia el hueco y por consiguiente tener una mejor producción de aceite. El sustentante a utilizar en el fracturamiento debe cumplir con la norma API RP60. Esta norma nos ayuda a evaluar el tipo de malla, esfericidad, redondez, turbiedad, solubilidad y resistencia del sustentante.

Conclusiones

61

De acuerdo al análisis de tamizado de la arena de formación, se recomienda realizar un fracturamiento hidráulico para el control de finos de formación y debido a la baja permeabilidad de la formación. Ver el método de selección de control de sólidos en el libro Production Operations Course 1 Well Completions de la SPE.

Se propone utilizar un fluido de carga polimérica de 30 lb/Mgal. El comportamiento reológico del fluido es adecuado para sustentar y transportar el sustentante dentro de la fractura, logrando así una buena geometría de fractura. Se recomienda que la compañía de servicio realice evaluaciones reológicas del fluido a utilizar a las condiciones de temperatura del yacimiento. Todo esto es con la finalidad de optimizar los aditivos que conforman el fluido fracturante. Se recomienda que la compañía de servicio realice pruebas de compatibilidad del fluido fracturante con el fluido del yacimiento. De los resultados previos del estudio de geomecánica de la compañía GMI se dedujo que la dirección de las fracturas son paralelas al esfuerzo horizontal máximo con un azimut de 315 grados. Cuando se crea una fractura en este tipo de formación, la fractura se va a crear vertical, propagándose en el azimut del esfuerzo horizontal máximo. El posible problema inherente durante el fracturamiento hidráulico es la existencia de fracturas múltiples o tortuosidad. Este tipo de problemas es muy común en pozos horizontales debido a su ángulo de inclinación. La complejidad de la fractura en la vecindad del hueco puede resultar difícil de resolver. Actualmente existen técnicas que nos ayudan a mitigar el problema. El sistema de fracturamiento múltiple en agujero descubierto consiste de un colgador expandible, empacadores hinchables, camisas de circulación. Las camisas de circulación permiten controlar la forma selectiva de los fracturamientos así como las aperturas y cierres optimizados en la explotación de los fracturamientos.

Conclusiones

62

La utilización del sistema de fracturamiento convencional (liner cementado) nos proporciona una selectiva estimulación en las zonas de interés. El objetivo del sistema es aumentar la producción de hidrocarburos y reducir los costos. El sistema de fracturamiento convencional es más efectivo para los tratamientos masivos de fracturamientos hidráulicos donde se bombean cientos o miles de sacos de arena al pozo a altos gastos de tratamiento. Su ventaja principal que se puede estimular zonas de interés selectivo, pero su desventaja principal es que se tienen que realizar distintas operaciones repetitivas para estimular varios intervalos en un pozo, esto lo hacer ser más costoso en tiempo y dinero. La mejor opción para estimular el pozo Yaxche 49H es la utilización del sistema de fracturamiento múltiple en agujero descubierto con camisas selectivas multifracturas. En caso de no realizar el fracturamiento hidráulico al pozo se recomienda utilizar cedazos expandibles o liner ranurado con empacadores hinchables para controlar el aporte de finos de formación hacia el pozo. Ver figura con el tipo de arreglo de las aberturas.

Se correlacionaron los análisis de tamizado de los núcleos de los pozos Yaxche 31 y 42. Los resultados son similares debido a que es la misma arena de interés. El diámetro de la ranura es 0.25 pg. con 1.25 pg. de largo o 0.25 pg con 2 pg de largo. Esto es para tener un mejor control de finos de formación. La tabla muestra los escenarios posibles de terminación y sus condiciones de diseño y tipo de terminación para las permeabilidades de formación de 5 y 20 md.

Conclusiones

63

Conclusiones

64

Escenarios posibles de terminación para el pozo Yaxche 49H. La tabla muestra los servicios y materiales a utilizar en el fracturamiento hidráulico para los diferentes escenarios de terminación. El volumen total del fluido en cada escenario se considero un 25 % de exceso para cualquier imprevisto durante el tratamiento de fractura.

RESUMEN DE SERVICIOS Y MATERIALES A UTILIZAR EN EL FRACTURAMIENTO

Apçendices

0

Apéndices

Apçendices

1

Apéndice A. Técnicas de fracturamiento hidráulico empleadas en la actualidad. Dado que los fracturamiento hidráulicos sistemáticamente se traducen en incrementos de producción, la demanda de esta práctica en todos los tipos de pozos continúa creciendo. En un esfuerzo para obtener mejores resultados (desde el punto de vista de los costos, como de la producción) las compañías de servicio están ofreciendo sistemas de fracturamiento que permiten el acceso, la estimulación y el aislamiento de numerosas zonas en terminaciones de pozos de alcance extendido, altamente desviados, verticales, cementados y en agujero descubierto con una sola operación de intervención. A continuación se ejemplifica algunas de las técnicas de fracturamiento hidráulico empleadas.

Sistemas convencionales que requieren viajes independientes en el pozo, para disparar una zona en un viaje, luego estimularla y aislarla en un segundo viaje, reiterándose ese proceso para cada zona.

Sistemas de intervención que disparan, estimulan por fracturamiento y aíslan numerosas zonas de un solo viaje.

Sistemas permanentes que estimulan por fracturamiento y aíslan múltiples zonas en una operación de bombeo utilizando arreglos que quedan en el pozo como parte de la terminación.

Sistemas dinámicos que utilizan un material divergente degradable para taponar y aislar sucesivamente los disparos tratados y desviar los tratamientos de estimulación hacia otros intervalos en una operación continua.

Las operaciones de fracturamiento hidráulico convencionales (bombeo de fluido de fracturamiento y del sustentante o el acido por la tubería de revestimiento o la herramienta de servicio del tratamiento de fracturamiento hidráulico) son más efectivas para los tratamientos masivos de fracturamiento hidráulico en los cientos de miles de libras de arena bombeada en el pozo a altos gastos de bombeo. En los pozos entubados, se accede al yacimiento a través de los disparos creados mediante herramientas operadas con cable, chorro abrasivo o camisas de desplazamiento instaladas en la herramienta de servicio. Cuando existen múltiples intervalos abiertos dentro de una misma zona, la divergencia del fluido de un intervalo a otro para tratar cada uno puede efectuarse a través de la práctica: tales como disparos de entrada limitada, bolas selladoras, divergentes químicos, tapones puente compuesto y los tapones de arena. La entrada limitada se crea mediante la reducción del número de disparos abiertos. Esto produce la divergencia de los fluidos desde una zona que debido a la alta permeabilidad u otros factores pudo haber absorbido la mayor parte del tratamiento a expensas de otros intervalos o zonas.

Apçendices

2

Los tapones puente compuestos son barreras de aislamiento en la tubería de revestimiento colocadas por encima de la zona tratada y posteriormente re-perforadas, por lo general, con la herramienta de servicio. Esto impone una penalidad en términos de tiempo y suma de riesgo operacional. Además, el tiempo transcurrido entre el tratamiento de la formación inferior y su contra flujo a veces puede medirse en semanas; en ciertos casos, es tiempo suficiente para que los fluidos dejen residuos en los espacios porosos, produciendo un daño significativo a la formación. Los pozos terminados en agujero descubierto y en formaciones no consolidadas, las operaciones de fracturamiento convencionales pueden incluir la instalación de una sarta de terminación (habitualmente un liner ranurado o disparado) para garantizar la integridad del pozo. El pozo entero puede ser estimulado por fracturamiento mediante el bombeo del fluido de tratamiento por la tubería de revestimiento o la sarta de fracturamiento, aplicando la práctica conocida como bullheading. Como sucede en las terminaciones cementadas, una vez que la sarta de terminación ha sido colocada en su lugar, se puede intentar lograr la divergencia con disparos de entrada limitada, bolas selladoras o la divergencia química tradicional.

Apçendices

3

Apéndice B. Sistema de fracturamiento múltiple en agujero descubierto. Objetivos del sistema:

Incrementar la productividad de los pozos y el factor de recuperación de las reservas.

Mejorar la red de drenaje del yacimiento incrementando el número de fracturas selectivas.

Incrementar el valor presente neto de la inversión y reducir costos operacionales.

Versatilidad en los trabajos operaciones y reparaciones futuras de los pozos.

ARREGLO DEL SISTEMA DE FRACTURAMIENTO MULTIPLE EN AGUJERO DESCUBIERTO CON LAS CAMISAS MULTI-FRACTURAS

Apçendices

4

Apéndice C. Sistema de fracturamiento convencional con liner cementado. Ventajas de la terminación con liner cementado:

Minimiza el daño a la formación. Previene y controla más fácil el aporte de agua y gas excesivos. La formación puede ser selectivamente estimulada. El liner impide el influjo de arena; adicionalmente la terminación se

adapta a técnicas especiales para el control de arena de formación. El pozo puede ser fácilmente profundizado. Mejor colocación y control optimo de la fractura. Se pueden obtener mayores gastos de producción.

Desventajas de la terminación con liner cementado:

El diámetro del hueco a través de la zona de interés es restringido. Interpretación critica de los registros. Costos adicionales: mayor costo en la perforación, cementación y mayor

tiempo adicional.

ARREGLO DEL SISTEMA DE FRACTURAMIENTO HIDRAULICO CONVENCIONAL CON LINER CEMENTADO EN UN POZO HORIZONTAL

El sistema de fracturamiento convencional requiere viajes independientes en el pozo para disparar una zona en un viaje, luego estimularla y aislarla en un segundo viaje, reiterándose este proceso para cada zona de interés. El aislamiento de la zona a fracturar por medio de tapón mecánico, tapón de arena etc.

Apçendices

5

En un fracturamiento convencional se realiza una prueba de Minifrac que consta de:

Prueba de Step Rate (incremento en gasto) para determinar la presión de extensión de fractura.

Prueba de Step Down (disminución en gasto) para determinar lo siguiente:

a) Fricciones por disparos. b) Fricciones por tortuosidad. c) Número de huecos aparentemente abiertos. d) Si existe buena comunicación entre el pozo y el yacimiento.

Durante la declinación de presión se puede obtener los siguientes datos:

Presión de cierre de la formación. Coeficiente de pérdida de fluido. Observar si existen varios cierres de fracturas múltiples.

Determinar si la factura está contenida en altura o crece hacia la zona de menor esfuerzo.

Presión de yacimiento. Presión de poro. Gradiente de poro. Eficiencia del fluido. Presión neta. Permeabilidad de la formación

Todos estos datos nos ayudan a realizar los ajustes necesarios para lograr una longitud y geometría de fractura optima y así tener éxito en el tratamiento de fractura. Como realizar un fracturamiento hidráulico convencional:

Disparar el intervalo seleccionado. Realizar una prueba de Minifrac. Realizar el bombeo del tratamiento de fractura. Aislar la zona por medio de un tapón mecánico o de arena. Repetir este proceso para cada zona a estimular.

Una vez terminadas las estimulaciones de las zonas, se procede a re-perforar los tapones utilizados para aislar las zonas, por lo general se realiza con alguna herramienta de servicio. Esto es con la finalidad de fluir el pozo y pueda desalojar la mayor cantidad de fluido utilizado en el tratamiento de fractura de las zonas estimuladas. Esto puede medirse en semanas; en ciertos casos, es tiempo suficiente para el fluido fracturante ocasione un daño significativo a la formación productora.

Apçendices

6

Apéndice D. Posibles problemas inherentes durante el fracturamiento. Durante el fracturamiento hidráulico se presentan los siguientes problemas: problema por disparos o restricción en los huecos en la zona disparada o tortuosidad (fracturas múltiples) en la vecindad del hueco. En la figura se ilustran dos tipos de tortuosidad diferente.

A B TIPOS DE TORTUOSIDAD EXISTENTE EN LOS FRACTURAMIENTOS HIDRÁULICOS.

A. Este tipo de tortuosidad o complejidad en la vecindad del hueco es comúnmente debido a la existencia de micro-fracturas formadas durante la perforación. Las fracturas verticales están a corta distancia del hueco y se orientan hacia una sola fractura vertical. Este comportamiento tortuoso se tiene cuando el gradiente de ISIP es menor al gradiente de sobrecarga (ejemplo 1.05 psi/ft).

B. Este tipo de complejidad del hueco es muy difícil de mitigar, ya que la tortuosidad es muy compleja debido a las fracturas múltiples existentes. Para este comportamiento tortuoso se tiene un gradiente ISIP >1.05 psi/ft

En la figura se observa una geometría de fractura muy compleja debido a la tortuosidad y fracturas múltiples. Cuando el ISIP en sitio es mayor al esfuerzo de sobrecarga (ejemplo 1.05 psi/ft) se tienen varias fracturas múltiples que crecen de manera vertical y horizontal. Cuando la fractura crece de manera horizontal se tiene una curvatura en la dirección de la fractura y por consiguiente se origina un puenteo del sustentante dentro de la fractura. Esto ocasiona un arenamiento en la vecindad del hueco. La tortuosidad existente en este caso se postula en tres tipos: La primera es relacionada fuertemente con el régimen de esfuerzos en sitio, la segunda se relaciona con el esfuerzo en sito que normalmente se refiere a fracturas naturales y la tercera se relaciona con la alta presión neta del tratamiento, alto esfuerzo de cierre o combinación de los dos. (El éxito en estos tratamientos es nulo SPE 59777).

Apçendices

7

CRECIMIENTO VERTICAL Y HORIZONTAL DE LA VERTICAL

A continuación se presenta un ejemplo de este tipo de tortuosidad existente en los fracturamiento hidráulicos.

ANALISIS DEL FRACTURAMIENTO AL POZO DUNA 115 (CUENCA DE BURGOS)

Apçendices

8

En la figura se realizo el análisis de pre-colchón se calcularon aproximadamente 220 psi de tortuosidad y 100 psi de fricciones en los disparos. Al observar la declinación de la presión en superficie por medio de la función de Nolte G se deduce que existen fracturas múltiples muy pronunciadas debido a la complejidad de la geometría de fractura. El gradiente de ISIP fue de 0.82 psi/ft. Se observa el arenamiento en la etapa de 2.5 ppg.

ANALISIS DE LA PRIMER RE-FRACTURA DEL POZO DUNA 115

En la figura se realizo nuevamente el análisis del pre-colchón en la primera re-fractura se calcularon aproximadamente 6500 psi de tortuosidad y 340 psi de fricciones en los disparos. Al observar la declinación de presión en la superficie por medio de la función de Nolte G se deduce que existen fracturas múltiples muy pronunciadas debido a la complejidad de la geometría de fractura. También se observa un cierre de fractura, pero es debido a la fractura anterior, en la cual se genero una fractura corta. El gradiente de ISIP fue de 1.04 psi/ft. El arenamiento ocurrió en el bombeo del bache 0.5 ppg del sustentante durante el colchón.

Apçendices

9

ANALISIS DE LA SEGUNDA REFRACTURA

En la figura se realizo nuevamente el análisis del pre-colchón en la segunda re-fractura se calcularon aproximadamente 400 psi de tortuosidad y 170 psi de fricciones en los disparos. Al observar la declinación de la presión en superficie por medio de la función de Nolte G se deduce que existen fracturas múltiples muy pronunciadas debido a la complejidad de la geometría de fractura. El gradiente de ISIP fue de 1.17 psi/ft. No fue posible relazar el fracturamiento debido a la alta presión en superficie, lo cual es originado por la complejidad de la fractura.

Apçendices

10

Apéndice E. Impacto del azimut y la orientación de la fractura. La dirección del esfuerzo horizontal máximo en el campo Yaxche es paralelo a la costa. Esta información está de acuerdo con la orientación del esfuerzo regional horizontal. Reportada en el mapa mundial es esfuerzos (Base de datos GMI).

UBICACIÓN DEL POZO Y LOS GRADOS DE DESVIACIÓN

ORIENTACION DE LOS ESFUERZOS REGIONALES Y LA UBICACIÓN DEL CAMPO

Apçendices

11

UBICACIÓN DEL POZO YAXCHE 49H EN LA ARENA DE INTERES (H2)

Como se observa en la figura, las fallas están orientadas hacia el NS, por tal motivo el esfuerzo horizontal máximo es paralelo a las fallas.

ORIENTACION DEL ESFUERZO HORIZONTAL MAXIMO

El esfuerzo horizontal máximo está orientado al NW con un azimut de 316 grados y una desviación del pozo de 90 grados. El esfuerzo horizontal menor es perpendicular al esfuerzo horizontal máximo orientado al EW.

Apçendices

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Generalmente a las fallas que presenta el campo se puede inferir el estado de esfuerzo presente en el área. Por ejemplo si el campo presenta fallas normales se puede decir que en tiempo que se origino la falla, el régimen del estado de esfuerzo es el siguiente: Sv>SH>Sh. De aquí podemos asumir que el esfuerzo mínimo Sh se encuentra perpendicular a la línea de falla como se presenta en el mapa y a su vez el SH será perpendicular al mínimo. Cuando se crea una factura en este tipo de formación se va a crear vertical propagándose en el azimut del esfuerzo horizontal máximo.

EJEMPLOS DE ORIENTACION DEL ESFUERZO HORIZONTAL MINIMO Y LA INCLINACION DE LA FRACTURA

Glosario

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GLOSARIO

Aforo: Un pozo que se perfora como parte de un programa para determinar el tamaño y la producción de un campo de aceite o de gas.

Agente sustentante: Su principal función es mantener sus propiedades cuando esta siendo bombeado al pozo junto con el fluido fracturante hasta llegar a la longitud de la fractura deseada y mantenerse dentro para evitar que esta se cierre. Análisis nodal: Los análisis que se realizan de un sistema de producción en su conjunto, permite predecir el comportamiento actual y futuro de un pozo productor de hidrocarburos, como resultado de este análisis, se puede obtener por lo general una mejoría en la eficiencia de flujo, o bien un incremento en la producción. Área de drene: Distancia desde la que se tiene flujo de fluidos hacia el pozo, es decir, hasta la cual llega la influencia de las perturbaciones ocasionadas por la caída de presión Arena: Es una formación geológica formada por sedimentos de mediados de Cretácico. Bioclastos: Es un resto completo o fragmentado del esqueleto construido por un organismo (vegetal o animal). La variedad, morfología y microestructura de los granos depende del esqueleto del organismo, por tanto, muy variable. La mayor parte de los componentes fósiles en sedimentos carbonáticos son partes de organismos, sin embargo, existe un caso particular que corresponde a los estromatolitos y oncolitos. Los bioclastos pueden aparecer en cualquier ambiente, marino o continental. Los distintos grupos, géneros o especies están limitados a determinados subambientes. Camisa de circulación: Tiene la facilidad de ser abiertas/cerradas mediante una herramienta operadora hidráulico-mecánica manipulada con tubería.

http://energia.glosario.net/terminos-petroleo/pozo-2029.html

http://tecnologia.glosario.net/terminos-tecnicos-internet/programa-1366.html

http://tecnologia.glosario.net/terminos-tecnicos-internet/campo-250.html

http://es.wikipedia.org/wiki/Cret%C3%A1cico

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Campo petrolero: Es una zona con abundancia de pozos de los que se extrae petróleo del subsuelo. Debido a que las formaciones subterráneas que contienen petróleo se extienden sobre grandes zonas, posiblemente a lo largo de varios cientos de kilómetros, una explotación completa conlleva varios pozos desparramados a lo largo de un área. Además, puede haber pozos exploratorios que investigan los límites, tuberías para transportar el petróleo a cualquier lugar y locales de apoyo.

Campos en producción: Campos con pozos en explotación, es decir, que no están taponados. Incluyen pozos que están operando como productores o inyectores, así como pozos cerrados con posibilidades de explotación. Carga axial: Fuerza que actúa a lo largo del eje longitudinal de un miembro estructural aplicada al centroide de la sección transversal del mismo produciendo un esfuerzo uniforme. También llamada fuerza axial.

Cedazo: Útil que se compone de un aro y tela que cierra la parte inferior, y que permite separar partículas diminutas de las gruesas.

Cementación: Tiene por objeto obtener la unión de la tubería con la pared del pozo para evitar que la aguas superficiales contaminen los acuíferos, para evitar la comunicación con otro contaminado, para aumentar la resistencia mecánica y la corrosión de la tubería y para aislar zonas problemáticas

Concentración areal: Es la cantidad de un % de moles comprendidos en una mezcla. Los términos cuantitativos son cuando la concentración se expresa científicamente de una manera numérica muy exacta y precisa. Algunas de estas formas cuantitativas de medir la concentración son los porcentajes del soluto (como los usados en la introducción), la molaridad, y partes por millón, entre otras. Estas formas cuantitativas son las usadas tanto en la industria para la elaboración de productos como también en la investigación científica.

Daño a la formación: Al cambio de permeabilidad (k) y porosidad (f ) en las zonas aledañas al pozo, existiendo una zona dañada, que en la bibliografía se la conoce como piel (skin), que puede tener unos pocos milímetros hasta varios centímetros de profundidad. La permeabilidad y la porosidad de la zona dañada, se denotan como k(skin) y f (skin) respectivamente. Dureza: a la resistencia a ser rayado que ofrece la superficie lisa de un mineral, y refleja, de alguna manera, su resistencia a la abrasión. Mediante el estudio de

http://es.wikipedia.org/wiki/Petr%C3%B3leo

http://es.wikipedia.org/w/index.php?title=Subsuelo&action=edit&redlink=1

http://es.wikipedia.org/wiki/Kil%C3%B3metro

http://es.wikipedia.org/wiki/Porcentaje

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la dureza de un mineral se evalúa, en parte, la estructura atómica del mismo pues es la expresión de su enlace más débil. Effect Skin: Este fenómeno se conoce como efecto pelicular de avila, Aroche, efecto skin o efecto Kelvin. Este fenómeno hace que la resistencia efectiva o de corriente alterna sea mayor que la resistencia óhmica-arochiana o de corriente continua. Empacadores hinchables: el primer sistema de aislamiento Esfuerzo axial: Esfuerzo que es perpendicular al plano sobre el que se aplica la fuerza de tracción o compresión, que es distribuido de manera uniforme por toda su superficie. También llamado esfuerzo normal.

Esfuerzo normal: Esfuerzo que es perpendicular al plano sobre el que se aplica la fuerza de tracción o compresión, que es distribuido de manera uniforme por toda su superficie. También llamado esfuerzo axial. Explosivo: A toda sustancia que por alguna causa externa (roce, calor, percusión, etc.) se transforma en gases; liberando calor, presión o radiación en un tiempo muy breve Fractura: Una fractura mineral es cada una de las formas que puede adoptar la superficie por la cual se rompe un mineral que ha sido golpeado. Las fracturas se caracterizan por su forma, brillo y textura, cuyos factores contribuyen a la identificación del mineral. Así, ateniéndose al brillo, la fractura puede ser vítrea, resinosa, cérea, etc.; la textura se expresa diciendo que la fractura es compacta, laminar, etc. La forma constituye el criterio más útil FCD: Conductividad de la fractura lineal. Fuerza axial: Fuerza que actúa a lo largo del eje longitudinal de un miembro estructural aplicada al centroide de la sección transversal del mismo produciendo un esfuerzo uniforme. También llamada carga axial. Fluido Newtoniano: Es un fluido cuya viscosidad puede considerarse constante en el tiempo.

http://es.wikipedia.org/wiki/Mineral

http://es.wikipedia.org/wiki/Brillo

http://es.wikipedia.org/wiki/Textura

http://es.wikipedia.org/wiki/V%C3%ADtreo

http://es.wikipedia.org/wiki/Resina

http://es.wikipedia.org/wiki/Viscosidad

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Geomecánica: Una roca es cualquier masa sólida de materia mineral, o parecida a mineral, que se presenta de forma natural como parte de nuestro planeta, y un yacimiento es una roca porosa y permeable saturada con petróleo, gas o agua” [1]. Debido a la acción de las capas suprayacentes, se generan esfuerzos y presiones sobre todo el yacimiento, el pozo y terminaciones. Pero no son sólo éstas capas que se encuentran por arriba del yacimiento las que causan dicho problema, también contribuyen a esto los procesos de perforación producción e inyección, la tectónica regional, la actividad sísmica de la zona, las interacciones entre la roca y el lodo de perforación, entre otras. Gel lineal: Es un fluido fracturante sin activar. Granulometría: Es la distribución de los tamaños de las partículas de un agregado tal como se determina por análisis de tamices (norma ASTM C 136). El tamaño de partícula del agregado se determina por medio de tamices de malla de alambre aberturas cuadradas. Los siete tamices estándar ASTM C 33 para agregado fino tiene aberturas que varían desde la malla No. 100(150 micras) hasta 9.52 mm.

Ley de Darcy: Solución general para la descripción de flujos

multifásicos. Flujos dominados por las fuerzas gravitatorias, por las

fuerzas viscosas y por las fuerzas capilares.

Liner: es una tubería corta de revestimiento. Se emplea para ademar la parte

descubierta del pozo bajo la última tubería de revestimiento. Las tuberías cortas se

suspenden casi siempre de la sarta superior con un colgador. Liner Ranurado: objetivo era aislar el intervalo productor de arenas de agua presurizadas Liner cementado: En la construcción de pozos productores de hidrocarburos, el éxito en las operaciones de cementación de los diferentes revestidores, especialmente los de producción, es garantía de la productividad y vida útil del activo. Mfrac: Es un simulador especializado para fracturas, se designa para una simulación múltiple para diferentes tipos de fracturas en arenas y formaciones carbonatadas. Se crea una fractura que no exceda el mínimo esfuerzo de en el plano perpendicular natural de la fractura y así la fractura comenzara a propagarse.

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Miscible: Miscibilidad es un término usado en química que se refiere a la propiedad de algunos líquidos para mezclarse en cualquier proporción, formando una solución homogénea. En principio, el término es también aplicado a otras fases (sólidos, gases), pero se emplea más a menudo para referirse a la solubilidad de un líquido en otro. El agua y el etanol, por ejemplo, son miscibles en cualquier proporción. Permeabilidad: Facilidad de una roca para dejar pasar fluidos a través de ella. Es un factor que indica si un yacimiento es, o no, de buenas características productoras. . Permeabilidad relativa: Es la capacidad que presenta un fluido, como agua, gas o aceite, para fluir a través de una roca, cuando ésta se encuentra saturada con dos o más fluidos. El valor de la permeabilidad en una roca saturada con dos o más fluidos es distinto al valor de la permeabilidad de la misma roca saturada con un solo fluido. Permeabilidad absoluta: Capacidad de conducción, cuando únicamente un fluido está presente en los poros Permeabilidad efectiva: Es una medida relativa de la conductancia de un medio poroso para un fluido cuando el medio está saturado con más de un fluido. Esto implica que la permeabilidad efectiva es una propiedad asociada con cada fluido del yacimiento, por ejemplo, gas, aceite, y agua. Un principio fundamental es que la suma de las permeabilidades efectivas siempre es menor o igual que la permeabilidad absoluta. Ph: El pH típicamente va de 0 a 14 en disolución acuosa, siendo las disoluciones con pH menores a 7 ácidas, y las tiene pH mayores a 7, básicos. El pH = 7 indica la neutralidad de la disolución (siendo el disolvente agua). Se considera que p es un operador logarítmico sobre la concentración de una solución: p=-log[...] En disoluciones no acuosas, o fuera de condiciones normales de presión y temperatura, un pH de 7 puede no ser el neutro. El pH al cual la disolución es neutra estará relacionado con la constante de disociación del disolvente en el que se trabaje. Porosidad: Relación entre el volumen de poros existentes en una roca con respecto al volumen total de la misma. Es una medida de la capacidad de almacenamiento de la roca.

http://es.wikipedia.org/wiki/L%C3%ADquido

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Porosidad efectiva: Fracción que se obtiene de dividir el volumen total de poros comunicados entre el volumen total de roca. Polímero: Los compuestos orgánicos que se han estudiado son, en general, cuerpos de constitución sencilla, pues están formados por moléculas conteniendo un número relativamente pequeño de átomos y solamente en el caso de ciertos productos naturales como las proteínas, polisacáridos, resinas naturales, gomas, etc., las substancias caso por la polimerización o de adición, de moléculas más sencillas Pozo Multilateral: Un pozo multilateral como aquel que a partir de una misma boca de pozo se accede con dos o más ramas, a uno o varios horizontes productivos Pozo Multilateral: Un pozo multilateral como aquel que a partir de una misma boca de pozo se accede con dos o más ramas, a uno o varios horizontes productivos. Presión de confinamiento: Es la presión ejercida por la columna de rocas que está por encima del nivel en evaluación. También se denomina litostática y es función directa de la profundidad del estrato

Presión interfacial: La fuerza, por unidad de longitud, que se requiere para aumentar una superficie se conoce como tensión superficial, y viene expresada en el sistema cgs en dinas por centímetro. La tensión interfacial es la fuerza o tensión existente en la interfase entre dos líquidos inmiscibles y también se expresa en dinas por centímetro. Si dos líquidos son miscibles, entre ellos no existe tensión interfacial alguna. En la tabla 1 se dan algunos valores representativos de las tensiones superficiales e interfaciales.

Presión de poro: Es la presión del agua contenida en el espacio poral de un reservorio que esta sometido a presión litostática. Registro Geofísico: Consiste en una serie mediciones o registros geofísicos, obtenida por una sonda con varios sensores o antenas transmisoras y receptoras que se introduce en una perforación de barreno para determinar las

http://www.monografias.com/trabajos10/clorofa/clorofa.shtml

http://www.monografias.com/trabajos12/consti/consti.shtml

http://www.monografias.com/trabajos10/compo/compo.shtml

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curvas de cada parámetro que se desea conocer. Con esta técnica se obtiene a diferentes profundidades los parámetros físicos de la formación. Se lleva a cabo para determinar las características físicas de las rocas, de los fluidos que la saturan y de las propiedades de la construcción del pozo. Reología: Es la ciencia del flujo que estudia la deformación de un cuerpo sometido a esfuerzos externos

Resistividad: Se le llama resistividad al grado de dificultad que encuentran los electrones en sus desplazamientos. Se designa por la letra griega rho minúscula (ρ) y se mide en ohm por metro (Ω•m, a veces también en Ω•mm²/m).

Simulación de pozos: Es la experimentación con un modelo de una hipótesis o un conjunto de hipótesis de trabajo. Sísmica: Las medidas obtenidas mediante sísmica de reflexión y de refracción pertenecen al conjunto de herramientas de mayor poder del que disponen los geofísicos. Estas pueden ser aplicadas también en la investigación de las estructuras de impacto. No obstante, los estudios sísmicos son por lo general costosos. Por esta razón son poco utilizados en este campo de interés científico Solubilidad: Es la medida o magnitud que indica la cantidad máxima de soluto que puede disolverse en una cantidad determinada de solvente y a una temperatura dada. Step Down: Es la presión de extensión de la fractura. Surfactante: También conocido como agente tensoactivos, son agentes de humectación que bajan la tensión superficial de un liquido, permite a su vez una mejora dispersión y baja la presión interfacial entre dos líquidos. Tamiz: Malla de filamentos que se encuentran dejando huecos cuadrados. Tectonismo: Parte de la geología que estudia los plegamientos, deformaciones y fallas de la corteza terrestre y las fuerzas internas que los originan. Tectónica de placas Teoría de la tectónica que ha demostrado que la litosfera está formada por placas o partes rígidas que, en zonas de choque, producen actividad volcánica, sísmica o tectónica.

http://es.wikipedia.org/wiki/Experimentaci%C3%B3n

http://es.wikipedia.org/wiki/Modelo

http://es.wikipedia.org/wiki/Hip%C3%B3tesis

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Terminación: La “terminación de un pozo” incluye las actividades realizadas en un pozo después ha sido perforado para prepararlo para una producción segura de petróleo o gas natural. Después de perforar la formación rocosa donde se espera encontrar petróleo o gas, un pozo es “alineado” con tuberías de acero (en forma de manga de camisa), que juntos forman un tubo continuo vacío. Se bombea cemento hasta el fondo de del envoltorio y, bajo presión, es forzado a salir de la tubería para así llenar el vació entre la tubería y la roca. Tortuosidad: Fracturas múltiples en la vecindad del hueco

Velocidad de corte: La velocidad lineal de la periferia de una herramienta acoplada a una máquina herramienta o la velocidad lineal del diámetro mayor que esté en contacto con la herramienta en la pieza que se esté mecanizando en un torno.

Viscosidad lineal: La viscoelasticidad de polímeros es el estudio de las propiedades mecánicas de los polímeros, que son materiales que presentan viscoelasticidad. Viscosidad aparente: El cociente del esfuerzo de corte a la velocidad de corte de un fluido no newtoniano, tal como la grasa lubricante, calculado de la ecuación de Poiseuile y medido en poises. La viscosidad aparente cambia con diferentes razones de corte y temperatura y, por lo tanto, debe ser reportado como el valor a una razón de corte y temperatura dadas Yacimiento: Porción de trampa geológica que contiene hidrocarburos, que se comporta como un sistema hidráulicamente interconectado, y donde los hidrocarburos se encuentran a temperatura y presión elevadas ocupando los espacios porosos.

http://es.wikipedia.org/wiki/M%C3%A1quina_herramienta

http://es.wikipedia.org/wiki/Torno

http://es.wikipedia.org/wiki/Pol%C3%ADmero

http://es.wikipedia.org/wiki/Viscoelasticidad

Referencias

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REFERENCIAS 1. Articulo de la SPE 2330

2. Articulo de la SPE 64398.

3. Production Operations Course 1 Well Completions de la SPE

4. Articulo de la SPE 85504

5. PF Petroleum Consulting México S.A de C.V

6. Norma API RP 39

7. www.halliburton.com

8. www.slb.com

9. www.BJ.com

10. Articulo de la SPE 94671

11. Norma API RP60

12. SPE 59777

13. Guía de diseño para estimulación de pozos

14. Guía de diseño de fracturamiento hidráulico

15. Guía de diseño de control de arenas

Referencias

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16. Halliburton “Completions Solutions” 2007

17. Procedimiento Para Realizar Un Fracturamiento Hidráulico (PEMEX) 18. DANESH, Ali

PVT and Phase behavior of Petroleum Reservoir Fluid Elsevier, 1998

19. FIROOZABADI, A. Thermodynamics of Hydrocarbon Reservoir McGraw-Hill, 1999

20. WALAS, S.M Phase Equilibrium in Chemical Engineering Butterworth-heinemann, 1985 21. WHITSON, C.H, Brule, M.R

Phase Behavior SPE monograph, 2000 Vol. 20

22. LEE, J., Wattenbarger, R.A Gas Reservoir Engineering SPE monograph, 1996 Vol. 5

23. ECONOMIDES, Michael J., NOLTE, Kenneth G. Reservoir Stimulation Schulmberger John Wiley & Sons, 2000

24. Schechter, Robert S. Oil Well Stimulation Prentice Hall, 1992

25. ECONOMIDES, Michael J. et al. Petroleum Production System Prentice Hall, 1994

Referencias

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26. HOLDITCH, Stephen Advances in Hydraulic Fracturing SPE Monograph Series

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