Fracturamiento Hidraulico en El Lago

7/29/2019 Fracturamiento Hidraulico en El Lago

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INGEPET 99 EXPL-5-SC-09

ESTIMULACIN EN ARENAS POCO CONSOLIDADAS EMPLEANDO FRACTURAS ALTAMENTECONDUCTIVAS EN EL LAGO DE MARACAIBO

EXPOSITOR: Ing. Salvatore CarboneAUTORES: Ing. Salvatore Carbo ne / Ing. Orlando GonzlezEMPRESA: Petrleos de Venezuela (PDVSA)

RESUMEN

Las arenas de edad mioceno en el Lago de Maracaibo se caracterizan por ser poco consolidadas yposeer una alta permeabilidad en el orden de cientos a miles de milidarcies. En el pasado este tipode formaciones eran estimuladas mediante fracturas con petrleo, tcnica que dio buenosresultados mientras los yacimientos conservaron su presin original. Actualmente, con losyacimientos ms depletados, se requiere una tcnica ms avanzada que provea una estimulacinms efectiva a los pozos. Esto se logr mediante la tcnica de Fracturas Altamente Conductivas(FAC), la cual permite establecer una ruta de alta conductividad que conecte la formacin productoracon el pozo, logrando traspasar la zona de dao a la vez que proporcione una estimulacin al pozo.Esta tcnica se viene empleando desde el ao 1996 y debido a los excelentes resultados deproduccin obtenidos ha pasado a reemplazar a las tradicionales fracturas con petrleo y ya formaparte integral del proceso de completacin en pozos del mioceno.

INTRODUCCION

Desde comienzos de la dcada del 50, las arenas petrolferas del mioceno ubicadas en el Lago deMaracaibo han sido estimuladas mediante la tcnica llamada Forzamiento Arena Petrleo (SOS oFAP) con la finalidad de eliminar el dao causado por los fluidos de perforacin, cementacin, altaconcentracin de esfuerzos as como tambin para controlar la arena. Esta tcnica dio buenosresultados mientras los yacimientos conservaron un buen gradiente de presin. Sin embargo, lamayora de los yacimientos del mioceno se encuentran actualmente depletados, y la tcnica deForzamiento Arena Petrleo no mejora significativamente la productividad de los pozos.

Para este tipo de yacimientos del mioceno y el grado de agotamiento actual, se logr el incrementode productividad de los pozos mediante la tcnica de Fracturas Altamente Conductivas, la cual

genera un canal de alta conductividad que sobrepasa la zona de dao y cambia el patrn de flujoalrededor del pozo. Esta tcnica se inici en pozos del yacimiento LGINF -05 en el ao 1996 ydebido a los excelentes resultados de produccin obtenidos hasta la fecha se ha extendido a todoslos yacimientos del mioceno del Lago de Maracaibo y ha reemplazado la tcnica de ForzamientoArena Petrleo formando parte integral del proceso de completacin de los pozos.

TECNOLOGIA PREVIA

La tcnica SOS fue desarrollada en la dcada del 50, como un sistema de estimulacin rpido y debajo costo para las formaciones daadas de alta permeabilidad (200 a 1,000 md). La tcnica deSOS genera canales de alta conductividad, que parten de cada perforacin y atraviesan la zonadaada alrededor del pozo, para llegar a la formacin no daada. Por lo general, con posterioridada estos tratamientos, se realiza un empaque de grava convencional con una tubera ranurada, que

resulta esencial para contener la produccin de arena proveniente de estas areniscas muy pococonsolidadas. El incremento de la produccin despus de un tratamiento con SOS no es muygrande y, en muchos casos, la produccin declina rpidamente a la produccin anterior del trabajo.La tcnica SOS se realiza normalmente en varios intervalos caoneados, cada uno de los cualesvara entre 20 y 100 pies (6 a 30 m) de largo, pero puede cubrir varios centenares de pies entre labase y el tope de las perforaciones. En el tratamiento convencional se bombean grandes volmenesde crudo (100 a 300 bbl, 16 a 48 m3) como pre-flujo (colchn) y a continuacin se introduce unalechada de arena y petrleo con una concentracin de hasta 4.5 LPG (7.74 kg/l) de arena, hastaalcanzar un total de 15,000 a 30,000 libras (6,818 a 13,636 kg)de agente de sostn. En la mayorade los casos se bombeaba bolas selladoras durante el tratamiento principal para asegurar laapertura de todas las perforaciones. El primer punto dbil de dichos tratamientos es que los grandesvolmenes de colchn de petrleo, su viscosidad y las bajas concentraciones utilizadas genera unafractura relativamente larga y de muy poco ancho con una concentracin baja de agente

apuntalante dentro de la fractura de 1 a 1.5 lb/ft

2

(5 a 7 Kg/m

2

). S in embargo, las formaciones noconsolidadas del mioceno tienen un alto factor de empotramiento el cual absorbe alrededor de 2lb/ft2(10 Kg/m2) de agente de sostn y hace que las fracturas desaparezcan en un corto perodo detiempo. A ello se debe la disminucin rpida de la produccin, despus de unos meses del


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tratamiento. El segundo punto dbil es la seleccin del agente de sostn. En el pasado se utilizabaarena local de granulometra 16/25, cuya esfericidad es muy baja, de acuerdo con los estndaresdel API. La falta de esfericidad facilita la trituracin y provoca ms deterioro an, dando comoresultado un empaque de agente de sostn de baja permeabilidad. Este hecho, sumado al escasoancho de fractura alcanzada por la tcnica SOS (0.1 a 0.2 pulgadas, 2.5 a 5.0 mm), provoca unnivel de conductividad muy bajo en el canal relleno de agente de sostn y, como consecuencia, unabaja productividad del pozo. Ultimamente, esta prctica ha perdido vigencia, dado que se sacrificabala productividad por un pequeo costo adicional. Una vez determinadas las debilidades de la tcnica

SOS, se realizaron las modificaciones correspondientes y se implement una nueva tcnica llamadaFAC (Fracturas Altamente Conductivas) mediante la cual se busca realizar una fractura corta y anchaaltamente conductiva. La siguiente seccin explica detalladamente la tcnica FAC y su objetivo.

ESTIMULACION EN FORMACIONES INCONSOLIDADAS DE ALTA PERMEABILIDAD

Las formaciones de alta permeabilidad poco consolidadas deben ser estimuladas mediantefracturamiento hidrulico con el objetivo de sobrepasar la zona de dao en la vecindades del pozo,cambiar el patrn de flujo alrededor del pozo y controlar la produccin de arena, ver Figura 1. Acontinuacin se explica cada objetivo detalladamente:

SOBREPASO DE LA ZONA DE DAO

Los fluidos de perforacin, filtrado de cemento, migracin de finos y la concentracin de esfuerzostangenciales alrededor del pozo son las principales fuentes de dao en formaciones noconsolidadas de alta permeabilidad. El dao generado por la invasin del lodo de perforacin y elfiltrado del mismo ocurre en las primeras pulgadas dentro de la formacin alrededor del pozo. Elproceso de migracin de finos y la reduccin de permeabilidad debido a la concentracin deesfuerzos tangenciales ocurren mas profundamente dentro de la formacin, en los primeros piesalrededor del pozo. Todo estas fuentes de dao son bien conocidas y se encuentran muy bienexplicadas en la literatura excepto el dao causado por la concentracin de esfuerzos tangencialesalrededor del pozo. Por esta razn, esta fuente de dao ser explicado en detalle. Los daosmencionados anteriormente causan una cada de presin adicional en las vecindades del pozoresultando en una reduccin en la productividad del pozo. Todos estos daos pueden sertraspasados mediante la realizacin de una fractura hidrulica.

Cuando se perfora un pozo dos regiones en la vecindad del pozo resultan de la redistribucin deesfuerzos: Una regin fallada localizada (Regin Plstica) y una Regin Elstica con altos esfuerzostangenciales. En ambas regiones, existe una reduccin de permeabilidad, designada como daomecnico en la referencia 1, y se muestra en la Figura 1. Esta reduccin de permeabilidad causadapor la concentraciones de esfuerzos fue cuantificada mediante pruebas de laboratoriodocumentadas en la misma referencia. En estas pruebas se encontr que la permeabilidad de laroca no consolidada vari de 360 md a 2,000 lppc (140 kg/cm2) hasta 22.5 md a 10,000 lppc (703kg/cm2). La reduccin del espacio poral intergranular y el desmoronamiento debido a la carencia decementacin caus la reduccin de la permeabilidad (dao). En la muestra de roca consolidada, lapermeabilidad disminuy solamente en un 13%, de 110 md a 2,000 lppc (140 kg/cm2) hasta 97.2md a 10,000 lppc (703 kg/cm2).

Los componentes de los esfuerzos efectivos alrededor de un pozo vertical en un sistema decoordenadas cilndricas alineados con los esfuerzos principales, se muestran en la Figura 2 y estn

dados por las siguientes ecuaciones:

( ) max min= = +0 3 h h p (1)

( ) min max= = +90 3 h h p (2)

donde:

p es la diferencia entre presin fluyente y la presin del yacimiento (cuando el pozo no est

produciendo p es igual a cero y wfp es igual a la presin del yacimiento rp ).

Para un pozo vertical con esfuerzos horizontales simtricos ( x y h h = = =min max ) la ecuacin de

los esfuerzos tangenciales se convierte en:

= +2 h pmin (3)


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lo cual significa que el esfuerzo tangencial efectivo en un pozo es aproximadamente dos veces elesfuerzo horizontal o esfuerzo de cierre mas la diferencia entre la presin de fondo fluyente y lapresin del yacimiento.

La referencia 3 muestra que la distancia radial de la interface entre la zona plstica y elstica esprincipalmente dependiente de la consistencia de cizallamiento de la formacin y no de lapropiedades elsticas de la formacin. Entre menos consolidado sea la formacin, mayor es el radiode la regin plstica (o fallada). Para yacimientos donde la consistencia de cizallamiento es de 14.5

lppc (1 kg/cm2

), la interface plstica/elstica ser aproximadamente ocho (8) veces el radio del pozo.Adicionalmente, se muestra que la concentracin de los esfuerzos tangenciales en la regin elsticaes mxima en la interface y disminuye dentro de los siguientes cinco radios de la interface. Es decir,para un pozo vertical de 8 1/2 con una consistencia de cizallamiento de 14.5 lppc (1 kg/cm2), laextensin de la regin plstica es cerca de 3 pies y la zona adyacente daada debido a altosesfuerzos es de 15 pies (4.5 m) mas de la zona de interface (zona total de dao es de 18 pies, 5.5m).

CAMBIO DE PATRON DE FLUJO

Para explicar como fracturas cortas y anchas estimulan las formaciones de alta permeabilidad atravs del cambio de patrn de flujo alrededor del pozo, es necesario examinar los factores quegobiernan la productividad de un pozo fracturado. La curva de McGuire y Sikora muestra el

incremento de ndice de productividad versus la conductividad relativa de la fractura para unavariedad de longitud de fracturas. La conductividad relativa se define como sigue:

AK

WKC

f

r

4012=

En la grfica de McGuire y Sikora, para produccin de estado estable, una fractura en una formacinde baja permeabilidad tiene una conductividad relativa del orden de 105 y consecuentemente, comose puede observar en la Figura 3, el incremento de productividad del pozo es funcin principal de lalongitud de la fractura en este tipo de formaciones de baja permeabilidad. En formaciones de altapermeabilidad la conductividad relativa de una fractura convencional es del orden de 103 en dondesegn el grfico de McGuire y Sikora la curvas para diferentes longitudes convergen mostrando quela productividad del pozo no es funcin de la longitud de fractura. Sin embargo, la productividad del

pozo fracturado es funcin de la conductividad relativa la cual es directamente proporcional al anchode la fractura y la permeabilidad del agente de sostn. Consecuentemente, en formaciones de altapermeabilidad se busca realizar una fractura ancha y con un agente apuntalante de altapermeabilidad de tal manera que se pueda incrementar lo mximo posible la conductividad relativa ypor ende incrementar la productividad del pozo. En formaciones de alta permeabilidad se buscaobtener una conductividad relativa del orden de 2 x103 md-in/md,.

CONTROL DE ARENA

La creacin de una fractura hidrulica en un pozo cambia el patrn de flujo alrededor del mismo deflujo radial a flujo lineal. La fractura incrementa el rea de flujo del pozo y disminuye la velocidadintersticial del fluido, reduciendo de esta manera la velocidad de arrastre de los fluidos y por ende lafuerza de arrastre de los mismos, la cual es uno de los factores para la produccin de arena en

formaciones no consolidadas. Basndose en ste criterio, los yacimientos inconsolidados en el Lagode maracaibo son completados con fractura hidrulica y empaque de grava, habindose mejorado laproduccin de los pozos y el control de arena con la implementacin de la tcnica FAC.Recientemente se viene probando con xito diferentes tcnicas para controlar la produccin dearena eliminando el uso del empaque de grava, que restringe la produccin del pozo.

TECNICA FAC: FRACTURAS ALTAMENTE CONDUCTIVAS

El sistema FAC adopta la metodologa desarrollada para el fracturamiento con limitacin del largo dela fractura TAC (Tcnica de Arenamiento Controlado) mediante la cual, una vez que la fractura haalcanzado la longitud deseada, se crea una barrera artificial en el vrtice de la fractura y de estamanera la fractura deja de crecer en longitud lo cual lleva a un incremento de la presin dentro de lamisma, que se traduce automticamente en un incremento en el ancho efectivo de la fractura. Esto

permite a su vez obtener concentraciones de agente de sostn mucho ms altas dentro de lafractura, disminuyendo el efecto del empotramiento de agente de sostn sobre las caras de lafractura en las formaciones blandas y poco consolidadas. El resultado final es un mayor ancho


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relleno de agente de sostn despus del cierre, y una mejor conductividad de la fractura. Elfracturamiento TAC se puede dividir en dos etapas:

1. Colchnfluido limpio bombeado para crear la geometra de la fractura deseada.

2. Etapa principalcolocacin del agente de sostn hasta el punto de empaque de la fractura.

Para que ocurra el TAC, cuando se alcanza la longitud deseada, es necesario tener un valor biendefinido para la prdida del fluido en la formacin. Con el fin de determinar el coeficiente de prdida

de fluido se realizan dos pruebas antes del tratamiento principal: a) step rate y step down y b)minifrac o prueba de calibracin. La prueba de step rate se realiza con el objetivo de determinar lapresin de fractura (o esfuerzo mnimo) y la presin de extensin de fractura. Con la seccin de stepdown se busca determinar si hay altas prdidas por friccin en las vecindades del pozo e identificarsi son causadas por tortuosidad y/o restriccin en las perforaciones. El minifrac consiste en bombearun volumen de fluido de fractura y a la misma tasa que el tratamiento principal, parar el bombeo ymonitorear la cada de presin de superficie con el tiempo. El volumen utilizado en el minifrac es talque la longitud de la fractura generada sea suficiente para obtener un rea de fracturarepresentativa a los efectos de la prdida de fluido. El minifrac o prueba de calibracin se realizapara determinar el coeficiente de prdida de fluido, eficiencia de fluido, calibracin de altura, mdulode Young y Toughness, los cuales se utilizan para realizar el diseo final y asegurar que se cumplanlos objetivos del tratamiento. La Figura 4 muestra la prueba de calibracin del pozo BA-1837 el cuales tpico en los pozos del mioceno y las Figuras 5 y 6 presentan la interpretacin de las pruebas destep rate y step down respectivamente para el mismo pozo. En el step down, Figura 6, se determinque con agua exista prdidas por friccin debido a tortuosidad de cerca de 600 lppc (42 kg/cm2).Sin embargo, no se consider realmente un problema ya que cuando se utilizara el fluido defracturamiento de mayor viscosidad incrementa el ancho del camino tortuoso, disminuyendoapreciablemente esas prdidas por friccin. Usando la informacin obtenida en el minifrac y en elstep rate y down se realiz el diseo final y se realiz el tratamiento principal. La Figura 7 muestra elcomportamiento de la presin de superficie durante el tratamiento principal para el mismo pozo,donde se observa el comienzo el arenamiento en el vrtice de la fractura y posteriormente elempaque de la fractura obtenindose un ganancial de presin de aproximadamente 600 lppc (42kg/cm2).

CARACTERISTICAS DE LOS YACIMIENTOS

Los principales yacimientos donde se ha aplicado la tcnica FAC en el Lago de Maracaibo son lossiguientes: LGINF-05, LGINF-04, BACH-02, ISNOTU-09, ISNOTU-02, BACH-12, BACH-18, BAMED-58, URD-01, etc. La columna estratigrfica tpica del lago de Maracaibo donde se encuentranubicados los yacimientos mencionados se presenta en la Figura 8. Los yacimientos del miocenogeneralmente producen de los miembros Isnot, Bachaquero, Laguna, Lagunillas Inferior y SantaBarbara. Estos yacimientos no consolidados son altamente permeables (200-1,500 md), los pozosson completados con un empaque de grava y las presiones de yacimientos oscilan entre 700 y1,800 lppc (49 y 126 kg/cm2)

FAC EN EL LAGO DE MARACAIBO

En J ulio de 1996 la tcnica FAC se comenz a implementar en el Lago de Maracaibo en elYacimiento LGINF-05 donde se realizaron los primeros tres trabajos en los pozos LL-2558, TJ -855 y

LL-484. En estos primeros pozos no se recurri al minifrac ni al step rate y down pero se realiz conconcentracin mxima de 8 lpg y utilizando petrleo como fluido de fracturamiento. Se observaronalgunos indicios de limitacin del frente de fractura. Mientras que los ndices de produccin mximaesperada oscilaban entre 120 y 150 bppd (19 y 24 m3/d), despus de algunos das un pozo seestabiliz en 700 bppd (111 m3/d), mientras que los otros dos lo hicieron a 164 y 300 bppd (26 y 48m3/d). Los resultados fueron buenos, y bastante mejores que los obtenidos con la tcnica SOS, demanera que se comenzaron a realizar tratamientos FAC en otros pozos del mioceno. Lo ideal es queel tratamiento finalice con un arenamiento total del agente de sostn en el pozo, lo cual significa quela fractura ha sido empaquetada completamente, desde su extremo hasta las perforaciones,asegurando un ancho mximo y, en consecuencia, un alto grado de conductividad.

Hasta la actualidad se han realizado aproximadamente 250 FAC en los diferentes yacimientos delLago de Maracaibo obtenindose excelentes resultados. Para efectos prcticos, en este artculo sepresentan los resultados de los 110 FAC realizados en 1998.

La tcnica FAC se comenz a aplicar en el Lago de Maracaibo utilizando petrleo como el fluido defracturamiento. Sin embargo, al poco tiempo de su implementacin se comenz a utilizar tambinfluidos de fracturamiento base agua y gasoil gelificado. El criterio utilizado para la seleccin del fluidode fracturamiento se basa en la presin del yacimiento, compatibilidad con el petrleo producido,


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fluido de completacin utilizado durante el trabajo de rehabilitacin y nmero de etapas a realizar.En yacimientos de baja presin sin problemas de compatibilidad con fluidos base petrleo, seprefiere utilizar gasoil o petrleo debido a que son fluidos mas livianos sin presencia de polmero, loscuales hacen que el proceso de limpieza despus de la fractura sea mas rpido. La ventaja principaldel gasoil gelificado sobre el petrleo es que el gasoil es capaz de transportar mayoresconcentraciones de apuntalante (hasta 14 LPG, 24 kg/l), comparado con 6-8 LPG (10 a 14 kg/l)alcanzado con petrleo. Sin embargo, un tratamiento con gasoil tiene un costo mayor que uno conpetrleo. En yacimientos de alta presin y en pozos donde no hay problemas de compatibilidad, se

realizan los FAC con fluido de fracturamiento base agua.La Figura 9 muestra los resultados obtenidos para los tres fluidos de fracturamientos utilizados en elLago de Maracaibo. En esta figura se observa la suma de la produccin de los pozos antes de losFAC en 1998 y la suma de la produccin de los pozos despus de los tratamientos. Hasta J unio de1998 se han realizado 56 pozos con fluido base agua, 5 pozos con gasoil y 49 pozos con petrleo.Los FAC con fluido base agua han incrementado la produccin del grupo de pozos de 660 BPPD a13,179 BPPD (105 a 2,095 m3/d), con gasoil han incrementado la produccin del grupo de pozos de102 a 832 BPPD (16 a 132 m3/d), y con petrleo de 716 a 7,398 BPPD (114 a 1,176 m3/d), En1998, los FAC han incrementado la produccin de 1,478 a 21,409 BPPD (235 a 3,245 m3/d),generado 19,931 BPPD (3,169 m3/d),). La Figura 10 muestra el incremento de produccin promediade los pozos para los tres fluidos de fracturamiento utilizados, observndose que los FAC con aguahan incrementado la tasa promedio de 12 a 235 BPPD (2 a 37.4 m3/d), los FAC con gasoil de 20 a166 BPPD (3.2 a 26 m3/d), y los FAC con petrleo de 15 a 150 BPPD (2.4 a 24 m3/d). El promedio

global muestra que los FAC de 1998 han incrementado la tasa de 13 a 195 BPPD (2.1 a 31 m3/d). Elpromedio de la tasa de produccin del petrleo y gasoil es menor debido a que estos tipos defluidos de fracturamiento se usan en yacimientos de baja presin mientras que el fluido base aguaes usado en yacimientos de mayor presin en los cuales se espera obtener mayor produccin.

Las Figuras 11 y 12 muestran el porcentaje de xito desde el punto de vista de incremento deproduccin de los FAC realizados en 1998 en los Yacimientos BACH-02 y LGINF-05. Se definicomo trabajo exitoso aquel que haya incrementado la tasa de produccin en un 50% de la tasaanterior al trabajo. Bajo este criterio, se concluy que el 85-83 % de los FAC han sido exitosos, elcual es bastante alto para una tcnica de fracturamiento hidrulico en formaciones de altapermeabilidad.

En el Apndice A se anexan los resultados de produccin obtenidos en los principales yacimientosdonde se han realizado tratamientos FAC.

COMPARACION DE LA TECNICA FAC VS SOS DESDE EL PUNTO DE VISTA DE PRODUCCION

Debido a que la tcnica SOS usa altos volmenes de colchn (pad) y utiliza lechada de arenahasta 4.5 LPG (7.74 kg/l), la fractura generada es bastante larga, de muy poco espesor y con unaconcentracin de arena menor de 1-1.5 lb/ft2 (5 a 7 Kg/m2). La tcnica FAC realiza un steprate/down y un minifrac antes del tratamiento principal con el fin de determinar las propiedades defiltrado de fluido de fractura en la formacin, y con esta informacin se redisea el bombeo deltratamiento principal de tal manera que se obtenga un arenamiento en el vrtice de la fractura y segenere una fractura de poca longitud y de gran espesor. En los FAC se busca una longitud de 50pies (15 m) y un espesor de hasta 1 pulgada, obtenindose concentraciones de arena mayores a 4lb/ft2 (20 Kg/m2).

Debido al alto grado de empotramiento existente en las formaciones no consolidadas, se espera quemayores concentraciones de arena dentro de la fractura representan una mayor vida til de lafractura y por ende menor declinacin de produccin de los pozos. Con el fin de comparar lastcnicas desde el punto de vista de produccin, se grafic en la misma escala de tiempo un pozoestimulado con SOS (Pozo TJ -1115 del LGINF-05) y un pozo en el mismo yacimiento con FAC (PozoLL-686 del LGINF-05), ver Figura 13. En esta figura se concluye que la tcnica FAC en el pozo LL-686 increment ms la produccin del pozo, comparada con la del pozo TJ -1115 con SOS.Adicionalmente, se determin la tasa de declinacin exponencial despus de los tratamientos y seconcluye que despus de ao y medio de produccin el pozo LL-686 con el FAC tiene una tasa dedeclinacin de 5 %, comparada con 11% para el pozo TJ -1115 con SOS. La tcnica FAC tiene uncosto promedio de 75,000 US$ comparado con 50,000 US$ para la tcnica SOS.


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CONCLUSIONES

1. Se ha comprobado que el tratamiento FAC constituye una excelente mejora a la tcnica deForzamiento Arena Petrleo (SOS).

2. La tcnica FAC ha incrementado la produccin en 1998 en 19,931 BPPD (3,169 m3/d),equivalente a un incremento en la tasa promedio de petrleo de 182 BPPD (29 m3/d).

3. Se han probado tres fluidos de fracturamiento durante los FAC: base agua, petrleo y gasoil.Los FAC con fluido base agua tienen una tasa promedio de 235 BPPD (37.4 m3/d), con gasoil

tienen una tasa promedia de 166 BPPD (26 m3

/d), y con petrleo 150 BPPD (24 m3

/d).4. Aproximadamente el 85% de los FAC realizados en yacimientos de las formaciones Bachaqueroy Lagunillas Inferior han incrementado la produccin de los pozos en por lo menos 50% de latasa anterior a los tratamientos.

5. Debido al alto grado de empotramiento existente en las formaciones no consolidadas, mayoresconcentraciones de arena dentro de la fractura representan una mayor vida til de la fractura ypor ende menor declinacin de produccin de los pozos. El pozo LL-686, en el que se aplic latcnica FAC, increment la produccin de 20 a 700 BPPD (3.2 a 111 m3/d) y hasta la actualidadtiene una tasa de declinacin exponencial de 5 % anual. El pozo TJ -1115, donde se aplic latcnica SOS, increment la produccin de 50 a 270 BPPD (3.2 a 43 m3/d), presentando unatasa de declinacin exponencial de 11%.

6. La cada de presin causada por la alta friccin del crudo limita su uso como fluido defracturamiento a pozos someros (menores a 5,000 pies, 1524 m), puesto que a mayoresprofundidades, las presiones de superficie exceden los lmites de seguridad del cabezal del pozo

y el revestidor.7. Extender la tcnica FAC a todos los yacimientos que tengan caractersticas similares.

CONTRIBUCIONES TECNICAS

1. Mejorar la explotacin de yacimientos inconsolidados, incrementando el rendimiento productivode los pozos, afectados principalmente por la produccin de arena y finos de formacin.

2. Aplicacin de tcnicas modernas de estimulacin (FAC) en reemplazo de los forzamientos dearena convencionales.

3. Reduccin del costo operativo por disminucin de intervenciones a los pozos al mejorarse elcomportamiento productivo de estos. Los costos operativos son altos en pozos del Lago deMaracaibo (costafuera).

4. La aplicacin sirve de soporte tcnico en el desarrollo de nuevas tcnicas para el control dearena, orientadas a eliminar el uso del empaque de grava, cuyo efecto en la produccin de lospozos y costos de taladro es importante.

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FIGURAS

OBJETIVOS: 1) SOBREPASAR LA ZONA2) CAMBIAR PATRON DE FLUJ O3) CONTROLAR PRODUCCION DE ARENA

ANILLO DE DAO

CANALES DE ALTACONDUCTIVIDADPARA SOBREPASAREL DAO

FIGURA 1 - Objetivos de la Tcnica FAC en Formaciones del mioceno.

min

hmin

hmin

hmax

hmax

max

min=3hmin hmax + p

max

=3hmax hmin+p

FIGURA 2 - Esfuerzos Tangenciales en un Pozo Vertical.


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30%

100%

90%

80%

70%

10%

20%

40%

50%

60%

2 4 5 6

Xr

f

e

3

High PermeabilityFormations

Low PermeabilityFormations

Relative Conductivi ty,

FoldsofIncrease,

J/Jo

0

2

4

6

8

1012

14

10 10 10 10 1012 40W K

K A

f

FIGURA 3 - Curva de McGuire y Sikora.

65 1050

1000

2000

3000

4000

5000

0

5

10

15

20Treating Pressure(psi)

Slurry Rate(bbl/min)

Treatment Time(minutes)

Step Rate/Down MiniFrac

FIGURA 4 - Step Rate, Step Down y minifrac Tpico del Pozo BA-1837.


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Presion vs. Tasa

0 1.5 3.0 4.5 6.0 7.50

400

800

1200

1600

20002400

2800

3200

3600

Tasa (bbl/min)

Presion de

Fondo (psi)

L1-S

L1-EL2-S

L2-E

Pc:Presion deCierre

Presion de Extension

Estimado de Presion

de Yacimiento

FIGURA 5 - Interpretacin del Step Rate del Pozo BA-1837.

Presion vs. Tasa

0 3 6 90

100

200

300

400

500

Tasa (bbl/min)

FriccionAlrededordel Pozo(psi)

Concavo hacia Abajo:TORTUOSIDAD

FIGURA 6 - Interpretacin del Step Down del Pozo BA-1837.


10/14


0 10 20 300

1000

2000

3000

4000

0

5

10

15

20Treating Pressure(psi)

Slurry Rate(bbl/min)

Proppant Conc(PPA)

Treatment Time(minutes)

FIGURA 7 - Comportamiento de Presin del Tratamiento Principal.

FIGURA 8 - Columna Estratigrfica Regional del Lago de Maracaibo


11/14


AGUA GASOIL PETROLEO TOTAL

660

13179

102 832 716

7398

1478

21409

0

5000

10000

15000

20000

25000


FLUIDO BASE

PROD. ANTES

PROD. DESPUES

FIGURA 9 - Suma de Produccin Pozos con FAC en 1998

12

235

20

166

15

150

13

195

0

50

100

150

200

250


FLUIDO BASE

PROD. ANTES

PROD. DESPUES

FIGURA 10 - Tasa Promedio de Produccin Pozos con FAC en 1998


12/14


17%

83%

EXITOSOSBAJO GANANCIAL

FIGURA 11 - Porcentaje de Exito Pozos con FAC en 1998 - Yacimiento LGINF-05

15%

85%

EXITOSOSBAJO GANACIAL

FIGURA 12 - Porcentaje de Exito Pozos con FAC en 1998 - Yacimientos Bachaquero

LL-686 (FAC) vs TJ-1115 (SOS)

10

100

1000

0 10 20 30 40 50 60 70 80Tiempo (Meses)

BNPD

LL-686 (FAC)TJ -1115 (SOS)

FIGURA 13 - Comparacin de Produccin vs Tiempo de la Tcnica FAC vs SOS


13/14


APENDICE A

50

229

0

120

11

45

0

399

60

91

40

161

0

250

0

209

110

375

0

523

0

87

0

152

0

170

0

38

0

678

0

120

35

320

0

69

0

100

200

300

400

500

600

700

800

BA-1

420

BA-1

546

BA-1

656

BA-2

257

BA-6

49

BA-1

595

BA-2

258

BA-2

259

BA-1

544

BA-2

254

BA-1

413

BA-1

731

BA-2

270

BA-1

777

BA-2

255

BA-1

73

BA-1

774

BA-1

679

Produccin del yacimiento Bachaquero-02

Prod. antes [bppd] Prod. despues [bppd]

038

0

92

50

71

50

209

60

86

0

84

0

180

0

180

0

145

0

333

63

719

22

684

45

249

0

632

0

200

400

600

800

1000

1200

BA-1

631

BA-1

494

BA-1

515

BA-1

294A

LL-3

521

BA-8

84

BA-7

96RD

TJ-1

174

BA-1

014

BA-6

31

BA-1

838

BA-2

062

BA-6

71A

BA-1

875

Produccin de otros yacimientos miembro Bachaquero


1BASUP-7

9

3BASUP-5

7

4BAMED-5

8

1BACHINF-1

3

1BACH-2

9

4BACH-1

8


14/14


0

53

0

154

30

237

0

180

0

415056 60

60

0

220

0

187

014

0

402

10

58

10

129

0

38

2038

0

46

0

330

0

474

0

88

0

168

0

88

0

121

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

TJ-645

TJ-257

TJ-43

TJ-270

T

J-1267

T

J-1266

L

L-1913

TJ-553

T

J-1269

TJ-738

TJ-539

Produccin de los yacimientos del miembro Lagunillas Inferior


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Fracturamiento Hidraulico en El Lago