form_trabajos12.pdf

APLICACIN DE LA TCNICA DE FRACTURAMIENTO HIDRULICO EN FORMA DE CANALES CON CONDUCTIVIDAD INFINITA EN EL LOTE I TALARA PIURA

Autor: Willy Ronald Garca Adrianzn (Graa y Montero Petrolera S.A.) Coautores: Scarlet del Valle Cesin Martnez (Schlumberger)

RESUMEN

La aplicacin de la tcnica de Fracturamiento Hidrulico en Forma de Canales con Conductividad Infinita que se realiz en el Lote I Cuenca Talara, Piura-Per; consisti en bombear hacia la formacin un fluido altamente gelificado que mezclado con propante forma pilares dentro del reservorio, los cuales crean una conductividad infinita de la fractura.

Para la aplicacin de la tcnica se seleccion a tres pozos con objetivos a estimular los reservorios de la formacin Mesa. Fueron cinco las variables que se analizaron para evaluar la tcnica comparndola con otros mtodos de fractura realizados en el rea de estudio.

Los resultados mostrados, evidencia la eficiencia de la tcnica en lograr mejores recobros de petrleo, producir ms eficientemente el reservorio, minimizar el dao al reservorio y reducir el consumo de agua y propante.

INTRODUCCIN

El campo petrolero del Lote I est ubicado en la cuenca Talara de la provincia de Talara, Regin Piura Per (Ver Figura 1). La explotacin de este campo se inici antes de 1900, contando actualmente con 747 pozos perforados para un rea total de 6,943 Hectreas (17,157 Acres), lo cual representa una gran densidad de pozos dado la poca rea que cada vez se ve ms reducida por estar cerca a la poblacin de la ciudad de Talara. Por ello y en vista a que los reservorios someros ya fueron anteriormente explotados, es que GMP S.A ha optado por explorar horizontes ms profundos como es la formacin Mesa ubicada a +/- 5000 ft de profundidad.

La formacin Mesa es de un ambiente turbidtico con gran variedad de reservorios muy laminados, Ver figura 2, con fuerte variacin estratigrfica entre pozo y pozo asociada al fallamiento normal que posee la cuenca Talara. Como datos petrofsicos tenemos una porosidad promedio del 10% (de registro y ncleo), saturacin de agua del 40% (de registro) y permeabilidad promedio de 0.1 md (de ncleo), lo que hace que se catalogue con un reservorio de yacimientos compactos.

La explotacin de la formacin mesa en el Lote I, se inici en 1977 con la perforacin de 04 pozos cuyos caudales iniciales fueron del orden de 300 bopd con una declinacin anual del 80% en el primer ao. Dado el alto porcentaje de declinacin de estos reservorios, es que se busc alternativas para poder contrarrestar la brusca declinacin, una de ellas fue el fracturamiento hidrulico bombeando arena en forma de pulsos de tal manera que se formen pilares dentro de la formacin una vez cerrada la fractura, los cuales generan canales con conductividad infinita.

VIII INGEPET 2014 (NRTE-RN-WG-02-N)

- 2 -

Figura 1. Mapa de Ubicacin

Figura 2. Seccin Estratigrfica de la Formacin Mesa en el Lote I

AREA DE ESTUDIO = 5% 12%

SW = 30% - 50%

K = 0.01 0.5 md


- 3 -

FRACTURAMIENTO HIDRULICO EN FORMA DE CANALES CON CONDUCTIVIDAD INFINITA

Histricamente se ha buscado aumentar la produccin mejorando el proceso de fracturamiento orientado siempre a obtener una mayor conductividad y a reducir el dao de la fractura, algunas de estas estrategias han incluido:

Mejoras en la resistencia y redondez del apuntalante. Disminucin de las cargas polimricas de los fluidos. Quebradores de gel ms eficientes. Uso de diferentes fluidos base agua, aceite hasta los viscoelsticos libres de slidos. Todas estas mejoras han tenido un xito limitado, la tcnica de fracturamiento en forma de canales de flujo re-define el concepto de fracturamiento hidrulico eliminando la interaccin de flujo en la fractura y la conductividad del apuntalante, de manera que alcanza lo que las otras tcnicas de fractura no han logrado, una Conductividad de Fractura Infinita.

Creacin de canales de flujo

La tcnica de fracturamiento en forma de canales cambia la manera en que el apuntalante (arena) genera la conductividad en la fractura desacoplando la productividad de la permeabilidad del apuntalante, la estabilidad de los canales se mantiene mediante el uso de una fibra que protege la integridad de la estructura desde la superficie al yacimiento hasta que la fractura se cierra y el esfuerzo en sitio toma lugar, entonces, una vez cerrada la fractura el hidrocarburo fluye por los canales, en lugar de a travs del empaque apuntalado con arena, incrementando esta misma conductividad en varios rdenes de magnitud, la longitud efectiva de fractura tambin es aumentada manteniendo similares valores para la longitud hidrulica, apuntalada y efectiva, como se observa en la figura 3, permitiendo obtener una mayor produccin en un amplio rango de formaciones, y especialmente en yacimientos compactos de petrleo donde tanto la longitud como la conductividad juegan un rol importante en la recuperacin de las reservas. Otro factor de inters es el mantenimiento de la produccin en tiempo, que es logrado ya que al cambiar la manera en que el hidrocarburo fluye en las fracturas, se asegura que las prdidas por conductividad en el paquete apuntalado se eliminen, as como tambin efectos de aplastamiento, finos, daos por fluido, fluido multifsico y efectos no-Darcinianos.

Figura 3. Diagrama tcnica convencional de fractura Vs. Fractura con Canales.

Fractura Convencional

Fractura con Canales


- 4 -

Combinacin de disciplinas

La tcnica de fracturas tiene su principio en la integracin de geociencias as como en la ingeniera de produccin y materiales, equipo de superficie y fibras as como dcadas de experiencia en fracturas, la evaluacin geomecnica debe ser especialmente revisada porque la aplicacin de la tcnica debe hacerse siempre y cuando la formacin tenga la competencia mecnica e integridad suficiente para mantener la aperturas de los canales conductivos.

REA DE ESTUDIO

La aplicacin de la tcnica de Fracturamiento Hidrulico en Forma de Canales con Conductividad Infinita se realiz en tres pozos (candidatos) del Lote I Cuenca Talara (Ver figura 4). El objetivo fue probar la tcnica en las arenas productivas de baja permeabilidad de la formacin Mesa.

Figura 4. Ubicacin de los Candidatos

9487500 9487500

9488000 9488000

9488500 9488500

9489000 9489000

9489500 9489500

9490000 9490000

469800

469800

470400

470400

471000

471000

471600

471600

472200

472200

472800

472800

12222

12226

12227

12229

1223112234

1223512236

12237

12240

12242

12250

12255

12264

12271

12272

12273

12277

12278

12285

572058895928

6002

1 Cm = 100 ftBMPLSFSWAB

CandidatoBLOQUEI

BLOQUEIII

BLOQUEII

En el Bloque III, se cuenta con informacin de un ncleo extrado en la formacin Mesa, Pozo 12277 (Ver tabla N 1).

Tabla N 1 Informacin de Ncleo de Pozo extrado en la Formacin Mesa

Profundidad (ft)

Densidad del grano (gr/cm3)

Porosidad (%)

Permeabilidad al aire (mD)

Relacin de

Poisson

Mdulo Young (Mpsi)

P-Wave Velocity (us/ft)

S-Wave Velocity (us/ft)

6116.75 2.67 12.2 0.091 0.141 2.87 73.1 122 6116.85 2.66 12.5 0.11 0.132 2.83 72.5 120 6128.72 2.68 3.2 0.068 0.074 6.07 54.5 98.8


- 5 -

Como se comprueba en la tabla N 1, la permeabilidad de la arenas de la formacin Mesa, varan desde un 0.068 mD (zonas conglomerdicas) hasta un 0.11 mD (zonas de areniscas). Dicha descripcin convierten a los reservorios de la formacin Mesa en un reservorio no convencional para su explotacin, convirtindose en un estudio constante la bsqueda de mtodos de estimulacin que aumenten el factor de recobro de petrleo y maximicen los retornos de la inversin.

Con los datos proporcionados en la Tabla N 1, comprobamos que la formacin Mesa si cumple con los requerimientos de la seleccin de candidatos para Fracturamiento Hidrulico en Forma de Canales con Conductividad Infinita pues es un reservorio que tiene competencia mecnica e integridad para poder formar pilares. Se escogi tres pozos en las zonas, en su momento, con mayor actividad de perforacin que permitiese luego la comparacin de los resultados obtenidos mediante el anlisis de 05 variables que se muestran en la Tabla N 2.

METODOLOGA DE ESTUDIO

Para el anlisis del Fracturamiento Hidrulico en Forma de Canales con Conductividad Infinita, hemos seguido la metodologa convencional de investigacin que consiste en identificar los problemas, formular las hiptesis y establecer los objetivos.

Identificacin de Problemas: En reservorios de baja permeabilidad, es crtico minimizar el dao hacia el reservorio por los fluidos inyectados durante el tratamiento de fractura, minimizar la liberacin de gas con el fin de optimizar la liberacin de la energa del reservorio, tratar de estimular todo el intervalo abierto con una buena geometra de fractura para lograr mayores tasas de petrleo y tratar de usar eficientemente los fluidos y el propante que inciden directamente a la economa del pozo.

Formulacin de Hiptesis: La evaluacin de las hiptesis se estableci en base a los problemas antes identificados. Para evaluar las hiptesis se estableci cinco variables de anlisis que se muestran en la Tabla N 2. Cada variable tiene objetivos identificados que inciden directamente en resolver los problemas antes identificados.

Tabla N 2 Variables para la evaluacin VARIABLE ANALIZADA OBJETIVO CALIFICACION

PRAN: (PRODUCCION DE PETRLEO) / (ARENA NETA PETROLFERA x POROSIDAD)

A mayor PRAN, se ha conseguido una mejor geometra de fractura

apuntalada y minimizado el dao en el reservorio.

Excelente: > al Promedio Bueno: En el Promedio

Malo: < al Promedio

GOR: RELACION GAS/PETRLEO

A Menor GOR, ms eficiente ser la liberacin

de la energa del reservorio

Excelente: < al Promedio Bueno: En el Promedio

Malo: > al Promedio

FB: RETORNO DEL FLUIDO FRACTURANTE

A Mayor FB, se minimiza el dao en el reservorio por efecto del residuo del gel.

Excelente: > al Promedio Bueno: En el Promedio

Malo: < al Promedio FLAN: (VOLUMEN DE FLUIDO USADO EN EL TRATAMIENTO DE FRACTURA) / (ARENA NETA PETROLFERA)

A mayor FLAN ms costoso ser el tratamiento

de fractura


Malo: > al Promedio

ARAN: (VOLUMEN DE PROPANTE USADO EN EL TRATAMIENTO DE FRACTURA) / (ARENA NETA PETROLFERA)

A mayor ARAN ms costoso ser el tratamiento

de fractura


Malo: > al Promedio


- 6 -

Los tres pozos estimulados con la tcnica de fracturamiento en forma de canales con conductividad infinita fueron analizados separadamente para ver la verdadera incidencia de la tcnica. Anotar tambin que los pozos de la formacin Mesa no producen agua por lo que no se ha incluido en el anlisis. Adems, slo se ha normalizado la produccin por el factor - Arena neta x Porosidad, debido a que no se cuenta con pruebas de presin.

ANLISIS Y RESULTADOS DE LOS CANDIDATOS SELECCIONADOS

Bloque I Pozo 12273.

El pozo 12273 fue el primer pozo en aplicarse la tcnica de fracturamiento en forma de canales con conductividad infinita. Dicho trabajo se realiz el 04 de febrero del 2012 y se culmin el 08 de febrero del mismo ao. Los tiempos operativos fueron muy similares a los que se tienen en el rea.

El trabajo consisti en estimular VI etapas de la formacin Mesa tal como se muestran en el cuadro N 1

Cuadro N 1- Informacin del pozo 12273

Bloque I - Evaluacin de los resultados

Con la informacin obtenida que se muestra en las grficas N 1 al 4, se resumen los resultados en el Cuadro N 2. Se comprueba que los resultados son Excelente en las 04 primeras variables. Agregar que el resultado fue mejor de lo esperado sabiendo que era el primer pozo trabajado, la desconfianza que generaba la aplicacin de la tcnica y adems que ya se tena pozos vecinos con produccin acumulada significativa.

Cuadro N 2- Resultados del pozo 12273 VARIABLE ANALIZADA Grfico N CALIFICACION

PRAN: (PRODUCCION DE PETRLEO) / (ARENA NETA x POROSIDAD) 1 Excelente: > al Promedio

GOR: RELACION GAS/PETRLEO 2 Excelente: < al Promedio FB: RETORNO DEL FLUIDO FRACTURANTE 3 Excelente: > al Promedio

FLAN: (VOLUMEN DE FLUIDO USADO EN EL TRATAMIENTO DE FRACTURA) / (ARENA NETA PETROLFERA)

4 Excelente: < al Promedio


5 Bueno: En el Promedio


- 7 -

Grfica N 1- Produccin de Petrleo por Arena Neta porosa

Grfica N 2- Relacin Gas-Petrleo


- 8 -

Grfica N 3- Retorno del Fluido Fracturante

Grfica N 4- Volumen de Fluido de Fractura usado por pie de arena neta

Grfica N 5- Sacos de propante (100 lbs por saco) usado por pie de arena neta


- 9 -

Bloque II Pozo 12242.

El pozo 12242 fue el segundo pozo en aplicarse la tcnica de fracturamiento en forma de canales con conductividad infinita. Dicho trabajo se realiz el 25 de febrero del 2012 y se culmin el 01 de marzo del mismo ao. Los tiempos operativos fueron muy similares a los que se tienen en el rea.

El trabajo consisti en estimular V etapas de la formacin Mesa tal como se muestran en el cuadro N 2.


Bloque II - Evaluacin de los resultados

Con la informacin obtenida que se muestra en las grficas N 6 al 10, se resumen los resultados en el Cuadro N 3. Se comprueba que los resultados son Excelente en las tres primeras variables. En la cuarta y quinta variable, los resultados no fueron de lo mejor, pero se puede justificar debido a que son variables que se optimizan conforme se ejecutan ms trabajos.

Cuadro N 3- Resultados del pozo 12242

VARIABLE ANALIZADA Grfico N CALIFICACION PRAN: (PRODUCCION DE PETRLEO) / (ARENA NETA x POROSIDAD) 1 Excelente: > al Promedio

GOR: RELACION GAS/PETRLEO 2 Excelente: < al Promedio FB: RETORNO DEL FLUIDO FRACTURANTE 3 Excelente: > al Promedio


4 Bueno: En el Promedio


5 Malo: > al Promedio


- 10 -




- 11 -





- 12 -

Bloque III Pozo 12264.

El pozo 12264 fue el tercer pozo en aplicarse la tcnica de fracturamiento en forma de canales con conductividad infinita. Dicho trabajo se realiz el 20 de marzo del 2012 y se culmin el 22 de marzo del mismo ao. Los tiempos operativos fueron muy similares a los que se tienen en el rea.

El trabajo consisti en estimular III etapas. Como se muestran en el cuadro N 3, dos etapas fueron de formaciones diferentes a la formacin Mesa pero que petrofsicamente son muy parecidas.


Bloque III - Evaluacin de los resultados

Con la informacin obtenida que se muestra en las grficas N 11 al 15, se resumen los resultados en el Cuadro N 4. Se comprueba que los resultados son Excelente en las tres primeras variables. En la cuarta y quinta variable, los resultados no fueron de lo mejor, pero se puede justificar debido a que son variables que se optimizan conforme se ejecutan ms trabajos.

Cuadro N 4- Resultados del pozo 12242

VARIABLE ANALIZADA Grfico N CALIFICACION

PRAN: (PRODUCCION DE PETRLEO) / (ARENA NETA x POROSIDAD) 1 Excelente: > al Promedio

GOR: RELACION GAS/PETRLEO 2 Excelente: < al Promedio FB: RETORNO DEL FLUIDO FRACTURANTE 3 Bueno: En el Promedio






- 13 -




- 14 -





- 15 -

INTEGRACIN DE LOS RESULTADOS

Cuadro N 5- Resultados de los tres pozos

BLOQUE Promedio Candidato Promedio Candidato Promedio Candidato Promedio Candidato Promedio CandidatoI 6 12 3700 2700 39% 42% 33 27 19 20II 3 7 4200 3800 25% 48% 41 38 19 27III 6 10 3500 800 42% 41% 25 22 16 13

TOTALPROMEDIO 5 10 3,800 2,433 35% 44% 33 29 18 20VARIACION 93% 36% 24% 12% 11%

(Promedioa60das)

PRAN GOR FB FLAN ARANVARIABLES

VARIABLE PRAN: (PRODUCCION DE PETRLEO) / (ARENA NETA PETROLFERA X POROSIDAD) GOR: RELACION GAS/PETRLEO FB: RETORNO DEL FLUIDO FRACTURANTE FLAN: (VOLUMEN DE FLUIDO USADO EN EL TRATAMIENTO DE FRACTURA) / (ARENA NETA PETROLFERA) ARAN: (VOLUMEN DE PROPANTE USADO EN EL TRATAMIENTO DE FRACTURA) / (ARENA NETA PETROLFERA) Del cuadro N 5, se comprueba que existe en promedio un 93% de incremento en la produccin de petrleo por pie de arena neta. El GOR se ha reducido en un 36%, el retorno del fluido de fractura ha aumentado en un 24% y es casi constante en los tres pozos candidatos, el volumen de fluido usado para el tratamiento de fractura se ha reducido en un 12% y apuntalante se ha incrementado en un 11%.

CONTRIBUCIONES TCNICAS Y ECONMICAS

Aplicacin en reservorios con bajo ndice de productividad.

Aplicacin de nuevas tecnologas de fracturamiento en campos con reservorios muy compactos y de baja permeabilidad donde se requiere minimizar el dao por efecto de los residuos del fluido fracturante.

En zonas con complejidad en la logstica pues ahorra el uso de agua y propante para la estimulacin de pozos.

CONCLUSIONES

La tcnica de fracturamiento en forma de canales altamente conductivos se aplic en un ensayo piloto a tres pozos con reservorios compactos y de baja permeabilidad, los cuales mostraron una productividad superior al promedio de los pozos vecinos, con ello se ha logrado aumentar el factor de recobro de las reservas.

Se comprueba que existe en promedio un 93% de incremento en la produccin de petrleo por pie de arena neta. El GOR se ha reducido en un 36%, el retorno del fluido de fractura ha aumentado en un 24% y el volumen de fluido usado para el tratamiento de fractura se ha reducido en un 12%.

Se ha logrado los objetivos del estudio en el sentido minimizar el dao hacia el reservorio y la liberacin de gas para lograr un mayor factor de recobro del petrleo, generar una mejor geometra de fractura apuntalada para lograr mayores tasas de petrleo y usar eficientemente el fluido y propante de fractura.

BIBLIOGRAFIA

1. Libro Reservoir Stimulation de Michael J. Economides & Kenneth G. Nolte. 2. Internet: www.slb.com

form_trabajos12.pdf

Documents

Transcript of form_trabajos12.pdf