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Artculo Tcnico xTesis PregradoTesis Posgrado

Derechos de Autor 2009, ACIPET

Este artculo tcnico fue preparado para presentacin en el XIII Congreso Colombiano del Petrleo organizado por ACIPET en Bogot D.C. Col ombia, 1o - 4 de Diciembre de 2009...

Este artculo fue seleccionado para presentacin por el comit tcnico de ACIPET, basado en informacin contenida en un resumen enviado por el autor(es).

ResumenEl campo Yarigu-Cantagallo es un campo maduro ubicado en Colombia en el Valle Medio del Magdalena entre los departamentos de

Bolvar y Santander, en medio del cauce del ro Magdalena dentro de islas fluviales. Fue descubierto en 1942 y ha sido explotado

mediante recuperacin primaria hasta la fecha, alcanzando su mxima produccin de 20492 Bopd en 1962, despus de dos campaas

agresivas de Perforacin.

En el 2003 la produccin declin naturalmente hasta 4550 Bopd. Con el propsito de mitigar la declinacin y maximizar el factor de

recobro, se implement un nuevo desarrollo adicional del campo que entre otras estrategias incluye: perforacin infill, caoneo de

zonas nuevas, fracturamiento hidrulico, estimulacin de pozos y optimizacin de sistemas de levantamiento.

El objetivo primario de produccin del campo corresponde a las arenas Cantagallo de la formacin La Paz. Sin embargo, otros

objetivos secundarios son las arenas B de la formacin Mugrosa y las arenas C de la formacin la Paz, los cuales no se haban podido

desarrollar eficientemente debido a que por su naturaleza friable, la produccin de arena no garantizaba la continuidad de laproduccin. En la dcada de los 70s se efectuaron mltiples trabajos de empaquetamiento con grava pero por la prdida de

productividad de los pozos termino por proscribirse. En la dcada de los 90s se intent la implementacin del caoneo de alta

densidad y alta penetracin la cual ha tenido un relativo xito, pero de todas maneras se debe mantener los Draw Down por debajo de

800 psi para reducir la produccin de arena.

Con miras a optimizar la produccin de crudo de las arenas B y C minimizando los problemas de arenamiento, se ha implementado la

combinacin de caoneo de alta densidad con el fracturamiento hidrulico tipo convencional o tiposcreenles con resultados altamente

satisfactorios.

Desde el ao 2005 a la fecha se han efectuado 27 trabajos de fracturamiento en 20 pozos. Estos trabajos permitirn el aceleramiento de

la produccin en 2.37 MBls con una produccin incremental inicial promedio por pozo de 50 Bopd. Adicional a los incrementos de

produccin, permitieron controlar la produccin de arena optimizando los Draw Down de produccin.

Introduccin

El campo Yarigu-Cantagallo est localizado en la Cuenca del Valle Medio del Magdalena, a una distancia aproximada de 20 Km alNNE de la ciudad de Barrancabermeja y a 290 Km al NNW de Bogot, en los Departamentos de Santander y Bolvar; ms

exactamente en las mrgenes del ro Magdalena a la altura del municipio de Puerto Wilches. (Figura 1).

Fue descubierto en 1942 por la Compaa de Petrleos del Valle del Magdalena, subsidiaria de la Compaa Socony Vacuum, que

explot la parte occidental del campo hasta 1951, cuando la Concesin Cantagallo fue adquirida por la Compaa Shell Cndor. A

partir de 1953 la exploracin y explotacin de nuevos pozos se incrementa hacia el lado este del campo mediante perforaciones

direccionales desde la margen derecha aguas abajo del ro Magdalena o desde algunas islas ubicadas entre los municipios de

Cantagallo y Puerto Wilches, alcanzando en 1962 su mximo desarrollo con una produccin de 20492 Bopd.

ACIPET

Fracturamiento Hidrulico de pozos como tcnica para controlar produccin de arenae incrementar la produccin en el campo Yarigu-Cantagallo.

Autor(es): Jos A. Vargas, Carlos E. Medina, Luis E. Sarmiento, Ecopetrol S.A.

Asociacin Colombiana de Ingenieros de Petrleos


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2 JOS A. VARGAS, CARLOS E. MEDINA, LUIS E. SARMIENTO ACIPET

Figura 1. Localizacion geogrfica campo Yarigui-Cantagallo

Entre 1974 y 1975, las Concesiones Cantagallo y San Pablo pasan a la administracin de Ecopetrol, mediante la creacin de la

Compaa Explotaciones Cndor S.A. En el perodo 1976 a 1983 Ecopetrol emprende un segundo desarrollo, mediante la perforacinde 29 pozos. Posteriormente, en el ao 2003 Ecopetrol SA inici un proyecto de desarrollo adicional que permiti incrementar la

produccin de 4550 Bopd en noviembre de 2003 a 11400 Bopd en la actualidad. (Figura 2)

194345 47 49 51 53 55 57 59 61 63 65 67 69 71 73 75 77 79 81 83 85 87 89 91 93 95 97 99 01 03 05 07 09

0

5000

10000

15000

20000

25000

0

400

800

1200

1600

2000

WaterInjRate(CalendDays)(bbl/d)

Date

Oil Cum: 184378 Mbbls

Gas Cum: 94144 MMcf

Wat Cum: 38699 Mbbls

Wat Iny: 999Mbbls

Figura 2. Historia de produccin campo Yarigu-Cantagallo

Los pozos productores del campo Yarigu-Cantagallo producen principalmente de tres principales grupo de arenas: Arenas Cantagallo

y Arenas C de la formacin La Paz y las Arenas B de la formacin Mugrosa (Figura 3). Las arenas Cantagallo es un grupo de arenas

masivas, de gran espesor compuestas predominantemente por areniscas grawticas, mal seleccionadas, de buena consistencia,

intercaladas con niveles de arcillolitas y depositadas en sistemas de abanicos aluviales. Las arenas C y B son arenas de mucho menor

espesor, con relativamente buenas propiedades petrofsicas pero de naturaleza friable.

La explotacin de los yacimientos, se llev a cabo, caoneando inicialmente las arenas Cantagallo y solo en aquellos pozos que

resultaron improductivos o no comerciales en dichas arenas, se caonearon en las arenas C y en menor proporcin en las arenas B

Posteriormente y debido bsicamente a la declinacin de los pozos en arenas Cantagallo y a diversas tcnicas de control de arena

implementadas, se han venido completando las arenas C y B de tal manera que a la fecha el 70% de los pozos se ha completado en

dichas arenas y producen conjuntamente con las arenas Cantagallo en la mayora de los casos.


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FRACTURAMIENTO HIDRULICO DE POZOS COMO TCNICA PARA CONTROLAR PRODUCCIN DE ARENAE INCREMENTAR LA PRODUCCIN EN EL CAMPO YARIGU-CANTAGALLO 3

Figura 3. Columna estratigrfica campo Yarigu-Cantagallo

Desarrollo adicionalEn el ao 2001, Ecopetrol SA elaboro un estudio integrado de yacimientos Ref. 1, cuyo objetivo principal fue determinar estrategias

de desarrollo adicional para optimizar el factor de recobro del campo. Dentro de estas se propusieron las siguientes: caoneo adicional

de arenas no completadas, principalmente las arenas B y C utilizando caoneos de alta densidad y penetracin, optimizacin del

sistema de levantamiento cambiando en algunos pozos el sistema tradicionalmente usado de bombeo mecnico por bombeo

electrosumergible, la perforacin infill de pozos con el objetivo de reducir el espaciamiento entre pozos y la implementacin de un

piloto de inyeccin de agua como mtodo de recuperacin secundaria. En el ao 2005 al desarrollo adicional del campo, se incorpor

la tcnica de fracturamiento hidrulico con el propsito de incrementar la produccin y controlar la produccin de arena. Ref. 2.

En el ao 2003 se dio inicio a la ejecucin de ste proyecto, a la fecha se han ejecutado los siguientes trabajos: perforacin de 45

pozos productores y 10 pozos inyectores, el caoneo adicional de 22 pozos, el cambio de 21 pozos de bombeo mecnico a bombeo

electrosumergible y el fracturamiento hidrulico de 20 pozos. La produccin promedia del campo paso de 4550 Bopd en noviembre de

2003 a 11400 Bopd en la actualidad, para una incorporacin de reservas del orden de 20 MBls. Con la expansin del proyecto de

inyeccin de agua a todo el bloque V se espera elevar la produccin a 17000 Bopd con una incorporacin de 30 Mbls de reserva

adicionales.

Los resultados obtenidos en este proyecto fue publicado por Prez et al, Refs. 3 y 4.

Estrategias para control de arenaComo ya se mencion, las arenas B y C son de naturaleza friable y en los pozos completados en ellas se presentan frecuentes

problemas de arenamiento. En el desarrollo inicial de campo se opt por no completar estas arenas y dejarlas de reserva para cuando

las arenas Cantagallo dejaran de ser productivas. En la de cada de los 70 se decidi utilizar la tcnica de empaquetamientos con grava

para controlar la produccin de arena en pozos completados en arenas B y C, es as como durante el perodo de 1973 a 1981 se

efectuaron 23 trabajos de empaquetamiento utilizando en su mayora liners ranurados de 2-7/8 empacados con grava Maturn 8-12M

(Tabla 1).

En la mayora de casos, si bien es cierto se logra reducir la frecuencia de arenamientos, los resultados de produccin fueron

desastrozos. En la figura 4, a manera de ejemplo, se muestra el comportamiento de produccin de dos pozos antes y despues de

trabajo de empaquetamiento. Debido a la prdida de productividad de los pozos empaquetados esta tcnica fue proscrita en el campo.

Durante el periodo 1996 a 2002 se ensayo la tcnica de caoneo de alta densidad y alta penetracin para poder completar las arenas C

y B procurando controlar la produccin de arena con base en el principo de aumentar el area de flujo expuesta, con la consiguiente

reducin de la velocidad de flujo, Ref. 5. Durante dicho perodo se efectuaron 16 trabajos utizando caones de 4-1/2 HSD a 12 tiros

por pie con cargas UltraJet 4505 HMX de 0. 46 pulgadas de diametro de orificio y 44.2 pulgadas de penetracin. (Tabla 2).


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No POZO FECHA DESCRIPCION

1 YR-37 10/Ago/1973 Liner ranurado de 2-7/8" Grava Maturin 8-12M

2 YR-39 10/Oct/1973 Liner ranurado de 2-7/8" Grava Maturin 8-12M


4 YR-20 08/May/1974 Liner ranurado de 2-7/8" Grava Maturin 8-12M

5 YR-38 15/May/1974 Liner ranurado de 2-7/8" Grava Maturin 8-12M


7 YR-10 01/Nov/1974 Liner ranurado de 2-7/8" Grava Maturin 8-12M

8 YR-19 17/Ene/1975 Liner ranurado de 2-7/8" Grava Maturin 8-12M

9 YR-21 20/Ene/1975 Liner ranurado de 2-7/8" Grava Maturin 8-12M

10 YR-30 10/Mar/1975 Liner ranurado de 2-7/8" Grava Maturin 8-12M

11 YR-36 18/Mar/1975 Liner ranurado de 2-7/8" Grava Maturin 8-12M




15 YR-18 06/Dic/1975 Liner ranurado de 2-7/8" Grava Maturin 8-12M

16 CG-22 16/Dic/1975 Liner ranurado de 2-7/8" Grava Maturin 8-12M

17 CG-21 07/Jun/1979 Liner ranurado de 2-7/8" Grava Maturin 8-12M

18 CG-10 16/Jun/1979 Liner ranurado de 2-7/8" Grava Maturin 8-12M

19 YR-29 17/Ago/1979 Liner ranurado de 2-7/8" Grava Maturin 8-12M

20 CG-02 14/Ene/1982 Liner ranurado preempacado de 3-1/2

21 YR-27 11/Feb/1982 Liner ranurado de 2-7/8" Grava Maturin 8-12M

22 YR-15 03/Jul/1989 Liner ranurado de 2-7/8" Grava Maturin 10-20M

23 YR-14 25/Jul/1989 Liner ranurado de 2-7/8" Grava Maturin 10-20M

:

:

:

I :

:

:

:

I :

Tabla 1. Pozos empaquetados con grava

Figura 4. Comportamiento de produccin de los pozos empaquetados YR-23 y YR-28

No POZO FECHA DESCRIPCION

1 YR-17 05/06/1996 Arenas C Ultra Jet HMX a 12tiros/pie

2 YR-20 01/08/1996 Arenas CCG HSD HMX de 4-1/2" a 12 tpp

3 YR-45 02/10/1996 Arenas C HSD HMX de 4-1/2" a 12 tpp




7 YR-65 27/11/1997 Arenas C HSD HMX de 4-1/2" a 12 tpp8 YR-54 18/08/1998 Arenas C HSD HMX de 4-1/2" a 12 tpp



11 CG-18 02/03/2002 Arenas CCG HSD HMX de 4-1/2" a 12 tpp

12 YR-23 11/03/2002 Arenas BC HSD HMX de 4-1/2" a 12 tpp

13 CG-17 02/07/2002 Arenas BC HSD HMX de 4-1/2" a 12 tpp

14 YR-02A 02/08/2002 Arenas BC HSD HMX de 4-1/2" a 12 tpp



Tabla 2. Pozos caoneados con alta densidad y penetracin (1996-2002)


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Los resultados fueron altamente satsifactorios como se presenta en la Figura 5. En general se obtuvo una produccin incremental de

orden de 700 Bopd con con un reservas adicionales de 0.81Mbls.

1993 94 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13200

500

1000

3000

OilPrimaryProd

Rate(Calend

Days),bbl/d

Liquid Prod Rate (Calend Days) ( bbl/d ) Caoneos BC 1996-2002

Caoneos BC 1996-2002

Phase : OilDi : 0.136516 A.e.qi : 500 bbl/dti : 11/30/1996te : 11/30/2002End Rate : 5 bbl/dFinal Rate : 6.12064 bbl/d

Cum. Prod. : 27995.6 MbblCum. Date : 04/30/2009Reserves : 858.242 MbblEUR : 28853.8 Mbbl


Figura 5. Comportamiento de produccin pozos caoneados 1996 a 2002

A pesar de los excelentes resultados, los problemas de arenamiento persistieron en algunos pozos y fue necesario mantener el DrawnDown en mximo 800 psi para garantizar la operatividad de los mismos.

En razn a los buenos resultados obtenidos, esta tcnica se incluy dentro del plan de desarrollo adicional del campo, que inicio a

partir de ao 2003. En el periodo 2003-2006 se efectuaron 22 trabajos de caoneoa adicional de arenas B y C utlizando esta tcnica

(Tabla 3).No POZO FECHA DESCRIPCION

1 YR-60 07/09/2003 Arenas B HSD HMX de 4-1/2" a 12 tpp





6 YR-63 30/11/2003 Arenas B HSD HMX de 4-1/2" a 12 tpp




10 YR-29 12/01/2004 Arenas C HSD HMX de 4-1/2" a 12 tpp11 YR-52 01/07/2004 Arenas B HSD HMX de 4-1/2" a 12 tpp

12 YR-53 17/07/2004 Arenas BC HSD HMX de 4-1/2" a 12 tpp



15 CG-18 04/09/2004 Arenas B HSD HMX de 4-1/2" a 12 tpp

16 CG-15 12/Dic/2004 Arenas CG HSD HMX de 4-1/2" a 5 tpp





21 CG-21 24/09/2005 Arenas BC HSD HMX de 4-1/2" a 12 tpp

22 YR-69 08/07/2006 Arenas C HSD HMX de 4-1/2" a 12 tpp Tabla 3. Pozos caoneados con alta densidad y penetracin (2003- 2006)

Los resultados se presentan en la figura 6. La produccin incremental obtenida asciendio a 180 Bopd con unas reservas desarrolladas

de 0.175 Mbls.

En el ao 2005 se elabor el Estudio de Factibilidad de Fracturamiento Hidrulico en el Campo Yarigui-Cantagallo, Ref. 6. En este

estudio, adems de procurar obtener produccin incremental se prentende mejorar el control de arena combinando las tcnicas de

caoneo del alta densidad y penetracin con el fracturamiento hidrulico.

Para probar lo anterior, se propuso un piloto de cinco pozos, dos de los cuales incluye adems de caoneo a 12 tpp el fracturamiento

hidrulico tiposcrenless con carbolita resinada (Tabla 4). Ref. 6.

Como el objetivo principal de ste trabajo consiste en mostrar la efectividad de los trabajos de fracturamiento hidrulico para lograr

incrementos de produccin y controlar la produccin de arena, vamos a profundizar en la metodologa utilizada para la seleccin de


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pozos candidatos y el diseo de los trabajos

1999 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 1310

50

100

500

OilPrimaryProd

Rate(

Calend

Days),bbl/d

Liquid Prod Rate (Calend Days) ( bbl/d ) Caoneos BC 2003-2006


Phase : OilDi : 0.468838 A.e.

qi : 60 bbl/dti : 11/30/2003te : 11/30/2006End Rate : 5 bbl/dFinal Rate : 0.285766 bbl/d

Cum. Prod. : 1599.25 MbblCum. Date : 04/30/2009Reserves : 19.8798 MbblEUR : 1619.13 Mbbl


Figura 5. Comportamiento de produccin pozos caoneados 2003 a 2006

Well Zone Qi Qinc Delta Cum_10 anios DeltNPV inversiones

(Kbls) KUS$ estimadas

YARI0052D:B B3 552 429 256 5395 220,000

YARI0023D:B B3 496 452 173 4063 260,000

YARI0065D:C5 C5 303 275 191 3208 220,000

YARI0025D:CG CG 114 114 122 1574 260,000

YARI0063D:C2 C2 433 156 101 1823 240,000

SubTotal 1427 843 16063 1,200,000

Tabla 4. Pozos piloto para probar el fracturamiento hidrulico en el campo Yarigu-Cantagallo

Metodologa para seleccin de pozos candidatos

Preseleccin de pozos candidatos: Mediante el uso de anlisis de comportamiento de produccin conocida como procesosPASS (Performance Assessment Surveillance System) para identificar pozos con comportamientos anmalos, se hace una

primera seleccin de pozos candidatos a ser estimulados mediante fracturamiento hidrulico. En esta etapa seidentificaron 25 potenciales candidatos.

A los pozos preseleccionados, para confirmar o descartar la viabilidad del fracturamiento se efectan los siguientesanlisis:

Evaluacin de la integridad del pozo:Consiste en una revisin detallada de su estado mecnico. Se descartan pozos conliners ranurados o empaquetados, pozos con problemas mecnicos como colapsos, pescados, deficiente cementacin en

las zonas de inters, etc. Adicionalmente, se determinan las presiones de colapso y de estallido de los revestimientos, paradeterminar si es posible efectuar un trabajo de fracturamiento, sin arriesgar la integridad del pozo.Geometra del Pozo: Consiste en determinar la inclinacin del pozo versus el buzamiento de la capa. Pozos de altainclinacin con respecto al estrato a fracturar podran presentar problemas de tortuosidad y fracturas mltiples durante el

fracturamiento. Estos problemas estn asociados con altas presiones de fracturamiento y arenamiento prematuro. Enalgunos casos se puede convivir con estos problemas pero se deben considerar en el diseo y los requerimientos de

trabajo.

Anlisis de registros y petrofsica: Mediante este anlisis se determinan la presencia de sellos o barreras entre posibles

arenas a fracturar, los contactos agua aceite (WOC), gas aceite (GOC) y zonas de agua cercanas. Este anlisis fuedeterminante en la seleccin de los pozos candidatos, ya que en el campo hay muchos pozos con zonas de agua cercanasa las zonas productoras.

Historia de produccin de arena: Es importante para determinar si la produccin de arena es crtica y amerita un diseo

especial de fracturamiento o tiposcreenless con propantes resinados o con agentes controladores de backflow.


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Propiedades geomecnicas: Uno de los factores importantes para el diseo del fracturamiento hidrulico son laspropiedades mecnicas de la roca tanto de las arenas a fracturar como de los shales. Las principales propiedades que serequieren son: gradiente de fractura, mdulo de Young, relacin de poisson, la magnitud y orientacin de los esfuerzos delas arenas y las posibles barreras. Para realizar los modelos geomecnico se utilizaron los nuevos registros DSI, Density y

FMI. En principio se excluyen los pozos con bajos gradientes de fractura (menores de 0.45 psi/pie) porque no se garantizala efectividad del trabajo de fracturamiento. La orientacin de los esfuerzos es importante para determinar la direccin

preferente de fracturamiento que permite saber si hay algn riesgo de contactar pozos, fallas o lmites del yacimiento quepueden a afectar la viabilidad del trabajo. En general, las arenas B y C presentan un gradiente de presin relativamentems alto que las arenas Cantagallo, porque estas tienen mayor presin de poros debido a su menor historia de produccin

La orientacin del esfuerzos mximo (direccin de fracturamiento) determinada para el campo fue S60N. Ajuste de produccin y pronstico: mediante la utilizacin de un simulador numrico para fracturamiento hidrulico(FracproPT) se realiza inicialmente un ajuste histrico de la produccin para depurar las variables a utilizar en elsimulador, y luego se hace el pronstico de produccin utilizando un modelo de pozo fracturado. Este pronstico de

produccin se obtiene a partir del clculo del ndice de productividad de pozos fracturado. De igual manera, se hace una

sensibilidad de longitud de fractura para determinar su longitud ptima. En general, se observo que una longitud de 150pies se puede considerar como ptima para el campo.

Anlisis Econmico: Para elaborar la seleccin final y el ranqueo de los pozos candidatos se elabora un anlisis econmicocon base en las inversiones requeridas, el valor presente neto VPN, el aceleramiento de reservas y la tasa inicial de

produccin.

Diseo de los trabajosUtilizando el simulador de fracturamiento, se realiza el diseo del trabajo especfico para cada pozo seleccionado. Se tiene en cuenta

que las fracturadas generadas no comuniquen con zonas de agua. Para esto se ajustan las tasa de inyeccin, los volmenes de bombeo

y el programa de inyeccin. A los pozos que presentan antecedentes de produccin de arena se disea un trabajo tipo screenless con

material de soporte resinado.

Seleccin fluido de fractura: De acuerdo con pruebas de laboratorio efectuadas en el ICP, utilizando ncleos de las arenas de inters

y muestras de fluidos producidos en el campo, se probaron los fluidos comerciales ofrecidos por las compaas de servicios de

fracturamiento hidrulico. En nuestro caso se recomend el fluido base agua Spectra Star 3000 suministrado por la compaa BJ

Services. Su composicin y perfil reolgico se presenta en la figura 6.

Las caractersticas principales son:

Tiempo de Vrtice (Vortex Time) 00:35 (min: seg)

Tiempo de completamiento (Release Time) 01:50 a 02:10 (min: seg)

Tiempo de rompimiento 01:45 (Hora: minutos)

Viscosidad a @ 300 RPM 25 Cp.

Figura 6. Propiedades reolgicas de fluido de fracturamiento


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Agente de soporte: Se selecciona con base en la presin de cierre estimada (presin de formacin) garantizando la permeabilidad y

porosidad. Para el campo Yarigu-Cantagallo se seleccion la carbolita 16-20 teniendo en cuenta que la presin original en las arenas

de inters es de 3200 psi. (Figura 7).

Figura 7. Seleccin del agente de soporte

Longitud de fractura ptima: Con las condiciones de formacin, utilizando con el software Meyer 3D se simularon diferentes

longitudes de fracturamiento en funcin de la conductividad de fractura obtenida. La longitud ptima es la longitud a partir de la cual

no hay un incremento apreciable en la conductividad. Para el campo la longitud de fractura ptima es de 150 pies. (Figura 8)

Figura 8. Longitud de fractura optima para el campo Yarigu-Cantagallo

A partir del modelo geomecnico del pozo, el fluido de fractura, el agente de soporte seleccionados y la longitud de fractura ptima,

se efecta una simulacin numrica preliminar para disear el trabajo de fracturamiento.

Programas de trabajoEn general los programas de trabajo incluyen lo siguiente:

Calibrar revestimiento con raspador y broca hasta fondo.

Desplazar crudo del pozo por fluido de trabajo (salmuera de NaCl al 2% inhibida y filtrada).Correr registro GR-CCL-CBL-VDL en la zona de inters.

Bajar tubera de trabajo y efectuar limpieza de la misma (pickling) con acido HCL al 5%, usando un preflujo de varsol.

Efectuar remocin de depsitos orgnicos, con una mezcla de Xileno-Varsol y surfactantes. Inicialmente se bombea a tasa

matricial pero se termina a tasa de fractura. Este tratamiento se deja en remojo durante un tiempo de 6 horas aproximadamente.

Correr registro de temperatura (perfil base)

Realizar Minifrac: contempla la ejecucin de una prueba de Step Rate Test (SRT) para determinar parmetros y presin de

extensin de fractura, seguido por un Step Down Test (STD) para determinar perdidas de presin por friccin a nivel de wellbore

que puedan ser indicativas de tortuosidad o restriccin de perforados. Por ltimo se efecta un bombeo constante a tasa de


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fractura con gel de fractura croslinkeado con un pare instantneo, para interpretar y obtener por tcnicas de regresin entre otros

eficiencia del fluido de fractura, prdidas de fluido (leak off), prdidas de presin totales incluyendo el Nearwellbore

presiones de cierre y gradiente de fractura.

Correr registro de temperatura y estimar altura de fractura.

Redisear el programa de fracturamiento con base en los resultados obtenidos en el Minifrac.

Efectuar el trabajo de fracturamiento con base en el programa de bombeo diseado. Utilizando el fluido de fracturamiento y e

agente de soporte probados en laboratorio.

Realizar limpieza de agente de soporte y dejar pozo en produccin.

Trabajos realizados y resultadosLa Tabla 5 presenta un resumen de los trabajos realizados. Se han efectuado trabajos de fracturamiento hidrulico en 20 pozos para un

total de 27 fracturas. Como observa los primeros trabajos fueron los propuestos como piloto a excepcin del pozo YR-63 que se

descart por problemas mecnicos.

POZO ARENA FECHA

PROD

ANTERIOR

Bopd

PROD

OBTENIDA

INICIAL Bopd

PROD

INCREMENTAL

INICIAL

Bopd

PROD

INCREMENTAL

ACTUAL

Bopd

PROD

INCREMENTAL

ACUMULADA

BLS

OBSERVACIONES

YR-52 B3 10/Oct/2005 108 321 213 74 248107

YR-25 CG 22/Nov/2005 74 130 98 66 46449

YR-23 B3 11/Dic/2005 72 138 66 62 238192

YR-65 C5 15/Dic/2005 167 182 15 13 62364

CG-13 C3 10/Ene/2006 92 92 0 0 0

YR-39 C5 30/Ene/2006 73 87 14 42 87515

YR-68 C2 23/May/2006 238 238 0 0 0

YR-69 C4/C5 12/Jun/2006 260 309 49 49 71240 2 fracturas

YR-88 CG 31/Oct/2006 20 54 34 10 10319

YR-29 C5 18/Nov/2006 27 75 46 38 71748

YR-84 B3 04/May/2007 24 66 42 47 54714

YR-97 CG 20/Abr/2007 0 8 8 0 1443

YR-83 CG 04/Sep/2007 122 120 0 0 0 2 fracturas

YR-71 B3 07/Dic/2007 114 152 8 5 38049

YR-94 C2 20/Dic/2007 98 98 0 0 0

YR-70 C6/C3 02/Ene/2008 200 200 0 10 9995 2 fracturas

YR-102 CG 11/Mar/2008 20 96 76 12 46330 2 fracturas

YR-90 CG 18/Abr/2008 151 151 0 0 0

YR-75 CG 23/Jun/2008 153 153 0 0 0 3 fracturas

YR-103 CG 22/Ago/2008 52 90 38 54 4535 2 fracturas

2065 2760 707 482 991000TOTAL

Tabla 5. Trabajos de fracturamiento hidrulico efectuados en el campo Yarigu-CantagalloDe los 20 trabajos efectuados 14 fueron xitos en cuanto a que se obtuvo produccin incremental, para un factor de xito promedio del

70 % con una produccin incremental inicial promedio de 50 Bopd por pozo.

La figura 9 presenta los resultados en cuanto a produccin incremental y aceleramiento de reservas obtenidas de los pozos fracturados.

Las reservas aceleradas mediante los trabajos de fracturamiento hidrulico efectuados ascienden a 2.37 Mbls para un promedio por

pozo de 0.169 Mbls por pozo exitoso, A 30 de abril del ao 2009 se han producido 0.991 Mbls incrementales.

Vale la pena resaltar los pozos YR-52 y YR-23 en los cuales se efectu un trabajo screenless para controlar produccin de arena, en

ambos casos se incluy carbolita resinada 16-20 en las ltimas etapas de bombeo. Como se observa corresponde a los pozos con

mejores resultados entre otras cosas porque se ha logrado controlar la produccin de arena a pesar de operar a Draw Down superiores

a 800 psi.

En las figuras10 se muestran el ndice de productividad para el pozo YR-52. Como observa, opera con Draw Down superior a 1350

psi. En general esto ocurre en todos los pozos fracturados.

Conclusiones1. El fracturamiento hidrulico es una tcnica de estimulacin aplicada con muy buenos resultados en el campo Yarigu-

Cantagallo con un factor de xito del 70% de los trabajos ejecutados y con una produccin incremental promedia de 50 bopd

en los pozos exitosos.

2. La combinacin de las tcnicas de fracturamiento hidrulico con caoneo de alta densidad y penetracin, junto concompletamientosscreenles en algunos casos, result altamente eficiente en el control de la produccin de arena, permitiendo

completar y optimizar la produccin de pozos en las arenas B y C del campo.

3. En general, una longitud de fractura de 150 pies es ptima para los trabajos de fracturamiento hidrulico en el campo.


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4. La rigurosa metodloga utilizada para la seleccin de pozos candidatos y el diseo de trabajos de fracturamiento hidrulicoes garanta para el xito de los mismos.

2001 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11200

500

1000

5000

6000

OilPrimaryProd

Rate(Calend

Days),bbl/d

Liquid Prod Rate (Calend Days) ( bbl/d ) FH bsica

POZOS FRACTURADOS

Phase : OilCase Name : BASICA

Di : 0.236764 A.e.

qi : 1900 bbl/d

ti : 11/30/2005te : 11/30/2027

End Rate : 5 bbl /d

Final Rate : 4.98203 bbl/d

Cum. Prod. : 16186.3 MbblCum. Date : 04/30/2009

Reserves : 1014.35 Mbbl

EUR : 17200.7 Mbbl

POZOS FRACTURADOS

199899200001 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23200

500

1000

5000

6000

OilPrimaryProd

Rate(Calend

Day

s),bbl/d

Liquid Prod Rate (Calend Days) ( bbl/d ) FH Incremental

POZOS FRACTURADOS

Phase : OilCase Name : BASICA

Di : 0.167412 A.e.

qi : 1709.17 bbl/d

ti : 04/30/2009te : 12/31/2036

End Rate : 5 bbl /d

Final Rate : 10.7392 bbl/d

Cum. Prod. : 16186.3 MbblCum. Date : 04/30/2009

Reserves : 3385.9 Mbbl

EUR : 19572.2 Mbbl

POZOS FRACTURADOS

Reservas antes de FH Reservas despus de FH

Reservas antes de FH 17.20 Mbls

Reservas depues de FH 19.57 Mbls

Reservas desarrolladas 2.37 Mbls

Produccin incremental a abril/09 0.99 Mbls

Reservas incrementales actuales 1.38 Mbls

Figura 9. Reservas aceleradas en pozos fracturados campo Yarigu-Cantagallo

Reservoir Pressure psia 1648

Fluid level from surface ft 4680

Top of perforations ft 5386

Base of perforations ft 5450

Tubing intake Depth ft 4680

Bottom of well ft 6082

Total fluid rate Bls/d 140

Water cut % 0,30%

Gradient psi/ft 0,380159

Pwf psia 281

Pwf/Pr 0,170

DD psia 1367,443

IP Actual Bpd/psi 0,102

AOF Bls/d 148

Max. Tbg Intake depth ft 5750

Max. Fluid Level ft 5450

Exp. Pwf psia 30

Exp. Rate Bls/d 148

Additional DD psia 251

Incremental rate Bls/d 8 Pressure 1648 1483,2 1318,4 1153,6 988,8 824 659,2 494,4 329,6 164,8 0

Oil Incr Rate Bls/d 8 Rate 0 26 49 69 88 104 118 129 138 144 148

Today condition

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

0 50 100 150

FlowingBottomH

ole

pressure(psia)

Total fluid rate (STB/day)

IPR

Figura 10. Indice de productividad pozo YR-52

ReconocimientosLos autores expresan sus agradecimientos a Ecopetrol SA por permitir la publicacin de este trabajo, y a todos los funcionarios de los

Departamentos de Ingeniera y Confiabilidad del Ro, de Produccin Cantagallo y la Coordinacin de Mantenimiento de Pozos del

Ro, quienes han sido artfices del xito de este proyecto.

Referencias1. Nieto, J.E., et. al. Caracterizacin y Plan De Desarrollo de los Yacimientos del Campo Yarigu Cantagallo - VMMColombia, ECOPETROL

S.A., 2004.

2. Lozano, M.E., et. al. Actualizacin del Modelo Esttico y Plan de Desarrollo de los Yacimientos del Campo Yarigu-Cantagallo - VMM Colombia. ECOPETROL, 2006.

3. Prez, L.E., et. al. Integrated Reservoir Management Enhances the Recovery in a Mature Field. Paper SPE 107885 Presented at the LatinAmerican and Caribbean Petroleum Engineering Conference held in Buenos Aires, Argentina, 1518 April 2007.

4. Prez, L.E., et. al. Integrated Reservoir Management Enhances the Recovery in a Mature Field. JPT, January. 2008.

5. Gomez, V. and Matulevich, A. Evaluacin Proyecto de Caoneo Adicional Campo Yarigu Cantagallo, ECOPETROL S.A., 2004.

6. Rueda, J.I. et. al. Estudio deFactibilidad de Fracturamiento Hidrulico en el Campo Yarigu-Cantagallo. ECOPETROL S.A., 2005.

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