anteproyecto seleccion de candidatos para fh
TRANSCRIPT
ANTEPROYECTO DE TESIS
SELECCIÓN DE POZOS CANDIDATOS PARA FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO
NELCY VIVIANA LEIVA POLANCO
2008171659
JULIAN ENRIQUE GARCIA FLOREZ
2008171068
Director de Proyecto
MSc. LUIS HUMBERTO ORDUZ.
UNIVERSIDAD SURCOLOMBIANA
FACULTAD DE INGENIERÍA
PROGRAMA DE PETRÓLEOS
NEIVA – HUILA
2012
ANTEPROYECTO DE TESIS
SELECCIÓN DE POZOS CANDIDATOS PARA FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO.
NELCY VIVIANA LEIVA POLANCO
2008171659
JULIAN ENRIQUE GARCIA FLOREZ
2008171659
Presentado a:
Comité de Proyectos de Grado
Facultad de Ingeniería
UNIVERSIDAD SURCOLOMBIANA
FACULTAD DE INGENIERÍA
PROGRAMA DE PETRÓLEOS
NEIVA - HUILA
2012
TABLA DE CONTENIDO
1. TITULO2. INTRODUCCIÓN
3. MARCO TEORICO
4. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
5. JUSTIFICACIÓN
6. OBJETIVOS
6.1.OBJETIVO GENERAL
6.2.OBJETIVOS ESPECÍFICOS
7. ALCANCES Y LIMITACIONES
8. METODOLOGIA :FASES DE TRABAJO
9. RECURSOS
9.1.RECURSOS HUMANOS
9.2.RECURSOS TÉCNICOS E INSTITUCIONALES
9.3.RECURSOS FINANCIEROS
10.CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES
BIBLIOGRAFÍA
1. TITULO
Selección de pozos candidatos para fracturamiento hidráulico.
2. INTRODUCCIÓN
Colombia actualmente se esta convirtiendo en un país productor de Hidrocarburos
a nivel internacional, por lo tanto, para seguir avanzando en el desarrollo del
aumento en la producción, es de suma importancia conocer los trabajos de
estimulación y su debido proceso de selección de pozos candidatos.
Los tratamientos de reacondicionamiento, como el fracturamiento hidráulico tienen
el propósito de rehabilitar y mejorar las condiciones de producción, en yacimientos
declinados o con una producción baja debido a diferentes factores, tales como,
producción de parafinas, solido, finos, daño en la vecindad del pozo durante la
perforación y/o completamiento del mismo, entre otros.
Estas operaciones deben seguir un proceso detallado para poder alcanzar
resultados satisfactorios, por ende, como primera instancia para poder empezar un
trabajo de fracturamiento hidráulico es importante seleccionar el mejor pozo
candidato para el tratamiento basándose en un análisis preciso de los diferentes
parámetros que contribuyen al skin.
3. MARCO TEORICO
Para el desarrollo de este trabajo es muy importante conocer terminología básica
en relación con el área de yacimientos, fracturamiento hidráulico y producción.
Parámetros de yacimientos.
I. Permeabilidad.
La permeabilidad es la propiedad de la roca que permite el paso de un fluido a
través de los poros interconectados de la misma. En otras palabras podemos
decir que la permeabilidad es la medida de la conductividad de los fluidos que
tiene una roca. La unidad de medida de la permeabilidad de una roca en el
sistema CGS, se denomina DARCY. La ley de DARCY se expresa en la
siguiente ecuación:
q=
KAµ
∗dp
dx
Donde:
q = volumen de flujo, en cm3/ s para flujo horizontal.
K = constante de permeabilidad en darcys.
A = área de la sección en cm2.
μ = viscosidad del fluido en cp.
dP/dx = gradiente hidráulico en atm /cm.
II. Flujo de fluidos en yacimientos.
Ecuaciones de darcy en unidades de campo, para petróleo, en un tipo de flujo
radial se tiene:
Qo=0.00708 K h(Pe−Pwf )
μ Bo ln( re
rw)
Donde:
Q0=BN /dia
µ = cp
K= md
P= psia
re=rw= pie
Teniendo en cuenta el daño se puede escribir como:
Qo=0.00708 K h(Pe−Pwf )
μ Bo[ ln( re
rw)+s ]
En donde el daño podría expresarse como:
s=( KK s
−1) lnrs
rw
III. Porosidad (ф).
Es una propiedad de la masa rocosa, que mide el espacio intersticial, y se
define como la relación entre el volumen poroso (Vp) y el volumen total de la
roca (Vt) y se la expresa con un porcentaje, se requiere de medidas, del
volumen de los poros y del volumen total.
∅=V p
V t
%∅=V p
V t
∗100
Donde:
Ø= porosidad, en porcentaje.
V P=¿ Volumen poroso.
V t=¿ Volumen total de la roca.
III.IPorosidad por fractura
Originadas en rocas sometidas a varias acciones de diastrofismo.
IV. Saturación de agua.
La saturación de un medio poroso con respecto a un fluido se define como la
fracción del volumen vació de un medio poroso que está ocupado por ese
fluido. Para determinar la saturación de agua se utilizó la ecuación de ARCHIE,
que viene definida por:
Sw=√ F∗Rw
Rt
Donde:
Sw = Saturación de agua
Rw = Resistividad del agua de formación (ohm-m)
Rt = Resistividad verdadera de la formación (ohm-m)
F = Factor de formación.
V. Factor de daño “skin”.
Durante operaciones de completación y reacondicionamiento de pozos es
posibles que entren a la formación filtrados de lodo, mezclas de cemento o
partículas de arcilla que reducen la permeabilidad alrededor del pozo. Este
efecto, es comúnmente referido como daño (skin) del pozo y la región alterada
de la formación se conoce como zona de daño, la cual puede extenderse
desde unas pocas pulgadas hasta varios pies desde el pozo. En otros casos,
los pozos son estimulados, ya sea acidificándolos o fracturándolos, con el fin
de incrementar la permeabilidad cerca del pozo. En consecuencia, la
permeabilidad alrededor del pozo siempre es diferente a la que existe a varios
pies de la formación que no ha sido afectada por la perforación o la
estimulación.
Los factores que causan daño en la formación pueden producir una caída
adicional de presión durante el flujo, la cual se conoce como ∆ P skin. En general,
el efecto resultante de la alteración de la permeabilidad se conoce como efecto
de daño o de estimulación. Se debe tener en cuenta que:
∆ P skin>0, indica una caída de presión adicional debido a que ocurre año
alrededor del pozo, esto es: K skin<0.
∆ P skin< 0, indica una disminución de presión debido a que ocurre un
mejoramiento alrededor del pozo, esto es K skin>0.
∆ P skin= 0, indica que no ocurre cambio alrededor del pozo, es K skin=0.
Parámetros de producción.
I. Índice de productividad y el IPR.
El índice de productividad (productivityIndex) o IP, es un indicador de la
capacidad o habilidad para producir fluido de un pozo (reservorio). Se expresa
como la relación entre el caudal producido en tanque (Q) y la caída de presión
del reservorio.
Cuando la presión de fondo del pozo (Pwf) es mas grande que la presión del
punto de burbuja (Pb), el flujo de fluido es similar a un flujo monofásico, y la
curva que representa al índice de productividad se representa con una recta,
descrita por la siguiente relación:
IP= Q[Pr−Pwf ]
Donde:
IP= índice de productividad
Q= caudal de fluido
Pr= presión estática promedio del reservorio
Pwf= presión de fondo de pozo
Si Pwf es menor que Pb, resulta en un fluido multifasico, por lo tanto deberá
usar el método de IPR (Inflow Performance Relationship). La relación esta dada
por la siguiente ecuación:
Q0max=Q0
1−0.2( Pwf
Pr)−0.8 (Pwf
Pr)
2
Esta relación fue utilizada por primera vez por W.E.Gilbert y luego por
J.V.Vogel. Volgel desarrollando una curva de referencia sin dimensiones que
puede ser usada para determinar la curva IPR para un pozo particular.
II. Pruebas de declinación de presión (DRAWDOWN).
Estas pruebas se efectúan con el fin de obtener (a) permeabilidad promedia en
el área de drene del pozo, (b) volumen poroso del yacimiento, y (c) determinar
heterogeneidades (en el área de drene).
Idealmente, el pozo se cierra hasta que alcance la presión estática del
yacimiento antes de la prueba. Este requisito se consigue en yacimientos
nuevos, pero a menudo es difícil o impráctico de lograr en yacimientos viejos o
desarrollados.
III. Pruebas de restauración de presión (BUILD UP).
La prueba Build up, consiste en tomar datos y realizar el estudio de un
yacimiento a través de un pozo que a ha sido cerrado temporalmente para tal
finalidad. Uno de los principales objetivos de este análisis es determinar la
presión estática del yacimiento sin necesidad de esperar semanas ó meses
para que la presión del yacimiento se estabilice.
Esta prueba además nos permite conocer algunos parámetros tales como:
- Permeabilidad efectiva del yacimiento
- Efectos de daño alrededor del pozo
- Presencia de falla
- Algunas interferencias de la producción del pozo.
- Límites del yacimiento, donde no hay un fuerte empuje por agua ó donde el
acuífero no es de gran tamaño comparado con el tamaño del yacimiento.
Parámetros de fracturamiento hidráulico.
I. Fractura hidráulica.
Es la aplicación de presión a una roca reservorio hasta que se produce la falla o
fractura de la misma. Después de la rotura de la roca se continúa aplicando
presión para extender la fractura más allá del punto de falla, usando
apuntalante para mantenerla abierta excepto en estimulación acida. Con esta
fractura se crea un canal de flujo de gran tamaño que no sólo conecta fracturas
naturales sino que produce una gran área de drenaje de fluidos del reservorio.
II. Objetivos del fracturamiento hidráulico.
Mejorar la producción.
Mejorar el uso de energía del yacimiento.
Desarrolla reservas adicionales.
Aumentar la recuperación total.
Sobrepasa zonas altamente dañadas.
Incrementar el régimen de producción.
Controla la producción de escamas.
Conecta sistemas de fracturas naturales.
Incrementa el área efectiva de drenaje de un pozo.
Disminuye el número de pozos necesarios para drenar un área.
III. Propiedades mecánicas de la roca.
a. Esfuerzo.
Se define como esfuerzo a la razón de la fuerza que se aplica sobre la
superficie de un área elemental; esta acción es la intensidad de la fuerza
llamada esfuerzo.
b. Deformación.
Se define como la compresión (positiva) o extensión (negativa) de un
material en especial como resultado de la aplicación de fuerzas externas.
Existen deformaciones finitas, infinitesimal y de corte, y la suma de las
deformaciones de un cuerpo determina la deformación total del cuerpo.
c. Material linealmente elástico.
Cuando el esfuerzo varía linealmente con la deformación.
d. Modulo de Young (E) o modulo de elasticidad de la roca.
Constituye la rigidez de un material y describe la respuesta del material a la
deformación en la misma dirección de la aplicación del esfuerzo. Se define
como la razón entre la variación del esfuerzo con respecto a la variación de
la deformación en la dirección de la aplicación del esfuerzo.
e. Modulo de Poisson (V)
Describe la respuesta de la deformación del material, en dirección
perpendicular a la dirección que se ha aplicado el esfuerzo; definiéndose
como la relación entre la variación de la deformación perpendicular a la
dirección del esfuerzo respecto a la variación de la deformación que esta en
la misma dirección en que es aplicado el esfuerzo.
f. Modulo de Bulk
Este modulo corresponde a la relación entre la presión aplicada con
respecto al porcentaje del cambio de volumen dado en la aplicación de
dicha presión.
VI. Presión neta.
Constituye la diferencia en cualquier punto en la fractura y la presión a la cual
la fractura se cierra; este criterio implica la existencia de una sola presión de
cierre.
Pneta=Pf +Pc=Pf−σc
Donde
Pf= presión del fluido de la fractura
Pc= presión de cierre de la fractura
σc= esfuerzo de cierre de la fractura
VII. Conductividad de la fractura.
Es la habilidad de la fractura para transportar el fluido desde el yacimiento hasta
el pozo y puede expresarse por la siguiente ecuación:
Conductividad de la fractura = K*Wf
Donde:
K= permeabilidad, md.
Wf= ancho de la fractura, pies.
VIII. Altura de la fractura (h).
Una fractura se desarrolla perpendicular al mínimo esfuerzo, es decir, si el
esfuerzo se encuentra en el plano horizontal, entonces la fractura se
desarrollara en el plano vertical.
IX. Longitud de la fractura.
Constituye la distancia de la fractura abierta al flujo, consiste de dos lados
simétricos o medidas longitudinales Xf, a cada lado del pozo; es decir la mitad
de la longitud de conductividad de la fractura y se fundamenta en el balance de
materiales en el cual hace referencia al volumen inyectado del fluido fracturante
en el pozo, donde una parte penetra dentro de la formación y otra parte esta en
el volumen de la fractura.
X. Ancho de la fractura.
El inicio de una fractura es una grieta en la roca y esto responde al criterio de
considerar que la formación productora es un medio elástico, la grieta se cierra
por la acción del esfuerzo de cierre que hace la presión neta sea cero o menor
que cero.
XI. Definición de proceso de fracturamiento hidráulico.
Consiste en una mezcla de químicos especiales para obtener un fluido
apropiado y así poder bombear la mezcla del fluido dentro de la zona a altas
tasas y presiones para acuñar y extender la fractura. Inicialmente el fluido “Pad”
(fluido de fracturamiento) es bombardeado para la fractura inicial, la primera
cantidad de fluido que entra en la fractura se encarga de la creación de la
misma y del control de la pérdida de fluido dentro de la formación, a lo largo de
las superficies de la formación creadas por la fractura, las cuales son paredes
de la misma. Las fracturas se extienden o se propagan a medida que se
continúa bombeando el fluido de tratamiento. La fractura producida proveerá
canales de alta conductividad desde el yacimiento hasta el fondo del pozo.
4. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
Lo trabajos de estimulación de pozos son las actividades de workover con mayor
importancia, debido a los resultados que genera en el incremento de la producción
de los mismos; estos tratamientos se definen como la inyección de fluidos a
caudales y presiones por debajo de la presión de fractura, con la finalidad de
remover el daño ocasionado por la invasión de fluidos a la formación durante la
perforación y el completamiento del pozo, mejorando el rendimiento en la
producción del mismo.
Entre los tratamiento de estimulación se encuentran la acidificación; en la cual, se
inyecta una solución ácida dentro de la formación, con el fin de disolver minerales
presentes recuperando e incrementando la permeabilidad alrededor del pozo; esta
operación ayuda mucho a la limpieza y ensanchamiento de las fisuras si el acido
penetra a una profundidad considerable. El fracturamiento acido aunque utiliza
productos similares a la acidificación, su objetivo es crear un canal de alta
conductividad disolviendo las paredes de la fractura de forma dispersa. La tercera
técnica de estimulación es la utilización de explosivos que se basa en el rápido y
gran aumento de volumen que se produce al momento de ser detonado el
explosivo y pase a la fase gaseosa, obteniendo como resultado el aumento del
diámetro real del pozo a través de la demolición del material y la aparición de
fracturas radiales alrededor de la zona de detonación.
Otro método de estimulación de pozos es el fracturamiento hidráulico, el cual, es
utilizado en rocas consolidadas, esta técnica consiste en crear y dilatar las fisuras
mediante la aplicación de grandes presiones hidráulicas evitando que se cierren
por medio de la adición simultanea de arena o bolitas de vidrio. El rendimiento de
este proceso depende en gran medida de las variables o parámetros considerados
al momento de seleccionar el pozo candidato para la operación.
Los parámetros que influyen en gran medida a la selección del pozo para
fracturamiento hidráulico son la permeabilidad de yacimiento, el factor de daño del
yacimiento, el volumen de aceite/gas in place, la saturación de hidrocarburos, la
presión del yacimiento, Contención de la fractura hidráulica, entre otros; conocer
con exactitud los rangos, en los cuales, la selección del pozo es satisfactoria,
ayuda en gran medida a la operación como tal, sin mencionar que brinda
ganancias y una disminución de perdidas económicas y operacionales
significativa.
5. JUSTIFICACIÓN
El proceso de fracturamiento hidráulico consiste en inducir una fractura de alta
conductividad desde la cara del pozo al yacimiento, con el propósito de
incrementar la producción del campo; el éxito de esta operación depende en gran
medida de la selección del pozo candidato.
La selección de pozos candidatos para fracturamiento hidráulico no es tan fácil
como parece, específicamente en áreas de baja permeabilidad, a demás no
cualquier pozo puede ser considerado como candidato para fracturamiento
hidráulico, debido a que se pueden generar muchos problemas, tales como,
propagación desfavorable de la fractura a estratos o capas superiores e inferiores,
presión de inicio de fractura muy alta, perdidas en la conductividad de la fractura
debido a esfuerzos in situ mucho mayores sobre las caras de la fractura, fugas o
escapes del fluido de fracturamiento, entre otros, adicionalmente existen
condiciones especificas que impiden que un pozo sea candidato para
fracturamiento hidráulico, por ejemplo, cuando existe una proximidad al contacto
agua-aceite puede reducir considerablemente el tamaño del tratamiento, o cuando
la proximidad es con el contacto gas-aceite se reduce en gran parte el rendimiento
del mismo; por lo tanto, invertir tiempo y esfuerzo en un modelamiento detallado
de los criterios para seleccionar los pozos candidatos para fracturamiento
hidráulico es preciso, ya que no solo asegura que existe un potencial para
incrementar el índice de productividad (j), sino que garantiza de que este
incremento es sostenible, es económicamente justificable y que no hay presencia
de volúmenes indeseables de agua y gas, lo que genera resultados satisfactorios
para tratamientos tan costosos.
6. OBJETIVOS
6.1 OBJETIVO GENERAL
Desarrollar una guíade selección de parámetros para la mejor selección de
pozos candidatos para fracturamiento hidráulico.
6.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
A través de una metodología especifica determinar la mejor selección de
pozos candidatos para fracturamiento hidráulico.
Establecer parámetros asociados a la permeabilidad para programar
estimulaciones por fracturamiento hidráulico.
Establecer los modelos matemáticos usados para fracturamiento hidráulico
y sus limitaciones.
Determinar variaciones de espesor, longitud versus volumen inyectado para
diferentes permeabilidades.
7. ALCANCES Y LIMITACIONES
El fracturamiento hidráulico es una técnica de completamiento de pozo ya
establecida muy usada en los yacimientos. Aunque hoy en día aun no es usado en
todos los lugares del mundo, por sus elevados costos y por la falta de experiencia
en este tipo de procedimientos; lo cual, produce inseguridades en algunas
compañías.
Aunque el fracturamiento puede ser tomado frecuentemente como una técnica
para yacimientos con baja permeabilidad o para rehabilitar la producción de
campos maduros, los mejores resultados generalmente son logrados por la
selección del pozo.
Con frecuencia, la principal limitación para la selección de candidatos no son los
aspectos técnicos del yacimiento ni la inducción de la fractura, mientras que otras
razones podrían causar que un intervalo o que la cara de pozo sea rechazada
como candidatos para fracturamiento hidráulico, entre estas se pueden mencionar
la proximidad a los contactos de agua y gas, contracción o encogimiento de la
tubería, tubulares de baja calidad y baja calidad de la adherencia del cemento.
También posiblemente se encuentren limitaciones económicas, debido a que este
proceso es sumamente costoso, de donde se toma la decisión de hacer todas las
inversiones correspondientes, cuando se tiene la certeza de que los resultados y
las ganancias que se van a obtener después del proceso valdrán totalmente la
pena, lo que quiere decir, que se necesita saber que el procedimiento será
justificable económicamente.
8. METODOLOGIA
El proyecto de grado se llevara a cabo mediante una secuencia lógica, detallada y
ordenada de cuatro fases, en las cuales, se proporcionan las herramientas
necesarias para la elaboración del mismo.
Primera Fase: Recopilación y organización de la información
Se realiza la respectiva revisión de la documentación apropiada realizada por los
diferentes autores sobre la selección de pozos candidatos para fracturamiento
hidráulico.
Recopilación del material referente al tema a través del servidor
ONEPETRO, el centro de estudios de ingeniería de petróleos(CEDEIP), y
trabajos de grupos de investigación de otras universidades.(criterios para la
selección de candidatos para fracturamiento hidráulico, alcances y
limitaciones de los pozos, parámetros que contribuyen al daño de la
formación, identificación y cálculos de los respectivos daños).
Segunda Fase: Organizar la información en un solo sistema de acuerdo con
los parámetros de selección.
Realizar una guía detallada, paso a paso, con la información obtenida, con base a
los parámetros de selección de pozos candidatos para fracturamiento hidráulico.
Tercera Fase: Analizar los modelos matemáticos de selección de
candidatosparafracturamiento hidráulico.
Se debe organizar y analizar los modelos predeterminados de selección de
candidatos para fracturamiento hidráulico de acuerdo a los parámetros para
identificar y determinar las variables más influyentes.
Cuarta Fase: Entrega del informe final.
Elaboración y presentación del documento final del proyecto ante el Comité
Evaluador de Proyectos de la Facultad de Ingeniería de la Universidad
Surcolombiana.
9. RECURSOS
9.1 Recursos humanos
Tesistas:
NELCY VIVIANA LEIVA POLANCOy JULIÁN ENRIQUE GARCÍA FLOREZ
Estudiantes de Ingeniería de Petróleos con códigos 2008171659 y 2008171068
respectivamente.
Director del trabajo de grado:
LUIS HUMBERTO ORDUZ Ingeniero de Petróleos. Docente del Programa
Ingeniería de Petróleos en la Universidad Surcolombiana.
9.2 Recursos técnicos e institucionales
Servidor de ONEPETRO de la SPE disponible en la red de internet de la
Universidad Surcolombiana.
Centro de Documentación Especializado de Ingeniería de Petróleos
CEDEIP.
Equipos electrónicos tales como: computadores, scanner, impresoras tanto
de la universidad como propios.
Sala de sistemas Universidad Surcolombiana CPIP.
9.3Recursos financieros
Costos por concepto de materiales y herramientas para la realización del proyecto,
como son computadores, impresoras, papelería, tintas, fotocopias, entre otros.
Actividad Descripción Cantidad Precio total ($)
Trabajo de investigadores
Investigadores 2 8.000.000
Directores 1 6.000.000
SUBTOTAL 14.000.000
EQUIPOS Y TECNOLOGIA 1.500.000TRANSPORTE 300,000
MATERIAL BIBLIOGRAFICO Y FOTOCOPIAS 150,000PRESENTACIÓN DEL PROYECTO FINAL 300,000
VARIOS E IMPROVISTOS 130,000
TOTAL 16.380.000
10.CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES
ETAPAS DEL PROYECTO
TIEMPO
Mes 1 Mes 2 Mes 3 Mes 4 Mes 5 Mes 6
1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4
Recopilación y organización de la
información.
Organizar la información en un solo
sistema de acuerdo con los parámetros de
selección.
Analizar los modelos
de selección de candidatos para fracturamiento
hidráulico.
Entregar el informe final
BIBLIOGRAFÍA
Escobar M Fredy Humberto; Ph.D. “Análisis Moderno de Pruebas de Presiones”. Editorial Universidad Surcolombiana. Segunda edición. Neiva- Huila, (2009).
Toapanta A. Henry: “Estudio del incremento de la producción mediante la selección de pozos candidatos para el fracturamiento hidráulico de campo Cononaco” Tesis presentada en la Universidad Central del Ecuador. Quito, Diciembre 2009.
Herrera Cadena, G: “estudio técnico económico post-fractura en el campo Cononaco” Tesis presentada en la Escuela Politécnica Nacional. Quito, Febrero 2009.
F. RoshanaiHeydarabadi and J. Moghadsi, PetroleumUniversity of Technology;Gh.Safian,NISOC; y R. Ashena, IslamicAzadgUniversity: “CriteriaforSelecting a CandidateWellforHydraulicFracturing” Paper SPE 136988 presentado al congreso annual de la SPE en Calabar, Nigeria, Julio 31- Agosto 1, 2010.
Nind, T.E.W: “Fundamentos de Producción y Mantenimiento de Pozos Petroleros”. Editorial Limusa. TrentUniversity. Ontario Canada, 1987
Well services Field Data Handbook. Schlumberger.