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8/13/2019 Articulo Para La Revista Fuentes

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ESTUDIO TCNICO-FINANCIERO PARA LA VIABILIDAD DE UNTRATAMIENTO DE FRACTURAMIENTO HIDRULICO EN

CAMPO ESCUELA COLORADO

Jorge Leonardo Archila J.1

, Nury Andrea Romero M.2

, Fernando Enrique Calvete G.3

, SergioAndrs Ardila A.4

RESUMEN

El objetivo de este artculo es presentar la evaluacin de factibilidad de realizar un trabajo de fracturamihidrulico en pozos de Campo Colorado. Para tal fin se consider que para que un tratamientofracturamiento sea exitoso se debe cumplir dos criterios: que la fractura sea tcnicamente ejecutableconmicamente viable.

Mediante un modelo de produccin se seleccionaron los pozos que presentaran mayor potencial al dismel dao en cara de pozo. Posteriormente se realiz la evaluacin tcnica mediante la caracterizacgeomecnica de la formacin la cual permiti establecer: presin de poro, propiedades mecnicas y esfuer

Se seleccionaron los intervalos a intervenir con ayuda del modelo petrofsico. A estos intervalos se le evla factibilidad de generar una fractura hidrulica mediante la determinacin del tipo de falla inicial de la r presencia de barreras de contencin de altura, gradiente de fractura y contraste de propiedades mecnicas.

Mediante la metodologa del diseo Unificado de Fractura se dise la geometra ptima de fractura la maximizara la productividad el pozo. Este potencial incremental de diseo fue utilizado para evaluaviabilidad econmica del tratamiento de fracturamiento el cual permite establecer si la inversin inicial costo operativo del tratamiento son recuperables durante el tiempo del tratamiento.

Palabras clave:Fracturamiento hidrulico, diseo unificado de fractura, modelo geomecnico, propiedademecnicas, contraste de esfuerzos, criterio de falla.

ABSTRACT

The aim of this paper is to present the evaluation of feasibility of hydraulic fracturing job in Colorado Fwells. For this reason, it was considered for a hydraulic fracturing treatment in Colorados wells to besuccessful you must fulfill two criteria: the fracture has to be technically enforceable and economicfeasible.

With a production model there were selected the Wells that presented greater potential to reduce the damin the wellbore. Later the technical evaluation was made by geomechanical characterization of lithologcolumn which allowed setting: pore pressure, mechanical properties and stress. Intervals were selectedintervene using the petrophysical model. Within these intervals it was evaluated the feasibility of generatihydraulic fracture by determining the type of initial failure of the rock, presence of high containment barof height, fracture gradient and contrast of mechanical properties.

1Estudiante de Ingeniera de Petrleos, Escuela de Ingeniera de Petrleos, Universidad IndustrialSantander, Bucaramanga. Colombia. E- mail: [email protected] de Ingeniera de Petrleos, Escuela de Ingeniera de Petrleos, Universidad IndustrialSantander, Bucaramanga. Colombia. E- mail: [email protected]. en Informtica, Universidad Industrial de Santander, Bucaramanga. Colombia. E- [email protected] 4Ingeniero de petrleos, Natfrac Corporacin, Bucaramanga, Colombia. E- [email protected]


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According to the Unified Fracture Design methodology it was designed the optimum fracture geometry wmaximizes the well productivity. This potential incremental design was used to evaluate the economfeasibility of fracturing which allowed to establish whether the initial investment and operating costreatment were recovered during the treatment time.

Keywords:Hydraulic fracturing, unified fracture design, geomechanical model, mechanical properties, str

differences, faulting criterion.

INTRODUCCIN

Los yacimientos de petrleo por su estado natural,despus de cierto tiempo, empiezan a presentar unadeclinacin en la produccin, lo cual hace que losingenieros de produccin y estimulacin evalenalternativas para mantenerla y aumentarla, con el finde sostener la rentabilidad de los campos de petrleo.

Para esto, existen diversas tcnicas de estimulacin para los pozos productores, entre ellos elfracturamiento hidrulico, el cual consiste en lainyeccin de fluidos con una potencia hidrulica losuficientemente grande que permita crear unafractura en la formacin, con el fin de aumentar su permeabilidad, de tal manera que aumente el flujode hidrocarburos en la zona cercana al pozo.

Las estimulaciones pueden generar un incrementoen la produccin de un pozo, pero no siempre seobtienen los resultados ms ptimos; por ello, eneste artculo se presenta una forma de diagnosticarla viabilidad tcnico-financiera de generar unafractura hidrulica aplicada al Campo Colorado.Inicialmente es necesario seleccionar los pozoscandidatos que pueden presentar mayor potencial post fractura. A partir de la seleccin de estos pozos, se construy el modelo geomecnico comouna herramienta para evaluar la factibilidad degeneracin y propagacin de la fractura hidrulica a partir del comportamientos mecnico de la roca, elrgimen de esfuerzos y la magnitud de presin.

Posteriormente para los intervalos a intervenir sedeterminaron las mejores condiciones de diseo defractura mediante la metodologa del diseounificado de fractura (UFD). Teniendo en cuenta elmodelo optimizado de geometra de la fractura, serealiz el de pronstico de produccin para evaluarel potencial incremental de los pozos seleccionadosy desarrollar el anlisis financiero del proyecto.

1. SELECCIN DE LOS POZOSCANDIDATOS

Campo escuela Colorado tiene en total 76 pozos perforados, de los cuales a la fecha de investigacin(Marzo de 2013) se encontraban 23 pozos activos y produciendo. Partiendo de esta informacin seinici la seleccin de los pozos candidatos.

Para determinar cules pozos presentaran el mayor potencial despus del tratamiento, se seleccionaronlos pozos en los que en un modelo de produccin seevidencia el mayor incremental bajo un escenario dedisminucin de dao. Por lo tanto, en los intervalos productores de los 23 pozos activos, se realiz elmodelo de produccin mediante la ecuacin deVogel en estado pseudo-estable:

[ ]

Donde k es la permeabilidad en la zona productora,h es el espesor de cada intervalo productor en el pozo, Bo es el factor volumtrico del aceite, es laviscosidad del aceite,r e es el radio de drenaje,r w esel radio del pozo, s es el factor skin o dao, P prom esla presin promedio del yacimiento y P wf es la presin de fondo fluyendo.

Ajustando el modelo con pruebas de produccin seobtiene el caudal total que cada pozo produceactualmente. Tambin se determin el caudalmximo (Qmx ) teniendo en cuenta el ndice de productividad (J):

Los tratamientos de fracturamiento hidrulicoremueven o disminuyen el dao que presenta el


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pozo, lo cual hace que la produccin se incrementeante la estimulacin.

Una vez obtenido el potencial actual, se realiz lasensibilidad del factor skin bajo un escenariooptimista de estimulacin, es decir, se determin el

caudal que producira el pozo si el dao en estedisminuyera en 4 unidades y de esta formaseleccionar los pozos que proporcionan los mayoresincrementales.

En la tabla 1 se presenta el clculo realizado en el pozo Col 36 el cual es uno de los pozos activos:

Tabla 1. Anlisis del Factor Skin en intervalosabiertos del Pozo COL 36.

h Skin Q Qmx Q @ S =-4

Qmx @S = -4

Q Incre

(ft) Adim BOPD BOPD BOPD BOPD BOPD17 5.93 7.44 11.45 9.62 14.805 3.3410 5.93 4.38 6.73 5.66 8.7091 1.9613 5.93 5.69 8.76 7.36 11.321 2.5610 5.93 4.38 6.73 5.66 8.7091 1.967 5.93 3.06 4.71 3.96 6.0964 1.37

24.97 38.41 32.27 49.641 11.22

Se aplic la misma metodologa a cada pozo activodel campo y se seleccionaron los pozos que presentan el mayor potencial al disminuir el factorskin. Como criterio de seleccin se tuvieron en

cuenta los pozos que presentan un incrementalmayor o igual a 11 barriles como es el caso del pozoCol 36 (11.22 BOPD). Los pozos seleccionados sonCol 23, Col 36, Col 44, Col 55 y Col 67.

2. EVALUACION TCNICA

En cada pozo seleccionado se construy el modelogeomecnico (MEM) para determinar la factibilidadde crear una fractura hidrulica en la formacin. Lafinalidad del modelo geomecnico es conocer lascondiciones de presin, esfuerzos y elcomportamiento mecnico de la roca.En los ltimos aos la caracterizacin geomecnicade las formaciones ha permitido responder ainterrogantes sobre la imposibilidad de generar unafractura hidrulica en ciertos casos de fracaso detratamientos de fracturamiento. Adicionalmente, elmodelo de presin, esfuerzos y propiedadesmecnicas permiten conjuntamente identificar

barreras de contencin y diagnosticar el crecimientovertical de la fractura, la capacidad de propagacinde esta y requerimiento de presin para fracturar laformacin. La ventaja de este conocimiento previo ala ejecucin del tratamiento, es la valoracin que se puede realizar a un trabajo de estimulacin paradefinir la ejecutabilidad tcnica e identificar factoresde seguridad en la realizacin de la operacin.

Para el desarrollo del modelo geomecnico esnecesario contar con cierta informacin necesariacomo registros, descripcin litolgica de la columnaestratigrfica, pruebas de presin, eventos durante la perforacin entre otros.

2.1 AUDITORIA DE DATOS

El primer paso para construir el modelogeomecnico consisti en recopilar la informacindisponible de los pozos seleccionados de CampoColorado. Esta informacin consisti en:

Estado de completamiento: Permiten conocer laszonas objetivo, intervalos caoneados,identificacin de zonas de acuferos y trabajos deworkover realizados.

Registros de pozos: Los registros elctricos,magnticos, nucleares, resistivos y snicos sonnecesarios para la determinacin de las propiedades mecnicas, presin de poro,esfuerzos y caracterizacin del perfil litolgico.

Registros de perforacin: Permiten obtenerinformacin del comportamiento de estabilidaddel pozo y eventos generados durante la perforacin como: pegas de tubera, influjos, prdidas de fluido, manifestaciones de fluido que brindan ayuda en la calibracin del modelogeomecnico. Tambin es necesario elconocimiento del peso de lodo con el que se perfor el pozo.

Pruebas de presin: Para conocer la presin de poro presente en las formaciones productoras ycalibrar la presin de poro modelada.


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Figura 1.Template de los registros disponibles pozo Col 44

En la Figura 1 se observa de izquierda a derecha lossiguientes registros: la profundidad medida (MD,track 1), el registro caliper junto con el registro detamao de broca (bit size, track 2), el registrodensity o RHOB (track 3), el registro resistivo deinduccin (ILD, track 4), el registro potencialespontaneo (SP, track 5) y el peso de lodo utilizadodurante la perforacin (MW, track 6). Adems delos registros, tambin se observan los topesinterpretados de las formaciones que se encuentranen el pozo.

En muchos pozos en donde la informacin deregistros no est disponible, se deben aplicartcnicas que permitan adquirir la informacinnecesaria para el modelamiento. Estas tcnicas pueden ser la extrapolacin de registros de pozosoffset, la aplicacin de redes neuronales o laaplicacin de correlaciones para obtener registrossintticos.

2.2 GENERACIN DE REGISTROSSINTTICOS

Uno de los registros ms importantes en laconstruccin del modelo geomecnico es el snico.

Como todos los pozos seleccionados no cuentan condicho registro, se construy un registro snicosinttico compresional a partir del registro resistivoILD disponible en los pozos. Con la curva sintticadel registro DTC, se gener el registro snico decizalla (DTS), requerido para el modelamiento delas propiedades mecnicas.

De los pozos seleccionados solamente el Col 67 posee registro DTC. Se usaron otros pozos comoCOL 38, COL 66, COL 70, COL 72, COL 75 yCOL 77 que poseen el registro DTC para obtener emejor ajuste del registro sinttico. La ecuacin paradeterminar el snico sinttico a partir de laresistividad fue:

Dnde:

DT ILD es el registro snico compresional a partir deun registro de resistividad profundo;TVD es Truevertical depth (Profundidad vertical real del pozo);

ILD es el registro de induccin profundo y FA es elfactor de ajuste del registro.


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En la figura 2, se presentan los registros DT (gris)de 3 de los 7 pozos en donde se corri el registrosnico y el registro sinttico DT_ILD (lnea negra)correspondiente a cada pozo. Se observa que con lacorrelacin utilizada se obtiene un comportamientosimilar del registro sinttico con el original. Elfactor de ajuste utilizado para los pozos de CampoColorado fue de 0.55.

Figura 2. Registro DTCO y DT_ILD en 3 de los pozos de campo Colorado

Para el clculo del registro snico de corte DTS serealizaron los siguientes clculos:

Clculo de las ondas ssmicas P y S:

Para calcular la onda P:

Donde DTC es el valor que presenta el registrosnico compresional, (DTC o DT_ILD).

La onda S se calcul mediante las siguientesecuaciones, dependientes del tipo de roca:

Para rocas arcillosas:

Para formaciones limpias o arenas:

Clculo del Snico de Corte:

2.3 CARACTERIZACIN DEL PERFIL

LITOLGICO

El modelamiento geomecnico parte de lacaracterizacin litolgica de la columnaestratigrfica del pozo. El modelamiento litolgicode los pozos se determin mediante el nivel dearcillosidad utilizando el registro SP.

Figura 3. Normalizacin del registro SP en 3 de los5 pozos seleccionados

Como se observa en la Figura 3 el registro dePotencial Espontneo fue corregido por lnea base


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Con el SP corregido se definieron los cutoff paraobtener un perfil de volumen de arcillosidadVshale, como se observa en la Figura 4 para el pozoCol 44.

Las facies litolgicas arena y arcilla fuerondefinidas dependiendo del contenido de arcillosidad presente. Para arenas limpias se defini un porcentaje de arcillosidad


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A continuacin se presenta una tabla resumen de las propiedades que se determinaron en cada pozo y elcomportamiento observado para cada litologadefinida.

Tabla 2. Propiedades Geomecnicas determinadosen cada pozo seleccionadoARENA ARCILLA

PROPEDADES ELSTICASMdulo de Corte (psi)

Mdulo de YoungDinmico (psi)

Mdulo de Young Esttico(psi)

Relacin de Poisson(Adm)

Fragilidad (%) PROPIEDADES DE RESISENCIAUCS (psi)

Resistencia Tensil (psi) Cohesin (psi) AFI()

En la figura 6, se presentan las propiedades elsticasde la roca determinadas para el pozo Col 55. Losmdulos elsticos Young y relacin de Poisson permiten establecer la facilidad como se propaga lafractura.

En las arenas se observaron valores altos de Mdulode Young y baja relacin de Poisson. El mdulo deYoung es el mdulo de elasticidad ms importanteen el diseo de fracturas. Este mdulo es la medidade la rigidez de la roca y afecta directamente elancho de fractura.

En la figura 7 se presentan las propiedades deresistencia de la roca que fueron utilizados para lageneracin de la ventana de estabilidad.

Seguidamente se determinan los esfuerzos principales, los cuales son el esfuerzo vertical (Sv),el esfuerzo horizontal mnimo (Shmin) y el esfuerzohorizontal mximo (Shmx). El esfuerzo vertical secalcula determinando la presin litosttica de lacolumna litolgica mediante la densidad de losestratos. Los esfuerzos horizontales sondeterminados mediante las ecuaciones poroelsticas.

Figura 6. Calculo del mdulo de Young esttico, larelacin de Poisson, y fragilidad del pozo Col 55

Figura 7. Calculo del UCS, resistencia a la traccin,AFI y Cohesin del pozo Col 55


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A continuacin se aprecia el clculo de estosesfuerzos en el pozo Col 36:

Figura 8. Esfuerzos principales obtenidos en el pozo Col 36

Se determin para el campo un rgimen rumbodeslizante.

Una vez determinada la presin de poro, las propiedades mecnicas de la roca y los esfuerzos in-situ, se genera el modelo de estabilidad.

En la Figura 9 se presenta el modelo geomecnicodel pozo Col 55. Basados en la teora delcomportamiento elstico se han creado varios

modelos analticos y numricos para calcular laventana operacional de lodo. Estos modelos seconstruyen a partir de las propiedades mecnicas dela roca, la presin de los fluidos contenidos en los poros y el rgimen de esfuerzos presente alrededordel pozo que ya fue explicado con antelacin para elclculo de esta informacin.

La ventana permite establecer el anlisis estabilidadque permita ver el ajuste de la presin de poro, los

esfuerzos y las propiedades mecnicas con relacinal peso de lodo y el estado del hueco, usando unmodelo elstico lineal. La informacin de entrada bajo este modelo es:

Esfuerzos In Situ (Vertical, Mximo horizontal

y Mnimo horizontal magnitud y orientacin) Perfil de presin de Poro Propiedades mecnicas de la formacin

(Resistencia a la tensin, cohesin y ngulo defriccin)

Propiedades elsticas de la roca (Mdulo deYoung y relacin de Poisson)

Figura 9. Modelo geomecnico del pozo Col 55 junto con las facies y el registro Caliper

La ventana de estabilidad muestra la presin decolapso, la presin de poro, el peso de lodo usadodurante la perforacin y la presin de fractura. Deacuerdo en lo observado en la formacin MugrosaB se registran continuas secciones de huecoderrumbado evidenciadas en el registro Caliper queconcuerdan correctamente con el perfil de presinde colapso superando el peso del lodo con el que se perfor.


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Por otro lado la presin de colapso muestra picosque estn relacionados con el comportamientocaracterstico de las intercalaciones de lutitas. El peso de lodo se conserv en rangos alejados delgradiente de esfuerzo mnimo reduciendo la probabilidad de reactivacin de fracturas.

Una vez realizada la calibracin del modeloGeomecnico con el registro Caliper se consideraque las variables del modelo son confiables para ladeterminacin del tipo de falla en la cara del pozo yel anlisis de los mdulos de elasticidad y elesfuerzo mnimo en profundidad.

2.5 SELECCIN DE ESPESORESCANDIDATOS

Teniendo en cuenta el perfil litolgico, las propiedades mecnicas y los estados mecnicos delos pozos, se hizo una seleccin de los espesorescon las mejores condiciones desde el punto de vistageomecnico para el fracturamiento, teniendo encuenta que:

Sean espesores de arena lo suficientementegrandes para fracturar.

Que dichas zonas estn caoneadas paragarantizarlos como zonas de arena productorasde aceite.

Que no se encuentren cercanas a acuferos ocapas de gas, ya que la fractura podraextenderse en estas zonas.

Que el contraste de propiedades mecnicas yesfuerzo mnimo sea evidente para obtener unafractura confinada.

Por ejemplo en la Figura 10 se presenta un intervaloseleccionado para el pozo colorado 55.Se presentanlos intervalos caoneados, el perfil de presin de poro, esfuerzo de cierre y los mdulos elsticosYoung y Poisson. Este intervalo est constituido porunidades limpias intercaladas con niveles de arcilla.Observando el contraste de esfuerzo mnimo setiene que los espesores arcillosos superiores einferiores a este intervalo, son altamentecompetentes para la contencin de la fractura en elintervalo de inters.

El contraste de esfuerzo mnimo entre el pay y las barreras de shale es mayor a 0.1 psi/ft, presin

suficiente para generar una fractura contenida.Aunque en el intervalo hay unidades arcillosas, seconsidera que stas no son lo suficientementegrandes para contener el crecimiento vertical de lafractura, como s lo son los espesores superior einferior al intervalo. Otro de los factores a tener encuenta es el contraste de propiedades mecnicas.Para generar una fractura convencional se requiereque la formacin tenga alto mdulo de Young y baja relacin de Poisson (rea negra del track 5) loque favorece la propagacin longitudinal de lafractura requerida en estos pozos de baja permeabilidad.

Cuando una roca es sometida a un esfuerzo, estainicialmente va a fallar ya sea por tensin o porcizalla. Es importante la determinacin del tipo defalla inicial para las condiciones especficas bajo las

cuales la fractura hidrulica ser diseada.Conforme la presin de inyeccin se incrementa, seevala el criterio de falla por tensin o cizalla. El primer criterio que se cumpla, determinar cual tipode falla ocurrir inicialmente.

Para tratamientos de fracturamiento hidrulico enyacimientos convencionales se requiere que la fallaque ocurra inicialmente en la roca sea por tensin.La explicacin fsica de este comportamiento es quesi la falla por cizalla ocurre antes que por tensin, laenerga proveniente por la presin de inyeccin es

disipada debido a la creacin de mltiples fracturasde cizalla cercanas a la cara del pozo que no tienenuna direccin nica. Por otro lado, cuando la falla por tensin ocurre primero, la energa asociada a la presin de inyeccin, es concentrada en la direccindel plano de propagacin de fractura (como es elcaso de la direccin del esfuerzo mximo), lo cuales lo que se busca en una fractura hidrulica.

Existen diversos criterios para determinar el tipo defalla inicial, como es el criterio de Mohr-Coulomb basado en el clsico diagrama de Mohr, donde una

envolvente de falla define el lmite entre laintegridad de la roca y el punto donde falla. Estadepender del estado de esfuerzos, las propiedadesgeomecnicas y la resistencia de la roca. Teniendoen cuenta este criterio se determin el tipo de fallaen cada espesor evaluado como se muestra en laFigura 11. En este intervalo se puede apreciar que


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Figura 10. Intervalo seleccionado para el diseo UFD pozo Col 55

con la caracterizacin desarrollada del modelogeomecnico y para un pozo vertical, un aumentode la presin de inyeccin en las paredes de laformacin, hace que la roca falle inicialmente portensin (lnea negra continua) que por cizalla (lneanegra discontinua).

Figura 11. Evaluacin tipo de falla Intervaloseleccionado para el diseo UFD pozo Col 55

En la tabla 3 se presentan los intervalos a interveniren los pozos seleccionados en los cuales se realizel diseo de fractura.

Pozo Tope (ft) Base (ft) h bruto h netoCOL 36 2007 2143 136 111COL 36 2309 2402 93 84COL 44 3993 4274 281 150COL 44 4560 4618 58 52COL 55 2262 2482 220 152COL 55 4641 4868 227 153COL 67 2018 2153 135 83COL 67 3758 3917 159 143Tabla 3. Espesores candidatos a fracturar

3. APLICACIN DEL DISEOUNIFICADO DE FRACTURA (UFD)

El diseo Unificado de Fractura es una teoradesarrollada por Economides (2001) paradeterminar la geometra de fractura ptima quemaximiza la productividad en trminosadimensionales de un tratamiento de fracturamientohidrulico.

Antes de aplicar la metodologa UFD es necesarioestablecer las caractersticas del propante a utilizar.Teniendo en cuenta que los pozos del campoColorado son pozos someros y en tratamientos previos de fracturamiento se us la arena Ottawacomo material propante, este ser el agente sostn


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que se utilizar en el diseo, ya que es uno de losms econmicos del mercado y es aplicable para pozos poco profundos y de bajo esfuerzos de cierre.

A continuacin se muestran las propiedades de laarena Ottawa:

Densidad: 165 lb/ft3. Porosidad: 0.4 Permeabilidad (Kf): 180 Darcys

Una vez definidas las propiedades del material propante y las propiedades de los espesores afracturar, se aplica el procedimiento UFD que sedescribe a continuacin:

a) Calcular el volumen de drenaje( ):

Donde r e es el radio de drenaje yh el espesorneto definido en cada intervalo.

b) Determinacin de la masa ptima de propante:

Clculo del volumen de inyeccin(V iny ):

( ) Donde M p es la masa de propante a evaluar (lbs), es la porosidad del propante y es la densidad del propante (lbs/ft3).

Clculo del nmero de propante (Np): El Np es larelacin del volumen de fractura (Volumen deinyeccin) y el volumen de drenaje delyacimiento, determinado con la relacin de la permeabilidad del yacimiento y del propante.

Donde es la permeabilidad del propante, esla permeabilidad del yacimiento y es el espesor bruto o la misma altura de la fractura.

Clculo el ndice de productividad mximoadimensional(JD mx ): Economides encontr que para un valor de N p, existe un JD mx que permitemaximizar el largo y ancho de fractura. Para elcaso de los pozos de Campo Colorado todostienen un valor de Np < 0.1, por lo tanto, se usala ecuacin 11:

Clculo del Folds Of Increase (FOI): El FOI

indica las veces de incremento de la productividad una vez realizado el tratamiento.Para obtener este valor, es necesario determinarel ndice de productividad antes del tratamiento(J pre ), el cual tiene en cuenta el factor skin. El J pre se calcula con la ecuacin 12:

Una vez se calcula el J pre , el FOI se calculamediante la ecuacin 13:

Donde el JD mx es el ndice de productividad

adimensional mximo y J pre es el JD teniendo encuenta el factor skin.

A continuacin se muestran los resultados obtenidos para el espesor evaluado en el pozo Col 36. Losvalores de Np JDmx y FOI son adimensionales.

Mp(lbs) Viny(ft3) Np JDmx FOI10000 101.01 3,57E-06 0,138 2,4420000 202.02 7,15E-06 0,145 2,56

30000 303.03 1,07E-05 0,149 2,6440000 404.04 1,43E-05 0,152 2,6950000 505.05 1,79E-05 0,155 2,7460000 606.06 2,14E-05 0,157 2,7870000 707.07 2,50E-05 0,159 2,8180000 808.08 2,86E-05 0,161 2,8490000 909.09 3,22E-05 0,162 2,87100000 1010.10 3,57E-05 0,164 2,90Tabla 4. Parmetros necesarios para ladeterminacin de la masa de propante ptima.


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Figura 12. Determinacin de la masa de propante ptima

A continuacin se describe los parmetros de diseoUFD para un intervalo del pozo Col 36:

c) Clculo de la masa ptima de propante (Mp):Con los clculos obtenidos anteriormente, se procede a calcular la masa ptima de propante paracada espesor seleccionado, a partir de una grfica deFOI vs Mp como la que se muestra en la Figura 12.La masa ptima se obtiene cuando el aumento delFOI deja de ser significativo con aumentos de masade propante.

d) Calcular el ndice de conductividad adimensional(Cfd): se calcula en funcin del valor de Np. Paratodos los pozos seleccionados el valor del Np esmenor a 0.1. Segn la teora UFD, cuando el Np esmenor a 0.1 se debe asumir que la conductividad defractura adimensional ptima es de 1.6.

e) Clculo de la longitud y ancho ptimo ( y): Por medio de las ecuaciones 14 y 15, se

calcula la longitud y ancho ptimo de fractura paracada masa evaluada en funcin del espesor afracturar, el Cfd, la permeabilidad del propante y delyacimiento, y el volumen de propante para un ala defractura (Vf):

El volumen de propante para un ala de la fractura

es igual a:

En la tabla 5 se pueden apreciar los resultadosfinales obtenidos para todos los pozos, en donde setiene la masa de propante optima obtenida para cadaespesor y la geometra de fractura diseada en cadaintervalo.

DATOS PTI M OS DE F RACTURA UF DPOZO hf Mppt Xf pt Wf pt

(ft) (lbs) (ft) (in) COL 36 136 68000 336,43 0,090


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COL 36 93 60000 382,16 0,102COL 44 281 70000 367,15 0,041COL 44 58 58000 735,61 0,082COL 55 220 68000 374,83 0,050COL 55 227 68000 383,05 0,047

COL 67 135 64000 358,14 0,080COL 67 159 66000 454,85 0,055

Tabla 5. Resultados UFD para los pozosseleccionados.

4. EVALUACIN FINANCIERA

Al determinar el diseo UFD en cada pozo, se debedeterminar si los parmetros ptimos diseados permiten que el tratamiento de fracturamiento sea

econmicamente viable. Para esto, se debe calcularel potencial incremental en superficie con el fin deelaborar la evaluacin financiera. Es importanteentonces conocer la produccin que aportara el pozo en fondo cuando se realiza la fractura, paraluego obtener la produccin en superficie y de estamanera calcular el potencial incremental.

4.1 CLCULO DEL CAUDALINCREMENTAL

El caudal con fractura en fondo de pozo se calculacon la siguiente ecuacin:

Donde es el radio efectivo del wellbore, el cuales determinado a partir de la grfica de Prats y la

conductividad de fractura adimensional (Figura 11).Conociendo que Cfd es de 1.6 para todos los pozos,se obtiene la relacin y con la siguienteecuacin se obtiene el radio efectivo del wellbore:

Figura 13. Grfica de Prats

Donde es el largo optimo obtenido por el diseoUFD.

El potencial incremental en fondo se realiza paracada espesor. En cada pozo se seleccionaron dosintervalos a fracturar y en cada uno se hall elcaudal en fondo con fractura para luego obtener elcaudal total en fondo.

La evaluacin financiera se realizar de maneracomparativa con dos escenarios: un primerescenario o escenario base el cual ser con respectoa la produccin actual del pozo, y un segundoescenario o escenario con tratamiento el cual tendren cuenta la produccin incremental del tratamientocon el diseo UFD.

Con la produccin con fractura se debe calcular la produccin a condiciones de separador para realizarla comparacin de los dos escenarios.

Para este clculo se tuvo en cuenta las prdidas defluido por la cada de presin desde la presin de

fondo fluyendo hasta la presin del separador.Segn datos de Campo Colorado, se asume que a partir del caudal de descargue de la bomba encondiciones actuales del pozo, se defini que desdeel fondo del pozo fluyendo hacia el separador,teniendo en cuenta las prdidas de presin porfriccin en la tubera y la lnea de flujo por el chokey por vlvulas de seguridad, entre otras, las prdidasde caudal son de 12 barriles/da.


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Para el tratamiento por los trabajos de workover yla operacin de los equipos en el proceso, se tendren cuenta en la inversin inicial, el cambio de la bomba por una bomba nueva, la cual trabajar conun 85% de eficiencia, teniendo en cuenta principalmente la calidad del crudo. Por lo tanto, elclculo de la produccin con fractura en elseparador se calcula de la siguiente manera:

A partir de la produccin actual del pozo y elclculo de la produccin con fracturas en elseparador, se calcula la produccin incremental:

A continuacin se presentan los caudalesincrementales obtenidos a condiciones de superficie para los 4 pozos evaluados:

Pozo Prod. Inc. (Bls)Col 36 51.22Col 44 42.40Col 55 76.94Col 67 94.17

Tabla6. Produccin incremental

4.2 DETERMINACIN DEL TIEMPOESTIMULADO

Es importante conocer el tiempo de produccin quemantendr el tratamiento en cada pozo, ya que esteser el tiempo de evaluacin de los dos escenarios.Por medio de la ecuacin de la curva de declinacinexponencial es posible determinar el tiempo, peroantes es necesario determinar la tasa de declinacindel tratamiento en cada pozo con la siguienteecuacin:

Dnde:= produccin incremental (Bls/dia)= produccin actual del pozo (Bls/dia)= tasa de declinacin de la produccin

incremental (fraccin)= tasa de declinacin de la produccin actual

(fraccin)

Teniendo en cuenta que la tasa de declinacin delcampo segn informacin suministrada por campoescuela a la fecha de investigacin es de 0.106,conociendo la produccin actual de los pozos ytambin la produccin incremental obtenidaanteriormente, es posible determinar la tasa dedeclinacin de cada pozo. Una vez se conoce estatasa se prosigue a determinar el tiempo de produccin por efecto del tratamiento mediante larelacin basada en la curva de declinacinexponencial:

A continuacin se presentan las tasas de declinaciny tiempo de los tratamientos obtenidos para cada pozo:

Pozo Tasa declinacin Tiempo

(Fraccin) (Meses) COL 36 0,32 5,13COL 44 0,22 6,39COL 55 0,36 4,81COL 67 0,29 5,50

Tabla 7. Tasa de declinacin mensual y tiempo deestimulacin.

4.3 ANLISIS FINANCIERO

Uno de los criterios ms importante para realizar untratamiento es evaluar la inversin inicial y losgastos generados en el desarrollo del mismo, con elfin de buscar su rentabilidad.

Se evala financieramente el potencial incremental por pozo considerando los costos del tratamientocomo la masa de propante, los equipos necesariosel fluido fracturante, entre otros mediante losindicadores financieros (VPN, TIR, Pay Back,Relacin beneficio/costo).

En el costo del CAPEX se tuvieron en cuenta los precios ms econmicos para un tratamiento defracturamiento y todos los equipos necesarios pararealizarlos, obteniendo un valor por $US 333000


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[Escriba texto]

(IVA incluido). Los costos OPEX se presentan acontinuacin:

SERVICIO UNIDAD COSTOPrecio neto del crudo

ColoradoUSD/BLS 105,15

Impuesto de Renta % 2,83Regalas % 20,00

Lifting Cost USD/BLS 30,00Costo de Transporte USD/BLS 2,00Costo de Tratamiento USD/BLS 0,60Factor de Ecopetrol % 5,54

Tabla 8. OPEX para campo Colorado

El siguiente paso es realizar la evaluacin financieradel tratamiento por pozo, teniendo en cuenta losindicadores econmicos para determinar laviabilidad financiera del proyecto. Como ejemplode los resultados obtenidos una vez realizado elflujo de caja libre, se muestra de manera grfica enla Figura 14 para el pozo Col 36, en donde seaprecia que la viabilidad financiera del tratamientono es rentable debido a los altos costos de inversindel tratamiento, y los costos operativos quedisminuyen los ingresos del mismo.

A su vez, el caudal incremental no es suficiente para pagar la inversin en el tiempo de estimulacin deltratamiento a la tasa de declinacin la cual es muyalta en comparacin a la tasa de declinacin delcampo Colorado, ya que la tasa del tratamientooscila entre 0,22 y 0,36 y la tasa de Colorado es de0,106.

Del mismo modo se determin el flujo de caja enlos 3 pozos restantes, obteniendo resultadossimilares, por lo tanto para los diseos planteados, en ningn pozo resulta rentable el tratamientode fracturamiento hidrulico.

Figura 14. Flujo de caja del pozo Col 36

CONCLUSIONES

De acuerdo al anlisis tcnico y financierodesarrollado para evaluar la factibilidad defracturamiento hidrulico en el Campo EscuelaColorado se concluye lo siguiente:

De acuerdo a la seleccin de pozos para eltratamiento de estimulacin, los que pueden presentar mejores potenciales de produccin post-fractura son: Col 23, Col 36, Col 44, Col 55y Col 67.

Al evaluar la viabilidad tcnica del proyectomediante el anlisis geomecnico, se evidencique en los intervalos seleccionados tcnicamentese puede crear una fractura hidrulica, donde sealcanza el criterio de falla tensil antes que la decorte. El anlisis de contraste de esfuerzos indicque los sellos superior e inferior a los intervalosseleccionados contienen la fractura en el net pay.

Se realiz el diseo unificado de fractura en cadaintervalo evaluado, calculando en principio lasmasas de propante ptimas a utilizar, las cualesestn entre 58000 y 70000 lbs para los intervalosseleccionados, y en funcin de estas se calcul lalongitud y ancho ptimos de fractura y el ndicede productividad mximo posible, obtenidosentre 0,159 y 0,181.

Al evaluar la viabilidad financiera deltratamiento se encontr que un tratamiento defracturamiento no es rentable para ningn pozo

(400)

(350)

(300)

(250)

(200)

(150)

(100)

(50)

-

50

100

0 1 2 3 4 5

F l u j o

d e c a j a

( U S D

$ )

Tiempo (Meses)

FLUJO DE CAJA POZO COL 36

Flujo de caja libre Flujo de caja acumulado


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[Escriba texto]

del Campo Escuela Colorado debido a los altoscostos de inversin del tratamiento, y los costosoperativos que disminuyen los ingresos delmismo, observado en los clculos de losindicadores econmicos como el VPN y el TIR,los cuales dieron para todos los casos negativosdonde no se logra el Pay Back durante el tiempode estimulacin. Adems la tasa de declinacindel tratamiento es muy alta, ya que oscila entre0,22 y 0,36 comparada con la tasa del campoColorado que es de 0,106.

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articulo para la revista fuentes

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