repÚblica bolivariana de...

REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA

FACULTAD DE INGENIERIA DIVISIÓN DE ESTUDIOS PARA GRADUADOS

PROGRAMA DE POSTGRADO EN GEOLOGÍA PETROLERA

MODELO GEOMECÁNICO DE ESTABILIDAD PARA EL MEJORAMIENTO DEL PROCESO DE PERFORACIÓN

DE LOS POZOS DEL CAMPO MOTATÁN

Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia

para optar al Grado Académico de

MAGISTER SCIENTIARUM EN GEOLOGÍA PETROLERA

Autor: Ing. Magalys Carolina Chaparro Navas Tutor académico: Ing. Jesús Quintero

Co-Tutor Industrial: Ing. Américo Perozo

Maracaibo, julio de 2016

3

Chaparro Navas, Magalys Carolina. Modelo geomecánico de estabilidad para el mejoramiento del proceso de perforación de los pozos del campo Motatán. (2016) Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela. 155 p. Tutor: Prof. Jesús Quintero; Co-Tutor: Américo Perozo.

RESUMEN

Los yacimientos del Domo Sur del Campo Motatán se encuentran ubicados en la formación Misoa y las arenas Basales de la formación Paují. En Misoa, las areniscas productoras de petróleo están concentradas en las unidades pertenecientes a las Arenas B (B-4, B-3, B-2, B-1 y B-0), y en las Arenas Basales de la Formación Paují, la producción proviene de las unidades A-10, A-9, A-8, A-7, A-6, A-5 y A-4. El principal problema en los yacimientos del área Domo Sur que afecta la construcción de pozos, es la inestabilidad de los hoyos y las pérdidas de circulación durante la perforación que se manifiesta fundamentalmente con el colapso de las paredes y la fractura de la formación, lo que genera un incremento en los tiempos de perforación y la mala cementación de los revestidores, dificultando la completación de los pozos e incrementando los costos de operación. Con esta investigación, se elaboró un modelo geomecánico que permite optimizar la perforación y completación de pozos para así evitar los problemas que se presentan durante y después de la perforación de los pozos, a partir de análisis numéricos que integran los fundamentos geomecánicos en los yacimientos del Domo Sur del campo Motatán. Para este estudio se utilizaron los perfiles de pozos acústicos y nucleares, así como también ensayos de tapones de núcleos de referencia, para determinar los diversos parámetros necesarios para la geomecánica de los pozos, dando como resultado la determinación de las geopresiones, la estimación de las propiedades elásticas de las roca, y la definición de los esfuerzos en sitio. Esta metodología, se aplicó a 10 pozos del área, con el fin de definir los parámetros geomecánicos y evaluar los esfuerzos a los cuales están siendo sometidos, reduciendo la incertidumbre e incrementando la productividad de los mismos, permitiendo estimar puntos de asentamiento de revestidores, definir sobrepresiones y zonas de pérdida de circulación. Palabras clave: Geomecánica, problemas operacionales, perforación, geopresiones, propiedades elásticas,

esfuerzos, diseño óptimo. Correo electrónico: [email protected]

4

Chaparro Navas, Magalys Carolina. Geomechanical stability to improve the process of drilling wells Motatán field model (2016). Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela. 155 p. Tutor: Prof. Jesús Quintero; Co-Tutor: Américo Perozo.

ABSTRACT

The reservoirs south Motatán dome field are located in the Misoa and Basal sands formation Paují. In Misoa, producing sandstones oil are concentrated in the units belonging to the Sands B (B-4, B-3, B-2, B-1 and B-0), and the basal sands of the Paují Training, production comes from units a-10, a-9, a-8, a-7, a-6, a-5 and a-4. The main problem in the reservoirs South Domo area that affects the construction of wells, is the instability of the pits and lost circulation during drilling manifested primarily with the collapse of the walls and the fracturing of the formation, which it generates an increase in drilling time and poor cementing coaters, preventing completion of wells and increasing operating costs. With this investigation, a geomechanical model to optimize the drilling and completion of wells to avoid the problems encountered during and after the drilling of wells, from numerical analysis integrating geomechanical fundamentals in the oilfields was developed south Motatán dome field. For this study profiles acoustic and nuclear wells, as well as assays core plugs reference used to determine the various parameters necessary for the geomechanical wells resulting determining geopressures, estimating elastic properties of the rock, and the definition of efforts on site. This methodology was applied to 10 wells in the area, in order to define the geomechanical parameters and evaluate the efforts which are being subjected, reducing uncertainty and increasing productivity thereof, allowing estimate points of settlement coaters, define overpressure and lost circulation zones.

Keywords: Geomechanics, operational problems, drilling, geopressures, elastic properties, efforts, optimal

design.

Email: [email protected]

5

DEDICATORIA

A Dios Todo Poderoso, quien me dio la oportunidad de ejecutar

este proyecto, siendo parte de mi vida.

A mi papá, mi mamá, mis hermosos tesoros, quienes me dieron la

vida; a mis hermanos, mi cuñada y mi sobrina por brindarme todo

el amor, cariño y apoyo incondicional para poder alcanzar el éxito.

Y por estar siempre a mi lado.

A una persona especial, la cual me ha hecho crecer y me enseñó

a que la vida continúa, me ayudó a levantarme y amar, espero de

ella siga superándose y sea mi ejemplo, aún con sus virtudes y

defectos, sea feliz.

A mis amigos y colegas por estar pendiente de mí y apoyarme en

mis proyectos.

Y en especial a mi Tío Chicho, mi segundo papá (QEPD), siempre

te llevo en mi corazón y en mis recuerdos.

Magalys C. Chaparro N.

6

AGRADECIMIENTOS

A la División de Postgrado de la Facultad de Ingeniería de la Universidad del Zulia y a cada uno de los

profesores que contribuyó a mi crecimiento profesional.

A mi Tutor y amigo Prof. Jesús Quintero, Co-Tutor Américo Perozo, EM Petroquiriquire PDVSA e Intevep por

su valiosa y oportuna colaboración en la realización de este trabajo, por asesorarme y brindarme todo su

apoyo.

A toda mi familia, mi papá, mi mamá, mis hermanos, mi cuñada y mi sobrina; por su cariño y apoyo

incondicional en todo momento.

A todos lo que piensan que no se puede, a los que no creen en sí mismos, a los que tienen miedo a la

verdadera felicidad, cuando se quiere algo con el corazón, siempre se puede, nada es imposible; es cuestión

de darse la oportunidad de ser feliz sin ataduras.

A todas aquellas personas que siempre confiaron, pelearon, discutieron y aun cuentan conmigo.

A todos, gracias.

7

TABLA DE CONTENIDO

RESUMEN III

ABSTRACT IV

DEDICATORIA V

AGRADECIMIENTO VI

ÍNDICE GENERAL VII

ÍNDICE DE FIGURAS IX

ÍNDICE DE TABLAS XIV

ÍNDICE DE GRÁFICOS XVI

INTRODUCCIÓN 1

CAPÍTULO I PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

1.1. Planteamiento del problema 3

1.2. Objetivos de la investigación 4

1.2.1. Objetivo general 4

1.2.2. Objetivos específicos 4

1.3. Justificación e importancia de la investigación 4

1.4. Delimitación de la investigación 5

CAPÍTULO II ASPECTOS GENERALES DEL ÁREA

2.1. Ubicación del Campo Motatán 6

2.2. Marco estratigráfico 6

2.3. Marco estructural 8

2.4. Propiedades petrofísicas de los yacimientos completados en conjunto (Paují-Misoa) del

Campo Motatán 12

2.5. Análisis de presiones de los yacimientos completados en conjunto (Paují-Misoa) del

campo Motatán 12

2.6. Modelo sedimentológico 14

2.7. Estratigrafía secuencial 15

2.8. Completación de pozos 16

2.9. Producción de los pozos del área de estudio 17

CAPÍTULO III MARCO TEÓRICO

3.1. Antecedentes de la investigación 19

3.2. Bases teóricas de la investigación 21

3.2.1. Factores y Mecanismos que afectan la Estabilidad de Hoyo 21

3.2.2. Propiedades mecánicas de la roca 23

3.2.3. Propiedades dinámicas-mecánicas de la roca 23

3.2.4. Esfuerzos in Situ 25

3.2.5. Régimen de esfuerzos 26

8

3.2.6. Criterios de falla de la roca 29

3.2.7. Tipos de falla de la roca 30

3.2.8. Criterio de falla de Mohr-Coulomb 30

3.2.9. El criterio de Falla de Lade Modificado 31

3.2.10. Análisis de Geopresiones 32

3.2.11. Esfuerzos inducidos alrededor de la perforación. 37

3.2.12. Componentes de los esfuerzos in-situ. 38

3.2.13. Estabilidad geomecánica 39

CAPÍTULO III MARCO METODOLÓGICO

4.1 Tipo y diseño de investigación 40

4.2 Población y Muestra 40

4.3 Técnicas e instrumentos de recolección de datos 41

4.3.1. Metodología aplicada 43

CAPÍTULO III ANÁLISIS Y DISCUSIÓN DE LOS RESULTADOS

5.1. Descripción de los problemas operacionales de las áreas perforadas y las zonas en profundidad

donde se presentan las inestabilidades de los hoyos en el Campo Motatán. 70

5.2. Análisis de los perfiles especiales disponibles de los pozos perforados utilizando criterios

geomecánicos para la identificación de las propiedades mecánicas de la roca y los campos de

esfuerzos a distintas profundidades. 93

5.3. Identificación por medio de los campos de esfuerzos, la magnitud y dirección de los esfuerzos y

las correlaciones que más se ajustan a las propiedades geomecánicas de la roca. 104

5.4. Establecimiento de la ventana operacional de los fluidos de perforación en el área de estudio en

base al cubo de geopresiones y los perfiles especiales de pozos disponibles. 123

5.5. Generación de un modelo geomecánico de estabilidad de hoyo en el Campo Motatán. 130

CONCLUSIONES 134

RECOMENDACIONES 136

REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS 137

1

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura Páginas

1. Ubicación del campo Motatán. Fuente: PDVSA Petroquiriquire (2015) 6

2. Columna estratigráfica Domo Sur, campo Motatán. Fuente: PDVSA Petroquiriquire (2015) 7

3. Registros tipo del Campo Motatán. Fuente: PDVSA Petroquiriquire (2015) 8

4. Sección Sísmica NO-SE del Campo Motatán. Fuente: PDVSA Petroquiriquire (2015) 9

5. Áreas en el Domo Sur del campo Motatán. Fuente: PDVSA Petroquiriquire (2015) 10

6. Áreas del Domo Sur del campo Motatán. Fuente: PDVSA Petroquiriquire (2015) 11

7. Comportamiento de presión vs tiempos de los yacimientos MISOA MOT-18, PAUJÍ MOT-21 y PAUJÍ MOT-35. Fuente: PDVSA Petroquiriquire (2015)

13

8. Comportamiento de presión vs producción acumulada de petróleo (Np) de los yacimientos MISOA MOT-18, PAUJÍ MOT-21 y PAUJÍ MOT-35. Fuente: PDVSA Petroquiriquire (2015)

14

9. Modelo de sedimentación. Fuente: PDVSA Petroquiriquire (2015) 15

10. Resumen de estratigrafía secuencial de los yacimientos del campo Motatán Domo Sur. Fuente:

PDVSA Petroquiriquire (2015) 16

11. Producción del campo Motatán. Fuente: PDVSA Petroquiriquire (2015) 18

12. Esquema de los factores que influyen en la estabilidad de hoyo. Fuente: Chaparro, M (2016) 22

13. Curva típica de esfuerzo-deformación. Fuente: Vásquez, A (2005) 24

14. Falla normal. Fuente: Vásquez, A (2005) 27

15. Orientación y relación de los esfuerzos en una falla normal. Fuente: Vásquez, A (2005) 27

16. Falla transcurrente. Fuente: Vásquez, A (2005) 28

17. Orientación y relación de los esfuerzos en una falla de deslizamiento. Fuente: Vásquez, A

(2005) 28

18. Falla inversa. Fuente: Vásquez, A (2005) 29

19. Orientación y relación de los esfuerzos en una falla inversa. Fuente: Vásquez, A (2005) 29

20. Criterio de falla de Mohr-Coulomb. Fuente: Vásquez, A (2005) 31

21. Presión hidrostática del agua de 8,33 lbs/gal. Fuente: Vásquez, A (2005) 33

22. Tren normal de presión del agua de 8.33 lbs/Gal. Fuente: Acosta, J (2001) 34

23. Presión de poros en condiciones normales de compactación. Fuente: Acosta, J (2001) 35

24. Principales causas de presiones anormales. Fuente: Acosta, J (2001) 36

25. Muestras de esfuerzos de corte y tracción en la roca. Fuente: Marcano, A (2001) 37

26. Esfuerzos principales y planos principales. Fuente: Marcano, A. (2001) 37

27. Componentes del campo de esfuerzos in-situ. Fuente: Marcano, A. (2001) 38

28. Vista transversal y vista anular de los esfuerzos que actúan en el hoyo. Fuente: Marcano, A.

(2001) 39

29. Ejemplo de resultados por pozo (inclinación vs profundidad TVD). Fuente: Chaparro, M (2016) 44

2

Figura Páginas

30. Ejemplo de resultados por pozo (densidad del fluido de perforación vs profundidad TVD).

Fuente: Chaparro, M (2016) 45

31. Metodología aplicada para el estudio de esta investigación. Fuente: Chaparro, M (2016) 46

32. Esquemas mecánicos de cuatro pozos estudiados en el campo Motatán (MOT-60 al MOT-63).


33. Ejemplo de resultados por pozo (densidad del fluido de perforación vs profundidad TVD).


34. Secuencia de pasos empleada para estimar la presión de poros en el programa Drillworks Predict. Fuente: Chaparro, M (2016)

58

35. Envolvente de falla de las muestras del pozo MOT-07 (Arenas Basales de Paují y Arenas B de

Misoa). Fuente: PDVSA Petroquiriquire (2015) 62

36. Correlaciones empleadas para estimar las propiedades mecánicas a partir de registros

eléctricos. Fuente: Chaparro, M (2016) 63

37. Propiedades mecánicas dinámicas del pozo MOT-50 (ubicado en la subregión 18SO). Fuente:

Chaparro, M (2016) 64

38. Polígono de esfuerzos. Fuente: Ramos, J. (2008) 66

39. Esquema de clasificación de E. M. Anderson (1951) para magnitudes de esfuerzos relativos en

regiones de Fallamiento normal, inverso y transcurrente. Tomado de Reservoir Geomechanics

Fuente: Zoback (2007) 68

40. Aplicación de la Metodología empleada para el análisis de tiempos productivos y no productivos.

Fuente: PDVSA (2015) 71

41. Evolución histórica de los tiempos productivos y no productivos durante la construcción de los

pozos estudiados en el Domo Sur del campo Motatán. Fuente: PDVSA (2015) 71

42. Tiempos productivos (P) y no productivos (NP) durante la construcción de los pozos estudiados

en el Domo Sur del campo Motatán. Fuente: Chaparro, M (2016) 72

43. Distribución de problemas operacionales durante la construcción del pozo MOT-0066. Fuente:



Chaparro, M. (2016). 76


Chaparro, M. (2016). 77


Chaparro, M. (2016). 79


Chaparro, M (2016). 80


Chaparro, M. (2016). 82

3

Figura Páginas


Chaparro, M. (2016). 84

50. Distribución de problemas operacionales durante la construcción del pozo MOT-0024A. Fuente:

Chaparro, M. (2016). 86

51. Distribución de problemas operacionales durante la construcción del pozo MOT-0061A. Fuente:

Chaparro, M. (2016). 88

52. Resumen de los problemas operacionales durante la construcción de pozos en el campo

Motatán. Fuente: Chaparro, M. (2016). 89

53. Distribución general de los problemas operacionales durante la construcción de pozos en el

campo Motatán. Fuente: Chaparro, M. (2016). 89

54. Tiempos no productivos en la sección de 12-1/4” – Análisis por actividad. Fuente: Chaparro, M

(2016) 90

55. Tiempos no productivos en la sección de 8-1/2” – Análisis por actividad. Fuente: Chaparro, M (2016)

91

56. Ubicación geográfica de los pozos objeto de estudio y la identificación de sus problemas

operacionales. Fuente: PDVSA Petroquiriquire (2016). 92

57. De izquierda a derecha. Curva de registro compuesto Rayos Gamma, Resistividad, Densidad.

Sónico, Curva de gradiente de sobrecarga y curvas integradas de presión de poro, sobrecarga,

fractura y colapso; observando el comportamiento de las mismas por unidad estratigráfica.


58. Tipos de presiones de formación. Fuente: Devereux (1998) 95

59. Secuencia de pasos empleada para estimar la presión de poros en el programa Drillworks Predict. Fuente: Chaparro, M (2016)

97

60. Ubicación de los pozos empleados para la estimación de geopresiones. Fuente: PDVSA

Petroquiriquire (2016) 99

61. Geopresiones estimadas para la subregión 18N (pozos MOT-22, MOT-25, MOT-25B y MOT-32).


62. Geopresiones estimadas para la subregión 18C (pozos MOT-18, MOT-27, MOT-28, MOT-59 y

MOT-64X) Fuente: Chaparro, M (2016) 102

63. Geopresiones estimadas para la subregión 18SO (pozo MOT-50). Fuente: Chaparro, M (2016) 103

64. Visualización de la poca información disponible en los pozos de la subregión 18SE para la estimación de geopresiones (pozos MOT-45 y MOT-46) Fuente: Chaparro, M (2016)

103

65. Geopresiones estimadas para la subregión 39 (pozo MOT-67). Fuente: Chaparro, M (2016) 104

66. Regímenes de esfuerzo. Fuente: Baker Hughes (2007) 105

67. Representación gráfica de una prueba microfrac o XLOT. Fuente: Grollimund (2004) 106

4

Figura Páginas

68. Ubicación de los pozos empleados para la estimación de la dirección de los esfuerzos

horizontales. Fuente: PDVSA Petroquiriquire (2015) 107

69.

B de Misoa – Subregión 18N. Fuente: PDVSA Petroquiriquire (2015) 109

70. B de Misoa – Subregión 18C Fuente: PDVSA Petroquiriquire (2015)

109

71. el de las Arenas Basales de Paují y de las Arenas

B de Misoa – Subregión 18SO. Fuente: PDVSA Petroquiriquire (2015) 110

72. Visualización de la poca información disponible en los pozos de la subregión 18SE para la

determinación de la dirección de breakouts (d

Paují y de las Arenas B de Misoa. Fuente: PDVSA Petroquiriquire (2015) 110

73. h) a nivel de las Arenas Basales de Paují y de las Arenas

B de Misoa – Subregión 39. Fuente: PDVSA Petroquiriquire (2015) 111

74. Esfuerzos en sitio para el pozo MOT-25B - Subregión 18N. Fuente: Chaparro, M (2016) 113

75. Esfuerzos en sitio para el pozo MOT-61 - Subregión 18N. Fuente: Chaparro, M (2016) 113

76. Esfuerzos en sitio para el pozo MOT-63 - Subregión 18N. Fuente: Chaparro, M (2016) 114

77. Esfuerzos en sitio para el pozo MOT-26A - Subregión 18C. Fuente: Chaparro, M (2016) 114

78. Esfuerzos en sitio para el pozo MOT-59 - Subregión 18C. Fuente: Chaparro, M (2016) 115

79. Esfuerzos en sitio para el pozo MOT-69 - Subregión 39. Fuente: Chaparro, M (2016) 115

80. Prueba XLOT efectuada en el pozo MOT-61A en al año 2012 Fuente: PDVSA Petroquiriquire

(2015) 116

81. Detalle de los ciclos II y III de la prueba XLOT efectuada en el pozo MOT-61A para determinar la

magnitud del esfuerzo horizontal mínimo Fuente: PDVSA Petroquiriquire (2015) 117

82. Ubicación de los pozos empleados para la determinación de la presión de colapso. Fuente: PDVSA Petroquiriquire (2015)

118

83. Dimensiones de breakout en una sección transversal de hoyo. Fuente: PDVSA Petroquiriquire

(2015) 119

84. Identificación de fallas asociadas a colapso de hoyo en los pozos MOT-25B (subregión 18N) y MOT-26A (subregión 18C). Fuente: PDVSA Petroquiriquire (2015)

119

85. Retroanálisis de derrumbes y fallas de corte observadas (breakouts) en el pozo MOT-25B

(subregión 18N) con las zonas de colapso estimadas. Fuente: Chaparro, M (2016) 120

86. Comparación entre los resultados obtenidos empleando los criterios de falla de Mohr-Coulomb y

de Lade Modificado para los pozos MOT-25B (subregión 18N) y MOT-26A (subregión 18C).

Fuente: PDVSA Petroquiriquire (2015) 121

87. Ejemplo del gráfico de distribución de frecuencia para la presión de colapso de 60° de breakout

a 8000 pies de profundidad vertical en el pozo MOT-69 (subregión 39). Fuente: PDVSA


5

Figura Páginas

88. Presiones de colapso para los pozos MOT-25B (subregión 18N), MOT-26A (subregión 18C) y

MOT-69 (subregión 39). Fuente: Chaparro, M (2016) 123

89. Ventana del lodo - perfiles continuos de las geopresiones promedio para el campo Motatán

Domo Sur. Fuente: Chaparro, M (2016). 124

90. Fallas compresivas y fallas por tensión ocasionadas por un mal diseño de la ventana operacional de densidades del fluido de perforación. Fuente: Baker Hughes (2007)

126

91. Ventana operacional de densidades del fluido de perforación para las localizaciones AE-20-3

(subregión 18N), AM-24-1 (subregión 18C) y para la localización genérica cercana al pozo MOT-

69 (subregión 39) – Fases intermedias y productoras. Fuente: Chaparro, M (2016) 128

92. Ventana operacional de densidades del fluido de perforación para las localizaciones AE-20-3

(subregión 18N), AM-24-1 (subregión 18C) y para la localización genérica cercana al pozo MOT-

69 (subregión 39) – Todas las Fases. Fuente: Chaparro, M (2016) 129

93. Comparación entre la ventana operacional recomendada por el presente estudio y las

densidades del fluido de perforación mínimas y máximas empleadas históricamente en el Domo

Sur del campo Motatán. Fuente: Chaparro, M (2016) 130

94. Densidad de perforación requerida a diferentes inclinaciones y azimuts para la localización AE-

20-3 - Subregión 18N (60° de breakout). Fuente: Chaparro, M (2016) 131

95. Densidad de perforación requerida a diferentes inclinaciones y azimuts para la localización AM-

24-1 – Subregión 18C (60° de breakout). Fuente: Chaparro, M (2016) 132

96. Densidad de perforación requerida a diferentes inclinaciones y azimuts para la localización genérica cercana al pozo MOT-69 - Subregión 39 (60° de breakout). Fuente: Chaparro, M (2016)

132

97. Trayectorias para el campo Motatán. Fuente: Chaparro, M (2016). 133

6

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla Páginas

1. Propiedades petrofísicas de los yacimientos completados en conjunto (Paují-Misoa) del Campo

Motatán. Fuente: EM Petroquiriquire (2015) 12

2. Ensayos triaxiales de muestras del pozo MOT-07 a diferentes presiones de confinamiento

(profundidades entre 10571 pies y 10572 pies). Fuente: PDVSA Petroquiriquire (2015) 62

3. Ensayos triaxiales de muestras del pozo MOT-07 a diferentes presiones de confinamiento

(profundidades entre 10576 pies y 10577 pies). Fuente: PDVSA Petroquiriquire (2015) 62

4. Resumen de los problemas operacionales ocurridos durante la perforación del pozo MOT-0066.

Fuente: Chaparro, M. (2016). 73













11. Resumen de los problemas operacionales ocurridos durante la perforación del pozo MOT-

0024A. Fuente: Chaparro, M. (2016). 85

12. Resumen de los problemas operacionales ocurridos durante la perforación del pozo MOT-

0061A. Fuente: Chaparro, M. (2016). 87

13. Pozos considerados para la estimación de geopresiones. PDVSA Petroquiriquire (2016) 98

14. Resumen de los resultados obtenidos de las geopresiones por subregión. Fuente: PDVSA


15. Pozos considerados para la estimación de la dirección de los esfuerzos horizontales. Fuente:


16. Sumario de dirección de breakouts (dirección de Sh) por subregión. Fuente: PDVSA


7

Tabla Páginas

17. Pozos considerados para la estimación de la magnitud de los esfuerzos horizontales. Fuente:


18. Sumario de los resultados obtenidos para la relación de los esfuerzos horizontales (k) por

subregión. Fuente: PDVSA Petroquiriquire (2015) 112

19. Localizaciones a las cuales se les determinó la ventana operacional de densidades del fluido de

perforación. Fuente: Chaparro, M (2016) 126

8

ÍNDICE DE GRÁFICOS

Gráfico Páginas

1 y 2. Tiempos de perforación campo Motatán. Fuente: Chaparro, M (2016) 49

3. Problemas operacionales de los pozos estudiados en el campo Motatán. Fuente: Chaparro, M

(2016) 49

4. Eventos por fase en el campo Motatán. Fuente: Chaparro, M (2016) 50

5. Inclinación en función de la profundidad real (TVD) para los pozos estudiados del campo

Motatán. Fuente: Chaparro, M (2016) 51

6. Dirección para los pozos estudiados del campo Motatán. Fuente: Chaparro, M (2016) 51

7. Tortuosidad para los pozos estudiados del campo Motatán. Fuente: Chaparro, M (2016) 52

8. Densidad del fluido de perforación para los pozos estudiados del campo Motatan. Fuente:


1

1

INTRODUCCIÓN

En los estudios geomecánicos, la presión de poro y fractura son estimadas indirectamente cuando se requiere

planificar y ejecutar la perforación de un pozo, debido a que las mediciones directas, siendo confiables, son

costosas y son ejecutadas solo después de haberse perforado el pozo en la zona productora. Aun cuando se

hayan perforado gran cantidad de pozos en el área, usualmente unos pocos poseen datos de este tipo de

prueba.

La investigación comprende la determinación de la presión de poro, fractura, sobrecarga, colapso y el análisis

de la posible zona de presiones anormales a partir de registros sónicos y de las velocidades interválicas de

sísmica de superficie; así como también, el cálculo de la magnitud de los esfuerzos en sitio y el uso de la

direcciones de dichos esfuerzos establecidas en los informes de las empresas de servicio para así definir la

ventana óptima de peso de lodo y la mejor trayectoria a usar durante la perforación. Consiste en un modelo

geomecánico acoplado con la estabilidad de hoyos, necesarios para planificar la perforación de pozos nuevos

que maximicen el recobro final de los yacimientos de hidrocarburos en el Domo Sur del campo Motatán. La fase

inicial del estudio se estableció en el análisis de la experiencia operacional de perforación, donde se

identificaron y analizaron eventos asociados a inestabilidad de hoyos. En el caso de las secciones intermedias

de 12-1/4”, los problemas en el hoyo fueron de atascamiento de tubería y pesca; y las actividades de desvío y

acondicionamiento de hoyo poseen una contribución importante dentro de los tiempos no productivos perdidos

durante la construcción de esta sección. En el hoyo productor de 8-1/2”, a nivel de problemas de hoyo, se

determinó que las actividades más críticas fueron atascamiento de tubería, falla en la cementación, viaje de

tubería y pérdida de circulación.

Se analiza, evalua y describe el procedimiento para llevar a cabo la estimación de la presión de poro, fractura y

sobrecarga, mediante el uso de una serie de ecuaciones manejadas a través del software DrillWorks Predict

para el cálculo de geopresiones y el DrillWorks Geostress en la definición de la ventana operacional. La

caracterización de las geopresiones, propiedades mecánicas de la roca y esfuerzos en sitio. En el caso de las

geopresiones, se identifican las zonas de presión normal hasta el tope de la Discordancia; las sobrepresurizada

en las Lutitas de Paují y en las arenas productoras presiones normales con algunos lentes depletados.

El trabajo está estructurado y desglosado en cinco capítulos, en el primero establece el problema, los objetivos,

la justificación y limitaciones de la investigación. En el segundo indican los aspectos generales del área de

estudio. En el tercero presentan estudios realizados anteriormente y las bases teóricas que sustentan la

propuesta. En el cuarto se establece la metodología implementada en el desarrollo del estudio. En el capítulo

quinto se plantea la solución al problema, concluyendo acerca de la investigación y se generan una serie de

2

2

recomendaciones. Posteriormente al planteamiento del trabajo, muestran las fuentes bibliográficas citadas y

finaliza el mismo con la presentación de los apéndices.

3

3

CAPÍTULO I

PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

1.1. Planteamiento y formulación del problema

La industria petrolera frecuentemente encuentra dificultades técnicas durante la perforación de pozos, debido a

diferencias significativas de presión de poros entre los estratos que el mismo pueda atravesar, y tales

diferenciales de presiones son un fenómeno presente en casi todas las cuencas petrolíferas del mundo, bien

sea por yacimientos maduros o por no aplicar las técnicas operativas durante la perforación.

La perforación de un pozo y la penetración de fluidos de perforación en la formación causan fenómenos físicos

y químicos que afectan la estabilidad del pozo que está siendo perforado, es por ello que se estudian dichos

fenómenos para buscar la forma de compensar algún tipo de alteraciones de las propiedades mecánicas de las

rocas.

El campo Motatán es una fuente importante de reservas de crudos medianos (20-22 °API) a escala nacional y

ha sido calificado como uno de los más prospectivos en la zona de occidente; en él, se encuentran los

yacimientos Paují y Misoa (MOT0018 / MOT0021) los cuales poseen un POES de 866,066 MBN, unas reservas

recuperables de petróleo probado de 251,142 MBN.

Durante las operaciones de construcción de los pozos del área se presentan diversos inconvenientes asociados

con un diseño inadecuado del fluido de perforación, que se traduce en el colapso de las paredes del hoyo, la

pérdida de circulación del fluido, el embolamiento de la mecha, fallas en la cementación de los revestidores,

problemas en la toma de registros y el atascamiento de la tubería y de las herramientas utilizadas durante la

perforación, situaciones que originan tiempo y costos adicionales.

La columna estratigráfica a perforar no es homogénea, y antes de alcanzar la roca yacimiento se deben

atravesar formaciones con características diferentes, tal es el caso de las lutitas, rocas sedimentarias de grano

fino de alta porosidad y baja permeabilidad, que presentan presiones anormales al final de la fase intermedia de

12-1/4”. Estas características y el hecho de que la mayor ponderación de los problemas de estabilidad de hoyos

se presenta en formaciones lutíticas hacen conveniente el análisis e integración de la información litológica y

estructural de la zona a perforar, del estado de esfuerzos de las formaciones y de las propiedades mecánicas

de la roca. Todo esto ha impulsado la búsqueda de datos geomecánicos que permitan calibrar los modelos de

estabilidad de hoyos, a fin de reducir la incertidumbre del perfil de presiones de la zona.

4

4

Es por ello la necesidad de generar un modelo geomecánico en el campo Motatán ajustando la magni tud y

dirección de los diferentes componentes de esfuerzos en sitio, el cubo de geopresiones, definiendo la ventana

óptima del peso de lodo a usar durante la perforación y la dirección más estable para la perforación de los

pozos del área, de forma tal que se puedan reducir al máximo los problemas operacionales.

De acuerdo al planteamiento ¿Cuál es la ventana óptima del peso de lodo y la dirección más estable para

perforar, en función de las propiedades mecánicas de la roca en el Campo Motatán?

1.2. Objetivos de la investigación

1.2.1. Objetivo general de la investigación

Generar el modelo geomecánico de estabilidad en el campo Motatán, para la optimización de los procesos de

las actividades de perforación de los pozos en los hoyos intermedios y producción.

1.2.2. Objetivos específicos de la investigación

Describir los problemas operacionales de las áreas perforadas y las zonas en profundidad donde se presentan las inestabilidades de los hoyos en el Campo Motatán.

Analizar los perfiles especiales disponibles de los pozos perforados utilizando criterios geomecámicos para identificar las propiedades mecánicas de la roca y los campos de esfuerzos a las distintas profundidades.

Identificar, de los campos de esfuerzos, la magnitud y dirección de los esfuerzos y las correlaciones que más se ajustan a las propiedades geomecánicas de la roca.

Establecer la ventana operacional de los fluidos de perforación en el área de estudio en base al cubo de geopresiones y los perfiles especiales de pozos disponibles.

Generar un modelo geomecánico de estabilidad de hoyo en el Campo Motatán.

1.3. Justificación e importancia de la investigación

Se planteó la necesidad de realizar un modelo geomecánico para establecer ventanas operacionales que

permitan la mayor estabilidad del hoyo durante la perforación en el área de Motatán, reduciendo los tiempos y

costos durante la construcción de los pozos. Además, contribuirá a la minimización del riesgo en las

operaciones de perforación y determinar la compatibilidad de la zona con métodos de optimización de

yacimientos, estudiando las características mecánicas de los materiales geológicos, cambios de esfuerzos

producto de las operaciones petroleras del área.

5

5

El proyecto a realizar es de gran interés y de mucha importancia en el área de la geomecánica para la industria

petrolera venezolana, dado que se va a generar un aporte teórico y práctico de mucha relevancia, como lo es la

interpretación del cubo de geopresiones y la definición del rango óptimo de la densidad del fluido de

perforación.

Aunado a ello, el estudio aportará conocimientos relevantes acerca del uso de aplicaciones donde se

visualizarán distintas disciplinas como petrofísica, geología y perforación que servirán como soporte para

formular el plan orientado a la perforación del campo, y de esta manera minimizar los problemas operacionales

que podrían existir en perforaciones futuras.

1.4. Delimitación de la investigación

Espacial: La presente investigación se llevara a cabo en la Gerencia de OMT Sur Lago Trujillo / EM

Petroquiriquire de PDVSA Occidente.

Temporal: El presente estudio tendrá una duración aproximada de 1 año y 4 meses, contados a partir del mes

de febrero de 2015.

Temática: El presente estudio abarca el desarrollo de un modelo geomecánico en el área de Motatán, que

permita establecer la ventana operacional de fluidos de perforación más apropiadas en el campo de estudio.

6

6

CAPÍTULO II

ASPECTOS GENERALES DEL ÁREA

2.1. Ubicación del Campo Motatán

El Campo Motatán está ubicado al Sureste del Lago de Maracaibo. Forma parte de los estados Trujillo

y Zulia, y limita al Norte con el Campo Mene Grande y hacia el Oeste con el Campo Barúa, (ver Figura N°

01). Este campo está dividido en dos grandes estructuras muy diferenciadas estructural y

estratigráficamente, las cuales se denominan Domo Norte y Domo Sur. Su extensión es aproximadamente de

19 Km de largo por 8 Km de ancho.

Figura 1. Ubicación del campo Motatán. Fuente: PDVSA Petroquiriquire (2015)

2.2. Marco estratigráfico

La columna estratigráfica del Campo Motatán está constituida por las formaciones Guasare, Trujillo, Misoa,

Paují, Isnotú, Betijoque y Carvajal, las cuales abarcan un rango de edad que va desde el Paleoceno al

Pleistoceno. En la Figura Nº 2, se puede observar la columna geológica generalizada del campo.

7

7

Figura 2. Columna estratigráfica Domo Sur, campo Motatán. Fuente: PDVSA Petroquiriquire (2015)

Los yacimientos del Domo Sur del Campo Motatán se encuentran ubicados en la formación Misoa y las arenas

Basales de la formación Paují. En Misoa, las areniscas productoras de petróleo están concentradas en las

unidades pertenecientes a las Arenas B (B-4, B-3, B-2, B-1 y B-0), y en las Arenas Basales de la Formación

Paují, la producción proviene de las unidades A-10, A-9, A-8, A-7, A-6, A-5 y A-4, (Figura 3). Cabe destacar en

dicha figura, que la separación entre las Arena Basales de la Fm. Paují y la Fm. Misoa está constituida por una

zona de cuerpos heteroliticos a lutiticos de moderado a poco espesor en el área de Domo Sur. Con respecto al

área de Domo Norte, se destaca la no existencia de las Arenas Basales de la Fm. Paují debido a la erosión de

la misma, razón por la cual los pozos perforados en dicha área se completan solo a nivel de la Fm. Misoa.

8

8

Figura 3. Registros tipo del Campo Motatán. Fuente: PDVSA Petroquiriquire (2015)

2.3. Marco estructural

Los rasgos estructurales característicos del campo Motatán se generan a partir de la tectónica compresiva

ocurrida desde finales del Eoceno Medio hasta el Oligoceno. Ghosh et. Al. (1988) plantea que la generación de

las estructuras principales del área se encuentra asociada con el sistema regional de estructuras de la Cuenca

del Lago de Maracaibo. De mayor importancia es el sistema de fallas de rasgaduras de orientación NNO-SSE

que a su vez subdivide ambos campos y que continúa al Norte, afectando igualmente al campo Mene Grande

(Ver figura 4). Dentro de este sistema de fallas los campos están definidos por importantes altos estructurales.

En el campo Motatán se diferencian claramente dos domos, uno al norte y otro al sur, separados a su vez por

un sinclinal fallado.

9

9

Figura 4. Sección Sísmica NO-SE del Campo Motatán. Fuente: PDVSA Petroquiriquire (2015)

En el domo sur, la estructura fue mapeada a nivel del tope de la Formación Misoa y a nivel de las arenas

basales de la Formación Paují. La estructura es un domo elongado con dirección NO-SE con inclinación al Sur,

bordeado por el Este por fallas de rasgadura, y por el Oeste por fallas de tipo inverso que buzan al Este del

área. Los saltos verticales de estas fallas varían entre 600 y 1500 pies. Las fallas que limitan al domo por el

Oeste, se cree pueden estar asociadas con fallas normales invertidas durante la fase compresional (Ver

figura 5).

10

10

Figura 5. Áreas en el Domo Sur del campo Motatán. Fuente: PDVSA Petroquiriquire (2015)

El Domo Norte del campo Motatán esta bordeado por fallas tipo inverso; las que bordean al Domo por el Este,

buzan al Oeste, y las que están al Oeste, buzan al Este, formando una estructura en forma de domo elongado

con orientación NO-SE. El salto vertical promedio de estas fallas es 200 pies.

En el Domo Sur la estructura esta mapeada a nivel de los yacimientos y fue dividida en nueve áreas, como se

muestra en la Figura 5.

El campo Motatán se divide en dos domos, que son:

a) Domo Norte el cual está conformado únicamente por el yacimiento EOC MI DOMO NOR,

b) Domo Sur que a su vez se divide en Domo Sur MOT0006, Domo Sur MOT0018, Domo Sur MOT0035 y

Domo Sur MOT0039, como lo muestra la Figura 6.

11

11

Figura 6. Áreas del Domo Sur del campo Motatán. Fuente: PDVSA Petroquiriquire (2015)

Es necesario acotar que en el área Domo Norte del campo Motatán no se desarrollaron las arenas de la

formación Paují, razón por la cual los pozos perforados en esta área, solo se han completados en el Yacimiento

EOC MI DOMO NOR, observándose el mismo comportamiento hacia el Norte del área Domo Sur, como lo es el

área Domo Sur MOT0006, es decir, los pozos perforados en el área Domo Sur MOT0006 solo se han

completados en el yacimientos Misoa MOT0006, consideración por la cual la explotación de estas áreas

generalmente suele ser antieconómica.

Mientras que al Sur del área Domo Sur, se desarrollaron ambas arenas de la formación Paují y Misoa, como es

el caso del área Domo Sur MOT-18, Domo Sur MOT-35 y Domo Sur MOT-39, resultando de mayor atractivo

económico. Esta es una de las razones por la cual de 42 pozos perforados al Sur del área Domo Sur el 57% se

han sido completados en conjunto (Paují y Misoa).

12

12

2.4. Propiedades petrofísicas de los yacimientos completados en conjunto (Paují-Misoa) del Campo

Motatán

En el Libro Oficial de Reservas del MENPET (ahora MPETROMIN), Diciembre 2009 se muestra las propiedades

petrofísicas de los yacimientos del campo Motatán

Tabla 1. Propiedades petrofísicas de los yacimientos completados en conjunto (Paují-Misoa) del

Campo Motatán.

Fuente: EM Petroquiriquire (2015)

En la tabla se puede observar que no existen variaciones significativas entre las principales propiedades

petrofísicas de los diversos yacimientos de las formaciones Paují y Misoa.

2.5. Análisis de presiones de los yacimientos completados en conjunto (Paují-Misoa) del campo

Motatán

Los yacimientos que han sido completados en conjunto (Paují-Misoa) en el campo Motatán son: (PAUJÍ

MOT0021, PAUJÍ MOT0035, MISOA MOT0018, PAUJÍ MOT-39 y MISOA MOT-39). La presión inicial u original

del yacimiento MISOA MOT0018 fue medida en Julio de 1971 mediante una prueba de presión estática tomada

al pozo descubridor MOT0018, arrojando 4649 lpc al Datum de 8900 pies. La presión de burbujeo fue

determinada mediante análisis PVT tomado al pozo MOT0006 en el año 1955, el cual indicó 1243 lpc para el

yacimiento MISOA MOT0018, lo que evidencia que el yacimiento inicialmente estaba subsaturado. En Abril de

2010 se tomó un registro de presión en el pozo MOT0070, del cual se puede concluir que la presión estimada

para el yacimiento MISOA MOT0018 está en el orden de 2500-3000 lpc, indicando de esta manera que el

yacimiento continúa en estado subsaturado.

La presión inicial u original del yacimiento PAUJÍ MOT0021 fue medida en Abril de 1974, tomada en el pozo

descubridor MOT0021 arrojando 4232 lpc a una profundidad al Datum de 8900 pies. La presión de burbujeo

para el yacimiento PAUJÍ MOT0021, fue determinada mediante análisis PVT tomado al pozo MOT0006 en el

13

13

año 1955, el cual indicó 1135 Lpc para el yacimiento PAUJÍ MOT0021, lo que evidencia que el yacimiento

inicialmente estaba subsaturado. Tomando en consideración las fechas más recientes y las presiones medidas

en pozos pertenecientes al yacimiento, se estima una presión promedio para PAUJÍ MOT0021 de 1500-1800

lpc al datum (8900 pies), lo cual indica que el yacimiento continúa en estado subsaturado.

La presión inicial de yacimiento PAUJÍ MOT0035 fue de 4218 Lpc a un datum de 8900 pies, tomado mediante

una prueba estática de presión que se realizó en el pozo MOT0035 en Diciembre de 1976. Posteriormente se

tomó registro de presión RFT en el pozo MOT0050 en Noviembre de 1994, el cual indicó una presión de 3450

lpc aproximadamente. En Agosto de 1996 se tomó una prueba de restauración de presión en el MOT0047 a

nivel de las arenas A-9 y A-10 de la Formación Paují, la cual indicó 3062 lpc a 8900 pies. En cuanto a la presión

de burbuja del yacimiento, se determinó de un análisis PVT en el pozo MOT0035, la cual arrojó como resultado

de 1241 lpc.

En la actualidad se estima una presión para el yacimiento PAUJÍ MOT0035 en alrededor de 2800 a 3000 lpc, lo

que concluye que el yacimiento aún se encuentra en estado subsaturado. En la Figura 7 y Figura 8, se

muestran los comportamientos de presión de los yacimientos PAUJÍ MOT0021, MISOA MOT0018 y PAUJÍ

MOT0035 con respecto al tiempo y a la producción acumulada de petróleo (Np).

Figura 7. Comportamiento de presión vs tiempos de los yacimientos MISOA MOT-18, PAUJÍ MOT-21 y

PAUJÍ MOT-35. Fuente: PDVSA Petroquiriquire (2015)

14

14

Figura 8. Comportamiento de presión vs producción acumulada de petróleo (Np) de los yacimientos

MISOA MOT-18, PAUJÍ MOT-21 y PAUJÍ MOT-35. Fuente: PDVSA Petroquiriquire (2015)

2.6. Modelo sedimentológico

Según el estudio del Departamento de Desarrollo de Yacimientos, PDVSA (2010), el ambiente de

sedimentación para la Formación Paují en el campo Motatán Domo Sur, es del tipo nerítico y batial, siendo la

Formación Misoa del tipo costero (Figura 9).

Figura 9. Modelo de sedimentación. Fuente: PDVSA Petroquiriquire (2015)

15

15

2.7. Estratigrafía secuencial

En el área, la Formación Paují (Miembro A-4), está representada por bancos de arena y barras marinas, cuyo

material arenoso ha sido transportado por la acción de tormentas y mareas. Sin embargo, ciertos intervalos

pueden ser interpretados como arenas de aguas profundas, pertenecientes a una secuencia batial. La arena A-

4, descansa sobre una sección condensada que sirve como límite de secuencia; y según el último estudio

realizado por el Departamento de Yacimientos, PDVSA Petroquiriquire (Julio, 1998), probablemente los

sedimentos clásticos en la base de A-4 representan canales de arenas turbidíticas.

En el área, la Formación Misoa está representada por barras apiladas que conforman un sistema agradante en

las arenas B-4, B-3 y B-2. Por otra parte, en B-1 y B-0, el sistema también es del tipo costero, pero las barras

comienzan a progradar hacia el norte producto de una caída relativa del nivel del mar. Posteriormente, el nivel

del mar comienza a subir rápidamente, alcanzando un HST (High System Track) en donde es depositada la

sección condensada que sirve como límite de secuencia entre la Formación Misoa y las Arenas basales de

Paují. Debido a la rápida subsidencia de la cuenca, el ambiente costero típico de Misoa se profundiza, y da

lugar a los ambientes neríticos y batiales de Paují.

Las arenas del campo Motatán presentan un intenso fracturamiento, lo cual permite elevar el valor de la

porosidad y de la permeabilidad del área, permitiendo así una mejor movilidad en los fluidos. Estos niveles de

fracturas han sido interpretados a partir de registros de imágenes así como por datos de núcleos. Los intervalos

que tienden a presentar mayor fracturamiento en el campo han sido las unidades B-3 y B-4, lo cual ha

permitido que a pesar de presentar valores bajos de porosidad, la conectividad de estas arenas se vea

favorecida por dichas fracturas.

16

16

Figura 10. Resumen de estratigrafía secuencial de los yacimientos del campo Motatán Domo Sur.

Fuente: PDVSA Petroquiriquire (2015)

2.8. Completación de pozos

Desde sus inicios los pozos del campo Motatán se completaban mecánicamente a hoyo desnudo, completación

sencilla selectiva de una sola zona, y completación sencilla no selectiva. Los intervalos cañoneados se

encuentran comúnmente entre los 8000’ y 11000’, comprobando la existencia de hidrocarburos en las Arenas

del Miembro “B” Inferior y Miembro “C” de la formación Misoa de edad Eoceno, así como también las arenas

basales de la Formación Paují de edad Eoceno. Según la base de datos de producción, PDVSA (2015)

“Actualmente se encuentran perforados 72 pozos, de los cuales 30 pozos están activos, 9 se encuentran

produciendo por el método de levantamiento artificial bombeo mecánico, 10 por bombeo electro sumergible, y

11 con levantamiento artificial por gas”.

FM UNIDADES PARASE-

CUENCIAS

SISTEMA

ENCADENADO

FACIES

DEPOSITACIONAL

SECUEN

CIALITOLOGIA

Secuencia

condensada

P

A

U

J

I

M

I

S

O

A

A-5

A6

A-7

A-8

A-9 Pauji

Tran

sgresiv

o

Pauji MFS

Pauji TST

LST

TST

Base P12 SBBase P12 SB

TST

A-10 TST

Tope Misoa SB

Misoa MFS

Misoa TSTTST

LST

AGRADACION

COSTERA

PROGRADACION

PLATAFORMAINTERIOR

PLATAFORMAInterior/Media

MARINO

PROFUNDO

TURBIDITAS

BATIAL

PA

UJI B

AT

IA

LP

AU

JI N

ER

IT

IC

OM

IS

OA

C

OS

TE

RO

B-0

B-1

B-2

B-2.2

B-3

A-4

Lutita

de

Pauji

A-10

B-4

B-1.01

B-0.0.3

B-0.0.2

B-0.01

B-2.0.1

B-1.0.2

B-2.0.2

B-2.2.1

B-2.2.2

B-2.2.3

B-3

A-10.0.3

A-10.0.2

A-10.0.1

A-4.0.4

A-4.0.3

A-4.0.2

A-4.0.1

PM-2

A-5.0.1

B-4

17

17

2.9. Producción de los pozos del área de estudio

El pozo descubridor, Motatán-2 produjo 1.440 B/D de las arenas de Misoa. La producción actual se obtiene en

el domo Sur de la arena basal de la Formación Paují (22° API), y de las arenas de la Formación Misoa (21-24°

API) en los domos Norte, Centro y Sur. En el domo Norte no se encuentra la arena inferior de Paují. En los otros

domos, dentro de la sección penetrada, Misoa puede dividirse en dos intervalos separados por lutitas; el inferior

presenta arenas más gruesas y masivas; los dos intervalos son productores.

Al inicio de la producción del campo, los pozos produjeron por flujo natural desde 1952 hasta el año 1986, fecha

en la cual fue necesario instalar un sistema de levantamiento artificial por gas. Posteriormente, a partir de 1990

se instalaron en muchos pozos el método de bombeo electrosumergible hasta la actualidad, y en algunos pozos

un sistema dual: BES + LAG, para mantener los niveles de producción establecidos, lo que ha permitido

mantener los potenciales de estos pozos, explotando los yacimientos en forma conjunta y eficiente.

Adicionalmente, otra ventaja que ofrece este método es mantener estables las presiones de fondo fluyentes en

niveles establecidos, lo que descarta la posibilidad de zonas ladronas. Cabe destacar que también se utiliza

sistema de levantamiento por Bombeo Mecánico, siendo más usado en el área Domo Norte. En la figura 11 se

observa el comportamiento de producción del campo Motatán

Como se muestra en la figura 11, la producción del campo Motatán se inició en 1952. Posteriormente en el año

1972 se inicia la producción interrumpida del campo, y el incremento de producción de agua es notorio a partir

del año 1993. Para el año 2010 la producción del campo Motatán era de 18040 BNPD, con 57% de AyS y una

RGP de 177 PCN/BN. De la base corporativa Centinela para Julio 2010, el promedio de producción por pozo

para yacimientos de Paují era de 370 BPD, para Misoa en el orden de 300 BPD, mientras que para pozos

produciendo en conjunto está en el rango de 700 BPD.

El entrampamiento del petróleo en los yacimientos de edad Eocenos es esencialmente estructural en el área de

Motatán, limitado a las estructuras dómicas. Actualmente la producción de crudo en el campo Motatán es de

26.083 BNPD.

18

18

Figura 11. Producción del campo Motatán. Fuente: PDVSA Petroquiriquire (2015)

19

19

CAPÍTULO III

MARCO TEÓRICO

3.1. Antecedentes de la investigación

Uno de los principales problemas en las operaciones de perforación de los hoyos intermedios y en algunos

casos el hoyo de producción, en el Campo Motatán, es la inestabilidad del hoyo presentada durante la

perforación del mismo, en la mayoría de los casos estos problemas llevan a elevar los costos debido al tiempo

adicional requerido para terminar con éxito la perforación. PDVSA, consciente de la gran potencialidad de esta

área, ha realizado con la ayuda de INTEVEP y las empresas de servicios, grandes esfuerzos para reducir

dichos problemas.

HALLIBURTON (2003). Análisis de geomecánica e inestabilidad de hoyo en el área ceuta tomoporo y

recomendaciones para la perforación de los pozos en el área de tierra, las Morochas. Este trabajo

presentó un análisis preliminar de estabilidad de hoyo con la data del campo Ceuta-Tomoporo. El objetivo del

estudio fue entender la causa de la inestabilidad de hoyo presentada durante la perforación de los pozos VLG-

3868, VLG-3869 con muchos problemas operacionales e imposibilidad de alcanzar los objetivos completamente

y cierto grado de breakouts en los pozos TOM-0007, TOM-0008 y TOM-0009 que si bien no generaron grandes

problemas operacionales sirven para ayudar al entendimiento del problema. Dicha inestabilidad generó grandes

ensanchamientos del hoyo, pobre limpieza, imposibilidad de viajar sin bomba, y finalmente empaquetamiento.

PDVSA – INTEVEP (2005). Estudio y evaluación del modelo de estabilidad para los pozos TOM-12 y

TOM-13 ubicados en área 8, campo Ceuta – Tomoporo. Los Teques. Este trabajo se basó en la aplicación

de la metodología integrada de estabilidad de hoyo que combinó una exhaustiva búsqueda de información

(registros) en los pozos vecinos, interpretación geomecánica generada hasta el momento, así como la

experiencia operacional de los pozos inclinados previos (TOM-10 y TOM-11) perforados en el área. Dicho

trabajo se enfocó en la evaluación del modelo generado a través de la experiencia y la toma de información de

los pozos TOM 12 y TOM-13. Como resultado, se ha observado en los nuevos pozos una reducción de más del

50 % de los tiempos de perforación.

Álvarez, D y Berrios, R (2007). Evaluación del modelo de estabilidad de hoyo existente en el yacimiento

vlg-3729, área 8 sur, campo Ceuta. Maracaibo. Este trabajo especial de grado tuvo como objetivo evaluar el

modelo de estabilidad de hoyo existente en el Yacimiento VLG-3729, Área 8 Sur, Campo Ceuta, pues la

perforación de pozos se ha visto afectada por problemas operacionales particularmente en el hoyo intermedio y

de producción posiblemente ligados a la inestabilidad de hoyo. Se propuso el ajuste de la magnitud y dirección

20

20

de los diferentes componentes de esfuerzos en sitio, el cubo de presiones y la definición de la ventana óptima

de peso de lodo a usar durante la perforación que permita reducir al máximo el riesgo de problemas

operacionales atribuibles a la hidrostática de los lodos. Se concluyó que los intervalos en los que se pueden

presentar mayores eventos asociados a la estabilidad de hoyo (apoyos, arrastres, torques y pega de tubería)

ocurren a profundidades de 9500-10500 pies y de 11400-14500 pies para la Región 1 y 2, además en la Región

3 de 12000-16400 pies. Se recomendó perforar pozos inclinados en la dirección de los esfuerzos horizontales

mínimos ya que el régimen de fallas es normal; así como también, mantener el modelo de geopresión

incorporando los valores de presión tomados en el monitoreo de los pozos perforados y en los nuevos al

simulador, de manera de obtener la presión de poro en el tiempo para todo el yacimiento en cualquier punto de

coordenadas elegidas para la perforación de los pozos.

Higuera, A y Paredes, E (2007). Evaluación de estabilidad de hoyo en los pozos inclinados del área

central campo Barúa. Cabimas. Esta investigación consistió en analizar los estudios del modelo de estabilidad

de hoyo realizados área central del campo Barúa, contemplando la caracterización mecánica de las

formaciones para determinar la resistencia de la roca, la determinación del campo de esfuerzos en sitio, para el

cálculo de las densidades de lodo límites para evitar tanto el colapso como la fractura de las paredes del hoyo,

durante la fase de perforación, así como también el efecto de la temperatura, en fluidos base aceite y el

intercambio catiónico en los fluidos base agua inhibidos.

García, P (2009). Generación del modelo geomecánico que permita optimizar la perforación de los pozos

de área 7 alto de Ceuta. Maracaibo. El presente trabajo tuvo como finalidad generar el modelo geomecánico

que permita optimizar la perforación en los pozos de Área 7 Alto de Ceuta. Los pozos perforados en esta área

se han visto afectados por problemas operacionales particularmente en el hoyo intermedio y de producción

posiblemente ligados a la inestabilidad del hoyo. Esta investigación propuso determinar la magnitud y dirección

de los diferentes componentes de esfuerzos en sitio, el cubo de geopresiones y la definición de la ventana

operacional a usar durante la perforación de los mismos, para permitir reducir al máximo el riesgo de problemas

operacionales atribuibles a la hidrostática de los fluidos de perforación. Es importante resaltar que las secciones

que presentan mayores eventos asociados a la estabilidad de hoyo (apoyos, arrastres, torques y pega de

tubería), son en el hoyo intermedio y el de producción.

Coronel, G (2012). Modelo geomecánico para mejorar la perforación de los pozos del campo Franquera.

Maracaibo. Esta investigación tuvo como finalidad elaborar el modelo geomecánico del campo Franquera, para

lo cual se realizó un análisis de los problemas operacionales del área e identificó las posibles zonas donde se

presentan las inestabilidades de los hoyos durante la construcción de los pozos, posteriormente se determinó la

magnitud y dirección de los esfuerzos en sitio así como las correlaciones que más se ajustan para determinar

las propiedades geomecánicas de la roca, considerando la porosidad y el volumen de arcilla para definir de

21

21

mejor manera las curvas y los cubos de presiones del área de Franquera, definiendo así la ventana óptima del

peso de lodo a usar durante la perforación de las diferentes formaciones y reducir al máximo los riesgo

operacionales asociados a la hidrostática generada por la columna del fluido de perforación. Con el análisis de

los esfuerzos horizontales y verticales se determinó que existen dos regimenes de esfuerzos en el área normal

e inverso, los cuales favorecen la perforación de pozos verticales y/o tipo S obteniendo la verticalidad antes de

alcanzar la zona problemática que se identificó en el tope de la formación Lagunillas, lo anterior se corrobora al

analizar la perforación de los pozos verticales perforados en el área los cuales reflejan pocos problemas

asociados a inestabilidad del hoyo comparándolos con los inclinados tipo J.

3.2. Bases teóricas de la investigación

La geomecánica es la disciplina que estudia las características mecánicas de los materiales geológicos que

conforman las rocas de formación ante cambios del entorno como esfuerzos, deformaciones, temperatura o

cambios químicos; ya sea que se encuentren en una cuenca de subsidencia simple o en la intersección de

placas tectónicas en colisión. Esta disciplina se fundamenta en los conceptos y teorías de mecánica de rocas y

mecánica de suelos, que relacionan el comportamiento de la formación bajo los cambios de esfuerzo como

producto de las operaciones petroleras de perforación, completación y producción de pozos. La geomecánica

utiliza resultados experimentales de campo y laboratorio conjuntamente con soluciones analíticas para resolver

problemas particulares (Vásquez, 1999).

3.2.1. Factores y Mecanismos que afectan la Estabilidad de Hoyo

Las formaciones en toda su litología exhiben inestabilidad de tres maneras básicas, una relacionada a la

fisicoquímica, otra a la geomecánica y otra a las prácticas operacionales, y pueden actuar conjuntamente en

una situación determinada.

En el área de estudio, se encuentra formaciones lutíticas, las cuales son:

Rocas de grano fino con alto contenido de arcilla,

Poros pequeños y baja permeabilidad,

Normalmente saturadas con agua de formación.

La combinación de estas características hace que las lutitas sean altamente susceptibles a fenómenos de

inestabilidad. Todos los factores que afecten el estado de esfuerzos, la presión de poro y la resistencia

mecánica de la lutita afectarán la estabilidad del hoyo.

22

22

Entre los principales factores geomecánicos decisivos en los problemas de estabilidad del hoyo, se encuentran:

la orientación y la magnitud de los esfuerzos in situ, las propiedades mecánicas de la lutita, presión de poro, los

planos de estratificación, las fracturas preexistentes en la formación.

Los factores físico-químicos relacionados con las interacciones del fluido de perforación con la lutita. Incluyen

mecanismos de transporte de fluidos (advección, osmosis, difusión química y capilaridad), alteración química de

la lutita, hinchamiento y efectos térmicos, entre otros.

Los factores externos involucran todas aquellas prácticas de perforación que pueden producir inestabilidad del

hoyo. Entre estas se encuentran la vibración de la sarta, las presiones de "suabeo" y “surgencia” debido a los

viajes de la sarta (ver figura 12). Como consecuencia, la creación de fisuras en el hoyo, y la posterior

penetración del fluido de perforación, generarán la inestabilidad de hoyo. La alteración química de la lutita al

entrar en contacto con el fluido de perforación afectará la presión del fluido de poro y la resistencia de la lutita.

Figura 12. Esquema de los factores que influyen en la estabilidad de hoyo. Fuente: Chaparro, M (2016)

Planos de

Estratificación

Advección

Ósmosis

Difusión Química

Capilaridad

Esfuerzos inducidos

Presiones de poro

Regímenes de

esfuerzos

OPERACIONALE

S

Fluctuaciones de

presión en el

anular

Vibraciones de la

sarta

Surgenci

a

Suabeo

GEOMECANICO

S

Esfuerzos in situ

Propiedades

mecánicas de la roca

FISICO-QUIMICOS

Transporte de fluido

Alteración Química

de la Roca

Hinchamiento de

Arcilla

Temperatura

FACTORES

23

23

3.2.2. Propiedades mecánicas de la roca

Las propiedades mecánicas de la roca dan información asociada con la rigidez y resistencia de la roca. Conocer

las propiedades físicas de las lutitas es de suma importancia para desarrollar relaciones constitutivas realistas

que permitan hacer diagnósticos apropiados para resolver o reducir los problemas asociados durante la

perforación. La caracterización mecánica de las lutitas se basa en la interpretación de una serie de

observaciones indirectas en ripios, registros y núcleos.

Los núcleos de rocas que son removidos de condiciones in-situ se someten por lo general a ensayos de

compresión con equipos especiales. Para simular las condiciones del subsuelo, las muestras son sometidas a

un esfuerzo de confinamiento. Mediante la realización de estos ensayos se pueden determinar parámetros de

resistencia y otras propiedades de la roca.

3.2.3. Propiedades dinámicas-mecánicas de la roca

La teoría de elasticidad lineal permite establecer relaciones lineales entre la aplicación de esfuerzos y las

deformaciones resultantes. La deformación es la respuesta de la roca cuando ésta es sometida a un esfuerzo,

reflejándose en un cambio en su configuración original.

De acuerdo a la teoría de elasticidad lineal, la roca se deforma mientras es sometida a un esfuerzo, pero

retorna a su forma original cuando el esfuerzo cesa. Bajo esta condición, la deformación es proporcional al

esfuerzo aplicado (ley de Hooke). Por otra parte, cuando se aplica un esfuerzo a la roca superior al límite

elástico, la misma experimentará una deformación plástica.

Bajo esta condición, la roca retornará parcialmente a su forma original una vez que ese esfuerzo haya cesado,

es decir, le ocurre una deformación permanente. Si se continúa aplicando el esfuerzo, la roca fallará (resistencia

última). Estas dos etapas de deformación se pueden observar en la figura Nº 13.

24

24

Elástica Plástica

Resistencia a la compresión máxima

Punto de cedencia

Deformación axial (

Esf

uerz

o a

xial

Módulo de Young

Resistencia residual

Figura 13. Curva típica de esfuerzo-deformación. Fuente: Vásquez, A (2005)

Zona elástica: en esta zona la roca se deforma mientras es sometida a un esfuerzo, sin deformaciones

permanentes. Bajo esta condición, la deformación es proporcional al esfuerzo aplicado siguiendo la Ley de Hooke.

Zona plástica: bajo esta condición, la roca retornará parcialmente a su forma original una vez que ese

esfuerzo haya cesado, es decir, presenta deformaciones permanentes. Si se continúa aplicando el esfuerzo, la roca fallará (resistencia última).

Punto de cedencia: es el punto por encima del cual las deformaciones serán permanentes. La muestra

no retornará a su condición original.

Resistencia a la compresión máxima: es el punto máximo de la curva. si se obtiene de un ensayo

uniaxial se denomina resistencia a la compresión uniaxial (UCS).

Dentro del grupo de propiedades elásticas de las rocas que se pueden estimar se encuentran:

Modulo de Young (E): es la relación entre la deformación axial debido al esfuerzo axial, mide la resistencia de

la roca cuando es comprimida axialmente (Ver ecuación 1)

a

aE

(Ecuación 1)

Un módulo de Young bajo indica un material con alta deformabilidad, mientras que si es alto es señal de baja

deformabilidad.

Relación de Poisson (): El diámetro de la muestra incrementa al aplicar un esfuerzo x, es un incremento en

el diámetro de la muestra, por lo que se produce una elongación lateral (y) en la muestra. La relación de

Poisson es una medida de la extensión lateral (y) con respecto a la contracción longitudinal (x). Esto es:

25

25

= - y / x (Ecuación 2)

Resistencia a la compresión no confinada (UCS): Es la resistencia a la compresión ofrecida por el material

cuando éste no está sometido a una presión de confinamiento. La resistencia a la compresión no confinada es

determinada aplicando un ensayo de compresión uniaxial a una muestra de roca.

Cohesión: La cohesión se refiere a la fuerza que mantiene unidos los granos de la formación productora e

impiden el flujo libre. La roca adquiere su cohesión a través de procesos diagenéticos como son los

mecanismos de compactación, cementación, recristalización y solución. Las rocas que han sufrido poco grado

de compactación y que no poseen mucho material cementante son fácilmente disgregadas y se conocen como

friables, este tipo de formaciones se encuentran por lo general en formaciones someras no sometidas a un

intenso tectonismo.

Otro factor que contribuye a la cohesión de la roca es la fuerza capilar que se produce entre los granos de la

roca y el fluido humectante.

Ángulo de fricción interna: Este parámetro define la fricción intergranular de la roca. El ángulo de fricción

viene dado por al relación entre las resistencias al corte y compresivas del material. Esto es determinado a

través de ensayos triaxiales que se realizan con núcleos de una misma profundidad, a varias presiones de

confinamiento.

3.2.4. Esfuerzos in Situ

La roca se encuentra sometida a un estado de esfuerzos antes de la perforación. Estos esfuerzos se conocen

como esfuerzos in situ: el esfuerzo de sobrecarga efectivo (overburden, 'v), el esfuerzo horizontal mínimo

efectivo ('h), y el esfuerzo horizontal máximo efectivo ('H). Normalmente, estos esfuerzos son compresivos

debido al peso de la sobrecarga.

Con frecuencia, las propiedades más difíciles de determinar en cualquier estudio de estabilidad de hoyo son la

dirección y magnitud de los esfuerzos horizontales máximo y mínimo. En realidad estos esfuerzos no suelen

ser iguales.

En las áreas en las que los esfuerzos horizontales son muy diferentes entre sí, el azimuth del pozo relativo a la

dirección del esfuerzo horizontal máximo es una de los factores más críticos en la estabilidad del hoyo.

26

26

El esfuerzo de sobrecarga es la presión que se ejerce sobre la formación a una profundidad dada debido al

peso total de la roca y los fluidos encima de esa profundidad. Generalmente se utiliza la integración de un

registro de densidad para estimar el valor de esfuerzo de sobrecarga.

En caso de no tenerse el registro de densidad, se puede estimar por métodos alternativos como la curva de

densidad variable de Eaton.

Típicamente, se estima para la sobrecarga un valor entre 0,9 a 1,1 psi/ft es atribuido al gradiente de sobrecarga,

pero para profundidades pequeñas el valor es mucho menor y en profundidades más grandes es un poco

mayor

El esfuerzo horizontal mínimo se deriva de un ensayo de integridad de formación (leak off test) o de datos de

microfracturamiento hidráulico. También se utilizan registros de Caliper orientados y de imágenes (observación

de Breakouts y fracturas inducidas durante la perforación para estimar la dirección y magnitud del esfuerzo

horizontal mínimo).

El esfuerzo horizontal máximo se estima a partir de la observación de fallas en la roca en la pared del hoyo

(registros de imágenes) y utilizando algún modelo de comportamiento de la roca, realizando un retro-análisis.

Orientación de los esfuerzos horizontales dado que los esfuerzos horizontales son perpendiculares entre sí, con

determinar la orientación de uno se obtiene la segunda. Para ello se utilizan registros especiales (imágenes

acústicas), pruebas en núcleos (ASR, DSCA).

3.2.5. Régimen de esfuerzos

Las componentes de esfuerzos horizontales pueden ser diferentes entre ellos y diferentes al esfuerzo vertical.

Dependiendo de las magnitudes relativas de cada esfuerzo, se pueden definir tres regímenes: régimen de

esfuerzo extensional o normal, de deslizamiento o transcurrente y compresional.

La importancia de conocer el régimen de esfuerzos es que esto permite acotar la magnitud de los esfuerzos in-

situ, conjuntamente con la observación de modos de falla en los pozos.

El régimen normal se presenta cuando la magnitud del esfuerzo vertical (v) es mayor que los dos esfuerzos

horizontales (H y h), es decir, v>H>h. Generalmente las fallas normales buzan paralelas a la dirección del

esfuerzo horizontal menor (ver figura 14)

27

27

Figura 14. Falla normal. Fuente: Vásquez, A (2005)

La relación entre los esfuerzos principales en este caso se puede observar en la Figura 15.

Figura 15. Orientación y relación de los esfuerzos en una falla normal. Fuente: Vásquez, A (2005)

Régimen Transcurrente ocurre cuando el esfuerzo vertical es el esfuerzo intermedio, H>v>h. Bajo esta

condición de esfuerzos, pueden ocurrir fallas transcurrentes. Estas fallas son usualmente sub-verticales y su

dirección puede mostrar un ángulo con respecto a la dirección del esfuerzo horizontal mayor (ver figura 16)

28

28

Figura 16. Falla transcurrente. Fuente: Vásquez, A (2005)

La distribución de la magnitud y orientación de los esfuerzos para este tipo de falla se observan en la Figura 17.

Figura 17. Orientación y relación de los esfuerzos en una falla de deslizamiento. Fuente: Vásquez, A

(2005)

Régimen compresional ocurre cuando el esfuerzo vertical es el menor de los tres esfuerzos, H>h>v. Las

fallas inversas, en la cual un bloque se desliza sobre otro, pueden ocurrir bajo este régimen de esfuerzos. Estas

fallas usualmente buzan paralelas a la dirección del esfuerzo horizontal mayor (ver figura 18)

Figura 18. Falla inversa. Fuente: Vásquez, A (2005)

La distribución de la magnitud y orientación de los esfuerzos para el caso de fallas inversas se puede observar

en la Figura 19.

29

29

Figura 19. Orientación y relación de los esfuerzos en una falla inversa. Fuente: Vásquez, A (2005)

3.2.6. Criterios de falla de la roca

Para predecir la falla de la roca han sido desarrollados diversos criterios experimentales, teóricos y empíricos.

Generalmente, los criterios de fallas son utilizados para generar la envolvente de falla, usualmente separando

los estados de esfuerzos estables e inestables y tomando en algunos casos una envolvente de falla lineal.

Una vez determinados las propiedades mecánicas de la roca, se selecciona un modelo de comportamiento de

la roca (elasticidad, plasticidad, elastoplastico) y un criterio para establecer relaciones matemáticas que ayuden

a determinar las envolventes de falla. Los criterios más utilizados son Mohr Coulomb, Drucker Prager, y Lade

Modificado, el primero es más conservador que el segundo debido a que no considera la influencia de

esfuerzos intermedios, y el tercero es el intermedio de los dos por lo que es más considerado.

3.2.7. Tipos de falla de la roca

Para un material elástico, la relación entre los esfuerzos de corte y los esfuerzos normales se pueden describir

en forma gráfica mediante un sistema de coordenadas cartesianas, colocando los esfuerzos normales en el eje

de las abscisas y los esfuerzos de corte en el eje de las ordenadas. Para determinar el mecanismo de falla de la

formación, se reduce a definir la envolvente de ruptura a partir de la cual el material falla, tomando como

parámetros la presión de sobrecarga, la presión de poro y el diferencial de presión entre la formación y el pozo.

Por Tensión las fallas por tensión ocurren cuando la envolvente intercepta al eje de las ordenadas en un valor

de esfuerzo de corte igual a cero y los esfuerzos pasan a ser negativos (esfuerzos de tracción negativos y

esfuerzos de compresión positivos). La distribución de esfuerzos alrededor del hoyo puede llegar a ser negativa

en diversos puntos de la pared dependiendo de los esfuerzos in-situ y el peso de lodo. Un incremento del peso

de lodo puede llegar a inducir tracción y producir una fractura hidráulica.

30

30

Además, cuando la tasa de producción es muy alta crea un diferencial de presión alrededor del pozo que induce

esfuerzos de tracción y produce la falla por tracción de la formación.

Por corte o cizallamiento las fallas de corte ocurren cuando la combinación de esfuerzos intercepta la

envolvente de ruptura. La resistencia al corte de materiales porosos es variable y aumenta linealmente con los

esfuerzos compresionales.

3.2.8. Criterio de falla de Mohr-Coulomb

El criterio de Mohr-Coulomb, posee la ventaja de ser lineal. Generalmente, el uso de este criterio constituye una

aproximación conservadora en cuanto al peso de lodo requerido para prevenir la falla por colapso del hoyo.

El criterio de Mohr-Coulomb constituye el más simple de los criterios que separa las regiones de falla

(inestabilidad) y de estabilidad de un material sometido a esfuerzos de corte.

El criterio relaciona los esfuerzos normales y los de corte en la siguiente ecuación:

tgCo (Ecuación 3)

Donde:

= esfuerzos de corte (lpc)

Co = cohesión del material (lpc).

σ Ángulo de fricción interna.

= esfuerzos normales (lpc)

Esto se representa como una línea recta que al ser tangente a los círculos de Mohr se produce la falla en la

roca (ver Figura 20). De esta manera se obtienen los parámetros de falla. El ángulo de falla (σ) que es la

pendiente de la recta y Co que es la cohesión intergranular y es el punto de corte cuando la recta corta el eje de

las ordenadas.

31

31

Figura 20. Criterio de falla de Mohr-Coulomb. Fuente: Vásquez, A (2005)

3.2.9. El criterio de Falla de Lade Modificado

Es un criterio que se refiere a los esfuerzos por corte, tiene la ventaja que considera los tres esfuerzos

principales, diferente al criterio de Mohr Coulomb que solo considera el esfuerzo principal mínimo y máximo.

El criterio de Lade modificado produce resultados que son el intermedio de los criterios de falla de Drucker-

Prager y Mohr Coulomb y produce con mayor precisión los efectos de los esfuerzos principales intermedios en

la falla. Además tiene la ventaja de que los tres esfuerzos normales son considerados para que los esfuerzos

principales mínimos y máximos no tengan que ser una prioridad conocida. El criterio utiliza las propiedades

elásticas o dinámicas como cohesión (CS) y ángulo de fricción (FA).

3.2.10. Análisis de Geopresiones

La secuencia sedimentaria depositada en un tren normal de compactación sigue el perfil de presión hidrostática.

Las zonas subcompactadas presentan presiones anormales, debido a que preservan mayores porosidades al

retener mayores volúmenes de fluidos que no han podido ser expulsados en procesos incompletos de

compactación. Hottman & Jhonson (1965) demostraron que las divergencias existentes entre el tren normal de

compactación y el tren de compactación observado pueden ser correlacionadas con desviaciones entre la

presión de poros y la presión hidrostática. El análisis de geopresiones tiene como objetivo establecer un perfil

de presión de poros a partir del tren de compactación observado y sus divergencias contra el tren de

compactación normal. es conveniente tener en cuenta algunos conceptos básicos sobre presiones, para un

32

32

mejor entendimiento del análisis de geopresiones y por ende de los fenómenos de presiones anormales, su

identificación, cuantificación y análisis, por lo tanto:

Densidad se define como su peso por unidad de volumen, por lo tanto, es simplemente su peso

dividido por su volumen

Densidad = Peso (lbs) / Volumen (gal) (Ecuación 4)

Presión Es la fuerza aplicada en una superficie dividida por el área sobre la cual actúa.

Presión (lpc) = Fuerza (lbs) / Área (plg2) (Ecuación 5)

Gradiente de presión Se define como gradiente de presión (GP), al incremento de presión por unidad

de espesor (pie) que se incrementa verticalmente. Puede obtenerse de las siguientes expresiones

GPi = ΔPresióni / ΔProfundidadi = P2 – P1 / Z2 – Z1 (Ecuación 6)

GPi= PH/H (Ecuación 7)

GPi= 0,052* DL (Ecuación 8)

Donde:

GPi: Gradiente de presión (lpc/pie)

ΔPresión i: Incremento de presión (lpc)

ΔProfundidad i: Incremento de profundidad (pies)

P2 – P1: Presiones en los puntos 2 y 1 (lpc)

Z2 – Z1: Profundidades de los puntos 2 y 1 (pies)

PH: Presión hidrostática, (lb/pulg2)

H: Profundidad, (pies)

DL: Densidad del líquido, (lbs/gal)

Presión Hidrostática Es la presión ejercida por la columna de fluido debido a su peso y su altura (o

profundidad) y es igual en todas las direcciones. La presión hidrostática no se ve afectada por la forma o el tamaño de la columna de fluido, pero si depende de la concentración salina en la densidad del fluido. Por lo tanto, los valores de presión normal dependerán de la salinidad del fluido. Dado que el peso de una columna vertical de fluidos en un punto de la misma, es función únicamente de su densidad y altura, puede concluirse que la presión hidrostática en un punto cualquiera de una columna de fluidos es la presión ejercida por el espesor vertical de dicha columna en función de la densidad del fluido en cuestión (Figura 21)

33

33

Figura 21. Presión hidrostática del agua de 8,33 lbs/gal. Fuente: Vásquez, A (2005)

La presión hidrostática puede ser cuantificada mediante las expresiones:

PH = 0,052 * ρ * hi (Ecuación 9)

PH = Patm. + GPH * hi (Ecuación 10)

El tren o perfil normal de presiones de cualquier fluido es igual al perfil de presión hidrostática del mismo, y por

ende también el gradiente de presión de fluidos será igual al gradiente de presión hidrostática.

La figura 22 muestra que en condiciones normales, donde el gradiente de presión de fluidos es igual al

gradiente de presión hidrostática, la pendiente de la recta sobre la cual alinean los puntos, es precisamente

igual a la magnitud del gradiente de presiones.

34

34

Figura 22. Tren normal de presión del agua de 8.33 lbs/Gal. Fuente: Acosta, J (2001)

Presión de formación Es la presión del fluido dentro del espacio poroso de la formación. Se le

denomina también presión de poros o presión del yacimiento y se clasifica en normal, anormal y subnormal. Cuando la presión de poros no es igual a la presión hidrostática, se habla de geopresiones, presiones anormales o formaciones sobrepresurizadas. En condiciones normales de compactación la presión de poros es exactamente igual a la presión hidrostática y por lo tanto su cuantificación es idéntica (figura 23). Las presiones dependen de los procesos físicos y químicos que ha sufrido un área geológica determinada. Si existen factores externos actuando sobre la columna de fluidos, como por ejemplo compresión diferencial de la misma, la presión de fluidos será diferente a la presión hidráulica en una magnitud proporcional a la magnitud del efecto de perturbación.

35

35

Figura 23. Presión de poros en condiciones normales de compactación. Fuente: Acosta, J (2001)

Presión de formación normal: Es cuando la presión de la formación es aproximadamente igual a la presión

hidrostática teórica, para la profundidad vertical dada, la presión de formación se dice que es normal. La presión

de poros normal para un área se da, generalmente, como gradiente hidrostático. Para el Lago de Maracaibo y el

Oriente de Venezuela el gradiente de presión normal es de 0,465 lpc/pie.

Presión de formación subnormal: Las presiones de formación anormalmente bajas también existen y el

término “presión de formación subnormal” se utiliza para describir este tipo de presión común en yacimientos

depletados o en calizas fracturadas, como el Grupo Cogollo perteneciente al Cretácico. Estas presiones ocurren

cuando la presión de poro es menor a la presión hidrostática. El gradiente correspondiente a estas presiones de

formación subnormales está por debajo del gradiente del agua fresca (0,433 lpc/pie)

Presión de formación anormal: La simple lógica conduce a definir presiones anormales como todas aquellas

presiones que se desvíen de un perfil o tren aceptado como normal. Se acepta como tren normal de presiones

al establecido por el gradiente de presión hidrostática, el cual es función exclusiva de la densidad del fluido. En

algunas áreas, se observa que la presión de formación encontrada a una profundidad determinada, es mayor

que la presión normal considerada para esa área a la misma profundidad. Las sobrepresiones tienen lugar

36

36

cuando la presión de la formación es mayor a la presión hidrostática. El término geopresión se usa para

describir presiones de poro anormalmente altas en el subsuelo. El término anormalmente alta se refiere a

presiones más altas que la presión hidrostática.

Sin embargo, el término de “presión anormal” se usa para describir presiones de formación más altas o más

bajas que la presión hidrostática, es decir, formaciones con un gradiente de presión mayor o menor que el

considerado como normal. A efectos prácticos, se llaman presiones anormales a las presiones mayores que la

presión normal hidrostática, a una profundidad dada. Las sobrepresiones ocurren siempre en áreas que han

llegado a ser selladas o aisladas. Estas zonas selladas están limitadas por capas impermeables o sellos

estructurales que no permiten la liberación de presiones generadas por los fluidos a zonas permeables de

menor presión. Las capas impermeables pueden consistir de lutitas densas, calizas cementadas, lutitas

calcáreas, areniscas calcáreas cementadas, anhidrita, entre otros.

La Figura 24 resume las causas más comunes de sobrepresurización

Figura 24. Principales causas de presiones anormales. Fuente: Acosta, J (2001)

3.2.11. Esfuerzos inducidos alrededor de la perforación.

A medida que se perfora el hoyo, el apoyo que suministraba la roca desaparece y es reemplazado por presión

hidrostática del fluido de perforación. Este cambio altera los esfuerzos alrededor del hoyo. El esfuerzo, en

cualquier punto sobre las paredes del hoyo o en la cercanía, puede describirse ahora en coordenadas

37

37

cilíndricas: una componente de esfuerzo radial que actúa a lo largo del radio del hoyo (r), una componente de

esfuerzo tangencial que actúa alrededor de la circunferencia del hoyo (), y una componente de esfuerzo axial

que actúa paralelo a la dirección del hoyo (z), tal y como se observa en la figura 25.

Los esfuerzos tangenciales, radiales y axiales describen el estado de esfuerzos de la roca en la zona de las

paredes del pozo. Normalmente estos esfuerzos son compresivos y originan esfuerzos de corte en la roca, sin

embargo pueden llegar a ser esfuerzos de tracción dependiendo del peso del fluido de perforación, de los

esfuerzos in situ y de la trayectoria del hoyo. Para garantizar la estabilidad mecánica de la roca estos esfuerzos

deben ser lo más similares posibles.

Axial z

Radial r

Tangencial

Tangencial

Radial r

Falla tensil debido a esfuerzo tangencial negativo

Figura 25. Muestras de esfuerzos de corte y tracción en la roca. Fuente: Marcano, A (2001)

Esfuerzos principales: En un ensayo de compresión, una muestra de roca es sometida a fuerzas compresivas

actuando en tres direcciones con ángulos rectos entre las mismas: una en la dirección longitudinal y las otras en

direcciones laterales (figura 26). Los tres planos perpendiculares sobre los cuales estos esfuerzos actúan son

conocidos como los planos principales, y los tres esfuerzos son conocidos como los esfuerzos principales.

Figura 26. Esfuerzos principales y planos principales. Fuente: Marcano, A. (2001)

3.2.12. Componentes de los esfuerzos in-situ.

Las componentes del campo de esfuerzos in-situ son: el esfuerzo horizontal máximo, el esfuerzo horizontal

mínimo y el esfuerzo vertical o de sobrecarga.

38

38

Esfuerzos horizontales: Cuando la perforación se realiza cerca de estructuras geológicas o en áreas

tectónicas, los esfuerzos horizontales difieren y son descritos como una componente de esfuerzo

horizontal mínimo (h) y una componente de esfuerzo horizontal máximo (H). El esfuerzo horizontal mínimo normalmente es determinado por medio de ensayos "Leak-off extendido" o minifrac. En el caso de la determinación de la magnitud del esfuerzo horizontal máximo, resulta poco preciso hacerlo a partir de mediciones de campo. Por esta razón, este valor puede ser estimado usando observaciones de falla en el pozo y con la ayuda de modelos de comportamiento de la roca. Para esto, es necesario el conocimiento de las propiedades mecánicas de la roca, de la sobrecarga, del esfuerzo horizontal mínimo, de la presión de poro, y de información de la geometría del hoyo.

Esfuerzo de sobrecarga: El esfuerzo de sobrecarga es la presión ejercida sobre una formación a una

profundidad dada, debido al peso total de la roca y de los fluidos por encima de esta profundidad (figura 27). Peculiarmente, se estima para la sobrecarga un valor entre 0,9 a 1,1 lpc/pie, pero para profundidades pequeñas el valor es mucho menor y en profundidades más grandes es un poco mayor. El registro de densidad puede ser usado para determinar el peso de la sobrecarga.

Figura 27. Componentes del campo de esfuerzos in-situ. Fuente: Marcano, A. (2001)

Régimen de esfuerzos: Dependiendo de las magnitudes relativas de cada esfuerzo, se pueden definir

tres regímenes de esfuerzos.

3.2.13. Estabilidad geomecánica

La estabilidad del hoyo desde el punto de vista geomecánico depende de una combinación de factores como la

geometría del hoyo (azimut e inclinación), la presión de poro de la formación, la magnitud y dirección de los

esfuerzos a los que se encuentra sometida la formación, las propiedades mecánicas de la roca y la densidad

del fluido de perforación. La inestabilidad mecánica es producto de los esfuerzos inducidos durante el proceso

de perforación, los cuales son debidos a:

El proceso de perforación, el cual altera el estado de esfuerzos que originalmente tiene la formación que va a ser perforada.

La presión hidrostática ejercida por el fluido de perforación, al igual que su tiempo de exposición y su interacción con la formación.

Los cambios de temperatura.

39

39

Esfuerzo

axial - z

Esfuerzo

radial - r

Esfuerzo

tangencial -

Ph

La remoción de la roca durante el proceso de perforación afecta el estado de esfuerzos alrededor del hoyo. Las

componentes del campo de esfuerzos inducidos en las cercanías del hoyo (Figura 29) en coordenadas

cilíndricas son:

Esfuerzo tangencial (): Este esfuerzo actúa alrededor de la circunferencia del pozo. Depende de la presión en el hoyo, de la magnitud y orientación de los esfuerzos in-situ, de la presión de poros y de la dirección e inclinación del hoyo.

Esfuerzo axial (z): Este esfuerzo está orientado a lo largo de la trayectoria del pozo. Éste depende de la magnitud y orientación de los esfuerzos in-situ, de la presión de poros y de la dirección e inclinación del hoyo.

Esfuerzo radial (r): En pozos verticales, este esfuerzo actúa a lo largo del radio del hoyo y es la diferencia entre la presión en el hoyo y la presión de poro. Esta diferencia de presiones actúa perpendicular a la pared del hoyo.

Figura 28. Vista transversal y vista anular de los esfuerzos que actúan en el hoyo. Fuente:

Marcano, A. (2001)

40

40

CAPÍTULO IV

MARCO METODOLÓGICO

En este capítulo se explica con detalle los procedimientos y técnicas que se emplean para la ejecución de la

investigación, así como también se describe la metodología a seguir para alcanzar cada uno de los objetivos del

estudio. El esquema de trabajo pautado para el desarrollo de este estudio se basa en las modalidades

específicas que forman parte de los criterios de clasificación de la investigación científica.

4.1 Tipo y diseño de investigación

El nivel de investigación para Arias (2010) se refiere a “al grado de profundidad con que se aborda un fenómeno

u objeto de estudio”

Según los estudios y análisis realizados en esta investigación, se puede caracterizar:

Es una investigación descriptiva, explicativa y aplicada, ya que el autor Arias (2010) dice que “mide de forma

independiente la variables y aun cuando no se formulen hipótesis, tales variables aparecen enunciadas en los

objetivos de investigación, la información es recolectada tal cual como se presenta en la realidad, describiendo

hechos a partir de un criterio o modelo teórico e identificando características propias del sistema de medición

rea”; en el caso particular, se espera generar un modelo geomecánico en el campo Motatán, con el fin de

reducir tiempos y costos durante las actividades operacionales de los pozos.

El diseño de la investigación se considera no experimental debido a que cuando se determinan las propiedades

geomecánicas, se toman los datos suministrados durante los ensayos de laboratorio, las correlaciones

matemáticas, y demás cálculos que se realizarán dentro de la investigación. Según Rojo (2010) explican que

una investigación no experimental “es la que se realiza sin manipular deliberadamente las variables, es decir, se

trata de una investigación donde no hacemos variar intencionalmente las variables independientes. El

procedimiento consiste en medir en un grupo de personas u objetos una o, generalmente, más variables y

proporcionar su descripción. Son, por lo tanto, estudios puramente descriptivos y cuando establecen hipótesis,

estas son también descriptivas.

4.2 Población y Muestra

La población para Arias (2010) es “un conjunto finito o infinito de elementos con características comunes para

los cuales serán extensivas las conclusiones de la investigación. Ésta queda delimitada por el problema y por

los objetivos del estudio”

41

41

La población considerada para el estudio está representada por 10 pozos perforados en el camp Motatán el

cual comprende los yacimientos MOT0018 y MOT0014, de ésta población se extraerá la información requerida

para ejecutar el estudio.

La muestra para Sabino (2009) consiste “en separarlas en muestras probabilísticas y no probabilísticas, que

forma parte del llamado universo y que sirve para representarlo”, para Arias (2010) es “aquella que por su

tamaño y características similares a las del conjunto, permite hacer inferencias o generalizar los resultados al

resto de la población con un margen de error conocido” y para Silva (2008) es “parte de un colectivo, un

subconjunto de unidades de análisis representativas de la población, que el investigador selecciona con la

finalidad de obtener la información precisa que caracteriza al colectivo, es representativa, cuando reproduce las

distribuciones y los valores de las diferentes características de la población y sus diferentes subconjuntos, con

márgenes de errores calculables”

Basándose en la definición anterior, la muestra de ésta investigación está representada por los 10 pozos

ubicados en el campo Motatán.

4.3 Técnicas e instrumentos de recolección de datos

Las técnicas de recolección de datos según Arias (2010) es ”el procedimiento o forma particular de obtener

datos o información; son particulares y específicas de una disciplina, por lo que sirven de complemento al

método científico, el cual posee una aplicabilidad general”. Cada característica de la investigación determinó las

técnicas a utilizar y para cada técnica se establecieron herramientas, instrumentos o medios a emplear.

Los datos según su procedencia se pueden clasificar en: fuentes primarias y fuentes secundarias. Las fuente

primaria para Sabino (2009) “son aquellos que el investigador obtiene directamente de la realidad,

recolectándolos con sus propios instrumentos; son los que el investigador o sus auxiliares recogen por sí

mismos, en contacto con los hechos que se investigan”. En esta investigación se utilizaron las siguientes

técnicas:

• Observación simple: Para Sabino (2009) ”es cuando se trata de conocer hechos o situaciones que de

algún modo tienen un cierto carácter público, o que por lo menos no pertenecen estrictamente a la esfera de las

conductas privadas de los individuos”.

• Entrevista no estructurada, mesas de trabajo y asesorías: según Sabino (2009) es “aquella en que

existe un margen más o menos grande de libertad para formular preguntas y repuestas; es focalizada y se

concentran en un solo tema”. Por otro lado, las fuentes secundarias para Sabino (2009) son “registros escritos

42

42

que proceden también con el contacto con la práctica, pero que ya se han recogidos y muchas veces

procesados por otros investigadores”

Utiliza para esta investigación lo siguiente:

• Revisión bibliográfica: según Sabino (2009) es “una técnica de investigación que hace referencia a las

áreas del conocimiento humano empleados en el desarrollo de cualquier proyecto”

Técnicas de análisis de información:

Para analizar la información recabada se utilizará la técnica de estadística descriptiva, debido a que permitirá la

presentación de los datos desde dos perspectivas: la primera, la presentación de los datos mediante gráficos, la

segunda perspectiva de análisis, corresponde a la interpretación verbal y la discusión teórica de los hallazgos,

lo que dará lugar a la redacción de las conclusiones y recomendaciones derivadas de la investigación.

Técnica de revisión documental:

Revisiones Bibliográficas en textos, informes técnicos, trabajos especiales, papers, trabajos de grado en el área, páginas web.

Recopilación de información existente del área.

Observación directa:

Recopilación y Validación de la Información existente.

Análisis de las nuevas informaciones adquiridas.

Procesamiento, análisis e integración de la información.

Actualización del modelo Geológico.

Cálculos.

Análisis e interpretación de los resultados

Por ser la investigación del tipo analítica, descriptiva y de campo desde el punto de vista de su diseño se

utilizará para la recolección de los datos la técnica de observación directa, documental y/o bibliográfica,

empleando como herramientas el análisis descriptivo de los datos de campo y documental de las diferentes

fuentes de información disponibles en el área con lo cual se pretende generar un modelo geomecánico en los

yacimientos del Domo Sur con el uso de datos adquiridos en los pozos perforados.

43

43

4.3.1. Metodología aplicada

Para un mejor manejo de la metodología, esta fue subdividida en cinco partes principales:

Búsqueda, recopilación y validación de información existente asociada al área de investigación.

Procesamiento de datos.

Cálculo de las geopresiones, propiedades mecánicas y esfuerzos.

Generación de ventana operacional.

Diseño del esquema óptimo para la construcción de la mejor trayectoria del pozo

Búsqueda, recopilación y validación de información existente asociada al área de investigación

Para el desarrollo de esta etapa se ejecutó la recolección y evaluación de todos los datos disponibles en el área

del Domo Sur yacimiento MOT0021 y MOT0018 Fueron contabilizados los registros, así como también fueron

identificados a través de la revisión de las historias de perforación aquellos pozos que tuvieron problemas

operacionales durante esta etapa.

Para la selección de los pozos de estudio, se tomó en cuenta la disponibilidad de la siguiente información:

Perfiles de pozo: Rayos Gamma, resistividad, densidad, sónico, sónico dipolar y cáliper.

Reportes diarios de perforación: Problemas operacionales que se presentaron durante la perforación del pozo.

Reportes de fluidos de perforación: Peso del lodo.

Pruebas de campo: Minifrac, Microfrac, FIT, Leak Off Test, Leak Off Test Extendidos, mediciones de presiones de formación (MDT, RFT, RCI, FMT, entre otros)

Datos geológicos: mapa estructural, columna estratigráfica (tope, base y nombre de la formación), sección estructural e historia geológica.

Ensayos geomecánicos en el área.

Una vez seleccionados los pozos para el estudio en esta área, se recopilaron todos los archivos con extensión

“.las”, se realizaron los gráficos de los eventos de perforación de cada pozo, adquirió los informes de ensayos

geomecánicos, estudios geológicos del área e información bibliográfica asociada a la geomecánica como

disciplina, para dar fundamento teórico al presente estudio.

Aunado a esto, se identificó los datos restantes para el inicio del trabajo, como registro de densidad en zona

superficial, tiempo de tránsito de las ondas de corte, registros de petrofísica como los perfiles de volumen de

arcilla y el de porosidad. Además, se identificaron los problemas presentados en cada uno de los pozos clave

durante la perforación de los mismos, tomado de los reportes operacionales.

Para el desarrollo de esta investigación, se realizó un análisis de las operaciones de los pozos en estudio,

empleando una base de datos alimentada con los reportes operacionales de los pozos (DIMS) que permitió

estandarizar la información de la siguiente manera:

44

44

Propiedades de los fluidos de perforación, inclinación y desplazamiento horizontal por pozo.

Características geológicas: topes formacionales y litología.

Eventos operacionales: profundidad y frecuencia de ocurrencia de altos torques, arrastres, apoyos, derrumbes, pegas de tubería y pérdidas de circulación.

El uso de la base de datos establecida, permitió identificar, cuantificar y clasificar los eventos operacionales

ocurridos durante la perforación de los pozos, generando curvas y gráficos que relacionan los distintos

problemas de perforación con la densidad de los fluidos utilizados, inclinación, profundidad, desplazamiento

horizontal del pozo y formaciones geológicas, ver figuras 29 y 30 como ejemplo, en las cuales TVD representa

la profundidad real vertical.

Figura 29. Ejemplo de resultados por pozo (inclinación vs profundidad TVD). Fuente: Chaparro, M (2016)

45

45

Figura 30. Ejemplo de resultados por pozo (densidad del fluido de perforación vs profundidad TVD). Fuente: Chaparro, M (2016)

A partir de los reportes de operaciones, sumarios de desviación (surveys) y sumarios de lodo se genera una

base de datos de los problemas operacionales reportados durante la construcción de los pozos en estudio.

Por medio de la utilización de esta base de datos, se construyen los gráficos de eventos para cada pozo y,

posteriormente, se generan curvas comparativas que facilitan el análisis de los resultados.

Finalmente, estos gráficos y curvas sirven como punto de partida para la obtención de las conclusiones y la

generación de las principales recomendaciones para cada uno de los campos en estudio, cuyo fin es la

disminución de los problemas operacionales que se reflejarán en una disminución de los tiempos no productivos

y, por lo tanto, de los costos asociados a los mismos.

En la figura 31 se muestra esquemáticamente la metodología descrita anteriormente y que será empleada en la

siguiente sección tanto para los pozos del campo Barúa como del campo Motatán que se encuentran en

estudio.

46

46

Figura 31. Metodología aplicada para el estudio de esta investigación. Fuente: Chaparro, M (2016)

Para el inicio de la revisión y su posterior análisis, en la figura 32 se presentan los esquemas mecánicos de

cuatro de los pozos estudiados en el campo Motatán (MOT-60 al MOT-63).

En la figura 33 se observa una configuración mecánica de estos cuatro pozos, en líneas generales, semejante.

Adicionalmente, se observa pescado dejado solamente en el MOT-62; existen cambios en la profundidad de

KOP; el desplazamiento horizontal final de los pozos no supera los 1.000’ y la profundidad real (TVD) final no

supera los 11.000’. El pozo MOT-62 fue suspendido. Por su parte, en la figura 33 se muestran los siguientes

tres pozos estudiados en este campo (MOT-64X al MOT-66).

47

47

Figura 32. Esquemas mecánicos de cuatro pozos estudiados en el campo Motatán (MOT-60 al MOT-63). Fuente: Chaparro, M (2016)

48

48

Figura 33. Esquemas mecánicos de tres pozos estudiados en el campo Motatán (MOT-64X al MOT-66). Fuente: Chaparro, M (2016)

En contraste con los pozos anteriores, en estos tres últimos pozos, se observan cambios significativos en

cuanto al diseño (revestidores, KOP, liner). Se evidencia un pescado dejado en el pozo MOT-64X. Igualmente,

de los pozos estudiados en el campo Motatán, el desplazamiento horizontal mayor y la profundidad real (TVD)

mayor fueron para el MOT-64X con 1.030’ y 16.090’, respectivamente. Adicionalmente, como se puede ver el

pozo MOT-66 es vertical.

En los gráficos 1 y 2 se muestran los tiempos de perforación para todos los pozos estudiados del campo

Motatán. En ésta no se observa una tendencia clara en la disminución de los tiempos de perforación, pero hay

que resaltar que aquí también los pozos fueron construidos con distintos taladros (MRV-33, MRV-34, HUABEI-

22, GP-25, HP-135, PDV-34, PDV-07 y PDV-44). Además, en los pozos estudiados se produjeron variaciones

significativas en cuanto al diseño mecánico (incluidos dos pozos exploratorios).

49

49

Gráficos 1 y 2. Tiempos de perforación campo Motatán. Fuente: Chaparro, M (2016)

En el gráfico 3 se muestran los problemas operacionales reportados durante la construcción de los pozos

estudiados en el campo Motatán; en ésta se evidencia que el arrastre durante los viajes de tubería representa el

incidente operacional de mayor frecuencia. Adicionalmente, en esta figura se puede visualizar como el pozo

MOT-62 fue el que presentó mayor cantidad de incidentes de arrastres. También se puede observar como el

pozo MOT-64X fue el que reportó mayor número de problemas operacionales en total (es el pozo de mayor

desplazamiento horizontal y mayor profundidad de los estudiados). En total se observaron dos pescados: uno

en el pozo MOT-62 (pozo suspendido) y uno en el MOT-64X.

Posteriormente, con el propósito de determinar las fases más problemáticas durante la construcción de los

pozos estudiados en el campo Motatán, en el gráfico 4 se muestran los problemas operacionales por fase para

los siete pozos en estudio en este campo. Como se puede visualizar, la fase más problemática corresponde con

la de 12 1/4”, seguida por las de 8 1/2” y 17 1/2”. Sin embargo, la cantidad de eventos reportados no difiere

significativamente entre ellas.

Gráfico 3. Problemas operacionales de los pozos estudiados en el campo Motatán. Fuente: Chaparro, M

(2016)

50

50

Gráfico 4. Eventos por fase en el campo Motatán. Fuente: Chaparro, M (2016)

En el gráfico 5 se presenta la inclinación en función de la profundidad real TVD. Como se aprecia en esta figura,

la máxima inclinación se alcanzó en los pozos MOT-61 y MOT-64X con aproximadamente 20. En esta figura

también se puede visualizar las diferencias existentes en cuanto a los ángulos de inclinación para la misma

profundidad y también en cuanto a las profundidades finales de perforación en los pozos estudiados en este

campo.

Por su parte, en el gráfico 6 se observa como en general, las perforaciones de los pozos estudiados en Motatán

han estado alrededor de una misma dirección (N90E).

51

51

Gráfico 5. Inclinación en función de la profundidad real (TVD) para los pozos estudiados del campo Motatán. Fuente: Chaparro, M (2016)

Gráficos 6. Dirección para los pozos estudiados del campo Motatán. Fuente: Chaparro, M (2016)

52

52

Posteriormente, en el gráfico 7 se pueden observar casos puntuales de alta tortuosidad durante la perforación

de los pozos estudiados en Motatán, en donde resaltan los pozos MOT-60, MOT-62 y MOT-65X.

Gráfico 7. Tortuosidad para los pozos estudiados del campo Motatán. Fuente: Chaparro, M (2016)

En el gráfico 8 se evidencian variaciones por encima de 3 lpg en la densidad de los fluidos utilizados a algunas

profundidades (a 6000’ por ejemplo). La incertidumbre de la densidad del fluido de perforación en la fase

intermedia y productora ha conllevado a variar este parámetro para evitar problemas operacionales.

53

53

Gráfico 8. Densidad del fluido de perforación para los pozos estudiados del campo Motatan. Fuente: Chaparro, M (2016)

54

54

Procesamiento de datos

Se procedió a crear un Proyecto en el Software Drillworks® Predict (Halliburton), en el cual se cargó los pozos

claves del estudio, cada uno con los registros “.las” correspondientes, rayos gamma, resistividad, caliper, sónico

compresional y de corte (los que contarán con el mismo), neutrón y densidad, cada uno de estos representado

de forma individual como un dataset. Adicionalmente se cargaron los topes de las Formaciones por pozo y se

creó la columna estratigráfica perforada por cada uno de los mismos.

Con los registros cargados en el sistema se analizó, corrigió y ajustó aquellos que tuviesen tendencias fuera de

lo normal del área o del pozo, para así evitar posteriores errores o malas tendencias del modelo.

a) Cálculo Registro de densidad en zona superficial

En vista de que el registro de densidad de algunos pozos claves no había sido tomado desde superficie se

procedió a calcularse el mismo para esta zona en el software Drillworks® Predict, a través de Analyze

Density (según ambiente de trabajo Drillworks® Predict 2006), para lo cual fue utilizada la Ecuación de Miller,

aplicable en cualquier zona donde no se posea esta información. La cual se empalmaría posteriomente con el

registro de densidad de cada pozo.

(Ecuación 11)

(Ecuación 12)

(Ecuación 13)

Donde:

ρ: Densidad total de los sedimentos.

ρmatriz: Densidad de la matriz.

ρw: Densidad del agua (usualmente 1.03 gm/cc)

θa: Porosidad de sedimentos a grandes profundidades (Fracción)

θb: Porosidad del sedimento en zonas someras (Fracción).

K: Parámetro de ajuste (Default: 0,0035 para aguas profundas del Golfo de México)

Depth: Profundidad debajo la línea de lodo (pies)

n: Parámetro de ajuste (Default: 1,09 para aguas profundas del Golfo de México)

55

55

b) Cálculo tiempo de tránsito de las ondas compresionales (DTCO)

Debido a que el registro sónico compresional es uno de los más importantes junto con el registro de densidad

para realizar los cálculos geomecánicos, se debía de tener en todos los pozos a evaluar de manera continua

desde superficie. Para la generación de la pseudo curva de tiempo de tránsito compresional (DTSint) en los

pozos tenían disponibles curvas de rayos gamma (GR) pero que no contaron con registros de densidad y/o

sónicos, o que los mismos estuvieran total o parcialmente afectados presentando comportamiento anómalo, se

siguió la metodología que se detalla a continuación:

Se identificaron los pozos que tenían disponibles registros de rayos gamma (GR), densidad (RHOB), sónico compresional (DTCO) y/o sónico de corte (DTSM).

Se generaron gráficos cruzados (X-plot) de densidad versus volumen de arcilla, tiempo de tránsito compresional versus volumen de arcilla, y tiempo de tránsito de corte versus compresional, usando como discriminante el diferencial entre el diámetro del hoyo y la mecha (DCAL), con el objetivo de descartar lecturas que pudiesen estar afectadas por las condiciones del hoyo.

Se discretizó el análisis por formación, sub-unidad estratigráfica y área, a fin de visualizar las tendencias por separado y definir el número óptimo de ecuaciones a generar.

Una vez precisadas las ecuaciones, se calculó la curva sintética requerida.

Cálculo tiempo de tránsito de las ondas de corte (DTSM)

Se utilizó el software Interactive Petrophysics (IP), en donde generó un cross- plot de los tiempos de tránsito de

las ondas compresionales (DTCO) versus los tiempos de tránsito de las ondas de corte (DTSM)

correspondientes a los pozos que contaban con dicha información, los primeros en el eje de las abscisas (eje X)

y los segundos en el eje de las ordenadas (eje Y), respectivamente; con la finalidad de obtener una ecuación

sintética que estableciera relación entre ambas variables para el área de estudio.

Se calculó DTSM sintético del pozo cuya ecuación fue seleccionada y se comparó con su respectivo DTSM

natural para verificar la certidumbre de la ecuación. Seguidamente con la correlación generada, se procedió a

calcular DTSM sintético para los pozos Domo Sur del campo Motatán (MGB-66, MGB-67, MGB-69) que los

mismos no poseen registro de este tipo. De igual manera, para los pozos que contaban con registro sónico de

corte (DTSM) se procedió a generar una curva sintética de la misma corregida por la rugosidad del hoyo.

Generando al final una curva sintética sónica de corte para todos los pozos de esa área.

56

56

Perfiles de volumen de arcilla (VCL)

Para la generación de estos perfiles, lo primero fue calcular el índice de arcillosidad (Ishale), estableciendo las

líneas base de lutita y de arena para los registros Gamma Ray (GR) de cada pozo y aplicando la ecuación del

índice de arcillosidad (ecuación 14) para toda la columna geológica.

(Ecuación 14)

Donde:

GRlog: respuesta de rayos gamma en la zona de interés [API].

GRmín: mínima lectura de rayos gamma en zona de arena [API].

GRmáx: máxima lectura de rayos gamma en zona de lutita [API].

Posteriormente se calculó el volumen de arcilla (Vshale) utilizando la ecuación de Larionov rocas terciarias

(ecuación 15).

(Ecuación 15)

Cálculo de las geopresiones y propiedades mecánicas

Presión de sobrecarga o esfuerzo vertical (SV)

Se define como la presión ejercida por el peso total de las capas suprayacentes de la matriz volumétrica de

roca de la formación, a una profundidad determinada. Para el cálculo de la misma inicialmente se obtuvo el

gradiente de sobrecarga (OBG), el cual matemáticamente es a partir de la correlación que integra la sumatoria

de densidad volumétrica de la formación en cada intervalo (ecuaciones 16 y 17).

(Ecuación 16)

(Ecuación 17)

57

57

Donde:

OBG: Gradiente de sobrecarga (ppg)

h: profundidad, pies

ρ: densidad volumétrica de la formación, g/cc

g: constante de aceleración debido a la gravedad

Posteriormente a través de Drillworks Predict estos valores de gradientes fueron transformados a Presión (lpc),

siguiendo la siguiente ruta de trabajo, Data Utilities Convert Pressure Gradient/Pressure, esto para cada

pozo.

Presión de poro

Esta propiedad se define como la presión ejercida por los fluidos (agua o hidrocarburos) en el medio poroso.

Desde el punto de vista geomecánico, este parámetro es determinante puesto que afecta los esfuerzos

efectivos alrededor del hoyo. En otras palabras, proporciona soporte a la matriz de la formación como parte del

esfuerzo total.

Todos los métodos para evaluar presión de poro emplean valores de tiempo de tránsito o de resistividad en las

lutitas para una tendencia normal de compactación, ya que las lutitas son las únicas que obedecen a un

proceso de compactación normal, su tamaño de grano fino permite que su compactación sea mucho mayor.

Para esto es fundamental seleccionar los intervalos de lutitas limpias. En el presente estudio se llevó a cabo la

siguiente secuencia:

a) Trazado de línea de lutita promedio

Se estableció la línea de lutita promedio sobre el registro de Gamma Ray (GR), identificando las zonas de lutitas

en cada pozo. Esto se logró utilizando la opción Line Group en Drillworks Predict.

b) Transferencia de puntos de lutitas al registro sónico

58

58

Con la herramienta Shale Point Use a line group en Drillworks Predict, se proyectaron los puntos con

magnitud mayor a las líneas de lutitas establecidas en el registro GR hasta el registro sónico compresional,

permitiendo de esta manera filtrar y construir un nuevo conjunto de datos del registro sónico sólo con

información de lutitas, se suavizó la curva de puntos obtenida, haciendo uso de la herramienta MWA Filter

shrink boxcar, que permite promediar la tendencia cada cierto número de puntos seleccionados.

Figura 34. Secuencia de pasos empleada para estimar la presión de poros en el programa Drillworks Predict. Fuente: Chaparro, M (2016)

c) Cálculo del tren de compactación normal

Para el cálculo del tren de compactación normal se utilizó la curva del perfil sónico, luego ser filtrada por la línea

base de arcillas previamente y posteriormente suavizada.

Luego a través de la opción AnalyzeNormal Compaction Trend, se calculó el tren de compactación normal

mediante el método de Bowers (sonic), utilizando el esfuerzo vertical previamente calculado y considerando lo

59

59

siguiente según los datos disponibles en el yacimiento y las áreas vecinas: Tiempo de tránsito en el lecho

marino: 200 us/ft; gradiente normal: 8.33 ppg; constante empírica A: 14.2; constante empírica B: 0.724.

El tren de compactación normal sónica de Bower se calculó utilizando la siguiente ecuación:

(Ecuación 18)

Donde:

DT = Tiempo de viaje sónico

Dtml = Tiempo de viaje sónico en la línea de lodo (por defecto = 200 us/ft)

σnorm = Esfuerzo efectivo asumiendo una presión normal

A, B = Constantes empíricas basadas en el mejor ajuste para la relación entre velocidad y esfuerzo

efectivo basado en la locación de los datos (A = 14.2 y B = 0.724)

A y B son valores empíricos que generan el mejor ajuste para la relación entre la velocidad y el esfuerzo

efectivo basado en la ubicación en la que se tomaron los datos.

d) Cálculo de la presión de poro

Finalmente se procedió al cálculo de la presión de poro mediante el método de Bowers, cuyos parámetros

fueron definidos en el punto anterior, a excepción del exponente de descarga que tiene un valor de 4 por

defecto, el cual viene expresado de la siguiente manera:

(Ecuación 19)

Donde:

Pp = Gradiente de presión de poro

60

60

OBG = Gradiente de sobrecarga

DT = Tiempo de viaje sónico

A,B,U = Constantes empíricas (A = 14.2, B = 0.724 y U = 4)

DTml = Tiempo de viaje sónico correspondiente a Vmax

Vmax = Tiempo de viaje máximo del registro sónico (Velocidad a la cual ocurre la descarga para los

sedimentos enterrados a la profundidad mas grande que dmax)

dmax = Profundidad del tiempo de viaje máximo (Profundidad a la cual ha ocurrido la descarga)

Depth = Profundidad

Luego de realizar las comparaciones y análisis necesarios se seleccionó este método ya que más ajustó con

la data de presión disponible y los eventos de perforación.

e) Gradiente de fractura

Por otra parte, para la estimación del gradiente se fractura se utilizó el método de Matthews y Kelly, por cotejar

de una manera muy ajustada con los valores de las pruebas de integridad de formación de los pozos, y el cual

utiliza la siguiente formula:

(Ecuación 20)

Donde:

Fg = Gradiente de fractura

Pp = Presión de poro

OBG = Gradiente de sobrecarga

K = Coeficiente de matriz de esfuerzos (k = 0.8)

La utilización el método de Matthews y Kelly requiere que se haya analizado la presión de poro y el gradiente de

sobrecarga, así como tener un conjunto de datos de esfuerzos de la matriz. Para este caso, los cuales fueron

estimados empíricamente en K: 0.8.

f) Propiedades mecánicas de la roca

Las propiedades mecánicas son determinantes en la obtención de un modelo geomecánico confiable, puesto

que describen el comportamiento mecánico de la roca. Este comportamiento es afectado por las condiciones a

la cual está sometida la roca, tales como agentes externos que incidieron durante su deposición (esfuerzos en

kPpOBGPpFg *)(

61

61

sitio, ambiente de deposición, condiciones tectónicas) y agentes internos que están asociados al tipo de roca.

Su determinación es bastante compleja, puesto que existe anisotropía tanto regional como local. Dentro de las

propiedades mecánicas más importantes para generar un modelo geomecánico y, más específicamente, un

modelo de estabilidad de hoyos, se pueden mencionar las siguientes: resistencia a la compresión sin

confinamiento (UCS), ángulo de fricción, cohesión, relación de Poisson y Módulo de Young.

La forma más precisa de estimar estas propiedades involucra ensayos de laboratorio, (las propiedades

estimadas de esta manera se denominan propiedades mecánicas estáticas): Sin embargo, el incremento de los

costos como resultado de la toma de núcleos y su posterior procesamiento representa una limitación, además

de proporcionar información sólo a una profundidad específica. Dependiendo del tipo de roca, la situación

puede ser aún más compleja, particularmente cuando se trata de formaciones de lutita cuyas características

físico-químicas dificultan el proceso de ensayo.

Una opción viable se obtiene mediante estimaciones con correlaciones matemáticas y relaciones empíricas,

comúnmente llamadas propiedades mecánicas dinámicas, que dependen principalmente de datos de onda

acústica (compresional y de corte) obtenidos a partir de registros eléctricos y que proporcionan información a un

amplio rango de profundidades. No obstante, estas estimaciones tienen un grado de incertidumbre asociado

debido a que las correlaciones existentes no son totalmente aplicables a cualquier área geográfica, puesto que

fueron desarrolladas para áreas específicas. En este caso, es imperativo realizar aproximaciones y

calibraciones con valores puntuales de laboratorio que estén disponibles para el área en estudio (Ramos et al.

2008).

Debido a la carencia de resultados de ensayos geomecánicos de pozos recientes, para la determinación de las

propiedades mecánicas estáticas en el presente estudio se contó con los resultados de ensayos efectuados por

terceros en estudios previos del Domo Sur de Motatán (VVA Consultores 1999). En este estudio se contempló

el ensayo de núcleos de arenas y lutitas del pozo MOT-07 (ubicado en la subregión 18N). Los resultados de

estos ensayos, luego de ser revisados y validados, se muestran en las tablas 2 y 3. A partir de esa información

se construyó la envolvente de falla para muestras tanto de las Arenas Basales de Paují como de las Arenas B

de Misoa que produjeron resultados bastante consistentes, tal como se muestra en la figura 35.

Tabla 2. Ensayos triaxiales de muestras del pozo MOT-07 a diferentes presiones de confinamiento

(profundidades entre 10571 pies y 10572 pies).

62

62


Tabla 3. Ensayos triaxiales de muestras del pozo MOT-07 a diferentes presiones de confinamiento

(profundidades entre 10576 pies y 10577 pies).


Figura 35. Envolvente de falla de las muestras del pozo MOT-07 (Arenas Basales de Paují y Arenas B de

Misoa). Fuente: PDVSA Petroquiriquire (2015)

Posteriormente, se procedió a la estimación de las propiedades mecánicas dinámicas a través de correlaciones

existentes en la literatura y que fueron calibradas con las propiedades mecánicas estáticas anteriormente

determinadas. La figura 36 muestra las correlaciones empleadas durante el presente proyecto para estimar las

propiedades mecánicas de la roca a partir de registros eléctricos, resaltándose en color rojo las que mejor se

ajustaron al área de estudio.

63

63

Figura 36. Correlaciones empleadas para estimar las propiedades mecánicas a partir de registros

eléctricos. Fuente: Chaparro, M (2016)

Por su parte, en la figura 37 se pueden observar los resultados obtenidos para las propiedades mecánicas

dinámicas. En líneas generales los resultados que se obtuvieron para el pozo MOT-50, como para el resto de

los once pozos a los que se les estimaron las propiedades mecánicas, son consistentes con los esperados:

valores altos de resistencia para las arenas y más bajos para las lutitas, con comportamiento inverso en cuanto

a la relación de Poisson.

Determinación de la magnitud y dirección de los esfuerzos horizontales máximo y mínimo

Magnitud del esfuerzo mínimo horizontal (Sh)

La magnitud del esfuerzo horizontal mínimo se determina a través de pruebas de inyectividad en campo; sin

embargo, cuando no se dispone de estas, este esfuerzo se puede estimar a partir de registros especializados o

a través de correlaciones que involucran las propiedades elásticas de la roca.

A rasgos generales, una prueba de inyectividad consiste en bombear de manera controlada un fluido, en

determinado intervalo del pozo, hasta causar una pequeña fractura hidráulica en las paredes del hoyo, mientras

se miden valores de tasas de flujo, presión y temperatura.

Las mediciones se adquieren en diferentes instantes con la finalidad de obtener diversos parámetros entre los

cuales destacan el esfuerzo principal menor, la presión de yacimiento y el coeficiente de pérdida de fluido.

64

64

Posteriormente se generó el gradiente del esfuerzo mínimo horizontal por la profundidad y finalmente se creó

en Drillworks Predict la ecuación de poroelasticidad de este esfuerzo para propagarlo y calcularlo a lo largo de

toda la columna por pozo, utilizando los valores de coeficiente de deformación tectónica y todos los demás

parámetros mecánicos estáticos requeridos.

Figura 37. Propiedades mecánicas dinámicas del pozo MOT-50 (ubicado en la subregión 18SO). Fuente:

Chaparro, M (2016)

Magnitud del esfuerzo máximo horizontal (SH)

Uno de los esfuerzos en sitio más complejos de determinar es el esfuerzo horizontal máximo, el cual requiere

de soluciones analíticas puesto que hasta el momento no existe un método de medición directa o prueba de

campo para calcular este parámetro. De acuerdo a estos precedentes, fue necesario utilizar un programa de

cálculo denominado POLIESF 1.0, desarrollado por INTEVEP, PDVSA, para la estimación del esfuerzo

horizontal máximo. El programa se basa fundamentalmente en la teoría de resistencia a la fricción de la roca,

definida por Jaeger y Cook, (1979), y Zoback y Healy, (1984), y se expresa de la siguiente manera:

65

65

Donde m se define como el coeficiente de fricción de la roca, con un valor típico de 0.6, de acuerdo a Zoback y

Healy (1984). Combinando la ecuación anterior con la teoría de Anderson, se obtiene el correspondiente

régimen de esfuerzos, definidos a continuación:

(Ecuación 22)

(Ecuación 23)

(Ecuación 24)

Mediante las ecuaciones anteriores se representa el polígono de esfuerzos, graficando esfuerzo horizontal

máximo en función del esfuerzo horizontal mínimo. Este define los límites de equilibrio de fricción de los

esfuerzos en sitio. En la figura 38 muestra un polígono de esfuerzos con sus respectivas zonas para cada

régimen de esfuerzo (Ramos J., 2008).

(Ecuación 21)

66

66

Figura 38. Polígono de esfuerzos. Fuente: Ramos, J. (2008)

Una vez definidos los límites de equilibrio de fricción de la roca mediante el polígono de esfuerzos, se estima el

esfuerzo horizontal máximo aplicando las ecuaciones desarrolladas por Kirsch para un hoyo cilíndrico (las

cuales representan los esfuerzos normales y cortantes alrededor de las paredes del hoyo), en combinación con

el criterio de ruptura de la roca (Ramos J., 2008). En el caso del programa POLIESF 1.0 (Gráfico Nº 16), se

consideran 5 criterios de falla: Mohr Coulomb, Hoek Brown, Wiebols y Cook, Lade Modificado, Drucker Prager

(inscrito y circunscrito), un modelo constitutivo elástico lineal, una condición de roca intacta y procedimiento de

retro-análisis mediante fallas de corte tipo Breakout. Es importante acotar que para reproducir un mejor

comportamiento de la roca se requiere un modelo constitutivo poro-elasto-plástico; sin embargo, resulta

compleja la caracterización de los parámetros involucrados en estos modelos (índice de plasticidad, planos de

debilidad de las lutitas, coeficientes poroelásticos, etc.).

Régimen y dirección de los esfuerzos horizontales

La información proveniente de registros de imágenes sirve para complementar y validar los resultados

obtenidos mediante los ensayos de laboratorio. Los registros comúnmente usados son: UBI (ultrasonic

borehole imaging), CIBIL (circumferential borehole imaging love), DSI (dipole sonic imaging), FMI (herramienta

de imágenes microeléctricas de cobertura total).

Los registros mencionados anteriormente se emplean con la finalidad de detectar las deformaciones en el hoyo

conocidas como ovalizaciones o breakouts (alargamiento alrededor del diámetro nominal del hoyo en una sola

67

67

dirección y se origina por un esfuerzo de falla de extensión), producidas durante la fase de perforación, las

cuales se originan como consecuencia de la combinación de ciertos factores como la concentración local de

esfuerzos producto de la remoción de material alrededor del hoyo, esfuerzos en sitio, resistencia del material y

la presión que el fluido de perforación ejerce sobre la formación.

Para la determinación de la dirección de los esfuerzos, se listaron por pozo y profundidad, unas ves revisado la

calidad de los mismos, se utilizaron los registros especializados de imágenes tales como el CBIL de los pozos

MOT 069 y MOT 050

Los registros de imagen se utilizaron para precisar la visualización tridimensional de la geometría del hoyo e

identificar la presencia de fracturamiento incipiente inducido conocido como los “boreholes breakouts”, los

cuales representan alargamientos alrededor del diámetro nominal del hoyo en una sola dirección y se origina

por un esfuerzo de falla de extensión, los “breakouts” son producidos durante la fase de perforación, los cuales

se originan como consecuencia de la combinación de ciertos factores como la concentración local de esfuerzos

producto de la remoción de material alrededor del hoyo, esfuerzos en sitio, resistencia del material y la presión

que el fluido de perforación ejerce sobre la formación. Finalmente se graficaron en una roseta los azimut de los

“breakouts” encontrados para cada uno y posteriormente se realizó un promedio de estos a fin de representar la

dirección de los esfuerzos.

Este esquema establece que un área puede estar sujeta a fallamiento normal, transcurrente (rumbo deslizante)

o inverso, de acuerdo a la relación entre las magnitudes de Shmax (esfuerzo horizontal máximo), Shmin

(esfuerzo horizontal mínimo) y Sv (sobrecarga).

68

68

Figura 39. Esquema de clasificación de E. M. Anderson (1951) para magnitudes de esfuerzos relativos en regiones de Fallamiento normal, inverso y transcurrente. Tomado de Reservoir Geomechanics Fuente:

Zoback (2007)

.

Generación de la ventana operacional

Para llevar a cabo esta etapa se requiere de la generación de 3 curvas que son la presión de poro, la presión de

colapso o breakout y presión de fractura. De las cuales la presión de poro y la presión de fractura ya fueron

halladas tal como se explica en este capítulo en la parte de las geo presiones; faltando únicamente la presión

de breakout, que es consecuencia de todo el conjunto de datos calculado anteriormente, tanto de geopresiones

como de las propiedades intrínsecas de la roca, cuyas ecuaciones (23 y 24) salen del análisis de llevar los

esfuerzos in situ a los esfuerzos presentes alrededor del hoyo al momento de la perforación.

(Ecuación 25)

69

69

(Ecuación 26)

Donde:

PC = presión de colapso o breakout.

SH = esfuerzo horizontal máximo.

Sh = esfuerzo horizontal mínimo.

N = coeficiente de fricción.

Pp = presión de poro.

UCS = resistencia a la compresión sin confinamiento.

θ = ángulo de fricción

Estas ecuaciones (25 y 26) fueron posteriormente cargadas en Drillworks Predict para la generación de la curva

de presión de breakout por pozo, las cuales una vez obtenidas se montaron en un mismo track con la presión

de poro, esfuerzo mínimo o presión de fractura y peso del lodo, con el fin de evaluar la zona de influjo, zona de

colapso, zona estable y zona de pérdidas, y de esta manera establecer los parámetros óptimos para las

próximas perforaciones en el área. La ventana operacional fue calibrada con los derrumbes observados en

caliper y los eventos reportados durante la perforación.

Diseño del esquema óptimo para la mejoras en la trayectoria de los pozos del área.

Para realizar este punto de la investigación, y una vez definida y graficada la ventana operacional por pozo, se

promediaron las curvas de presión de poro, gradiente de fractura y presión de colapso, obteniendo tres (3)

perfiles generalizados para los yacimientos MOT0021 y MOT0018.

Con lo que se procedió a plasmar y definir la mejor opción del peso del lodo y la profundidad del conjunto de

revestidores a utilizar durante la perforación de los pozos para atravesar las diferentes formaciones

pertenecientes a los yacimientos del Domo Sur, de manera de evitar y/o minimizar la cantidad de problemas

operacionales.

70

70

CAPÍTULO V

ANÁLISIS Y DISCUSIÓN DE LOS RESULTADOS

La interpretación de los resultados consiste en inferir conclusiones sobre los datos codificados,

basándose en operaciones intelectuales de razonamiento lógico e imaginación, ubicando tales datos

en un contexto teórico. La misma trata de dar sentido, ofrecer una explicación a los logros obtenidos,

teniendo en cuenta el marco teórico y los objetivos fijados. En la presente investigacion se busca

obtener las presiones a los cuales esta siendo sometido el yacimiento durante la perforacion de los

pozos, asi como tambien la direccion, y la magnitud de los esfuerzos entre otros aspectos para asi

lograr una caracterizacion de la zona de estudio y finalmente integrar todos estos parametros

geomecánicos para comprender los regimenes y estados de esfuerzos a los cuales estan sometidos

los yacimientos, y así diseñar la manera óptima de perforarlos.

5.1. Descripción de los problemas operacionales de las áreas perforadas y las zonas en profundidad

donde se presentan las inestabilidades de los hoyos en el Campo Motatán.

La metodología empleada en este punto fue explicada en el capítulo anterior. Es importante resaltar que los

resultados mostrados en esta sección fueron realizados con información proveniente de los sumarios de

operaciones descargados de las bases de datos DIMS y COPyR, sin realizar ningún tipo de auditoría.

Igualmente, se siguieron los criterios especificados en la normativa corporativa, donde, entre otras cosas, se

define como tiempos no productivos asociados a problemas en el hoyo (H) todos aquellos acontecimientos no

productivos inherentes a la condición del hoyo y comprende las actividades: acondicionamiento de hoyo,

pérdida de circulación, atascamiento de tubería, control de arremetida, sidetrack/desvío, corrección de

cementación primaria, pesca y complejidad geológica. Por su parte, la categoría superficie (S) se refiere a

todos aquellos acontecimientos que están asociados a eventos logísticos y superficiales.

A partir de la base de datos generada y considerando exclusivamente la fase Perforar (P), observó un

importante aumento en cuanto al porcentaje de tiempos no productivos durante la construcción de los pozos en

estudio. La figura 40 presenta la evolución de estos tiempos, comenzando con el pozo más antiguo a la

izquierda (MOT-44) y finalizando con el pozo más reciente a la derecha (MOT-70). Las curvas negras y naranja

en la figura 40 representan las tendencias de los porcentajes de tiempos productivos y no productivos,

respectivamente. Los tiempos productivos cayeron de 85% a 60% aproximadamente, mientras que los no

productivos presentaron un aumento simultáneo desde un 15% en el MOT-44 a un 45% en el pozo MOT-72.

71

71

Figura 40. Aplicación de la Metodología empleada para el análisis de tiempos productivos y no

productivos. Fuente: PDVSA (2015)

Figura 41. Evolución histórica de los tiempos productivos y no productivos durante la construcción de

los pozos estudiados en el Domo Sur del campo Motatán. Fuente: PDVSA (2015)

72

72

El promedio histórico de porcentaje de tiempos productivos durante los 17 años en los que se perforaron los 26

pozos estudiados (desde 1992 hasta el 2015) es de 75,3%, mientras que los tiempos no productivos

promediaron 24,7% como se muestra en la figura 42.

Figura 42. Tiempos productivos (P) y no productivos (NP) durante la construcción de los pozos

estudiados en el Domo Sur del campo Motatán. Fuente: Chaparro, M (2016)

A continuación se describen las operaciones realizadas por el Departamento de Construcción de Pozos en el

campo Motatán, para esto se tomaron en cuenta historiales de perforación de 10 pozos; los cuáles forman

parte de la muestra seleccionada: MOT-24A; MOT-0061A; MOT-0066; MOT-0067; MOT-0068; MOT-0069;

MOT-0070; MOT-0071; MOT-0072.

Durante el proceso de perforación de pozos en el campo Motatán, se presentó una serie de problemas

operacionales, entre los cuales se pueden mencionar: apoyos, torques, arrastres, pegas de tubería, derrumbes

y pérdidas de circulación; tales eventos se generan debido a que estos yacimientos se encuentran en zonas

naturalmente fracturadas, lo cual permite elevar el valor de la porosidad y permeabilidad del área, accediendo

así a una mejor movilidad en los fluidos y por ende que el fluido de perforación invada la matriz de la formación,

generando finalmente la pérdida de circulación.

73

73

Por medio de los reportes operacionales obtenidos mediante el programa Dim’s / Copyr (suministrados por

PDVSA) y las historias de los pozos, determinaron los problemas ocurridos durante la fase de perforación de

pozos en el campo Motatán, con el objetivo de analizar los problemas operacionales comunes durante la

construcción de los mismos y así identificar de manera detallada la profundidad en la que ocurrió el problema, la

fase en la que se encontraban, el tiempo perdido durante tal evento, entre otros. En la tabla 4 se muestra el

resumen de los problemas operacionales suscitados durante la perforación de los pozos mencionado.

Tabla 4. Resumen de los problemas operacionales ocurridos durante la perforación del pozo MOT-0066.

Pozo MD (ft) Fase

8612

8742-8832

Pozo MD (ft)

MOT-66 8711

Pozo MD (ft)

MOT-66

Pozo MD (ft)

5636-7983

5620-5636

3000-5620

3470

5645

5230

5368

5530

5631

5859

5920

8020

6762

7234

8085

8426

Pozo MD (ft)

5645

5694

5745

8020

9023

MOT-66

Torque 4000 lbs/ftHoyo intermedio

Torque 4000 lbs/ft

Torque 12500 lbs/ft

Hoyo de producción

Apoyo 30 KLBS

Apoyo 15 KLBS

Apoyo 20 KLBS

Torque 6250 lbs/ft

Problema

Torque 4000 lbs/ft

Fase

Apoyo 20 KLBS

Apoyo 20 KLBS

MOT-66

Hoyo de producción

Apoyo 20 KLBS

Arrastre 50 KLBS

ARRASTRE - APOYO

Problema Fase

Apoyo 20 KLBS

Arrastre 50 KLBS

Arrastre 20 KLBS

Apoyo 20 KLBS

Apoyo 30 KLBS

Apoyo 20 KLBS

TORQUE

Problema Fase

Problema Fase

Apoyo 30 KLBS

Apoyo 20 KLBS

INFLUJO (CORTE POR GAS)

Hoyo intermedio

Arrastre 20 KLBS

PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN

Problema Tiempo Adicional (Días)

0,38

TOTAL= 0,52

Atascamiento Hoyo de producción

ATASCAMIENTO DE TUBERÍA

MOT-66Hoyo de

producción

0,15Perd. De Circulación

Perd. De Circulación

74

74

Fuente: Chaparro, M. (2016)

La tabla 4 especifica los problemas encontrados durante la construcción del pozo MOT-0066, causando una

totalidad de 24 eventos. Las pérdidas de circulación ocurrieron durante el proceso de perforación del hoyo de

producción, con una totalidad de 287 bls de fluido de perforación perdidos, en el intervalo A-10 y B-0 de la

Formación Paují y Formación Misoa respectivamente; compuestas por lutitas y areniscas o intercalaciones de

las mismas. Se puede observar en la figura 43 la distribución de los problemas operacionales durante la

construcción de dicho pozo. Mediante su análisis, se concluye el 90% problemas de arrastre, apoyo y torque;

perteneciendo sólo un 8% a pérdidas de circulación y el 4% a problemas de atascamiento de la tubería.

Figura 43. Distribución de problemas operacionales durante la construcción del pozo MOT-0066.

Fuente: Chaparro, M (2016)

En la tabla 5, se muestran los problemas operacionales presentados durante la construcción del pozo MOT-

0067.

75

75


Fuente: Chaparro, M. (2016).

En la tabla anterior, se observaron 24 eventos durante la construcción del pozo MOT-0067, presentándose a lo

largo del proceso de perforación arrastres y apoyos repetitivos. Por otra parte, en la figura 44 se muestran la

distribución de los inconvenientes operacionales durante la construcción de dicho pozo, conformando el 92%

problemas de arrastre y apoyo, al mismo tiempo un 4% de atascamiento y torque respectivamente.

Pozo MD (ft)

MOT-67 9148

Pozo MD (ft)

80

26-476

5450-6351

6100

2909-7822

7541-5193

9000-9470

7457-9148

9148-9785

8310

8450

8500

8530

5067

9080

9262

9632

7115

7500-9785

4860-7500

4860-6938

9700-10850

Pozo MD (ft)

MOT-67 9262

Atascamiento Hoyo intermedio

Arrastre 10 KLBS

Arrastre 30 KLBS

Fase

Apoyo 10 KLBS

Arrastre 15 KLBS

Arrastre 25 KLBS

Apoyo 10 KLBS

Torque 10000 lbs/ft

TORQUE

Problema Fase

Apoyo 30 KLBS

Apoyo 30 KLBS

Apoyo 20 KLBS

Hoyo intermedio

Hoyo conductor


Problema Fase

ARRASTRE - APOYO

Problema

Apoyo 30 KLBS

Arrastre 15 KLBS

Arrastre 30 KLBS

Arrastre 30 KLBS

Apoyo 20 KLBS

Apoyo 10 KLBS

Arrastre 22 KLBS

Apoyo 25 KLBS

Apoyo 30 KLBS

Hoyo intermedio

Arrastre 15 KLBS Hoyo de producción

MOT-67

Apoyo 10 KLBS

Apoyo 10 KLBS

Apoyo 25 KLBS

76

76



La tabla 6 muestra los problemas operacionales observados durante el proceso de construcción del pozo MOT-

0068, determinando la fase donde ocurrió el problema y la profundidad, con la finalidad de identificar los

inconvenientes de manera detallada y así poder tomar medidas correctivas para la construcción de futuros

pozos vecinos.


Pozo MD (ft)

942-1547

4324

6474-6380

5459-6474

7560

7528

7535

Pozo MD (ft)

MOT-68 2480

Pozo MD (ft)

MOT-68 7464 Torque 16250 lbs/ft Hoyo intermedio

Arrastre 30-35KLBS

Apoyo 10-15 KLBS

EMBOLAMIENTO DE LA MECHA

MOT-68

Arrastre 20 KLBS

Arrastre 30 KLBS

Arrastre 30 KLBS

Hoyo intermedio

Desgaste en los dientes Hoyo de superficie

ARRASTRE - APOYO

Problema Fase

Apoyo 20 KLBS Hoyo de superficie

Arrastre 30 KLBS

FaseProblema

TORQUE

Problema Fase

77

77


En la tabla 6 se presentaron sólo 9 eventos, siendo el pozo con menores problemas operacionales durante su

proceso de construcción.



Del mismo modo, la figura 45 posee la distribución de los problemas operacionales ocurridos durante la

construcción del pozo MOT-0068. En ella, se visualiza que el 78% de los problemas son de arrastre y apoyo, el

11% está representado por el torque y embolamiento de la mecha.

Con respecto a los problemas operacionales ocurridos durante el proceso de perforación del pozo MOT-0069,

se logró plasmar tales inconvenientes en la tabla 7. Se suscitaron un total de 24 eventos, entre los cuales se

encuentran problemas de arrastre, apoyo, torques y pérdidas de circulación.

Estas últimas ocurrieron durante la construcción del hoyo de producción en el intervalo A-10 de la Formación

Paují a una profundidad entre 10050’ -10305’ con una litología de 100% por arenisca.

78

78



En la figura 45 se presenta la distribución de los problemas operacionales durante la construcción del pozo

MOT-0069.

Pozo MD (ft) Fase

10050-10220

10245-10303

Pozo MD (ft)

460

5497-4451

4451-5401

5130

6550-5690

6756

7781-6640

8225-7781

8395

8172

8072

8225-7781

7609

5780

3690-4629

8387

5020

9525

Pozo MD (ft)

8636-8066

7609

5780

10193

Hoyo intermedio

Arrastre 40 KLBS

Arrastre 45 KLBS

Arrastre 50 KLBS

Arrastre 40 KLBS

Arrastre 30-40 KLBS

Arrastre 50-30 KLBS

Apoyo 30-50 KLBS

MOT-69

Arrastre 60 KLBS

Arrastre 60 KLBS

Apoyo 40 KLBS

Apoyo 50 KLBS

Apoyo 30-50 KLBS

Torque 13750 lbs/ft

Torque 13750 lbs/ft

ARRASTRE - APOYO

Problema Fase

Arrastre 40 KLBS

Hoyo de superficie

Apoyo 30-40 KLBS

TOTAL=

MOT-69

Torque 11250 lbs/ft

Arrastre 30-40 KLBS

Apoyo 30 KLBS

Arrastre 30-40 KLBS

Torque sostenido 10000-11250 lbs/ft

Hoyo intermedio

Arrastre 30 KLBS

1,31



0,94MOT-69

0,38


Perd. De CirculaciónHoyo de producción

TORQUE

Problema Fase

79

79



A través de la figura 46 se logra visualizar que la mayoría de los problemas presentados durante la

construcción del pozo MOT-0069 son arrastres y apoyos, representando un 75% del total de los eventos. Los

eventos restantes estuvieron conformados por pérdidas de circulación y problemas de torque.

En otro orden de ideas, la tabla 8 muestra los problemas operacionales observados en el pozo MOT-0070,

identificando la profundidad y la fase en la cual se presentaron los mismos. En ella se logró determinar un total

de 16 eventos, conformados por pérdidas de circulación, arrastres y apoyos.

Los problemas de pérdida de circulación se presentaron durante la perforación del hoyo conductor a la

profundidad de 45’ y el hoyo intermedio durante la cementación del revestidor de 9-5/8’’ en el tope del intervalo

A-10 de la Formación Paují con una litología de areniscas y perdiendo una totalidad de 250 bls de fluido hacia la

formación.

80

80



A continuación, se presenta una gráfica donde visualizamos la distribución de los problemas operacionales

encontrados durante la perforación del pozo.


Fuente: Chaparro, M (2016).

Pozo MD (ft) Fase

45 Hoyo conductor

8469 Hoyo intermedio

Pozo MD (ft)

1410

1944-2316

2414

2508

2570

2697

2884-2977

2040

2985

5238-5021

6885

9108

9496

1020

Torque y arrastre de 20/25 KBLS

Apoyo 40 KLBS

Apoyo 40KLBS

Apoyo 10 KLBS

Apoyo 15-20 KLBS

Arrastre 20 KBLS

ARRASTRE - APOYO

Problema

Apoyo 10 KLBS

Hoyo intermedioApoyo 40 KLBS

Fase

Apoyo 40 KLBS





TOTAL= 0,96

Apoyo 35 KLBS

0,63MOT-70

Apoyo 40-60 KLBS

Apoyo 50 KLBS

Apoyo 60 KLBS

Hoyo de producción

Apoyo 10 KLBS

0,33

MOT-70

81

81

En la figura 47 se muestra la mayoría de los problemas presentados durante la construcción del pozo MOT-

0070 son arrastres y apoyos, representando un 88% del total de los eventos. Los inconvenientes restantes

estuvieron conformados por pérdidas de circulación.

Para el pozo MOT-0071, se identificaron los diferentes problemas operacionales presentados durante la fase de

perforación de dicho pozo, plasmando la profundidad y la fase en la cual ocurrió el problema (ver tabla 9)



Pozo MD (ft) Fase

6547-6297 Hoyo intermedio

9338-9348 Hoyo de producción

Pozo MD (ft)

6452

6831

8055

8186

Pozo MD (ft)

580

990

2395

2540

2907

3308

4470

5767

5550

6638-6452

6187

6690

6340-5993

6546

1124-743

7765

7913

7925

8110

8976-7933

8222

9086-8595

8110

8270

8271-8674

9337

Pozo MD (ft)

MOT-71 3976

0,35


0,40

Hoyo de producción

AtascamientoHoyo de producción

Problema Fase

Empaquetamiento

Empaquetamiento

Apoyo 25 KLBS

MOT-71

Fase

Hoyo intermedio

Arrastre 50 KLBS

Apoyo 33 KLBS

Atascamiento

Arrastre 25-30 KLBS

Apoyo 20 KLBS




Hoyo intermedio

0,04MOT-71


TOTAL=

Arrastre 40 KLBS

Arrastre 400 MLBS

Arrastre 50 KLBS

Apoyo 30 KLBS

Arrastre 100 KLBS

Apoyo 20 KLBS

Arrastre 40 KLBS

Arrastre 40 KLBS

Arrastre 100 KLBS

Arrastre 40-45 KLBS

Problema

Arrastre 60 KLBS

Apoyo 40 KLBS

Apoyo 20 KLBS

Hoyo conductor

ARRASTRE - APOYO

Arrastre 40 MLBS

Apoyo 12-25 KLBS

Apoyo 10-202 KLBS

JET´S Tapados Hoyo de superficie


Fase

MOT-71

Apoyo 20 KLBS

Apoyo 35 KLBS

Arrastre 100 KLBS

Apoyo 30-40 KLBS

Problema

Apoyo 35 KLBS

82

82

En la tabla 9, se logró observar que se presentaron 33 eventos en total. Las pérdidas de circulación ocurrieron

durante la fase del hoyo intermedio en la Formación Isnotú y hoyo de producción en el intervalo B-2 de las

arenas basales de la Formación Misoa. La litología al momento de presentarse estos inconvenientes de pérdida

de circulación estuvo compuesta por areniscas y en su totalidad se perdieron 470 bls de fluido hacia la

formación. Por otro lado, observó una cantidad destacable de arrastres y apoyos, así como también hubo

problemas de embolamiento de la mecha, empaquetamiento y atascamiento.



A través de la figura 48 el proceso de construcción del pozo MOT-0071 presentó una variedad de

inconvenientes, comenzando por arrastres y apoyos los cuales representan el 79% del total de los eventos,

mientras que el resto estuvo conformado un 12% por atascamiento de la tubería (empaquetamiento), 6% por

pérdidas de circulación y finalmente un 3% por embolamiento de la mecha.

Siguiendo con el orden metodológico, a continuación en la tabla 19 se muestra un resumen de los problemas

operacionales durante la construcción del pozo MOT-0072.

83

83

Tabla 10. Resumen de los problemas operacionales ocurridos durante la perforación del pozo MOT-

0072.


En la tabla 10, se puede observar que la mayoría de los problemas ocurridos durante la construcción del pozo

MOT-0072 provienen del hoyo de producción, con una totalidad de 28 eventos. Los problemas de pérdida de

circulación alcanzaron la totalidad de 1621 bls de fluido de perforación que se perdieron hacia la formación, en

Pozo MD (ft) Fase

9140

9141-9507

8512

8529

9117

9283

Pozo MD (ft)

4499

7825

9287

9373

8813

9550

Pozo MD (ft)

7825

7778

7597-7884

8385-9550

8468

8711

8326

9200

8798

8915

9045

8744

8852

Pozo MD (ft)

3230

6986

8681

Apoyo 20-30 KLBSHoyo de producción

Arrastre y Apoyo 80/30 KLBS

Apoyo 30 KLBS

Apoyo 50 KLBS

Apoyo 20 KLBS

Apoyo 25 KLBS

Apoyo 20-30 KLBS

Apoyo 45 KLBS

Apoyo 20-30 KLBS

Hoyo intermedio

Hoyo de producción

Hoyo intermedio

Apoyo y Arrastre 25/140 KLBS



0,54

1,73

Torque 15000 lbs/ft Hoyo de producción

Torque 11000 lbs/ft

Empaquetamiento

Atascamiento

Torque 10300 lbs/ft



MOT-72

Problema

TORQUE

MOT-72

Fase

Hoyo de producción

1,08

TOTAL=

Perd. De CirculaciónMOT-72


3,50

1,58

1,54


MOT-72

Problema

9,98


Atascamiento

Atascamiento

Atascamiento

Atascamiento

Fase


Hoyo intermedio

ARRASTRE - APOYO

Problema Fase

Arrastre 70 KLBS

Arrastre 80 KLBS

Apoyo 25-40 KLBS

84

84

los miembros B-1 y B2 de la Formación Misoa, donde la litología estuvo conformada por lutitas e intercalaciones

de areniscas duras. Otras complicaciones que se observaron fueron arrastres, apoyos, torque y atascamiento

de la mecha.



Por otro lado, en la figura 49 se observa la distribución de los diferentes problemas operacionales presentados

durante la perforación del pozo MOT-0072. En esta logramos presenciar una cantidad considerable de

atascamientos de tubería representando el 21% del total de los eventos, al igual que las pérdidas de circulación.

El resto de los inconvenientes estuvieron conformados por arrastres, apoyos y embolamiento de la mecha.

Se presentan los problemas operacionales acontecidos durante la perforación del pozo MOT-0024A,

identificando la profundidad y fase a las cuales ocurrieron los mismos.

85

85


0024A.


Según lo expuesto en la tabla 11, se logró deducir que el pozo MOT-0024A fue el que mayor número de

arrastres y apoyos, así como también pérdidas de circulación, con una totalidad de 48 eventos, convirtiéndose

en el pozo que tuvo mayor cantidad de problemas durante su construcción. Las pérdidas se presentaron desde

Pozo MD (ft) Fase

45-65

65-95

95-124

50-94

40

80

8393 Hoyo intermedio

8435

8440

8468

8740

8730

8770

9045

9223

9340

8333

9540

Pozo MD (ft)

8325

8356

Pozo MD (ft)

45

50

959

0-944

914

790-1146

1807

2667

2380

2291

1452

1585

3000-4095

4496

5677

7675-7325

8203-5974

5880

8380-5615

5615-8380

8380-2535

5742-8342

8282

8400-9100

9620-9194

9620-8250

9500-9540

9388

MOT-24A

0,77

0,04

Problema


0,17

0,29

0,10


ARRASTRE - APOYO

Apoyo 25 KLBS

Apoyo 5 KLBS

Arrastres 40-50 KLBS

Apoyo 20 KLBS

Apoyo 15 KLBS

Apoyo 5-15 KLBS

MOT-24A

Hoyo de producción

Arrastre 20 KLBS

3,79

MOT-24AEmpaquetamiento

Apoyo 50 KLBS

Apoyo 10 KLBS


Hoyo conductor

Perd. De Circulación 0,08


2,50




Fase


Hoyo de producción



3,69



0,02


Atascamiento

16,29

0,29

Hoyo intermedio



TOTAL=


0,54


2,21

0,06


0,35



0,23

Apoyo 35 MKLB

Arrastre 15-30 KLBS

Apoyo 10-40 KLBS

Apoyo 20 KLBS

Arrastre 45 MLBS

Arrastre 65 KLBS

Apoyo 10 KLBS

Problema Fase

Hoyo de superficie

Arrastre 70 MLKB

Hoyo intermedioArrastre 25 KLBS

Apoyo 20 KLBS

Apoyo 5 KLBS

Apoyo 10 KLBS

Apoyo 10 KLBS

Apoyo 20-40 KLBS


Arrastre 50 KLBS

Apoyo 20 kLBS



Hoyo conductor

86

86

el inició de la perforación, el fluido total perdido hacia la formación fueron de 6091 bls, tomando un aproximado

de 16 días de tiempo perdido, lo cual es una cifra significativa de tiempo no productivo.

Estas pérdidas ocurrieron durante la construcción del hoyo conductor, hubo pérdidas parciales y una pérdida

total, utilizando material anti pérdida de fibra media y gruesa para controlar tal evento; es importante mencionar

que se observaron fisuras en la superficie de la locación, lo cual puede ser una de las causas del problema

expuesto anteriormente. La litología estuvo compuesta en esta sección en conjunto por arenas, destacando que

esta es una zona somera y sus arenas poseen un grado de compactación relativamente bajo.

Por otro lado, a la profundidad de 8393’ se presentó de manera repentina una pérdida de circulación total, en el

tope de la arenas basales A-10 de la Formación Paují, conformada en un 100% por lutitas. Posteriormente, a lo

largo de la construcción del hoyo de producción hubo pérdidas parciales, en los miembros B-0, B-1 y B-2 de la

Formación Misoa.

La figura 50 muestra la distribución de los problemas operacionales del pozo mencionado anteriormente. A

través de ella, se logró observar que es el pozo que mayor porcentaje posee en cuanto a pérdidas de

circulación se refiere con un 38% del total de los eventos, mientras que el resto está compuesto por arrastres,

apoyos, y atascamiento de la tubería.

87

87

Figura 50. Distribución de problemas operacionales durante la construcción del pozo MOT-0024A.


Por último, se presentan los problemas operacionales identificados durante la construcción del pozo MOT-

0061A, los cuales se plasman en la tabla 12.


0061A.


Mediante la tabla anexada anteriormente, se identificaron un total de 21 eventos o incidencias presentadas

durante la perforación del pozo citado, se perdió una totalidad de 777 bls hacia la formación. Durante estos

Pozo MD (ft) Fase

60

103

195

640

997

8385

9210

Pozo MD (ft)

640

50

160

1010

120

1791

8072

8296

9526

9220

Pozo MD (ft)

300

640

1033

1015




3,79



MOT-61A

Hoyo conductor


0,02

0,10




TOTAL= 9,35

Apoyo de 15 KLBS

JET's tapados

ARRASTRE - APOYO

Problema Fase

Apoyo de 20 KLBS

Hoyo conductor

Arrastre de 40 KLBS

Arrastre de 40/50 KLBS

Arrastre de 70/80 KLBS

Apoyo de 40 KLBS

Apoyo sostenido 20 KLBS

Arrastre de 15 KLBS

Hoyo intermedio

Apoyo de 5 KLBS

Apoyo de 5 KLBS

Hoyo de producción

Hoyo de superficie

Hoyo de producción


Problema Fase

MOT-61A

JET's tapados

JET's tapados

JET's tapadosMOT-61A Hoyo conductor

88

88

eventos se presenciaron fisuras en superficie, por ende, observó salida del lodo a través de las mismas; por otra

parte, se mostró una pérdida de lodo total a 997’, por lo cual se utilizó material anti pérdida de granos finos,

medios y gruesos para controlar tal evento. Los problemas de pérdida de circulación tuvieron lugar en zonas

someras, por lo cual la litología estuvo conformada por arenas y arcillas, mientras que para aquellos eventos

presenciados en zonas más profundas, exactamente en los intervalos B-0 y B-2 de la Formación Misoa, se

determinaron areniscas.

A continuación, se presenta la figura 51 la distribución de los problemas presenciados durante la construcción

del pozo MOT-0061A. Mediante la misma se logró observar que un 48% de los problemas estuvieron

compuestos por arrastres y apoyos, un 33% pérdidas de circulación y 19% embolamiento de la mecha.

Figura 51. Distribución de problemas operacionales durante la construcción del pozo MOT-0061A.


Por último, la figura 52 presenta un resumen donde se muestra de forma numérica las ocurrencias de los

diferentes problemas que se generaron durante las operaciones de perforación de pozos en el campo Motatán.

En el mismo se observó que el pozo que presentó mayor número de eventos fue el MOT-0024A.

89

89

Figura 52. Resumen de los problemas operacionales durante la construcción de pozos en el campo

Motatán. Fuente: Chaparro, M. (2016).

Por otro lado, en la figura 53 se presenta la distribución de las incidencias ocurridas durante la perforación de

pozos en el campo Motatán. A través de la misma se puede visualizar que el 62% de los problemas durante la

construcción de pozos en dicho campo fueron arrastres y apoyos, un 17% pérdidas de circulación, 10% torque,

atascamiento de la sarta un 9% y por último embolamiento de la mecha con un 1% del total de los eventos.

Figura 53. Distribución general de los problemas operacionales durante la construcción de pozos en el

campo Motatán. Fuente: Chaparro, M. (2016).

90

90

Analizando en detalle las secciones más críticas de 12-1/4” y de 8-1/2” se observó también lo siguiente:

En el caso de las secciones intermedias de 12-1/4”, se visualizó un predominio de las mismas

actividades críticas en cuanto a problemas de superficie (RPP, EPC, SCL y FSP). Por su parte, en

cuanto a las actividades críticas asociadas a problemas en el hoyo únicamente repiten las

actividades atascamiento de tubería (ATB) y pesca (PES), mientras que se observa que las

actividades desvío (DEV) y acondicionar hoyo/pozo (AHP) poseen una contribución importante

dentro de los tiempos no productivos perdidos durante la construcción de esta sección (Ver figura

54)

En cuanto a la sección de producción de 8-1/2”, cuatro diferentes actividades son las más críticas

en cuanto a problemas de superficie: otras operaciones (OTS), pérdida de circulación (PCI),

reacondicionar hoyo/pozo (RHP) y espera por PDVSA (EPP). Analizando los problemas de hoyo

para esta sección, se observa que las actividades atascamiento de tubería (ATB), falla en la

cementación (FCM) y viaje de tubería (VTB) repiten como las más críticas, junto con la actividad

pérdida de circulación (PCI). La figura 55 muestra en detalle todas las actividades críticas durante la

construcción de las secciones productoras de 8-1/2”.

Figura 54. Tiempos no productivos en la sección de 12-1/4” – Análisis por actividad. Fuente: Chaparro, M (2016)

91

91

Figura 55. Tiempos no productivos en la sección de 8-1/2” – Análisis por actividad. Fuente: Chaparro, M (2016)

Es por esto que, con la finalidad de caracterizar el área donde se presentan con mayor frecuencia estos

eventos exhibidos durante las operaciones de perforación en el campo Motatán, se realizó un (01) mapa con la

ubicación geográfica del campo y su división entre domos, identificando el primero los problemas operacionales

ocurrido durante la construcción de cada uno de los pozos.

92

92

L E Y E N D A:

POZOS OBJETO DE ESTUDIO 12



ARRASTRE-APOYO


TORQUE

1

2

3

4

5

POR PROBLEMA

Figura 56. Ubicación geográfica de los pozos objeto de estudio y la identificación de sus problemas

operacionales. Fuente: PDVSA Petroquiriquire (2016).

93

93

5.2. Análisis de los perfiles especiales disponibles de los pozos perforados utilizando criterios

geomecánicos para la identificación de las propiedades mecánicas de la roca y los campos de esfuerzos

a distintas profundidades.

En esta fase se realizó un estudio de caracterización geomecánica de las formaciones pertenecientes al campo

Motatán, con el fin de estimar las geopresiones usadas para evaluar la estabilidad de hoyo de los pozos que

forman parte del Domo Sur, en el cual se concentra la mayoría de los pozos con problemática de pérdida de

circulación; y así lograr definir los parámetros geomecánicos óptimos para la perforación, reduciendo la

incertidumbre e incrementando la productividad de los mismos.

Para el desarrollo de esta fase, se buscó y recopiló todos los registros existentes y data disponible de los pozos

pertenecientes al Domo Sur del campo Motatán. Aquellos pozos que contaban con los registros necesarios

para realizar la evaluación por medio del software Drillworks® Predict (Rayos Gamma, Sónico, Resistividad y

Densidad) y disponían de archivos .LAS en la aplicación Interactive Petrophysics fueron seleccionados, ya que

estos eran los que interesaban para realizar el modelo geomecánico; obteniendo un total de dos (02) pozos, los

cuales son: MOT-0064X y MOT-0040.

Mediante el software Drillworks® Predict (Halliburton), se cargaron los pozos de estudio, cada uno con sus

respectivas curvas o registros de Rayos Gamma (GR), Densidad (RHOB), Sónico (DTC y DTS) y Resistividad

(RES), esto con el fin de proceder con el cálculo de la data faltante requerida para iniciar lo que es el modelo

geomecánico. Debido a que no se poseía información completa de los registros desde superficie hasta la

profundidad total, se procedió a realizar una integración o composición de las curvas de ambos pozos, creando

curvas tipo compuestas representativas para el Domo Sur del campo Motatán, con el objetivo de realizar el

cálculo de las mismas en todo el intervalo estratigráfico penetrado u objetivo para los pozos en esta área.

Una vez concentrada toda la información necesaria, a través del software se logró calcular la presión de

sobrecarga, presión de poro, presión de fractura y finalmente la presión de colapso para posteriormente ser

promediada por pozo y por formación y estimar su gradiente; es decir, se generaron las geopresiones para el

Domo Sur del campo Motatán.

Se presenta en la figura 57 la sintetización de la integración de las curvas realizadas mediante el programa

utilizado, de izquierda a derecha, en el primer track o carril se encuentra la curva que representa los rayos

gamma, el segundo track está compuesto por la curva de resistividad, el tercer track está conformado por el

registro de densidad, el cuarto track por el registro sónico. Consecutivamente, en el quinto track se encuentran

94

94

las curvas de gradiente de sobrecarga y trenes normales de compactación; finalmente el último track está

conformado por el registro de presión de poro, el gradiente de sobrecarga, el registro de presión de fractura y la

curva de presión de colapso.

Figura 57. De izquierda a derecha. Curva de registro compuesto Rayos Gamma, Resistividad,

Densidad. Sónico, Curva de gradiente de sobrecarga y curvas integradas de presión de poro,

sobrecarga, fractura y colapso; observando el comportamiento de las mismas por unidad estratigráfica.


El modelo geomecánico está conformado por las geopresiones, las propiedades mecánicas de la roca y los

esfuerzos en sitio presentes en la corteza terrestre. En el presente proyecto, este modelo fue creado para

95

95

generar el modelo de estabilidad de hoyos, describiendo las diferentes etapas que forman parte de este

modelo.

Geopresiones

Las geopresiones están compuestas por la presión de sobrecarga, la presión de poro y la presión de fractura.

En primer lugar, se define la presión de sobrecarga como la presión ejercida por el peso de las formaciones

suprayacentes (según Devereux, 1998). Esta presión se puede obtener matemáticamente con la correlación

que integra la sumatoria de densidad volumétrica de la formación en cada intervalo, la cual se define de la

siguiente manera:

z

dzgOBG0

(Ecuación 27)

donde:

OBG = presión de sobrecarga.

= densidad volumétrica de la formación.

g = constante de aceleración debido a la gravedad.

z = profundidad vertical.

En segundo lugar, se define la presión de poro como la presión ejercida por los fluidos contenidos en el medio

poroso (Bourgoyne et al. 1986, p. 246). La presión de poro se puede clasificar tomando como referencia el

gradiente hidrostático del agua dulce y el gradiente hidrostático del agua salada. Formaciones con gradientes

de presión de poro entre 0,433 psi/ft (agua dulce) y 0,465 psi/ft (agua salada) se conocen comúnmente como

“normalmente presurizadas” (Devereux, 1998). Aquellas formaciones que presentan gradientes de presión de

poro fuera de este rango se denominan zonas con presiones anormales. Las formaciones con gradientes de

presión de poro por debajo del gradiente de agua dulce se conocen como zonas con presión de poro subnormal

o subpresurizadas, mientras que las formaciones con gradientes de presión de poro por encima del gradiente

de agua salada son llamadas zonas con presiones sobrenormales o sobrepresurizadas (Ver figura 58).

Figura 58. Tipos de presiones de formación. Fuente: Devereux (1998)

96

96

Existen diversos métodos para estimar la presión de poro, tales como: Eaton, Bowers, velocidad interválica,

profundidad equivalente, relación de parámetros, entre otros. Para efectos de este estudio, se empleó el

co), es la

siguiente:

x

Cn

CoN

t

tPPOBGOBGPP

(Ecuación 28)

donde:

PP = presión de poro.

OBG = presión de sobrecarga.

PPN = presión de poro normal.

co = tiempo de tránsito observado.

cn = tiempo de tránsito normal.

x = exponente de Eaton (comúnmente usado el valor 2).

La estimación de la presión de poro fue realizada empleando el programa comercial Drillworks Predict ®

desarrollado por Knowledge Systems (actualmente propiedad de la empresa Halliburton) empleando la

siguiente secuencia:

- Discriminación de los intervalos de lutita a partir de registros Gamma Ray.

- Transferencia de los puntos de lutita del registro Gamma Ray a un registro de porosidad (registro

sónico).

- Estimación de la tendencia de compactación normal en el registro sónico.

- Aplicación de la correlación de Eaton sónico.

- Calibración de la curva de presión de poro obtenida con pruebas de medición directa en la formación y

eventos operacionales.

La figura 59 muestra la secuencia seguida en el programa Drillworks Predict para estimar la presión de poro en

uno de los pozos del Domo Sur de Motatán.

97

97

Figura 59. Secuencia de pasos empleada para estimar la presión de poros en el programa Drillworks Predict. Fuente: Chaparro, M (2016)

En cuanto a la presión de fractura, ésta se define como la mínima presión requerida para vencer la resistencia a

la tensión de la roca. Conocer esta propiedad es fundamental en diferentes actividades de pozo tales como:

asentamiento de revestidores, estimulación de pozos (fracturamiento hidráulico, inyección de gel),

caracterización de esfuerzos en sitio, predicción de arenamiento, diseño de cañoneo orientado, inyección de

ripios de perforación para disminuir impacto ambiental, modelos de estabilidad de hoyos, entre otras. La presión

de fractura representa el límite superior de una ventana operacional de densidad del fluido de perforación

segura ya que eventos de pérdida de circulación se presentan cuando las formaciones han sido fracturadas.

Existen diversos métodos para estimar la presión de fractura, entre los cuales se pueden mencionar los

siguientes: Hubbert y Willis (1957), Matthews y Kelly (1967), Eaton (1969), Anderson (1973), Pilkington (1979),

Cesaroni (1981), Daines (1982), Bryant (1983). Estos dependen principalmente de la presión de poro, relación

de Poisson y presión de sobrecarga (Mouchet y Mitchell 1989). Para efectos del presente trabajo se seleccionó

la correlación de Matthews y Kelly, puesto que es una de las más prácticas para su calibración y se puede

adaptar al área geográfica conociendo datos de campo. Su ecuación es la siguiente:

kPPOBGPPFP (Ecuación 29)

98

98

donde: k = coeficiente de esfuerzo matricial. La presión de fractura estimada debe ser calibrada con resultados de pruebas de campo, como por ejemplo

resultados de pruebas de inyección Leak Off Test (LOT) o pruebas Microfrac realizadas en pozos de la región

de estudio, la cual proporciona la magnitud de la fractura cuando se alcanza la máxima plasticidad de la

formación.

Para realizar la estimación de geopresiones en el presente estudio se consideraron once (11) pozos del Domo

Sur, que fueron los que contaban con la mayor cantidad de registros y, especialmente, con evaluaciones

petrofísicas no sólo de las secciones productoras sino también de las intermedias; Estos pozos se especifican

en la Nº 04 y su localización relativa en el campo se puede observar en la figura 60. Destaca el hecho de que

en la subregión 18SE no se pudo llevar a cabo la estimación de las geopresiones debido a que no se contaba

con registros suficientes.

Tabla 13. Pozos considerados para la estimación de geopresiones.

Subregión Pozos

18N

MOT-22 MOT-25 MOT-25B MOT-32

18C

MOT-18 MOT-27 MOT-28 MOT-59 MOT-64X

18SO MOT-50

18SE (ninguno)

39 MOT-67**


99

99

Figura 60. Ubicación de los pozos empleados para la estimación de geopresiones. Fuente: PDVSA Petroquiriquire (2016)

En cuanto a los resultados obtenidos, en primer lugar se puede mencionar que la presión de sobrecarga arrojó

gradientes promedios que se encuentran dentro del rango esperado entre 0,9 y 1,0 psi/ft (17,3 – 19,2 lpg) para

las cinco subregiones estudiadas. En líneas generales esto se debe a que en el área de estudio se contaba con

100

100

buenos registros de densidad y, en aquellos pozos donde no se contaba con estos registros tanto en la zona

intermedia como en la zona productora, fue posible generar registros de densidades sintéticos a partir de otros

registros como el sónico y el resistivo (empleando las correlaciones de las ecuaciones 28 y 29).

Factor

RTTVD

DT RT

6

1

28.32000

1000000

(Ecuación 30)

4

140

25

DTRHOBDT

(Ecuación 31)

donde:

(DT)RT = sónico sintético a partir de registro resistivo.

TVD = profundidad vertical.

RT = resistividad medida.

Factor = factor de calibración.

(RHOB)DT = densidad sintética a partir de registro sónico.

DT = tiempo de tránsito medido o sintético.

En segundo lugar, se identificaron claramente tres comportamientos para la presión de poro en todas las

subregiones: una zona de presión normal hasta el tope de la Discordancia (8,5 lpg); una zona sobrepresurizada

en las lutitas de Paují y un gradiente de presión entre 7,0 y 8,0 lpg en las arenas productoras (Arenas Basales

de Paují y Arenas B de Misoa) con algunos lentes depletados que presentan gradientes más bajos. Las

magnitudes de presión de poro obtenidas para las lutitas de Paují variaron ligeramente en función de la

subregión: se encontraron gradientes mayores de sobrepresión en las subregiones 18N y 18C (de hasta 12,0

lpg) mientras que las subregiones 18SO y 39 presentaron gradientes de presión de poro que no sobrepasaron

las 10,4 lpg (calibrados con las densidades reales empleadas para perforar dichas secciones). Del mismo

modo, para las arenas productoras se encontraron lentes depletados con presiones de poro de hasta 3,6 lpg en

la subregión 18N y 3,8 lpg en la subregión 18SO. Por su parte, si bien en la subregión 18SE no se estimaron las

geopresiones, los puntos de medición de presión de poro (RFT) tomados en los pozos MOT-45 y MOT-46

indican que en promedio esta presión tiene magnitudes alrededor de 7,9 lpg con la presencia de algunas zonas

depletadas con presiones de hasta 5,0 lpg.

Finalmente, la presión de fractura presentó gradientes entre 12,5 y 18,8 lpg hasta el tope de la Discordancia,

gradientes entre 17,0 y 19,1 lpg en las lutitas de Paují y magnitudes cercanas a 19,0 lpg en las arenas

productoras en toda la extensión del área de estudio. Esta presión fue calibrada empleando la prueba X-LOT

101

101

realizada en el año 2012 en el pozo MOT-61A y considerando las densidades de las lechadas empleadas

durante la cementación de los pozos de cada subregión. Destaca el hecho de que los valores obtenidos para el

coeficiente de esfuerzo matricial (k) oscila entre 0,825 y 1 para los once pozos a los que se les realizó la

estimación de geopresiones, observando valores más altos hacia el Norte de la zona en estudio (0,920 para la

subregión 18N y 0,937 para la subregión 18C, en promedio) y magnitudes menores hacia el Sur (promedios de

0,855 para la subregión 18SO y de 0,825 para la subregión 39).

La tabla 14 presenta un sumario de los resultados obtenidos de la estimación de geopresiones efectuada en la

presente sección para cada subregión. Estos resultados también pueden visualizarse en las 61, 62, 63, 64 y 65

Tabla 14. Resumen de los resultados obtenidos de las geopresiones por subregión.


102

102

Figura 61. Geopresiones estimadas para la subregión 18N (pozos MOT-22, MOT-25, MOT-25B y MOT-32). Fuente: Chaparro, M (2016)

Figura 62. Geopresiones estimadas para la subregión 18C (pozos MOT-18, MOT-27, MOT-28, MOT-59 y MOT-64X) Fuente: Chaparro, M (2016)

103

103

Figura 63. Geopresiones estimadas para la subregión 18SO (pozo MOT-50). Fuente: Chaparro, M (2016)

Figura 64. Visualización de la poca información disponible en los pozos de la subregión 18SE para la estimación de geopresiones (pozos MOT-45 y MOT-46) Fuente: Chaparro, M (2016)

104

104

Figura 65. Geopresiones estimadas para la subregión 39 (pozo MOT-67). Fuente: Chaparro, M (2016)

5.3. Identificación por medio de los campos de esfuerzos, la magnitud y dirección de los esfuerzos y las

correlaciones que más se ajustan a las propiedades geomecánicas de la roca.

Los esfuerzos en sitio representan las fuerzas externas o cargas que actúan en las formaciones de la corteza

terrestre. Su condición está asociada a la actividad tectónica del área, la cual es determinante en el régimen de

esfuerzo. Originalmente, antes de perforar un hoyo estos esfuerzos se encuentran en equilibrio; sin embargo,

cuando se inicia la perforación se alteran las condiciones de los esfuerzos y ocurre una redistribución en las

paredes del hoyo. Entender este comportamiento juega un papel preponderante en las operaciones de

construcción de pozos con el fin de minimizar los problemas de estabilidad de hoyos.

Los esfuerzos en sitio están conformados por el esfu v h) y el

H). Existen tres regímenes de esfuerzo que dependen de las magnitudes de los

esfuerzos en sitio (Anderson 1951): régimen normal (donde el esfuerzo vertical es el mayor), régimen

transcurrente (donde el esfuerzo vertical es el intermedio) y régimen inverso (donde el esfuerzo vertical es el

menor). Ejemplos de estos tres regímenes pueden ser observados en detalle en la figura 66.

105

105

Figura 66. Regímenes de esfuerzo. Fuente: Baker Hughes (2007)

Por su parte, la dirección de los esfuerzos en sitio puede ser determinada a partir de registros de imágenes

acústicas, de imágenes resistivas y/o a partir de registros cáliper orientados de 4 ó 6 brazos, en donde se

pueden reflejar las ovalizaciones (breakouts), teóricamente paralelas a la dirección del esfuerzo horizontal

v) es la más sencilla de

determinar ya que es igual a la presión de sobrecarga. La magnitud de los esfuerzos horizontales puede

obtenerse a partir de la Ley de Hooke que considera el efecto esfuerzo-deformación horizontal. Las ecuaciones

30 y 31 son las que rigen el cálculo de las magnitudes de los esfuerzos horizontal mínimo y horizontal máximo,

que incluyen los efectos del esfuerzo tectónico (Al-Qahtani y Rahim 2001; Rahim et al. 2003).

2212 111

EEPPBiottPPBiott Hvvh (Ecuación 32)

1222 111

EEPPBiottPPBiott HvvH (Ecuación 33)

donde:

h = esfuerzo horizontal mínimo.

H = esfuerzo horizontal máximo.

v = esfuerzo vertical. PP = presión de poro.

= relación de Poisson.

106

106

E = módulo de Young.

1 = deformación debido a fuerzas tectónicas en la dirección del esfuerzo horizontal máximo.

2 = deformación debido a fuerzas tectónicas en la dirección del esfuerzo horizontal mínimo.

Con las ecuaciones 32 y 33 mostradas anteriormente y empleando un programa de cálculo desarrollado por el

Grupo de Geomecánica y Estabilidad de Hoyos de Intevep denominado provisionalmente “Predictor de Fallas

en el Hoyo” (BFP, por sus siglas en inglés) se realiza un retroanálisis con la finalidad de reproducir

analíticamente las fallas por colapso (breakouts) observadas en los registros de imágenes con los que se

cuenta en el área de estudio, empleando los criterios de falla de Mohr-Coulomb y de Lade modificado. Los

resultados de este retroanálisis deben ser calibrados con pruebas de fracturamiento efectuadas en pozos del

área (LOT, XLOT, microfracs y/o minifracs, entre otros) en donde se haya obtenido la magnitud del esfuerzo

h) en profundidades puntuales. La figura 67 muestra un modelo teórico de prueba XLOT.

Figura 67. Representación gráfica de una prueba microfrac o XLOT. Fuente: Grollimund (2004)

En el presente estudio, se consideraron ocho (8) pozos para la determinación de la dirección de los esfuerzos

horizontales, debido a que eran los que contaban con registros de imágenes tanto a nivel de las Arenas Basales

de Paují como de las Arenas B de Misoa, estos son tomados del estudio efectuado en el año 2015, por la EM

Petroquiriquire - Intevep. De estos ocho pozos, cuatro pertenecían a la subregión 18N, dos a la subregión 18C,

uno a la subregión 18SO y el restante a la subregión 39. Estos pozos se listan en la tabla 15 y su localización

relativa en el campo se puede observar en la figura 68. Destaca el hecho de que en la subregión 18SE no se

107

107

pudo llevar a cabo la determinación de la dirección de los esfuerzos horizontales debido a que no se contaba

con pozos que tuviesen registros de imágenes (acústicas y/o resistivas).

Tabla 15. Pozos considerados para la estimación de la dirección de los esfuerzos horizontales.


Figura 68. Ubicación de los pozos empleados para la estimación de la dirección de los esfuerzos

horizontales. Fuente: PDVSA Petroquiriquire (2015)

Subregión Pozos

18N

MOT-25B MOT-60 MOT-61 MOT-63

18C MOT-26A MOT-59

18SO MOT-50

18SE (ninguno)

39 MOT-69

108

108

El análisis efectuado en los registros de imágenes de los pozos arriba mencionados arrojó resultados bastante

consistentes en cuanto a la dirección de los esfuerzos horizontales en todas las subregiones del Domo Sur del

campo Motatán. Así, se determinó que la dirección del esfuerzo horizontal mínimo, que coincide con la dirección

de formación de ovalizaciones en el hoyo (breakouts), oscila entre 50° y 60° de azimut. Del mismo modo, la

dirección del esfuerzo horizontal máximo se estableció entre 140° y 150° de azimut, perpendicular a la dirección

del esfuerzo horizontal mínimo. La tabla 16 presenta un sumario de los resultados obtenidos para la dirección

de los esfuerzos horizontales efectuada en la presente sección para cada subregión. Estos resultados también

pueden visualizarse en las figuras 69 (subregión 18N), 70 (subregión 18C), 71 (subregión 18SO) 72 (subregión

18SE, carente de información) y 73 (subregión 39).

Tabla 16. Sumario de dirección de breakouts (dirección de Sh) por subregión.


109

109

Figura 69 h) a nivel de las Arenas Basales de Paují y de las

Arenas B de Misoa – Subregión 18N. Fuente: PDVSA Petroquiriquire (2015)

h) a nivel de las Arenas Basales de Paují y de las

Arenas B de Misoa – Subregión 18C Fuente: PDVSA Petroquiriquire (2015)

110

110

h) a nivel de las Arenas Basales de Paují y de las

Arenas B de Misoa – Subregión 18SO. Fuente: PDVSA Petroquiriquire (2015)

Figura 72. Visualización de la poca información disponible en los pozos de la subregión 18SE para la

h) a nivel de las Arenas Basales de Paují y de las Arenas B de Misoa. Fuente: PDVSA Petroquiriquire (2015)

111

111

h) a nivel de las Arenas Basales de Paují y de las Arenas B de Misoa – Subregión 39. Fuente: PDVSA Petroquiriquire (2015)

Para el caso de la estimación de la magnitud de los esfuerzos en sitio, se trabajó con los mismos pozos

especificados en la Tabla 16, con la excepción de los pozos MOT-60 (subregión 18N) y MOT-50 (subregión

18SO). Esto debido a que si bien se conocía la dirección de los esfuerzos en estos dos pozos, no se contaba

con los mencionados registros en físico para poder generar la base de datos de breakouts que permitiera

realizar el retroanálisis con el software BFP para la estimación de la magnitud de los esfuerzos horizontales. La

tabla 17 lista estos pozos y presenta también información sobre el pozo más cercano del cual se extrapolaron

los valores de geopresiones y propiedades mecánicas de la roca para efectos de cálculo, respetando los topes

formacionales. En el caso de los pozos MOT-25B y MOT-59, estos pozos no requirieron extrapolación de

información, debido a que contaban con registros suficientes para la estimación de las geopresiones y las

propiedades mecánicas de la roca.

112

112

Tabla 17. Pozos considerados para la estimación de la magnitud de los esfuerzos horizontales.

Subregión Pozos Pozo más cercano

18N MOT-25B MOT-61 MOT-63

MOT-25B MOT-22 MOT-32

18C MOT-26A MOT-59

MOT-64X MOT-59

Subregión Pozos Pozo más cercano

18SO (ninguno) (ninguno)

18SE (ninguno) (ninguno)

39 MOT-69 MOT-67


En cuanto a los resultados, en primer lugar se puede mencionar que la magnitud del esfuerzo vertical

(Geopresiones) es la misma presión de sobrecarga. En segundo lugar, los resultados obtenidos para las

magnitudes de los esfuerzos horizontal mínimo y horizontal máximo permitieron determinar que el régimen de

H V h), con presencia, en algunas

profundidades, de V H h). Igualmente, se obtuvo una relación de esfuerzos entre los

esfuerzos horizontales (k H h) entre 1,16 y 1,24. La tabla 18 presenta un sumario de los resultados

obtenidos para la relación entre los esfuerzos horizontales (k) para cada subregión.

Estos resultados también pueden visualizarse en las figuras 74 (MOT-25B - Subregión 18N), 75 (MOT-61 -

Subregión 18N), 76 (MOT-63 - Subregión 18N) 77 (MOT-26A - Subregión 18C), 78 (MOT-59 - Subregión 18C),

79 (MOT-69 - Subregión 39).

Tabla 18. Sumario de los resultados obtenidos para la relación de los esfuerzos horizontales (k) por subregión.


113

113

Figura 74. Esfuerzos en sitio para el pozo MOT-25B - Subregión 18N. Fuente: Chaparro, M (2016)

Figura 75. Esfuerzos en sitio para el pozo MOT-61 - Subregión 18N. Fuente: Chaparro, M (2016)

114

114

Figura 76. Esfuerzos en sitio para el pozo MOT-63 - Subregión 18N. Fuente: Chaparro, M (2016)

Figura 77. Esfuerzos en sitio para el pozo MOT-26A - Subregión 18C. Fuente: Chaparro, M (2016)

115

115

G

Figura 78. Esfuerzos en sitio para el pozo MOT-59 - Subregión 18C. Fuente: Chaparro, M (2016)

Figura 79. Esfuerzos en sitio para el pozo MOT-69 - Subregión 39. Fuente: Chaparro, M (2016)

116

116

Es importante destacar que los resultados obtenidos en esta sección fueron calibrados con la interpretación de

la prueba XLOT efectuada en el año 2012 en el pozo MOT-61A, perteneciente a la subregión 18N. Esta prueba

se efectuó a nivel de las lutitas de Paují (10.515 pies en profundidad vertical) y contempló la realización de

cinco (5) ciclos. A partir de la interpretación de la información proveniente de dicha prueba se pudo determinar

un valor para la presión de fractura de 17,5 lpg (para un gradiente de 0,91 psi/ft) y un valor de 15,62 lpg para el

esfuerzo horizontal mínimo (para un gradiente de 0,76 psi/ft). La figura 80 muestra los resultados de dicha

prueba y en la figura 81 se puede observar un detalle de los ciclos II y III de la prueba que permitieron la

determinación de la magnitud del esfuerzo horizontal mínimo. La presencia de sólo una prueba de

fracturamiento con información confiable, validada y reciente en todo el Domo Sur del campo Motatán genera la

necesidad de recomendar la realización de este tipo de pruebas (XLOT, Microfrac, Minifrac) de forma rutinaria

en futuros pozos del área con la finalidad de disminuir la incertidumbre asociada a las magnitudes de la presión

de fractura y del esfuerzo horizontal mínimo.

Figura 80. Prueba XLOT efectuada en el pozo MOT-61A en al año 2012 Fuente: PDVSA Petroquiriquire

(2015)

117

117

Figura 81. Detalle de los ciclos II y III de la prueba XLOT efectuada en el pozo MOT-61A para determinar la magnitud del esfuerzo horizontal mínimo Fuente: PDVSA Petroquiriquire (2015)

Estudio de Estabilidad de Hoyos

El estudio de estabilidad de hoyos se desarrolló mediante la integración de la experiencia operacional de

perforación y el modelo geomecánico. En ese sentido, se estimó la curva de colapso de hoyo la cual se define

como la presión mínima requerida para mantener estable las paredes de la formación, luego se determinó la

ventana de densidades del fluido de perforación para tres localizaciones próximas a perforar en el área de

estudio y, finalmente, se determinó la dirección preferencial de perforación para pozos horizontales y/o

altamente inclinados.

Colapso del Hoyo

La presión de colapso es una presión estimada en función de las geopresiones, propiedades mecánicas de la

roca y los esfuerzos en sitio. Esta presión representa la presión mínima para mantener el hoyo estable, de

acuerdo a los parámetros indicados.

La metodología para realizar un estudio de colapso del hoyo consta de tres etapas principales:

Identificación de fallas asociadas a colapso de hoyo.

118

118

Retroanálisis de derrumbes y fallas de corte observadas (breakouts) con las zonas de colapso

estimadas.

Predicción de las fallas tipo breakout (comparación entre los resultados obtenidos empleando los

criterios de Mohr-Coulomb y de Lade Modificado).

Para determinar la presión de colapso en el presente estudio se consideraron los mismos seis (6) pozos

descritos en tabla 18 y cuya ubicación relativa se muestra en la figura 82.

Figura 82. Ubicación de los pozos empleados para la determinación de la presión de colapso. Fuente: PDVSA Petroquiriquire (2015)

119

119

En primer lugar, se levantó una base de datos identificando las fallas asociadas a colapso de hoyo, empleando

los registros caliper y de imágenes acústicas de los seis (6) pozos mencionados anteriormente. Estas fallas

fueron caracterizadas identificando: profundidad de ocurrencia, ancho de falla y dirección. Referente al ancho

de falla, esta se define como el ángulo de apertura medido en grados que experimenta un breakout al momento

de ocurrir la ruptura de la roca como consecuencia de la anisotropía de esfuerzos horizontales. En la figura 83

se observan las dimensiones de un breakout en una sección transversal de hoyo. Por su parte, la figura 84

muestra un ejemplo de esta base de datos para los pozos MOT-25B (subregión 18N) y MOT-26A (subregión

18C).

Figura 83. Dimensiones de breakout en una sección transversal de hoyo. Fuente: PDVSA Petroquiriquire (2015)

Figura 84. Identificación de fallas asociadas a colapso de hoyo en los pozos MOT-25B (subregión 18N) y MOT-26A (subregión 18C). Fuente: PDVSA Petroquiriquire (2015)

120

120

Como segundo paso en el estudio de estabilidad de hoyos, se realizó un cotejo entre los derrumbes y las fallas

de corte observadas (breakouts) con las zonas de colapso estimadas. Aquí se observa que la perforación cerca

del balance produjo la formación de breakouts entre 30° y 90° en gran parte de las Arenas Basales de Paují y

las Arenas B de Misoa. La figura 85 muestra un ejemplo de cómo empleando la densidad real del fluido al

momento de perforar el pozo MOT-25B (curva negra) que se encuentra entre las curvas de presión de colapso

de 60° (color carne) y de presión de colapso de 90° (color naranja), se reproducen la mayoría de los breakouts

reales observados en el pozo (círculos negros) que se encuentran precisamente entre 60° y 90°.

Figura 85. Retroanálisis de derrumbes y fallas de corte observadas (breakouts) en el pozo MOT-25B

(subregión 18N) con las zonas de colapso estimadas. Fuente: Chaparro, M (2016)

121

121

Finalmente se procedió a comparar los resultados obtenidos entre los dos criterios de falla empleados (Mohr-

Coulomb y Lade Modificado), obteniéndose que el criterio de Lade Modificado fue el que mejor se adaptó a las

características del área de estudio, ya que presentó menor variación entre los resultados analíticos y los

breakouts reales observados en los registros de imágenes analizados, tal como lo muestra las corridas

efectuadas en los pozos MOT-25B y MOT-26A en la figura 86.

Figura 86. Comparación entre los resultados obtenidos empleando los criterios de falla de Mohr-Coulomb y de Lade Modificado para los pozos MOT-25B (subregión 18N) y MOT-26A (subregión 18C).


Un ejemplo del gráfico de distribución de frecuencia obtenido para la presión de colapso de 60° de breakout a

8000 pies de profundidad vertical (Lutitas de Paují) en el pozo MOT-69 se muestra en la figura 87, donde el

resultado obtenido para la presión de colapso a esta profundidad fue de 11,98 lpg.

122

122

Figura 87. Ejemplo del gráfico de distribución de frecuencia para la presión de colapso de 60° de breakout a 8000 pies de profundidad vertical en el pozo MOT-69 (subregión 39). Fuente: PDVSA

Petroquiriquire (2015)

Los resultados del estudio de colapso de hoyo determinaron que existe mayor estabilidad en la sección

intermedia (Lutitas de Paují) cuando se perfora con densidades entre 12,2 lpg y 13,3 lpg para la subregión 18N;

con densidades entre 11,8 lpg y 12,5 lpg para la subregión 18C y con densidades entre 11,7 lpg y 12,3 lpg para

la subregión 39. Esto considerando ángulos de ovalizaciones (breakouts) de 60°. Por su parte, para la sección

productora se determinó que los valores mínimos de densidad de fluido de perforación recomendados son de

7,6 lpg (subregión 18N), 9,0 lpg (subregión 18C) y 8,7 lpg (subregión 39). Estos resultados para la presión de

colapso a 0°, 60° y 90° de breakout para tres de los pozos estudiados en esta sección (MOT-25B, MOT-26A y

MOT-69) pueden ser observados en la figura 88.

123

123

Figura 88. Presiones de colapso para los pozos MOT-25B (subregión 18N), MOT-26A (subregión 18C) y MOT-69 (subregión 39). Fuente: Chaparro, M (2016)

5.4. Establecimiento de la ventana operacional de los fluidos de perforación en el área de estudio en

base al cubo de geopresiones y los perfiles especiales de pozos disponibles.

Ahora bien, una vez estimados los promedios, se procedió a plasmar en un gráfico las geopresiones (presión de

poro, presión de fractura y presión de colapso en lpg) vs la profundidad TVD, con la finalidad de evaluar y

determinar las zonas de influjo, zona de colapso, zona estable y zona de pérdidas; además de comparar las

densidades utilizadas durante el proceso de perforación en pozos del campo Motatán y verificar si el peso del

lodo utilizado durante la construcción de los mismos ha sido el adecuado.

124

124

Figura 89. Ventana del lodo - perfiles continuos de las geopresiones promedio para el campo Motatán

Domo Sur. Fuente: Chaparro, M (2016).

En resumen la ventana operacional teórica estimada promedio mostrada en figura 89 está representada por la

región comprendida entre la curva de presión mínima, (curva de presión de poro), y la curva de presión máxima,

(curva de gradiente de fractura), indicando los valores de densidad de lodo necesarios para que no ocurra un

influjo del pozo (densidad de lodo menor a la presión de poro), o una pérdida de fluido (densidad del lodo mayor

a la presión de fractura).

ZON

A D

E C

OLA

PSO

ZON

A S

EGU

RA

ZON

A D

E P

ÉRD

IDA

125

125

Con la gráfica anterior, se reproduce, un diseño geomecánico óptimo enfocado en disminuir los tiempos no

productivos, definiendo cuatro zonas para la ventana operacional; zona de influjos, zona de colapso, zona

estable o segura y zona de pérdidas. A través de ella se define la curva límite de la zona de influjos con el perfil

de presión de poro (delimitada con color rojo), luego se encuentra la zona de colapso demarcada hasta el perfil

de presión de colapso (de color verde) la cual coincide con el valor cero (0) grados de breakout, es decir, a

partir de la cual comienza la zona estable, la cual se demarca entre la curva de 0° de breakout y la curva de

presión de fractura (de color azul); y por último se tiene la zona de pérdidas que se encuentra ya sobre el límite

de la curva de presión de fractura.

En base a los estudios de geomecánica realizados en el campo Motatán se identificaron claramente tres

comportamientos para la presión de poro: una zona de presión normal hasta el tope de la discordancia; una

zona sobrepresurizada que alcanza valores de hasta 13,0 lpg en las lutitas de Paují y un gradiente de presión

alrededor de 7,0-12,0 lpg en las arenas productoras con algunos lentes depletados que presentan gradientes de

4 lpg. El estudio de colapso determinó que existe mayor estabilidad en la sección intermedia (Lutitas de Paují)

cuando se perfora con densidades entre 12,2 lpg-13,3 lpg, y para la sección productora los valores mínimos de

densidad de fluido de perforación recomendados son de 8,7 lpg y 9,5 lpg.

En términos generales, los promedios estimados del cálculo de las geopresiones de los pozos del Domo Sur, se

observa que para perforar la columna estratigráfica del campo Motatán se debe mantener un peso del lodo

mayor a la presión de poro, la cual varía entre el 4 a 12 lpg, para impedir influjos no deseados y menor a la

presión de fractura, que se encuentra entre el rango de 14,5 y 17 lpg, para evitar pérdidas de circulación, como

se puede observar en la gráfica 16. En lo que respecta a las zonas productoras se observa que se requiere un

peso de lodo bajo, a causa del agotamiento de los intervalos, los cuales muestran una presión de poro de 7 lpg

para la Formación Paují; y de 4 lpg para la Formación Misoa; mientras que su presión de fractura corresponde a

16,2 lpg y 15,8 lpg respectivamente.

El análisis de las presiones hidrostáticas calculadas demostró que en general y en la mayoría de las arenas que

registraron pérdidas de fluido se mantuvo un adecuado balance entre las presiones de formación, presión

hidrostática, de sobrecarga y de fractura, donde el comportamiento mostrado estaba bajo la siguiente condición:

la presión de formación < la presión hidrostática < la presión de fractura. De igual modo el estudio de presiones

permitió determinar que la mayoría de las arenas que presentaron pérdidas de circulación se encuentran

depletadas, razón por la cual se perforó con parámetros controlados al atravesar las mismas.

126

126

La ventana operacional de densidades del fluido de perforación se refiere a las densidades mínima y máxima

para perforar cada sección de hoyo en un pozo. Una densidad muy baja puede llegar a ocasionar fallas

compresivas en el hoyo que darán origen a washouts y/o breakouts. Por su parte, la utilización de densidades

muy altas podría ocasionar fallas por tensión en la roca, que se traducen en la inducción de fracturas que

podrían llevar a eventos de pérdida de circulación que pondrían en riesgo las operaciones de construcción de

pozos. Esto se puede observar claramente en la figura 90.

Figura 90. Fallas compresivas y fallas por tensión ocasionadas por un mal diseño de la ventana

operacional de densidades del fluido de perforación. Fuente: Baker Hughes (2007)

Para efectos del presente estudio, la generación del modelo geomecánico 1D, se procedió a generar la ventana

operacional de densidades del fluido de perforación para tres localizaciones próximas a perforar en el Domo Sur

del campo Motatán, una en la subregión 18N, otra en la subregión 18C y la restante en la subregión 39 (PDVSA

Petroquiriquire 2012). Estas localizaciones se listan en la tabla 19.

Tabla 19. Localizaciones a las cuales se les determinó la ventana operacional de densidades del fluido de perforación.

Subregión Localización Comentario

18N AE-20-3 Ubicada al SE del pozo MOT-29. Resultados correlacionados desde el pozo MOT-25B.

18C AM-24-1 Ubicada al NE del pozo MOT-35. Resultados correlacionados desde el pozo MOT-26A.

18SO (ninguna) -

18SE (ninguna) -

39 Genérica Cercana al pozo MOT-69. Resultados correlacionados desde el pozo MOT-69.


127

127

Los resultados obtenidos del estudio de estabilidad de hoyos desarrollado para el Domo Sur del campo Motatán

arrojaron que para perforar la sección intermedia (Lutitas de Paují), deben emplearse densidades del fluido de

perforación alrededor de la presión de colapso de 60° de breakout: 13,3 lpg para la localización AE-20-3

(subregión 18N), 12,5 lpg para la localización AM-24-1 (subregión 18C) y 12,3 lpg para la localización genérica

cercana al pozo MOT-69 (subregión 39). Por su parte, para las secciones productoras (Arenas Basales de Paují

y Arenas B de Misoa) se obtuvo que deben emplearse densidades del fluido de perforación alrededor de la

presión de colapso de 90° de breakout: 7,6 lpg para la localización AE-20-3 (subregión 18N) y 9,0 lpg para la

localización AM-24-1 (subregión 18C). En el caso de la localización genérica cercana al pozo MOT-69

(subregión 39) la densidad sugerida para el fluido de perforación es alrededor de la presión de colapso de 60°

de breakout (8,7 lpg) debido a que no se encontró evidencia operacional de pozos de la subregión que hayan

podido ser perforados exitosamente con los valores obtenidos para la presión de colapso de 90° de breakout

(8,0 lpg). Es importante mencionar que la ventana operacional no está sugerida de acuerdo a la zona donde el

hoyo estaría en calibre (alrededor de la presión de colapso de 0° de breakout), puesto que se requerirá un

excesivo sobre-balance de densidad del fluido de perforación, lo cual conlleva a posibles pegas diferenciales de

tubería, pérdidas de circulación en formaciones naturalmente fracturadas (como es el caso del Domo Sur del

campo Motatán), disminución de la tasa de penetración e incremento en los costos de los aditivos del fluido de

perforación para su densificación.

En ese sentido, se sugirió una ventana de densidad de fluido para perforar bajo la técnica de breakout

controlado, la cual consiste en perforar el hoyo permitiendo una apertura de falla de corte entre 0° y 60° para los

pozos horizontales o altamente inclinados y entre 60° y 90° para los pozos verticales o de baja inclinación. De

igual forma, se consideraron las lecciones aprendidas en la experiencia operacional. De esta manera se puede

controlar la estabilidad del hoyo permitiendo una tolerancia que reduzca los riesgos de altos torque, arrastre,

pegas de tubería, apoyos, influjos y pérdida de circulación. La figura 91 muestra los resultados de la ventana

operacional de densidades del fluido de perforación para las tres localizaciones especificadas en la tabla 19.

128

128

Figura 91. Ventana operacional de densidades del fluido de perforación para las localizaciones AE-20-3 (subregión 18N), AM-24-1 (subregión 18C) y para la localización genérica cercana al pozo MOT-69

(subregión 39) – Fases intermedias y productoras. Fuente: Chaparro, M (2016)

La figura 91 muestra la ventana operacional de densidades del fluido de perforación para las mismas tres

localizaciones, pero incluyendo también las densidades recomendadas para las secciones conductoras (hoyo

de 26”) y superficiales (hoyo de 17 ½”). Las recomendaciones efectuadas en estas dos fases (formaciones

someras, por encima de la Discordancia) se basaron en la experiencia operacional, ya que los criterios de falla

empleados en este estudio para estimar la presión de colapso no producen resultados satisfactorios en dichas

profundidades debido a que las rocas presentan un comportamiento más asociado al comportamiento de suelos

en vez de al de rocas consolidadas. Basado en este criterio, se recomendaron los valores más bajos del

intervalo de densidades propuesto en los programas de perforación de las localizaciones AE-20-3 y AM-24-1

(PDVSA Petroquiriquire 2012). La figura 92 también muestra los precedentes para el hoyo productor, es decir,

aquellos pozos más antiguos que fueron perforados satisfactoriamente con densidades similares y hasta más

bajas que las recomendadas por el presente estudio de estabilidad de hoyos.

129

129

Figura 92. Ventana operacional de densidades del fluido de perforación para las localizaciones AE-20-3 (subregión 18N), AM-24-1 (subregión 18C) y para la localización genérica cercana al pozo MOT-69

(subregión 39) – Todas las Fases. Fuente: Chaparro, M (2016)

La figura 93, por su parte, compara la ventana operacional recomendada para cada subregión con las

densidades mínimas y máximas empleadas históricamente para atravesar cada una de las formaciones de la

columna estratigráfica del área de estudio durante la perforación de todos los pozos del área de estudio. Es

importante destacar que esta comparación se realiza sólo de forma ilustrativa, considerando que los diseños de

los pozos han variado con los años y que en ocasiones alguna formación pudo haber requerido una densidad

de fluido de perforación mayor para contener otras formaciones presurizadas suprayacentes que aún no habían

sido cubiertas con revestidores.

130

130

Figura 93. Comparación entre la ventana operacional recomendada por el presente estudio y las densidades del fluido de perforación mínimas y máximas empleadas históricamente en el Domo Sur del

campo Motatán. Fuente: Chaparro, M (2016)

5.5. Generación de un modelo geomecánico de estabilidad de hoyo en el Campo Motatán.

Al analizar de la magnitud de los esfuerzos mostrada en la figura 93, podemos notar lo siguiente:

Se realizaron sensibilidades a diferentes profundidades de las tres localizaciones estudiadas, con la

finalidad de determinar las direcciones preferenciales de perforación para pozos horizontales y/o

altamente inclinados en cada una de estas tres subregiones del Domo Sur del campo Motatán

(subregiones 18N, 18C y 39).

Estas corridas fueron efectuadas cada 500 pies aproximadamente, desde el tope de la Discordancia

(tope de las Lutitas de Paují) hasta la base de las Arenas B de Misoa. A continuación se muestran las

rosetas obtenidas para las corridas efectuadas en el tope de las Lutitas de Paují, que es considerada

una de las zonas más críticas debido a que estas lutitas se encuentran sobrepresurizadas, empleando

un ángulo de ovalización del hoyo (breakout) de 60°. Los resultados obtenidos en la corrida efectuada

en la localización AE-20-3 (subregión 18N) muestran que es más recomendable perforar un pozo

horizontal en esta subregión en la dirección paralela al esfuerzo horizontal máximo (SH) debido a que se

requiere una menor densidad del fluido de perforación (10,63 lpg) que si se perforara un pozo en la

131

131

dirección perpendicular a ésta, es decir, en la dirección del esfuerzo horizontal mínimo (Sh), ya que para

este caso se requeriría, a la misma profundidad, una densidad de 13,11 lpg. Es importante resaltar que

esto no significa que no se puedan construir pozos en la dirección paralela a Sh, sino que, en caso de

construirse pozos altamente inclinados u horizontales en esa dirección se debe incrementar la densidad

del fluido de perforación y consecuentemente se deben ajustar las prácticas operacionales y la limpieza

del hoyo con la finalidad de evitar por ejemplo eventos de pegas diferenciales de tubería para poder

lograr perforar satisfactoriamente dichos pozos.

En el caso de la subregión 18C, los resultados obtenidos para el tope de las Lutitas de Paují también

coinciden en que la dirección preferencial de perforación para pozos horizontales o altamente inclinados

es aquella paralela al esfuerzo horizontal máximo (SH), ya que los valores requeridos para la densidad

del fluido de perforación son menores (11,40 lpg) que los requeridos en la dirección paralela a Sh (12,22

lpg). Sin embargo, para el caso de la localización genérica cercana al pozo MOT-69 (subregión 39) los

resultados mostraron cierta inconsistencia. En este caso, la corrida efectuada al tope de las Lutitas de

Paují arrojó que la dirección preferencial de perforación para pozos horizontales o altamente inclinados

en esta subregión es aquella paralela al esfuerzo horizontal mínimo (Sh), ya que requiere una densidad

menor (12,05 lpg) que la requerida si el pozo se perforara en la dirección paralela al esfuerzo horizontal

máximo (SH), donde se requeriría, a la misma profundidad, una densidad de 12,59 lpg. Capturas de

pantalla de las corridas efectuadas en el tope de las Lutitas de Paují para cada una de las tres

localizaciones anteriormente mencionadas pueden ser observadas en las figuras 94, 95 y 96.

Figura 94. Densidad de perforación requerida a diferentes inclinaciones y azimuts para la localización AE-20-3 - Subregión 18N (60° de breakout). Fuente: Chaparro, M (2016)

132

132

Figura 95. Densidad de perforación requerida a diferentes inclinaciones y azimuts para la localización AM-24-1 – Subregión 18C (60° de breakout). Fuente: Chaparro, M (2016)

Figura 96. Densidad de perforación requerida a diferentes inclinaciones y azimuts para la localización genérica cercana al pozo MOT-69 - Subregión 39 (60° de breakout). Fuente: Chaparro, M (2016)

133

133

Es importante destacar que para el resto de las sensibilidades efectuadas tanto a nivel de las Lutitas de Paují,

como de las Arenas Basales de Paují y de las Arenas B de Misoa, si bien los valores obtenidos para las

densidades del fluido de perforación cambiaron en función de la profundidad, las direcciones preferenciales de

perforación se mantuvieron para cada una de las tres subregiones estudiadas mientras el régimen de esfuerzos

se mantuvo constante. Sin embargo, debido a la presencia de dos regímenes de esfuerzos en algunas

subregiones y a las magnitudes de los esfuerzos en sitio, no se puede determinar la presencia de una dirección

preferencial de perforación absoluta, ya que en algunas profundidades es más favorable perforar los pozos

horizontales y/o altamente inclinados en la dirección de Sh mientras que en otras se requiere menos densidad

del fluido de perforación en la dirección paralela a SH.

Por esta razón, los resultados de la sensibilidad mostrados en esta sección requieren una mayor calibración con

el fin de disminuir la incertidumbre del modelo, debido principalmente a la poca información disponible en el

área de estudio de pruebas de fracturamiento que permitan tener bien ajustada la magnitud de los esfuerzos

horizontales.

Por lo antes expuesto, podemos decir que la mejor trayectoria para perforar los pozos del área de Domo Sur es

tipo “S” especial, culminado de perforar el objetivo con el buzamiento de la formación y en aquellos casos

donde esto no es posible perforar pozos tipo “S” donde se alcance la vertical por encima de la zona

problemática la cual se encuentra entre 6500 a 8000 pies sustituyendo el diseño actual donde los pozos son

tipo J con un KOP a +/-6600 pies (Ver figura 97 con trayectoria actual vs propuesta).

Figura 97. Trayectorias para el campo Motatán. Fuente: Chaparro, M (2016).

134

134

CONCLUSIONES

Los tiempos no productivos de los pozos estudiados de la región se encuentran en 24,7%, los cuales

los hoyos intermedio y de producción fueron los más críticos, presentando porcentajes del 25%.

Se determinó que los mayores problemas asociados a estabilidad de los pozos en el área se observan

en las secciones intermedia y de producción, visualizando en esas zonas los problemas por pegas de

tubería asociadas a las pérdidas de circulación (pega diferencial).

Se identificaron tres comportamientos para la presión de poro: una zona de presión normal hasta el tope

de la Discordancia; una zona sobrepresurizada que alcanza valores de hasta 12,0 lpg en las Lutitas de

Paují y un gradiente de presión alrededor de 6,3 – 12,0 lpg en las arenas productoras con algunos

lentes depletados que presentan gradientes de 3,6 lpg. Los valores promedios para el gradiente de

sobrecarga se encuentran dentro del rango esperado entre 0,9 y 1,0 psi/ft (17,3 – 19,2 lpg) y los valores

promedios que se obtuvieron para el gradiente de fractura oscilan entre 15,5 lpg y 19,3 lpg. Esta curva

fue calibrada con los resultados obtenidos en la prueba XLOT realizada en el pozo MOT-61A del año

2012 y considerando las densidades de las lechadas empleadas durante la cementación de los pozos

de cada subregión.

Se calcularon a partir de la información recopilada de ensayos geomecánicos (uniaxiales y triaxiales) y

realizados en los núcleos de pozos del área, se construyó la envolvente de falla que permitió

caracterizar el valor de Cohesión y Ángulo de Fricción así como también el UCS, Módulo de Young y

Relación de Poisson para las Arenas Basales de Paují y Arenas B de Misoa. Los resultados que se

obtuvieron son consistentes con los esperados; valores altos de resistencia para las Arenas y más

bajos para las Lutitas, con comportamiento inverso en cuanto a la relación de Poisson.

De acuerdo a los cálculos y análisis de la prueba XLOT del pozo MOT-61A, se obtuvo el valor para el

Sh de 0,76 psi/ft; por otro lado, a partir de los registros de imágenes de pozos del área, dio como

resultado que la dirección del esfuerzo horizontal máximo está entre 140° y 150° de azimut, y la

dirección de formación de ovalizaciones en el hoyo (breakouts) oscilan entre 50° y 60° de azimut.

Se estimaron y calibraron los esfuerzos en sitio (SV, Sh y SH), obteniendo una relación de esfuerzos

entre los esfuerzos horizontales 1,16 ≤ k ≤ 1,24.

135

135

Se determinó el régimen de esfuerzos predominante en el área de estudio es Transcurrente (SH > SV >

Sh) con presencia, en algunas profundidades, de un régimen Normal (SV > SH > Sh) entre 6500 pies a

7000 pies.

Se determinó la presión de colapso mediante el método de Hertz (simulación de Montecarlo) por

formación y por subregión en función del ángulo de breakout para un 80% de certidumbre. Esto es

como resultado del estudio de mayor estabilidad en la sección intermedia (Lutitas de Paují) cuando se

perfora con densidades entre 12,2 lpg y 13,3 lpg para la subregión 18N, con densidades entre 11,8 lpg-

12,5 lpg para la subregión 18C y con densidades entre 11,7 lpg-12,3 lpg para la subregión 39. Esto

considerando ángulos de ovalizaciones (breakouts) de 60°. En cuanto a la sección productora, los

valores mínimos de densidad de fluido de perforación recomendados son de 7,6 lpg (subregión 18N),

9,0 lpg (subregión 18C) y 8,7 lpg (subregión 39).

Debido a la presencia de dos regímenes de esfuerzos en algunas subregiones y a las magnitudes de

los esfuerzos en sitio, no se puede determinar la presencia de una dirección preferencial de perforación,

ya que en algunas profundidades es más favorable perforarlos en la dirección de Sh mientras que en

otras se requiere menos densidad del fluido de perforación en la dirección paralela a SH.

Se diseñó un diseño óptimo para la trayectoria de los pozos en el área del Domo Sur, siendo el tipo “S”

especial, culminado de perforar el objetivo con el buzamiento de la formación y en aquellos casos

donde esto no es posible perforar pozos tipo “S” donde se alcance la vertical por encima de la zona

problemática la cual se encuentra entre 6500 a 8000 pies sustituyendo el diseño actual donde los pozos

son tipo J con un KOP a +/-6600 pies.

136

136

RECOMENDACIONES

Es recomendable continuar con la toma de registros (GR, Res, RHOB, NPHI, Sónico Dipolar, Caliper)

desde superficie (o en su defecto desde el hoyo intermedio) hasta fondo de pozo.

Se deben correr registros especiales de imágenes acústicas en la medida de lo posible o en su defecto

Caliper multibrazos orientado en las secciones intermedias y productoras, para la identificación de fallas

compresivas y por tensión que permitan la calibración del modelo geomecánico y de estabilidad de

hoyos.

Considerar la toma y caracterización geomecánica de núcleos de areniscas para obtener mejores

resultados en las propiedades mecánicas.

Realizar y validar las pruebas de inyección (XLOT, Microfrac, Minifrac) en futuros pozos para disminuir

la incertidumbre asociada a las magnitudes de la presión de fractura y del esfuerzo horizontal mínimo.

Actualizar el modelo geomecánico y de estabilidad de hoyos incluyendo futuros pozos del área, con el

fin de disminuir la incertidumbre del mismo, especialmente en lo relacionado con las direcciones

preferenciales de perforación. En caso de que algunos de esos pozos solo cuenten o no con registros

sónicos monopolares, utilizar las ecuaciones sintéticas para incluirlos en el estudio.

Para el caso de perforación de pozos direccionales, construir los mismos en la dirección del esfuerzo

horizontal máximo.

137

137

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

Abbas H y Nede J. (1998). Rock Mechanics in Wellbore Construction. Petroleum Well Construction.

Acosta, A. (2008). Análisis convencional, modelo de simulación numérica y definición del esquema de

explotación de las unidades B-1 y B-4 del Yacimiento “BSup VLG-3729”, campo Ceuta-Tomoporo.

Álvarez D y Berrios R. (2007). Evaluación del modelo de estabilidad de hoyo existente en el yacimiento VLG-

3729, área 8 Sur, campo Ceuta. Maracaibo.

Amoco. (1996). Wellbore stability. Drilling handbook.

Arias, F. (2006). El proyecto de investigación, introducción a la metodología científica. Quinta Edición. Editorial

Episteme. Caracas, Venezuela.

Balestrini, M. (1998). Como se elabora el proyecto de investigación, Caracas.

Bavaresco, A. (1998). Proceso Metodológico en la Investigación. Caracas, Academia Nacional de Ciencias

Económicas.

Coronel, G (2012). Modelo geomecánico para mejorar la perforación de los pozos del campo Franquera.

Universidad del Zulia. Maracaibo.

Eaton, B. (1975). The equation for geopressure prediction from well logs. SPE 5544, preparado para la 50th

Annual Fall Meeting of the SPE of AIME. Texas, Estados Unidos.

Farquhar, R. A.; Smart, B. G. D. y Crawford, B. R. (1993). Porosity-strength correlation: failure criteria from

porosity logs. SPWLA 34th Annual Logging Symposium.

Fernández, A. y Alvarellos, J. (2011). Modelos geomecánicos 3D y su creciente aplicación en la industria

petrolera. Artículo técnico, 2do Encuentro Latino de Profesores de Geotecnia. Revista Internacional de

Desastres Naturales, Accidentes e Infraestructura Civil; Volumen 12, 1er ejemplar. Págs. 151- 157.

García, P. (2009). Generación del modelo geomecánico que permita optimar la perforación de los pozos de

área 7 Alto de Ceuta.

138

138

González de Juana, C., J. M. Iturralde de Arozena y X. Picard (1980). Geología de Venezuela y de sus

Cuencas Petrolíferas. Tomo II, Caracas: Ediciones FONINVES.

Halliburton (2003). Análisis de Geomecánica e inestabilidad de hoyo en el área Ceuta Tomoporo y

recomendaciones para la perforación de los pozos en el área de tierra. Las Morochas.

Higuera A, Paredes E. (2007). Evaluación de estabilidad de hoyo en los pozos inclinados del área central

campo Barua. Cabimas.

Holasek, F. (2002). An easily derived overburden model is essential for the prediction of pore-pressure

gradients and fracture gradients for wildcat exploration in the Gulf of Mexico.

Hurtado de Barrera, J. (2010). Metodología de la Investigación. Quirón Ediciones, Cuarta edición. Quirón

Ediciones/CIEA Sypal. Caracas, Venezuela.

Marcano, A. (2001). Estudio del campo de esfuerzos in situ. Trabajo Especial de Grado. Caracas.

Morles, U. (1996). Planeamiento y análisis de investigación. Caracas, Ediciones el Dorado.

Münch L, Ángeles E. (1993). Métodos y técnicas de investigación. México: Editorial Trillas.

Pasquel y col. (2011). Actualización del modelo petrofísico del yacimiento Eoceno B-Sup. VLG-3729 Fase II:

Aplicando metodologías emergentes no-convencionales, análisis estadístico multivariado y lógica difusa.

PDVSA - INTEVEP (2005). Estudio y Evaluación del Modelo de Estabilidad para los Pozos TOM-12 y TOM-13

Ubicados en Área 8, Campo Ceuta-Tomoporo. Int-10749. Los Teques.

PDVSA – INTEVEP (2000). Análisis Geomecánico para pozos altamente inclinados en la formación Misoa del

campo Ceuta Área. Los Teques.

Ramos, J. (2008). Geomechanical approach applied in the wellbore stability assessment of the Santa Barbara

Pirital Field, Venezuela. Escuela de Ingeniería, Universidad de Robert Gordon, Aberdeen, Escocia.

Repsol. (2004). Modelo geomecánico para la empresa repsol-ypf en el campo Barrancas (área sipororo, estado

Barinas), específicamente en los pozos Barrancas 1X y Sipororo 1X. Informe Técnico. Houston, U.S.A.

Sabino, C. (2002). El Proceso de Investigación. Séptima Edición. Editorial Panapo de Venezuela. Caracas,

Venezuela.

139

139

Santos J y Rivera L. (2006). Modelos de Estabilidad de Hoyo de los Pozos Altamente Inclinados de la Región

1 y 3 del Yacimiento VLG-3729 (Tomoporo Tierra). Trabajo Especial de Grado. Cabimas.

Schlumberger (2002). Bases de Diseño “No Drilling Surprises” (Nds), para la Perforación de Pozos Altamente

Inclinados del Campo Tomoporo. Las Morochas.

Vásquez, A. (2001). Introducción a la Geomecánica Petrolera. V.V.A. Consultores. Quinta Edición, Caracas.

V.V.A. Consultores (2001). Geomechanical analysis of borehole stability incidents in the Area 8 Sur Sector of

The Ceuta Field.

Zambrano, O. (2011). Introducción a la Mecánica de Rocas. Curso fundamentos de la Geomecánica. 14-17

Febrero de 2012, Maracaibo, Venezuela.

repÚblica bolivariana de...

Documents