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Captulo 7
Mejoramiento de la Producc in
Introduccin
Grupos para el Mejoramiento de la Produccin:
Metodologa y prcticas
Identificacin de zonas previamente
inadvertidas
Control de la produccin de agua
Estimulacin de yacimientos de altapermeabilidad
Optimizacin de las fracturas hidrulicas
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La produccin de un cam po de petrleo
puede m ejorarse por m edio de diferentes
m todos, qu e incluyen las tcnicas de geren-ciam iento de yacim ientos, las com pleta-
ciones del pozo y las instalaciones de super-
ficie. Este captulo se concentra en el m ejora-
m iento de la produccin de un pozo e ilustra
una serie de tcnicas que han tenido xito en
Venezuela. D icho m ejoram iento se refiere a
los increm entos de produccin que se pue-
den alcanzar en pozos individuales. Si bien
siem pre debe considerarse el efecto quepuede causarse en los pozos vecinos, el m a-
nejo general de los yacim ientos y las insta-
laciones de sup erficie no son tem a de este
cap tulo.
El objetivo principal para el m ejoram ien-
to de la produccin de un pozo consiste en
identificar aquellos pozos que m uestran una
diferencia im portante en tre el com por-
tam iento actual y potencial de los m ism os
(Fig. 7.1).y crear soluciones para el m ejora-
m iento de la produccin utilizando tecno-
logas adecuadas.
Existen distintos enfoques para diferentes
problem as. U na de las iniciativas m s recien-
tes ha sido la creacin de los G rup os para elM ejoram iento de la Produccin (Production
Enhancem ent G roupsgrupos PEG ). Estos
grupos estn constituidos por equipos de
trabajo m ultidisciplinarios, integrados y dedi-
cados a la bsqueda de oportunidades para
m ejorar la produccin. Ellos se concentran en
encontrar, en form a rpida, las soluciones
econm icam ente m s apropiadas. En la
prim era seccin se describe la m etodologa ylas prcticas de los grupos PEG .
Las secciones posteriores exp lican dife-
rentes tcnicas, que han resultado particular-
m ente exitosas en Venezuela. El prim ero es
un clsico caso de reacondicionam iento de un
pozo abriendo zonas que an contenan
petrleo, y cerrando las zonas que producan
agua. Las tcnicas bsicas se describieron en
el Captulo 6. En este cap tulo se tratar la
form a en que los grupos PEG hacen uso de
tales tcnicas.
La produccin excesiva de agua es el
principal origen del pobre rendim iento de un
pozo. Sin em bargo, un poco de agua a veces
es necesaria para barrer el yacim iento. Los
grficos de diagnstico de control de agua
pueden hacer una rpida distincin inicial
entre agua beneficiosa y perjudicial. Se
m uestran dos ejem plos de diagnstico de
produccin de agua perjudicial y su
tratam iento m ediante el uso de gel.
Adem s, se tratan dos casos de optim i-
zacin de fracturas. El prim ero se aplica a
rocas con alta perm eabilidad, relativam ente
no consolidadas, donde las tcnicas de lim ita-
cin del frente de fractura, cuidadosam ente
diseadas, condujeron a fracturas m s anchas
y m s conductivas con la consiguiente m ejora
de la produccin. El segundo caso m uestra
cm o los datos de un perfil acstico, los
m odelos de fractura pseudo 3-D y el softw are
asociado, conducen a un m ejor diseo de
fracturas en areniscas consolidadas. El m ejor
entendim iento del problem a ha ayudado a
explicar la causa por la cual otros tratam ientos
M E J O R A M I E N T O D E L A P RO D U C C I O N
1
Tuberas,Levantamientoartificial, . . .
Comportamientopotencial
Diferencia entre el comportamientoactual y el potencial del pozo
Presin(lpc)
4.500
4.000
3.500
3.000
2.500
2.000
20 40 60 80 1000
Tasa de flujo (bpd)
Comportamientoactual
Figura 7.1
D iferencia en tre el com por-
tam iento actual y potencial
de un po zo, seg n lo ilustra
el grfico N O D A L.
I N T R O D U C C I O N
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D ichos com ponentes incluyen elyacim iento,
la com pletacin,lastub eras,ellevantam iento
artificialy las instalaciones de superficie.Estas
instalaciones generalm ente se deben consi-
derar com o u n hech o co nsum ado en lo s
estudios de m ejora de produccin en pozos
individuales,por lo cualno se considerar en
este captulo,aligualque elplan de desarrollo
general delcam po. Sin em bargo, elrea de
drenaje delpozo y elefecto de/o en lospozos
productores e inyectores cercanos es de m -
xim a im portancia. El grfico del anlisis
N O D AL (Fig.7.1)m uestra la form a m sefec-
tiva de cuan tificarla diferencia entre elrendi-
m iento delpozo y lo que se puede lograrpor
m edio de ajustes,yaseaen la tubera,ellevan-
tam iento artificialo en elcom po rtam iento del
yacim iento propiam ente dicho.
Lograr una produccin ptim a, o sea un
m xim o retorno sobre las inversiones, es una
tarea com pleja de ingeniera. Todos los
elem entos del sistem a se unen y, a veces, el
rendim iento de todo el conjunto est condi-
cionado p or sus puntos m s dbiles. Sin
em bargo, para poder m ejorar la produccin,
es til considerar cules de los diferentes
com ponentes, contribuyen a la diferencia
existente entre la p roduccin actual y la
potencial del pozo.
La Fig. 7.3 m uestra en form a esquem tica
las brechas de produccin para los diferentes
com ponentes relacionados con el com por-
tam iento del pozo, y m uestra una lista de
algunas soluciones. Por ejem plo, una brecha
de produccin se reduce o elim ina si se pue-
de m ejorar la productividad del yacim iento. El
resultado obtenido es siem pre m enor que la
tasa de flujo p tim a, an con grandes cadas
de presin. Se puede m ejorar el rendim iento
m odificando el radio efectivo de drenaje del
pozo m ediante una fractura hidrulica, acidi-
ficando, perforando con caones de alto ren-
dim iento, o elim inando el dao. O tras m ane-
ras de lograr m ejoram ientos significativos de
produccin incluyen la identificacin y aper-
tura de nuevas zonas, as com o tam bin la
perforacin de tram os laterales m ltiples a
partir del pozo en cuestin.
Elfluido se produce desde elyacim iento
hacia elpozo a travsde la com pletacin.Ello
incluye las perforaciones y/o tuberas ranu-
radas,elespacio anularentre elcem ento y el
hoyo,elem paque de grava y cualquierzona
de dao de la form acin.La cada de presin a
travs de la com pletacin puede reducirse
recaoneando y/o acidificando los intervalos
existentes;o abriendo un intervalo de m ayor
espesor para dism inuir el dao por pene-
tracin parcial.Puede necesitarse elem paque
de grava para evitar el arenam iento. La
cem entacin forzada o eltratam iento con gel
tam bin pueden resultarnecesarios,sialgunas
zonas producen agua o gas no deseados; o
para rem ediar una cem entacin de pobre
calidad, que perm ite la com unicacin detrs
delrevestidor.
M E J O R A M I E N T O D E L A P RO D U C C I O N
3
Figura 7.3
7
Comportamientodel levantamiento
artificial
Comportamientode la tubera de
produccin
Comportamiento dela completacin
Comportamientodel yacimiento
Real
Potencial
Real
Potencial
Real
Potencial
Real
Potencial
Presin
de
fluencia
defondo
Presin
de
fluencia
defondo
Presi
n
defluencia
d
e
fondo
Cada
depresin
a
travsde
lasperforaciones
Diseo del levantamiento artificial por inyeccin
de gas / condiciones
operativas del equipo de bombeo
Remocin de clcareos
con tubera flexible / acidificacin
Completacin contubera flexible
Recaoneo
Empaque de gravaCementacin forzada
Acidificacin
Estimulacin
- fracturamiento/acidificacinApertura de otras zonas
Tramos lateralesControl de aguaControl de finos
2 t p
12 t p
Margendemejorad
elaproduccin
Tasa de flujo
Tasa de flujo
Tasa de flujo
Tasa de flujoLos problem as de produccin
para distintos com ponentes
del sistem a y las soluciones
m s com unes.
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O tra causa de reduccin d e las tasas
de p roduccin puede deberse a la
dism inucin de las reas efectivas
de flujo com o consecuencia de la
acum ulacin de incrustaciones den-
tro de la tubera de p roduccin , o
por una restriccin innecesaria. Por
otro lado, la eficiencia del levan-
tam iento artificial afecta la presindel pozo y su rendim iento. Los
sistem as de levantam iento artificial
por inyeccin de gas y/o los
equipo s de bom beo pu eden necesitar su
reem plazo, o la optim izacin de su fun cio-
nam iento.
Las tcnicas del anlisis N O D AL se utili-
zan para estudiar y op tim izar el sistem a de
produ ccin . El anlisis NO D AL vincu la lacapacidad del yacim iento p ara producir flui-
dos con la capacidad de las tuberas para
transportar dichos fluidos hacia la superficie,
incluyendo, en caso de ser aplicable, la
capacidad de las tuberas de superficie
(M ach, 1981). El nom bre N O D AL refleja las
locaciones discretas o nodos en los cuales
pueden utilizarse ecuacion es independientes
para describir la entrada y salida de fluido atravs del m ism o.
Este procedim iento ayud a a determ inar
la prod uccin qu e tod o el sistem a en
conjunto es capaz de prod ucir, y m uestra el
efecto sobre la produ ccin al cam biar los
parm etros de p resin del cabezal del pozo
o del separador, los tam aos de la tubera de
produccin y del orificio, la densidad del
cao neo y la estim ulacin . Se puede
asim ism o estim ar la produccin basndose
en las condiciones futuras del yacim iento. El
anlisis N O D AL se utiliza en ocasion es com o
herram ienta de diagnstico para identificar
cuellos de botella en el sistem a; por ejem -
plo, daos a la form acin, lim itaciones de la
com pletacin que causan prdidas de pro-
ductividad o de inyectividad, o para cuan-
tificar el increm ento esperado de la produc-
cin al elim inar las restriccion es.
Seleccin de pozos a intervenir
El proceso general de seleccin de los
pozos con potencial para el m ejoram iento de
su p roduccin se ilustra en la Fig. 7.4. Los
integrantes del grupo PE G estud ian los
archivos de los pozos e identifican un grupo
de posibles candidatos, basndose en las
ano m alas de p roduccin, en los estim ados
de petrleo rem anente en sitio, y en otros
factores. Se analiza el rendim iento actual de
cada pozo, el historial de produccin, y la
sensibilidad de dichos pozos a diferentes
accion es para el m ejoram iento de la prod uc-
cin. A este nivel, se recom ienda la utiliza-
cin de perfiles y pruebas destinadas a
cuantificar los parm etros del yacim iento
necesarios para estim ar el potencial de pro-
duccin, calcular el valor actual neto (VAN )
de varias alternativas, y evaluar los riesgos
asociados con las m ism as. Se disean a su
vez planes adecuados de intervencin para
los candidatos elegidos. Luego de ejecu-
tarlos, se analizan los resultados y se utiliza
la experiencia adquirida en los pozos subsi-
guientes.
G R U P O S P A RA E L M E J O R A M I E N T O D E L A P R O D U C C I O N : M E T O D O L O G I A Y P RA C T I C A S
Clasificacin de la informacin
de los pozos
Identificacin de las anomalasde produccin
Seleccin del primer pozo
Anlisis de la zona productoraactual
Revisin de la zona siguiente
Verificacin del potencialde produccin
(WellLOG, BU, RST, PLT)
Anlisis de riesgo
Categorizacin de los candidatos(Riesgo versus VAN)
Presentacin de una propuesta(FracCADE, StimCADE, PacCADE, CoilCADE)
Ejecucin
Evaluacin de los resultados
Anlisis del comportamiento actual
Anlisis de la historia de produccin
Estudios de mejoramiento
Figura 7.4
Proceso gen eral de
anlisis d e los
grupos PEG .
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Los procedim ientos utilizados en el
anlisis de cada zona se m uestran en m ayor
detalle en la Fig. 7.5. El archivo del pozo
contiene perfiles de evaluacin de form a-
ciones, pruebas de presin transitoria y datos
de produccin. Si no existen datos de
evaluacin de form acion es, enton ces se
debern consultar m apas de p orosidad y de
espesor neto de hidrocarburos del cam po .
Ante la falta de datos de prod uccin, o de
pruebas de presin transitoria, se reco-
m ienda entonces llevar a cabo una de estas
pruebas. Con datos parciales, a veces se
puede iterar el anlisis NO D AL hasta obtener
un resultado aproxim ado. En todo caso, el
anlisis NO D AL es necesario, prim ero p ara
confirm ar la exactitud de los datos y luego
para evaluar diferentes alternativas
tendientes a m ejorar la produccin, a travs
de estudios de sensibilidad. Con la ayu da de
estos estudios, es p osible pronosticar la
produccin, estim ar costos, calcular las
posibles ganancias y evaluar los riesgos para
cada alternativa aplicab le al logro del
m ejoram iento de la produ ccin. U na vez
evaluada u na zona o un pozo, se procede
con los siguientes aplicando el m ism o tipo
de anlisis.
Las claves para el xito
La habilidad de los grupos PEG consiste
en pod er analizar una gran cantidad de datos
en form a eficiente y confiable. Tanto la selec-
cin de candidatos com o la from ulacin de
las recom endaciones tom a slo horas o das
y no sem anas o m eses. Es im po rtante la
utilizacin de buenas herram ientas de soft-
w are. Esto incluye el softw are para el anlisis
de datos com o los de los anlisis de pruebas
de presin transitoria; de perfiles; para el
anlisis de la historia de produccin y los
clculos de balance de m ateriales; para el
anlisis NO D AL y la evaluacin de la pro-
ductividad; para el diseo de las alternativas
de m ejoram iento de produccin tales com o
fracturacin, acidificacin, cem entacin, tra-
tam iento con gel, utilizacin de em paque de
grava y caoneos, y para el anlisis de los
aspectos econ m icos.
O tra clave es la com binacin adecuada
de los cono cim ientos del grupo. Es de gran
ayuda contar con profesionales que puedan
atacar problem as desde distintas pers-
pectivas. Este program a requiere profesio-
nales de distintas disciplinas, pero tam bin
de com paas operadoras y de servicios. El
personal de las com paas de servicios
generalm ente est m s fam iliarizado con las
tcnicas y servicios, m ientras que el de las
com paas operadoras est m s fam iliarizado
con la aplicacin de esas tcnicas y con el
yacim iento.
M E J O R A M I E N T O D E L A P RO D U C C I O N
5
Seleccin del archivo del pozo
Hay perfiles en el archivo?
Existen pruebas de presin ?
Hay datos de produccin ?
Anlisis NODAL
Confirmacin de los valores de p, k, S y rea de drenaje
Ejecucin de estudio de sensibil idad para determinarsi el mejoramiento es una opcin
Estimacin de la porosidad, y del espesor total y
neto a partir de la interpretacin de perfiles
Determinacin de p, k, S y rea de drenajea partir de la interpretacin de las pruebas
Verificacin o determinacin de p, k, S y rea de
drenaje a partir del ajuste de la historia de produccin
Consulta de los mapas para estimar
porosidad, y espesores totales y netos
Si no hay datos de produccin y pruebas de
presin, recomendacin de pruebas para
determinar p, k, S y rea de drenaje
Pronstico de produccin, estimacin de costos,
corridas econmicas y evaluacin de riesgo
para cada opcin posible de mejoramiento
S
S
S
N
N
N
Diseo de las opciones posibles
Ejecucin de la mejor alternativa
Evaluacin de los resultados
Proce so tpico del grupo PEG
para la identificacin de pozos
candidatos al m ejoram iento de
su produccin y form ulacin de
soluciones posibles.
Figura 7.5
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Caractersticas del yacimiento
El D istrito de Ta Juana com prende
varios yacim ientos ubicados cerca de la costa
oriental del Lago de M aracaibo. M uchos de
los yacim ientos son som eros y producen de
arenas no consolidadas. Ellos requieren com -
pletaciones para el control de arena, siendo el
em paque de grava el m todo m s utilizado.
La m ayora de los yacim ientos estn bajo
proyectos de recuperacin secundaria, ya sea
por inyeccin de gas o agua. Estos yaci-
m ientos se caracterizan por su heteroge-
neidad, la presencia de fallas y la falta de
continuidad lateral de los cuerpos arenosos.
Los problem as m s serios que se presentan
en este tipo de yacim ientos son las conifica-
ciones de gas o agua y las zonas de petrleo
previam ente inadvertidas (byp assed oil).
El yacim iento Lagunillas Inferior 4 (iden-
tificado com o LG IN F-04 en Lagoven) es un
yacim iento viejo y poco profundo, que pro-
duce petrleo pesado (18A PI). Este yaci-
m iento com prende tres intervalos arenosos
no consolidado s y de alta porosidad, de edad
M ioceno denom inados, en orden descen-
dente, Laguna, Lagunillas Inferior y La R osa
(Cap tulo 212).
Estos tres intervalos estn subdivididos
en 11 lentes diferentes de areniscas, todas las
cuales tienen una extensin lateral lim itada y
una distribucin de facies com pleja. Las pro-
fundidades del tope del prim er intervalo
oscilan entre 2.300 y 2.500 pies. El espesor de
cada unidad vara entre 10 y 100 pies; siendo
La R osa la arenisca m ejor desarrollada y con
m ayor continuidad. La salinidad del agua de la
form acin es de 6.000 ppm . La estructura es
un m onoclinal que buza 4 hacia el sureste.
La p resin inicial del yacim iento era de
1.150 lpc, pero fue declinando a travs de los
aos hasta 900 lpc (150 lpc por debajo del
punto de burbujeo). En 1976 se inici un p ro-
yecto de recuperacin secundaria m ediante la
inyeccin de agua por los flancos. Se per-
foraron cinco pozos inyectores para m antener
la presin en los m iem bros Lagunillas Inferior
y La Rosa. La presin en LG IN F-04 se
recuper hasta 920 lpc, y la produccin de
petrleo m ejor debido a la inyeccin de
agua. Sin em bargo, la optim izacin del rendi-
m iento de la inyeccin de agua se com plic
por diversos factores que se enuncian a conti-
nuacin:
1.La falta de n uevas perforaciones en el
cam po dificulta la adqu isicin de nuevos
datos de presin p ara cada zo na, y lim ita
la utilizacin de probadores de form a-
cin op erados por cable
2.El cam po fue desarrollado hace m s de
15 aos, y por ello la inform acin de
registros a hueco abierto es vieja y dem a-
siado elem ental para realizar un anlisis
petrofsico com pleto
3.Las prop iedades fsicas y qum icas del
agua inyectada son casi las m ism as que
las del agua de la form acin, lo cual
dificulta m ucho la caracterizacin del
agua producida
4.Tradicionalm ente, todas las areniscas
prospectivas se ponan en produccin
sim ultnea, lo cual hace im posible iden-
tificar los fluidos producidos por cada
zona
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7
W&TCaoneo,
Perfiles de produccinIngeniera de yacimientos
Sedco ForexOperaciones de perforacinIngenieros de operacin
LagovenDepartamentode Yacimientosy de Completacin de pozos
GabarraLGV - 406
Alianza para lacompletacin yel reacondicio-
namientode pozos
DowellEstimulacin,Cementacin,Control de arena
Tubera flexible,Ingeniera deyacimientos
Figura 7.6
La alianza de reacond icion am ien to y su equ ipo m ultidisciplinario para
la identificacin de pozos con potencial de m ejoram iento de su produccin.
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El planificador de tareas d el RST utiliza
una base de datos de caracterizacin para
determ inar la velocidad del perfilaje (nm ero
de carreras) y los tiem pos en cada m edicin
estacionaria segn las condiciones espe-
cficas del pozo. En este caso, se requieren
cinco carreras en m odo inelstico a 110
pies/hr para obtener una precisin del 95% en
las m ediciones de saturacin de petrleo.
Adem s, se propusieron dos carreras en el
m odo sigm a para com probar la porosidad y la
litologa, e identificar zonas de gas dentro del
yacim iento (Captulo 613).
El RST se corri en noviem bre de 1996.
La interpretacin del RST y los registros
obtenidos a hueco abierto (Induccin y Rayos
G am m a) se m uestran en la Fig. 7.9. Los dos
intervalos inferiores perforados (A y B )
estaban anegados; y los intervalos supraya-
centes (C y D ) m ostraban una saturacin de
agua alta (50% ). A pesar de ello, la parte
superior de la lente entre 2.620 y 2.575 pies,
incluyendo el intervalo caoneado E contena
una saturacin de petrleo m uy cercana al
valor original y por lo tanto constitua una
zona atractiva para realizar una nueva com -
pletacin. La zona interm edia (2.560 a 2.474
pies) no estaba produciendo en este pozo, si
bien m uestra un claro contacto aguapetrleo
a 2.532 pies. D esde dicho contacto hasta el
tope de la form acin se registraron valores de
saturacin de p etrleo casi idnticos a los
originales. El pequeo cuerpo de arena K
tam bin presenta la saturacin original de
petrleo. D ichos intervalos, con valores de
saturacin cercanos a los iniciales, constituyen
claros ejem plos de zonas petroleras previa-
m ente inadvertidas, causadas por el avance de
un frente de agua irregular.
Las carreras en m odo sigm a perm itieron
com probar que el cuerpo de arena ubicado
entre 2.430 y 2.400 pies estaba invadido con
gas (vase el indicador de variaciones de
cuentas, CRRA, en la Pista de p rofundidad).
Ello era de esperar, teniendo en cuenta la
historia de presin del yacim iento y el hecho
de que dicha lente no se encuentra afectada
por la inyeccin de agua. Por esta razn, los
intervalos escogidos fueron perforados en el
m edio o en la base de la arena.
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9
2.700
2.600
2.500
2.400
Prof.(pies)
CRRA2,61,6 Perf.
antesPerf.
despus Sw OH
0100,0 (u.p.)
Sw RST
0100,0 (u.p.)Anlisis de
fluidos del RST
50,0 (u.p.)
Anlisis defluidos de OH
50,0 (u.p.) 100,00 (u.p.)0,0 0,0
Petrleo
AguaPet. movible
Petrleo
Agua
Anlisis volumtrico
Lutita
Agua de las arcillas
Arena
Petrleo
Agua
K
J
I
H
G
FE
D
C
B
A
Figura 7.9
Interpretacin del R ST y los
reg istros a hueco abierto en
el Po zo TJ-886. Losintervalos pe rforados antes y
despus de la reparacin se
m uestran en la Pista 1.
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7 10
Reacondicionamiento del pozo
Los excelentes resultados obtenidos pro-
vocaron la inm ediata reaccin del equipo de
trabajo p ara establecer un procedim iento con
la finalidad de reactivar el pozo. La integridad
del cem ento detrs del revestidor es crucial
cuando las zonas productivas se encuentran
cerca de un acufero activo, especialm ente en
los pozos viejosel Pozo TJ-886 fue per-
forado en 1981. Por lo tanto la prim era prio-
ridad, despus de recup erar el equipo de
com pletacin y de em paque de grava, era
m onitorear la herm eticidad del cem ento para
recem entar si fuera necesario. U na vez reali-
zada esta tarea, se perforaran las nuevas
zonas y se recom pletara el pozo.
La herram ienta U SITCBL m ostr cem en-
to pobre en todo el intervalo a recom pletar
(Fig. 7.10).
Se hicieron perforaciones auxiliares para
efectuar una cem entacin forzada entre 2.525
y 2.520 pies, fijando la em pacadura a 2.600
pies. Se bom bearon 12 barriles de cem ento
dentro de las viejas perforaciones y se
circularon hasta alcanzar las perforaciones
auxiliares. D ieciocho horas despus de la
cem entacin forzada se realiz una segunda
carrera con la herram ienta U SITCBL. El perfil
(Fig.7.11) m ostr una reparacin satisfactoria
del cem ento, con un ndice de adherencia
cercano a 1.
H istricam ente, esta form acin necesita
algn tipo de estim ulacin para producir en
form a eficiente. En el caso del Pozo TJ-886,
el equipo de trabajo decidi d escartar la
fracturacin hidrulica para evitar el riesgo
de abrir la com unicacin entre los acuferos
y los intervalos caoneados. Com o alter-
nativa, se sugiri usar caones con balas de
alta penetracin para atravesar la zona
daada. El program a de A nlisis de
Perforacin Schlum berger (SPA N *) ind ic
que la m ejor op cin para esa tarea era
em plear un can bajado con tubera (TCP)
con b alas de alta penetracin, de 312
pulgadas de dim etro y cargas 37J; con 4
disparos por pie y un desfasaje de 60.
I D E N T I F IC A C I O N D E Z O N A S P R E V I A M E N T E I N A D V E R T I D A S
Figuras 7.10 y 7.11
Prof.(pies)
Antes del reacondicionamiento
Contaminado
Lquido
Gaseoso
Gas
Adherido
500
10.000
Despus del reacondicionamiento
2.450
2.500
2.550
Impedancia acsticacon umbrales (AIKB)
R egistro U SIT antes de la cem entacin
forzada m ostrando m al cem ento a lo
largo del tram o d e inters.
R egistro U SIT despus de la cem enta-
cin forzada m ostrando buen cem ento,
excepto en una pe quea zona a 2.450
pies.
-
8/12/2019 seleccion de pozos a intervenir.pdf
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7
La sim ulacin m ostr que,
en este caso, la penetra-
cin llegara a 21,4 p ulga-
das, valor suficiente para
atravesar la zona daada
(Fig. 7.12). El desbalance es
un factor esencial para lim -
piar los residuos del cao-
neo, y m s an en este ca-
so, por lo que se aplic un
diferencial de presin de
450 lpc entre la form acin
y el hoyo, durante la etapa
de los disparos. Luego los
caones fueron dejados en
el fondo del pozo (para
otros m todos de perfora-
cin con desbalance, vase
pgina 746).
La produccin m nim a
esperada despus del
reacon dicion am iento fue
sim ulada con u n anlisis
N O D AL (Fig. 7.13) antes
de la ap robacin del trabajo, para lo cual se
utiliz una perm eabilidad estim ada de 100
m d y u n factor de dao de 10 (este valor es
el m edido por las pruebas de los pozos,
sin estim ulacin , en form aciones y com ple-
taciones sim ilares). La interseccin de la
curva de com portam iento del po zo con la
curva co rrespondiente al levantam iento
indican un m nim o de 190 bpd de petrleo.
Sin em bargo, cuando el po zo fue pu esto
nu evam ente en produccin sin orificio, pro-
dujo un total de 530 bppd, con un corte de
agua del 7% . Se estim que el tiem po de
retorno de la inversin realizada en el
reacondicionam iento del Pozo TJ-886 era de
35 das. Teniendo en cuenta la declinacin
del yacim iento, se estim qu e la produccin
acum ulada, en un perodo de tres aos, sera
de 0,5 M M bn de petrleo.
Conclusiones
El Pozo TJ-886 fue rejuvenecido m ediante
la aplicacin de las nuevas tecnologas para el
m onitoreo de yacim ientos en pozos con un
entorno difcilcom o el de la com pletacin
con em paque de gravay un nuevo enfoque
integrado que adeca soluciones para cada
reacondicionam iento. Esta experiencia perm i-
te extraer las siguientes conclusiones:
1.El RST es una herram ienta confiable
para utilizar en las com pletaciones con
em paqu e de grava siem pre que la
porosidad de la form acin sea po r lo
m enos del 20% , com o en el caso del
yacim iento LG IN F04
2.Existen todava reservas recuperables
significativas que han sido indavertidas,
incluso recurriendo a la recuperacin
secundaria m ediante la inyeccin de agua
o de gas
3.La integracin de equipos m ultidis-
ciplinarios, tales com o Lagoven y
Sch lum berger O ilfield Services, consti-
tuye el m ejor m edio para asegurar el
xito en trabajos tales com o los
reacond icionam ientos.
M E J O R A M I E N T O D E L A P RO D U C C I O N
11
Caractersticas del can
Caractersticas del caoneo (en cualquier direccin)
Can/Tipo de carga 3,5 HPG 4spf 37JU J HM X:
Posicin del can Centralizado:
Fase de los disparos 60:
Separacin del can 0:
Penetracin total 23,227:pulg.
Penetracin en la formacin 21,423:pulg.
Dimetro del hueco en elprimer revestidor
0,4319:pulg.
Seccin transversal que ilustra la profundidad
de penetracin de la carga
21
21
28
28
28
28
14
14
14
14
21
21
7
7
7
7
Formacin
Cemento
Figura 7.12
Los resultados del anlisis
SPA N m ostrando la
penetracin de las b alas co n
cargas de 312pulgadas,
disparadas de un can
bajado con tubera.
Figura 7.13
A nlisis N O D A L de l Po zo TJ-886 que m uestra una tasa
de produccin esperada de 190 bppd.
Pre
sin(lpc)
0 100 200 300 400
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1.000
Tasa de flujo (bppd)
Comportamiento segn modelo
Curva de levantamientoComportamiento terico
50 150 250 350
-
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7 12
Elcontrolde la produccin de agua con-
stituye un im portante desafo para los ingenie-
ros de yacim ientos y de reacondicionam iento
de pozos.Para reducirelcorte de agua e incre-
m entarla vida tildelpozo,seutilizan diversas
tcnicas.La clave para encontraruna solucin
satisfactoria consiste en definir el origen del
agua y evaluarsu contribucin en la produc-
cin de petrleo.El agua producida se puede
considerar beneficiosa o perjudicial. El agua
beneficiosa barre un volum en de petrleo y
arrastra con ella una cantidad substancialde
crudo. El volum en de agua beneficiosa est
determ inado por elcosto de su elim inacin.
Por el contrario, el agua perjudicialinhibe la
produccin de petrleo,sibien porlo general,
se la puede reducirsise logra identificarla.En
algunos casos serealizan interpretacioneserr-
neas,y sediagnostica la elevacin delcontacto
aguapetrleo, lo cual puede provocar el
abandono prem aturo delyacim iento.
Elorigen del agua perjudicialpuede estar
dado por ciertascondiciones en elyacim iento,
o en las cercanas del pozo. Las condiciones
tpicas,que se ilustran en la Fig.7.14,incluyen
conificacin, fisuras y capas de alta perm ea-
bilidad,lo cualhace que elagua llegue alpozo
sin barrerun volum en adecuado de petrleo.
Ahora bien,no todas lascapasde alta perm ea-
bilidad son perjudiciales. Algunas pueden
contribuir a barrer otras capas adyacentes,en
especialcuando elcontraste de perm eabilidad
esm oderado.La presencia de pozosinyectores
de agua crea m s fuentes potenciales de agua
perjudicial,com o se puede observaren la Fig.
7.14.
Porlo general,elflujo proveniente de las
cercanasdelp ozo esla causam scrtica,pero
dado que est relacionada con la com ple-
tacin delpozoperm ite tam bin m s opor-
tunidades para eltratam iento.Este flujo puede
estar provocado por diversos factores, por
ejem plo (vase Fig. 7.15, pgina siguiente):
adherencia deficiente del cem ento, cavernas
form adas porla produccin de arena,flujo de
petrleo reducido debido a daos de la form a-
cin y estim ulaciones frecuentes.Cabe realizar
algunas observaciones acerca de estos dis-
tintos factores:
Adherencia deficiente del cemento
Existen diversas razones que provocan eldeterioro de la adherencia del cem ento; por
ejem plo, la exposicin a cond iciones
adversas de tem peratura, presin y eventual-
m ente aguas sulfatadas. Esto ocurre con
m ayor frecuencia si se han p rod ucido pro-
blem as durante la cem entacin prim aria,
com o zonas de baja presin, m igracin de
gas, o d iseo d eficiente de caos lavadores y
espaciadores.
Cavernas formadas por
produccin de arena
Las arenas friables y p oco consolidadas pu e-
den derrum barse, producir arenam iento en
el pozo y crear cavernas por detrs del reves-
tidor. D ichas cavernas pueden establecer co-
m unicacin hidrulica con zonas de agu a.
C O N T R O L D E L A P R O D U C C I O N D E A G U A
Petrleo
Petrleo
Capa de alta permeabilidad(Sin flujo transversal)
Petrleo
Conificacin
Agua
Petrleo
Fisuras hacia el acufero
Zona ladrona (capa de alta permeabilidad)
Inyector Productor
Segregacin gravitacional
Inyector Productor
Fisuras hacia el inyector
Inyector
Productor
Figura 7.14
Seis condiciones tpicas de yacim iento que conducen a la produccin de agua perjudicial.
-
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7
Estimulaciones frecuentes
en las cercanas del pozo
La estim ulacin frecuente de los carbonatos
puede provocarla form acin de cavernasen la
roca y estableceruna com unicacin con zonasde agua.La estim ulacin frecuente de arenis-
cas o carbonatos puede tam bin disolver el
relleno en las fracturas cem entadas o afectar la
adherencia del cem ento, y del m ism o m odo
establecer una com unicacin con el agua.
Flujo de petrleo reducido debido
a daos de la formacin
La cada de presin abrup ta causada p or un
dao en la form acin puede provocar que el
agua invada el intervalo productor de otra
zona. Si as fuera, la produccin de agua se
puede reducir estim ulando el intervalo pro-
ductor, y reduciendo el diferencial de
presin en las perforaciones. Resulta evi-
dente que, para ser exitosa, la estim ulacin
debe efectuarse lejos de la zona de agua o,
de lo contrario, se obtendra un resultado
desfavorable.
Diagnstico de los
problemas de agua
Se p ueden utilizar diversas tcn icas para
diagnosticar el origen del agua producida.
Los grficos de la historia de p roduccin re-
sultan m uy tiles para realizar un anlisis
prelim inar y rpido de m uchos pozos.
M ediante la sim ulacin de yacim ientos de
diferentes caractersticas, se ha podido
dem ostrar que los grficos doble logart-
m icos de la relacin aguapetrleo (RA P)
y su d erivad a (RA P)en funcin del
tiem po de produccin , resultan de gran
utilidad para determ inar la causa de la
produccin de agua (Chan, 1995). En la Fig.
7.16a se observa la respuesta sim ulada de
tres casos com unes de agua perjud icial y el
m todo para distinguirlos. Si se observa que
la RAPdism inu ye con el tiem po, pod ra
tratarse de un caso de conificacin; un
aum ento sbito seguido de una m eseta, es
tpico de un a zona ladrona de alta perm ea-
bilidad en el pozo inyector; m ientras que un
aum ento abrup to de la RAP y RAPindica la
existencia d e flujo proveniente de las
cercanas del pozo. En la Fig. 7.16b se
observan dos casos tpicos de agua
beneficiosa. El prim er caso consiste en el
barrido no rm al de un yacim iento por efecto
del agua, an cuando se trata de un elevado
volum en de agua (el corte de agua es
siem pre > 60% ). En el segundo caso se
observa una canalizacin en un sistem a
13
Caverna
Cementacin inadecuada
Fracturaselladaanteriormente
, ,
, ,
, ,
, ,
, ,
Dao de la formacin
C ausas tpicas de prod uccin de agua perjudicial proveniente de las cercanas del pozo.
M E J O R A M I E N T O D E L A P RO D U C C I O N
Figura 7.15
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8/12/2019 seleccion de pozos a intervenir.pdf
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7
Ejemplo 1: Control de agua con un gel de
polmero en el Pozo VLE-1156
El Pozo V LE-1156 se encuentra com ple-
tado de m odo sencillo en el yacim iento C -5,
segregacin Lagocinco (Fig. 7.17). El pozo m s
cercano, Pozo VLE-1119, se encuentra al norte
del m ism o, al otro lado de una falla norm al y
produce 1.600 bppd con un bajo corte de agua
(20% ). Sin em bargo, el corte de agua en el
Pozo V LE-1156 haba alcanzado el 75% . El
grfico de diagnstico (Fig. 7.18) m uestra un
brusco ascenso a los 100 das, con una
tendencia general ascendente en la relacin
aguapetrleo. Esto se interpret com o un
caso de canalizacin, a travs de algn estrato
de la form acin. Para poder determ inar el
origen del agua, se realiz un perfil de
produccin en noviem bre de 1995, el cual
indicaba que la m ayor cantidad de agua (36% ),
(Fig. 7.19) provena del intervalo caoneado
sup erior. A pesar de que este intervalo,
com prendido entre 13.268 y 13.262 pies,
presentaba una porosidad prom edio de 16% y
una saturacin de hidrocarburo del 70% en el
m om ento de la perforacin, en este m om ento
produca slo agua.
En base a esta inform acin, se decidi
inyectar un gel sellador en el intervalo
superior para aislarlo, y as perm itir el aporte
de produccin de los intervalos inferiores.
Previam ente se llen el pozo con arena hasta
los 13.293 pies para cubrir los intervalos
inferiores. El 20 de agosto de 1996 se realiz
la operacin de inyeccin con 100 barriles de
M araseal en el intervalo com prendido entre
13.268 y 13.262 pies, utilizando gasoil para el
desplazam iento. N o se presentaron problem as
operacionales durante el tratam iento.
M E J O R A M I E N T O D E L A P RO D U C C I O N
15
La RosaProf.(pies)
La Rosa
C-1
C-2
CGP @ 11.630 pies
B-6 9
C-1
C-2
C-24
C-3
C-5
Prof. total @ 12.900 pies C-4
CAP (VLE-1119) @ 13.328 pies
13.408 pies
Guasare
11.500
12.000
12.500
13.000
13.500
VLE-1156 VLE-1119
Misoa
13.589 pies
Figura 7.17
10,00001
10 100 1.000
0,0001
0,001
0,01
0,1
1
10
Tiempo acumulado de produccin (das)
Relacinaguapetrleoysuderivada
Relacin aguapetrleo
Derivada
Figura 7.18
C orte ge olgico en tre los P ozos V LE -1156 y V LE -1119. El Pozo V LE -1156 se
encuentra com pletado en el yacim iento C -5.
G rfico d e diagn stico d e co ntrol de agu a de l Pozo VLE -1156. El efecto de la
inyeccin de l gel es claram en te visible.
-
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7 16
A ntes de la intervencin, el pozo
produca un p rom edio de 257 barriles netos
de petrleo con 770 barriles de agua.
La tasa de produccin de agua y sedim entos
(A y S) representaba el 75% de la produccin
y la relacin aguapetrleo era igual a 3.
Adem s, el 35,9% del agua provena del
intervalo de 13.262 a 13.268 pies (Fig. 7.19),
con cero produccin de petrleo. D espus del
tratam iento, la produccin de agua dism inuy
en un 76% (a 186 bpd), m ientras que la
produccin de petrleo aum ent en un 374%
(787 bpd). En la Fig. 7.20 se observa clara-
m ente cm o se invierten las curvas de pro-
duccin despus de la inyeccin del gel
sellante. En el m es de octubre (m es 17) se
observa una dism inucin en la produccin de
petrleo, debido al cam bio de orificio de 12 a34 pulgadas. M s adelante, la produccin se
recupera y contina aum entando hasta el m es
de noviem bre, en que com ienza a decaer nue-
vam ente. Este hecho se puede atribuir al dete-
rioro gradual del gel debido a la tem peratura,
al contacto con otros qum icos, a la friccin y
a otros factores. Se ha dem ostrado que la
duracin de un sistem a de gel sellante tiene
un lm ite de dos aos (Paz y Anez, 1996).
Si bien la produccin de petrleo est
dism inuyendo y la de agua aum enta, de todos
m odos se considera que el tratam iento result
exitoso. D esde la fecha del tratam iento hasta
diciem bre de 1996, la produccin adicional
acum ulada de petrleo ha sido de 79.560 bn
y se logr dism inuir la produccin de agua en
87.610 bn. Si las tendencias que aparecen en
la Fig. 7.20 continan, el pozo eventualm ente
retornar a la R AP anterior al tratam iento. En
ese m om ento, el tratam iento habr perdido su
efectividad. Sin em bargo, hasta que eso ocurra
y, suponiendo que la tasa de flujo total
perm anece constante, la RA P reducida debido
al tratam iento har que el pozo produzca
150.000 barriles de petrleo adicionales.
C O N T R O L D E L A P R O D U C C I O N D E A G U A
13.250
13.200
Perforaciones
1 1.000
LLD
(ohm-m)
1 1.000
LLS
(ohm-m)
Prof.(pies)
0 150
GR
( gAPI )
-80 20
SP
( mV )
13.400
13.350
13.300
Figura 7.19
Perfiles e intervalos cao neado s en el Pozo VLE -1156. La tabla m uestra la
contribu cin relativa de los intervalos segn indica el perfil de produccin.
Tiempo transcurrido (meses)
0
200
400
600
800
1.000
1.200
Ta
sadeflujo(bpd)
0 3 6 9 12 15 18 21
PetrleoAgua
Inyeccinde gel
Cambio de orificio
Figura 7.20
H istoria de la produ ccin del Pozo V LE -1156.
13.262-13.26813.281-13.28613.296-13.31013.318-13.32613.353-13.35813.364-13.376
Total
0,00,018,07,013,2262,9301,1
203,50,095,125,147,4195,3566,4
Intervalo(pies)
Qo(bppd)
Qw(bapd)
-
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7
Ejemplo 2: Control de agua con
gel de polmeros en el Pozo VLA-36
El Pozo V LA-36 se encuentra com ple-
tado en el yacim iento La R osa B asal (BLR).
En esta rea el BLR se com unica con el
yacim iento C-5 (Fig. 7.21). El pozo vecino,
Pozo VLA-12, inyecta agua en el yacim iento
C-5. Es posible que este volum en de agua
est entrando en el yacim iento BLR y, en
con secuencia, en el Po zo V LA-36, a travs de
una com unicacin con el yacim iento C -5.
N o haba registros de p roduccin dispo-
nibles para corroborar esta suposicin. El
aum ento pronunciado en las curvas de diag-
nstico despus de los 400 d as (Fig. 7.22)
ind ica tam bin la probabilidad d e que,
efectivam ente, exista una com un icacin en
las cercanas del pozo. Antes de determ inar
cul era la cau sa, se decidi inyectar un gel
sellante en el intervalo co m prendido entre
6.430 y 6.424 pies (Fig. 7.23), para im pedir la
entrada de agua desde abajo.
El intervalo a tratar fue aislado por
m edio de una em pacadura bajada con
tubera flexible. Antes del tratam iento se rea-
liz una prueba de inyectividad con gasoil,
que indic una tasa de inyectividad de 0,23
barriles po r m inuto y una presin de
inyeccin de 1.800 lpc. El tratam iento se rea-
liz el 19 de septiem bre de 1996. Se inyecta-
ron 100 barriles del sistem a gelificante M ara-
seal, en el intervalo entre 6.430 y 6.424 p ies,
utilizando gasoil para el desplazam iento. En
este caso tam poco se presentaron problem as
operacionales durante el tratam iento.
Antes del tratam iento, el pozo produca
diariam ente 25 barriles de petrleo y 596 ba-
rriles de agua y sedim ento (96% A y S y RAP
de 23,89). D espus del tratam iento, la pro-
duccin de p etrleo aum ent a 229 bp d
m ientras que la produccin de agua dism i-
nuy a 417 bpd. El porcentaje de agua y
sedim entos dism inuy al 24% y la RA P a
0,43. En la Fig. 7.22 se observa la produccin
del pozo antes y despus del tratam iento.
Con posterioridad al tratam iento, el pozo fue
abierto con un orificio de 12 pulgada. La pro-
duccin de petrleo aum ent, m ientras que
la produccin de agua dism inuy abrupta-
m ente. Cuando el tam ao del orificio se
increm ent a 1 pulgada de dim etro, tanto laproduccin de petrleo com o la de agua
m ostraron un com portam iento en form a de
zigzag, hasta que se estabiliz en el m es de
diciem bre (m es 18).
M E J O R A M I E N T O D E L A P RO D U C C I O N
17
Figura 7.21
0,001
10 100 1.000
0,01
0,1
1
100
10
Tiempo acumulado de produccin (das)
Relacinagua/p
etrleoysuderivada Relacin agua /petrleo
Derivada
BLR
Coalescencia
VLA-36
VLA-12
C-5
6.364-6.370 pies
6.388-6.400 pies
6.424-6.430 pies
C orte geolgico entre los Pozos VLA -36 y V LA -12, indicando la com unicacin
de los yacim ientos C -5 y B LR .
G rfico de diagn stico de control de agu a para el Pozo V LA -36.
Figura 7.22
-
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7 18
Sin em bargo, el pozo produjo un total de
19.980 barriles m s de petrleo y 17.518
barriles m enos de agua con respecto a los
valores anteriores al tratam iento. En enero, la
produccin del pozo se estabiliz; la pro-
duccin de petrleo es m ayor que la de agua,
y am bas continan aum entando y dism inu-
yendo, respectivam ente. La desestabilizacin
ocurrida en el prim er perodo de produccin
se debe posiblem ente a que las arenas
todava se encontraban saturadas con agua,
m ientras que en el m es de enero el pozo
presenta un barrido uniform e, con lo cual se
increm enta la produccin de petrleo.
Conclusiones
La produccin de agua no deseada
puede controlarse. Sin em bargo, en p rim er
lugar es necesario reco nocer si se trata de
agua beneficiosa, que ayuda a drenar el
petrleo; o de agua perjudicial, que inhibe su
produccin. Tam bin es necesario establecer
el origen del agua. Los grficos de
diagnstico de la historia de produccin de
agua, resultan de sum a utilidad al revisar un
gran nm ero de pozos. Los registros de
produccin pued en luego con firm ar o
esclarecer las diferen tes hiptesis.
U na vez diagnosticado, se pueden tom ar
distintas decisiones. Los dos ejem plos
presentados m uestran la conveniencia deluso del gel de p olm ero, com o m edio de
control del agua. En uno de los ejem plos la
ganancia estim ada debida al tratam iento es
de 150.000 barriles de petrleo.
C O N T R O L D E L A P R O D U C C I O N D E A G U A
Perfiles e intervalos cao neado s para el Pozo VLA -36.
6.450
6.400
6.350
1 1.000
SN
(ohm-m)
1 1.000
ILD
(ohm-m)
Prof.
(pies)0 150
GR
(gAPI)
Perforaciones
6.500
A
Figura 7.23
0
100
200
300
400
500
600
700
0 3 6 9 12 15 18 21
Tasadeflujo(bpd)
Tiempo transcurrido (meses)
Inyeccinde gel
Petrleo
Agua
Cambio de orificio
Figura 7.24
H istoria de p roduccin del Pozo VLA -36. El efecto d e la inye ccin de gel es notable,
una vez qu e la produccin se ha estabilizado.
M E J O R A M I E N T O D E L A P RO D U C C I O N
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7
M E J O R A M I E N T O D E L A P RO D U C C I O N
19
Reacondicionamiento sin taladro
La posibilidad de aum entar la pro-duccin sin un taladro de reacondiciona-
m iento es m uy atractiva, tanto econm ica
com o logsticam ente. H oy en da, existen
herram ientas que ofrecen soluciones sin
la necesidad de recurrir a equipos
adicionales. En un orden aproxim ado
decreciente de com plejidad logstica se
pueden m encionar: las unidades hidru-
licas de snubbing, las tuberas flexibles,los cables de acero (w ireline) y las lneas
de arrastre (slickline). U na posibilidad in-
teresante est dada
por el tapn puente
o tapn PosiSet. Este
tap n puede colocar-
se en revestidores de
412 pulgadas hasta 958
pulgadas sin necesi-dad de extraer la tu-
bera de produccin
ni cerrar el pozo.
Este principio se
ilustra en la Fig. 7.25.
Luego de llegar hasta
la profundidad esta-
blecida, se dispara la
herram ienta, hacien-do que los elem entos
de sellado se aprieten
y se expandan hasta
que se sellan contra
la pared del reves-
tidor. Al m ism o tiem -
po, se anclan en la
parte superior e in-
ferior para m anteneral sellador en posi-
cin. Este tapn es
capaz de soportar
500 lpc de presin
diferencial, la cu al
es norm alm ente sufi-
ciente p ara cerrar el pozo m ientras secoloca cem ento sobre el m ism o. En un
revestidor de 7 pulgadas es norm al verter
un m nim o de 10 pies de cem ento. El
tapn m s el cem ento p ueden soportar
una presin diferencial de 4.000 lpc. Sin
em bargo, dado que una vez fijado el
tapn es slo de 21 pulgadas de largo,
ste podra utilizarse sin cem ento para
sellar intervalos m uy cortos. En estoscasos la presin diferencial que puede
soportar se ver reducida.
7 pies
Anclasuperior
"Back-up
Buttress"
"Back-upsPetal"
Elementossellantes
Anclainferior
218pulg.
Cable
Cabezalde pesca
Cartucho
25 pies
Herra-mienta deasenta-miento11116pulg.
Tapn P osiSet.
Fig. 7.25
C O N T R O L D E L A P R O D U C C I O N D E A G U A
-
8/12/2019 seleccion de pozos a intervenir.pdf
22/53
7 20
Elpozo que se m uestra en laFig.7.26,produca delyacim iento C-
6 delEoceno 505 bppd con 70% de
agua,a travs de las perforacion es
m ostradas a la derecha de la pista
correspondiente. Se corri una he-
rram ienta RST, utilizando un m stil.
D e la interpretacin de la herra-
m ienta RST, y de los perfiles
obtenidos a hueco abierto (m os-trados en la Pista 2), se puede ver
claram ente una zona d epletada
frente a las perforaciones y hasta los
12.800 pies. Para lograr una pro-
duccin de por lo m enos 400 bppd,
se decidi que era necesario abrir
los intervalos en el C-4 y el C-5, y
cerrar las p erforaciones existentes.
Estos yacim ientos son conocidospor estar a casi el m ism o nivel de
presin, por lo que podan abrirse
juntos.
El m todo m s eficaz para
reacondicionar el pozo fue cerrar la
zona d el fondo con u n tapn
PosiSet, y caonear los intervalos
superiores a travs de la tubera de
produccin. Esto poda hacerse enform a rpida, sin la necesidad de un
taladro de reacond icionam iento,
puesto qu e no se necesitaba llevar a
cabo ninguna otra operacin en ese
pozo. Por ejem plo, se consider
poco probable que existiera algn
canal en el cem ento, que necesitara
repararse a presin, puesto que la
adhesin original del cem ento era
buena. La exp eriencia tam bin
dem ostr qu e las cargas a travs de
la tubera de produccin, disparadas endesbalance, daban bu enos resultados. Por
lo tanto, con el pozo cerrado, pero con
una presin en el cabezal de la tubera de
prod uccin de 100 lpc, se baj el tapn
PosiSet en el pozo y se instal a los 12.850
pies. Luego se coloc un tap n de
cem ento, de 15 pies de longitud sobre
ste. Y despus de esperar las 18 horas
necesarias para el frague, se caonearonlos intervalos superiores que se m uestran
en la Fig. 7.26 con cargas Enerjet de 218
pulgada y una densidad de disparos de 4
tiros por pie, con u n d iferencial de presin
de 500 lpc dentro d el pozo. El pozo logr
producir 600 bppd con solam ente 1% de
agua y sedim entos. En este ejem plo de
reacondicionam iento sin taladro, utilizan-
do un tapn p uente PosiSet y los caonesbajados a travs de la tubera de pro-
duccin, se pudo aum entar la produccin
en 450 bpp d, dentro de los 15 das pos-
teriores al diagnstico del problem a. La
utilizacin de un taladro o un equipo de
reacondicionam iento hubiera llevado m s
tiem po y al m ism o tiem po resultado
m ucho m s costoso.
C O N T R O L D E L A P R O D U C C I O N D E A G U A
13.100
13.000
12.900
12.800
12.700
12.600
12.500
12.400
Modelo combinado
1000 (p.u.)
Lutita
Agua de las arcillas
Arenisca
Petrleo
AguaPetrleo desplazado
Prof.(pies)
Antes
Despus
Perf.
Cemento
TapnPosiSet
R esultado s de la
evaluacin del pe rfil
R ST corrido en el pozo en el
qu e se fij e l tapn PosiSet.
En la pista de las perforacion es
se m uestran, a la de recha las
pe rforacion es antes de la inter-
ven cin, y la izquierda d esp us
del reacondicionam iento.
Fig. 7.26
-
8/12/2019 seleccion de pozos a intervenir.pdf
23/53
D esde com ienzos de la dcada del 50, las
arenas petrolferas del M ioceno, ubicadas en
el Lago de M aracaibo han sido estim uladas
m ediante una tcnica desarrollada por Exxon,
denom inada D esplazam iento Forzado de
Arena por Petrleo (Sand O il Squeeze, SO S).
D icha tcnica daba resultados aceptablem ente
satisfactorios en el pasado, cuando los yaci-
m ientos producan con presiones cercanas a
la original; pero ahora que las presiones son
bajas, este tratam iento no logra m ejorar la
productividad de los pozos nuevos. Para ello
se necesita un canal de alta conductividad,que com unique la form acin inalterada con el
pozo.
En las pginas siguientes se describe la
form a de resolver este problem a m ediante la
introduccin de una nueva tcnica de estim u-
lacin de zonas de alta perm eabilidad, el
Servicio de Fracturacin de Alta Perm e-
abilidad H yPerSTIM *, lo que ha llevado a un
im portante increm ento en el nivel de produc-cin, y a la renovacin de las expectativas
con respecto al yacim iento. En p rim er lugar,
se describe la tcnica utilizada anteriorm ente,
y a continuacin, la tcnica H yPerSTIM , su
introduccin en la industria y algunos casos
de aplicacin.
Tecnologa previa
La tcnica SO S fue desarrollada porExxon, com o un sistem a de estim ulacin rpi-
do y de bajo costo para las form aciones
daadas de alta perm eabilidad (200 a 1.000
m d). Se supera el dao m ediante la creacin
de canales de alta conductividad, que parten
de cada perforacin y atraviesan la zona
daada alrededor del pozo, para llegar a la
form acin no daada. Por lo general, con
posterioridad a estos tratam ientos, se realizaun em paque de grava convencional con una
tubera corta ranurada, que resulta esencial
para contener la produccin de arena pro-
veniente de estas areniscas m uy poco conso-
lidadas.
El increm ento de la produccin despus
de un tratam iento con SO S no es m uy
im portante y, en m uchos casos, se reduce a
cero en el curso de unos m eses. La tcnica
SO S se realiza norm alm ente en varios inter-
valos caoneados, cada uno de los cuales
vara entre 20 y 100 pies de largo, pero puede
cubrir varios centenares de pies entre la base
y el tope de las perforaciones. En el trata-
m iento convencional se bom bean grandes
volm enes de crudo (100 a 300 bp d), en algu-
nos casos con bolas selladoras para asegurar
la apertura de todas las perforaciones y, acontinuacin, se introduce una m ezcla de
arena y petrleo, con una concentracin de
hasta 5 libras de agente de sostn agregado
por galn de fluido, hasta alcanzar un total de
15.000 a 30.000 libras de agente de sostn. El
prim er punto dbil de dichos tratam ientos es
que los grandes volm enes de p relavado de
petrleo, favorecen una alta penetracin de la
m ezcla dentro de la form acin, pero las bajasconcentraciones de arena no perm iten el
desarrollo de un ancho de fractura im por-
tante. En estos tratam ientos, es com n que las
form aciones blandas y poco consolidadas
absorban alrededor de 2 libras/pie de agente
de sostn y que las fracturas desaparezcan en
un corto perodo de tiem po. A ello se debe la
dism inucin rpida de la produccin, despus
de unos m eses del tratam iento. El segundopunto dbil es la seleccin del agente de
sostn. En el pasado se utilizaba arena local
de granulom etra 16/25, cuya esfericidad es
m uy baja, de acuerdo con los estndares del
API. La falta de esfericidad facilita la tritu-
racin y provoca m s deterioro an, dando
com o resultado un em paque de agente de
sostn de baja perm eabilidad. Este hecho,
sum ado al escaso ancho de fractura alcan-zada por la tcnica SO S (0,1 a 0,2 pulgadas),
provoca un nivel de conductividad m uy bajo
en el canal relleno de agente de sostn y,
com o consecuencia, una baja productividad
del pozo. U ltim am ente, esta prctica ha per-
dido vigencia, dado que se sacrificaba la pro-
ductividad por un pequeo costo adicional.
E S T I M U L A C I O N D E Y A C I M I E N T O S D E A L TA P E R M E A B I L I D A D
217
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7 22
U na vez determ inadas las debilidades
de la tcnica SO S, se realizaron las m odifica-
ciones correspondientes. U tilizando el m ism o
crudo com o fluido base y el m ism o volum en
de agente de sostn, se puede intentar acor-tar la fractura (la m atriz daada tiene slo
unos pocos pies de radio), aum entar su
ancho y m axim izar su conductividad. D e este
m odo se dise el sistem a H yPerSTIM .
Fracturacin con limitacin
del largo de la fractura
El sistem a H yPerSTIM adopta la m etodo-
loga desarrollada para la fracturacin conlim itacin del largo de la fractura (tip screen-
out, TSO ) m ediante la cual, una vez que la
fractura ha alcanzado la longitud deseada, se
crea una barrera artificial prxim a al extrem o
de la fractura y a lo largo de todo el perm etro
de la m ism a (Fig. 7.27). En otras palabras, se
provoca el desborde de arena. Cuando esto
ocurre, la fractura deja de crecer, lo cual lleva
a un increm ento de la presin dentro de la
m ism a, que se traduce autom ticam ente en un
m ayor ancho efectivo. Esto perm ite a su vezobtener concentraciones de agente de sostn
m ucho m s altas dentro de la fractura, y por
lo tanto contrabalancea el efecto de la im preg-
nacin del agente de sostn sobre las caras de
la fractura en las form aciones blandas y poco
consolidadas. El resultado final es un m ayor
ancho relleno de agente de sostn despus
del cierre, y una m ejor conductividad de la
fractura.La fracturacin TSO se puede dividir en
tres etapas:
1.Colchnfluido lim pio bom beado para
crear la geom etra de la fractura deseada.
2.Etapa de baja concentracinbaja con-
centracin del agente de sostn, nece-
saria para originar el TSO y detener su
crecim iento.
3.Etapa principalgradacin del agentede sostn hasta el punto d e em paque de
la fractura.
Para que ocurra elTSO ,cuando se alcan-
za la longitud deseada,es necesario tener un
valor bien definido para la prdida delfluido
en la form acin.Elnico m odo posible de lo-
grarun valor adecuado para elcoeficiente de
prdida de fluido, es realizar un Servicio de
D eterm inacin de D atos de la FracturaD ataFRAC*.ElD ataFRAC es un tratam iento de
calibracin, realizado antes del tratam iento
principal para determ inarlos diversos factores
que se utilizan para poner a punto eldiseo
final,y asegurarque se cum plan los objetivos
deltratam iento.
En el D ataFRA C se em plea el m ism o
fluido base (petrleo) que para el trata-
m iento principal, y se bom bea con la tasadiseada para el m ism o. Consiste en una
etapa inicial, y un p erodo de bom beo p rin-
cipal (Fig. 7.28), el cual se prolongar tanto
com o sea necesario para asegurar que la
longitud de la fractura sea suficiente p ara
obtener un rea de fractura representativa a
los efectos de la prdida del fluido.
Figura 7.27
Largo efectivo de la fractura
Ancho de lafractura
Lechada de arena y petrleo
Esquem a de una
fractura TS O .
Pruebas de calibracin previos a un tratam iento e n e l Pozo LL1671.
Presin(lpc)
6.000
5.000
4.000
3.000
2.000
1.000
00 7 14 21 28 35 42 49 56
Tasadeinyeccin
(bpm)
6
4
2
0
12
10
8
Tiempo transcurrido (min)
Presin
Tasa de inyeccin
Figura 7.28
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7 24
Introduccin del tratamiento
HyPerSTIM en el Lago de Maracaibo
En los prim eros tres pozos, se realiz un
tratam iento H yPerSTIM parcial, sin recurrir alD ataFR AC o las bolas selladoras, pero con
una concentracin m xim a de 8 libras agente
de sostn agregado por galn de fluido. Se
observaron algunos indicios de lim itacin del
frente de fractura. M ientras que los ndices de
produccin m xim a esperada oscilaban entre
120 y 150 bppd, despus de algunos das un
pozo se estabiliz en 700 bppd, m ientras que
los otros dos lo hicieron a 164 y 300 bp pd.Los resultados fueron buenos, y bastante
m ejores que los obtenidos con la tcnica SO S,
de m anera que se com enzaron a realizar
tratam ientos H yPerSTIM en otros pozos del
M ioceno.
Lo ideal sera que el tratam iento finalice
con un desborde total del agente de sostn
en el pozo, lo cual significa que la fractura ha
sido em paquetada com pletam ente, desde suextrem o hasta las perforaciones, asegurando
un ancho m xim o y, en consecuencia, un alto
grado de conductividad. Los prim eros trata-
m ientos no haban alcanzado un desborde
total, y era necesario realizar algunos m s
para aum entar el conocim iento local de las
propiedades del yacim iento, y la puesta a
punto de cada op eracin con la ayuda del
D ataFRAC .
En tres de los pozos se bom be arena
local de granulom etra 16/25 para tratar de
com parar directam ente el rendim iento de este
agente de sostn con respecto al tratam ientoH yPerSTIM con arena im portada. Estos tres
pozos dieron resultados m uy poco satisfac-
torios; sin em bargo, com o en ninguno de ellos
se observ la existencia con certeza de una
lim itacin del frente de fractura, la com -
paracin no result totalm ente vlida. D ado el
xito obtenido en otros pozos en los que se
utiliz arena im portada, se decidi utilizar este
agente de sostn en los trabajos subsiguientes.En el dcim o tratam iento H yPerSTIM reali-
zado, se alcanz el prim er desborde total, y el
pozo produjo 1.430 bpd (993 bppd). Este
excelente nivel de produccin term in por
confirm ar la teora anteriorm ente expuesta.
Resumen de los resultados
El rendim iento general de los 32 trata-
m ientos H yPerSTIM realizados entre agosto de1996 y febrero de 1997 ha sido m uy bueno.
Algunos pozos superaron las expectativas de
produccin, pero con un alto porcentaje de
agua. Estos respondieron en form a satisfactoria
a la tcnica TSO , pero su contribucin a la
produccin neta de petrleo fue pobre.
Se puede hacer una com paracin directa
slo si se consideran los pozos de un m ism o
yacim iento con com pletaciones sim ilares. Enla Fig. 7.31 y la Tabla 7.1 se resum en los
resultados de los tratam ientos SO S e
H yPerSTIM , efectuados en los yacim ientos
LG IN F04 y LG IN F05, entre 1995 y 1997. Se
observa que, en prom edio, los tratam ientos
SO S slo lograron un 80% de la produccin
esperada, m ientras que en los tratam ientos
H yPerSTIM llegaron al 229% . En la Fig. 7.30 se
observa la produccin esperada, total y netade p etrleo de los nueve pozos en los que se
realizaron tratam ientos H yPerSTIM .
Tipo de Yac im iento N de Inc rem ento Inc rem ento Inc rem entotr at am ie nt o po zo s es pe ra do re al Re al Es pe ra do
(bppd) (bppd) (%)
SOS LGINF04 9 145 99 68(95250) (0201)
SOS LGINF05 25 121 114 94(60240) (0473)
SOS LGINF04/05 34 133 107 80(60250) (0473)
HyPerSTIM LGINF04 1 170 390 229LGIN F05 8 (110250) (195993)
Produccin(bpp
d)
400
300
200
100
0
SOS'95 HPS'96
Anticipada (bppd)
Medida (bppd)
133107
170
300
Figura 7.31
Tabla 7.1
C om paracin de los resultados de tratam ientos SO S e H yPerSTIM en los yacim ien-
tos L G IN F04 y LG IN F05 entre 1 995 y 19 97. Los n m eros entre p arntesis indican
el rang o de increm entos de la produccin logrado s.
C om paracin d e los
resu ltado s de produccin
prom edio entre los
tratam ientos SO S e
H yPerSTIM .
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7
Tam bin se pueden analizar los resulta-
dos en trm inos delcosto deltratam iento por
barril de petrleo producido por da. En la
Fig. 7.32 se observa este anlisis de costos,calculado m ediante las tasas de produccin
prom edio y los costos deltratam iento asocia-
dos con todos los tratam ientos SO S realizados
en 1995,y todos los tratam ientos H yPerSTIM
a base de petrleo, realizados en 1996 y
1997. El costo del H yPerSTIM con crudo
com o fluido de transporte es, en p rom edio,
no m ayor que el de un SO S, dado que los
volm enes totales de crudo y agen te desostn son bsicam ente eq uivalentes, y que
todo lo q ue se necesita es algo m s de
potencia para alcanzar las tasas de
produccin esperadas. Por otra parte, com o
ya se ha visto, los increm entos de
produccin son m ucho m ayores.
Las causas de las m ejoras obtenidas se
pueden apreciar en los resultados del D ata-
FRAC m ostrados en la Tabla 7.2, y en los
program as de bom beo listados en la Tabla7.3. Los tratam ientos SO S utilizan, en pro-
m edio, 200 a 300 bp d de colchn, 600 libras
po r pie cao neado de arena local de
granulom etra 16/25 y concentraciones que
oscilan entre 1 y 4,5 libras de agente de
sostn agregado por galn y una cantidad de
bolas selladoras liberadas en la m ezcla de
arena y petrleo, que equivalen al 120% del
nm ero de perforaciones. En la Tabla 7.3 seobservan los program as de bom beo para
ocho de los tratam ientos H yPerSTIM en los
yacim ientos LG IN F04 y LG IN F05. Com o se
m encion anteriorm ente, los tres prim eros
tratam ientos fueron diseados sim plem ente
con una concentracin de agente de sostn
m s agresiva y sin bolas selladoras. A partir
del Pozo TJ254 se com enzaron a realizar
D ataFRACs. En la m ayora de los casos, elcoeficiente de prdida de fluido es m enor de
lo esperado, de m odo que los volm enes de
colchn bom beados tradicionalm ente, en un
tratam iento SO S, son dem asiado grandes. Para
inducir un TSO con una longitud de la frac-
tura de alrededor de 40 a 80 pies, es necesario
bom bear volm enes m enores. Esto es lo que
se hizo en el Pozo LL3094 y en los pozos
siguientes.Com o consecuencia de los buenos
resultados obtenidos, otros distritos op era-
tivos se m ostraron interesados en estim ular
sus pozos que producen d el M ioceno con la
tcnica H yPerSTIM , y se realizaron
tratam ientos en otras form aciones, tales
com o B A C H 02, LG IN F07, LAG N A05,
B6X y B2X. Sin em bargo, en varios de
estos casos el uso de crudo com o fluido detransporte es una lim itacin, debido a las
altas presiones de friccin que genera a tasas
de flujo altas, y tam bin por la m ayo r
presin de cierre que presentan las form a-
cion es m s profun das del M iocen o.
25
Nom bre G radiente Presin Prdida Ef ic ienc iadel pozo de f rac tura de c ierre de f luido del f luido
lpc /pie lpc pie/(m in)0.5
TJ 254 0,54 1370 0,0160 0,03
LL3094 0,63 2500 0,0045 0,37
LL686 0,67 2596 0,0190 0,05
LL3422 0,64 2580 0,0210 0,06
LL1671 0,65 2801 0,0035 0,27
Nom bre C o lc h n C o nc entrac i n Tipo de C antidaddel pozo barriles libras po r gal n agente de de libras
agregado so stn
LL2588 200 2-7 16/30 Brady 45.000
TJ -855 170 2-7 16/30 Brady 35.000
LL-484 200 2-8 16/30 Brady 40.000
TJ -254 300 2-8 16/30 Brady 60.000
LL3094 35 2-8 16/30 J ordan 45.000
LL-686 40 2-8 16/30 Brady 32.000
TJ 1110 55 2-5 16/30 J ordan 53.700
LL3422 80 2-5,5 16/30 J ordan 30.600
Tabla 7.2
Tabla 7.3
Program as de bo m beo de los pozos tratados con H yPerSTIM .
R esultados del D ataFR A C
$bn
205 $ bn
SOS HyPerSTIM
81 $ bn
250
200
150
100
50
0
Figura 7.32
C osto del tratam iento por
barril extra de petrleo
producido. Com paracin
entre los tratam ientos S O S e
H yPerSTIM .
E S T I M U L A C I O N D E Y A C I M I E N T O S D E A L T A P E R M E A B I L I D A D
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7 26
En dichos casos, resulta m s apropiado el
uso de un fluido de fracturam iento de inte-
raccin (cross linked fracture fluid) con una
carga baja de polm ero para reducir el dao.D ada la capacidad de estos fluido s de
transportar m ayores concentracion es de
agente de sostn, se logra un m ejor
em paque de la fractura.
Conclusiones y recomendaciones
1.Se ha com probado que el tratam iento
H yPerSTIM constituye una excelente
m ejora con respecto a la tcnica dedesplazam iento SO S
2.El crudo se puede u tilizar com o fluido
de transpo rte de bajo co sto, para
fracturar yacim ientos agotados, siem pre
que se adopte una tcnica adecuada
para lograr una fractura con buen
em paque
3.El increm ento en el costo del H yPer-
STIM , con respecto al SO S es pequ eo,de m anera que en trm inos de costos
por barril de petrleo extra producido,
el tratam iento H yPerSTIM es m ucho
m s efectivo
4.La viscosidad del crud o es un factor que
lim ita la concentracin m xim a del
agente de sostn, que se puede m ezclar
durante los tratam ientos (la concentra-cin m xim a tpica es de 7 a 8 libras de
agente de sostn agregad o por galn),
que tam bin es funcin del ndice de
bom beo y la tem peratura de fondo del
pozo. Ello p uede significar una lim ita-
cin en la creacin y el em paque de
fracturas de gran tam ao (altura superior
a los 80 pies)
5.La cada de presin causada por la altafriccin del crudo lim ita su uso com o
fluido de fracturacin en los pozos
som eros (m enores a 5.000 p ies), puesto
qu e a m ayores profun didad es, las
presiones de la sup erficie exceden los
lm ites de seguridad del cabezal del
pozo y el revestidor
6.Es conveniente realizar un seguim iento
a largo plazo d e algunos de los pozostratados para evaluar la necesidad de
aum entar la concentracin de agente de
sostn en la fractura, y as lograr la esta-
bilidad de la produccin a largo plazo.
Los datos del perfil D SI han sido utili-
zados con gran xito para caracterizar las
prop iedades m ecnicas de las form aciones de
los cam pos del N orte de M onagas. La infor-
m acin de estos perfiles ha sido utilizada en
estudios de m odelos de fracturacin hidru-
lica pseudo tridim ensionales (P3D ), para
determ inar la razn por la que ciertos trata-m ientos de fracturacin, utilizando arena
com o agente de sostn, resultaban m s exito-
sos que otros. En estos cam pos, las fracturas
con arena com o agente de sostn contribuyen
al increm ento de la produccin, a la reduc-
cin de la floculacin de asfaltenos, y a la
elim inacin de produccin de arena de las
form aciones poco consolidadas. Los resulta-
dos de esta investigacin indican que los
valores de presin estim ados por las sim ula-
ciones pseudo tridim ensionales, tenan m ayor
correspondencia con los valores observadosdurante el bom beo en s, que los indicados
por los m odelos en 2D .
O P T I M I ZA C I O N D E L A S F R A C T U R A S H I D R A U L I C A S
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Modelos de diseo de
estimulacin por fracturacin
Los m odelos en 2D han sido utilizados
para contribuir en el diseo de tratam ientosde estim ulacin p or fracturacin desde hace
m uchos aos. Los m odelos en 2D m s utili-
zados son aqullos de Khristianovic y Z eltov,
con posteriores contribuciones de G eertsm a y
de K lerk (1969; m odelo K G D ) y Perkins y
K ern (1961); y, m s tarde, el de N ordgren
(1972; m odelo PKN ). Estos m odelos resultan
satisfactorios para varias aplicaciones, pero
no siem pre pronostican en form a adecuada larespuesta de presin de superficie observada
durante el tratam iento de fracturacin. Cuan-
do esto ocurre, es com n deducir que la geo-
m etra de la fractura no se ajusta a la p lani-
ficada. Esta sera entonces la razn por la que
algunos tratam ientos de estim ulacin no
dieron los resultados esperados.
Los m odelos en 2D difieren considera-
blem ente en la form a de clculo del creci-m iento y volum en de la fractura. En el m odelo
KG D , la geom etra de la fractura tiene una
altura uniform e y constante, y una seccin
transversal rectangular. Este m odelo es
utilizado cuando la relacin entre la longitud
y la altura de la fractura es generalm ente
m enor que 1,5. El m odelo K G D es com n que
describa longitudes de fracturas m s cortas, y
m ayores anchos sobre la pared del hueco queel m odelo PK N . Estos m odelos y otros
sim ilares en 2D , no requieren una definicin
rigurosa de las propiedades m ecnicas de la
form acin.
El uso de los m odelos tridim ensionales
(3D ) o p seudo tridim ensionales (P3D ) ya es
com n en la industria. A estos m odelos se los
considera generalm ente m s precisos, dado
que sim ulan en form a m s rigurosa el creci-m iento de las fracturas. Estos m odelos
requieren, com o datos de entrada, valores
precisos de las propiedades m ecnicas de la
roca (relacin Poisson,n, y el M dulo de Elas-
ticidad de Young, E). La diferencia de la
relacin de Poisson entre las diferentes zonas
influye en el crecim iento de la altura de la
fractura. El valor de E influye en el desarrollo
del ancho de la fractura.
H asta hace poco, la industria expe-
rim ent algunas dificultades en la utilizacinde la inform acin de las propiedades
m ecnicas derivada de los datos del perfil
D SI, en los program as de sim ulacin de
fracturas. D ebido a esto, la industria ha
confiado en los datos de las propiedades
m ecnicas obtenidos del anlisis de datos de
ncleos, extrados del hoyo en cuestin o de
hoyos vecinos (Roegiers y N eda, 1993). La
obtencin de las prop iedades m ecnicas atravs de datos de ncleos es costosa y se
debe disponer de m ucho tiem po. La obten-
cin de los datos del perfil D SI, por otro lado,
es relativam ente m enos costosa, pero deben
aplicarse en los m ism os huecos y no pueden
generalizarse a pozos vecinos. En general, los
datos del perfil D SI se procesan para obtener
las propiedades m ecnicas de las rocas en
condiciones dinm icas. Los valores dinm icosde E y n pueden convertirse a condiciones
estticas utilizando la transform ada sugerida
por M orales (1993).
El m odelo P3D utilizado en este estudio
perm ite estim ar el crecim iento de la altura de
la fractura a travs de m ltiples capas o zonas.
En el m odelo P3D , la altura de la fractura
depende de su posicin dentro de la form a-
cin y del tiem po. G eneralm ente, a este m o-delo se lo considera de aplicacin cuando la
longitud de la fractura es m ayor que la altura.
U na variante del m odelo P3D es el
m odelo P3D de A coplam iento Lateral (Lateral
Coupling P3D _LAT). Es sim ilar al P3D , pero se
lo utiliza generalm ente cuando la longitud es
m enor que la altura. Esta variante responde al
hecho de que la presin en cualquier punto
de la seccin transversal depende de la pre-sin en la totalidad de la fractura, y no sola-
m ente en esa seccin. Esta correccin es pe-
quea para fracturas largas, pero es significa-
tiva para fracturas cortas. Esta variante del m o-
delo P3D _LAT se considera generalm ente m s
precisa que los m odelos sin acoplam iento.
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O P T I M I ZA C I O N D E L A S F R A C T U R A S H I D R A U L I C A S
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7 28
Estimulacin por fracturacin
en el Norte de Monagas
En el N orte de M onagas se llevaron a
cabo 51 tratam ientos de estim ulacin porfracturacin en 1996. Veinticinco de esos tra-
bajos de fractura se efectuaron en el cam po
Santa B rbara. N ueve de dichos tratam ientos
de fractura no lograron el aum ento deseado
de la produccin, o no elim inaron la prod uc-
cin de arena de form acin, aunque, desde
el punto de vista de la operacin, fueron
considerados exitosos ya que no p resentaron
problem a alguno. Se revisaron 22 com ple-taciones (algunas de las cuales respondieron
favorablem ente a la estim ulacin por fractu-
racin y otras no) con la intencin de esta-
blecer algn m od elo que p udiera revelar el
xito o el fracaso de las estim ulaciones (Fig.
7.33). Los tratam ientos de fracturacin se
haban diseado utilizando m odelos en 2D .
Los cam pos del N orte de M onagas cu-
bren un rea de m s de 400 km 2. La estruc-
tura es un anticlinal asim trico, siendo las
form aciones N aricual y C retcica las de m a-yor inters. Tiene un espesor de m s de
1.500 pies en algunos lugares; y profundida-
des que varan entre 12.000 y 20.000 pies;
(vase por ejem plo, Captulo 138 y C aptulo
235). El cam po Santa B rbara (una porcin
del N orte de M onagas) se ha subdividido en
seis zonas, cada una de las cuales tiene dis-
tintas caractersticas de fluidos y de produc-
cin. En la Fig. 7.33 se m uestra la posicinbajo el nivel del m ar de 22 com pletaciones
revisadas en esta zona. Po r encim a de los
15.800 pies bajo el nivel del m ar (pbnm ), se
con sidera que la prod uccin es de gas rico y
de condensado de gas. Por debajo de dicha
profundidad, se considera que la produccin
es de petrleo voltil y petrleo negro.
Pozo 4 8 13A 15 16 22E 26 27 28 30 31 32 33 37E 49 50
1) =0.19 Ipc pie gas alto
2) =0.22 Ipc pie gas medio
3) =0.24 Ipc pie gas bajo
4) =0.25 Ipc pie petrleo alto
5) =0.30 Ipc pie petrleo medio
6) =0.34 Ipc pie petrleo bajo
Prof.(pbnm)
14.000
14.500
17.000
KP
NAR-3
K-C
NAR-3
KP
NAR-3
K-B, C
KP
CGP
K-D
KP
NAR-5
K-D
K-D
K-D
K-E
K-B
K-C
NAR-3
K-E
NAR-3K-B
KP
=Sin mejoras
=Prdidas de produccin
=Retorno del agente de sostn
=Propnet
GOC
16.400
16.200
16.000
15.600
15.200
14.800
Figura 7.33
R esum en de 22 tratam ientos de estim ulacin estudiados.
M E J O R A M I E N T O D E L A P RO D U C C I O N
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La revisin de las 22 com pletaciones per-
m iti efectuar las siguientes observaciones:
D iecisiete com pletaciones fueron identi-ficadas com o com pletaciones de con-
densado de gas
D oce com pletaciones han registrado un
aum ento de produccin constante de
15.400 bppd y 112 M M pcd, diez de las
cuales se encuentran por encim a de los
15.800 pbnm
Seis de las com pletaciones eran nuevas y
no produjeron a las tasas anticipadas.Cuatro de estas com pletaciones se en-
cuentran por encim a de los 15.800 pbnm .
Tres com pletaciones registraron una dis-
m inucin total constante de 1.800 bp pd
y 500 M M pcd; tres de las cuales se
encuentran por encim a de los 15.800
pbnm
Los nueve resultados de produccin
inferiores a las expectativas tuvieronlugar en las form aciones indicadas en la
colum na de la derecha (arriba).
Estas observaciones no m arcan un patrn
que pueda sugerir que una zona o form acin
sea m s exitosa que otra. Por lo tanto, se deci-
di revisar alguna de las com pletaciones con
m s detalle, utilizando los m odelos de diseo
de fracturas en 3D y datos del perfil D SI.
Propiedades mecnicas
del anlisis del perfil DSI
Para realizar una revisin m s exhaustiva,
se eligieron siete com pletaciones que conta-
ban con datos del perfil D SI a lo largo del
intervalo de produccin. Se procesaron los
perfiles D SI para obtener los valores
dinm icos de n y E. Se revisaron los perfiles,
se seleccionaron las zonas y se estim aron los
valores de f, n y E, para cada una de ellas.
Estos valores dinm icos fueron convertidos a
valores estticos, utilizando la transform acin
sugerida por M orales. Los valores estticos
fueron luego utilizadosjunto con otros per-
files y datos de com pletacinpara calcular el
esfuerzo m nim o en sitio de la form acin. Los
contrastes del esfuerzo m nim o en sitio son un
aporte im portante en el diseo de una frac-
tura, para que la m ism a perm anezca conte-
nida dentro de la zona de inters y se obtenga
la altura, ancho y longitud deseados, de m odo
de optim izar la produccin del pozo. La
sim ulacin de las fracturas se realiz con el
program a FracCAD E, utilizando los m odelos
P3D y P3D _LAT.
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P o zo s F o rm a c io n e s C o m e n ta ri o s
3 K-C, D, E Profundidad promedio menor a15.330 pbnm
3 KP Profundidad promedio menor a
15.450 pbnm
2 NAR-3 Profundidad promedio inferior a15.270 pbnm
1 NAR-3 Profundidad promedio superior alos 16.800 pbnm.
15.000
12.000
9.000
6.000
3.000
00 10 20 30 40 50 60
Tiempo (min)
Presin terica (Simulacin P3D)
Presin de tratamiento (Datos medidos)
Presin(lpc)
Figura 7.34
Presiones de supe rficie
obtenidas de una sim ulacin,
utilizando el m odelo P 3D
y datos reales e n el Pozo
SBC 27 SC.
3,0 3,52,5 3,02,0 2,51,5 2,01,0 1,50,5 1,00,0 0,5-0,5 0,0
14.00012.000 -0,1 0,0 0,1 0 100 200 300 400 500
Longitud de la fractura (pies)Ancho de lafractura (pulg.)
DDC
Esfuerzo(lpc)
14.900
15.200
15.150
15.100
15.050
15.000
14.950
Conc. delagente sostn
(Ib pie3)
Profu
ndidad(pies)
Figura 7.35
Perfil de fractura y co ncentracin de agente de sostn para el Po zo S B C 27 SC ,
seg n lo pronosticado por el m odelo P3D y el perfil de esfuerzo indicado a la izquier-
da. Los intervalos ca oneados se m uestran e n azul.
O P T I M I ZA C I O N D E L A S F R A C T U R A S H I D R A U L I C A S
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Tres de las com pletaciones revisadas se
explicarn en detalle:
Pozo SBC 27 SC NAR-3
La presin de superficie m edida durante
las operaciones de bom beo concuerda con la
presin d