FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA E CARRERA DE INGENIERÍA DE...

UNIVERSIDAD UTE

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA E

INDUSTRIAS

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

OPTIMIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN APLICANDO LA

TECNOLOGÍA DE FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO EN EL

CAMPO DRAGO NORTE EN LOS POZOS 23 y 33

TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO

DE INGENIERO DE PETRÓLEOS

MARCO ANDRÉS POZO PAREDES

DIRECTOR: ING. FAUSTO RAMOS A.

Quito, Octubre del 2018

© Universidad UTE. 2018

Reservados todos los derechos de reproducción

FORMULARIO DE REGISTRO BIBLIOGRÁFICO

PROYECTO DE TITULACIÓN

DATOS DE CONTACTO

CÉDULA DE IDENTIDAD: 172418814-7

APELLIDO Y NOMBRES: Pozo Paredes Marco Andrés

DIRECCIÓN: Av. de los Granados y las Hiedras

Condominios el Inca

EMAIL: andré[email protected]

TELÉFONO FIJO: (022) 453-2011

TELÉFONO MÓVIL: 098 728 5854

DATOS DE LA OBRA

TITULO: Optimización de la producción

aplicando la tecnología de

fracturamiento hidráulico en el

campo Drago Norte en los pozos

23, 33.

AUTOR: Pozo Paredes Marco Andrés

FECHA DE ENTREGA DEL

PROYECTO DE TITULACIÓN: 30 de Octubre del 2018

DIRECTOR DEL PROYECTO DE

TITULACIÓN: Ing. Fausto Ramos

PROGRAMA PREGRADO POSGRADO

TITULO POR EL QUE OPTA: Ingeniero de Petróleos

RESUMEN: El objetivo de este estudio fue analizar la aplicación de la tecnología de fracturamiento hidráulico en el campo Drago, Pozos 23,33 con el fin de mejorar la permeabilidad en la zona de pago e incrementar el aporte de fluidos. Estos pozos fueron seleccionados por presentar un incremento de producción por la aplicación de la tecnología de fracturamiento hidráulico. Para este estudio se analizó las condiciones petrofísicas de los pozos con la petrofísica típica de pozos candidatos a fracturamiento hidráulico, se calculó los índices de productividad, curvas de declinación, pruebas de presión,

X

historiales de reacondicionamiento antes de realizar el fracturamiento; se calculó la presión de fractura, la cantidad de fluido a inyectar, el detalle del proceso y equipos necesarios para realizar la fractura, posteriormente se analizó los cambios producidos en el índice de productividad, el factor de daño y el nuevo caudal comparando el antes con el después del fracturamiento hidráulico. Se obtuvo que el factor de daño en los dos pozos disminuyó a -2, el índice de productividad para el pozo Drago Norte 23 incrementó de 0.938 bbl/día/psi a 3.99 bbl/día/psi y para el pozo Drago Norte 33 incrementó de 0.117 bbl/día/psi a 2.26 bbl/día/psi; las reservas remanentes incrementaron de 297 854 bbl a 1 265 84 bbl para el pozo Drago Norte 23 y de 397 730 bbl a 1 383 55 bbl para el pozo Drago Norte 33; se obtuvo un incrementó del caudal de petróleo de 346.27 bbl/día a 1 687.44 bbl/día para el pozo Drago Norte 23 y de 46.29 bbl/día a 692.78 bbl/día para el pozo Drago Norte 33. En ambos pozos se eliminó el daño y mejoró la permeabilidad de las arenas productoras por lo tanto aumentó la producción de petróleo en un 60% lo cual demuestra que el trabajo de fracturamiento fue exitoso.

PALABRAS CLAVES: Fracturamiento hidráulico.

Estimulación pozos petroleros.

ABSTRACT: The objective of this study was to analyze the application of hydraulic fracturing technology in the Drago field, wells 23, 33 in order to improve the permeability in the payment area and increase the supply of fluids. These wells were selected for an increase in production by the application of hydraulic fracturing technology. For this study, the petrophysical conditions of wells were analyzed with the typical petrophysics of hydraulic fracturing wells, the productivity index, declination curves,

Se autoriza la publicación de este Proyecto de Titulación en el Repositorio

Digital de la Institución.

__________________________________________

POZO PAREDES MARCO ANDRÉS

C.I. 172418814 – 7

pressure tests, reconditioning histories were calculated before making the fracture; The fracture pressure, the amount of fluid to be injected, the detail of the process and equipment needed to perform the fracture were calculated, then the changes produced in the productivity index, the skin factor and the new flow were analyzed, compared to the before with the after fracking. It was obtained that the skin factor in the two wells decreased to -2, the productivity index for the North Drago well 23 increase from 0.938 bbl/day/psi to 3.99 bbl/day/psi and for the Drago Norte well 33 increase from 0.117 bbl/day/psi to 2.26 bbl/day/psi; The remaining reserves increased from 297 854 bbl to 1 265 84 bbl for the North Drago 23 and from 397 730 bbl to 1 383 55 bbl for the Drago North 33 well; An increase in the oil flow of 346.27 bbl/day was obtained at 1 687.44 bbl/day for the North Drago pit 23 and 46.29 bbl/day at 692.78 bbl/day for the Drago North 33 Well. In both wells, the damage was eliminated and the permeability of the producing Sands improved, thus increasing the oil production by 60%, which proves that the fracture work was successful.

KEYWORDS Hydraulic fracturing

Oil well stimulation

DECLARACIÓN Y AUTORIZACIÓN

Yo, POZO PAREDES MARCO ANDRÉS, CI 1724188146 autor/a del

proyecto titulado: Optimización de la producción aplicando la tecnología

de fracturamiento hidráulico en el campo Drago Norte en los pozos 23,

33 previo a la obtención del título de INGENIERO DE PETRÓLEOS en la

Universidad UTE.

1. Declaro tener pleno conocimiento de la obligación que tienen las

Instituciones de Educación Superior, de conformidad con el Artículo

144 de la Ley Orgánica de Educación Superior, de entregar a la

SENESCYT en formato digital una copia del referido trabajo de

graduación para que sea integrado al Sistema Nacional de

información de la Educación Superior del Ecuador para su difusión

pública respetando los derechos de autor.

2. Autorizo a la BIBLIOTECA de la Universidad UTE a tener una copia

del referido trabajo de graduación con el propósito de generar un

Repositorio que democratice la información, respetando las políticas

de propiedad intelectual vigentes.

Quito 30 de Octubre del 2018

__________________________________________

POZO PAREDES MARCO ANDRÉS

C.I. 1724188147

DECLARACIÓN

Yo POZO PAREDES MARCO ANDRÉS, declaro que el trabajo aquí descrito

es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado

o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas

que se incluyen en este documento.

La Universidad UTE puede hacer uso de los derechos correspondientes a

este trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su

Reglamento y por la normativa institucional vigente.

_________________________

Pozo Paredes Marco Andrés

C.I. 172418814 – 7

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo que lleva por título “Optimización de la

producción aplicando la tecnología de fracturamiento hidráulico en

el campo Drago Norte en los pozos 23, 33”, que, para aspirar al título

de Ingeniero de Petróleos fue desarrollado por Pozo Paredes Marco Andrés, bajo mi dirección y supervisión, en la Facultad de Ciencias de la

Ingeniería e Industrias; y cumple con las condiciones requeridas por el

reglamento de Trabajos de Titulación artículos 19, 27 y 28.

DEDICATORIA Y AGRADECIMIENTO

A Dios, el creador de todo por mostrarme la senda del éxito, por darme las

fuerzas para seguir adelante a pesar tantas adversidades, y permitirme

cumplir una meta más propuesta en mi vida y en mi formación profesional.

A mis padres por darme la vida, por ser los pilares más importantes en mi

vida, por tanto, cariño y amor que me brindaron a lo largo de mi crecimiento,

por darme su apoyo incondicional en los buenos y malos momentos de mi

vida, por su esfuerzo constante para que yo sea un profesional de elite en la

vida lleno de valores y ética.

A mi hermana Alexandra, por motivarme todos los días a seguir adelante

con sus palabras de aliento que me inculco durante toda mi vida que pase

junto a ella, además de siempre apoyarme en lo que necesite, en lo que me

haga falta, siempre estuviste ahí para mí, gracias hermana.

A mis familiares, por sus constantes y sabios consejos que llevaron a ser

una mejor persona en mi vida, por compartir tantos momentos de alegría y

tristeza conmigo, por ser una un gran apoyo a pesar de la distancia que nos

separa.

A mi tutor de tesis Ing. Fausto Ramos, por sus constantes enseñanzas en

sus cátedras durante toda la carrera, por su paciencia y colaboración que me

ha permitido llegar a ser un profesional bien formado, por sus conocimientos

brindados para la culminación de mi trabajo de titulación.

A la Agencia de Regulación y Control de Hidrocarburos, por abrirme las

puertas de su empresa y otorgarme la información y las herramientas

necesarias para el desarrollo de mí trabajo de titulación, especialmente al

Ing. Daniel Orellana por su constante monitoreo durante la elaboración de

este proyecto.

A mis amigos, a todos aquellos que compartieron momentos conmigo

durante esta etapa y fueron fundamentales para mí gracias a su apoyo

brindado en los problemas y contratiempos que tuve que enfrentar durante

mi trayecto universitario

Andrés Pozo

i

ÍNDICE DE CONTENIDOS

PÁGINA

RESUMEN 1

ABSTRACT 2

1. INTRODUCCIÓN 3

1.1 OBJETIVOS 10

1.1.1 OBJETIVO GENERAL 10

1.1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS 10

2. METODOLOGÍA 11

2.1 ANÁLIZAR LAS CONDICIONES PETROFÍSICAS DE LA

FORMACIÓN, MEDIANTE EL ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD,

CURVAS DE DECLINACIÓN Y EL FACTOR DE DAÑO. 11

2.1.1 CONDICIONES PETROFÍSICAS DEL RESERVORIO 11

2.1.2 FACTOR DE DAÑO EN LOS POZOS 11

2.1.3 REACONDICIONAMIENTO 11

2.1.4 CURVA DE ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD REAL

(IPR) 11

2.1.5 PARÁMETROS DE LA CURVA DE DECLINACIÓN 13

2.2 ANALIZAR LA FORMULACIÓN UTILIZADA DEL FLUIDO DE

FRACTURA Y EL PROCEDIMIENTO APLICADO A LA

ESTIMULACIÓN 14

2.2.1 TIPO DE APUNTALANTE 14

2.2.2 EQUIPOS UTILIZADOS PARA REALIZAR LA

ESTIMULACIÓN 14

2.2.3 FORMULACIÓN DEL FLUIDO APLICADO A LA

FRACTURA 15

2.3 CRITERIOS QUE PROPICIARON EL ÉXITO DEL

FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO DE LOS POZOS 15

2.3.1 CURVAS IPR DEL POZO ANTES Y DESPUÉS DEL

FRACTURAMIENTO 15

ii

PÁGINA

2.3.2 PARAMETROS DE LAS CURVAS DE DECLINACIÓN

DE LA PRODUCCIÒN ANTES Y DESPUÉS DEL

FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO. 15

2.3.3 COMPORTAMIENTO DEL POZO ANTES Y

DESPUÉS DEL FRACTURAMIENTO 15

2.3.4 FACTOR DE DAÑO EN LOS POZOS ANTES Y

DESPUÉS DE REALIZAR EL FRACTURAMIENTO

HIDRÁULICO 16

2.3.5 CALIDAD DE CEMENTO EN EL POZO 16

2.3.6 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO ANTES Y

DESPUÉS DEL TRABAJO DE FRACTURAMIENTO

HIDRÁULICO 16

3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN 17

3.1 POZO DRAGO NORTE 23 17

3.1.1 CONDICIONES PETROFÍSICAS DEL RESERVORIO 17

3.1.2 FACTOR DE DAÑO 19


3.1.4 GRÁFICA DE LA CURVA IPR 19




ESTIMULACIÓN 21


FRACTURA 22

3.1.9 GRAFICAS IPR DEL POZO ANTES Y DESPUÉS

DEL FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO 22

3.1.10 PARÁMETROS DE LAS CURVAS DE DECLINACIÓN

DE LA PRODUCCIÓN ANTES Y DESPUÉS DEL

FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO 23

3.1.11 COMPORTAMIENTO DEL POZO ANTES Y DESPUÉS

DEL FRACTURAMIENTO 24

iii

PÁGINA

3.1.12 FACTOR DE DAÑO ANTES Y DESPUÉS DEL

FRACTURAMIENTO 25


3.1.14 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO 26

3.2 POZO DRAGO NORTE 33 27

3.2.1 CONDICIONES PETROFÍSICAS DEL

RESERVORIO 27

3.2.2 FACTOR DE DAÑO 30


3.2.4 GRÁFICA DE LA CURVA IPR 31




ESTIMULACIÓN 33


FRACTURA 33

3.2.9 GRAFICAS IPR DEL POZO ANTES Y DESPUÉS

DEL FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO 33

3.2.10 PARÁMETROS DE LAS CURVAS DE DECLINACIÓN

DE LA PRODUCCIÓN ANTES Y DESPUÉS DEL

FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO 35

3.2.11 COMPORTAMIENTO DEL POZO ANTES Y

DESPUÉS DEL FRACTURAMIENTO 35

3.2.12 FACTOR DE DAÑO ANTES Y DESPUÉS DEL

FRACTURAMIENTO 36


3.2.14 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO 38

4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 39

4.1 CONCLUSIONES 39

4.2 RECOMENDACIONES 40

5. BIBLIOGRAFÍA 41

6. ANEXOS 43

iv

ÍNDICE DE TABLAS

PÁGINA

Tabla 1. Clasificación de los pozos según su índice de

productividad 4

Tabla 2. Preselección de pozos del campo Drago Norte 8

Tabla 3. Topes formacionales de las arenas productoras de

los pozos Drago Norte 23 y 33 9

Tabla 4. Parámetros petrofísicos de la arena U inferior 9

Tabla 5. Comparativa entre petrofísica típica de pozos candidatos

a estimulación de fracturamiento vs petrofísica real

del pozo Drago Norte – 23 arena U inferior 17

Tabla 6. Parámetros petrofísicos, características de los fluidos

del pozo Drago Norte – 23, arena U inferior al inicio de

la producción 17

Tabla 7. Resultados de las pruebas de presión del pozo Drago

Norte-23 previo al fracturamiento 19

Tabla 8. Parámetros IPR antes del realizar la fractura del pozo

Drago Norte-23 19

Tabla 9. Parámetros de la curva de declinación antes del

fracturamiento del pozo Drago Norte 23 20

Tabla 10. Presión de fractura 21

Tabla 11. Características del apuntalante Carbolite-20/40 21

Tabla 12. Equipos y fluidos utilizados para realizar la estimulación

del pozo Drago Norte 23 21

Tabla 13. Cantidad de fluido de fractura y apuntalante 22

Tabla 14. Nomenclatura del fluido de fractura 22

Tabla 15. Parámetros IPR antes y después de realizar la fractura

del pozo Drago Norte-23 22

Tabla 16. Parámetros de la curva de declinación antes y después

del fracturamiento hidráulico del pozo Drago Norte 23 23

Tabla 17. Resultados de las pruebas de producción del pozo

Drago Norte-23 24

v

PÁGINA

Tabla 18. Resultados del factor de daño del pozo Drago Norte-23

antes y después del fracturamiento 25

Tabla 19. Comparativa del antes y después de los parámetros


Tabla 20. Comparativa entre petrofísica típica de pozos candidatos

a estimulación de fracturamiento vs petrofísica real

del pozo Drago Norte – 33 arena U inferior 27

Tabla 21. Parámetros petrofísicos y características de los fluidos

del pozo Drago Norte – 33, arena U inferior al inicio de

la producción 28

Tabla 22. Resultados de las pruebas de presión del pozo Drago

Norte-33 30

Tabla 23. Parámetros IPR antes del realizar la fractura del pozo

Drago Norte-33 31

Tabla 24. Parámetros de la curva de declinación del pozo Drago

Norte 33 32

Tabla 25. Presión de fractura 32

Tabla 26. Características del apuntalante Carbolite-20/40 32

Tabla 27. Equipos y fluidos utilizados para realizar la estimulación


Tabla 28. Cantidad de fluido de fractura y proponte usados en el

pozo Drago Norte 33 33

Tabla 29. Parámetros IPR antes y después de realizar la fractura

en el pozo Drago Norte-33 33

Tabla 30. Parámetros de la curva de declinación antes y después

del fracturamiento hidraulico del pozo Drago Norte 33 35

Tabla 31. Resultados de las pruebas de producción del pozo Drago

Norte-33 35

Tabla 32. Resultados del factor de daño del pozo Drago Norte-33

antes y después del fracturamiento 36

Tabla 33. Comparativa del antes y después de los parámetros del

pozo Drago Norte 33 38

vi

ÍNDICE DE FIGURAS

PÁGINA

Figura 1. Fracturamiento hidráulico 5

Figura 2. Ubicación del campo Drago Norte 8

Figura 3. Columna estratigráfica arenisca U inferior del campo

Drago Norte 18

Figura 4. Gráfica IPR del pozo Drago Norte – 23 antes del

fracturamiento 20

Figura 5. Gráfica IPR del pozo Drago Norte-23 antes y después

del fracturamiento 23

Figura 6. Registro de cementación del pozo Drago Norte 23 25

Figura 7. Gráfica de la producción del pozo Drago Norte-23 26

Figura 8. Columna estratigráfica arenisca U inferior del campo

Drago Norte 29

Figura 9. Gráfica IPR del pozo Drago Norte – 33 antes del

fracturamiento 31

Figura 10. Gráfica IPR del pozo Drago Norte-33 antes del

fracturamiento 34

Figura 11. Registro de cementación del pozo Drago Norte 33 37

Figura 12. Gráfica de la Producción del pozo Drago Norte-33 38

vii

ÍNDICE DE ANEXOS

PÁGINA

ANEXO 1. PRUEBA DE PRESIÓN DEL POZO DRAGO

NORTE-23 ANTES DEL FRACTURAMIENTO 43

ANEXO 2. PRUEBA DE PRESIÓN UP DEL POZO DRAGO

NORTE-23 DESPUÉS DEL FRACTURAMIENTO 44

ANEXO 3. PRUEBA DE PRESIÓN DEL POZO DRAGO

NORTE- 33 DESPUÉS DEL FRACTURAMIENTO 45

ANEXO 4. CURVA DE DECLINACION DEL POZO DRAGO

NORTE 23 ANTES DEL FRACTURAMIENTO 46


NORTE 23 DESPUES DEL FRACTURAMIENTO 47


NORTE 33 ANTES DEL FRACTURAMIENTO 48


33 DESPUES DEL FRACTURAMIENTO 49

ANEXO 8. PROCEDIMIENTO PARA REALIZAR LA

FRACTURA 50

ANEXO 9. REGISTRO ELÉCTRICO DEL POZO DRAGO

NORTE – 23 51

ANEXO 10. REGISTRO ELÉCTRICO DEL POZO DRAGO

NORTE – 33 52

1

RESUMEN

Palabras clave: Fracturamiento hidráulico, estimulación pozos petroleros.

El objetivo de este estudio fue analizar la aplicación de la tecnología de

fracturamiento hidráulico en el campo Drago, Pozos 23,33 con el fin de

mejorar la permeabilidad en la zona de pago e incrementar el aporte de

fluidos. Estos pozos fueron seleccionados por presentar un incremento de

producción por la aplicación de la tecnología de fracturamiento hidráulico.

Para este estudio se analizó las condiciones petrofísicas de los pozos con la

petrofísica típica de pozos candidatos a fracturamiento hidráulico, se calculó

los índices de productividad, curvas de declinación, pruebas de presión,

historiales de reacondicionamiento antes de realizar el fracturamiento; se

calculó la presión de fractura, la cantidad de fluido a inyectar, el detalle del

proceso y equipos necesarios para realizar la fractura, posteriormente se

analizó los cambios producidos en el índice de productividad, el factor de

daño y el nuevo caudal comparando el antes con el después del

fracturamiento hidráulico. Se obtuvo que el factor de daño en los dos pozos

disminuyó a -2, el índice de productividad para el pozo Drago Norte 23

incrementó de 0.938 bbl/día/psi a 3.99 bbl/día/psi y para el pozo Drago Norte

33 incrementó de 0.117 bbl/día/psi a 2.26 bbl/día/psi; las reservas

remanentes incrementaron de 297 854 bbl a 1 265 84 bbl para el pozo Drago

Norte 23 y de 397 730 bbl a 1 383 55 bbl para el pozo Drago Norte 33; se

obtuvo un incremento del caudal de petróleo de 346.27 bbl/día a 1 687.44

bbl/día para el pozo Drago Norte 23 y de 46.29 bbl/día a 692.78 bbl/día para

el pozo Drago Norte 33. En ambos pozos se eliminó el daño y mejoró la

permeabilidad de las arenas productoras por lo tanto aumentó la producción

de petróleo en un 60% lo cual demuestra que el trabajo de fracturamiento

fue exitoso.

2

ABSTRACT

Keywords: Hydraulic fracturing, oil well stimulation

The objective of this study was to analyze the application of hydraulic

fracturing technology in the Drago field, wells 23, 33 in order to improve the

permeability in the payment area and increase the supply of fluids. These

wells were selected for an increase in production by the application of

hydraulic fracturing technology. For this study, the petrophysical conditions of

wells were analyzed with the typical petrophysics of hydraulic fracturing

wells, the productivity index, declination curves, pressure tests,

reconditioning histories were calculated before making the fracture; The

fracture pressure, the amount of fluid to be injected, the detail of the process

and equipment needed to perform the fracture were calculated, then the

changes produced in the productivity index, the skin factor and the new flow

were analyzed, compared to the before with the after fracking. It was

obtained that the skin factor in the two wells decreased to -2, the productivity

index for the North Drago well 23 increase from 0.938 bbl/day/psi to 3.99

bbl/day/psi and for the Drago Norte well 33 increase from 0.117 bbl/day/psi to

2.26 bbl/day/psi; The remaining reserves increased from 297 854 bbl to

1 265 84 bbl for the North Drago 23 and from 397 730 bbl to 1 383 55 bbl for

the Drago North 33 well; An increase in the oil flow of 346.27 bbl/day was

obtained at 1 687.44 bbl/day for the North Drago pit 23 and 46.29 bbl/day at

692.78 bbl/day for the Drago North 33 Well. In both wells, the damage was

eliminated and the permeability of the producing Sands improved, thus

increasing the oil production by 60%, which proves that the fracture work was

successful.

1. INTRODUCCIÓN

3

1. INTRODUCCIÓN

La mayoría de las zonas de pago de los pozos petrolíferos se encuentran

sometidos a una gran variedad de procesos que pueden producir daño de

formación (pérdida de permeabilidad), como pueden ser precipitados

orgánicos, inorgánicos, bloqueo por emulsiones, por agua, taponamiento por

arena, durante actividades de perforación, cementación, terminación,

estimulación o limpieza. Por estas razones, se tiene reservorios con una baja

permeabilidad la cual no ayuda a que la zona de pago tenga una buena

producción y funcionalidad para los operadores, por ende, estos necesitan

un trabajo de estimulación con el fin de mejorar su producción (Almeida,

2016).

El fracturamiento hidráulico es y ha sido una de las tecnologías de

estimulación más utilizada para el mejoramiento de la producción en pozos

con daño de formación en la industria desde los años 50. En este estudio se

encuentra el análisis de la información disponible de los pozos del campo

Drago cuyo objetivo es optimizar la producción del pozo aplicando

fracturamiento hidráulico e incrementando la permeabilidad de la zona de

pago (Granda, 2017).

En la industria petrolera, el fracturamiento hidráulico faculta la generación

de una comunicación de gran conductividad con una amplia área de la

formación del pozo, optimizar la producción y la creación de canales de flujo

de alta conductividad en el área de drenaje del pozo productor, además de

permitir que los fluidos producidos o inyectados atraviesen un daño profundo

(Almeida, 2016).

Esta tecnología posibilita crear unos canales de flujo en la formación que

permiten disminuir el daño en la cara del pozo, restituir la comunicación

entre la cara del pozo y la zona productora y facilitar el flujo de fluidos de la

formación al pozo, en todo tipo de campos. La razón por la que se va a usar

este método de estimulación es debido a que ha permitido aumentar la

producción de muchos pozos, además que este método mejora la

producción y se obtienen resultados prometedores para los pozos en los

cuales se lo aplique (Laffin & Kariya, 2016).

El fracturamiento hidráulico consiste en inyección de fluidos con diseños

especiales para ser bombeados a una alta presión y una alta capacidad de

bombeo a una zona específica que es la zona de pago o zona productora del

pozo petrolero, produciendo de esta manera la fractura vertical; este fluido

se inyecta de forma rutinaria en los pozos de petróleo y gas específicamente

en los yacimientos que tienen una baja permeabilidad. Esta estimulación se

4

la realiza en distintas etapas donde diversos fluidos son inyectados al pozo;

De entrada se bombea un fluido frac sin agentes de sostén al pozo hasta la

separación de la formación, seguido se bombea el líquido frac con agentes

de sostén, para finalmente limpiar el pozo bombeando el desecho líquido

(Kanaan, 2014).

Antes y después de realizar el trabajo de fracturamiento se evaluará el

rendimiento del pozo calculando el índice de productividad el cual categoriza

a los pozos de acuerdo a la siguiente clasificación:

Tabla 1. Clasificación de los pozos según su índice de productividad

J < 0.5 bbl/d/psi Mal productor

0.5 bbl/d/psi ≤ J ≤ 1.0 bbl/d/psi Productividad media

1.0 bbl/d/psi ≤ J < 2 bbl/d/psi Buen productor

J ≥ 2 bbl/d/psi Excelente productor

(Adesina & Temitope, 2018)

El fluido de fractura se inyecta junto con un material conocido como

apuntalante el cual ayuda a mantener abierta la fractura debido a que este

material es un agente de sostén que brinda un conducto eficiente para la

producción de fluido desde el yacimiento hasta el pozo. (Ballesteros &

Gonzales , 2016)

Para realizar un trabajo de fracturamiento hidráulico es necesario la

utilización de unidades de bombeo, blenderz, mangueras, bomba de

succión, batea de mezcla, instrumentación de control, mezcladoras,

transporte de arena, transporte de líquidos, autobuses, bombas de descarga

y remolques montados múltiples, las cuales facilitan realizar un trabajo de

fracturamiento hidráulico. El fluido de fracturamiento sale de las

perforaciones en la cubierta (Jácome & Muñoz, 2016).

El fluido de fracturamiento suele ser agua o aceite diésel. Cuando se aplica

estimulación de pozos mediante fracturamiento hidráulico se forma una

fractura hidráulica en la zona productora debido al líquido que es bombeado

el cual causa un incremento en la presión en el pozo a un desmedido valor

del gradiente de fractura de la formación. Debido a esta excesiva presión la

formación se agrieta lo que provoca que el fluido de fractura ingrese e

incremente más la grieta (Díaz & Lasso, 2013), como se muestra en la figura

1.

5

Figura 1. Fracturamiento hidráulico

(Cevallos, 2014)

El fracking permite la extracción de gas natural o crudo de yacimientos no

convencionales, es decir yacimientos en donde se encontraría hidratos de

gas, tight oil, esquistos bituminosos, oil shale. Esta técnica tiene como

objetivo “explotar el gas acumulado o petróleo en las fisuras de algunas

rocas sedimentarias las cuales están estratificadas de grano fino”; la baja

permeabilidad de estas rocas impide que el hidrocarburo se mueva

libremente a áreas donde se lo podría extraer con más facilidad. Para esto

se debe realizar un gran número de pozos que ocupen áreas amplias para

inyectar dentro de ellos exageradas cantidades de litros de agua con un

coctel químico y toxico para conseguir su extracción (Cardenas & Yunes,

2015).

Al aplicar fracking, este se lo realiza a gran escala, es decir, que existe un

punto de perforación donde se introduce la tubería y cuando se llegue al

objetivo, se hacen empieza a perforar multipozos, además una secuencia de

pozos sobre un área muy extensa conformando una red de pozos

horizontales considerablemente amplia (Bravo, 2016).

El uso del fracking en la extracción de ciertos hidrocarburos se debe a la

baja permeabilidad de las lutitas. Esta tecnología parte de la perforación de

un pozo vertical hasta poder llegar al lugar donde se encuentra el gas o

petróleo en la formación. Después se lleva a cabo varias perforaciones

horizontales en la lutita, por lo cual llegan a extenderse a lo largo de varios

kilómetros en distintas direcciones (Valdés, 2016).

A través de estos pozos horizontales se fractura la roca con la inyección de

una mezcla de agua, arena y sustancias químicas a elevada presión que

fuerza el flujo y salida de los hidrocarburos de los poros. Pero este flujo

6

disminuye muy pronto, por lo cual es necesario perforar nuevos pozos para

mantener la producción de los yacimientos. Por este motivo, el fracking

conlleva la ocupación de vastas extensiones de territorio (Valdés, 2016).

En este sistema se utilizan varios miles de litros de agua que se mezclan con

productos químicos y arena. “Este compuesto se inyecta a alta presión en

los yacimientos encerrados en la roca densa del subsuelo y libera el gas

natural”. Esos compuestos químicos, que rompen o diluyen la roca,

contaminan el terreno y los acuíferos subterráneos (Guzmán , 2017).

El momento de realizar el fracturamiento hidráulico, el fluido de fractura crea

una grieta en la formación debido a la alta presión de inyección y mientras

más ingrese el fluido a la formación, aumenta más la grieta en la formación,

por lo tanto, para mantener abierta la fractura se agrega un sólido a la

mezcla, esta arena se elige con el fin de ser más impermeable en torno a la

formación, consecuencia de esto la fractura hidráulica se convierte en una

alta permeabilidad del conducto a través del cual la formación de líquidos

puede producirse de nuevo al pozo (Almeida, 2016). Entre los tipos de

fluidos de fractura más conocidos en el mercado se tiene los siguientes:

• Fluidos base agua.

• Fluidos base espuma.

• Fluidos base aceite.

Para el caso de los pozos de Drago Norte se usó fluidos de fractura base

agua los cuales presentan ciertas ventajas con respecto a los otros fluidos

ya que poseen las siguientes características: una fácil accesibilidad al

momento de entrar por los canales de la zona de pago, tienen bajos costos

para adquirirlos en el mercado y un alto rendimiento gracias a su alta

densidad; un gran número de polímeros solubles en agua mismos que

otorgan una alta viscosidad, lo cual mantiene al apuntalante a temperatura

ambiente (Bonilla, 2013).

Para todos los procesos en los que se aplica fracturamiento hidráulico, es

indispensable el uso de fluidos con propiedades particulares, de manera que

se debe añadir cierta variedad de productos de los cuales cada uno cumpla

con funciones determinadas, el fluido necesita tener ciertas propiedades

específicas las cuales son (Bonilla, 2013):

• Mínimo daño a la formación.

• Bajas perdidas de presión por fricción en tuberías y altas en la

fractura.

• Bajo coeficiente de pérdida.

7

• Gran capacidad de transporte apuntalante.

• Compatibilidad con los fluidos de la formación.

Los apuntalantes son los encargados de que el paso del fluido hacia las

grietas formadas luego de realizar la fractura sea constante, debido a que

son partículas sólidas las cuales se bombean hacia la fractura, suspendidos

en el fluido de fractura. En la empresa petrolera frecuentemente usan como

apuntalante la arena, pero también existen otros materiales que se usan

como arena revestida de resina, perlas de cerámica o bauxita sintetizada.

(Johnson & Rhein, 2015).

La función que tiene el apuntalante consiste en que luego de haberse

generado las vías desde el pozo hacia el yacimiento estas queden abiertas

incluso hasta después de que se haya dejado de bombear el fluido de

fractura. Por lo cual este debe tener las siguientes características:

• Fuerza de la partícula

• Inercia a los fluidos de yacimiento

• Conductividad

• Transportabilidad

Debido a la fuerza del esfuerzo de cierre de la fractura, se deben seleccionar

apuntalantes lo suficientemente resistentes, a medida que la profundidad de

la formación en la que se va a aplicar el fracturamiento hidráulico sea mayor,

se debe utilizar un apuntalante de mayor resistencia, en este caso los

apuntalantes que las operadoras usaron fueron apuntalantes de cerámica ya

que estos soportan un estrés máximo de hasta 19 000 psi (Johnson & Rhein,

2015).

Al realizar el fracturamiento hidráulico como su nombre mismo lo dice, se

genera una fractura en la cual se debe tomar en cuenta su geometría, la

misma que va a variar según las propiedades mecánicas de la roca, las

propiedades del fluido fracturante, el esfuerzo de la formación, la distribución

de esfuerzos en el medio poroso y las condiciones a las cuales el fluido

fracturaste es inyectado (Pazmiño & Muñoz, 2016).

Estos parámetros son necesarios para la construcción del modelo del

proceso de la fractura y para la predicción del crecimiento de la fractura

luego de haberla realizado. Para evaluar la geometría de la fractura es

necesario de una aproximación debido a que el material es isotrópico y

homogéneo (Almeida, 2016). El campo Drago se encuentra ubicado en la

provincia de Sucumbíos, a 193 km al Este de la ciudad de Quito, localizado

entre los campos Sacha y Shushufindi como se muestra en la figura 2.

8

Figura 2. Ubicación del campo Drago Norte

(Ronda campos menores, 2017)

Las formaciones de interés hidrocarburífero en el campo Drago Norte son las

siguientes: Tena, Napo, Hollín, las mismas que se encuentran en un espesor

casi constante. Primero se tiene la secuencia estratigráfica T, misma que

facilita que el hidrocarburo se acumule en areniscas limpias, en cambio la

secuencia estratigráfica U favorece al entrampamiento estratigráfico,

mientras la secuencia hollín tiene una secuencia transgresiva constituida de

intercalaciones de arenisca con lutita en el tope y en la base depósitos de

areniscas limpias (Betancourt & Caicedo, 2013).

Tabla 2. Preselección de pozos del campo Drago Norte

Pozo Producción antes del fracturamiento BPPD

Producción después del fracturamiento BPPD

Drago Norte 23 346.27 1687.44

Drago Norte 26 83.66 344.3

Drago Norte 33 46.29 692.78

Drago Norte 21 91 0.03

Drago Norte 30 86.53 1.25

Luego de la preselección de los 5 pozos analizados del campo Drago Norte

como se observa en la tabla 2, e realizó una preselección de pozos del

campo Drago Norte se seleccionaron el pozo Drago Norte 23 y el pozo

Drago Norte 33 debido al incremento de la producción después del

fracturamiento.

En el campo Drago Norte de todos los topes formacionales de los pozos a

ser analizados los de interés fueron los siguientes:

9

Tabla 3. Topes formacionales de las arenas productoras de los pozos Drago Norte 23 y 33

DRAGO NORTE-23 DRAGO NORTE-33

Formaciones MD (pies) Formaciones MD (pies)

Basal tena 9 150 Orteguaza 5 500

Napo 9 215 Tiyuyacu 6 400

Caliza m1 9 520 Tena 8 750

Caliza m2 9 760 Basal tena 8 800

Caliza a 9 800 Napo 8 920

U superior 9 840 Caliza m1 9 314

U inferior 9 900 Caliza m2 9 550

Caliza b 10 025 Caliza a 9 670

T superior 10 122 U superior 9 689

T inferior 10 160 U inferior 9 701

Caliza c 10 300 Caliza b 9 815

H superior 10 317 T superior 9 820

H inferior 10 358 T inferior 9 964

Caliza c 10 174

H superior 10 182

H inferior 10 190

(Petroamazonas EP, 2017)

En los pozos de interés el fracturamiento hidráulico se realizó en la arena U

inferior, arena que posee los parámetros petrofísicos mostrados en la tabla

3.

Tabla 4. Parámetros petrofísicos de la arena U inferior

PARÁMETROS

Entrampamiento Estructural-Estratigráfico

POES (MMbbls) 119.3

Permeabilidad Promedio (mD) 150

Espesor Promedio (pies) 23

Profundidad Promedio TVD (pies) 9 500

Porosidad Promedio (%) 15

Presión de burbuja (psi) 1 328

Presión de reservorio (psi) 1 300/1 500


En la arena U inferior del campo Drago Norte se tiene una presión de

reservorio va a variar entre 1300 a 1500 psi; con un entrampamiento

estructural – estratigráfico el cual contiene el hidrocarburo dentro de la roca

debido a la geometría de estratos formados tales como pliegues o fallas

(Kanji, 2016).

10

1.1 OBJETIVOS

1.1.1 OBJETIVO GENERAL

Analizar la aplicación de la tecnología de fracturamiento hidráulico en el

campo Drago, pozos 23, 33 con el fin de mejorar la permeabilidad en la zona

de pago e incrementar el aporte de fluidos.

1.1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS

• Determinar las condiciones de la formación para la aplicación del

fracturamiento hidráulico en el campo Drago.

• Seleccionar los mejores pozos posibles del campo que cumplan con

los parámetros establecidos para realizar el tratamiento.

• Determinar las ventajas y desventajas de la aplicación de la

tecnología de fracturamiento hidráulico.

2. METODOLOGÍA

11

2. METODOLOGÍA

2.1 ANÁLIZAR LAS CONDICIONES PETROFÍSICAS DE LA

FORMACIÓN, MEDIANTE EL ÍNDICE DE

PRODUCTIVIDAD, CURVAS DE DECLINACIÓN Y EL

FACTOR DE DAÑO.

2.1.1 CONDICIONES PETROFÍSICAS DEL RESERVORIO

Los datos de las condiciones petrofísicas del yacimiento proporcionados por

la Agencia de Regulación y Control de Hidrocarburos (ARCH) se analizaron

comparando con una petrofísica típica para determinar si los pozos

seleccionados son candidatos a estimulación por fracturamiento hidráulico;

se interpretó la columna estratigráfica; se especificó el tipo de arena; se

detalló los datos de producción; esta información fue necesaria para

determinar el índice de productividad real (IPR), el índice de productividad

(IP) y el tipo de apuntalante a usar.

2.1.2 FACTOR DE DAÑO EN LOS POZOS

Este factor se obtuvo mediante pruebas de build up realizadas en el software

OFM como se observan en los anexos 1 y 2, datos que fueron analizados

mediante los siguientes criterios:

• Daño positivo (s>0): Pozo dañado, es decir que el pozo será buen

candidato para fracturamiento hidráulico.

• Daño negativo (s

12

• El valor de la presión de fondo fluyente: gracias a que la bomba BES

cuenta con un sensor de presión se puede obtener la presión del

fluido a la altura de la bomba (PIP), pero esta se debe corregir usando

las siguientes ecuaciones:

∆H=Prof. Promedio de punzados (TVD)-Prof. del sensor (TVD) [1]

Dónde:

∆𝐻: Altura del fluido sobre el intake de la bomba (pies)

wAPI

o *5,131

5,141

+= [2]

Dónde:

𝜌𝑜: Densidad del petróleo (lbm/gal)

𝜌𝑤: Densidad del agua (lbm/gal)

API: Gravedad API (o)

(∆P

∆H)

o=0.052*ρ

o [3]

Dónde:

𝜌𝑜: Densidad del petróleo (lbm/gal)

(∆P

∆H)

mezcla= (

∆P

∆H)

agua*(BSW)+ (

∆P

∆H)

petróleo*(1-BSW) [4]

Dónde:

BSW: Contenido de agua y sedimentos (fracción)

∆P= (∆P

∆H)

mezcla*∆H [5]

Dónde:

∆𝑃: Presión total (psi)

BSW: Contenido de agua y sedimentos (fracción)

Pwf c=PIP+ ∆P [6]

Dónde:

Pwf c: Presión de fondo fluyente corregida (psi)

𝑃𝐼𝑃: Presión a la altura de la bomba (psi)

∆𝑃: Presión total (psi)

13

Curva IPR: Se consideró los datos de producción registrados antes del

trabajo de fracturamiento hidráulico y los datos de producción registrados

después del trabajo de fracturamiento hidráulico, con lo que se procedió a

calcular la IPR usando el método de Vogel para yacimientos subsaturados

(Pr>Pb) mediante las siguientes ecuaciones:

J=Qo

(Pr-Pwf) [7]

Dónde:

J: Índice de productividad (bbl/dia/psi)

Qo: Caudal de Petróleo (bbl/d)

Pr: Presión de reservorio (psi)

Pwf: Presión de fondo fluyente (psi)

Qob=J*(Pr-Pb) [8]

Dónde:

Qob: Caudal en el punto de burbuja (bbl/d)

Pb: Presión de punto de burbuja (psi)

Qo max=Qob+J*Pb

1.8 [9]

Dónde:

Qomax: Caudal máximo de petróleo (bbl/psi)

Qo=Qob+J*Pb

1.8[1-0.2* (

Pwf

Pb) -0.8* (

Pwf

Pb)

2

] [10]

Dónde:

Pwf: Presión de fondo fluyente (psi)

Las curvas IPR de cada pozo se representaron mediante graficas realizadas

en Excel, mismas que se construyeron con los resultados obtenidos

de los cálculos realizados y con estos datos se graficó las curvas IPR

y se analizó la información obtenida.

2.1.5 PARÁMETROS DE LA CURVA DE DECLINACIÓN

Las curvas de declinación de la producción se obtuvieron con el programa

OFM aplicando el método de declinación exponencial las cuales están

adjuntas en anexo 4,5,6,7; de estas curvas se analizó las reservas

remanentes, el tiempo de vida del pozo y la producción acumulada.

14

2.2 ANALIZAR LA FORMULACIÓN UTILIZADA DEL FLUIDO

DE FRACTURA Y EL PROCEDIMIENTO APLICADO A LA

ESTIMULACIÓN

2.2.1 TIPO DE APUNTALANTE

Para la selección del tipo de apuntalante se calculó la presión de fractura, la

cual se encuentra con el gradiente de fractura del cierre instantáneo de

presión, la profundidad y está determinada por la siguiente ecuación:

Pfrac=Gradiente frac. ×profundidad [11]

Dónde:

Pfrac: Presión de fractura (psi)

Para el cálculo del volumen final del fluido de fractura a inyectar se usa la

siguiente formula:

VT(FF)=Vpad+Vppa 7 etapas+Vflush [12]

Dónde:

VT(FF): Volumen final del fluido de fractura (gal)

Vflush: Volumen del lavado (gal)

Vpad: Volumen con el que se empieza la fractura libre de arena (gal)

Vppa: Volumen en cada etapa de la arena (gal)

El gradiente de fractura se lo obtuvo mediante una prueba de determinación

de datos de la fractura, la cual fue interpretada en unidades de psi/pie y la

profundidad en pies. Luego de realizado este cálculo, se procedió a elegir el

tipo de apuntalante con las características adecuadas para que soporte la

presión de cierre de la fractura y provea a la misma de la suficiente

conductividad para que el fluido del yacimiento fluya hacia el pozo.

2.2.2 EQUIPOS NECESARIOS PARA EFECTUAR LA ESTIMULACIÓN

Se detalló los equipos necesarios en el fracturamiento y la secuencia de

pasos para la aplicación de la estimulación a cada pozo según el

procedimiento adjuntado en el anexo 8, desde el inicio del proceso hasta la

culminación del mismo, detallando presiones, profundidades, caudales,

tiempos que tardó cada actividad realizada en el pozo y volúmenes de

fluidos a utilizar.

15

2.2.3 FORMULACIÓN DEL FLUIDO APLICADO A LA FRACTURA

Se calculó el volumen de fluido de fractura a ser inyectado y se detalló la

composición, las características de la formulación del fluido que se usó en la

fractura, el apuntalante a ser utilizado, incluyendo la tasa de bombeo, el

volumen del fluido a ser inyectado, la masa de apuntalante a ser inyectado,

el tiempo de bombeo.

2.3 CRITERIOS QUE PROPICIARON EL ÉXITO DEL

FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO DE LOS POZOS

2.3.1 CURVAS IPR DEL POZO ANTES Y DESPUÉS DEL

FRACTURAMIENTO

Graficadas las curvas se realizó la comparación de los resultados que se

obtuvo de los parámetros IPR, índice de productividad, caudal máximo del

antes y el después de realizado el trabajo de fracturamiento para determinar

si existió un aumento de estos valores o una disminución.

2.3.2 PARAMETROS DE LAS CURVAS DE DECLINACIÓN DE LA

PRODUCCIÒN ANTES Y DESPUÉS DEL FRACTURAMIENTO

HIDRÁULICO.

Graficadas las curvas de declinación de la producción, antes y después del

trabajo de fracturamiento las cuales se obtuvieron con el software OFM

aplicando el método de declinación exponencial, se realizó una comparación

de las reservas remanentes, el tiempo de vida del pozo y la producción

acumulada mediante lo cual se estableció los cambios que existieron en

estos datos

2.3.3 COMPORTAMIENTO DEL POZO ANTES Y DESPUÉS DEL

FRACTURAMIENTO

Se evaluó el comportamiento de los pozos antes y después del

fracturamiento hidráulico, es especial API, el BSW. Esta evaluación se la

realizó mediante pruebas de producción, la cual permitió determinar si existió

un aumento o disminución de la producción en los pozos que se aplicó la

tecnología de fracturamiento hidráulico.

16

2.3.4 FACTOR DE DAÑO EN LOS POZOS ANTES Y DESPUÉS DE

REALIZAR EL FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO

Este factor se obtuvo mediante pruebas de build up, mediante un análisis

comparativo del factor de daño antes y después del trabajo de

fracturamiento, para determinar si el daño en el yacimiento se eliminó,

incrementó o se mantuvo.

2.3.5 CALIDAD DE CEMENTO EN EL POZO

Este parámetro se lo evaluó mediante registros eléctricos de cementación,

en la cual se observó la adherencia del casing-cemento y cemento-

formación, existencia de canales en la cementación, calidad del cemento,

estos puntos se estudiaron específicamente en el intervalo de arena del que

se está produciendo. Este análisis tuvo como objetivo verificar si existió un

buen sello y si el agua ingreso a la formación productora.

2.3.6 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO ANTES Y DESPUÉS

DEL TRABAJO DE FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO

Este parámetro fue analizado comparando los resultados antes y después

de realizar el fracturamiento hidráulico para determinar si el trabajo de

fracturamiento mejoró la producción en los pozos en los que se aplicó, en

cuanto incrementó o disminuyó la producción y se verificó que el daño se

redujo en los yacimientos de los pozos analizados luego de haber realizado

la fractura.

3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN

17

3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN

3.1 POZO DRAGO NORTE 23


Tabla 5. Comparativa entre petrofísica típica de pozos candidatos a estimulación de

fracturamiento vs petrofísica real del pozo Drago Norte – 23 arena U inferior

Parámetro Parámetros a considerarse

Parámetros del pozo Drago Norte -23

Espesor total del reservorio > 32 pies 41 pies

Corte de Agua < 30% 1 %

Saturación de Petróleo > 40% 79.2 %

Presión de Reservorio < 70% depletado 2 284 psi 1 400 psi

(Roshanai, 2017)

Como se observa en la tabla 5 las condiciones petrofísicas del pozo Drago

Norte 23, el pozo se encuentra depletado ya que la presión se redujo un

61% de la presión original, por ende, no posee la energía suficiente para

mover el fluido del reservorio al pozo debido a que como se evidencia un

corte de agua del 1% el yacimiento no tiene un acuífero que suministre

energía al reservorio; además este pozo cumple con la petrofísica típica de

candidatos a fracturamiento hidráulico.

Tabla 6. Parámetros petrofísicos, características de los fluidos del pozo Drago Norte – 23,

arena U inferior al inicio de la producción

Datos U inferior

Porosidad (φ) 13.8%

Saturación de agua (Sw) 20.7%

Permeabilidad absoluta (k) 413 mD

Pr (psi)= Presión de reservorio 1 400

Qo (bbl/d) = Tasa de Petróleo 346.27

Pb (psi)= Presión de burbuja 1 328

Prof. Promedio de punzados (pies)= Profundidad promedio de los punzados

9 481

PIP (psi)= Presión del fluido a la altura de la bomba

970

Prof. Del sensor (pies)= Profundidad del sensor 9 421.60

BSW (%) = Sedimentos básicos y agua 1

API= Gravedad API 26.2


En la tabla 6 se observa que, a pesar de tener una permeabilidad de la roca

de 413 mD, se tiene valor de porosidad de 13.8% el cual implica que la

18

calidad de la roca es regular por ende este pozo se sería un buen candidato

para realizar un trabajo de estimulación, además de que se encuentran

detallados los datos de las pruebas de producción que facilitarán la

obtención de los resultados de IP, IPR.

Figura 3. Columna estratigráfica arenisca U inferior del campo Drago Norte

(Betancourt & Caicedo, 2013)

Las formaciones de interés Hidrocarburífero en el campo Drago Norte son:

Tena, Napo y Hollín, las cuales se encuentran en un espesor casi constante

de 40 pies de Sin embargo, se encuentran eventuales progradaciones que

aíslan los cuerpos arenosos en la secuencia estratigráfica U, la cual es de

interés para el análisis, favoreciendo de esta manera el entrampamiento

estratigráfico.

19

3.1.2 FACTOR DE DAÑO

Tabla 7. Resultados de las pruebas de presión del pozo Drago Norte-23 previo al

fracturamiento

Parámetro Resultado

Daño 14

Presión a la profundidad

de los punzados 2 284.0 psi

Permeabilidad equivalente 171.7 mD


En la tabla 7 se verifica un factor de daño positivo con un valor de 14 que de

acuerdo con el numeral 2.1.2 indica que el pozo se encuentra dañado,

además de que tiene una permeabilidad de 171.7 mD lo que indica que no

existen el suficiente número de canales para que fluya el petróleo, por lo

tanto este pozo fue un buen candidato para realizar un trabajo de

fracturamiento hidráulico, con el fin de disminuir el factor de daño y

conseguir un aumento en la producción de petróleo del pozo.

3.1.3 REACONDICIONAMIENTO

Luego del primer reacondicionamiento el pozo continuó produciendo de la

arena U inferior con una producción promedia de 350.77 bppd, un BSW

promedio de 1.38%, un factor de daño de 14 una Keq de 172.7 mD y una

presión de reservorio de 1 400 psi hasta el 2017, razón por la cual se realizó

un segundo reacondicionamiento el 17 de Julio con el propósito de sortear el

daño de formación mediante una estimulación por fracturamiento hidráulico y

después del cual se obtuvo una producción de 1 601.24 bppd y un BSW

constante de 1%.

3.1.4 GRÁFICA DE LA CURVA IPR

Tabla 8. Parámetros IPR antes del realizar la fractura del pozo Drago Norte-23

Parámetros IPR Antes fractura

Presión de fondo fluyente corregida Pwf Psi 993.11

Índice de productividad J bbl/d/psi 0.938

Caudal de petróleo a Pb qob bbl/d 67.50

Caudal de petróleo qo bbl/d 346.27

Caudal máximo de petróleo qomax bbl/d 759.17

En la tabla 8 se observa que el índice de productividad del pozo se cataloga

como un pozo con una “productividad media” de acuerdo a la tabla 1 de la

20

clasificación de pozos según su índice de productividad en consecuencia, de

este resultado, se tiene un caudal de petróleo máximo de 759.17 bppd.

Figura 4. Gráfica IPR del pozo Drago Norte – 23 antes del fracturamiento

Como se observa en la figura 4 se tiene un IP constante el cual llega hasta la

Presión de burbuja (Pb) donde empieza la curva IPR la cual demuestra que

la máxima cantidad de petróleo que se va a obtener en este pozo es de

759.17 bbl, razón por la cual la curva IPR solo llega hasta este valor a pesar

de que la presión siga disminuyendo.


Tabla 9. Parámetros de la curva de declinación antes del fracturamiento del pozo Drago

Norte 23

Pronostico Actual Parámetros

Fase Aceite

Producción Acumulada 619 814

Fecha acumulada 19/06/2017

Reservas 297 854

Fecha reservas 17/08/2022

En la tabla 9 se observa que las reservas remanentes del pozo Drago Norte

23 antes del fracturamiento fueron de 297 854 bbl con un tiempo estimado

de vida del pozo hasta el 2022, y una producción acumulada al 19 de Junio

de 2017 la cual fue de 619 814 bbl.

Pb

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

0 200 400 600 800 1000

Pre

sió

n, [p

si]

caudal, q [bbl/d]

IPRANTESIP ANTES

Pb

759.17

21


Tabla 10. Presión de fractura

Presión de fractura 3 985.44 psi

Debido a que la presión de fractura es de 3 985.44 psi como se observa en

la tabla 8, se eligió el apuntalante carbolite-20/40 cuyas especificaciones se

encuentran en la tabla 11.

Tabla 11. Características del apuntalante Carbolite-20/40

Parámetros Carbolite-20/40

Presiones que soporta (psi) 19 000

Aberturas de malla (mm) 0.84-0.42

Porosidad del empaque 35%

Material Cerámica

Gravedad especifica 2.71

Gradiente de fractura 0.58 – 0.665

(Erazo & Jácome, 2014)

Este apuntalante será capaz de soportar presiones hasta de 19 000 psi para

evitar que la fractura se cierre y crear canales proporcionando conductividad

al fluido en el yacimiento; es de cerámica por lo tanto tiene un peso liviano.

Además de que posee una alta resistencia debido a que la presión de cierre

aumenta a lo largo de la vida del pozo.


Tabla 12. Equipos y fluidos necesarios para efectuar la estimulación del pozo Drago Norte

23

Equipos Fluidos

Unidad de work over Fluido de completación (kCl 2% + inhibidor + arcillas + aditivos)

Sarta de limpieza (Broca y scraper) Gel lineal

Sarta de fracturamiento Fluido de fractura

Slickline

Fluido de fractura

Catch tank

En la tabla 12 se observan los equipos necesarios en el proceso para

realizar el fracturamiento hidráulico junto con cada fluido y aditivo que se usó

para realizar la fractura sin que exista filtraciones ni cierres debido a la

presión de fractura.

22


Tabla 13. Cantidad de fluido de fractura y apuntalante

Volumen de fluido

YF135HTD

13 344.18 gal

Masa del apuntalante

CARBOLITE-20/40

19 236 lb

En la tabla 13 se observa que para este pozo se utilizó un fluido de fractura

llamado YF135HTD, con un volumen de 13 344.18 gal, cantidad suficiente

para todas las etapas de inyección incluida el enjuague y que permitió que la

eficiencia de la fractura mejore.

Tabla 14. Nomenclatura del fluido de fractura

Letras Significado

YF Fluido activado

135 Gel línea (Goma GUAR,30 gal/100 gal)

HTD Altas temperaturas

Se seleccionó este fluido debido a que soporta altas temperaturas sin que se

alteren sus propiedades reológicas y logra que el apuntalante llegue hacia la

formación.

3.1.9 GRAFICAS IPR DEL POZO ANTES Y DESPUÉS DEL

FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO

Tabla 15. Parámetros IPR antes y después de realizar la fractura del pozo Drago Norte-23

Parámetros IPR Antes

fractura Después fractura

Presión de fondo fluyente corregida Pwf Psi 993.11 922.29

Índice de productividad J bbl/d/psi 0.938 3.99

Caudal de petróleo a Pb qob bbl/d 69.50 287

Caudal de petróleo qo bbl/d 346.27 1 687.44

Caudal máximo de petróleo qomax bbl/d 759.17 2 807

En la tabla 15 se presenta la presión de fondo fluyente corregida, la cual

disminuyó de 993.11 psi a 922.29 psi debido a que la presión a la altura de

la bomba disminuyó, es decir que el sensor de la bomba BES lo ubicaron a

una menor profundidad, además se observa según los resultados del índice

de productividad que el pozo pasó de ser catalogado como “mal productor” a

“excelente productor” debido al resultado obtenido de J = 3.99 bbl/d/psi, de

23

acuerdo a la clasificación de pozos según su índice de productividad, con un

incremento del caudal de petróleo de 346.27 bbl a 1 687.44 bbl.

Figura 5. Gráfica IPR del pozo Drago Norte-23 antes y después del fracturamiento

En la figura 5 están representadas las curvas IPR antes y después del

fracturamiento mediante las cuales se verifica la variación en la

productividad del pozo después del trabajo de fracturamiento hidráulico,

debido a que previo al trabajo de fracturamiento el IP que se calculó fue de

0.938 bbl/d/psi y un caudal máximo de 759.17 bppd y una vez realizado el

trabajo de fracturamiento, luego de estabilizar la producción del pozo el IP

que se calculó fue de 3.99 bbl/d/psi y un caudal máximo de 2 807 bppd.

3.1.10 PARÁMETROS DE LAS CURVAS DE DECLINACIÓN DE LA

PRODUCCIÓN ANTES Y DESPUÉS DEL FRACTURAMIENTO

HIDRÁULICO

Tabla 16. Parámetros de la curva de declinación antes y después del fracturamiento

hidráulico del pozo Drago Norte 23

Pronostico Actual Parámetros antes del

fracturamiento Parámetros después del fracturamiento

Fase Aceite Aceite

Producción Acumulada 619 814 1 454 32

Fecha acumulada 19/06/2017 28/11/2017

Reservas 297 854 1 265 84

Fecha reservas 17/08/2022 22/10/2027

Pb

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500

Pre

sió

n, [p

si]

caudal, q [bbl/d]

IP ANTES

IPR ANTES

Pb

IPR DESPUES

IP DESPUES

0.9383.99

759.17 2807

24

En la tabla 16 se observa la curva de declinación antes de la producción, la

cual indica que la variación de las reservas remanentes antes del

fracturamiento las cuales fueron de 297 854 bbl con un tiempo de vida del

pozo hasta el 17 de Agosto de 2 022 y una producción acumulada al 19 de

Junio de 2017 fue de 619 814 bbl, mientras que después de realizado el

trabajo de fracturamiento las reservas remanentes son de 1265 84 bbl con

un tiempo de vida del pozo estimado hasta el 22 de Octubre de 2027 y la

producción acumulada al 28 de Noviembre de 2017 es de 1454 32 bbls.

Luego de observar la diferencia entre las 2 curvas de declinación, se refleja

un incremento de las reservas remanentes en 967 146 bbls y un

considerable aumento de vida del pozo el cual se incrementó en 5 años.


FRACTURAMIENTO

Tabla 17. Resultados de las pruebas de producción del pozo Drago Norte-23

Año Mes Día Arena BPPD BSW

API %

2017 Enero 27 U inferior 364.2 1 25.3

2017 Febrero 28 U inferior 315.5 1 25.3

2017 Marzo 26 U inferior 301.7 1 25.3

2017 Abril 29 U inferior 277.4 1 25.3

2017 Mayo 29 U inferior 315.6 1 25.3

2017 Junio 02 U inferior 299.4 1 25.3

2017 Se realiza el fracturamiento hidráulico el 17 de julio de 2017

2017 Julio 20 U inferior 6.4 89.22 25.3

2017 Julio 26 U inferior 387.5 2.15 25.3

2017 Julio 26 U inferior 1 601.3 1 25.3

2017 Agosto 28 U inferior 1 899.4 1 25.3

2017 Septiembre 28 U inferior 1 924.5 1 25.3

2017 Octubre 31 U inferior 1 915.2 1 25.3

2017 Noviembre 30 U inferior 1 697.4 1 25.3

2017 Diciembre 28 U inferior 1 601.2 1 25.3

(Oilfield manager, 2017)

En la tabla 17 se observa un cambio de la producción del 2 de Junio al 26 de

Julio en el cual se produjo un incremento de 1 301.08 bppd, esto se debe a

que entre estas dos fechas el 17 de Julio se realizó el fracturamiento

hidráulico propuesto para este pozo, sin embargo se tiene una producción de

6.4 bppd como primera producción luego del fracturamiento con un BSW de

89.22%, esto se debe a que primero se expulsó toda el agua con los

sedimentos del pozo, después la producción de petróleo se estabilizo y se

mantuvo un BSW de 1% lo que indica que el intercalado del estrato

25

proporcionó una buena contención en la fractura. Con un API de 25.3% lo

que indica que no hubo avance de la fractura a mayores o iguales

profundidades al contacto agua-petróleo.

3.1.12 FACTOR DE DAÑO ANTES Y DESPUÉS DEL FRACTURAMIENTO

Tabla 18. Resultados del factor de daño del pozo Drago Norte-23 antes y después del

fracturamiento

Antes del fracturamiento Después del fracturamiento

Parámetros Resultados Parámetros Resultados

Daño 14 Daño - 2

Presión a la

profundidad de los

punzados

2 284.00 psi

Presión a la

profundidad de

los punzados

1 364 psi

Permeabilidad

equivalente 171.7 mD

Permeabilidad

equivalente 457.44 mD

En la tabla 18 se observa los resultados de la prueba de presión antes y

después de la fractura, de los cuales se verificó que el daño de formación del

pozo disminuyó teniendo un resultado antes de la fractura de 14 a el

resultado después de la fractura de -2, a pesar de que la permeabilidad se

mantuvo en este pozo se logró eliminar el daño y estimular la formación.


Figura 6. Registro de cementación del pozo Drago Norte 23


26

En el pozo Drago Norte 23 los intervalos de la arena U inferior disparados

fueron: 9 910 pies – 9 930 pies; 9 940 pies – 9 972 pies. Puesto que existe

una buena cementación en la zona de los punzados, es decir en el área que

se encuentra pintado de negro, se puede deducir que esta zona será capaz

de soportar las altas presiones que exige el fracturamiento hidráulico y

gracias a esta buena cementación en esta zona no existirá fracturas en el

cemento del intervalo punzonado, además se observa una amplitud de 6-7

mv en la zona de los punzados lo que confirma que existe una alta

adherencia del cemento. En cambio, el intervalos 9 970 pies – 10 000 pies,

en la zona que está pintada de café respectivamente presentan una calidad

de cementación regular, con presencia de micro ánulos, los cuales se

identifican por las partes pintadas de azul.

3.1.14 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO

Figura 7. Evolución de la producción del pozo Drago Norte-23


En la figura 7 se detalla un comportamiento de producción antes del trabajo

de fracturamiento hidráulico de 332.5 bppd y una vez realizado el trabajo de

fracturamiento la producción incrementa a 1 405.54 bppd, por lo tanto, se

0

500

1000

1500

2000

2500

Po

rdu

cció

n d

e P

etr

óle

o (

bb

l/d

)

Tiempo

Diaria.Water

Diaria.Oil

27

concluye que la producción ha aumentado un 67.06 %, lo cual implica que el

trabajo de fracturamiento fue exitoso.

Tabla 19. Comparativa del antes y después de los parámetros del pozo Drago Norte 23

Factor

de daño Índice de

productividad Caudal de petróleo

Caudal máximo de

petróleo

Reservas remanentes

bbl/d/psi bbl/día bbl/día bbl

Antes del fracturamiento

14 0.938 346.27 759.17 297 854

Después del fracturamiento

-2 3.99 1 687.44 2 807 1 265 84

Se verifica que con la aplicación del fracturamiento hidráulico se incrementa

las reservas remanentes por el incremento de radio de drenaje del pozo,

además de que el índice de productividad mejora por lo tanto el

fracturamiento fue provechoso.

3.2 POZO DRAGO NORTE 33


Tabla 20. Comparativa entre petrofísica típica de pozos candidatos a estimulación de

fracturamiento vs petrofísica real del pozo Drago Norte – 33 arena U inferior

Parámetros Parámetros a considerarse

Parámetros del pozo Drago Norte-33

Espesor total del reservorio

> 32 pies 38 pies

Corte de Agua < 30% 7 %

Saturación de Petróleo > 40% 83.7%

Presión de Reservorio < 70% depletado 2 250 psi 1 350 psi

(Roshanai, 2017)

28

Como se observa en la tabla 20 las condiciones petrofísicas del pozo Drago

Norte 23, el pozo se encuentra depletado ya que la presión se redujo un

60% de la presión original, por ende, no posee la energía suficiente para

mover el fluido del reservorio al pozo debido a que como se evidencia un

corte de agua del 1% el yacimiento no tiene un acuífero que suministre

energía al reservorio; además este pozo cumple con la petrofísica típica de

candidatos a fracturamiento hidráulico.

Tabla 21. Parámetros petrofísicos y características de los fluidos del pozo Drago Norte – 33,

arena U inferior al inicio de la producción

Datos U inferior

Porosidad (φ) 13.3%

Saturación de agua (Sw) 16.8%

Permeabilidad absoluta (k) 305 mD

Pr (psi)= Presión de reservorio 1360

Qo (bbl/d) = Tasa de Petróleo 46.2964

Pb (psi)= Presión de burbuja 1 328

Prof. Promedio de punzados (pies)= Profundidad promedio de los punzados

9 480

PIP (psi)= Presión del fluido a la altura de la bomba

1 748

Prof. Del sensor (pies)= Profundidad del sensor 9 230

BSW (%) = Sedimentos básicos y agua 94

API= Gravedad API 30.4


En la tabla 21 se observa que, a pesar de tener una permeabilidad de la roca

de 305 mD, se tiene valor de porosidad de 13.3%, por lo cual este pozo sería

un buen candidato para realizar el trabajo de estimulación, además de que

se encuentran detallados los datos de las pruebas de producción que serán

útiles para el cálculo de la IP, IPR.

29

Figura 8. Columna estratigráfica arenisca U inferior del campo Drago Norte

(Betancourt & Caicedo, 2013)

Las formaciones de interés Hidrocarburífero en el campo Drago Norte son:

Tena, Napo y Hollín, las cuales se encuentran en un espesor casi constante

de 19 pies. Sin embargo, se encuentran eventuales progradaciones que

aíslan los cuerpos arenosos en la secuencia estratigráfica U, la cual es de

interés para el análisis, favoreciendo de esta manera el entrampamiento

estratigráfico.

30

3.2.2 FACTOR DE DAÑO

Tabla 22. Resultados de las pruebas de presión del pozo Drago Norte-33

Parámetros Resultados

Daño 10

Presión a la profundidad de los

punzados 2200 psi

Permeabilidad equivalente 200 mD


En la tabla 22 se verifica un factor de daño positivo con un resultado de 10

que de acuerdo con el numeral 2.1.2 indica que el pozo se encuentra

dañado, además de que tiene una permeabilidad de 200 mD lo que indica

que no existen el suficiente número de canales para que fluya el petróleo

razón por la cual fue buen candidato para un trabajo de fracturamiento

hidráulico, con el fin de disminuir el factor de daño, incrementar la

permeabilidad y conseguir un aumento en la producción de petróleo del

pozo.

3.2.3 REACONDICIONAMIENTO

La completación de este pozo fue realizada en el año 2014 y fue configurado

con el método de levantamiento de bombeo electro sumergible para que

produzca de la arena U inferior iniciando con una producción de 46.29 bppd

y continuo produciendo hasta Enero del 2016, con una Keq de 200 mD y

reservas remanentes de 397 730 bbl y un bajo aporte, razón por la cual se

cerró el pozo hasta el 2017 donde realizan una el primer

reacondicionamiento al pozo Drago Norte 33 el cual tuvo el objetivo de

sortear el daño de formación mediante un fracturamiento hidráulico después

del cual se obtuvo una producción de 691.78 bppd. El pozo continúo

produciendo de la arena U inferior con una producción promedia de 733.28

bppd, un BSW promedio de 2%, un factor de daño de -2 una Keq de 256.5

mD y una presión de reservorio de 1 360 psi hasta el 2017.

31

3.2.4 GRÁFICA DE LA CURVA IPR

Tabla 23. Parámetros IPR antes del realizar la fractura del pozo Drago Norte-33

Parámetros IPR Antes fractura

Presión de fondo fluyente corregida Pwf Psi 1855.43

Índice de productividad J bbl/d/psi 0.117

Caudal de petróleo a Pb qob bbl/d 108.17

Caudal de petróleo qo bbl/d 46.29

Caudal máximo de petróleo qomax bbl/d 194.72

En la tabla 23 se observa que el índice de productividad del pozo se

cataloga como “mal productor” debido a que tiene un valor de 0.117 bbl/d/psi

de acuerdo la tabla 1 de la clasificación de pozos según su índice de

productividad, en consecuencia de este resultado, se tiene un bajo caudal de

petróleo y así mismo un bajo caudal máximo.

Figura 9. Gráfica IPR del pozo Drago Norte – 33 antes del fracturamiento

Como se observa en la figura 9 se tiene un IP constante la cual llega hasta la

presión de burbuja (Pb) donde empieza la curva IPR la cual demuestra que

la máxima cantidad de petróleo que se va a obtener en este pozo es de

194.72 bbl, por esta razón la curva IPR solo llega hasta este valor a pesar de

que la presión continúe disminuyendo.

Pb

0

500

1000

1500

2000

2500

0 500 1000 1500 2000

Pre

sió

n, [p

si]

caudal, q [bbl/d]

IP ANTES

IPR ANTES

Pb

Pwf'

Pwf''

32


Tabla 24. Parámetros de la curva de declinación del pozo Drago Norte 33

Pronostico Actual Parámetros

Fase Aceite

Producción Acumulada 520 275

Fecha acumulada 04/03/2016

Reservas 397 730

Fecha reservas 10/06/2020

En la tabla 24 se observa que las reservas remanentes antes del

fracturamiento fueron de 397 730 bbl con un tiempo estimado de vida del

pozo hasta el 2020, y una producción acumulada al 10 de Marzo de 2016 la

cual fue de 520 275 bbl.


Tabla 25. Presión de fractura

Presión de fractura 6 834.9 psi

Debido a que la presión de fractura es de 6 834.9 psi como se observa en la

tabla 25, se eligió el apuntalante carbolite - 20/40 cuyas especificaciones se

pueden encontrar en la siguiente tabla.

Tabla 26. Características del apuntalante Carbolite-20/40

Parámetros Carbolite-20/40

Presiones que soporta (psi) 19 000

Aberturas de malla (mm) 0.84-0.42

Porosidad del empaque 35%

Material Cerámica

Gravedad especifica 2.71

Gradiente de fractura 0.58 – 0.665

(Laffin & Kariya, 2016)

Este apuntalante será capaz de soportar presiones hasta de 19 000 psi para

evitar que la fractura se cierre y crear canales proporcionando conductividad

al fluido en el yacimiento; es de cerámica por lo tanto tiene un peso liviano.

Además de que posee una alta resistencia debido a que la presión de cierre

aumenta a lo largo de la vida del pozo.

33


Tabla 27. Equipos y fluidos necesarios para efectuar la estimulación del pozo Drago Norte

33

Equipos Fluidos

Unidad de work over Fluido de completación (kCl 2% + inhibidor + arcillas + aditivos)

Sarta de limpieza (Broca y scraper) Gel lineal

Sarta de fracturamiento Fluido de fractura

Slickline

Fluido de fractura

Catch tank

En la tabla 12 se observan los equipos necesarios en el proceso para

realizar el fracturamiento hidráulico junto con cada fluido y aditivo que se usó

para realizar la fractura sin que exista filtraciones ni cierres debido a la

presión de fractura.


Tabla 28. Cantidad de fluido de fractura y proponte usados en el pozo Drago Norte 33

Volumen de fluido

YF135HTD

13 268.89 gal

Masa del apuntalante

CARBOLITE-20/40

19 236 lb

En la tabla 28 se observa que para este pozo se utilizó un fluido de fractura

llamado YF135HTD, con un volumen de 13 268.89 gal, cantidad suficiente

para todas las etapas de inyección incluido el enjuague y que permitió que la

eficiencia de la fractura mejore.

3.2.9 GRAFICAS IPR DEL POZO ANTES Y DESPUÉS DEL

FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO

Tabla 29. Parámetros IPR antes y después de realizar la fractura en el pozo Drago Norte-33

Parámetros IPR Antes

fractura Después fractura

Presión de fondo fluyente corregida Pwf Psi 1 855.43 1 023.22

Índice de productividad J bbl/d/psi 0.117 2.26

Caudal de petróleo a Pb qob bbl/d 108.17 72

Caudal de petróleo qo bbl/d 46.29 692.78

Caudal máximo de petróleo qomax bbl/d 194.72 1 742

34

En la tabla 29 se presenta la presión de fondo fluyente corregida, la cual

disminuyó de 1 855.43 psi a 1 023.2 psi debido a que la presión a la altura

de la bomba disminuyó, es decir que el sensor de la bomba BES lo ubicaron

a una menor profundidad, además se observa según los resultados del

índice de productividad que el pozo pasó de ser catalogado como “mal

productor” a “excelente productor” luego de realizado el fracturamiento,

debido al resultado obtenido de J = 2.26 bbl/d/psi, de acuerdo a la

clasificación de pozos según su índice de productividad, con un incremento

del caudal de petróleo de 46.29 bbl a 692.78 bbl.

Figura 10. Gráfica IPR del pozo Drago Norte-33 antes del fracturamiento

En la figura 10 están representadas las gráficas IPR después del

fracturamiento mediante las cuales se verifica la variación en la

productividad del pozo luego de realizado el trabajo de fracturamiento

hidráulico, debido a que previo al trabajo de fracturamiento el IP que se

calculó fue de 0.117 bbl/d/psi y un caudal máximo de petróleo de 194.72

bbl/d, y una vez realizado el trabajo de fracturamiento, luego de estabilizar la

producción del pozo el IP que se calculó fue de 2.26 bbl/d/psi y un caudal

máximo de 1 742 bppd, por lo tanto el pozo Drago Norte 33 pasó a ser

catalogado como excelente productor de acuerdo a la clasificación de pozos

según su índice de productividad como se muestra en la tabla 1.

Pb

0

500

1000

1500

2000

2500

0 500 1000 1500 2000

Pre

sió

n, [p

si]

caudal, q [bbl/d]

IP ANTES

IPR ANTES

Pb

IPR DESPUES

IP DESPUES

Pwf'

Pwf''

1742194.72

0.117

2.26

35

3.2.10 PARÁMETROS DE LAS CURVAS DE DECLINACIÓN DE LA

PRODUCCIÓN ANTES Y DESPUÉS DEL FRACTURAMIENTO

HIDRÁULICO

Tabla 30. Parámetros de la curva de declinación antes y después del fracturamiento

hidráulico del pozo Drago Norte 33

Pronostico Actual Parámetros antes del

fracturamiento Parámetros después del fracturamiento

Fase Aceite Aceite

Producción Acumulada 520 275 398 392

Fecha acumulada 04/03/2016 22/10/2018

Reservas 397 730 1 383 55

Fecha reservas 10/06/2020 25/05/2029

En la tabla 30 se observa la variación de las reservas remanentes antes del

fracturamiento las cuales fueron de 397 730 bbl con un tiempo de vida del

pozo hasta el 10 de Junio 2020 y una producción acumulada al 10 de Marzo

del 2016 fue de 520 275 bbl, mientras que después de realizado el trabajo

de fracturamiento las reservas remanentes del pozo son de 1 383 55 bbl con

un tiempo estimado de vida del pozo hasta el 2029 y la producción

acumulada al 2018 es de 398 392 bbls. Luego de comparar la diferencia

entre las 2 curvas de declinación, se refleja un aumento de las reservas

remanentes de 985 270 bbls y un considerable aumento de vida del pozo el

cual se incrementó en 9 años.


FRACTURAMIENTO

Tabla 31. Resultados de las pruebas de producción del pozo Drago Norte-33

Año Mes Día Arena BPPD

BSW

API

%

2016 Enero 22 U inferior 49.30 97 32.8

2016 Febrero 20 U inferior 46.29 97 32.8

2017 Se realiza el fracturamiento hidráulico el 02 de Marzo del 2017

2017 Abril 26 U inferior 691.78 2 32.8

2017 Mayo 30 U inferior 714.87 2 32.8

2017 Junio 21 U inferior 733.28 2 32.8

(Oilfield manager, 2017)

36

En la tabla 31 se observa que los datos de producción registrados antes de

realizar el trabajo de fracturamiento en el pozo Drago Norte-33, se registró

una la producción promedia de 46.29 bppd y después de realizar el trabajo

de fracturamiento se registró una producción promedia de 691.78 bppd lo

cual indica un incremento de la producción. Además, se mantuvo un BSW de

2% lo que lo que indica que el intercalado del estrato proporcionó una buena

contención en la fractura. Con un API de 32.8% lo que indica que no hubo

avance de la fractura a mayores o iguales profundidades al contacto agua-

petróleo.

3.2.12 FACTOR DE DAÑO ANTES Y DESPUÉS DEL FRACTURAMIENTO

Tabla 32. Resultados del factor de daño del pozo Drago Norte-33 antes y después del

fracturamiento

Antes del fracturamiento Después del fracturamiento

Parámetros Resultados Parámetros Resultados

Daño 10 Daño - 2

Presión a la

profundidad de los

punzados

2 200.00 psi

Presión a la

profundidad de

los punzados

1 360 psi

Permeabilidad 200 mD Permeabilidad 286.5 mD

En la tabla 32 se observa los resultados de la prueba de presión antes y

después de la fractura, de los cuales se verificó que el pozo luego de

realizada la fractura presento un bajo daño de formación, S= -2, con un

considerable aumento de la permeabilidad de 200 mD a 286.5 mD lo que

significa que se crearon más canales que permitan el flujo del crudo a través

de la roca. Aparte de eliminar el daño, también se estimuló la formación.

37


Figura 11. Registro de cementación del pozo Drago Norte 33


Los intervalos a ser fracturados de la arena U inferior es 9 722 pies – 9 745

pies (23 pies), donde se registran buenas amplitudes de onda, además de

que en el registro de VDL se observa ondas sinuosas lo que indica que

existe un buen trabajo de cementación y existe una buena adherencia de la

tubería de revestimiento al cemento.

38

3.2.14 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO

Figura 12. Evolución de la Producción del pozo Drago Norte-33


En la figura 12 se detalla un comportamiento de producción previo a realizar

la fractura de 46.29 bppd en el año 2014, no obstante, después de realizada

la fractura la producción de petróleo aumentó a 692.78 bppd por lo tanto se

concluye que existió un incremento de un 64.65 %, lo que implica que el

trabajo de fracturamiento fue exitoso.

Tabla 33. Comparativa del antes y después de los parámetros del pozo Drago Norte 33

Factor de

daño

Índice de productividad

Caudal de

petróleo

Caudal máximo de

petróleo

Reservas remanentes

bbl/d/psi bbl/día bbl/día bbl

Antes del fracturamiento

10 0.117 46.29 194.72 397 730

Después del fracturamiento

-2 2.26 692.78 1742 1 383 55

Se verifica que con la aplicación del fracturamiento hidráulico se incrementa

las reservas remanentes por el incremento de radio de drenaje del pozo,

además de que el índice de productividad mejora por lo tanto el

fracturamiento fue provechoso.

0

200

400

600

800

1000

1200

Pro

du

cció

n d

e P

etr

óle

o (

bb

l/d

)

Tiempo

Diaria.Water

Diaria.Oil

39

4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

39

4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

4.1 CONCLUSIONES

• En el pozo Drago Norte 23 el factor de daño disminuyó de 14 a -2, y en el pozo Drago Norte 33 disminuyó de 10 a -2 lo cual indica que el

trabajo de fracturamiento en ambos pozos ayudó a que el daño de

formación sea reparado y no exista posibles filtraciones en la zona de

pago.

• El índice de productividad en el pozo Drago Norte 23 aumentó de 0.938 bbl/d/psi a 3.99 bbl/d/psi y en el pozo Drago Norte 33 aumentó

de 0.117 a 2.26 consecuencia de esta variación del IP el caudal de

petróleo aumentó de 346.27 bbl/día a 1687.44 bbl/día en el pozo

Drago Norte 23 y de 46.29 bbl/día a 692.78 bbl/día, por lo tanto, el

trabajo de fracturamiento realizado en este pozo fue exitoso.

• Las reservas remanentes incrementaron en ambos pozos luego de realizado el trabajo de fracturamiento lo cual provocó que el tiempo de

vida de los pozos se incremente en 5 años del pozo Drago Norte 23 y

en 9 años del pozo Drago Norte 33.

• El fluido de fractura inyectado fue el YF135HTD el cual fue escogido

debido a que soporta las altas temperaturas a las que se puede

encontrar el reservorio y ayudo a que la eficiencia hidráulica de la

fractura mejore.

• En ambos pozo se incrementó la permeabilidad, lo que permitió que

existan más canales de flujo para que el crudo llegue a superficie y

por lo tanto se produjo un aumento del caudal de petróleo de más del

60% lo que indica que el fracturamiento mejoró la producción.

40

4.2 RECOMENDACIONES

• En los pozos en los cuales existe filtrado en arenas aledañas a la

arena productora revisar que tenga un buen sello mediante una

corrida de registros de cementación para evitar que exista filtrado de

agua y afecte a la producción.

• En ambos pozos bajar una sarta de limpieza para sacar ripios, arena

de fractura, basuras que se encuentren en el fondo luego de haber

realizado la fractura para evitar un p

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