Fracturamiento Con Gas
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TRABAJO ESPECIAL DE GRADO
EVALUACIN DE MATERIAL ENERGTICO PARA EL FRACTURAMIENTO CON GAS EN ARENAS CONSOLIDADAS DE
ALTA PERMEABILIDAD DE GAS
Presentado ante la Ilustre Universidad Central de Venezuela
Por el Bachiller: Chavarro S., Wilmer A. Para optar al Ttulo de Ingeniero de Petrleo
Caracas, 2006
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TRABAJO ESPECIAL DE GRADO
EVALUACIN DE MATERIAL ENERGTICO PARA EL FRACTURAMIENTO CON GAS EN ARENAS CONSOLIDADAS DE
ALTA PERMEABILIDAD DE GAS
TUTOR ACADMICO: Prof. MSc. Walter Poquioma TUTOR INDUSTRIAL: Ing. Pablo Manrique
Presentado ante la Ilustre Universidad Central de Venezuela
Por el Bachiller: Chavarro S., Wilmer A. Para optar al Ttulo
de Ingeniero de Petrleo
Caracas, 2006
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i
DEDICATORIA
Dedico ste trabajo fundamentalmente a mi madre y a las personas que con su
constante entusiasmo y colaboracin, hicieron posible que lograra culminar mis
estudios, impulsndome en cada uno de los momentos difciles y celebrando
aquellas metas trazadas.
Tambin lo dedico a todas aquellas personas que creen en la igualdad de
oportunidades como base para el desarrollo integral de los hombres y mujeres.
Finalmente, dedico este trabajo al pueblo de Venezuela por hacer valer el derecho
a una educacin gratuita con el fin de alcanzar el desarrollo de esta nacin en
funcin del bien colectivo.
Wilmer Chavarro
-
ii
AGRADECIMIENTOS
A mi madre y a mi hermano por darme su constante apoyo en el da a da.
A mi cuada Yoli por estar siempre pendiente durante el transcurso de mi carrera.
Muy especialmente a mi Tutor Industrial Pablo Manrique por haberme dedicado su
tiempo y conocimientos sin dudarlo en ningn momento, dndome la confianza
para desarrollar los objetivos planteados. Y principalmente por creer en mi
capacidad profesional.
A mi Tutor Acadmico Walter Poquioma por brindarme su apoyo, conocimientos y
consejos cada momento que lo necesit.
A mi novia Lorena y a Karlita por darme su incuantificable apoyo durante los
momentos ms difciles de este trabajo.
A Franklin, Israel, Ernesto, Bladimir y el seor Asdrubal Ovalles por compartir sus
conocimientos y discutir algunos tpicos importantes, adems de brindarme su
amistad.
A Jenny, Junior, Espaita, Frepi, Karyve, Xenia, Jorge (el Gaucho), Julio, Rafael
(tortuga), Luis Fernando, Nestor, Yessica y dems compaeros que siempre
estuvieron pendientes de mi trabajo y brindarme su amistad.
A Arturo Borges por abrirme las puertas en Intevep dndome la oportunidad de
realizar mi trabajo de Pasanta Industrial y ayudarme en cada momento que
necesit algn consejo o ayuda.
A los compaeros de exploracin: David Moreno, Lenn Ortega, Arcadio, Carlos
Bustamante, Maria Daniela Rangel y los compaeros del transporte, por no dudar
en ayudarme para la seleccin, bsqueda, toma y corte de las muestras de los
afloramientos que se emplearon en este trabajo.
A Heriberto Sanchez quien siempre me brind su apoyo, experiencia y el caf.
A Hector Gonzalez y Neel Montoya por darme su tiempo en los momentos que
requer realizar diferentes pruebas, ensayos de laboratorio y aclarar mis dudas.
A Armando Bello por orientarme en cuanto a experiencias previas relacionadas
con este trabajo, y a Jos Moreno por brindarme su apoyo.
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iii
A Nelson Marquez por su importante apoyo en el desarrollo de este trabajo de
investigacin.
A Miguel Marquina, Yanira Perdomo, Maria L. Ventresca y Carlos Vallejos por
brindarme su valioso apoyo.
A los compaeros de CAVIM Cnel. Jordn, Ladislao Pregitzer, Juan Sanchez,
Rafael Garca, Sr. Parra y dems por su valioso apoyo para realizar las pruebas
de campo.
A todos y cada uno de los compaeros que me han acompaado durante mi
carrera en los buenos y malos momentos y que no mencion..
Muchas Gracias!!!
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iv
NDICE GENERAL
Dedicatoria ............................................................................................................... i Agradecimientos.......................................................................................................ii ndice general..........................................................................................................iv Lista de figuras .......................................................................................................vii ndice de tablas ....................................................................................................... x Nomenclatura ..........................................................................................................xi Resumen............................................................................................................... xiii CAPITULO I ............................................................................................................ 1 Formulacin del problema....................................................................................... 1
I. Introduccin .................................................................................................. 1 Ii. Planteamiento del problema ......................................................................... 3 Iii. Justificacin .............................................................................................. 4 Iv. Objetivo general ........................................................................................ 5 V. Objetivos especficos.................................................................................... 5
CAPITULO II ........................................................................................................... 6 Marco terico........................................................................................................... 6
1. Yacimientos de hidrocarburos. ..................................................................... 6 1.1. Propiedades de la roca.......................................................................... 6
1.1.1. Porosidad ....................................................................................... 6 1.1.2. Permeabilidad ................................................................................ 7 1.1.3. Densidad de roca y distribucin de tamao de grano .................... 8
1.2. Efecto superficial ................................................................................. 10 1.2.1. Componentes del efecto superficial ............................................. 13 1.2.2. Efecto superficial causado por completacin parcial y pozos inclinados.................................................................................................... 14 1.2.3. Efecto superficial por caoneo ..................................................... 17
1.3. Propiedades geomecnicas ................................................................ 19 1.3.1. Aplicaciones de la geomecnica .................................................. 20 1.3.2. Comportamiento mecnico de los materiales geolgicos ............ 20 1.3.3. Caractersticas especiales de los materiales geolgicos ............. 21 1.3.4. Ensayos de laboratorio................................................................. 22
1.3.4.1. Ensayo de compresin sin confinamiento (UCS) .................... 23 1.3.4.2. Compresin triaxial .................................................................. 23 1.3.4.3. Tensin indirecta o ensayo de cilindro brasileo ..................... 24 1.3.4.4. Ensayo de compresin uniaxial ............................................... 24 1.3.4.5. Coeficiente de Biot .................................................................. 25
1.3.5. Pruebas de campo ....................................................................... 26 1.3.5.1. Magnitud del esfuerzo vertical ( V )......................................... 26 1.3.5.2. Magnitud del esfuerzo mnimo ( h ) ........................................ 26 1.3.5.3. Magnitud del esfuerzo mximo ( H )....................................... 26
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v
2. Mecanismos de produccin por flujo natural .............................................. 27 2.1. Produccin por gas disuelto ................................................................ 28
2.1.1. Presin sobre el punto de burbujeo (petrleo subsaturado)......... 28 2.1.2. Presin debajo del punto de burbujeo (petrleo saturado).......... 29
2.2. Produccin por capa de gas................................................................ 30 2.3. Produccin por empuje natural de agua.............................................. 31
3. Mecanismos de estimulacin convencional................................................ 32 3.1. ndice de productividad antes de la estimulacin ................................ 33 3.2. Principios bsicos del fracturamiento hidrulico.................................. 35
3.2.1. Mecnica de la fractura ................................................................ 37 3.2.2. Mecnica del fluido de fractura..................................................... 39 3.2.3. Agente de sostn (apuntalante) ................................................... 40
4. Uso de materiales energticos en la industria petrolera ............................. 41 4.1. Clasificacin de los explosivos ............................................................ 42
5. Fracturamiento con gas .............................................................................. 46 5.1. Mecnica del fracturamiento con gas .................................................. 49
5.1.1. Mecanismos actuantes................................................................. 49 5.1.2. Mecanismo de formacin de la fractura ....................................... 50
5.2. Diseo del fracturamiento con gas ...................................................... 52 5.2.1. Principio ....................................................................................... 52 5.2.2. Diseo del pulso de presin ......................................................... 53
5.3. Diseo del propelente.......................................................................... 56 5.4. Geomecnica en el fracturamiento con gas ........................................ 59 5.5. Estimacin del incremento en la productividad ................................... 60 5.6. Equipos utilizados................................................................................ 62 5.7. Aplicaciones en Venezuela ................................................................. 64 5.8. Ventajas y desventajas........................................................................ 66
5.8.1. Ventajas de la tecnologa ............................................................. 66 5.8.2. Desventajas de la tecnologa ....................................................... 67
6. Descripcin geolgica de la formacion Naricual ......................................... 67 6.1. Consideraciones histricas.................................................................. 68 6.2. Localidad tipo ...................................................................................... 69 6.3. Descripcin litolgica........................................................................... 69 6.4. Espesor ............................................................................................... 70 6.5. Estructura ............................................................................................ 70 6.6. Estratigrafa ......................................................................................... 70 6.7. Extensin geogrfica ........................................................................... 70 6.8. Expresin ssmica ............................................................................... 71 6.9. Expresin topogrfica.......................................................................... 71 6.10. Contactos......................................................................................... 71 6.11. Fsiles ............................................................................................. 72 6.12. Edad ................................................................................................ 73 6.13. Correlacin ...................................................................................... 73 6.14. Paleoambientes ............................................................................... 73 6.15. Propiedades petrofsicas ................................................................. 74 6.16. Importancia econmica.................................................................... 75
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vi
CAPITULO III ........................................................................................................ 77 Metodologa experimental ..................................................................................... 77
1. Preparacin de muestras............................................................................ 77 2. Determinacin de porosidad y permeabilidad............................................. 81
2.1. Procedimiento para medir la porosidad ............................................... 82 2.2. Procedimiento para medir la permeabilidad ........................................ 84
3. Distribucin de tamao y densidad de grano.............................................. 86 3.1. Determinacin de tamao de grano .................................................... 86 3.2. Determinacin de densidad del grano ................................................. 88
4. Caracterizacin geomecnica .................................................................... 89 4.1. Determinacin de UCS........................................................................ 89 4.2. Ensayos de tensin indirecta............................................................... 90 4.3. Ensayo de resistencia a la compresin triaxial .................................... 91
5. Ensayos con material energtico................................................................ 92 6. Medicin de la temperatura de ignicin ...................................................... 95
CAPITULO IV ........................................................................................................ 97 Resultados y anlisis............................................................................................. 97 Conclusiones....................................................................................................... 114 Recomendaciones............................................................................................... 116 Bibliografa .......................................................................................................... 117 Apndices............................................................................................................ 120
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vii
LISTA DE FIGURAS
Fg. 1. Variables que influyen en la permeabilidad segn Ley de Darcy. .............. 7 Fg. 2. Zona cercana al pozo alterada................................................................. 11 Fg. 3. Ejemplo de completacin parcial, (a) pozo con penetracin parcial en la
formacin, (b) pozo produciendo solo desde la parte central de la formacin, (c) pozo con 4 intervalos abiertos a produccin (Brons y Marting)................. 14
Fg. 4. Pseudo skin Sb (Brons y Marting). ........................................................... 15 Fg. 5. Geometra para efectos de caracterizacin por completacin parcial y
desvo de pozos. ............................................................................................ 16 Fg. 6. Compresin sin Confinamiento ................................................................ 23 Fg. 7. Ensayo de tensin indirecta y fracturas generadas en la muestra. .......... 24 Fg. 8. Tpica envolvente de falla......................................................................... 25 Fg. 9. Produccin por gas disuelto en el petrleo con Presin (P) > Presin de
burbuja (Pb). .................................................................................................. 29 Fg. 10. Produccin por gas disuelto en el petrleo con P < Pb......................... 30 Fg. 11. Mecanismo de empuje por Capa de Gas ............................................... 31 Fg. 12. Uso del Fracturamiento Hidrulico como mecanismo de completacin
para pozos de petrleo y gas en EE.UU. ...................................................... 35 Fg. 13. Prueba de fracturamiento con Gas......................................................... 47 Fg. 14. Comparacin de perfiles de Presin ( tomado de INT - 8723) ............... 48 Fg. 15. Tipos de fracturas creadas segn la rapidez con que se incrementa la
presin. .......................................................................................................... 51 Fg. 16. Tipo de fractura creada segn la velocidad de fractura.......................... 52 Fg. 17. Diagrama de elementos que determinan la configuracin del explosivo.58 Fg. 18. Influencia del mdulo de Young y la relacin de Poisson en: a) espesor, y
b) longitud de la fractura................................................................................. 59 Fg. 19. Diseo genrico de herramienta utilizada para el Fracturamiento con
Gas................................................................................................................. 64 Fg. 20. Toma de muestras de roca de superficie de la Formacin Gurico en la
zona de Camatagua. (el Autor) ...................................................................... 77 Fg. 21. Toma de muestras de roca de superficie de la Formacin Naricual en el
Edo. Anzoategui. (el Autor) ............................................................................ 78 Fg. 22. Herramientas empleadas para la toma de muestras. (el Autor) ............. 78 Fg. 23. Afloramiento de la formacin Naricual en la zona de la mina homnima.
(el Autor) ........................................................................................................ 79 Fg. 24. a) Toma de una muestra de superficie. b) Afloramiento de la formacin
Naricual en la carretera vieja hacia Maturn, Km 52. (el Autor) ...................... 79 Fg. 25. a) Celda de confinamiento para la realizacin de pruebas con material
explosivo (tomado de INT-9155). b) Cara de un bloque de roca de la formacin Naricual al ser cortado (el Autor). .................................................. 80
Fg. 26. Equipo para el corte de bloques de roca. (el Autor) ............................... 80
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viii
Fg. 27. Bloques preparados para ser sometidos a ensayos de fracturamiento con gas, a) de Arenisca y b) de Plexiglass. (el Autor)........................................... 81
Fg. 28. Toma de tapones de roca para la realizacin de anlisis convencionales y ensayos geomecnicos. (el Autor) .............................................................. 82
Fg. 29. Tapones tomados para la realizacin de anlisis convencionales y ensayos geomecnicos. (el Autor) ................................................................. 82
Fg. 30. Porosmetro de Helio sin confinamiento. (el Autor) ................................ 83 Fg. 31. Permemetro de Helio. (el Autor)........................................................... 85 Fg. 32. Presurizacin con aire para el medicin de permeabilidad del tapn de
roca contenido en el permemetro de helio. (el Autor) .................................. 85 Fg. 33. Muestras de roca triturada para determinacin de la granulometra de las
rocas. (el Autor).............................................................................................. 86 Fg. 34. a) Balanza para medicin de la masa de las muestras trituradas. b)
Tamizado de muestras para obtencin del tamao de grano. (el Autor)........ 87 Fg. 35. Celda triaxial MTS-815 para ensayos geomecnicos. (el Autor)............ 90 Fg. 36. a) Tapones para ensayos de tensin indirecta. b) y c) Celda triaxial
MTS-810 para ensayos geomecnicos. (el Autor) ......................................... 91 Fg. 37. Confinamiento de tapn para la determinacin de la resistencia a la
compresin triaxial. (el Autor)......................................................................... 92 Fg. 38. Direcciones de los esfuerzos en los tres planos de carga en la celda de
confinamiento para pruebas con material explosivo. ..................................... 93 Fg. 39. Resonancia magntica lateral de un bloque de arenisca saturado con
agua destilada. (el Autor) ............................................................................... 93 Fg. 40. Equipo para la toma de imgenes por Resonancia Magntica. (el Autor)
....................................................................................................................... 94 Fg. 41. Ensamblaje blanco explosivo para ensayos de fracturamiento con gas.
(el Autor) ........................................................................................................ 94 Fg. 42. Fusimetro para medicin del punto de ignicin del explosivo. (el Autor)
....................................................................................................................... 96 Fg. 43. Distribucin del tamao de grano de la muestra de roca A.................... 99 Fg. 44. Distribucin del tamao de grano de la muestra de roca B.................... 99 Fg. 45. Distribucin del tamao de grano de la muestra de roca C.................. 100 Fg. 46. Distribucin del tamao de grano de la muestra de roca D.................. 100 Fg. 47. Distribucin del tamao de grano de la muestra de roca E.................. 101 Fg. 48. Efectos de explosivos descartados a) Prueba en bloque de plexiglass
usando propelente C; b) Prueba en bloque de roca con geometra irregular usando cordn detonante. (el Autor)............................................................ 103
Fg. 49. Comportamiento registrado del propelente C en bloque de Plexiglass. (el Autor) ...................................................................................................... 104
Fg. 50. Sistema radial de fracturas de tope a fondo en bloque de Plexiglass con propelente A. (el Autor).............................................................................. 105
Fg. 51. Configuracin final del explosivo confinado en los bloques de prueba. (el Autor) ........................................................................................................... 106
Fg. 52. Visualizacin por resonancia magntica de la muestra de roca A2 despus de activar 2 gr de propelente A. (el Autor)................................... 107
Fg. 53. Visualizacin por resonancia magntica de la muestra de roca A8 despus de activar 2.5 gr de propelente A. (el Autor)................................ 107
-
ix
Fg. 54. Visualizacin por resonancia magntica de la muestra de roca A6 despus de activar 3 gr de propelente A. (el Autor)................................... 108
Fg. 55. Visualizacin directa de la muestra de roca A1 despus de activar 4 gr de propelente A. (el Autor)......................................................................... 108
Fg. 56. Visualizacin por resonancia magntica de la muestra de roca A4 despus de activar 6 gr de propelente A. (el Autor)................................... 109
Fg. 57. Visualizacin por resonancia magntica de la muestra de roca A5 despus de activar 8 gr de propelente A. (el Autor)................................... 109
Fg. 58. Visualizacin por resonancia magntica de la muestra de roca A9 despus de activar 10 gr de propelente A. (el Autor)................................. 110
Fg. 59. Bloques de plexiglass sometidos a la accin de un propelente sin/con inmersin en lquido para una misma carga de material energtico. (el Autor)..................................................................................................................... 111
Fg. 60. Bloques de arenisca sometidos a la accin de un propelente con/sin inmersin en lquido para una misma carga de material energtico. (el Autor)..................................................................................................................... 112
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x
NDICE DE TABLAS
Tabla 1. Clasificacin de la permeabilidad del medio poroso segn el fluido que contenga. ......................................................................................................... 8
Tabla 2. Densidades caractersticas de algunos minerales y rocas. .................... 9 Tabla 3. Clasificacin de las rocas sedimentarias segn su tamao de grano
segn Wentworth ........................................................................................... 10 Tabla 4. Flujo en pozos sin dao (tomado de Valk y col.). ................................ 34 Tabla 5. Interrelacin entre propiedades para materiales linealmente elsticos
(tomado de Economides y col.)...................................................................... 38 Tabla 6. Comparacin entre Combustin y Detonacin ...................................... 42 Tabla 7. Sustancias qumicas explosivas ms utilizadas. (Tomado de INT-7432)
....................................................................................................................... 44 Tabla 8. Propiedades de los fluidos de la formacin Naricual. (tomado de WEC
Venezuela 1997) ............................................................................................ 75 Tabla 9. Reservas estimadas al 31/12/1996 de la formacin Naricual (tomado de
WEC Venezuela 1997)................................................................................... 76 Tabla 10. Correspondencia de las muestras tomadas en campo con los bloques
de arena empleados para el fracturamiento con gas. .................................... 97 Tabla 11. Porosidad y permeabilidad de los tapones extrados para el anlisis de
las muestras................................................................................................... 97 Tabla 12. Valores promedio de la porosidad y permeabilidad de las muestras de
roca. ............................................................................................................... 98 Tabla 13. Tamao de grano de las muestras de roca. ...................................... 101 Tabla 14. Densidad de las muestras de roca. ................................................... 102 Tabla 15. Caracterizacin geomecnica de las muestras de roca. ................... 102 Tabla 16. Materiales energticos evaluados. .................................................... 103 Tabla 17. Pruebas en bloques de Plexiglass para la seleccin del propelente.104 Tabla 18. Pruebas en bloques de arena. .......................................................... 106 Tabla 19. Caractersticas de los bloques de roca A7 y A8 de la muestra de
superficie D. ................................................................................................. 112
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xi
NOMENCLATURA
Letras y Smbolos k: Factor de Permeabilidad de la roca, md kd: Permeabilidad en la zona daada, md q: Tasa de flujo A: Area transversal del medio poroso L: Longitud del medio poroso, cm P: Diferencial de presin : Viscosidad del fluido, cp : Densidad de la muestra de roca, gr / cm3 M: Masa de la muestra de roca, gr V: Volumen no-poroso de la muestra de roca, cm3 h: Espesor promedio de la capa productora, pies s: Efecto superficial, adimensional hw: Intervalo total abierto a produccin, pies Zw : Elevacin desde el fondo del yacimiento hasta la mitad del intervalo perforado,
pies lp: Longitud del caoneo, pies
: Parmetro que depende del ngulo de fase del caoneo, adimensional rw: Radio del pozo en la cara de la arena, pies
wr ' : Radio efectivo del pozo en la cara de la arena, pies T0 : Resistencia a la tensin, lpc P : Presin, lbf D : Dimetro de tapn de roca, pulgadas t : Espesor de la muestra, pulgadas UCS: Esfuerzo de compresin uniaxial sin confinamiento, lpc
V : Esfuerzo vertical, lpc
H : Esfuerzo horizontal mximo, lpc h : Esfuerzo horizontal mnimo, lpc
Pbd: Presin de fractura (breakdown), lpc Pp: Presin de poro, lpc UCS: Esfuerzo de compresin uniaxial, lpc Donde: K: Relacin de esfuerzos efectivos, adimensional Np: Produccin acumulada, bbl N: Petrleo original en sitio, bbl Bo: Factor volumtrico del petrleo, BY/BN Boi: Factor volumtrico inicial del petrleo, BY/BN Bg: Factor volumtrico del gas, BY/PCN Bgi: Factor volumtrico del gas inicial, BY/PCN Co: Compresibilidad del petrleo, lpc-1 Cw: Compresibilidad del agua, lpc-1
-
xii
Cf: Compresibilidad de la formacin, lpc-1 So: Saturacin de petrleo, fraccin Swc: Saturacin de agua irreducible, fraccin Sw: Saturacin de agua, fraccin Rp: Relacin gas - petrleo acumulado, PCN/BN Rs: Relacin de solubilidad del gas en el petrleo, PCN/BN Rsi: Relacin inicial de solubilidad del gas en el petrleo, PCN/BN m: (Cap II, seccin 2) ndice de la capa de gas, adimensional We: Influjo de agua, bbl Wi: Volumen inicial del acuifero, bbl J: ndice de productividad, BPD/lpc PD: Presin adimensional qD: Tasa de produccin adimensional : Aumento de la productividad, adimensional re: Radio de drenaje, pies rw: Radio del pozo, pies rf: Radio de la fractura, pies rd: Radio de la zona daada, pies Nf: Nmero de fracturas, adimensional FCD: Factor de conductividad m: (Cap. II, seccin 6) exponente de cementacin, adimensional n: exponente de saturacin, adimensional Unidades md: milidarcys cm: centimetros cp: centipoise gr: gramos lpc: libras por pulgada cuadrada lbf: libras de fuerza bbl: barriles BY: barriles a condiciones de yacimiento BN: barriles a condiciones normales (estndar) PCN: pies cbicos normales (estndar) BPD: barriles por da
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xiii
RESUMEN Chavarro S., Wilmer A.
EVALUACIN DE MATERIAL ENERGTICO PARA EL FRACTURAMIENTO CON GAS EN ARENAS CONSOLIDADAS DE
ALTA PERMEABILIDAD DE GAS Tutor acadmico: Prof. Walter Poquioma. Tutor Industrial: Ing. Pablo Manrique. Tesis. Caracas, U.C.V. Facultad de Ingeniera. Escuela de
Ingeniera de Petrleo, 2006, 124 pginas.
Palabras Claves: Fracturamiento con Gas, Estimulacin de Yacimientos,
Propelente, Dao a la Formacin, Geomecnica en el Fracturamiento, Mecnica
de Rocas.
En la industria petrolera se emplean diferentes tcnicas para realizar la
estimulacin en aquellos yacimientos en los que por diferentes mecanismos de
dao a la formacin, han disminuido la capacidad de los hidrocarburos para fluir
hacia el pozo. Una de las tcnicas mayormente empleada para la estimulacin de
yacimientos en Venezuela, es el fracturamiento hidrulico, el cual genera fracturas
(canales de alta permeabilidad) en la roca, alcanzando grandes longitudes. El
fracturamiento hidrulico es una tcnica que resulta altamente costosa y reviste
una gran complejidad operacional, por lo cual es necesario trabajar en funcin de
desarrollar tcnicas que permitan realizar estimulaciones efectivas a menores
costos y disminuyendo la complejidad operativa. En el presente trabajo, se evala
la aplicacin de material energtico explosivo en modelos de plexiglass y
areniscas de alta permeabilidad de gas, a fin de entender el fenmeno fsico que
comprende: Sistema de fracturas generado, caracterizacin de las fracturas en
funcin de diferentes cantidades del explosivo seleccionado y, necesidad o no de
insertar agentes de sostn a las fracturas creadas. Se seleccion afloramientos de
la formacin Naricual para la toma de muestras de estudio, y estas se
caracterizaron mediante anlisis convencionales y ensayos geomecnicos.
-
xiv
Adems, se determin como explosivo el propelente debido a su capacidad para
generar grandes cantidades de gas y por ende presin para propagar las
fracturas. Posteriormente se estableci una metodologa para realizar el
fracturamiento de las muestras confinadas en una celda diseada para tal fin. Se
realiz la visualizacin directa e indirecta (en las rocas mediante resonancia
magntica), el anlisis permiti concluir que se genera un sistema radial de
fracturas, que el desprendimiento de partculas de la matriz de la roca impide que
las mismas se cierren, planteando la posibilidad de no insertar apuntalante, y que
al activar el propelente inmerso en un lquido ocurre mayor propagacin de la
fractura. Finalmente, se recomienda realizar un estudio para desarrollar
ecuaciones que modelen el fracturamiento; disear una herramienta para
encapsular el propelente y someterlo a condiciones de yacimiento, y disear
prueba que permita cuantificar la variacin en la permeabilidad al realizar la
estimulacin.
-
1
CAPITULO I Formulacin del Problema
I. INTRODUCCIN Desde los inicios de la industria petrolera se han empleado diversos mecanismos
de produccin, partiendo de la produccin por flujo natural donde el aporte
energtico lo hace el yacimiento, y a medida que se expanden los fluidos del
yacimiento, la presin inicial del yacimiento tiende a bajar. En otros casos
podemos tener mecanismos naturales que reduzcan la velocidad de decaimiento
de la presin, estos son: el efecto de la subsidencia, la migracin de un acufero
activo, la expansin de una capa de gas y la segregacin gravitacional.
Cuando se est en presencia de un yacimiento en el cual su presin no es
suficiente para producir de manera natural o cuando la presin del yacimiento se
ha reducido por efecto de la produccin, es necesario aplicar mecanismos de
levantamiento, tales como: bombeo mecnico, bombeo electrosumergible,
levantamiento artificial con gas u otros mecanismos.
Existen procedimientos para estimular mecnicamente la produccin del
yacimiento entre los cuales se encuentra uno de los ms exitosos, el
Fracturamiento Hidrulico. Este mecanismo consiste en inyectar al yacimiento un
fluido de fracturamiento a una presin que supere los esfuerzos de la roca hasta
su fractura y propagando la misma para crear un canal con mayor permeabilidad
que permita un mayor flujo hacia el pozo, reduciendo la cada de presin. Es
necesario entonces mantener abierto el canal de alta permeabilidad (fractura) y
para esto se aade un material apuntalante, que mantendr abierto el nuevo plano
de fractura.
La tecnologa de Fracturamiento Hidrulico es diferente del Fracturamiento con
Gas, ya que esta ltima tcnica consiste en colocar una carga de agente de
propulsin en la cara de la arena y tras su ignicin y combustin se genera un
pulso de alta presin de gas el cual da paso a la generacin de sistemas radiales
de mltiples fracturas en los alrededores del pozo, interconectando las fisuras
naturales, para de esa manera mejorar la produccin.
-
2
Fracturamiento con gas es una tecnologa que ha sido estudiada en los Estados
Unidos y la ex Unin Sovitica en los aos 60s y 70s y es en la URSS donde
tiene su mayor desarrollo en los 80s con 1500 tratamientos en 1988 y ms de
3000 en 1990; para el ao 2000, EEUU haba realizado ms de 4000
estimulaciones. En China comenz la investigacin en 1984 tanto en hoyos
revestidos como en hoyos desnudos; actualmente se han realizado ms de 3000
trabajos de estimulacin alcanzando una profundidad de 6000 m.
Esta tcnica debe ser aplicada de manera controlada ya que al hacer uso de alta
presin y temperatura puede ocurrir dao al yacimiento produciendo prdidas de
permeabilidad, es esta la razn por la cual no se proponen agentes explosivos de
alto poder, los cuales han sido estudiados y su desarrollo ha sido mucho menos
exitoso que el fracturamiento con gas.
Una de las ventajas del fracturamiento con gas es la economa en los costos de
operacin, sin embargo, la baja energa generada por estos agentes de propulsin
lo ubica en un intervalo de estimulacin relativamente reducido. As, el reto es
lograr obtener un tratamiento donde la carga del agente de propulsin sea
optimizada a su mxima capacidad energtica sin que cause daos a la
formacin, mejorando la comunicacin arena-pozo, lo cual puede ser
extremadamente til en arenas de alta permeabilidad de gas.
Los Beneficios del Fracturamiento con Gas al producir mltiples fracturas radiales
son:
Unir las fisuras naturales existentes en la formacin.
Remover el dao en los alrededores del pozo.
Incrementar la comunicacin arena-pozo.
Controlar produccin de arena.
respecto de otras tecnologas de estimulacin, como Fracturamiento Hidrulico y
Acidificacin, tambin existen ventajas comparativas:
Reduce los costos de operacin.
Simplifica la operacin.
Reduce el riesgo de prdida de fluidos hacia la formacin (leak off).
-
3
En este trabajo de investigacin, se quiere evaluar cualitativamente el
Fracturamiento con Gas mediante el uso de materiales energticos en arenas
consolidadas de alta permeabilidad de Gas (considerando la clasificacin de
permeabilidad para yacimientos de gas: 1) Baja: k < 0.5 md; 2) Moderada: 0.5 < k
< 5 md; 3) Alta: k > 5 md) en un ambiente confinado, y de esta manera visualizar
su comportamiento mecnico. Particularmente, observar las fracturas creadas,
estudiar la necesidad o no de insertar agentes apuntalantes y en funcin de
distintos volmenes de material energizante inyectado, obtener el lmite de este
para afectar la cara de la fractura.
II. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
En Venezuela, segn la informacin pblica de PDVSA y bsquedas realizadas en
publicaciones especializadas, el fracturamiento con gas esta apenas en fase de
investigacin con muy pocas aplicaciones en campo en algunos pozos de El
Furrial, obteniendo resultados exitosos. En PDVSA-Intevep se han realizado
algunos estudios preliminares a nivel de laboratorio en pro de caracterizar el uso
de la tecnologa. Por otro lado CAVIM (Compaa Annima Venezolana de
Industrias Militares) ha desarrollado explosivos comerciales para diferentes fines,
los cuales se ajustan a los requerimientos en cuanto a seguridad, activacin y
poder energtico, adems de contar con las instalaciones adecuadas.
Al realizar estudios acerca del fracturamiento con gas, se busca mejorar la
comunicacin entre la cara de la arena productora y sobrepasar el dao producido
en la zona invadida por los fluidos de perforacin y otras operaciones, obteniendo
fracturas superiores a los tres pies.
El fracturamiento hidrulico es ideal para yacimientos de baja permeabilidad, por
cuanto genera largos canales de alta permeabilidad. En vista de que la mayora de
los yacimientos venezolanos son de mediana y alta permeabilidad (80% de los
casos), donde no es necesario alcanzar grandes profundidades de fractura sino
mejorar la comunicacin arena - pozo, se debe concentrar esfuerzos para el
desarrollo de aplicaciones para estos yacimientos.
-
4
Por otro lado, se busca disponer de alternativas de bajo costo al fracturamiento
hidrulico, maximizando la relacin costo/beneficio. Esto, considerando que una
operacin de fracturamiento hidrulico puede alcanzar un costo de
Bs.1.500.000.000, de los cuales el 70% esta distribuido en el fluido de
fracturamiento, bombeo y apuntalante. En este sentido, es imperativo evaluar en el
fracturamiento con gas, la factibilidad de mantener fracturas abiertas usando como
apuntalante los granos desprendidos de la arena fracturada.
III. JUSTIFICACIN
La comunicacin entre el yacimiento y el pozo es fundamental para la ingeniera
de produccin, la propiedad de la roca que nos permite tener mayor o menor
comunicacin es la permeabilidad. En este sentido, es necesario conocer y
desarrollar metodologas y tecnologas de estimulacin que mejoren la
permeabilidad de la formacin de inters. Tras conocer el xito que el
fracturamiento con gas ha tenido al ser usado en diferentes aplicaciones, a saber:
Evaluacin de la prueba de produccin en pozos exploratorios.
Reduccin de los efectos de dao en los alrededores del pozo.
Aumento de la tasa, as como, disminucin de la presin de inyeccin en
pozos inyectores.
Estimulacin selectiva (para problemas de agua en el fondo del pozo).
Estimulacin de formaciones con fisuras naturales desarrolladas.
Tratamiento de formaciones con sensibilidad agua/cido, cambios de
saturacin de lquido (como yacimientos de Gas).
Operacin en regiones difciles, tales como, Costa Afuera, condiciones
desrticas, la Faja del Orinoco, etc.
Intevep, ha decidido realizar pruebas de laboratorio para visualizar los
mecanismos de funcionamiento, con miras a evaluar y aplicar esta tecnologa en
yacimientos de alta permeabilidad, en aquellas arenas de las cuales se recupera
el gas inyectado, como ltima fase de su explotacin.
-
5
El presente proyecto se fundamenta en la bsqueda de nuevas alternativas que
permitan la optimizacin de la produccin de nuestros campos de Petrleo y/o
Gas, mediante tecnologas que sean econmicamente atractivas, evitando causar
dao a nuestros yacimientos y propendiendo al desarrollo endgeno de la
industria nacional, mediante el uso de nuestros recursos.
IV. OBJETIVO GENERAL Evaluar en arenas consolidadas la aplicacin de fracturamiento con gas
caracterizando las respuestas obtenidas segn el volumen de gas generado por el
material energtico, y determinando si es necesario o no, insertar agentes
apuntalantes.
V. OBJETIVOS ESPECFICOS
Establecer la diferencia entre la mecnica de fracturas por Fracturamiento
Hidrulico y las originadas por Fracturamiento con Gas.
Caracterizar la roca segn su porosidad, permeabilidad y granulometra.
Determinar propiedades mecnicas de la roca: resistencia mxima,
mdulo de Young, relacin de Poisson, resistencia a la tensin y
compresibilidad.
Observar las fracturas creadas por el fracturamiento con gas.
Caracterizar las fracturas en funcin de distintas cantidades de material
energtico colocado.
Determinar el lmite en el cual se daa la cara de la fractura creada por
exceso de material energizante.
Evaluar los resultados obtenidos y determinar la necesidad o no de
insertar agentes apuntalantes.
-
6
CAPITULO II Marco Terico
1. YACIMIENTOS DE HIDROCARBUROS. Los yacimientos o acumulaciones de hidrocarburos se definen como unidades
geolgicas constituidas por una o varias rocas porosas y permeables conformadas
como trampas estructurales o estratigrficas en las cuales se almacenan petrleo
y/o gas, estos fluidos se desplazan por el subsuelo por migracin primaria o
secundaria hasta encontrar una roca sello (impermeable) que impide que estos
lleguen a la superficie. Los yacimientos de hidrocarburos se clasifican de acuerdo
con el estado en el que se encuentran sus fluidos, o sea, lquido o gaseoso, de la
siguiente forma:
Petrleo negro
Yacimientos de petrleo
Petrleo voltil
Yacimientos
Gas seco
Yacimientos de gas Gas hmedo
Gas condensado
1.1. Propiedades de la roca
1.1.1. Porosidad
La porosidad de una roca, es representa el espacio existente entre los granos de
una roca, y se puede expresar como la relacin porcentual entre el volumen hueco
y el volumen total de la roca, la cual representa la porosidad total. La roca es
capaz de permitir el paso de fluidos a travs de s, en la medida que sus espacios
porosos estn interconectados, el volumen de estos poros interconectados es
llamado porosidad efectiva. Entonces, la porosidad efectiva es:
-
7
VtVp
= Ec. 1
donde,
: Porosidad efectiva, fraccin Vp: Volumen de poros interconectados, pies3 Vt: Volumen total de la muestra, pies3
1.1.2. Permeabilidad
La permeabilidad, es la capacidad que tiene un medio poroso para permitir el
paso de fluidos a travs de sus espacios porosos interconectados y/o canales
originados por fracturas presentes. Debido a que la permeabilidad esta
estrictamente referida al flujo de fluidos, la determinacin de la misma se realiza
mediante montajes experimentales con esas caractersticas y aplicando la Ley de
Darcy1. La permeabilidad relaciona la tasa de flujo y un diferencial de presin
aplicado en los extremos del medio poroso a travs de una seccin transversal en
una longitud determinada,
Fg. 1. Variables que influyen en la permeabilidad segn Ley de Darcy.
mediante la ecuacin:
PALqk
=
Ec. 2
1 L.P. DAKE. Fundamentals of reservoir engineering. Elsevier Science & Technology Bookstore 1978. Pg. 103-129.
P
LX =q qA
-
8
donde:
k: Factor de Permeabilidad, darcys q: Tasa de flujo, cm3/s A: Area transversal del medio poroso,cm2 L: Longitud del medio poroso, cm P: Diferencial de presin aplicado, atm : Viscosidad del fluido, cp Este modelo es vlido para las condiciones planteadas por Darcy (flujo de un
fluido incompresible, lineal y monofsico). Sin embargo, Crotti establece que, en
los reservorios reales, casi nunca se est en condiciones de flujo monofsico. Por
el contrario es frecuente el flujo bifsico trifsico. En estos casos se contina
respetando la ecuacin de Darcy, a la que se agrega un factor de correccin. Este
factor de correccin toma la forma de una curva, cuyo valor depende de la
saturacin de fluidos en el sistema2. La permeabilidad de los yacimientos puede
ser clasificada segn el estado en el que se encuentra el fluido que a travs de l
fluye, de modo tal que:
Tabla 1. Clasificacin de la permeabilidad del medio poroso segn el
fluido que contenga. 3
1.1.3. Densidad de Roca y Distribucin de Tamao de Grano
Conocer la densidad de la roca nos permite lograr una mejor interpretacin de la
estructura geolgica del subsuelo. La densidad de la roca viene dada por el
cociente entre la masa y el volumen del material slido (el volumen no incluye el
espacio poroso). El valor de la densidad, tiene una relacin directa con el tipo de
roca, y vara con la mineraloga y la porosidad de la misma. Las rocas saturadas
2 M. CROTTI. Un Anlisis Especial de la Ley de Darcy 2001. http://www.inlab.com.ar/Darcy_1.htm 3 MICHAEL ECONOMIDES, RONALD OLIGNEY, PETER VALK. Unified Fracture Design Orsa Press. 2002. Pg. 52.
Permeabilidad K Gas, md K Petrleo, md Baja k < 0.5 k < 5
Media 0.5 < k 50
-
9
presentan mayor densidad que las rocas secas debido a la presencia del fluido
que llena el espacio poroso.
Tabla 2. Densidades caractersticas de algunos minerales y rocas. 4
Para realizar estas pruebas, se requiere que la muestra de roca sea no-
consolidada, y en caso de serlo, se debe triturar primero con un mortero.
La densidad de la roca se calcula pesando la muestra para obtener su masa y
determinando el volumen de la misma a travs del principio de Arqumedes, el
cual establece que todo cuerpo sumergido experimenta una perdida de peso igual
al peso del volumen del fluido desplazado. De manera que la densidad volumtrica
de la roca es:
4 CECILIA RODRIGUEZ, HERNAN GUZMAN. Procedimiento tcnico: Evaluacin de la Densidad de la Roca y Anlisis de la Distribucin de Tamao de Grano PDVSA 2001.
Minerales (aproximadamentepuros y no porosos)
Densidad (gr/cm3)
Halita 2.16Gibbsita 2.32Ortoclasa feldesptica 2.56Cuarzo 2.65Anhidrita 2.71Olivino 2.9Hematita 3.3 3.6
5.26Rocas Densidad (gr/cm3)
secaDensidad (gr/cm3)
saturadaMaterial arcilloso 1.36 1.4 1.8Sal masiva 2.2 -Lutita 1.9 2.4 2.1 2.5Arenisca 2.0 2.6 2.2 2.6Limolita 1.9 2.6 2.1 2.7Dolomita 2.5 2.8 2.6 2.8Granito-diorita 2.6 2.9Gabro-diabasa 2.8 3.1Dunita-peridotita 3.1 3.4Granito, corteza 2.67Basalto, corteza 2.87Manto superior 3.32
-
10
VM
= Ec. 3
donde,
: Densidad de la muestra de roca, gr / cm3 M: Masa de la muestra de roca, gr V: Volumen no-poroso de la muestra de roca, cm3 Para el anlisis de la distribucin del tamao de grano de la muestra se emplea un
mtodo en el que se utilizan tamices con diferentes tamaos de apertura de la
malla (arreglo descendente donde el tamiz de mayor apertura queda en la parte
superior), lo cual permite separar los granos que la conforman. Despus, cada
porcin de la muestra es pesada y con estos datos se realiza un histograma que
arrojar los resultados.
Tras obtener la distribucin del tamao de grano, se debe comparar con la escala
respectiva. Wentworth propuso una escala que ha sido ampliamente adoptada.
Dimensiones
(mm)Fragmentos individuales,
partculas, etc. Agregados no consolidados Rocas consolidadas
Tipo de grano
256 mas Cantos gruesos Pedregal Conglomerado grueso64 - 256 Cantos rodados Cantizal Conglomerado grueso4 - 64 Guijarros Cascajo Pudinga2 - 4 Grava gruesa Grava gruesa Aspern1 - 2 Grano de arena muy gruesa Arena muy gorda Arenisca muy basta
0.5 - 1 Grano de arena gruesa Arena gorda Arenisca basta0.25 - 0.5 Grano de arena mediana Arena mediana Arenisca media
0.125 - 0.25 Grano de arena fina Arena fina Arenisca fina0.0625 - 0.125 Grano de arena muy fina Arena muy fina Arenisca muy fina0.031 - 0.0625 Partcula de limo grueso0.0039 - 0.031 Partcula de limo medio a muy fino
0.00006 - 0.0039 Partcula de Arcilla Arcilla LutitaLimo Limolita
Gra
vaA
rena
Arc
illa
Tabla 3. Clasificacin de las rocas sedimentarias segn su tamao de
grano segn Wentworth5
1.2. Efecto Superficial
Segn Economides y Nolte, el efecto superficial s (skin effect) es aquel que
describe las alteraciones presentes en los alrededores del pozo. Uno de los
5 CHESTER K. WENTWORTH A Scale of Grade and Class Terms for Clastic Sediments Jour. Geol., 1922. Vol. 30, pgs 377 392.
-
11
principales problemas causados es el dao a la permeabilidad que puede ser
provocado casi por cualquier actividad de ingeniera de petrleo, desde la
perforacin, pasando por la completacin hasta la aplicacin de mtodos de
estimulacin a la formacin. El efecto superficial esta representado por un nmero
adimensional obtenido en prueba de pozo6.
Fg. 2. Zona cercana al pozo alterada.
La Fg. 2 describe las zonas de inters, donde k es la permeabilidad de la zona no
alterada, ks la permeabilidad del rea de la formacin alterada. El efecto superficial
est representado matemticamente por un nmero adimensional, sin embargo,
este se refleja en la distancia rs donde existir una cada de presin por el dao a
la permeabilidad y su signo ser positivo (+), sin embargo, este factor puede tener
signo negativo (-) cuando se trata de yacimientos naturalmente fracturados (YNF)
y cuando se realiza sobre la formacin una estimulacin que incrementa las
condiciones de transmisibilidad de los fluidos por encima de las condiciones
originales.
6 MICHAEL ECONOMIDES, KENNETH G. NOLTE. Reservoir Stimulation Tercera edicin. Editorial Wiley & Sons, Ltd. 2000.
rw
ks
rs
k
re
pe
h
Zona Alterada
-
12
El efecto superficial s, fue introducido por Van Everdingen y Hurst7 y fue definido
como una zona de dao de la formacin, infinitesimalmente delgada, alrededor del
pozo, su variacin en la presin esta definida en la ecuacin siguiente para flujo
radial;
skh
qps
2= Ec. 4
Donde: sp : Variacin de la presin, lpc
q: Tasa de flujo, pies3 / s : Viscosidad del fluido, cp k: Permeabilidad de la roca, md h: Espesor promedio de la capa productora, pies s: Factor superficial, adimensional Hawkins8 extendi el concepto a una zona delgada de espesor finito desarrollando
una ecuacin algebraica que relaciona permeabilidad de la formacin (kf)
permeabilidad de la zona alterada (ks,) radio del pozo (rw), y radio de la zona
alterada (rs), estableciendo una relacin para el efecto superficial debido al dao
(st) as:
w
s
s
sft r
rk
kks ln
= Ec. 5
En general, para procesos de produccin y de inyeccin, tener un factor s positivo
es nocivo, mientras que un s negativo implica beneficio, por lo cual la bsqueda se
encuentra por un lado enfocada a generar el menor dao posible en las diversas
7 VAN EVERDINGEN, A.F. and HURST, W.: The Application of the Laplace Transformation to Flow Problems in Reservoirs, Trans., AIME 1949. Pg 186, 305 324. 8 HAWKINS, M. F., JR. A Note on the Skin Effect, Trans. AIME ( 1956) Pg. 207, 356-357.
-
13
operaciones, y por otro lado, a desarrollar mecanismos de estimulacin que
permitan disminuir considerablemente el deterioro de la formacin.
1.2.1. Componentes del Efecto Superficial
El efecto total est compuesto por varios factores y se puede definir como
+++= + spseudoskinssss dpc Ec. 6 donde, el ltimo trmino al lado derecho representa el conjunto de pseudodaos
que son funcin de la distribucin de fases, las permeabilidades relativas de las
mismas, los caudales y el tipo de flujo (laminar o turbulento). Los otros tres
trminos son los factores comunes del efecto superficial. El primero ( +cs ) es el
causado por completacin parcial e inclinacin del pozo. Este lo ha documentado
H. Cinco Ley y col.9. El segundo trmino ( ps ) representa el efecto producido por el
proceso del caoneo descrito por Harris10 y por Karakas y Tariq11. El tercer
trmino ( ds ) se refiere al efecto de dao superficial.
Para el diseo correcto de una solucin para la productividad o inyectividad de un
pozo es necesario conocer no solo la naturaleza del dao, sino tambin el lugar
donde se est produciendo, y de esto depender la efectividad del tratamiento de
estimulacin. De hecho, los efectos de pseudodao pueden sobrepasar a los
causados por el efecto de dao superficial, tal que, no es inconcebible obtener
efecto superficial despus de haber realizado un tratamiento de estimulacin
matricial. Segn Economides, esto es atribuible a una usual configuracin
irreducible de factores superficiales.
9 HEBER CINCO-LEY, H. J. RAMEY, Y FRANK G. MILLER. Pseudo-Skin Factors for Partially-Penetrating Directionally-Drilled wells 1975. SPE 5589. 10 M.H. HARRIS. The Effect of Perforating Oil Well Productivity JPT 1966. SPE 1236. 11 METIN KARAKAS y S.M. TARIQ, Semianalytical Productivity Models for Perforated Completions 1991. SPE 18247.
-
14
1.2.2. Efecto superficial causado por completacin parcial y pozos inclinados.
Hay diversas razones por las que un pozo puede ser completado parcialmente,
poniendo en produccin solo una porcin de la capa productiva.
Fg. 3. Ejemplo de completacin parcial, (a) pozo con penetracin parcial en la formacin, (b) pozo produciendo solo desde la parte central de la formacin, (c) pozo con 4 intervalos abiertos a produccin (Brons y
Marting). 12
Como se muestra en la Fg. 3a el flujo de la formacin productora al pozo no
puede ser considerado como radial. En cambio, en una regin restringida en la
base del pozo, el flujo puede ser descrito como esfrico. Brons y Marting (1961)
han mostrado que la desviacin del flujo radial debido a la entrada de fluido
restringida conlleva a una adicional cada de presin que se puede interpretar
como un efecto superficial extra. Esto es porque la desviacin del flujo radial slo
ocurre en una regin muy limitada alrededor del pozo y los cambios en la tasa, por
ejemplo llevarn a una perturbacin instantnea en la presin de fondo. Este
pseudo dao puede ser determinado a partir de la determinacin de dos
parmetros, la relacin de penetracin (b), y la relacin de espesor de yacimiento
(h/rw) segn las ecuaciones 7 y 8.
12 BRONS F., and MARTING V.E. The Effect of Restricted Fluid Entry on Well Productivity JPT. Feb. 1961 Pg. 172-174.
120 ft 120 ft 120 ft
30 ft
60 ft
15 ft
15 ft
7,5 ft
(a) (b) (c)
0.25 ft
-
15
hh
b w= Ec. 7
wrh
Ec. 8
Donde: h: Espesor total de la zona productora, pies hw: Intervalo total abierto a produccin, pies rw: Radio total del pozo, pies
La definicin siguiente es un poco ms compleja ya que se presenta cuando el
pozo es abierto a fluir a travs de varias secciones del intervalo total de
produccin, donde h representa el espesor del elemento simtrico en toda la zona.
De esta manera, Brons y Marting en la Fg. 3 (a) - (c) muestran tres posibilidades
de completacin parcial. En los tres casos la relacin de penetracin
b=30/120=0.25, mientras que la relacin de espesor de yacimiento en el caso (a)
es 120/0.25=480, en (b) 60/0.25=240 y en (c) 15/0.25=60. El pseudo dao
generado puede ser determinado usando la correlacin presentada a
continuacin:
Fg. 4. Pseudo skin Sb (Brons y Marting).
H. Cinco Ley y col.13, realiz un desarrollo para las consideraciones de pozos
completados parcialmente y pozos desviados como factor de caracterizacin, (ver
13 HEBER CINCO-LEY, H. J. RAMEY, Y FRANK G. MILLER. Pseudo-Skin Factors for Partially-Penetrating Directionally-Drilled wells 1975. SPE 5589.
-
16
Fg. 5.) y estableci los siguientes parmetros adimensionales para la evaluacin
del factor de caracterizacin:
Espesor de la completacin w
wD rhh = Ec. 9
Elevacin w
wwD r
ZZ = Ec. 10
Espesor del yacimiento w
D rhh = Ec. 11
Relacin de penetracin hh
h wwD =' Ec. 12
Zw : representa la elevacin desde el fondo del yacimiento hasta la mitad del intervalo perforado, pies.
Fg. 5. Geometra para efectos de caracterizacin por completacin
parcial y desvo de pozos.
Adems es necesario conocer los trminos hD, hwD, ZwD/hD y hwDcos / hD para
proceder a realizar la evaluacin respectiva, segn el Apndice A. En algunos
casos, el efecto superficial puede disminuir el efecto causado por el dao. El
efecto causado por completacin parcial hwD puede ser en muchas ocasiones
inevitable debido a consideraciones operacionales, tales como prevencin de
conificacin de gas o agua, y otras.
-
17
Por otro lado, cuando la completacin es completa en todo el intervalo y para
pozos desviados (ver tabla A.1), sin dao, se tiene un factor superficial negativo.
Entonces, obtener un valor pequeo o casi igual a cero del factor superficial en un
pozo altamente desviado puede significar un dao considerable; lograr remover
este dao con una apropiada estimulacin puede incrementar la productividad o
inyectividad del pozo desviado.
1.2.3. Efecto superficial por caoneo
Karakas y Tariq14 desarrollan un mtodo de anlisis para flujo en estado estable
en dos dimensiones mediante el uso de elementos finitos y de esta manera
establecen la dependencia del efecto superficial debido al ngulo de fase de las
perforaciones, profundidad del caoneo y radio del pozo. Para el caso ms
general de flujo, desarrollaron un modelo en tres dimensiones que permite
cuantificar los efectos verticales (SV) y horizontales (SH) en trminos de
pseudodaos y considera el efecto de pseudodao causado en la cara de la arena
debido a las perforaciones (Swb), obteniendo:
wbVHp ssss ++= Ec. 13
El factor sH es obtenido por
)('ln
ww
H rr
s = Ec. 14
donde )(' wr es el radio efectivo de la cara de la arena y es funcin del ngulo de
fase del caoneo,
4pl si 0=
=)(' wr Ec. 15
)( pw lr + S 0 14 METIN KARAKAS y S.M. TARIQ, Semianalytical Productivity Models for Perforated Completions 1991. SPE 18247.
-
18
Donde: lp: Longitud del caoneo, pies
: Parmetro que depende del ngulo de fase del caoneo, adimensional (ver tabla A.2) rw: Radio del pozo en la cara de la arena, pies
wr ' : Radio efectivo del pozo en la cara de la arena, pies El factor sv se puede calcular a partir de la determinacin de algunas variables
adimensionales,
V
H
pD k
klhh = Ec. 16
donde h es la distancia entre las perforaciones y es inversamente proporcional a la
densidad de disparo,
+=
H
VperfpD k
kh
rr 1
2 Ec. 17
donde perfr es el radio de perforacin, as
bpD
bD
aV rhs
110 = Ec. 18
y los trminos a y b son
21 log araa pD += Ec. 19
21 brbb pD += Ec. 20
la Ec.18 es vlida para 10Dh y 01.0pDr . Los valores de las constantes a1, a2, b1
y b2 se pueden obtener en la tabla A.3 como funcin del ngulo de fase .
Finalmente, el efecto superficial en la cara de la arena, puede ser aproximado
mediante
wDrcwb ecs 21= Ec. 21
donde,
wp
wwD rl
rr
+= Ec. 22
-
19
la Ec. 21 es vlida para 90.030.0 wDr , y los valores de las constantes c1 y c2 se
pueden obtener en la tabla A.4 como funcin del ngulo de fase .
Por otro lado, Karakas y Tariq han demostrado que el efecto de dao junto el
efecto superficial debido al caoneo, se puede aproximar segn
( ) ( ) ps
odpw
s
spd sk
kssrr
kks +=
+
= ln1 Ec. 23
donde, las perforaciones terminan incidiendo en la zona daada ( dp ll > ), sr es el
radio de la zona de dao y ( )ods es el equivalente al efecto superficial a hoyo abierto. Tambin demostraron que el efecto superficial debido a las perforaciones
por fuera de la zona de dao se puede aproximar mediante
( ) pppd sss '= Ec. 24
donde ps' es el efecto superficial debido a las perforaciones, evaluado a una
longitud de perforacin y radio modificados, pl ' y wr ' respectivamente, as:
ds
pp lkk
ll
= 1' Ec. 25
ds
ww lkk
rr
+= 1' Ec. 26
los valores de pl ' y wr ' se pueden sustituir por los valores de pl y wr respectivamente, para calcular el efecto superficial por perforacin ps .
1.3. Propiedades Geomecnicas
Vsquez define la geomecnica como la disciplina que estudia las caractersticas
mecnicas de los materiales geolgicos que conforman las rocas de formacin.
Esta disciplina est basada en los conceptos y teoras de mecnica de rocas y
mecnica de suelos, que relacionan el comportamiento de la formacin bajo los
cambios de esfuerzo producto de las operaciones petroleras de perforacin,
-
20
completacin y produccin de pozos15. A pesar de que el desarrollo de la
geomecnica tiene sus bases, a principios del siglo XX, no es, sino hasta la
dcada de los 70s cuando toma una importancia relevante en torno a su
aplicacin en la industria petrolera y por lo tanto es considerada como una
disciplina novedosa para la ingeniera de petrleo.
1.3.1. Aplicaciones de la Geomecnica
La geomecnica siempre trata situaciones que relacionan los esfuerzos con la
resistencia de la formacin. Por lo tanto, cualquier operacin en el mbito de pozo
que afecte y cause dao a la formacin influir de manera determinante en
cualquier problema tales como esfuerzos en hoyos inclinados, fracturamiento
hidrulico, estabilidad de cavidades caoneadas, esfuerzos en yacimientos
sometidos a compactacin y subsidencia, etc. Absolutamente, todos los anlisis
tericos necesitan datos de ensayos de laboratorio y pruebas de campo para
poder arrojar una respuesta confiable.
1.3.2. Comportamiento mecnico de los materiales geolgicos
Vsquez15 plantea que los materiales geolgicos estn compuestos de partculas
slidas y poros llenos de fluidos que pueden desplazarse. Entonces, cuando un
elemento de material geolgico est sometido a un esfuerzo externo, el mismo, se
divide en un esfuerzo intergranular y una presin de poros de manera que:
u += Ec. 27
donde es el esfuerzo total, u es la presin de poros y es una constante
conocida como Coeficiente de Biot, que mide la cantidad de esfuerzo que toma el
fluido. El esfuerzo intergranular es conocido como el esfuerzo efectivo y es el
esfuerzo que controla el comportamiento mecnico de los materiales geolgicos.
15 VSQUEZ H., ANDRES R. Introduccin a la Geomcanica Petrolera, Cuarta edicin. V.V.A. Consultores C.A., 2000.
-
21
Todos los efectos medibles de un cambio de esfuerzo (compresin, distorsin,
resistencia) son debidos solamente a esfuerzos efectivos. En materiales muy
porosos (arenas no consolidadas) el valor de tiene un mximo igual a 1.0, lo
que significa que toda la presin de poros est contribuyendo a soportar el
esfuerzo total. En rocas de baja porosidad es posible que este nmero sea
cercano a 0.8. En materiales sin poros como los metales, no existe presin de
poros y por lo tanto el esfuerzo efectivo es igual al esfuerzo total; que es el
esfuerzo comnmente referido en resistencia de materiales.
1.3.3. Caractersticas especiales de los materiales geolgicos
Considerando que los materiales geolgicos son formados bajo condiciones
particulares en cada caso, as mismo, el comportamiento y problemas de los
mismos varan. Al respecto, Vsquez16 sistematiz de manera general las
caractersticas particulares de los problemas que involucran este tipo de
materiales, as:
Los materiales geolgicos son esencialmente diferentes en cada localidad y por
lo tanto, cada caso tiene que ser tratado de una manera particular. No existe un
material geolgico de propiedades constantes para una zona.
El comportamiento de los materiales geolgicos depende de presin, tiempo y
condiciones ambientales, y por lo tanto estos factores deben ser determinados
para evaluar su comportamiento.
Los materiales geolgicos tienen memoria, en el sentido que su historia pasada
afecta su comportamiento futuro.
En la mayora de los casos la masa de material geolgico por investigar
representa una gran extensin areal a diferentes profundidades. Por lo tanto, slo
puede ser evaluada sobre la base de pequeas muestras obtenidas en localidades
puntuales.
16 VSQUEZ H., ANDRES R. Introduccin a la Geomcanica Petrolera, Cuarta edicin. V.V.A. Consultores C.A., 2000.
-
22
Debido a las grandes profundidades, resulta difcil y costoso obtener informacin
de las caractersticas de la roca.
Los materiales geolgicos son sensibles a la perturbacin por las operaciones
de muestreo y por lo tanto, las propiedades mecnicas medidas en el laboratorio
pueden no ser representativas del comportamiento en el sitio.
Los materiales geolgicos no poseen una relacin esfuerzo-deformacin nica y
lineal. Un mismo material presentar diferencias a diferentes presiones
confinantes.
1.3.4. Ensayos de Laboratorio
Para realizar los estudios geomecnicos, se hace necesario tomar ncleos
geolgicos de la roca de inters. Estos ncleos sern utilizados para tomar
muestras para ensayos especializados de laboratorio, entre las cuales se
encuentran los ensayos de resistencia mecnica: compresin sin confinamiento
(UCS por sus siglas en ingles Unconfined Compressive Strength), compresin
triaxial, tensin indirecta o ensayo de cilindro brasileo e hidrostticos (coeficiente
de Biot y compesibilidad).
Existen pruebas de laboratorio que permiten conocer las direcciones de los
esfuerzos principales, a partir de:
- Ncleos existentes, mediante pruebas DSA (Differential Strain Anlisis) ,
AAA (Acoustic Anisotropy Anlisis) y SWAA (Shear Wave Acoustic
Anisotropy).
- Ncleos nuevos, mediante prueba ASR (Anelastic Strain Recovery).
En este caso, es imperativo realizar la orientacin de los ncleos por mtodos
tradicionales durante la toma de los mismos y en caso de que estos ltimos estn
previamente tomados, solo existe un mtodo de orientacin en superficie basado
en tcnicas de paleomagnetismo.
-
23
1.3.4.1. Ensayo de Compresin sin Confinamiento (UCS)
Este ensayo consiste en someter un cilindro de roca, sin confinamiento, a una
carga de compresin hasta alcanzar su resistencia mxima, la cual se obtiene
justo antes de que falle la muestra. De esta prueba se puede obtener resistencia
mxima, mdulo de Young y relacin de Poisson.
Fg. 6. Compresin sin Confinamiento
1.3.4.2. Compresin Triaxial
Este ensayo consiste en comprimir un cilindro de roca, sometido a una presin de
confinamiento constante, hasta llegar a su resistencia mxima. Usualmente para
una presin de confinamiento dada, se miden: la resistencia mxima, el mdulo de
Young, la relacin de Poisson, el comportamiento esfuerzo-deformacin y la
resistencia mecnica. Al realizar otros ensayos triaxiales a diferentes presiones de
confinamiento, se puede generar la envolvente de falla correspondiente a la roca
de estudio. Con equipo especializado es posible realizar mediciones acsticas
para calcular mdulos dinmicos. Este tipo de ensayo se realiza en una celda
triaxial que permite someter la muestra a diferentes condiciones de presin y
temperatura para simular las condiciones de yacimiento.
defo
rmac
in
esfuerzo
-
24
1.3.4.3. Tensin Indirecta o Ensayo de Cilindro Brasileo
El ensayo de tensin indirecta o cilindro brasileo es un mtodo que nos permite
obtener la resistencia a la tensin de un material frgil. Un ensayo tipo, consiste en
tomar una seccin diametral con el espesor de la muestra aproximadamente igual
a su radio. Luego, se aplica una carga lineal a la muestra a travs de este
dimetro. La distribucin de esfuerzo normal a lo largo del dimetro paralelo al eje
de carga (eje-y) es uniforme y viene dada por:
DtPT
2
0 = Ec. 28
Donde: T0 : Resistencia a la tensin (lpc) P : Es la carga de compresin (en lnea) a falla (lbf) D : Dimetro de la muestra (pulgadas) t : Espesor de la muestra (pulgadas)
Fg. 7. Ensayo de tensin indirecta y fracturas generadas en la muestra.
1.3.4.4. Ensayo de Compresin Uniaxial
En este ensayo se comprime un cilindro de roca en una celda triaxial y a medida
que aumenta la presin axial se aumenta la presin de confinamiento, de manera
que la deformacin solamente ocurre axialmente.
Generalmente se mide el mdulo de compresibilidad uniaxial, comportamiento
esfuerzo - deformacin, cambios de permeabilidad por porosidad y las relaciones
P
P
t
D
P
P
P
P
t
D
-
25
entre porosidad y el esfuerzo efectivo. Esto simula la compresibilidad de un
yacimiento a medida que disminuye la presin de poros.
To: Esfuerzo de tensin uniaxial, lpc UCS: Esfuerzo de compresin uniaxial, lpc 1: Circulo de Mohr correspondiente al ensayo de tensin uniaxial 2: Circulo de Mohr correspondiente al ensayo de compresin uniaxial 3: Circulo de Mohr correspondiente al ensayo de compresin triaxial test (2 = presin de confinamiento, lpc)
Fg. 8. Tpica envolvente de falla.
1.3.4.5. Coeficiente de Biot
El coeficiente de Biot es la relacin de eficiencia que originan las presiones de los
fluidos de la formacin para contrarrestar los esfuerzos aplicados a la misma.
Mediante la determinacin de este parmetro que oscila entre 0 y 1, se puede
realizar el clculo de los esfuerzos iniciales necesarios a aplicar para comenzar la
propagacin de una fractura. La prueba se realiza aumentando la presin
confinante y la presin de poros simultaneamente a una tasa constante, hasta que
la presin de poros alcance el valor de la presin del yacimiento en estudio. De
esta manera de determina la compresibilidad de grano (Cs). Posteriormente, manteniendo constante la presin de poros y aumentando la confinante hasta
alcanzar el esfuerzo horizontal, se determina la compresibilidad total (Cb) de la
roca bajo cargas hidrostticas. El ensayo es realizado en una celda triaxial. El
Coeficiente de Biot se puede calcular con la relacin:
-
26
b
s
CC
= 1 Ec. 29
1.3.5. Pruebas de Campo
Una vez determinada la direccin de los esfuerzos principales, se deben estimar
las magnitudes de estos esfuerzos principales.
1.3.5.1. Magnitud del Esfuerzo Vertical ( V )
Se determina mediante la integracin de un registro de densidad, tomado desde la
superficie.
1.3.5.2. Magnitud del Esfuerzo Mnimo ( h )
Se determina mediante pruebas de estimulacin, tales como:
- Minifrac.
- Microfrac.
- Prueba de integracin Extendida (Extended Leakoff Test, X-LOT)
1.3.5.3. Magnitud del Esfuerzo Mximo ( H )
Presenta una gran complejidad para su determinacin, ya que no existe una
herramienta o prueba que permita su visualizacin directo. Para la obtencin de la
magnitud del esfuerzo mximo, se han desarrollado diferentes metodologas, sin
embargo las ms usadas son:
- Estimacin de H mediante fracturas inducidas en el hoyo.
H = 3 h Pbd + To Pp; To = UCS/12 (Criterio de Murrell) Ec. 30
Donde:
H : Esfuerzo horizontal mximo, lpc
-
27
h : Esfuerzo horizontal mnimo, lpc Pbd: Presin de fractura (breakdown-mediante X-LOT), lpc To: Esfuerzo de tensin uniaxial, lpc Pp: Presin de poro, lpc UCS: Esfuerzo de compresin uniaxial, lpc
- Estimacin de H mediante fallas observadas en el hoyo (Breakout).
H = h + ( V - h ) * K Ec. 31
Donde: V : Esfuerzo vertical, lpc
K: Relacin de esfuerzos efectivos, adimensional
2. MECANISMOS DE PRODUCCIN POR FLUJO NATURAL Cuando se est en la fase inicial de la explotacin de un yacimiento, las
condiciones de alta presin en el mismo, permiten que la produccin sea obtenida
de forma primaria por flujo natural. Los pozos que producen naturalmente, son
aquellos en los cuales el petrleo fluye hacia la superficie debido exclusivamente a
la energa aportada por el yacimiento, la cual proviene de: el gas, el empuje del
agua, la compactacin de la roca, y otros efectos. Por lo general la produccin
primaria se debe a la combinacin de las diferentes fuentes posibles de energa.
Van Everdingen realiz un estudio sobre la relacin existente entre las fuentes de
energa del yacimiento y la produccin de fluidos respectiva, postulando: (Petrleo
y gas originalmente disuelto producidos) + (Gas libre producido) + (Agua
producida) - (expansin del petrleo y gas disuelto originalmente en el yacimiento)
- (expansin del gas libre original en el yacimiento) = (influjo de agua y acufero
original en el yacimiento).17
17 VAN EVERDINGEN. A.F., TIMMERMAN. E.H., and MCMAHON. J.J. Application of the Material Balance Equation to a Partial Water-Drive Reservoir Trans. AIME (1953) 198. Pg 51-60.
-
28
Havlena y Odeh18 elaboran una metodologa mediante el anlisis grfico para
simplificar los clculos de la ecuacin de balance de materiales para los diferentes
casos o mecanismos de produccin considerando la fuente de energa
predominante respecto a los otros mecanismos con efectos o aportes energticos
menores. La inyeccin de agua y gas tambin se considera en esta metodologa,
adems del efecto de variacin en el volumen poroso de la roca debido al cambio
en la presin del yacimiento.
2.1. Produccin por Gas Disuelto
En este caso, el mecanismo principal se debe a la expansin del petrleo por su
contenido original de gas disuelto. Al disminuir la presin del yacimiento, se
incrementa el volumen de los fluidos y este aumento es equivalente a la
produccin. Existen dos fases en este mecanismo de recuperacin primaria, una,
cuando la presin del yacimiento se encuentra sobre el punto de burbujeo Pb, o
presin de saturacin, o sea, en estado subsaturado; y otra, cuando la presin
est por debajo del punto de burbujeo, o en estado saturado.
2.1.1. Presin sobre el punto de Burbujeo (petrleo subsaturado)
Se considera que no existe capa inicial de gas, el acufero asociado es
relativamente pequeo y el influjo de agua es despreciable, as mismo, la relacin
de solubilidad de gas en el petrleo es constante, de esta manera, todo el gas
disuelto es producido en superficie. As, la ecuacin de balance de materiales,
queda:
PS
CSCSCNBBN
w
fwcwoooiop
++=
1 Ec. 32
Donde:
18 D. HAVLENA and A.S. ODEH The Material Balance as an Equation of a Straight Line JPT Ago 1963. Pg 896-900. SPE 559.
-
29
Np: Produccin acumulada, bbl Bo: Factor volumtrico del petrleo, BY/BN N: Petrleo original en sitio, bbl Boi: Factor volumtrico inicial del petrleo, BY/BN Co: Compresibilidad del petrleo, lpc-1 So: Saturacin de petrleo, fraccin Cw: Compresibilidad del agua, lpc-1 Swc: Saturacin de agua irreducible, fraccin Cf: Compresibilidad de la formacin, lpc-1 Sw: Saturacin de agua, fraccin P : Diferencial de presin, lpc
Fg. 9. Produccin por gas disuelto en el petrleo con Presin (P) > Presin de burbuja (Pb).
2.1.2. Presin debajo del punto de Burbujeo (petrleo saturado)
Por debajo del punto de burbujeo el gas en solucin es liberado en forma de gas
libre en el yacimiento. La relacin entre la presin del yacimiento y la
compresibilidad del gas, es inversamente proporcional (Cg=1/P), de tal modo, que
el mnimo valor de la compresibilidad ocurre a la presin de burbujeo, por ejemplo:
Pb=3300 lpc, entonces, Cg=300x10-6 lpc-1. Esto es dos ordenes de magnitud ms
grande que la compresibilidad del agua y 35 veces ms que la compresibilidad de
la roca, por lo se considera como despreciable en la ecuacin de balance de
materiales, la cual queda:
( )( ) ( ) ( )( )gssioiogspop BRRBBNBRRBN +=+ Ec. 33 Donde:
-
30
Rp: Relacin gas - petrleo acumulado, PCN/BN Rs: Relacin de solubilidad del gas en el petrleo, PCN/BN Bg: Factor volumtrico del gas, BY/PCN Rsi: Relacin inicial de solubilidad del gas en el petrleo, PCN/BN
Fg. 10. Produccin por gas disuelto en el petrleo con P < Pb.
2.2. Produccin por capa de Gas
En condiciones iniciales, entre el petrleo y la capa de gas existe una interfaz de
transicin. El contacto gas-petrleo se encuentra a la presin de saturacin o
punto de burbuja, luego, progresivamente el petrleo va perdiendo saturacin en
la medida que la presin y temperatura aumentan. Sin embargo, esta interfaz
suele ser relativamente pequea, de tal modo que no ejerce mayor influencia en el
comportamiento del yacimiento y este puede describirse usando uniformemente
las propiedades PVT.
Cuando el mecanismo de produccin predominante es la capa de gas, se
considera que el influjo de agua es despreciable, y en presencia de la altsima
compresibilidad del gas, el efecto por compresibilidad del agua y de la roca se
torna irrelevante. Bajo estas condiciones, la ecuacin de balance de materiales
para este mecanismo de produccin, queda:
( )( ) ( ) ( )
+
+=+ 1
gi
g
oi
gssioiooigspop B
Bm
BBRRBB
NBBRRBN Ec. 34
Donde: m: ndice de la capa de gas, adimensional Bgi: Factor volumtrico del gas inicial, BY/PCN
-
31
Fg. 11. Mecanismo de empuje por Capa de Gas
En este caso el flujo se debe a la expansin del gas, y al producir los fluidos esta
presin va disminuyendo e igualmente va desapareciendo el gas disuelto hasta
perder la fuerza. Por esto, es importante mantener la presin evitando que el
empuje por gas merme rpidamente.
2.3. Produccin por empuje natural de agua
La cada de presin en el yacimiento por efecto de la produccin, permite que los
fluidos contenidos en el se expandan, incluyendo los acuferos, los cuales de esta
manera fluyen hacia el reservorio. Si se considera la expansin por efecto de la
compresibilidad, se tiene:
Influjo de agua = compresibilidad del agua x Volumen inicial de agua x Cada de Presin
PWccW ifwe += )( Ec. 35
Donde:
We: Influjo de agua, bbl cw: Compresibilidad del agua, lpc-1 cf: Compresibilidad de la formacin, lpc-1 Wi: Volumen inicial del acuifero, bbl la compresibilidad total del acufero es la suma directa de la compresibilidad del
agua y la de poro (considerando los espacios porosos saturados totalmente por
agua). Por lo general, la suma de cw y cf es muy pequea, en el orden de
-
32
10-5 / lpc, entonces, a menos que el volumen de agua Wi sea muy grande, la
entrada en el yacimiento ser relativamente pequea y su influencia como un
mecanismo de empuje ser insignificante. S el acufero es muy grande, la Ec. 35
es inapropiada para describir el influjo. Esto se debe a que la ecuacin implica una
cada de presin P , la cual representa la cada en los limites del yacimiento y es
instantneamente transmitida a travs del acufero, en el supuesto de que las
dimensiones del acufero estn en el mismo orden de magnitud del yacimiento que
lo contiene. Cuando los acuferos son muy grandes, el intervalo de tiempo en el
cual asimila los cambios de presin del yacimiento es igualmente grande. Si los
fluidos del yacimiento son producidos muy rpido, el acufero no tendr
oportunidad de reponer la energa por medio del influjo y por lo tanto no se
mantiene la presin del yacimiento, lo que s sucede cuando se produce a una
tasa moderada.
3. MECANISMOS DE ESTIMULACIN CONVENCIONAL La estimulacin representa uno de los principales procesos de atencin en la
industria petrolera y se debe a que estas operaciones buscan incrementar la
produccin de hidrocarburos del yacimiento. El objetivo principal de la
estimulacin, es mejorar las propiedades del yacimiento para incrementar el
recobro del mismo, bien sea para elevarlo desde sus condiciones iniciales de
produccin o para mejorarlo posteriormente por la disminucin progresiva de la
produccin debido a diferentes mecanismos. Segn Valk y colaboradores19, los
mecanismos de estimulacin principalmente usados son: fracturamiento hidrulico,
fractura con empaque (frac & pack), estimulacin matricial en areniscas y calizas
(acidificacin primaria) y fracturamiento con acidificacin. Estas tcnicas buscan
aumentar la tasa de produccin o disminuir la cada de presin diferencial. El
disminuir la cada de presin diferencial puede ayudar a prevenir el arenamiento y
19 P. VALK, L. NORMAN y A.A. DANESHY Petroleum Well Construction Editorial WILEY. 1998. Captulo 17.
-
33
la conificacin de agua. En pozos inyectores, igualmente se producen tras la
estimulacin, mejoras de las condiciones de operacin afectando positivamente la
produccin.
3.1. ndice de productividad antes de la Estimulacin
Para un pozo, la productividad se evala como una relacin lineal entre su tasa de
produccin y la presin diferencial
PJq = Ec. 36
Donde:
q: Tasa de produccin, BPD J: ndice de productividad, BPD/lpc
P : Diferencial de presin, lpc el coeficiente J es conocido como Indice de Productividad (IP). Durante la vida del
pozo, este es sujeto de varios cambios en sus condiciones de flujo, pero las ms
importantes idealizaciones son, la constante de cada de presin
DpkhBqP
2
= Ec. 37
Donde:
B: Factor volumtrico del petrleo, BY/BN : Viscosidad, cp k: Permeabilidad, md h: Espesor de la formacin, pies PD: Presin adimensional y la constante de tasa de produccin
DqBPkhq
=2
Ec. 38
Donde:
qD: Tasa de produccin adimensional
-
34
Los valores de los parmetros pD y qD son caractersticos de la formacin y son
dependientes entre s. Para el comportamiento en el largo plazo, la aproximacin
DD qp /1 proporciona la suficiente certeza. As, tenemos:
DD pB
khq
Bkh
P
qJ
22
=
= Ec. 39
de esta manera es sencillo calcular el ndice de productividad para un pozo vertical
sin dao, usando las relaciones para los diferentes regmenes de flujo, como se
muestra en la siguiente tabla:
Rgimen de flujo P )/1( DD qp
Transciente (yacimiento
infinito)
pi pwf
=
DiD t
Ep41
21 donde 2
wtD rc
ktt
=
Estado estable pe pwf )/ln( weD rrp =
Estado Pseudoestable p - pwf )/472.0ln( weD rrp =
Tabla 4. Flujo en pozos sin dao (tomado de Valk y col.20).
Debido a la naturaleza radial del flujo natural, los factores de cada de presin se
encuentran en la zona cercana alrededor del pozo, y cualquier dao en esta
regin, representa incrementos significantes en la perdida de presin. El impacto
del dao alrededor del pozo sobre el ndice de productividad, se puede
representar sumando el efecto superficial (s) a la presin adimensional en la
Ec.37, quedando:
)(2
spBkhJD +
=
Ec. 40
An utilizando las mejores tcnicas de perforacin y completacin, siempre se
presenta un mnimo dao alrededor del pozo. De hecho, el efecto superficial es
-
35
considerado como una medida de la calidad del pozo y cualquier tipo de
estim