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TECANA AMERICAN UNIVERSITY Master of Science in Petroleum Engineering-Drilling Engineering INFORME Nº 1 “DISEÑOS DEL FLUIDO DE PERFORACION PARA LA CONSTRUCCION Y COMPLETACION DE POZOS HORIZONTALES INTELIGENTES DE BRAZO EXTENDIDO EN ZONA DE BAJA PRESION EN EL YACIMIENTO MIOCENO LL-03 DEL CAMPO ROSA MEDIANO EN EL LAGO DE MARACAIBO- PDVSA OCCIDENTE” Ing. Sergio Gregorio Pizzarelli Perozzi “Por la presente juro y doy fe que soy el único autor del presente informe y que su contenido es fruto de mi trabajo, experiencia e investigación académica” 15 de Noviembre del 2013
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INFORME Nº 1
“DISEÑOS DEL FLUIDO DE PERFORACION PARA LA CONSTRUCCION
Y COMPLETACION DE POZOS HORIZONTALES INTELIGENTES DE
BRAZO EXTENDIDO EN ZONA DE BAJA PRESION EN EL YACIMIENTO
MIOCENO LL-03 DEL CAMPO ROSA MEDIANO EN EL LAGO DE
MARACAIBO- PDVSA OCCIDENTE”
Ing. Sergio Gregorio Pizzarelli Perozzi “Por la presente juro y doy fe que soy el único autor del presente informe y que su contenido es fruto de mi trabajo, experiencia e investigación académica”
15 de Noviembre del 2013
ii
ÍNDICE GENERAL
Página
INDICE DE CUADROS IV
INDICE DE FIGURAS V
RESUMEN VI
INTRODUCCION 1
OBJETIVO GENERAL 2
OBJETIVOS ESPECIFICOS 2
CAPITULOS
I DESCRIPCIÓN DEL YACIMIENTO LL-03 3
1.1. UBICACION DEL YACIMIENTO 3
1.2. GEOLOGIA 5
1.3. ESTRATIGRAFÍA Y SEDIMENTOLOGÍA 6
1.4. PETROFISICA 10
1.5. HISTORIA DE PRODUCCION DEL YACIMIENTO LL-03 13
1.6. PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS 16
1.7. PRESION DE YACIMIENTO LL-03 17
1.8. VALOR DEL PETROLEO ORIGINAL EN SITIO (POES) Y 18
iii
RESERVAS YACIMIENTO LL-03
II DESARROLLO DEL PROYECTO LL-03 19
2.1 ANTECEDENTES 19
2.2. PRESIONES TÍPICAS DEL YACIMIENTO LL-03, ARENA LR-
60
21
2.3. DISEÑO DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN. 23
2.4. ESTUDIO DE GRADIENTES DE PRESIÓN Y GRADIENTES
DE FRACTURA DEL YACIMIENTO LGINF-03, ARENA LR-60.
28
2.5. PRACTICAS OPERACIONALES 29
2.6. RESULTADOS DE CAMPO 30
2.7. RESULTADOS DE PRODUCCION 32
CONCLUSIONES 33
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS 35
iv
ÍNDICE DE CUADROS
Cuadro
Página
1-1. Secuencia estratigráfica del Miembro Lagunillas Inferior
definida en el modelo geológico
7
1-2. Resultados PVT validados 17
1-3. Gradiente de fractura del Yacimiento LL-03 17
1-4. Petróleo original en Sitio (POES) Volumétrico 18
2-1. Prognosis Geológica del pozo PB-761 (Yac. LL-03 /
Arena LR-30).
22
2-2. Propiedades y formulación del sistema 27
2-3. Gradientes de Fractura del área Rosa Mediano,
Yacimiento LL-03.
29
v
ÍNDICE DE FIGURAS
FIGURA
Página
1-1. Ubicación Geográfica del Yacimiento LL-03 4
1-2. Columna Estratigráfica del Yacimiento LL-03 9
1-3. Esquema teórico de los tres tipos principales de
ocurrencia de arcillas dispersa en el Yacimiento LL-03
11
2-1. Prueba de laboratorio de remoción de revoque 26
2-2. Resultados de laboratorio de efectividad del sello salino y
remoción de revoque
27
2-3. Diagrama mecánico final pozo productor PB-763 31
2-4. Comportamiento de producción del pozo PB-763 32
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TECANA AMERICAN UNIVERSITY
Master of Science in Petroleum Engineering-Drilling Engineering
INFORME I: “Diseño de Fluido de Perforación para la Construcción
y Completación de pozos horizontales inteligentes de brazo extendido
en zona de baja presión en el Yacimiento Mioceno LL-03 del campo
Rosa Mediano, en el Lago de Maracaibo – PDVSA Occidente”.
RESUMEN
En este informe se presenta la descripción del yacimiento LL-03 del campo
Rosa Mediano de edad Mioceno, su ubicación, Descripción Geológica, condición
estratigráfica, Petrofísica, Historia de producción, métodos de producción,
Descripción del fluido a producir y detalles de interés para conocer el yacimiento
donde se aplico el proyecto de perforación y completación de pozos.
Este informe reúne datos técnicos de diseño de los departamentos de Estudios
Integrados, Desarrollo de yacimientos, Producción, Inyección, Infraestructura y
gestión de la Unidad de Explotación Rosa Mediano, Diseño de Fluidos de
Perforación y Terminación de pozos.
El informe esta dividido en 2 capítulos, Descripción del Yacimiento LL-03 y
Desarrollo del Proyecto Fase IV en el yacimiento LL-03. Dentro de estos capítulos se
detallan características del yacimiento, aplicación de las técnicas de fluidos de
perforación y resultados obtenidos.
Palabras claves: Arena Neta Petrolífera (ANP), Yacimiento, SB (Santa
Barbara), LL (Lagunillas Lago), LR (La Rosa), PB (Punta Benítez), TJ (Tía Juana),
Producción, Contacto Agua Petróleo, Barriles netos por día, ºAPI, Completación,
Gradiente de Presión, Fluido de Perforación.
INTRODUCCIÓN
Uno de los antiguos e importantes yacimientos petrolíferos del
occidente de Venezuela es el yacimiento LL-03 el cual ha acumulado una
producción superior a 1.200 millones de barriles acumulados y
actualmente contribuye con el 30% de la producción diaria de crudo
mediano de la Unidad de Explotación La Salina (U.E. La Salina),
Distrito Maracaibo de PDVSA.
Este yacimiento se caracteriza por ser una arena arcillosa no
consolidada de baja presión con 450 psi (31,64 kgf/cm2) a 3.500 pies
(1.066,8 m) de profundidad con intercalaciones de lutitas y alta
permeabilidad con riesgos de perdida de circulación severa, pero con el
objetivo de desarrollar las reservas de crudo de 24° API se conceptualizo
y se inicio la ejecución del proyecto de recuperación secundaria llamado
fase IV a través de pozos horizontales inteligentes de brazo extendido.
Debido a las condiciones de agotamiento en que se encuentra este
yacimiento se inicio la búsqueda de nuevas alternativas de fluidos de
perforación que sean competitivos a nivel técnico y económico
evaluando diferentes sistemas de fluidos. Como seria el sistema de
Revoque, que consiste en el bloqueo de los poros, para evitar que los
fluidos escapen, todo esto por flotación del medio de Lodo Formulado.
Luego de las pruebas de laboratorio y evaluación de la calidad del
revoque y remoción del mismo se selecciono el fluido salino para la
perforación del hoyo principal de producción/inyección del pozo.
2
La estabilidad del sistema, la efectividad del sello salino y las
practicas operacionales permitió la perforación exitosa de 3 pozos
horizontales inteligentes (2 inyectores y 1 productor) con el fluido salino
en una sección horizontal de 2.699 pies (822,66 m) promedio sin
observarse problemas de inestabilidad de hoyo y completando el pozo
con filtros de control de arena y sensores de presión y temperatura con
sarta concéntrica, removiendo posteriormente el revoque generado por el
fluido obteniéndose como resultado 18 meses de producción continua y
estable de 900 barriles netos por día (BNPD) Vs 450 barriles bruto por
día (BPPD) esperado en el pozo PB-763, abriéndose oportunidades para
la perforación de 3 pozos en similares condiciones y se dará inicio al
proyecto de perforación de 16 pozos multilaterales en este mismo
yacimiento. El informe se ha planteado alcanzar los siguientes objetivos:
OBJETIVO GENERAL
Diseñar el fluido de perforación óptimo para el yacimiento LL-03
del Campo Rosa Mediano en las arenas LR-60 y LR-30.
OBJETIVO ESPECIFICO:
Descripción del yacimiento LL-03, del campo Rosa Mediano.
Definir las pruebas de laboratorios para el diseño del fluido
salino a usar en el yacimiento LL-03.
Presentar resultados Obtenidos.
3
CAPITULO I
DESCRIPCIÓN DEL YACIMIENTO LL-03
1.1. UBICACION DEL YACIMIENTO
El LL-03, es uno de los más grandes y antiguos yacimientos del
extremo noreste de la cuenca de Maracaibo, ocupando un área lacustre de
aproximadamente 300 Km2, que abarca los campos de La Rosa, Punta
Benítez, Tía Juana y parte de Lagunillas.
Geográficamente hablando, es parte de lo que se conoce como
Campo Costanero Bolívar, el cual se constituye en uno de los campos
petroleros más grandes del mundo. Este campo costanero, fue
descubierto en 1917 por la operadora transnacional Shell, por medio de
su pozo exploratorio R-2, el cual resultó ser productor de las arenas de
edad Mioceno, hasta 1939, cuando emerge al escenario, la producción en
arenas de edad Eoceno.
Por casi dos décadas se mantuvo el campo costanero Bolívar,
produciendo tan sólo de las arenas de edad Mioceno. El Yacimiento LL-
03 tiene más de 2.000 pozos que le atraviesan en su sección vertical, de
los cuales unos 970 pozos, se encuentran completados en él, aportando
un 30% de la producción total de la segregación Rosa Mediano del
Distrito Maracaibo. La siguiente figura muestra la ubicación relativa del
Yacimiento LL-03, en el contexto territorial del Estado Zulia.
4
Fig. N° 1-1. Ubicación Geográfica del Yacimiento LL-03
Fuente: Informe de Estudios Integrado-PDVSA Occidente
Los límites oficiales del yacimiento son los siguientes:
Por el norte se ubica el prospecto 205 de PDVSA y parte de
la playa 4 de la franja del kilómetro.
Por el sur, se ubica un contacto agua-petróleo irregular,
según el mapa isópaco de Arena Neta Petrolífera (ANP) N°
74 del Miembro Lagunillas Inferior al 31-12-1996 de
PDVSA.
Por el este, limita con las playas 4 y 5 de la franja del
kilómetro y el Yacimiento LL-04.
5
Al sudeste se encuentra el límite arbitrario con el
Yacimiento LL-05 (zona de interdigitación).
Al oeste, limita con el prospecto 246, el yacimiento LL-02 y
el Yacimiento LL-08. El límite con el LL-02 en las parcelas
A-93 y A-94 es arbitrario, con el pozo PB-424_0 como pozo
de observación, por el alto corte de agua.
1.2. GEOLOGIA
El Yacimiento LL-03 es uno de los más grandes yacimientos de la
cuenca de Maracaibo, con un área de 300 Km2. Inició operaciones en
1926, con más de 2.000 pozos que lo atraviesan, 1.051 completados,
aportando un 30% de la producción total de la segregación Rosa Mediano
del Distrito Maracaibo. Su madurez de explotación requirió la
implantación de cuatro proyectos de recuperación adicional con
inyección de agua. Cuenta con 35 núcleos, 11 pozos con bioestratigrafía,
250 con registros de densidad y 20 con análisis petrográfico.
La complejidad de explotación y diversidad de litofacies ha dejado
bajo la estrategia actual volúmenes considerables de crudo sin extraer,
sugiriendo un nuevo esquema de compartamentalización, apoyado en la
interpretación sísmica 3D, elementos de estratigrafía secuencial aplicada
a yacimientos, correlación y cartografía detallada por unidades
estratigráficas, bioestratigrafía, sedimentología, petrofísica y datos de
ingeniería convencional de yacimientos.
Esta metodología de trabajo, conlleva a lograr la mejor
aproximación de arquitectura y distribución de propiedades en el
6
yacimiento, las cuales en forma digital, suministran al simulador
numérico y a los programas de visualización en 3D, la consistencia
pertinente de un modelo estático representativo, optimizando los
resultados de los métodos determinantes.
1.3. ESTRATIGRAFÍA Y SEDIMENTOLOGÍA
En el yacimiento LL-03 se presentan estratigráficamente cinco (5)
superficies de inundación al nivel de la Formación La Rosa y el Miembro
Lagunillas Inferior respectivamente, las cuales fueron definidas por
Halliburton en el Estudio Integrado del Yacimiento (1997-2001). Estas
superficies de inundación fueron identificadas de la siguiente manera:
Formación La Rosa:
SB-10: Es una superficie de inundación marina menor que
corresponde al tope del Miembro Santa Barbara. Las arenas de este
Miembro tienen un patrón de apilamiento grano creciente y se encuentran
depositadas directamente sobre el límite de secuencia regional conocido
como la discordancia del Eoceno.
LR-30 y LR-60: Las cuales también se definen como superficies de
inundación marinas menores. Las arenas depositadas entre estos dos
intervalos presentan un patrón de apilamiento grano creciente.
LR-10 y LR-30: Ambas son superficies de máxima inundación.
LR-10 marca la transición de un ambiente de dominio marino
(plataforma) a otro de menor batimetría, es decir regresivo. Generalmente
la sección marina de la Formación La Rosa se encuentra parcialmente
7
erosionada hacia el tope por la sección fluvial del Miembro Lagunillas
Inferior.
El Miembro Lagunillas Inferior tiene cinco (5) superficies de
inundación menores que representan el final de cuatro (4)
parasecuencias, la base de dichos ciclos de sedimentación está
conformada por superficies de erosión, las cuales se encuentran limitadas
al tope por las superficies de inundación menores. Su correspondencia es
como se menciona a continuación:
Cuadro N°. 1-1. Secuencia estratigráfica del Miembro Lagunillas
Inferior definida en el modelo geológico
Base (Erosión) Tope
(Superficies de inundación)
LR LL-30
LLLL-D LL-50
LL-C LL-70
LL-B LL-90
LL-A LL
Fuente: Informe de Estudios Integrado LL-03. PDVSA Occidente
Secuencia estratigráfica del Miembro Lagunillas Inferior
definida en el modelo geológico: La secuencia de este Miembro es de
sedimentación fluvial intermitente con dominio transgresivo, por lo que
8
las arenas depositadas se caracterizan por presentar un patrón de
apilamiento grano decreciente correspondiente a rellenos de canal.
Según los análisis de núcleo realizados por Stapor Jr, F.W en el
yacimiento LL-05 y Muñoz, N., en el yacimiento LL-03, este último
específicamente en el pozo PB-734, se determina que el límite entre la
Formación La Rosa y la base del Miembro Lagunillas Inferior es erosivo
o discordante. Este límite de secuencia es definido como LR, el cual
separa la secuencia marina de la Formación La Rosa de la secuencia
fluvial del Miembro Lagunillas Inferior.
En el Estudio Integrado del yacimiento LL-03 las secuencias
fueron identificadas a través de la descripción y análisis de los núcleos, la
interpretación secuencial y la Bioestratigrafía, esta última determinada a
partir de las muestras de los núcleos. El Miembro Lagunillas Inferior
presenta especies de polen y esporas, típicos de corrientes de agua dulce,
minerales como siderita, pirita, hematita y la ausencia de foraminíferos lo
que lo asocia a un ambiente de tipo continental Klein, G. D., op. cit.,
Stapor Jr., F. W., op. Cit. La Formación La Rosa presenta Glauconita en
ciertos niveles y especies de foraminíferos bentónicos asociados a otros
invertebrados los cuales son típicos de ambientes marinos someros.
9
Fig. N° 1-2. Columna Estratigráfica del Yacimiento LL-03
Fuente: Informe de Estudios Integrado-PDVSA Occidente
10
1.4. PETROFÍSICA
En el área del proyecto (Fase IV del LL-03) se utilizó el estudio
Petrofísico realizado por la compañía Halliburton del yacimiento LL-03,
el cual incluye análisis, descripción de núcleos y perfiles existente en el
yacimiento. En área cercana al proyecto se dispone de 2 pozos con
información de núcleos (PB-734 y PB-696), estos poseen análisis
convencionales y/o especiales de laboratorios.
De los análisis de núcleos se tiene que la distribución de los
minerales de arcillas presentes en el yacimiento LL-03 son
principalmente disperso y estructural.
El tipo disperso de distribución de arcillas reduce la porosidad y la
permeabilidad de las rocas debido a que los minerales de arcilla se
encuentran adheridos y/o revistiendo los granos de la matriz así como
también rellenando el espacio poral de las rocas. Asimismo incrementa
los valores de saturación de agua de las zonas evaluadas en el yacimiento
debido a que los minerales de arcilla absorben agua en mucha mayor
cantidad.
11
Fig. N° 1-3. Esquema teórico de los tres tipos principales de ocurrencia
de arcillas dispersa en el Yacimiento LL-03
Fuente: Informe de Estudios Integrado-PDVSA Occidente
Partículas discretas (Caolinita)
Revistiendo los poros (Clorita)
Rellenando los poros (Illita)
I. POROSIDAD:
Por lo que se puede observar en las evaluaciones petrofísicas
efectuadas en el yacimiento LL-03 las porosidades por debajo del 12%
están generalmente asociadas a intervalos que presentan volúmenes de
arcilla por encima de 35%. Si consideramos al menos la tercera parte de
12
este volumen de arcilla está presente en el modo disperso (rellenando los
poros) podemos concluir que las rocas que presentan porosidades por
debajo al 12% pueden ser discriminadas o consideradas rocas reservorio
de muy bajo potencial.
II. SATURACIÓN DE AGUA
Como se mencionó anteriormente debido a la existencia de
minerales de arcilla en las rocas que conforman las diferentes unidades
de flujo del yacimiento LL-03, se descartó el uso de los modelos de
saturación de arena limpia (ej. Archie); y se efectuaron análisis de
sensibilidad utilizando diferentes modelos disponibles de arenas
arcillosas para el cálculo de la saturación de agua. El modelo de
Simandoux Modificado fue seleccionado por ser el que mejor se adapta a
este tipo de yacimiento y a la clase de perfiles disponibles para efectuar
la evaluación. El Modelo de Simandoux Modificado ha sido
tradicionalmente utilizado en la evaluación petrofísica del yacimiento
LL-03 así como también en otros yacimientos clásticos localizados en la
cuenca del Lago de Maracaibo.
Hay que mencionar que el Modelo de Saturación de Doble Agua
fue descartado debido a que no existe suficiente información de
Capacidad de Intercambio Catiónico (CEC) en el yacimiento LL-03.
13
1.5. HISTORIA DE PRODUCCION DEL YACIMIENTO LL-03
El yacimiento LL-03 fue descubierto en 1925, sin embargo la
primera producción fue reportada en el año 1928. El desarrollo de este
yacimiento comenzó en 1935, con la campaña de perforación de pozos
espaciados inicialmente a 600 metros y luego a 300 metros. En este
período se alcanzó una producción de 30 mil barriles bruto por día con
180 pozos aproximadamente. Posteriormente se incrementa la
producción hasta una producción máxima de 75 mil barriles bruto por
día.
Es importante mencionar que debido a los bajos niveles de presión
encontrados para el año 1934 en la parte norte del yacimiento, fue
implantado un proyecto piloto de inyección de gas en esa área como
parte de un proyecto de represurisación y mantenimiento de presión
desarrollado para toda la Costa Bolívar por la Lago Petroleum
Corporation. Este proyecto incluyó un total de 15 pozos, de los cuales
solamente 10 estaban completados en el yacimiento LL-03 y los restantes
en el yacimiento SB-05. El gas inyectado fue de aproximadamente 8.3
millones de pies cubico de gas (MMPc) hasta el año 1940, momento en
el cual el proyecto fue clausurado por considerarse antieconómico.
A partir del año 1962 se comienza otra fase de desarrollo del
yacimiento hasta el año 1968, donde se incrementa la producción hasta el
máximo alcanzado por el yacimiento de 85 mil barriles bruto por día.
Posteriormente, a pesar de que se incrementó el número de pozos activos,
se evidencia la declinación de producción del yacimiento, razón por la
14
cual para el año 1972 es implementado en el yacimiento el primer
proyecto de inyección de agua. La inyección de agua por flanco al sur del
yacimiento comenzó el 14 de junio de 1972 mediante 9 pozos inyectores.
El proyecto por no ser satisfactorio fue suspendido en mayo de 1976. El
volumen total de agua inyectada fue de 127 millones de barriles de agua
alcanzando tasas elevadas de inyección de agua por pozo de
aproximadamente 20 mil barriles bruto por día
El 03 de agosto de 1979 se inició un proyecto piloto de inyección
de agua por arreglo denominado Fase I. Este proyecto está constituido
por 18 pozos productores rodeados de 19 pozos inyectores, con un
arreglo de línea 3 a 1, cerrado en los extremos con el objetivo de tener un
área confinada. Este proyecto ha acumulado aproximadamente 19.900
millones de barriles de petróleo acumulado. De los 18 pozos productores
originales del proyecto, 11 se mantienen activos, 3 fueron recompletados
a otros yacimientos y 4 están inactivos para Diciembre de 1999. La
inyección de agua acumulada total ha sido aproximadamente de 191
millones de barriles de agua inyectada hasta Diciembre de 1999. Para esa
fecha, de los 19 pozos inyectores originales del proyecto solamente 11 se
encontraban activos, los 8 restantes serán convertidos a productores a
otros yacimientos. Actualmente se lleva a cabo la extensión de la Fase I
hacia el área noroeste del yacimiento, dicha extensión se realiza de
acuerdo a la estrategia de explotación planteada en el estudio integrado.
El segundo proyecto de inyección de agua, denominado Fase II se
inició el 21 de noviembre de 1985, mediante 27 arreglos de siete puntos
invertidos en pozos completados en Lagunillas y La Rosa. En este
proyecto se inyectaron 173.2 millones de barriles de agua inyectada de
15
agua y se acumularon 140.9 millones de barriles de petróleo hasta el mes
de diciembre de 1999.
Halliburton Energy Services/PDVSA 4 de Febrero 2002 Estudio
Integrado del Yacimiento LL-03 RD: 00-00060-HOU–01 245 El 10 de
marzo de 1987 se inició el tercer proyecto de inyección de agua, Fase III
que igualmente se desarrolló mediante un arreglo de siete puntos
invertidos. Fase III está ubicada en la parte central del yacimiento. Este
proyecto consta de 25 arreglos y ha acumulado desde el comienzo de la
inyección hasta Diciembre de 1999 un total de 122.3 millones de barriles
de petróleo mediante la inyección de 154.4 2 millones de barriles de agua
inyectada de agua.
Para Diciembre de 1999 se acumularon un total millones de
barriles de petróleo y un volumen total de 611.3 millones de barriles de
agua fueron inyectado. El recobro es 19.2 % del Petróleo Original En
Sitio (POES) oficial para esa fecha.
Durante su desarrollo, han sido completados un total de 1.112
pozos de los cuales en la actualidad 345 se encuentran activos. El
promedio de producción de petróleo es de 33.000 barriles de petróleo
bruto diario con una 50% de Agua y Sedimentos (A&S) asociados a los
proyectos de recuperación secundaria.
El mecanismo de producción primario del yacimiento LL- 03 es
una combinación de gas en solución, compactación y en menor grado
segregación gravitacional.
Las presiones originales calculadas para las unidades Lagunillas y
La Rosa fueron 1.440 psi (101,24 kgf/cm2) y 1.770 psi (124,44 kgf/cm2)
respectivamente, con una profundidad de referencia de 2.900 pies
16
(883,92 m) y 3.140 pies (957,07 m), respectivamente. En la actualidad el
área donde encontraremos el miembro la Rosa tiene una presión
promedio de 450 psi (31,64 kgf/cm2).
El área FASE IV cuenta con un Petróleo Original En Sitio
asociado (POES) asociado de 255.4 millones de barriles para La
formación La Rosa (Unidades LR60 - LR30). Como resultado del
modelo de simulación para el proyecto, se estimó un factor de recobro
primario para esta formación de 21%, lo que implica unas reservas de
53.6 millones de barriles (48.6 millones de barriles acumulados) y unas
reservas remanentes de 5.0 millones de barriles. Con la finalidad de
incrementar el factor de recobro (de 21 a 48.8%) y por ende las reservas,
se hace necesario la implantación de este tipo de proyecto de inyección
de agua, el cual contribuirá con la inclusión de reservas adicionales, así
como también, con el mantenimiento de la presión del yacimiento.
1.6. PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS
Debido a las características de roca y fluidos que presenta el
yacimiento LL-03, fue dividido en tres unidades hidráulicas principales;
Miembro Laguna, Lagunillas Inferior y Formación La Rosa, donde los
dos primeros presentan similares características de fluidos y se
diferencian de La rosa en la gravedad API del fluido producido (API 18°
para Laguna y Lagunillas y 23° para La Rosa.).
17
Cuadro N° 1-2. Resultados PVT validados.
Miembro Rsb(SCF/STB) Pb(psia) Bo(RB/STB) °API Uo (cp) Pozo
Lagunillas 325 1595 1.2146 22.7 6.66 TJ-173
La Rosa 483 1625 1.252 29.9 3.123 TJ-95
Fuente: Informe de Estudios Integrado LL-03. PDVSA Occidente
1.7. PRESION DEL YACIMIENTO LL-03
La presión original del yacimiento es de 1.680 psi (118,12
kgf/cm2) en la Formación La Rosa; para el área bajo estudio
actualmente se manejan niveles de energía oscilan entre 350 psi (24,61
kgf/cm2) referidas al miembro la Rosa todas al Datum del yacimiento a
2.900 pies (883,92 m). En específico para la Localización del pozo piloto
PB-763 se estima la presión del yacimiento en 470 psi (33,04 kgf/cm2)
referida @ 3.215 pies (979,93 m) Bajo Mesa Rotaria (BMR) que
representa el tope de la arena objetivo (LR-60). El gradiente de presión
del yacimiento es de 0,38 psi/pie (0,0872 kgf/cm2/p).
Cuadro N° 1-3. Gradiente de fractura del Yacimiento LL-03.
PB-565 LL-03 LR-60 0,14 0,46 2,65TJ-616 LL-03 LGINF-03 0,11 0,44 2,12PB-350 LL-03 LR-60 0,17 0,49 3,33PB-346 LL-03 LR-60 0,12 0,45 2,32PB-198 LL-03 LR-60 0,14 0,46 2,70PB-495 LL-03 LR-60 0,13 0,46 2,44
D.E. (lpg)
GRADIENTE DE FRACTURA DEL YAC. LGINF-03POZO YAC. ARENA GRADIENTE DE
FORM (LPC/PIE)GRADIENTE DEFRAC. (LPC/PIE)
18
Fuente: Informe de Estudios Integrado LL-03. PDVSA Occidente
1.8. VALOR DEL PETROLEO ORIGINAL EN SITIO (POES)
Y RESERVAS YACIMIENTO LL-03.
El Petróleo Original En Sitio (POES) obtenido en el Yacimiento
LL-03 es de 6.087 millones de barriles para los nuevos límites, vertical
(unidades de flujo principales LL y LR) y horizontal de 33.020 Acres
(133,63 Km2) propuesto por el estudio. Los factores de recobro primario
y total fueron de 20,00% y 21,11% respectivamente. Las reservas
remanentes totales están en 124.885 millones de barriles de petróleo.
Cuadro N° 1-4. Petróleo original en Sitio (POES) Volumétrico.
Fuente: Informe de Estudios Integrado LL-03. PDVSA Occidente
19
CAPITULO II
DESARROLLO DEL PROYECTO LL-03
2.1. ANTECEDENTES
El yacimiento del mioceno LL-03 del campo Rosa Mediano,
después de mas de 50 años de producción actualmente mantiene reservas
remanentes en el orden de los 340 millones de barriles de petróleo con
niveles de presión que oscilan entre 300 – 600 psi ( 21,09 – 42,18
kgf/cm2), por lo que la perforación en este yacimiento ha estado asociado
al riesgo de pérdidas de circulación.
Para incrementar el área de drenaje en los pozos perforados en la
arena LR-60 de este campo se dio inicio a la construcción de pozos
horizontales realizando una investigación del fluido a utilizar para
mantener la estabilidad del hoyo en toda la sección horizontal de
producción durante la perforación, seleccionándose un sistema de
afrones(burbujas estabilizadas) base agua donde se obtuvo excelentes
resultados operacionales permitiendo la construcción y completación del
pozo, pero al nivel de producción no fue exitoso debido a la baja
producción inicial obtenida, por lo que se realizo un tratamiento químico
para la remoción del daño creado por el revoque que genera el fluido de
perforación obteniéndose una producción inicial de 130 barriles neto de
petróleo por día (bnpd), el cual estaba muy por debajo del potencial
esperado.
20
Este campo ha sido sometido a proyectos de recuperación
secundaria por inyección de agua la cual a permitido mantener la
producción actual del yacimiento, los mismos han sido implantado desde
el año 1979 con la construcción de pozos verticales, denominado Fase I,
el segundo y tercer proyecto se denomino Fase II y Fase III con arreglos
geométricos periféricos de siete puntos invertidos e inicia la inyección
desde el año 1985, seguidamente a esto se realiza una extensión de la
Fase I en 1999. Posterior a estos avances de recuperación secundaria se
realizo un estudio de simulación realizada al yacimiento LL-03 desde el
año 2000, creándose un nuevo proyecto de recuperación secundaria
denominado Fase IV, el cual tendría un arreglo de pozos horizontales de
brazo extendido (más de 1.000 pies (304,8 m) de longitud en la sección
horizontal de producción/inyección), los cuales serán productores e
inyectores con el cual se estima recuperar 70,48 millones de barriles
netos de petróleo.
Para lograr el objetivo de este proyecto se realizo una investigación
del tipo de fluido de perforación a utilizar, iniciando el estudio con la
experiencia obtenida años atrás con otro sistema de fluido, el mismo fue
evaluado técnica y económicamente contra otros sistemas siendo muy
competitiva, además debía ser de fácil remoción para satisfacer el éxito
volumétrico.
El estudio realizado permitió adaptar un sistema salino que utiliza
el cloruro de potasio como inhibidor químico complementándose con el
cloruro de sodio para densificar y una mezcla de sales puenteante que
asegura el sello efectivo del revoque.
21
Durante el año 2004 – 2005 se perforaron 3 pozos horizontales con
+/- 2.100 pies (640,08 m) profundidad medida (MD por sus siglas en
ingles de Messure Depth) de sección horizontal de producción/inyección)
(PB-761, PB-762 y PB-763), donde el resultado volumétrico en el pozo
productor PB-763 fue exitoso, el cual obtuvo una producción inicial de
1.300 barriles netos por día de petróleo. Vs. 700 barriles de petróleo
esperado por día, produciendo actualmente 1.000 barriles netos por día
de petróleo desde hace mas de un año para un acumulado de 600 mil
barriles de petróleo superando notablemente lo estimado.
2.2. PRESIONES TÍPICAS DEL YACIMIENTO LL-03, ARENA
LR-60.
La presión original del yacimiento a perforar es de 1.680 psi
(118,12 kgf/cm2) en la Formación La Rosa; para el área bajo estudio
actualmente se manejan niveles de energía oscilan en 470 a 350 psi
(33.04 a 24,61 kgf/cm2) referidas al miembro la Rosa todas al Datum
del yacimiento. En específico para el pozo PB-761 se estima la presión
del yacimiento en 450 psi (31,64 kgf/cm2) @ 3.140 pies (957,07 m)
Bajo Mesa Rotaria (BMR) que representa el tope de la arena objetivo
(LR60).
En el cuadro siguiente se muestra la prognosis de presiones de los
pozos PB-761, PB-762 y PB-763. Se puede observar que las presiones de
yacimiento están en el rango de 450 psi (31,64 kgf/cm2) @ 3.140 pies
(957,07 m) profundidad medida (MD por sus siglas en ingles de Messure
Depth) y 480 psi (33,75 kgf/cm2) @ 3.204 pies (976,58 m), es decir,
22
densidades de fluido equivalentes de 2,8 @ 2,9 lpg (0,2794 a 0,2893
g/cm3):
Cuadro 2-1. Prognosis Geológica del pozo PB-761
(Yac. LL-03 / Arena LR-30).
(BNL) (BMR)ISNOTU S/D S/D
LAGUNILLAS / BACH-SUP (-1185) 1218LAGUNILLAS / BACH-INF BACH-07 (-1450) 1483 600 7,8
LAGUNILLAS / LAGUNA-SUP (-2277) 2310LAGUNILLAS / LAGUNA-INF LGNA-24 (-2469) 2502 750 5,8
LAGUNILLAS / LAGUNILLAS INF LL-03 (-2733) 2766 450 3,1FORM. LA ROSA LL-03 (-3081) 3114 440 2,7
LR-60 LL-03 (-3098) 3131 450 2,8ARENA OBJETIVO LL-03 (-3107) 3140 450 2,8
LR-30 LL-03 (-3171) 3204 480 2,9DISCORDANCIA ----- (-3353) 3386
ENTRY POINT (TVD) (-3107) 3140 450 2,8ENTRY POINT (MD) (-3520) 3553PROF. FINAL (TVD) (-3104) 3137 -- --PROF. FINAL (MD) (-5478) 5511 -- --
EMR 33 -- --
P.E.L (LPG)FORMACION / MIEMBRO YACIM.
PROFUNDIDADES (PIES) PRESION (LPPC)
Fuente: Propuesta de Yacimiento. Pozo PB-761. PDVSA Occidente.
Esta es la parte mas relevante de este proyecto durante la
evaluación en laboratorio de diferentes tipos de fluidos de perforación
con densidades equivalentes de 7.5 a 10.5 lpg (1,0476 g/cm3),
observándose una efectividad de sello tanto en laboratorio como en el
campo del sello o revoque generado por el lodo salino con una densidad
de 10.5 lpg (1,0476 g/cm3) muy por encima de la densidad equivalente
23
del yacimiento con respecto a la profundidad y presión del yacimiento, si
embargo la efectividad del agente punteante generado por el fluido salino
mantuvo una estabilidad de hoyo y control del fluido evitando perdidas
de formación severa.
2.3. DISEÑO DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN
Para el diseño, del sistema de fluido de perforación en la arena LR
– 60, se tomó en cuenta las características de presión y mineralógicas del
yacimiento LL-03, se realizaron pruebas de laboratorios con muestras de
núcleos del pozo PB-734 de ese mismo yacimiento y vecino del área a
explotar, las mismas fueron efectuadas fueron comparadas con el sistema
de afrones utilizado en el pozo TJ-1378 donde se presentaron problemas
de producción inclusive después de la limpieza química.. Las variables
principales de diseño para el fluido de perforación están basadas en la
capacidad inhibitoria del fluido, la efectividad del sello debido al riesgo
de pérdida de circulación del área y asegurar la producción del pozo.
Para el diseño del sistema de fluido de perforación en el hoyo de
producción en la arena LR – 60, se tomó en cuenta las características de
presión y mineralógicas del yacimiento LL-03, se realizaron pruebas de
laboratorios con muestras de núcleos del pozo PB-734 de ese mismo
yacimiento y vecino del área a explotar, con diferentes sistemas de
fluidos, con la finalidad de buscar alternativas en este tipo de pozos y
yacimiento. Entre los sistemas estudiados para esta área se encuentran:
Sistemas Viscoelástico con Carbonato de Calcio.
Sistemas 100% Aceite de Baja Densidad.
24
Microburbujas
Sistema Salino
Las variables criticas del diseño del fluido de perforación para la
sección horizontal, se basaron en:
Efectividad de Sello (mínimo filtrado hacia la formación)
Capacidad de Inhibición del sistema.
Estabilidad Térmica.
Daño a la formación.
Rompimiento del Revoque.
Luego de las pruebas de laboratorio que determinan, la efectividad
del sello, capacidad inhibitoria y estabilidad térmica, se seleccionaron los
sistemas que cumplen con estas condiciones: Microburbujas,
Viscoelástico con Carbonato de Calcio, Sistema Salino.
A estos sistemas se les evalúo la calidad de revoque, realizando
pruebas de destrucción de revoque con varios rompedores, en los cuales
se pueden nombrar, Terpenos de Naranja, Cake Braker O-W, Ácido
Acético Débil e Hipoclorito de Sodio.
De este trabajo se obtuvieron los siguientes resultados:
El Revoque más fuerte de disolver es el del fluido
Microburbujas.
El Revoque del sistema Viscoelástico con carbonato de calcio
necesita un lavado con Acido Acético Débil en varias etapas.
El Fluido cuyo revoque es más fácil de disolver es el Salino.
25
El removedor de revoque más efectivo para el lodo salino es el
Hipoclorito de Sodio a 3%.
a. CAPACIDAD INHIBITORIA DEL FLUIDO
El sistema Salino utilizado ha demostrado su capacidad inhibitoria
en otras áreas del Lago de Maracaibo, tales como el campo Bachaquero,
Tía Juana Lago y Lagunillas Lago.
En su formulación el sistema utiliza Cloruro de Potasio (KCl), el
cual proporciona la fuente de inhibición y control efectivo de las
formaciones altamente reactivas.
b. EFECTIVIDAD DEL SELLO SALINO
El tipo de sales seleccionado para el sistema, fue de 30/35
micrones el cual demostró la efectividad de sello formado en las zonas
de baja presión, que presentaban riesgos de pérdida de circulación. El
revoque es constituido bajo un diferencial de presión
aproximadamente 1.800 psi (126,55 kgf/cm2).
El revoque formado por los fluidos salinos está constituido por:
cristales de cloruro de sodio (NaCl), los cuales pueden ser removidos
por solubilidad en soluciones acuosas, polímeros (goma xántica,
almidón), sus estructuras pueden ser rotas utilizando ácidos débiles,
hipoclorito y enzima, sólidos de perforación.
26
c. ESTUDIO DE REMOCION DEL REVOQUE
Se formó el revoque en el equipo de pruebas de sellado, disco de
cerámica de 10 micrones, tiempo de 1 hr y gradiente de presión de
1.500 psi (105,46 kgf/cm2).
Se evalúo la remoción del revoque por disolución de la sal en agua
+ 3% de KCl
Se evaluó la actividad, sobre los polímeros del revoque, de una
solución de hipoclorito de sodio al 5%. Posteriormente se analizó
la capacidad de lavado del revoque con una solución de KCl al 3%.
Se realizaron análisis de compatibilidad de los todos los fluidos
evaluados.
CONDICIONES DEL FILTRADO CON EL EQUIPO DE SELLADO.• DISCO DE CERÁMICA: 10 MICRONES (950 MD).• TEMPERATURA: AMBIENTE• CAIDA DE PRESIÓN: 1500 LPC• TIEMPO: 1 HR
Figura N° 2-1. Prueba de laboratorio de remoción de revoque.
Fuente: Propuesta de Yacimiento. Pozo PB-761. PDVSA Occidente.
27
TIEMPO: 0 HR.SOL.: 5% NaClO
TIEMPO: 2 HR.SOL.: 5% NaClO
Figura N° 2-2. Resultados de laboratorio de efectividad del sello salino y
remoción de revoque
Fuente: Propuesta de Yacimiento. Pozo PB-761. PDVSA Occidente.
d. FORMULACIÓN Y PROPIEDADES DEL SISTEMA
Cuadro N° 2-2. Propiedades y formulación del sistema
23,0
4,010,510,5109,0
FORMULACION (Intervalo de produccion / Inyeccion: 3200 - 5550 pies)Concentracion (lpb)
2,5
3,0
Estabilizador de hoyoInhibidor QuimicoSal DensificanteSal puenteante
FuncionViscosificante
AlcalinidadControlador de Filtrado
GLYDRIL MCCLORURO DE POTASIO
CLORURO DE SODIOULTRASAL 20
ProductoFLO - VIS
PH BUFFERFLO - TROL
28
10,545 - 55< 18
28 - 38< 15 / < 25
< 6< 5
9 - 10PH
PROPIEDADES DEL FLUIDO SALINO
Punto Cedente (lbs/100 pie2)Geles 10 seg/10 min (lbs/100 pie2)
Filtrado API (cc/30 min)MBT
Densidad (lpg)Viscosidad embudo (seg/qt gal)
Viscosidad Plástica (cps)
Fuente: Propuesta de Yacimiento. Pozo PB-761. PDVSA Occidente.
2.4. ESTUDIO DE GRADIENTES DE PRESIÓN Y
GRADIENTES DE FRACTURA DEL YACIMIENTO
LGINF-03, ARENA LR-60.
La aplicación del sistema Salino, se inicio con el pozo PB-761, del
área Rosa Mediano del yacimiento LGINF-03, arena LR-60. Las
presiones estimadas de esta localización eran de 400 a 450 psi (28,12 a
31,64 kgf/cm2), a la profundidad de 3.110 pies (947,92 m) promedio, lo
cual representaba una densidad equivalente del fluido de 2,1 a 3,3 lpg
(0,2095 a 0,3292 g/cm3. El pozo se perforó con peso de 10.5 lpg (1,0476
g/cm3) sin problemas de pérdida de circulación.
Previo a esta aplicación del pozo PB-761, se compararon los
gradientes de presión entre el campo Lagunillas Lago (Yac. LGINF-07)
y Tía Juana Lago (Yac. LGINF-05), con el área de Rosa Mediano
(Yac. LGINF-03), considerada como áreas de mayor riego de pérdida de
circulación, extrayéndose la experiencia obtenidas en estos campos con
29
el uso del fluido Salino, donde se demostró que las presiones de
yacimiento entre las áreas estudiadas eran similares.
Cuadro N° 2-3. Gradientes de Fractura del área Rosa Mediano,
Yacimiento LL-03
PB-565 LL-03 LR-60 0,14 0,46 2,65TJ-616 LL-03 LGINF-03 0,11 0,44 2,12PB-350 LL-03 LR-60 0,17 0,49 3,33PB-346 LL-03 LR-60 0,12 0,45 2,32PB-198 LL-03 LR-60 0,14 0,46 2,70PB-495 LL-03 LR-60 0,13 0,46 2,44
D.E. (lpg)
GRADIENTE DE FRACTURA DEL YAC. LGINF-03POZO YAC. ARENA GRADIENTE DE
FORM (LPC/PIE)GRADIENTE DEFRAC. (LPC/PIE)
Fuente: Informe de Fractura de Alta Conductividad en las Arena
LR-60.
Los valores obtenidos mostraron que el gradiente de Fractura del
área Rosa Mediano en el yacimiento LGINF-03 de la arena LR-60 es de
+/- 0.48 psi/Pie (0,0011 kgf/cm2/m)y la densidad equivalente del campo
esta entre 2.1 @ 3.3 lpg (0,2095 a 0,3292 g/cm3, según datos de pozos
vecinos.
2.5. PRACTICAS OPERACIONALES
La planificación y ejecución de los pozos perforados con el sistema
Salino, se ha realizado analizando en equipo todas las variables
involucradas antes y durante la perforación de los pozos. Este equipo
30
esta conformado por los miembros de la gerencia de tecnología e
Ingeniería, y la gerencia de operaciones.
Como resultado de las reuniones diarias, se determinó que la mejor
práctica para minimizar pérdidas de circulación en la zona productora,
era perforar en la zona crítica con parámetros controlados de perforación.
Estas prácticas operacionales se ejecutaron exitosamente en los pozos
perforados.
2.6. RESULTADOS DE CAMPO
Para la evaluación de los resultados de campo se consideró la
campaña de perforación 2003 - 2004, donde se perforaron 3 pozos
exitosamente de forma horizontal de brazo extendido, sin problemas de
pérdida de circulación, además se ha logrado bajar el equipo mecánico de
control de arena sin problemas e internamente al filtro de control de
arena se bajo un equipo con sensores de presión y temperatura
obteniendo actualmente información a tiempo real del yacimiento.
31
Figura N° 2-3. Diagrama mecánico final pozo productor PB-763
Fuente: Informe Final del pozo PB-763.
32
2.7. RESULTADOS DE PRODUCCION
En la Figura N° 2-4, se muestra muestra el comportamiento de
producción en el tiempo del PB-763.
Figura N° 2-4. Comportamiento de producción del pozo PB-763
Fuente: Informe Final del pozo PB-763.
33
CONCLUSIONES El logro del objetivo general y los tres objetivos específicos se
alcanzan como se explica en los dos capítulos de la investigación:
Descripción del Yacimiento LL-03 y Desarrollo del Proyecto Fase IV en
el yacimiento LL-03. Dentro de estos capítulos se detallan las
características del yacimiento, aplicación de las técnicas de fluidos de
perforación y resultados obtenidos.
El sello formado con el fluido salino ha demostrado ser altamente
impermeable, ya que, se ha podido minimizar los problemas de
pérdidas de circulación en las zonas de baja presión del yacimiento
LL-03 del campo Rosa Mediano.
El uso de la salmuera saturada de 10,0 lpg (0,9977 g/cm3) ayudó a
mantener la integridad del sello durante la bajada del equipo de
control de arena y a su vez fue de fácil remoción al ser tratado con
unidad de tubería continua (coiled tubing), removiendo totalmente el
revoque de sal y los polímeros presente en el sistema.
La densidad de trabajo en la arena LR-60 del yacimiento LL-03,
utilizando un sistema salino es de 10,5 lpg (1,0476 g/cm3)
Se perforaron tres (3) pozos con excelentes resultados (PB-761, PB-
762 (Inyectores) y PB-763 (Productor)), lográndose una producción
60% mayor a la estimada en el PB-763.
El fluido Salino, es una alternativa real al uso de otros fluidos para
ser usado en zonas de baja presión del yacimiento LL-03 del campo
Rosa Mediano.
34
Las prácticas operacionales analizadas con todos los miembros del
equipo de trabajo involucrado en la perforación de los pozos, ha
generado resultados exitosos.
35
BIBLIOGRAFÍA
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PDVSA Occidente.
F. Ramírez, R Greaves, PDVSA E&P, “Uso del Fluido Microburbujas
–Aphron en Yacimientos Maduros del Lago de Maracaibo”. Trabajo
presentado en el IV Seminario de Fluidos de Perforación, Margarita -
Venezuela 2001.
M.S. Aston BP Explaratión, G.P. Elliott, BP Chemical. “ Water Based
Glycol Drilling Muds: Shale Inhibition Mechanisms. SPE 28818,
1994.
Carlos Rojas. “Efectividad del Sello del lodo salino, en Zonas de Baja
Presión del Campo Lagunillas Lago”, PDVSA E&P, 2002.
DIMS FOR WINDOWS “Sumario de Fluidos y resumen
operacional de los pozos.” PDVSA E&P, Reporte Interno. 2003
CENTINELA “ Reportes de Pruebas de Producción de los Pozos”.
