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UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR

FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y

AMBIENTAL

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

“ANÁLISIS TÉCNICO ECONÓMICO DE FACTIBILIDAD DE

FRACTURAMIENTO EN LAS CONDICIONES ACTUALES DE LA ARENISCA T

PARA EL INCREMENTO DE PRODUCCIÓN Y

RECUPERACIÓN DE RESERVAS EN EL CAMPO PALO AZUL”

Estudio Técnico presentado para optar por el Título de Ingeniero de Petróleos

AUTOR:

Juan Carlos Bautista Mata

TUTOR:

Ing. Atahualpa Wladimir Mantilla Rivadeneira

Quito, enero 2017

QUITO – ECUADOR

ii

DEDICATORIA

A Dios por sus infinitas bendiciones, a mi Familia, mi esposa y mi hijo amado

por ser la inspiración que me ha llevado a la culminación de este triunfo, a

mis hermanos y especialmente a mis padres Nachito y Lolita que con su

ejemplo y entrega incondicional han hecho de mi un mejor ser humano.

Juanito Bautista

iii

AGRADECIMIENTO

Un infinito agradecimiento a Dios por brindarme la vida, permitirme

compartir hoy y el resto de mi vida con el motor principal que alimenta mi

alma que es mi familia.

Agradezco a mis padres por su amor, apoyo y entrega incondicional, a mis

hermanos Marjuri, Karen y Oscar por apoyarme siempre.

Agradezco a Sofía mi compañera de vida, por su amor, apoyo y comprensión

a pesar de las dificultades.

Mi más profundo agradecimiento al Ing. Atahualpa Matilla quien en el

transcurso de este estudio me supo apoyar en todo momento.

Agradezco infinitamente la colaboración del Ing. Hernán Llerena que me

brindo sus conocimientos y apoyo.

A la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero ARCH por

brindarme la oportunidad de realizar mi estudio técnico y a sus

colaboradores por prestarme las facilidades para la culminación del mismo

A la Secretaría de Hidrocarburos por proporcionar la información necesaria

para realizar el estudio técnico.

Agradezco a la Facultad de Ingeniería de Petróleos de la Universidad

Central del Ecuador, por haber formado parte principal en el aporte y

desarrollo de conocimientos que involucran mi vida en la industria petrolera.

Finalmente agradezco de manera especial a mi grupo de amigos quienes he

considerado una segunda familia con quienes hemos compartido los mejores

momentos de la vida estudiantil.

Juanito Bautista

iv

AUTORIZACIÓN DE AUTORÍA INTELECTUAL

Yo, Juan Carlos Bautista Mata, en calidad de autor del Estudio Técnico realizado sobre

“Análisis Técnico Económico de Factibilidad de Fracturamiento en las Condiciones

Actuales de la Arenisca T para el Incremento de Producción y Recuperación de

Reservas en el Campo Palo Azul”, por la presente autorizo a la UNIVERSIDAD

CENTRAL DEL ECUADOR, hacer uso de todos los contenidos que me pertenecen o de

parte de los que contienen esta obra, con fines estrictamente académicos o de

investigación.

Los derechos que como autor me corresponden, con excepción de la presente

autorización, seguirán vigentes a mi favor, de conformidad con lo establecido en los

artículos 5, 6, 8, 19 y demás pertinentes de la Ley de Propiedad Intelectual y su

reglamento.

Quito, 18 de agosto del 2017.


CI: 050310113-1

Telf: 0995335897

E-mail: [email protected]

v



AMBIENTAL


APROBACIÓN DEL TRABAJO DE TITULACIÓN POR PARTE DEL

TUTOR

Yo, Atahualpa Wladimir Mantilla Rivadeneira en calidad de Tutor del Trabajo de

Titulación, presentado por el señor Juan Carlos Bautista Mata para optar el Título de

Ingeniero de Petróleos cuyo tema es: “ANÁLISIS TÉCNICO ECONÓMICO DE

FACTIBILIDAD DE FRACTURAMIENTO EN LAS CONDICIONES

ACTUALES DE LA ARENISCA T PARA EL INCREMENTO DE PRODUCCIÓN

Y RECUPERACIÓN DE RESERVAS EN EL CAMPO PALO AZUL”, considero

que reúne los requisitos y méritos suficientes para ser sometido a la evaluación y

presentación pública por parte del Tribunal que se designe .

En la ciudad de Quito a los 18 días del mes de Agosto del 2017


171233747-4

TUTOR

vi



AMBIENTAL


APROBACIÓN DEL TRABAJO DE TITULACIÓN POR PARTE DEL

TRIBUNAL

El Tribunal constituido por: Ing. Manuel Bolaños, Ing. Marcelo Benitez, Ing.

Einstein Barrera.

DECLARAN

Que el presente trabajo de titulación denominado “ANÁLISIS TÉCNICO ECONÓMICO

DE FACTIBILIDAD DE FRACTURAMIENTO EN LAS CONDICIONES ACTUALES

DE LA ARENISCA “T” PARA EL INCREMENTO DE PRODUCCIÓN Y

RECUPERACIÓN DE RESERVAS EN EL CAMPO PALO AZUL”. Previo a la

obtención del título de Ingeniero de Petróleos, presentado por el señor Juan Carlos

Bautista Mata, ha sido revisado y analizado dando fe de su originalidad.

Emite el siguiente veredicto: APROBADO

En la ciudad de Quito a los 04 días del mes de Enero del 2018

Para constancia de lo actuado firman

Ing. Manuel Bolaños

Delegado del Subdecano

Ing. Marcelo Benitez Ing. Einstein Barrera

Miembro Miembro

vii

DECLARATORIA DE ORIGINALIDAD

Yo, Juan Carlos Bautista Mata, declaro que el presente Trabajo de Titulación para

optar al título de Ingeniero de Petróleos de la Universidad Central del Ecuador de la

Facultad de Ingeniería de Geología, Minas, Petróleos y Ambiental, es original y no ha

sido realizado con anterioridad o empleado para el otorgamiento de calificación alguna, ni

de título o grado diferente al actual. El presente trabajo es el resultado de las

investigaciones del autor, excepto de donde se indiquen las fuentes de información

consultadas.

Juan Carlos Bautista Mata Ing. Atahualpa Wladimir Mantilla Rivadeneira

050310113-1 171233747-4

viii

ÍNDICE DE CONTENIDOS

RESUMEN ....................................................................................................................... 1

ABSTRACT ..................................................................................................................... 2

CAPÍTULO I: PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ................................................. 3

1.1. Enunciado del tema ............................................................................................ 3

1.2. Descripción del problema .................................................................................. 3

1.3. Justificación ....................................................................................................... 3

1.4. Objetivos ............................................................................................................ 3

1.4.1. Objetivo General......................................................................................... 3

1.4.2. Objetivos Específicos ................................................................................. 4

1.5. Factibilidad y accesibilidad................................................................................ 4

1.5.1. Factibilidad ................................................................................................. 4

1.5.2. Accesibilidad .............................................................................................. 4

1.6. Entorno del Estudio ........................................................................................... 4

1.6.1. Marco Institucional ARCH ......................................................................... 4

1.6.2. Marco Institucional FIGEMPA .................................................................. 5

1.6.3. Marco Ético ................................................................................................ 5

1.6.4. Marco Legal ................................................................................................ 5

CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO ................................................................................ 1

2.1 Generalidades .......................................................................................................... 1

2.1.1 Reseña histórica ............................................................................................... 1

2.1.2 Ubicación geográfica ....................................................................................... 1

2.1.3 Descripción actual del Campo Palo Azul ......................................................... 2

2.1.4. Geología estructural ........................................................................................ 2

2.1.5 Descripción litológica de la formación Napo ................................................... 3

2.1.6 Mecanismo de drenaje arena T ........................................................................ 6

2.1.7 Formaciones productoras del Campo Palo Azul .............................................. 6

2.2. Propiedades de roca y fluidos del Campo Palo Azul ............................................. 6

ix

2.2.1. Propiedades de la roca ................................................................................. 6

2.2.2. Propiedades de los Fluidos .......................................................................... 6

2.2.3. Reservas Campo Palo Azul ................................................................................. 7

2.3. Correlación ............................................................................................................. 8

2.3.1. Correlación estratigráfica .................................................................................... 8

2.3.2. Métodos de correlación ....................................................................................... 8

2.3.2.2 Método de biocorrelación .......................................................................... 9

2.3.2.3. Método de cronocorrelación .......................................................................... 10

2.4 Permeabilidad ....................................................................................................... 10

2.4.1 Medición de permeabilidad ............................................................................ 10

2.5 Daño de formación ................................................................................................ 11

2.5.1 Causas que producen daño de formación ....................................................... 11

2.5.1.1 Construcción y terminación de pozos ...................................................... 11

2.5.1.2 Operaciones de perforación ..................................................................... 11

2.5.1.3 Operaciones de cementación ................................................................... 12

2.5.1.4 Fluidos de completación y terminación ................................................... 12

2.5.1.5 Operaciones de producción ..................................................................... 12

2.5.2 Principales tipos de daño ................................................................................ 12

2.5.2.1 Pseudo-daño o pseudo-skin ..................................................................... 12

2.5.2.2 Daño de formación o skin verdadera ....................................................... 13

2.5.3 Tipos de daño de formación ........................................................................... 13

2.6 Reservas ................................................................................................................ 13

2.6.1 Reservas probadas .......................................................................................... 13

2.6.2 Reservas probables ......................................................................................... 14

2.6.3 Reservas posibles ........................................................................................... 14

2.6.4 Cálculo de reservas ........................................................................................ 15

2.7 Curvas de declinación ........................................................................................... 15

x

2.7.1 Tipos de curvas de declinación ...................................................................... 15

2.7.1.1 Declinación exponencial.......................................................................... 15

2.7.1.2 Declinación hiperbólica ........................................................................... 16

2.7.1.3 Declinación armónica .............................................................................. 16

2.8 IPR (Inflow Performance Relationship) ............................................................... 17

2.9 Fracturamiento hidráulico ..................................................................................... 17

2.9.1 Historia ........................................................................................................... 17

2.9.2 Definición de fracturamiento hidráulico ........................................................ 18

2.9.3. Razones para fracturar ................................................................................... 18

2.9.3.1 Ventajas ................................................................................................... 18

2.9.3.2 Desventajas. ............................................................................................. 19

2.10 Minifrac .............................................................................................................. 19

2.11 Parámetros de diseño .......................................................................................... 20

2.11.1 Modelos de fractura ...................................................................................... 20

2.11.2 Parámetros de selección para fracturamiento de pozos ................................ 20

2.11.3 Incremento del régimen de producción ........................................................ 20

2.11.4 Mejora en la recuperación final .................................................................... 21

2.11.5 Mejor uso de la energía del reservorio ......................................................... 21

2.11.6 Incremento del régimen de inyección .......................................................... 21

2.12 Mecánica de rocas ............................................................................................... 21

2.12.1 Materiales elásticos y plásticos .................................................................... 22

2.12.1.1 Deformación elástica ............................................................................. 22

2.12.1.2 Deformaciones transversales ................................................................. 24

2.12.2 Tensiones en el subsuelo. ............................................................................. 25

2.12.3 Tensiones alrededor del pozo ....................................................................... 26

2.12.4 Orientación de la fractura ............................................................................. 26

2.12.5 Forma de la fractura ..................................................................................... 26

xi

2.12.5.1 Circular .................................................................................................. 26

2.12.5.2 Elíptica ................................................................................................... 27

2.13 Fluidos de fracturamiento ................................................................................... 27

2.13.1 Propiedades del fluido de fractura ................................................................ 27

2.13.2 Propiedades de la formación ........................................................................ 28

2.13.3 Compatibilidad entre el fluido de fractura y el de formación ...................... 29

2.13.4 Tipos de fluidos de fracturamiento .............................................................. 29

2.13.4.1 Geles base agua ..................................................................................... 29

2.13.4.2 Geles base aceite .................................................................................... 32

2.14 Apuntalantes ....................................................................................................... 32

2.15 Diseño de fracturamiento hidráulico ................................................................... 33

2.15.1 Selección del fluido de fractura .................................................................... 33

2.16 Características de la fractura ............................................................................... 34

2.16.1 Calculo de la presión de cierre de fractura ................................................... 34

2.16.2 Propagación de la fractura ............................................................................ 34

2.16.2.1 Crecimiento vertical .............................................................................. 35

2.16.2.2 Crecimiento horizontal .......................................................................... 35

2.16.3 Conductividad de fractura ............................................................................ 36

2.16.3.1 Importancia de la longitud de fractura ................................................... 36

2.17 Equipos de fracturamiento .................................................................................. 37

2.17.1 Tanques de almacenaje ................................................................................ 37

2.17.2 Manifolds ..................................................................................................... 37

2.17.3 Blenders ........................................................................................................ 38

2.18 Gradiente de fractura........................................................................................... 39

2.19 Análisis – económico .......................................................................................... 39

2.19.1 Indicadores económicos de rentabilidad de proyectos ................................. 40

2.19.1.1 Valor actual neto (VAN) ....................................................................... 40

xii

2.19.1.2 Tasa interna de retorno (TIR) ................................................................ 41

2.19.1.3 Relación costo/beneficio (RCB) ............................................................ 41

CAPÍTULO III: DISEÑO METODOLÓGICO ............................................................. 43

3.1 Tipo de estudio ...................................................................................................... 43

3.2 Universo y muestra ............................................................................................... 43

3.2.1 Universo ......................................................................................................... 43

3.2.2 Muestra ........................................................................................................... 43

3.3 Métodos y técnicas de recopilación de datos ........................................................ 43

3.4 Procesamiento y análisis de la información ..................................................... 43

3.4.1 Aspectos administrativos ............................................................................... 43

3.5 Presentación de resultados .................................................................................... 43

3.6 Diagrama de flujo para la realización de un fracturamiento hidráulico................ 44

CAPÍTULO IV: ANÁLISIS Y RESULTADOS ............................................................ 46

4.1 Descripción de la situación actual de los pozos .................................................... 46

4.2 Pozos seleccionados para el análisis técnico ........................................................ 48

4.3 Correlaciones estratigráficas de los pozos de la muestra definida por PADS ...... 49

4.3.1 Correlación PAD B (MD)......................................................................... 51

4.3.2 Correlación PAD D (MD) ........................................................................ 53

4.3.3 Correlación del PAD C orientación Suroeste-Noreste (MD) ................... 55

4.3.4 Correlación de los pozos del PAD C con orientación Noroeste -Sureste

(MD) 59

4.4 Potencial hidrocarburífero de la arenisca T superior ............................................ 60

4.5 Análisis de registros .............................................................................................. 60

4.5.1 Análisis de registros Gamma ray, neutrón y densidad del pozo PAC-01160

4.5.2 Análisis de registros Gamma ray, neutrón y densidad del pozo PAC-022 .... 61

4.5.3 Análisis de registros Gamma ray, neutrón y densidad del pozo PAC-046 .... 61


xiii


4.5.6 Tabla de resumen de propiedades petrofísicas pozos de correlación. ...... 63

4.6 Cálculo de las reservas del pozo PA-046 ......................................................... 64

4.7 Diseño y simulación de la fractura propuesta ....................................................... 64

4.7.1 Pozo a fracturar .............................................................................................. 65

4.7.2 Espesor de la formación T superior en el pozo PA- 046 .......................... 65

4.7.3 Datos técnicos del pozo: ........................................................................... 65

4.7.3.2 Esquema del pozo en proceso de fractura ............................................... 67

............................................................................................................................. 67

4.7.3.3 Datos direccionales del pozo. .................................................................. 68

4.7.4 Gradiente de fractura ................................................................................ 68

4.7.5 Temperatura .............................................................................................. 68

4.7.6 Requerimiento de equipos: ....................................................................... 68

4.7.6.1 Equipos que facilita la empresa de servicios ........................................... 69

4.7.7 Pruebas de laboratorio: ................................................................................... 69

4.7.7.1 Diseño del fluido: .................................................................................... 69

4.7.8 Procedimiento de trabajo y esquema de bombeo: .................................... 70

4.7.8.1 Recomendaciones generales .................................................................... 70

4.7.9 Procedimiento prueba de inyección .......................................................... 71

4.7.9.1 Previo al inicio de las actividades a realizarse en el W.O. se deberá: ..... 71

4.7.10 Procedimiento pickLine y minifrac .......................................................... 72

4.7.11 Procedimiento de fracturamiento hidráulico ............................................ 76

4.7.12 QA/QC aseguramiento y control de calidad en sistemas de fluido y

mezclado en sitio: .................................................................................................... 77

4.7.12.1 Proceso de muestreo QA/QC ................................................................. 77

4.7.12.2 Métodos en el sitio relacionados con la mezcla y golpes QA/QC ......... 78

4.7.12.3 Complicaciones operativas durante fracturamiento hidráulico: ............ 78

xiv

4.7.13 Datos del pozo .......................................................................................... 79

4.7.14 Ubicación ..................................................................................................... 80

4.7.15 Evaluación petrofísica de la arena T......................................................... 81

4.7.16 Sección estructural y pozos de correlación .................................................. 82

4.7.17 Comportamiento de producción ................................................................... 82

4.7.18 Comportamiento de presión de yacimiento .............................................. 82

4.7.19 Registro de cementación .............................................................................. 83

4.7.20 Discusión técnica ...................................................................................... 83

4.7.20.1 Modelo de fractura, volumen de servicio y productividad. ................... 83

4.7.20.2 Tubing de trabajo. .................................................................................. 83

4.7.20.3 Cementación. ......................................................................................... 83

4.7.20.4 Gel crosslinquiado. ................................................................................ 83

4.7.20.5 Capacidad .............................................................................................. 84

4.7.20.6 Simulación ............................................................................................. 84

4.7.20.7 Resumen de resultados del fracturamiento hidráulico. .......................... 94

4.8 Análisis de la curva IPR con y sin estimulación. .................................................. 95

4.9 Análisis probabilístico .......................................................................................... 96

4.10 Reservas estimadas por el método determinístico .............................................. 97

4.11 Reservas estimadas por el método probabilístico ............................................... 97

CAPÍTULO V: ANÁLISIS ECONÓMICO ................................................................... 99

5.1 Análisis económico del proyecto .......................................................................... 99

5.1.1 Análisis del precio de petróleo WTI 2016-2017 ............................................ 99

5.1.2 Descripción de costos involucrados en el trabajo de fractura ........................ 99

5.2 Factores de análisis económico ........................................................................... 100

5.2.1 Ingresos ........................................................................................................ 100

5.2.2 Costos ........................................................................................................... 101

5.2.3 Producción estimada .................................................................................... 101

xv

5.2.4 Gráficos de declinación de la producción pre-fractura y post-fractura ........ 103

5.2.5 Producción de petróleo pre-factura y post-fractura ...................................... 103

5.3 Análisis económico considerando a la empresa operadora como inversionista. 104

5.3.1 Análisis económico para un precio del barril de petróleo WTI de 48,11

USD 104

5.3.1.1 Resumen del análisis económico para un precio del barril de petróleo

Ecuatoriano de 41,69 USD y considerando a la empresa operadora como la

inversionista del proyecto. ................................................................................. 105

5.4 Análisis económico para un precio del barril de petróleo WTI de 48,11 USD y

considerando que la inversión la realiza el consorcio. .............................................. 105

5.4.1 Cálculo de la tarifa de pago al consorcio por inversión. ........................ 106

5.4.2 Análisis económico con inversión del consorcio y rentabilidad para la

empresa operadora. ............................................................................................... 107

5.4.2.1 Resumen del análisis económico considerando que el consorcio realiza la

inversión del proyecto. ...................................................................................... 107

5.5 Análisis económico considerando que la inversión la realiza el consorcio. ....... 108

5.5.1 Resumen del análisis económico inversión realizada por el consorcio. . 108

CAPÍTULO VI: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ................................ 110

6.1 Conclusiones: ...................................................................................................... 110

6.2 Recomendaciones: .............................................................................................. 111

6.3 Bibliografía ......................................................................................................... 111

6.4 Anexos ................................................................................................................ 112

6.4.1 Diagrama actual de completación del pozo PAC-046. ................................ 113

6.4.2 Diagrama de proceso de fracturamiento en el pozo PAC-046 ..................... 114

xvi

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1: Características petrofísicas promedio del reservorio T. ..................................... 6

Tabla 2: Ensayos PVT de los pozos Palo Azul 1 y Palo Azul 2....................................... 7

Tabla 3: Propiedades de fluidos reservorio T superior del campo Palo Azul. ................. 7

Tabla 4: Reservas Campo Palo Azul (Secretaria de Hidrocarburos, 2017) ...................... 7

Tabla 5: Módulos de Poisson para diversos materiales. ................................................. 25

Tabla 6: Clasificación de apuntalantes en función de la presión de cierre. .................... 34

Tabla 7: Dimensión en función del modelo utilizado para fracturamiento hidráulico. .. 36

Tabla 8: Interpretación de comportamiento del VAN. ................................................... 41

Tabla 9: Interpretación de comportamiento del TIR. ..................................................... 41

Tabla 10: Interpretación de la relación costo-beneficio. ................................................ 42

Tabla 11: Estado de los pozos del Campo Palo Azul a la fecha de estudio. .................. 46

Tabla 12: Descripción y productividad de los pozos del Campo Palo Azul. ................. 46

Tabla 13: Pozos re-inyectores pertenecientes al Campo Palo Azul. .............................. 47

Tabla 14: Comportamiento pozos petroleros Campo Palo Azul Bloque 18................... 47

Tabla 15: Pozos muestra definida para el análisis técnico. ............................................ 48

Tabla 16: Resumen de propiedades petrofísicas de pozos correlacionados. .................. 63

Tabla 17: Pozos de la muestra que se encuentran operando hasta agosto 2017 y tienen

alto BSW. ....................................................................................................................... 64

Tabla 18: Cálculo de reservas de Pozo PAC-046. .......................................................... 64

Tabla 19: Datos del pozo a fracturar. ............................................................................. 68

Tabla 20: Equipos que proporciona la empresa de servicios para el fracturamiento. .... 69

Tabla 21: Equipos proporcionados por la empresa operadora. ...................................... 69

Tabla 22: Datos de prueba de admisión.......................................................................... 72

Tabla 23: Aditivos de sistema pickline........................................................................... 73

Tabla 24: Procedimiento de bombeo de sistemas. .......................................................... 73

Tabla 25: Sistemas para minifrac. .................................................................................. 74

Tabla 26: Procedimiento minifrac. ................................................................................. 75

Tabla 27: Etapas de bombeo en simulación de fractura hidráulica. ............................... 76

Tabla 28: Datos de ingreso al simulador de fracturamiento hidráulico. ......................... 79

Tabla 29: Parámetros petrofísicos del pozo PA 046 (Secretaria de Hidrocarburos, 2017)

........................................................................................................................................ 82

Tabla 30: Resumen de geometría de fractura (Halliburton Fracturing Services, 2017) . 84

Tabla 31: Resumen de conductividad de fractura (Halliburton Fracturing Services,

xvii

2017) ............................................................................................................................... 85

Tabla 32: Resumen de presión de fractura (Halliburton Fracturing Services, 2017) ..... 85

Tabla 33: Resumen de operaciones (Halliburton Fracturing Services, 2017) ................ 85

Tabla 34: Historia de crecimiento de la fractura hidráulica (Halliburton Fracturing

Services, 2017) ............................................................................................................... 85

Tabla 35: Propiedades de fractura a prueba por distancia del pozo en el centro de

fractura a una profundidad de 10401 pies (Halliburton Fracturing Services, 2017) ...... 86

Tabla 36: Distribución de apuntalante por etapa (Halliburton Fracturing Services, 2017)

........................................................................................................................................ 86

Tabla 37: Propiedades de fluidos por etapa (Halliburton Fracturing Services, 2017) ... 87

Tabla 38: Diseño del programa de tratamiento (Halliburton Fracturing Services, 2017)

........................................................................................................................................ 87

Tabla 39: Parámetros de fluido (Halliburton Fracturing Services, 2017) ...................... 88

Tabla 40: Datos del propante (Halliburton Fracturing Services, 2017) ......................... 88

Tabla 41: Parámetros de reservorio (Halliburton Fracturing Services, 2017) ................ 89

Tabla 42: Parámetros de capa (Halliburton Fracturing Services, 2017)......................... 89

Tabla 43: Parámetros de litología (Halliburton Fracturing Services, 2017)................... 90

Tabla 44: Características del casing (Halliburton Fracturing Services, 2017) ............... 90

Tabla 45: Intervalos perforados (Halliburton Fracturing Services, 2017) ...................... 90

Tabla 46: Configuración de línea de superficie y tubería (Halliburton Fracturing

Services, 2017) ............................................................................................................... 90

Tabla 47: Parámetros de entrada del modelo (Halliburton Fracturing Services, 2017) . 90

Tabla 48: Parámetros del modelo de apuntalante (Halliburton Fracturing Services, 2017)

........................................................................................................................................ 91

Tabla 49: Tabla de reología de fluidos (Halliburton Fracturing Services, 2017) ........... 91

Tabla 50: Tabla de fricción de fluidos (Halliburton Fracturing Services, 2017) ........... 91

Tabla 51: Propiedades térmicas de la roca (Halliburton Fracturing Services, 2017) ..... 92

Tabla 52: Propiedades térmicas de fluidos (Halliburton Fracturing Services, 2017) ..... 92

Tabla 53: Resumen de resultados del diseño de fractura (Halliburton Fracturing

Services, 2017) ............................................................................................................... 94

Tabla 54: Datos para cálculo curva IPR ......................................................................... 95

Tabla 55: Resultados de análisis de curva IPR. .............................................................. 96

Tabla 56: Parámetros de mayor variabilidad del pozo PAC-046 (Halliburton Fracturing

Services, 2017) ............................................................................................................... 96

xviii

Tabla 57: Costos asociados al trabajo de fractura (Halliburton Fracturing Services,

2017) ............................................................................................................................. 100

Tabla 58: Costos variables del proyecto. ...................................................................... 101

Tabla 59: Parámetros de pronóstico de producción...................................................... 102

Tabla 60: Pronóstico de producción estimado a dos años. ........................................... 102

Tabla 61: Producción estimada a declinación exponencial. ......................................... 103

Tabla 62: Precio del crudo Ecuatoriano. ...................................................................... 104

Tabla 63: Análisis con indicadores económicos para un precio de 41,69 $. ................ 105

Tabla 64: Resumen de Indicadores económicos aplicados al proyecto. ....................... 105

Tabla 65: Ecuaciones para cálculo de tarifa de pago por inversión

(PETROAMAZONAS EP, 2017) ................................................................................ 106

Tabla 66: Egresos para la empresa operadora. ............................................................. 107

Tabla 67: Análisis económico considerando que la inversión la realiza el consorcio. 107


Tabla 69: Análisis económico considerando que la inversión realiza el consorcio. ... 108


Tabla 71: Tabla de parámetros económicos para los tres casos de inversión del proyecto.

...................................................................................................................................... 109

xix

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1: Mapa de ubicación bloque 18 (Departamento de Exploración-Explotación,

Sub-Proceso de Producción ARCH, 2017)....................................................................... 1

Figura 2: Mapa geográfico del Campo Palo Azul (Departamento de Exploración-

Explotación, Sub-Proceso de Producción ARCH, 2017) ................................................. 2

Figura 3: Mapa estructural del Campo Palo Azul Tope Arenisca Hollín Principal

(Secretaria de Hidrocarburos, 2017) ................................................................................. 3

Figura 4: Columna generalizada de Hollín y Napo, Cuenca oriente-Ecuador (Baby,

2014) ................................................................................................................................. 4

Figura 5: Mapa estructural Tope arenisca T superior Ubicación Bloque 18

(Departamento de Exploración-Explotación, Sub-Proceso de Producción ARCH, 2017)5

Figura 6: Esquema de correlación litoestratigráfica (Montes, 2002) .............................. 9

Figura 7: Esquema de biocorrelación (Montes, 2002) ..................................................... 9

Figura 8: Gráfico de reservas expresadas en percentiles (SPE International, 2017) ...... 15

Figura 9: Curva IPR (inflow performance relationship) (Revista Técnica Schlumberger,

2014) ............................................................................................................................... 17

Figura 10: Fracturamiento hidráulico (Departamento de Exploración-Explotación, Sub-

Proceso de Producción ARCH, 2017) ............................................................................ 18

Figura 11: Tensión aplicada ........................................................................................... 22

Figura 12: Comportamiento de un cuerpo bajo deformación (Revista Técnica

Schlumberger, 2014) ...................................................................................................... 23

Figura 13: Límite elástico de un cuerpo (Revista Técnica Schlumberger, 2014) .......... 24

Figura 14: Deformación transversal (Revista Técnica Schlumberger, 2014) ................ 24

Figura 15: Presión litostática (Revista Técnica Schlumberger, 2014) ........................... 25

Figura 16: Orientación de la fractura (Schlumberger Fracturing Services, 2017) ......... 26

Figura 17: Formas de fractura (Schlumberger Fracturing Services, 2017) .................... 27

Figura 18: Gel lineal para tratamiento de fractura (Halliburton, 2017).......................... 30

Figura 19: Apuntalante para proceso de fractura (Schlumberger Fracturing Services,

2017) ............................................................................................................................... 33

Figura 20: Propagación de una fractura (Schlumberger Fracturing Services, 2017) ..... 35

Figura 21: Tanques de almacenaje (Schlumberger Fracturing Services, 2017) ............. 37

Figura 22: Sistema de válvulas (Schlumberger Fracturing Services, 2017)................... 38

Figura 23: Equipo blenders (Schlumberger Fracturing Services, 2017) ........................ 38

Figura 24: Equipos de fractura ubicación en superficie (Schlumberger Fracturing

xx

Services, 2017) ............................................................................................................... 39

Figura 25: Diagrama de flujo para realizar un fracturamiento hidráulico. ..................... 45

Figura 26: Mapa de ubicación de los pozos del campo Palo Azul tomados para el

estudio ............................................................................................................................. 50

Figura 27: Mapa de ubicación de los pozos del PAD B ................................................. 51

Figura 28: Correlación litoestratigráfica de los pozos del PAD B. ................................ 52

Figura 29: Mapa de ubicación de pozos PAD D ............................................................ 53

Figura 30: Correlación litoestratigráfica de los pozos del PAD D ................................. 54

Figura 31: Mapa de ubicación de los pozos del PAD C. ................................................ 55

Figura 32: Correlación litoestratigráfica de los pozos del PAD C SW-NE.................... 57

Figura 33: Mapa de ubicación de los pozos del PAD C NW-SE ................................... 58

Figura 34: Correlación litoestratigráfica de los pozos del PAD C SE-NW.................... 59

Figura 35: Registros de la arena “T “superior del pozo PAC-011. ................................ 61



Figura 38: Registros de la arena “T “superior del pozo PAC-014 ................................. 63

Figura 39: Registros de la arena “T “superior del pozo PA 040 .................................... 63

Figura 40: Esquema de completación del pozo PAC-046 (Secretaria de Hidrocarburos,

2017) ............................................................................................................................... 66

Figura 41: Esquema de procedimiento de fractura Pozo PAC-046 ................................ 67

Figura 42: Descripción de parámetros para control de calidad ...................................... 78

Figura 43: Prueba de estabilidad y reología. .................................................................. 78

Figura 44: Mapa de ubicación del pozo PA-046 y los pozos más cercanos en la muestra

del campo (Secretaria de Hidrocarburos, 2017) ............................................................. 81

Figura 45: Evaluación petrofísica de la formación “T” campo Palo Azul Pozo-046 ..... 82

Figura 46: Correlación estratigráfica de los pozos del PAD C....................................... 82

Figura 47: Gel de fracturamiento (Schlumberger Fracturing Services, 2017) ............... 84

Figura 48: Comportamiento de esfuerzos en el fracturamiento (Halliburton Fracturing

Services, 2017) ............................................................................................................... 93

Figura 49: Resultado del ancho y longitud de fractura (Halliburton Fracturing Services,

2017) ............................................................................................................................... 93

Figura 50: Comportamiento de la presión, caudal en el proceso de fracturamiento

(Halliburton Fracturing Services, 2017) ......................................................................... 94

Figura 51: Gráfico de curva IPR (Halliburton Fracturing Services, 2017) .................... 96

xxi

Figura 52: Cálculo probabilístico de caudales a diferentes percentiles del pozo PAC-046

(Halliburton Fracturing Services, 2017) ......................................................................... 97

Figura 53: Estimación de reservas método determinístico. ............................................ 97

Figura 54: Cálculo de reservas método probabilístico (Halliburton Fracturing Services,

2017) ............................................................................................................................... 98

Figura 55: Precio del barril de petróleo WTI. ................................................................ 99

Figura 56: Parámetros económicos de la Renta petrolera (PETROAMAZONAS EP,

2017) ............................................................................................................................. 100

Figura 57: Costos de producción y operación (PETROAMAZONAS EP, 2017)........ 101

Figura 58: Gráfico de declinación de producción pre-fractura..................................... 103

Figura 59: Gráfico de declinación de la producción post-fractura ............................... 103

Figura 60: Gráfica de la tarifa de pago al consorcio con respecto al precio WTI

(PETROAMAZONAS EP, 2017) ................................................................................ 106

Figura 61: Diagrama actual de completación del pozo PAC-046 (PETROAMAZONAS

EP, 2017) ...................................................................................................................... 113

Figura 62: Diagrama de procedimiento de fractura en pozo PAC-046 ........................ 114

xxii

GLOSARIO DE ABREVIACIONES

𝝈 = Fuerza de tensión aplicada.

∅ = Porosidad.

𝜹𝑹 = Densidad de la roca.

𝜹𝑭= Densidad del fluido.

ε = Deformación elástica.

E= Modulo de elasticidad de Young.

Gf = Gradiente de fractura.

Pf = Presión de fractura.

h = Profundidad.

BHFP = Presión de fondo fluyente.

BHHP = Presión de cabeza.

𝑲𝒇 = Permeabilidad de la fractura (mD).

W= Ancho promedio de fractura (ft).

𝑿𝒇= Largo promedio de fractura (ft).

𝑾𝒎𝒂𝒙 = Ancho máximo de la fractura.

Pnet = Presión neta.

E’ = Modulo de plano de deformación.

d = Dimensión característica de la fractura.

K = Permeabilidad de la formación (mD).

Bo = Factor volumétrico del petróleo.

Sw = Saturación de agua.

GOR = Relación gas petróleo.

Ho= Espesor neto de pago de la arena (ft).

q= Caudal esperado a cierto periodo de tiempo BPPD.

qi= Caudal inicial de petróleo BPPD.

D= Porcentaje de declinación anual de la arena 16% anual Dpto. Reservorios.

t= Tiempo en el que se desea determinar el nuevo caudal.

VAN = Valor actual neto.

TIR = Tasa interna de retorno.

RCB= Relación costo beneficio.

1

TEMA: “Análisis Técnico Económico de Factibilidad de Fracturamiento en las

Condiciones Actuales de la Arenisca T Para el Incremento de Producción y

Recuperación de Reservas en el Campo Palo Azul”

AUTOR:


TUTOR:


Fecha: Agosto, 2017

RESUMEN

Tesis: Describe sobre “Análisis Técnico Económico de Factibilidad de Fracturamiento

en las Condiciones Actuales de la Arenisca T Para el Incremento de Producción y

Recuperación de Reservas en el Campo Palo Azul”. Objetivo general: Establecer la

factibilidad de fracturamiento hidráulico en el Campo Palo Azul con el fin de

incrementar la producción y realizar un estudio económico que permita definir la

vialidad del proyecto en las condiciones actuales del precio del petróleo. Problema:

Los yacimientos de petróleo están sometidos a diversos factores que generan daño de

formación estos pueden ser por fluidos de completación, procesos de perforación,

workovers, entre otros. Algunos tienen originalmente características como la baja

permeabilidad los mismos que requieren de un trabajo de estimulación con el objetivo

de mejorar su aporte. Marco conceptual: La realización del presente trabajo requirió de

las generalidades del bloque 18 con su respectiva producción de reservorios, registros

de pozo, parámetros petrofísicos, seguimiento de pozos y completación. Hipotesis:

Mediante correlaciones se analizó la litología de los pozos muestra, así como también la

continuidad del yacimiento productor a lo largo del campo, para posteriormente realizar

el análisis correspondiente y elegir el pozo candidato óptimo a ser fracturado. Diseño

metodológico: Recolección de la información de los pozos que constituyen una muestra

definida la misma que se analiza para determinar un pozo idóneo a fractura hidráulica

con el objetivo de incrementar la producción de petróleo, para posteriormente realizar el

análisis económico que nos permita cuantificar el monto económico a emplearse en

dicha actividad y verificar la rentabilidad del proyecto. Conclusión general: Es factible

realizar un fracturamiento en una arena nueva ya que permite recuperar de mejor

manera las reservas del pozo y a la vez los indicadores económicos son favorables.

Recomendación general: Este proyecto es recomendable realizarlo una vez concluida

la producción de la arena Hollín.

PALABRAS CLAVES: CAMPO PALO AZUL / FRACTURAMIENTO

HIDRAULICO / LITOLOGÍA / ANÁLISIS NODAL / COSTOS OPERATIVOS

2

TEMA: “Análisis Técnico Económico de Factibilidad de Fracturamiento en las

Condiciones Actuales de la Arenisca T Para el Incremento de Producción y

Recuperación de Reservas en el Campo Palo Azul”

AUTOR:


TUTOR:


Fecha: Agosto, 2017

ABSTRACT

Thesis: To describe the “Technical Economic Analysis of the feasibility of fracturing

in the present conditions of sandstone T in order to increase the production and

recuperation of the reserves at Palo Azul fields”. General Objective: To stablish the

hydraulic fracturing feasibility in Palo Azul field to increase the production and do the

economic study that permits define the viability of the project in the current

conditions of oil cost. Problem: The oil deposits are subjects to various factors that

generate formation damage. It could cause by completion fluids, perforation process

workovers, and among others. Moreover, some have original characteristics like low

permeability witch require stimulation work with the aim of improve their contribution.

Conceptual framework: The realization of the present investigative work requires to

the generalities of the 18 block such us: Their respective production of reservoirs, well

logs, petro physics parameters, monitoring of wells, and completion. Hypothesis:

Through correlations it was analyzed the lithology of the sample wells also the

continuity of producer field throughout the field. After that, do the corresponding

analysis and chose the optimum candidate well to be driller. Methodological Design:

Data collection of the wells that constitute a define sample. It is analyze in order to

determine the right well for hydraulic fracturing, consequently increase the petroleum

production. Therefore, to carry out the economic analysis that permit us quantify the

application of the economic amount this activity also verify the effectiveness of the

project. General conclusion: Exist the feasibility to do a fracturing in the new sand

because it permits in a better way recovers the reserves of the well and in the same time

the economic indicators are favorable. General conclusion: This project is

recommended to be applied once the production of Hollín sand has been complete.

Key words: Palo Azul Field / Hydraulic fracturing / Lithology / nodal analysis /

operating costs.

3

CAPÍTULO I: PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

1.1. Enunciado del tema

Análisis técnico económico de factibilidad para fracturamiento en las condiciones

actuales de la arenisca T para el incremento de producción y recuperación de reservas

en el Campo Palo Azul.

1.2. Descripción del problema

Los yacimientos de petróleo están sometidos a diversos factores que generan daño

de formación estos pueden ser por: procesos de perforación, fluidos de completación,

workovers, entre otros. Algunos tienen originalmente características como la baja

permeabilidad los mismos que requieren de un trabajo de estimulación con el objetivo

de mejorar su aporte.

El fracturamiento hidráulico ha sido una de las técnicas aplicadas desde los años 40

de mayor efectividad en la recuperación de reservas en pozos con daño de formación, de

baja o alta permeabilidad. En este caso se analiza un campo maduro y una arena nueva

la misma que presenta condiciones estimadas de daño de formación y permeabilidad

baja.

Este estudio se centra en el análisis de la información disponible de pozos del

campo Palo Azul, proponiendo un diseño de fracturamiento cuyo propósito es mejorar

la permeabilidad del pozo, bypasear o disminuir el daño de formación y por ende

incrementar su productividad.

1.3. Justificación

La razón fundamental que impulsa llevar a cabo este proyecto es conocer la factibilidad

que representa una inversión económica de un fracturamiento en base a cifras calculadas

tomando en cuenta la constante variación del precio del petróleo, por lo cual

determinaremos por qué llevar o no acabo un trabajo de fracturamiento en los pozos del

Campo Palo Azul en la Arena T.

1.4. Objetivos

1.4.1. Objetivo General

• Establecer la factibilidad de fracturamiento hidráulico en el Campo Palo Azul

con el fin de incrementar la producción y realizar un estudio económico que

permita definir la vialidad del proyecto en las condiciones actuales del precio del

petróleo.

4

1.4.2. Objetivos Específicos

• Analizar cada una de las variables de producción, reservas, productividad, para

fracturamiento de un pozo del Campo Palo Azul en la arena T, con el fin de

aprovechar el uso de las mismas al momento de realizar los cálculos de

factibilidad.

• Elaborar un diagrama de flujo que facilite realizar un procedimiento para

determinar la factibilidad de un fracturamiento hidráulico.

• Analizar la rentabilidad del proyecto de fracturamiento en el pozo definido del

campo Palo Azul, tomando en cuenta el precio actual del petróleo y el contrato

vigente.

1.5. Factibilidad y accesibilidad

1.5.1. Factibilidad

Es factible llevar a cabo este estudio porque se cuenta con la participación activa del

investigador para su desarrollo, además el proyecto será financiado económicamente

por el mismo y cuenta con el asesoramiento técnico del tutor de la carrera de Ingeniería

de Petróleos de la Universidad Central del Ecuador y de los Coordinadores del

Departamento de Producción de la ARCH (Agencia de Regulación y Control

Hidrocarburífero), además de la respectiva bibliografía y herramientas electrónicas que

ayudan al correcto desarrollo del estudio.

1.5.2. Accesibilidad

Es accesible debido a que la ARCH (Agencia de Regulación y Control

Hidrocarburífero) presta todas las facilidades para acceder a sus instalaciones, disponer

de la información y asesoría técnica, necesaria para el desarrollo del estudio técnico.

1.6. Entorno del Estudio

1.6.1. Marco Institucional ARCH

Misión

“Garantizar el aprovechamiento recomendable de los recursos Hidrocarburíferos,

propiciar el racional uso de los biocombustibles, velar por la eficiencia de la inversión

pública y de los activos productivos en el sector de los hidrocarburos con el fin de

precautelar los intereses de la sociedad, mediante la efectiva regulación y el oportuno

control de las operaciones y actividades relacionadas”

Visión

“La ARCH, Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífera, será reconocida como

el garante público de los intereses constitucionales del Estado en el sector

5

hidrocarburífero, gracias a su alto nivel técnico-profesional, a su gestión transparente y

a su cultura de servicio y mejoramiento continuo”

1.6.2. Marco Institucional FIGEMPA

Misión

Buscar la excelencia en la formación de profesionales y en la investigación para el

aprovechamiento sustentable de los recursos naturales y energéticos del Ecuador.

Visión

Convertirse en una institución líder en el aprovechamiento sustentable de los recursos

naturales y energéticos del Ecuador, mediante la excelencia académica en la

investigación y los servicios.

1.6.3. Marco Ético

La presente investigación a desarrollarse no atenta en ninguna de sus partes contra los

principios éticos, morales, ni económicos de la agencia o de los funcionarios de la

misma, en un marco de respeto y protección al medio ambiente; todo esto de acuerdo

con las políticas de hidrocarburos establecidos por el Gobierno Nacional y bajo el

marco jurídico vigente.

1.6.4. Marco Legal

Mediante Registro Oficial No.244 del 27 de Julio del 2010, se publica la Ley de

Hidrocarburos, según el Artículo 11 se crea la Agencia de Regulación y Control

Hidrocarburífero, como organismo técnico-administrativo, encargado de regular,

controlar y fiscalizar las actividades técnicas y operacionales en las diferentes fases de

la industria hidrocarburífera, que realicen las empresas públicas o privadas, nacionales o

extranjeras que ejecuten actividades hidrocarburíferas en el Ecuador; adscrita al

Ministerio Sectorial con personalidad jurídica, autonomía administrativa, técnica,

económica, financiera, con patrimonio propio.

1

CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO

2.1 Generalidades

2.1.1 Reseña histórica

El Campo Palo Azul se encuentra operado por Petroamazonas E.P. el mismo fue

descubierto en 1999 por la empresa contratista CAYMAN INTERNATIONAL

EXPLORATION COMPANY S.A. y PETROMANABI S.A.

2.1.2 Ubicación geográfica

El campo Palo Azul, bloque 18 se halla limitado geográficamente al Norte por el

bloque 11 (EP-Petroecuador), al sur por los bloques 7 y 21 (EP-Petroamazonas), hacia

el Este por los bloques 44, 48 (EP-Petroecuador) y el bloque 47 (ENAP SIPEC); y al

Oeste por el Parque Nacional Sumaco, (Departamento de Exploración-Explotación,

Sub-Proceso de Producción ARCH, 2017), (ver figura 1).

Figura 1: Mapa de ubicación bloque 18 (Departamento de Exploración-Explotación, Sub-Proceso de

Producción ARCH, 2017)

El Campo Palo Azul, unificado entre ECUADORTLC S.A., se encuentra

ubicado al Este del Rio Coca, al noroeste del Campo Sacha y noroeste del Campo

2

Pucuna en la provincia de Orellana perteneciente a la Región Amazónica del Ecuador,

(Departamento de Exploración-Explotación, Sub-Proceso de Producción ARCH, 2017),

(ver figura 2).

Figura 2: Mapa geográfico del Campo Palo Azul (Departamento de Exploración-Explotación, Sub-

Proceso de Producción ARCH, 2017)

2.1.3 Descripción actual del Campo Palo Azul

En la actualidad el Campo Palo Azul se encuentra con una producción neta de

65.156,30 BFPD con un BSW de 84,3% teniendo una producción de 7.574,37 BPPD y

57.581,93 BAPD mantiene una tasa de declinación del 0.64% mensual, (Departamento

de Exploración-Explotación, Sub-Proceso de Producción ARCH, 2017).

2.1.4. Geología estructural

El Campo Palo Azul se encuentra ubicado geológicamente al Oeste del eje axial

de la subcuenca cretácica Napo y es considerado como un entrampamiento estructural,

representado por un anticlinal asimétrico, (Departamento de Exploración-Explotación,

Sub-Proceso de Producción ARCH, 2017), (ver figura 3).

3

Figura 3: Mapa estructural del Campo Palo Azul Tope Arenisca Hollín Principal (Secretaria de

Hidrocarburos, 2017)

2.1.5 Descripción litológica de la formación Napo

Tiene un espesor de 1150 pies, constituida por una secuencia de lutitas y calizas

con intercalaciones de areniscas. Se la considera como un grupo, en el cual se

encuentran los reservorios correspondientes a: Arenisca “U” y Arenisca “T”, definido

4

de acuerdo a características litológicas específicas, (Departamento de Exploración-

Explotación, Sub-Proceso de Producción ARCH, 2017).

Figura 4: Columna generalizada de Hollín y Napo, Cuenca oriente-Ecuador (Baby, 2014)

2.1.5.1. Arenisca “T”

Este estrato está compuesto de arenisca con intercalaciones de lutita y caliza, el

mismo posee un espesor aproximado de 120 pies. “Entre los minerales arcillosos

predomina la caolinita autigénica y son frecuentes los sobrecrecimientos de cuarzo.

Ambos factores dañan la porosidad que también es afectada por la presencia de

pelotillas pellets aplastadas de glauconita, (Baby, 2014, pág. 296).

Contiene una arenisca con excelentes condiciones petrofísicas, que de lo

observado en el carril de GR, se presenta como cuerpos arenosos limpios, con un valor

promedio de 20 API, con intercalaciones de cuerpos arcillosos, definidos por el

incremento de los valores de rayos gamma que alcanzan los 160 API. Muchas veces

estos cuerpos arcillosos tienen buena continuidad lateral y separan al reservorio en

diferentes zonas, las mismas que deben ser claramente identificadas, con el fin de

determinar los mejores intervalos para iniciar la producción, (Baby, 2014, pág. 295).

5

Figura 5: Mapa estructural Tope arenisca T superior Ubicación Bloque 18 (Departamento de

Exploración-Explotación, Sub-Proceso de Producción ARCH, 2017)

La caliza presente, es normalmente de color crema, moderadamente dura a

suave, de corte irregular, inclusiones de glauconita. Sin manifestación de hidrocarburos,

la lutita es de color gris oscuro, moderadamente dura, corte planar, laminar, fisil, textura

6

cerosa, no calcárea, (Baby, 2014, pág. 296).

2.1.5.2. Arenisca “U”

Esta formación tiene un espesor aproximado de 100 pies está comprendido de

arenisca con intercalaciones finas de lutita.

La arenisca es de color gris claro, translucida a transparente, grano fino,

cuarzosa, subredondeada, matriz caolinítica, cemento calcáreo, pobre porosidad visible,

inclusiones de glauconita. Se observa mínima manifestación de hidrocarburos. Las

intercalaciones de lutita presentan un color gris oscura, negra, moderadamente dura,

blocosa, textura cerosa, calcárea, (Baby, 2014, pág. 304).

2.1.6 Mecanismo de drenaje arena T

El mecanismo de drenaje del reservorio T del campo Palo Azul, es el acuífero

activo con empuje de fondo y efecto lateral.

2.1.7 Formaciones productoras del Campo Palo Azul

El campo tiene como objetivo principal de producción a la formación Hollín,

como objetivo secundario de producción la formación Basal Tena y las areniscas del

miembro U y T de la formación Napo, donde se tiene acumulaciones de Hidrocarburos.

Se han perforado en este campo alrededor de 49 pozos, orientados a la

producción de la formación Hollín como objetivo principal y posteriormente las

formaciones Napo y Basal Tena como objetivo secundario, (Departamento de

Exploración-Explotación, Sub-Proceso de Producción ARCH, 2017).

2.2. Propiedades de roca y fluidos del Campo Palo Azul

2.2.1. Propiedades de la roca

A continuación, se presentan las propiedades y características más relevantes del

reservorio T, considerado como un objetivo secundario para la extracción de

hidrocarburos, (ver tabla 1).

Tabla 1: Características petrofísicas promedio del reservorio T.

Presión

Inicial

Espesor

neto de

petróleo

Porosidad Saturación

de agua

Saturación

de

petróleo

Permeabilidad

Pi Ho Φ Sw So K

Psi Ft % % % Md

4074 14 12,2 20 20 10

2.2.2. Propiedades de los Fluidos

Las propiedades de los fluidos como: producción de petróleo, gas y agua,

7

presión de los yacimientos, propiedades del petróleo a condiciones iniciales y de

burbuja, propiedades del gas, factor volumétrico, viscosidad, compresibilidad y

solubilidad, se han obtenido a través de pruebas de pozos y de análisis PVT de pozos

aledaños que pertenecen al campo Palo Azul.

Se tomaron muestras de los pozos Palo Azul-1 y Palo Azul-2, fueron analizadas

en el laboratorio de Oilphase en Venezuela el 07 de mayo del año 2000, donde se

realizaron ensayos PVT. A continuación, se muestra los resultados obtenidos en estos

ensayos, (ver tabla 2).

Tabla 2: Ensayos PVT de los pozos Palo Azul 1 y Palo Azul 2.

POZO RESERVORIO Pb VISCOCIDAD Rsi* Boi* API*

(psi) (cp) (cft/bbl) BY/BN °API

Palo Azul-1 T 1598 0,57 599 1,431 34,4

Palo Azul-2 T superior 1595 0,54 599 1,465 33,5

De estos resultados, se observa que el crudo perteneciente al Campo Palo Azul

posee muy buenas características, baja viscosidad y una alta gravedad API.

Posteriormente se muestra las propiedades promedio de los fluidos

pertenecientes al Campo Palo Azul, reservorio T superior, (ver tabla 3).

Tabla 3: Propiedades de fluidos reservorio T superior del campo Palo Azul.

PRESIÓN DE

BURBUJA

BFPD BPPD BAPD BSW SALIN VISCOS RGL Boi GOR API

Psi Bls Bls Bls % Ppm Cp PCN/BF BY/BN PCN/BP °API

1598 59 47,2 11,8 20 60000 0,57 136 1,236 230 29,5

2.2.3. Reservas Campo Palo Azul

A continuación, se muestran los valores de Reservas del Campo Palo Azul,

actualizados al 18 de agosto del 2017, (PETROAMAZONAS EP, 2017), (ver tabla 4).

Tabla 4: Reservas Campo Palo Azul (Secretaria de Hidrocarburos, 2017)

CAMPO RESERVORIO RESERVAS TOTALES

(BLS)

PALO AZUL

BASAL TENA 2´935 241

NAPO "U" 1´946 605

NAPO "T" 1´536 794

HOLLÍN 17´895 454

8

TOTAL PALO AZUL: 24´314 094

2.3. Correlación

Es el método que permite establecer la correspondencia entre dos unidades

geológicas teniendo como parámetro una propiedad definida y a la vez su posición

estratigráfica relativa.

2.3.1. Correlación estratigráfica

“Correlación estratigráfica es la demostración de equivalencia de unidades

estratigráficas. Dos cuerpos de roca se pueden correlacionar como pertenecientes a la

misma unidad litoestratigráfica o bioestratigráfica aun si esas unidades son de diferentes

edades” (Montes, 2002, pág. 40).

En el área petrolera es de mucha utilidad ya que analizando la correspondencia

de pozos y secciones sísmicas se puede identificar la continuidad lateral de las

formaciones.

2.3.2. Métodos de correlación

Se denomina método de correlación al principio que determine la equivalencia

entre varias unidades estratigráficas en distintas secciones estratigráficas.

La exactitud de un método de correlación depende de la escala de correlación a

utilizarse, de la calidad y cantidad de información que se disponga para dicho análisis.

Existen tres clases de correlación y son:

- Litocorrelación

- Biocorrelación

- Cronocorrelación

2.3.2.1. Método litoestratigráfico

Estudia los cambios litológicos bruscos y en la presencia de algunos niveles de

litologías especiales observados a simple vista, es una técnica muy utilizada ya que

analiza las características litológicas de las unidades rocosas, es decir liga unidades de

similar litología y posición estratigráfica, (ver figura 6).

9

Figura 6: Esquema de correlación litoestratigráfica (Montes, 2002)

2.3.2.2 Método de biocorrelación

Este método analiza la correspondencia entre dos niveles fosilíferos en los que

se pueda observar restos de organismos pertenecientes a la misma especie y que hayan

vivido en iguales condiciones ambientales, (Montes, 2002, pág. 40), (ver figura 7).

Figura 7: Esquema de biocorrelación (Montes, 2002)

10

2.3.2.3. Método de cronocorrelación

“La conocorrelación se puede establecer por cualquier método que permita aparear

estratos por la equivalencia de edad” (Montes, 2002, pág. 40).

“La correlación de unidades definidas por litología también puede producir correlación

cronoestratigráfica a escala local, pero cuando se trazan regionalmente, muchas

unidades litoestratigráficas, pueden pasar los límites de tiempo” (Montes, 2002, pág.

40).

2.4 Permeabilidad

Es frecuente la estimulación mediante fracturamiento hidráulico en reservorios

que tienen baja permeabilidad. La fractura forma canales desde el interior del reservorio

hasta la cara del pozo, incrementando el flujo de los fluidos dentro de la formación de

interés gracias al aumento de la permeabilidad y el radio de drenaje, (BAKER

HUGHES, 2012).

2.4.1 Medición de permeabilidad

La permeabilidad se la puede obtener por diversos métodos entre ellos los siguientes:

- Análisis de núcleos

• Permeámetro de líquidos

• Permeámetro de gases

- Registros eléctricos

• Timur

• Koates

- Pruebas de presión

• Build up

• Drowdawn test

• Multitasa

• Interference testing

• Fall off

• Pulso

• Drill steam Test (DST)

- Correlaciones empíricas

• Corey

• Pirson

• Jones

11

• Knoop

- Datos de producción

2.5 Daño de formación

Es el obstáculo que presentan los fluidos a circular dentro del medio poroso, por

causa de una alteración de la permeabilidad que puede presentarse en cualquier

momento de la vida productiva de un pozo sobre todo en la terminación del mismo,

debido a procesos de perforación, cementación y más operaciones que se realizan al

hacer producir el pozo, (SPE International, 2017).

2.5.1 Causas que producen daño de formación

Las principales causas son:

- Operaciones de construcción, perforación, terminación de pozos: cementación,

completación, reparación y perforaciones.

- Operaciones de producción: producción, inyección, en estimulación por

posicionamiento de arena incompleto, (SPE International, 2017).

2.5.1.1 Construcción y terminación de pozos

En procedimientos de perforación, cementación y completación.

2.5.1.2 Operaciones de perforación

- Invasión de sólidos de lodos de perforación

Insuficiente enjarre (costra de lodo) o alta permeabilidad, sobrebalance (pérdidas de

lodo a formación).

Tamaño de partículas vs poros, filtración en fisuras.

Alto tiempo de contacto lodo - formación

- Filtrado de lodos de perforación

Sensibilidad de formación (pH, salinidad, etc)

Dispersión de finos, residuos de aditivos

- Lodos base aceite

Altos contenidos de sólidos ocasionan mayor invasión de partículas.

Surfactantes para dispersión de sólidos, roca mojada al aceite (baja permeabilidad

relativa), (SPE International, 2017).

Emulsificantes catiónicos estabiliza emulsiones en sitio (bloqueos), (SPE International,

2017).

12

2.5.1.3 Operaciones de cementación

- Lavadores y espaciadores:

Eliminan el enjarre creado por lodos de perforación ocasionando invasión de filtrados.

Dispersantes para suspender y transportar partículas, dispersión, migración de arcillas

en sitio, (SPE International, 2017).

- Lechadas de cemento:

Cuando se tiene un alto pH de filtrados produce dispersión de arcillas, precipitación de

carbonatos, el agua libre presente en la lechada forma bloqueos de agua, (SPE

International, 2017).

Squeeze o forzamientos (formaciones de alta permeabilidad).

Fractura de la formación ocasiona invasión de lechada.

2.5.1.4 Fluidos de completación y terminación

Sólidos en suspensión (incluyen bacterias), residuos poliméricos.

Si se tiene un escaso control de pérdida de filtrado, este provoca sensibilidad de la

formación, ocasionando migración y dispersión de arcillas, (SPE International, 2017).

Los cambios de mojabilidad generan bloqueos de agua y emulsiones.

Precipitados producen incrustaciones.

Necesidad de usar fluidos limpios y filtrados, salmueras pesadas, bromuros, etc.

Inhibidores de Corrosión producen cambios de mojabilidad, precipitados de hierro.

Exceso de lubricantes de tuberías, (SPE International, 2017).

2.5.1.5 Operaciones de producción

Al producir un pozo se presenta por: migración de finos, taponamientos,

precipitados, incrustaciones y parafinas, turbulencia, cambios de mojabilidad.

2.5.2 Principales tipos de daño

• Pseudo-daño o pseudo-skin (de origen, mecánico)

• Daño de formación o skin verdadera

2.5.2.1 Pseudo-daño o pseudo-skin

Ocasionado por:

- Completación, bombas y válvulas.

13

- Gasto y variación de presión de producción lo que produce turbulencia,

depósitos, gasificación.

- Tubing, perforaciones colapsadas.

- Configuración del pozo: entrada de flujo limitada, pozos descentralizados, baja

densidad de disparos, fase incorrecta, perforaciones de poca penetración.

2.5.2.2 Daño de formación o skin verdadera

Se presenta en la formación como: escamas, depósitos orgánicos, emulsiones, arcillas

etc.

2.5.3 Tipos de daño de formación

- Emulsiones.

- Migración de finos y arcillas hinchables

- Incrustaciones inorgánicas.

- Bloqueos de agua.

- Depósitos orgánicos.

- Cambios de mojabilidad.

- Depósitos mixtos.

- Bacterias.

2.6 Reservas

Son aquellos volúmenes de petróleo recuperables mediante la aplicación de técnicas

y proyectos de desarrollo que permita recuperar dichos volúmenes, a partir de una fecha

dada, bajo condiciones establecidas, (SPE International, 2017).

Las reservas deben satisfacer cuatro parámetros: deben estar descubiertas, ser

recuperables, ser comerciales y ser remanentes a la fecha de evaluación, (SPE


2.6.1 Reservas probadas

Son aquellos volúmenes de petróleo, de yacimientos conocidos que a partir del

análisis de datos de geociencias y de ingeniería se estiman a ser comercialmente

recuperables a partir de una fecha dada, bajo condiciones económicas aceptables,

métodos de operación y reglamentación gubernamental definidas.

Los métodos determinísticos nos brindan un alto grado de confiabilidad. Si se

utilizan métodos probabilistas se debe considerar una probabilidad del 90% que las

cantidades realmente recuperadas igualarán o excederán la estimación, (SPE


14

2.6.2 Reservas probables

Son aquellos volúmenes de petróleo adicionales que a partir de un análisis de

datos de geociencias y de ingeniería, se estiman ser menos probables a ser recuperados,

(SPE International, 2017).

Tiene la misma probabilidad que los volúmenes remanentes reales recuperados

sean mayores o menores a la suma de las reservas estimadas probadas más probables

(2P).

Cuando se emplean métodos probabilistas la probabilidad es del 50% a que las

cantidades reales recuperadas igualarán o excederán la estimación de 2P, (SPE


2.6.3 Reservas posibles

Son aquellas reservas adicionales que a partir de un análisis de geociencias y de

ingeniería se estiman son menos probables a ser recuperadas con respecto a las reservas

probables, (SPE International, 2017).

Los volúmenes totales finalmente recuperados tienen una baja probabilidad de

superar las reservas (3P).

Cuando se utilizan los métodos probabilistas debería haber por lo menos una

probabilidad del 10% a que las cantidades reales recuperadas igualarán o superarán la

estimación 3P, (SPE International, 2017).

Las reservas en términos probabilísticos son una distribución continua de

volúmenes que por convención se ajustan a los percentiles 10, 50 y 90. Por lo

mencionado anteriormente, las categorías de reservas comúnmente utilizadas (1P, 2P y

3P) se conforman de la siguiente manera:

- Reserva 1P es igual a la reserva probada.

- Reserva 2P es igual a la suma de la reserva probada más la reserva probable.

- Reserva 3P es igual a la suma de la reserva probada más la reserva probable y la

reserva posible.

15

Figura 8: Gráfico de reservas expresadas en percentiles (SPE International, 2017)

2.6.4 Cálculo de reservas

Para el correspondiente cálculo de las reservas, se utilizan distintas metodologías

de acuerdo al desarrollo de los yacimientos, a la información obtenida, geología y la

ingeniería disponible, (SPE International, 2017).

Entre los métodos determinísticos se tiene el método volumétrico el cual está

asociado a los hidrocarburos originales en sitio y no estima como tal el volumen de

reservas, (SPE International, 2017).

Para el cálculo de reservas por el método volumétrico se utiliza la ecuación1, la misma

relaciona: al espesor, área, porosidad, saturación de agua y factor volumétrico.

𝑃𝑂𝐸𝑆 =7758𝑥𝐴𝑥𝐻𝑜𝑥∅𝑥(1−𝑠𝑤𝑖)

𝐵𝑜𝑖(𝐵𝑙𝑠) (Ec. 1)

Donde:

A = Área en “acres”

Ho = Espesor neto de pago de la arena en “pies”

Φ = Porosidad en fracción

Swi = Saturación de agua inicial en fracción.

Boi = Factor volumétrico inicial del petróleo en CFB/STB

Las reservas probadas se determinan mediante el producto del POES por el factor de

recobro del yacimiento, por lo que tenemos la ecuación 2.

𝑅𝑒𝑠𝑒𝑟𝑣𝑎𝑠 𝑃𝑟𝑜𝑏𝑎𝑑𝑎𝑠 = 𝑃𝑂𝐸𝑆𝑥𝐹𝑟 (Bls) (Ec. 2)

2.7 Curvas de declinación

Son herramientas de cálculo que utilizan modelos matemáticos que nos permiten

predecir de forma aproximada el comportamiento futuro de la vida productiva de un

pozo o yacimiento, (SPE International, 2017).

2.7.1 Tipos de curvas de declinación

De acuerdo al comportamiento de producción de los pozos, existen tres tipos de

curvas de declinación que son:

- Declinación exponencial

- Declinación hiperbólica

- Declinación armónica

2.7.1.1 Declinación exponencial

En la declinación exponencial el cambio de la tasa de producción por unidad de

16

tiempo es constante y su comportamiento. Se define en la ecuación 3, (SPE


𝑞 = 𝑞𝑖 ∗ 𝑒−𝐷𝑡 (Ec. 3)

Donde:

q= Caudal esperado a cierto periodo de tiempo BPPD

qi= Caudal inicial de petróleo BPPD

D= Porcentaje de declinación anual de la arena 16% anual Dpto. Reservorios


2.7.1.2 Declinación hiperbólica

En la declinación hiperbólica la tasa de declinación de producción no es

constante y su comportamiento. Se define en la ecuación 4, la misma relaciona a la

producción acumulada, un caudal inicial y un caudal esperado en función del tiempo.

𝑁𝑝 =𝑎

𝑎−1𝑥

1

𝑏0[𝑞𝑜 − 𝑞 (1 +

𝑏𝑜𝑡

𝑎)] (Ec. 4)

Donde:

Np = Producción acumulada.

q= Caudal esperado a cierto periodo de tiempo BPPD.

qo= Caudal inicial de petróleo BPPD.

a = Coeficiente de declinación hiperbólico.

b = Tasa de declinación continua.


2.7.1.3 Declinación armónica

La declinación armónica es un tipo especial de curva hiperbólica, esta se obtiene

cuando el valor de la constante hiperbólica es igual a la unidad, se define en la ecuación

5, la misma relaciona: la producción acumulada, caudal inicial, caudal esperado, a una

tasa de declinación continua, (SPE International, 2017).

𝑁𝑝 =𝑞𝑜

𝑏(𝑙𝑛(𝑞𝑜) − ln (𝑞)) (Ec. 5)

Donde:

Np = Producción acumulada.

q = Caudal esperado a cierto periodo de tiempo BPPD.

qo = Caudal inicial de petróleo BPPD.

b = Tasa de declinación continua.

17

2.8 IPR (Inflow Performance Relationship)

Gilbert, en 1954 demostró que le gráfico de la curva IPR simboliza el

desempeño que tiene el reservorio a condiciones actuales, indicando las diferentes tasas

de flujo que se obtienen a distintas presiones de fondo fluyente, son de gran importancia

para la toma de decisiones con respecto a cambiar un sistema de levantamiento

artificial, realizar operaciones de reacondicionamiento de pozos o aplicar mecanismos

de recuperación de crudo, (Mondavi, 2012, pág. 51).

El comportamiento del influjo se define utilizando la curva de Vogel-IPR interpretada

en la ecuación 6, la misma relaciona: los caudales, presión de fondo fluyente y presión

de reservorio.

𝑞𝑜

𝑞𝑜(𝑚𝑎𝑥)= 1 − 0.2 (

𝑃𝑤𝑓

𝑃𝑟) − 0.8 (

𝑃𝑤𝑓

𝑃𝑟)

2

(Ec. 6)

Donde:

𝑞𝑜(𝑚𝑎𝑥)= Máxima tasa de flujo que el pozo puede producir.

𝑞𝑜 = Tasa de flujo.

Pwf = Presión de fondo fluyente.

Pr = Presión de reservorio

(Vogel, 1968), plantea que, conociendo la presión, el caudal máximo y la presión de

reservorio podemos calcular la presión de fondo fluyente para cualquier tasa de flujo

mediante la utilización de la siguiente curva.

Figura 9: Curva IPR (inflow performance relationship) (Revista Técnica Schlumberger, 2014)

2.9 Fracturamiento hidráulico

2.9.1 Historia

“Después de varios años de experimentación y estudios de campo en marzo de 1949 una

Compañía Norteamericana, realizó los primeros tratamientos de fracturamiento con

fines comerciales en el estado de Texas” (Cevallos, 2009, pág. 13).

Así comenzó uno de los procesos de estimulación de pozos más importantes

para la recuperación de reservas que se haya conocido en la industria petrolera.

18

Las estimaciones más cercanas demuestran que tres de cada cuatro pozos

tratados han experimentado un aumento de producción provechoso y han incrementado

considerablemente su potencial productivo. Actualmente muchos campos existen

gracias a esta técnica. Sin el fracturamiento hidráulico se hubiera dejado de lado muchos

campos productivos considerándolos improductivos o no comerciales.

2.9.2 Definición de fracturamiento hidráulico

Es el proceso en el que se inyecta fluidos dentro de la formación a un caudal y

presión mayor a la presión de reservorio con el objetivo de crear una fractura dentro de

la roca. Como esta fuerza vence el esfuerzo mínimo horizontal inicia una fractura que es

perpendicular a la dirección del mínimo esfuerzo y paralela al máximo esfuerzo

horizontal, (SPE International, 2017).

Figura 10: Fracturamiento hidráulico (Departamento de Exploración-Explotación, Sub-Proceso de

Producción ARCH, 2017)

La fractura apuntalada tiende a comportarse como un canal de alta conductividad

entre el reservorio y el pozo mejorando así significativamente su capacidad productiva.

La geometría de la fractura resultante puede ser aproximada por modelos cuyo

análisis se enfoca en las propiedades mecánicas de la roca, las propiedades del fluido de

fractura, las condiciones como cantidad y presión con las que se inyecta el fluido y la

distribución de esfuerzos en el medio poroso, (SPE International, 2017).

2.9.3. Razones para fracturar

2.9.3.1 Ventajas

Posterior a un tratamiento de fractura se tiene como ventaja lo siguiente.

- Incremento de la productividad:

Mejora considerablemente el factor de recobro al fracturar pozos de baja

productividad ya que crea un área de flujo mayor en comparación a los punzados,

específicamente en los pozos con las siguientes características:

• Reservorios de baja permeabilidad

19

• Zonas dañadas

• Conectar fracturas naturales

• Incrementar áreas de drenaje

• Incrementar alturas de drenaje

- Incremento de inyectividad:

En los pozos inyectores con baja capacidad una solución económica es fracturarlos

para aumentar la capacidad de los mismos a recibir fluido, especialmente cuando tienen

algún tiempo de operación, (Lozada, 2009, pág. 21).

Disminución de la caída de presión alrededor del pozo:

Con una fractura aumentamos las áreas de flujo y por ende para un mismo caudal

equivalente a producirlos solo con punzados la caída de producción producida alrededor

del pozo es mucho menor, esto además nos da la ventaja de minimizar producciones de

arena, finos asfaltenos y/o parafinas, (Lozada, 2009, pág. 21).

2.9.3.2 Desventajas.

Al fracturar en pozos que no han sido correctamente seleccionados se puede

presentar resultados negativos entre los cuales tenemos:

- Falta de sellos naturales entre la zona a fracturar y un acuífero

Al fracturar un reservorio sin sellos litológicos puede causar que nos conectemos al

acuífero y perdamos producción en el pozo originado por el avance de agua que posee

mayor movilidad, (Lozada, 2009, pág. 22).

- Sidetracks

Fracturar un pozo con sidetrack implica el riesgo de conectarnos con el pozo

perforado originalmente y por ende producir fluidos no deseados (Agua).

- Zonas con diferentes presiones de reservorio

Si la fractura conecta dos zonas con diferentes presiones podemos tener el efecto de

flujo cruzado, ocasionando disminución en la productividad.

2.10 Minifrac

Es un procedimiento de fracturamiento hidráulico pequeño que se lleva a cabo antes

del fracturamiento hidráulico principal para obtener datos críticos del diseño de la tarea

y ejecución, a la vez confirmar la respuesta prevista del intervalo de tratamiento,

(Halliburton Energy Services, 1995).

20

2.11 Parámetros de diseño

2.11.1 Modelos de fractura

“La geometría de la fractura resultante se puede determinar aproximadamente por

modelos que relacionan las propiedades mecánicas de la roca, las propiedades del fluido

de fractura, condiciones del fluido a inyectar, caudal, presión y la distribución de

esfuerzos en el medio poroso” (SPE International, 2017).

En la distribución de propagación de fractura se toma en cuenta dos leyes

fundamentales:

- Ley de conservación de momento, masa y energía.

- Criterios para propagación.

Se dispone de tres modelos de fractura:

“Los modelos 2-D entre ellos los más utilizados son Khristianovic y Zeltov y más tarde

el de Nordgren” (SPE International, 2017).

El modelo KGD describe longitudes de fracturas más cortas. Este es uno de los modelos

en 2-D y no requiere una información rigurosa de las propiedades de la roca.

Los modelos 3-D a estos se los considera de mayor precisión dado que simula de

forma más rigurosa el crecimiento de la fractura y es más común en la industria. Para la

utilización de estos modelos se requiere como datos de entrada valores precisos de las

propiedades mecánicas de la roca.

2.11.2 Parámetros de selección para fracturamiento de pozos

Las razones principales por las cuales se fracturan los pozos son para incrementar su

producción e incrementar su inyectividad.

Para la selección de pozos candidatos óptimos a un fracturamiento se debe tomar en

cuenta los siguientes parámetros a obtener como:

- Incremento de producción.

- Mejora en la recuperación final acumulada.

- Mejor uso de la energía del reservorio.

- Incremento de inyectabilidad.

2.11.3 Incremento del régimen de producción

Sabiendo que un pozo tiene gas o petróleo para ser producido y la suficiente

presión para fluir, la estimulación incrementa su producción y se obtiene un rápido

retorno de la inversión, pues las reservas son recuperadas en poco tiempo.

Los pozos nuevos que se han fracturado, responden con una productividad

mucho mayor a su productividad inicial. Ocasionalmente este incremento de

21

productividad puede ser mantenido. En pozos viejos generalmente responden en un

incremento de cinco a diez veces su producción inicial.

2.11.4 Mejora en la recuperación final

Aquí se consideran dos factores importantes el uno es económico y el otro es el

área de drenaje. Extendiendo el tiempo antes de llegar al límite económico, la

recuperación final de un pozo es obviamente incrementada. Sin la implementación de

técnicas de estimulación, muchos pozos dejarían de ser comercialmente productivos.

Otra razón por la cual una fractura incrementa la recuperación final es que el

método de estimulación ensancha los canales de flujo; ya que la eficiencia de drenaje

decrece naturalmente en función de las distancias, al aumentar el flujo en la formación,

se tendrá más hidrocarburo fluyendo hacia el borde del pozo. Este incremento se estima

de 5 al 15% del total de la recuperación primaria.

2.11.5 Mejor uso de la energía del reservorio

Si se tiene una caída considerable de presión en la cara de la formación, esta

puede causar una conificación de agua o gas en el borde del pozo a la vez este puede

taponarse por un bloqueo de gas que se desprende de la solución cerca del borde.

Al disminuir la presión de formación a valores permitidos, deseables de

producción, las fracturas realizadas en los reservorios reducen o eliminan tales

problemas y resulta un mejor empleo de su energía.

La permeabilidad alrededor del pozo es un factor importante en el momento de

realizar un fracturaamiento ya que la misma nos permite determinar el sistema de

fractura a realizarse en la formación, y a la vez la correspondiente caída de presión,

(SPE International, 2017).

En formaciones de permeabilidad alta generalmente se obtienen fracturas

anchas, cortas y bien empaquetadas.

El factor de control en formaciones de baja permeabilidad, se considera de

importancia a la longitud antes que el ancho de las fracturas, donde existe un bloqueo de

la permeabilidad en el borde del pozo, un pequeño tratamiento de fractura incrementará

y extenderá la producción del mismo. (Coates, P. F , 1973)

2.11.6 Incremento del régimen de inyección

En pozos inyectores, los fracturamientos aumentan la capacidad de flujo, es

decir, un fracturamiento incrementa la inyectividad de un pozo inyector.

2.12 Mecánica de rocas

Los factores más importantes en la mecánica de rocas son:

22

- Materiales elásticos y plásticos.

- Tensiones en el subsuelo.

- Tensiones alrededor del pozo.

- Orientación de la fractura.

- Dimensión de la fractura.

2.12.1 Materiales elásticos y plásticos

Se denomina material elástico a aquel cuerpo que después de ser sometido a un

esfuerzo, recupera su forma original, De otra manera si el cuerpo sometido a un

esfuerzo deformante no recupera su forma original se dice que es un material plástico.

Se puede decir en general que las rocas que son de nuestro interés se encuentran

dentro de la clasificación de los materiales elásticos, aunque en ciertos casos no se

cumple dicha condición.

Es necesario aplicar algunos conceptos de la elasticidad para lo cual

analizaremos el comportamiento de un material elástico sometido a un esfuerzo.

2.12.1.1 Deformación elástica

Si sometemos a una compresión un pedazo de cubo constituido de un material

elástico, (ver figura 9) en la que actúa una fuerza F sobre el área transversal. Se tiene el

concepto de tensión aplicada, definida en la ecuación 7, se expresa en lb/plg² ó Kg/cm².

𝜎 =𝐹

𝐴=

𝐹

𝐿2 (Ec. 7)

Donde:

𝜎= Tensión aplicada

F= Fuerza

A= Area

L= Longitud

Figura 11: Tensión aplicada

23

En este ejemplo, la fuerza F es de compresión, la misma genera una disminución

en la dimensión del cubo específicamente en donde se aplicó la fuerza, a las tensiones

de compresión se las considera positivas (+σ), mientras que a las tensiones por tracción

se las considera negativas (-σ).

La longitud comprimida es ∆l, y lo relacionamos en función de la dimensión

original esta relación es la deformación unitaria expresada en la ecuación 8, viene dada

en (plg/plg ó cm/cm o un valor adimensional).

εz =∆𝑙

𝑙 (Ec. 8)

Donde:

∆l= Acortamiento

εz= Deformación del material

En función de la relación de tensión y la deformación se puede obtener un

diagrama de tensión-deformación que permita analizar el comportamiento del cuerpo,

(ver figura 12).

Figura 12: Comportamiento de un cuerpo bajo deformación (Revista Técnica Schlumberger, 2014)

En la figura 12, se observa que al aplicar una tensión σ, sobre un cuerpo, este se

deforma una longitud ε, hasta llegar a su límite de rotura, por lo que se tiene la ecuación

9.

𝐸 =σ

εz Denominada Ley de Hooke. (Ec. 9)

Donde:

E= Modulo elástico de Young, tiene unidades de tensión.

El módulo de Young nos indica que tanto se deforma un material sometido a un

esfuerzo, (ver figura 13).

24

Figura 13: Límite elástico de un cuerpo (Revista Técnica Schlumberger, 2014)

Al despejar la ecuación 9 tenemos la ecuación 10 y 11:

σ = E*ε (Ec. 10)

ε =σ

𝐸 (Ec. 11)

Donde:

𝜎= Tensión aplicada

ε= Deformación

E= Módulo elástico

Valores de importancia del módulo elástico:

- Acero = 30x106 psi

- Arenisca = 5x106 psi

- Caliza = 7𝑥106psi

2.12.1.2 Deformaciones transversales

Al provocar una deformación axial tiende a dilatarse el cubo, (ver figura 14). Se

observa una deformación transversal ∆A que relaciona al ancho del cubo y se define en

la ecuación 12.

εy = ∆𝑎

𝑎 (Ec. 12)

Donde:

∆a = Deformación transversal

Figura 14: Deformación transversal (Revista Técnica Schlumberger, 2014)

25

La deformación transversal es proporcional a la deformación axial como se puede

observar en la ecuación 13.

V=εy

εz (Ec. 13)

A la relación de proporcionalidad resultado de una deformación axial y una

deformación transversal se denomina módulo de Poisson.

Valores más considerados de V:

Tabla 5: Módulos de Poisson para diversos materiales.

Materiales Módulo de Poisson V

Metales 0,25-0,35

Areniscas y calizas 0,15-0,27

Esquistos 0,01-0,15

Arenas no consolidadas 0,28-0,45

2.12.2 Tensiones en el subsuelo.

Los esfuerzos que actúan sobre una formación pueden variar en su origen,

magnitud y dirección. Los esfuerzos locales verticales naturales son originados

fundamentalmente por el peso de los estratos de sobrecarga, (Cook, 2007, pág. 39).

La roca es porosa y permeable, y a la vez contiene fluidos a cierta presión. En

función del paso del tiempo, aumenta el enterramiento ocasionando un descenso de los

estratos, haciendo que los niveles inferiores se vayan compactando producto del peso en

la parte superior. Este peso produce una presión litostática, (ver figura 15).

Figura 15: Presión litostática (Revista Técnica Schlumberger, 2014)

Teniendo como dato la densidad de los estratos suprayacentes, se puede

determinar la presión litostática, al analizar la densidad aparente de las rocas se debe

26

considerar: el peso de la parte sólida y el peso de la parte fluida ocupada por los poros.

El peso de los sedimentos se los denomina en versión inglesa “Overburden” (Pob).

Se puede determinar utilizando la ecuación 14:

𝑃𝑜𝑏 = [(1 − ∅)𝛿𝑅 + 𝛿𝐹] ∗ 𝐷 (Ec. 14)

Donde:

Pob = Presión de sobrecarga u overburden

∅ = Porosidad

𝛿𝑅 = Densidad de la roca seca (promedio)

𝛿𝐹 = Densidad de los fluidos contenidos

D = Profundidad

2.12.3 Tensiones alrededor del pozo

Alrededor del pozo existe una concentración de tensiones, al perforar una

formación rocosa se produce una alteración en las tensiones de la misma. Existen varias

teorías que confirman lo antes misionado entre ellas tenemos: el análisis de cilindros de

pared gruesa de Lame y el análisis unidireccional horizontal de Kirsch.

2.12.4 Orientación de la fractura

La fractura de la roca se produce en sentido perpendicular al mínimo esfuerzo.

Lo mencionado se ha comprobado en pozo abierto o entubado, con perforaciones

(punzados) helicoidales o alineados en una o dos filas opuestas (ver figura 16).

Figura 16: Orientación de la fractura (Schlumberger Fracturing Services, 2017)

2.12.5 Forma de la fractura

La forma de la fractura puede ser:

- Circular

- Elíptica

2.12.5.1 Circular

27

Es producida cuando el fluido de fractura ingresa a través de un punto (ver figura 17).

2.12.5.2 Elíptica

Es producida cuando el fluido de fractura ingresa a través de una línea, (ver figura 17).

Con respecto a la propagación de la fractura en sentido vertical, puede acontecer

que haya otros niveles con propiedades distintas. En estos casos puede haber contención

vertical de la fractura, (Lozada, 2009, pág. 44).

Figura 17: Formas de fractura (Schlumberger Fracturing Services, 2017)

2.13 Fluidos de fracturamiento

En un trabajo de estimulación por fracturamiento se requiere de ciertas etapas de

fluidos los mismos que cumplirán una función específica.

La selección del fluido de fractura dependerá directamente de la formación que

se va a tratar y se debe considerar factores como la compatibilidad con la roca, pérdidas

de filtrado, propiedades de fricción con la tubería, capacidad de transporte del

apuntalante y viscosidad, (Cevallos, 2009, pág. 32).

2.13.1 Propiedades del fluido de fractura

Para la selección del fluido de fractura dependerá estrictamente de la formación a

ser estimulada. Se debe considerar los siguientes factores:

- Compatibilidad con la roca.

- Compatibilidad fluido de tratamiento y fluido de formación.

- Propiedades de fricción con la tubería.

- Capacidad de transportar apuntalante, viscosidad.

- Pérdidas de filtrado.

El factor de mayor importancia es la viscosidad del fluido de fracturamiento el cual

va relacionada directamente con la capacidad de transportar el apuntalante

efectivamente y la habilidad para generar el ancho de fractura. Estas propiedades

deberán ser verificadas en el laboratorio con las condiciones de temperatura de fondo de

pozo, (Cevallos, 2009, pág. 32).

28

Se desea también que una vez logrado el objetivo de colocar el apuntalante

uniformemente en la fractura, el gel rompa retornando a su viscosidad inicial,

permitiendo que la gran parte del fluido invasor sea recuperado en superficie. El

potencial de daño que pueda causar un fluido de fracturamiento y sus aditivos, debe ser

considerado. Se dice en general que cualquier fluido que se bombea a la formación

tiende a causar alguna declinación en la permeabilidad, esto es producido en la

formación o en el fluido debido a un reacomodamiento de las partículas, (Cevallos,

2009, pág. 33).

2.13.2 Propiedades de la formación

Una propiedad muy importante a considerar en el fluido de fractura es la

solubilidad de la roca, ya que esta puede tender a ayudar o impedir el resultado final;

esto depende de un alto grado de constituyentes en la roca que son solubles en el fluido,

si por ejemplo, el principal material en una roca es calcáreo y se utiliza acido como base

de fluido de fracturameinto, la formación puede desintegrarse bajo las presiones

aplicadas después del tratamiento. Esto puede ser severo si las partículas de finos

pueden ser granos muy pequeños de arena, anhidrita, arcillas u otros materiales que han

sido liberados, (Cevallos, 2009, pág. 33).

Un análisis de rayos x en un núcleo de la formación determinará si estos

materiales se encuentran presentes, y si es así una prueba de inmersión colocando partes

de núcleo en varias soluciones de ácido permitirán detectar visualmente de cualquier

fino liberado. Ambas pruebas pueden ser necesarias ya que la anhidrita por ejemplo, si

se presentan en cantidades suficientes, se disolverá en acido activo pero será

precipitando cuando el ácido se haya perdido su efecto, (Cevallos, 2009, pág. 34).

El contenido de sal de una formación es importante cuando se fractura con agua

ya que la sal se disuelve, aumentando la permeabilidad de la formación efectiva. La sal

puede depositarse cerca del pozo si se producen cantidades considerables de salmuera

con la producción de petróleo o gas. Un depósito de sal puede causar un declinamiento

gradual en la producción a largos periodos de tiempo. Generalmente, un pequeño

volumen de agua dulce puede remover suficiente sal para mejorar la producción,

(Cevallos, 2009, pág. 34).

La cantidad y efecto de sal en los núcleos de la formación también puede ser

analizada durante pruebas de inmersión y rayos x. La parafina en el fluido producido

puede ser la causa de un declinamiento rápido en la productividad (Cevallos, 2009, pág.

34).

29

2.13.3 Compatibilidad entre el fluido de fractura y el de formación

Existen dos posibles áreas de daño en una operación de fracturamiento.

Primero, la posibilidad de dañar la matriz de la formación impidiendo su habilidad para

transmitir fluido a la fractura.

Segundo, el posible daño que se le puede causar a la fractura misma,

disminuyendo su capacidad de flujo.

Se debe realizar pruebas que permitan determinar la compatibilidad entre el

crudo de formación y el fluido de fractura. Estas pruebas se realizan mezclando

volúmenes iguales de los fluidos de fractura y de formación.

Otro punto a considerarse es, si el contenido de parafinas es crítico, el fluido de

tratamiento podrá causar un enfriamiento en la formación por debajo del punto de nube

ocasionando taponamiento por precipitación de parafinas.

El contenido de arcillas en la formación es un factor importante en la selección

del fluido de fractura. Hay algunas arcillas que presentan daño por hinchamiento otras

por migración y otras por una combinación de estos dos mecanismos. Las arcillas que se

clasifican como sensibles al agua son la kaolinita, la illita, montmorillonita y mezclas de

estas. Otras arcillas como la clorita tienden a migrar a través de la formación

ocasionando daño, (Cevallos, 2009, pág. 35).

2.13.4 Tipos de fluidos de fracturamiento

“Los fluidos de vital importancia dentro de la industria son los geles para fracturamiento

hidráulico que se componen a partir de una variedad de aditivos que permiten obtener

un fluido con las propiedades y características deseadas” (Revista Técnica

Schlumberger, 2014).

Existen fluidos de fracturamiento base agua, aceite, ácido, alcohol y

combinaciones fluido – gas (con nitrógeno y CO2) para formar los geles de dos fases.

También se pueden preparar emulsiones (60 - 70% aceite más 40 - 30% agua gelificada)

mediante el uso de surfactantes apropiados. Los sistemas más usados son los geles base

agua y base aceite; por tal razón, se consideran solamente estos fluidos de

fracturamiento (Cevallos, 2009, pág. 35).

2.13.4.1 Geles base agua

Se preparan a partir de agua dulce, filtrada a dos micrones y con bajo contenido

de iones en solución. Entre los aditivos principales tenemos:

Cloruro de potasio. - Usado normalmente al 2% por peso de agua. Inhibe el

30

hinchamiento de arcillas, (Jimenez, 2014, pág. 51).

Bactericidas. - Su objetivo principal es disminuir la tasa de crecimiento bacterial en el

gel, a la vez prevenir su rompimiento prematuro y el daño por bacterias anaeróbicas

dentro de la formación, (Jimenez, 2014, pág. 51).

A continuación, las propiedades de dos de los bactericidas más usados:

Aditivos de control de pH. - Son utilizados para ajustar y controlar el pH del fluido

base consiguiendo la gelificación completa, controlar el tiempo y eficacia del activador

(cross-linker). Se da a continuación algunos de estos aditivos, así como su rango de pH

y sistema de fluido para el cual se utiliza, aditivos para el control de pH:

- Control de gelificación

- Control de cross-linking

- Compatibilidad con formación

- Estabilidad de Gel

- Solución Buffer: Evita cambios del pH- desestabilizan Gel

Gelificante. - Aditivos para dar viscosidad (gelificar) al fluido base. Al hidratarse se

forman cadenas lineales, las cuales producen el efecto de viscosidad (ver figura 18).

Figura 18: Gel lineal para tratamiento de fractura (Halliburton, 2017)

Activadores.- “(Cross-linkers) Producen unos enlaces por ion metálico entre las

cadenas lineales del gel base, lo cual incrementa su viscosidad en un orden de magnitud

de diez veces. Es importante verificar el rango de temperaturas para el cual el sistema de

fluidos y su activador son estables” (Jimenez, 2014, pág. 51).

Surfactantes.- Al bombear un fluido base agua a la formación, este deberá contener el

surfactante apropiado para evitar emulsiones y/o bloqueos por agua. Los surfactantes se

caracterizan por ser reductores de la presión capilar permitiendo una mejor recuperación

del fluido de tratamiento, una vez realizado el trabajo y roto el Gel (Jimenez, 2014, pág.

51).

Rompedores.- “Estos permiten que una vez ubicado el apuntalante dentro de la fractura

el gel se rompa a una viscosidad igual o muy cercana a la del fluido base (agua). Esto

permite recuperar el fluido de tratamiento y empezar la producción del pozo”, (Jimenez,

31

2014, pág. 51).

Controladores de pérdida de filtrado.- Para poder generar una geometría de fractura

apropiada (ancho y largo principalmente), se debe evitar que el gel o por lo menos parte

de este, se filtre a la formación por las paredes de la fractura formada. Esto se logra

mediante un aditivo de control de pérdida de filtrado (solido en suspensión), el cual a la

vez, deberá tener propiedades que disminuya el potencial de daño en la fractura y en la

formación, (Jimenez, 2014, pág. 52).

Este aditivo y su concentración deberá ser cuidadosamente seleccionado

basándose en las propiedades de la formación (K, tipo de fluido, temperatura) y su

interacción con el gel que contenga este aditivo (pruebas de filtrado dinámicas con

muestras representativas de la formación), (Jimenez, 2014, pág. 52).

La eficiencia de fluido y volumen de colchón (Gel viscoso sin arena) requerido

dependerá de la selección adecuada de este aditivo. Los parámetros que afectan la

eficiencia del fluido son la viscosidad del fluido de tratamiento, compresibilidad del

fluido de formación, combinación de los anteriores, (Jimenez, 2014, pág. 52).

Una vez formada la “torta” de aditivo de control de filtrado sobre la cara de la

fractura, este será el factor gobernante para controlar la eficiencia del fluido.

La misma que viene expresada en la ecuación 15:

ɳ =𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑒𝑛 𝑙𝑎 𝑓𝑟𝑎𝑐𝑡𝑢𝑟𝑎

𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑖𝑛𝑦𝑒𝑐𝑡𝑎𝑑𝑜=

𝑉𝑜𝑙.𝑖𝑛𝑦𝑒𝑐𝑡𝑎𝑑𝑜−𝑉𝑜𝑙.𝑓𝑖𝑙𝑡𝑟𝑎𝑑𝑜

𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑖𝑛𝑦𝑒𝑐𝑡𝑎𝑑𝑜 (Ec. 15)

Donde:

ɳ = Eficiencia del fluido.

La efectividad del aditivo para controlar filtrado es función de la permeabilidad,

el tipo, tamaño de partículas y concentración del aditivo.

Reductores de fricción.- De gran importancia para permitir presiones en cabeza por

debajo de los máximos limitantes por las condiciones mecánicas del pozo.

De no ofrecer bajas propiedades friccionales el fluido de fracturamiento, se

requeriría de una potencia hidráulica disponible en cabeza, (Jimenez, 2014, pág. 53).

Los gelificantes para fluidos base agua son en general excelentes reductores de

pérdidas de fricción por lo tanto no requieren aditivos adicionales para este objetivo.

Divergentes.- De tipo químico o mecánico para ayudar a diversificar el tratamiento a lo

largo de todo el intervalo productor. Se diseña el tratamiento por etapas, separando cada

una de estas con estos divergentes. En este caso cada etapa deberá constar de:

- Volumen de pre-colchón

32

- Volumen de colchón

- Volúmenes con apuntalante a concentraciones crecientes.

Se recomienda acudir a divergentes cuando el intervalo a tratar es muy grande y no es

permisible una taza de bombeo muy alta, (Jimenez, 2014, pág. 53).

Para intervalos productores de gran capacidad se puede aplicar otras técnicas como:

- Aislamiento de zonas por empaques.

- Técnica de entrada limitada.

2.13.4.2 Geles base aceite

La principal razón para sustituir un gel base agua por uno base aceite es cuando

el contenido de arcillas de la formación es alto (en un orden del 20% o mayor) ó

preferiblemente cuando las pruebas de laboratorio (pruebas de inmersión) comprobaron

una alta sensibilidad de la formación a fluidos base agua.

Se debe tener en cuenta que los geles base agua tienen gran ventaja sobre los

geles base aceite, por tanto estos últimos son recomendados solo cuando se comprueba

incompatibilidad de los geles base agua y la formación.

Entre otras ventajas de los geles base agua sobre los geles base aceite podemos

mencionar:

- Mayor seguridad al manipularlo (fluido no inflamable).

- Cabeza hidrostática mayor, por lo tanto menor caballaje requerido.

- Menor costo y mayor disponibilidad del fluido base.

- Mejor capacidad de flujo (viscosidad)

- Facilidad de manejo de desechos (disposición de fluido sobrante).

- Permiten ser mezclados continuamente, utilizando únicamente los materiales

bombeados al pozo.

2.14 Apuntalantes

Tienen como función principal mantener un canal altamente conductivo esto

produce un aumento en el índice de productividad del pozo. Se ha comprobado en

muchos tratamientos de estimulación la importancia que tienen los apuntalantes en

dichos procesos de fractura obteniendo una producción optima y estable donde se

utilizan los apuntalantes han llevado a la conclusión de que sin ellos la fractura inducida

se cierra resultando en una capacidad de flujo muy pobre o nulo, (Schlumberger

Fracturing Services, 2017).

33

Figura 19: Apuntalante para proceso de fractura (Schlumberger Fracturing Services, 2017)

2.15 Diseño de fracturamiento hidráulico

El diseño de una fractura hidráulica involucra la selección, uso de fluidos

apuntalantes apropiados y la cantidad de estos materiales y el modo de inyección

cantidad de presión, están relacionados directamente con el tamaño de la fractura

resultante, (Lozada, 2009, pág. 39).

El primer paso a realizarse es el minifrac que consiste en identificar los valores de

parámetros específicos de la formación y el pozo que son críticos para el diseño óptimo

en tratamiento de fracturas el mismo que se divide en secciones:

- En la primera parte se utilizará un fluido denominado FreFLO es un fluido

newtoneano el mismo que tiene por función acondicionar la formación para el

posterior paso de los fluidos base agua que serán bombeados a continuación,

(Lozada, 2009, pág. 39).

- La segunda parte se conforma de la inyección de fluido para calibración y

declinación de presión. En esta parte se utilizará el fluido de fracturamiento

hidráulico para reproducir las propiedades a ser evaluadas, con este análisis se

determinan: la eficiencia del fluido, geometría de la fractura, presión de cierre,

entre otras propiedades necesarias para el trabajo, (Lozada, 2009, pág. 39).

Finalmente se realizan pruebas de laboratorio para determinar la concentración óptima

del activador, programa de rompedores y determinación de propiedades del gel,

(Revista Técnica Schlumberger, 2014).

2.15.1 Selección del fluido de fractura

El fluido de fractura debe ser correctamente seleccionado para que la fractura

generada proporcione una permeabilidad óptima con el fin de obtener óptimos

resultados de incremento de producción.

34

Para la selección del fluido de fractura se fija como prioridad los siguientes

requerimientos:

- Compatibilidad del fluido y la roca de la formación.

- Viscosidad adecuada.

- Baja presión de fricción.

- Pérdida de filtrado controlable.

- Fácil de quebrar.

- Económico y disponible.

2.16 Características de la fractura

2.16.1 Calculo de la presión de cierre de fractura

Para medir la presión de cierre se recomienda realizar una prueba insitu. Para

tener un estimado de este valor se puede utilizar la ecuación 16, la misma que relaciona

la presión de fondo fluyente y la presión de cabeza:

Presión de cierre = BHTP – BHFP (Ec. 16)

Donde:

BHFP = Presión de fondo fluyente

BHHP = Presión de cabeza

Se debe tener en cuenta que si el valor de presión de cierre calculada está muy

cercano al limitante de resistencia máxima (por trituramiento) del apuntalante escogido,

se deberá quizá seleccionar otro apuntalante de mayor resistencia. Los apuntalantes más

utilizados hoy en día en la industria del petróleo, se clasifican de acuerdo a la máxima

presión de cierre que podrían soportar, (ver tabla 6).

Tabla 6: Clasificación de apuntalantes en función de la presión de cierre.

Apuntalante Presión de cierre (psi)

Arena <5000

Arena recubierta (resina) 4000 – 8000

Intermedio (materiales cerámicos) 5000 -12000

Bauxita sintetizada 10000 – 15000

Si la presión de cierre supera el rango de resistencia máxima del apuntalante,

éste se triturará resultando una pérdida total de la conductividad de la fractura (Revista

Técnica Schlumberger, 2014).

2.16.2 Propagación de la fractura

La fractura creada, tiene su inicio a partir de la concentración inicial de

35

esfuerzos. Algunas de las esquinas resistentes sobre los poros están orientadas a lo largo

del esfuerzo de tensión y oponen resistencia al mismo, es en estas esquinas resistentes

que la fractura inicia.

Conforme la fractura se va propagando, ocurren deslizamientos transversales al

plano de falla en el frente de fractura.

La fractura de la roca se produce en forma perpendicular al mínimo esfuerzo y

por lo cual en la mayoría de pozos la fractura es vertical, (SPE International, 2017).

Figura 20: Propagación de una fractura (Schlumberger Fracturing Services, 2017)

2.16.2.1 Crecimiento vertical

El crecimiento vertical de la fractura es otra de las variables que influyen en el

diseño de una fractura en el pozo.

La altura de la fractura es controlada en general, por la diferencia de esfuerzos

entre los diferentes estratos, (SPE International, 2017).

Si la presión neta es mucho mayor que la diferencia de esfuerzos, la altura de la

fractura no tiene restricciones, la geometría es radial hacia el pozo.

2.16.2.2 Crecimiento horizontal

Si se considera una geometría elíptica de la grieta en la formación productora, el

crecimiento horizontal máximo calculado se podrá determinar mediante la ecuación 17.

Wmax =𝟐𝑷𝒏𝒆𝒕𝒅

𝑬′ (Ec 17)

Donde:

𝑊𝑚𝑎𝑥 = Ancho máximo de la fractura

Pnet = Presión neta

36

E’ = Modulo de plano de deformación que es función del módulo de Young E, y de la

relación de Poisson, V, se puede determinar mediante la ecuación 18, esta última tiene

un valor típico de 0,2.

𝐸′ =𝐸

1−𝑉2 (Ec. 18)

d = Dimensión característica de la fractura que se relaciona con base del modelo que se

utiliza (ver tabla 7).

Tabla 7: Dimensión en función del modelo utilizado para fracturamiento hidráulico.

Modelo Dimensión característica, d

PKN ℎ𝑓

KGD 2𝑥𝑓

2.16.3 Conductividad de fractura

Mide el potencial de productividad de la fractura realizada, se define a

continuación en la ecuación 19:

𝐹𝐶𝐷 =𝐾𝑓𝑊

𝐾𝑋𝑓 (Ec. 19)

Donde:

𝐾𝑓 = Permeabilidad de la fractura (mD)

W= Ancho promedio de fractura (ft)

𝑋𝑓= Longitud de fractura (ft)

K = Permeabilidad de la formación (mD)

2.16.3.1 Importancia de la longitud de fractura

El factor más importante que define un incremento en la productividad no es la

conductividad de la fractura, sino la facilidad con la que la formación abastece de

hidrocarburos a la fractura, (BAKER HUGHES, 2012, pág. 27).

Por consiguiente, el diseño de una fractura para formaciones de baja

permeabilidad debe considerar un valor mínimo de conductividad pero una gran

superficie areal, (BAKER HUGHES, 2012, pág. 28).

Sabiendo que las formaciones tienen un espesor total limitado, se debe diseñar

para la máxima longitud de fractura (Xf), (BAKER HUGHES, 2012, pág. 29).

El uso de fluidos de fractura con baja viscosidad inducirán a la creación de estas

geometrías (BAKER HUGHES, 2012, pág. 30).

37

2.17 Equipos de fracturamiento

- Tanques de almacenaje para fluidos (Frac tanks).

- Blenders (mezcladores).

- Equipos de bombeo.

- Transportes de arena.

- Líneas de alta presión.

- Conexiones para superficie y boca de pozo.

- Instrumental de medición y control.

- Equipos para seguridad.

- Equipos de comunicación.

2.17.1 Tanques de almacenaje

Se encuentran diseñados de distintas formas y medidas. Sin embargo, por

experiencia se los ha estandarizado y poseen una capacidad de 500, 470, 440 y 320

BBL. Generalmente se encuentran dotados de tres o cuatro conexiones con uniones de

4”.

Figura 21: Tanques de almacenaje (Schlumberger Fracturing Services, 2017)

2.17.2 Manifolds

Tienen como función principal la distribución del fluido son: de hasta 12” de

diámetro, con tres o cuatro salidas de 4”, estos pueden poseer válvulas laterales para la

unión de varios tanques con el fin de ser comunicados, según las necesidades operativas

lo requieran, (Schlumberger Fracturing Services, 2017).

38

Figura 22: Sistema de válvulas (Schlumberger Fracturing Services, 2017)

2.17.3 Blenders

Son equipos utilizados para la mezcla de productos y arena, a la vez bombean el

fluido de alimentación a las bombas de alta presión, también son utilizados en

monitoreo de tales funciones, sus elementos se dividen en:

- Manifold para succión.

- Bombas de succión.

- Batea para mezcla.

- Bombas de descarga.

- Manifold de descarga.

- Instrumentación y control.

Figura 23: Equipo blenders (Schlumberger Fracturing Services, 2017)

En los Blenders todo el conjunto de sistemas involucrados se controlan desde un

panel de control, a este llegan todas las medidas de caudal de las bombas centrifugas,

caudales de aditivos líquidos y sólidos y proporción de arena.

En la figura 24 se observa la ubicación de los equipos de fracturamiento en

superficie, (Schlumberger Fracturing Services, 2017).

Donde POD tiene como significado de acuerdo al inglés: densidad optima

programable (Programmable Optimum Density).

39

Figura 24: Equipos de fractura ubicación en superficie (Schlumberger Fracturing Services, 2017)

2.18 Gradiente de fractura

Para determinar el Gradiente de fractura se puede utilizar la ecuación 20, la misma

relaciona la presión de fractura y la profundidad.

𝐺𝑓 =𝑃𝑓

ℎ (Ec. 20)

Donde:

Gf = Gradiente de fractura

Pf = Presión de fractura

h = Profundidad

Para determinar la presión de fractura se utiliza la ecuación 21, la misma relaciona: la

presión de reservorio y la presión hidrostática

𝑃𝑓 = 𝑃𝑟 + 𝑃ℎ − 𝑃𝑓𝑟𝑖𝑐 (Ec. 21)

𝑃𝑓𝑟𝑖𝑐 = Despreciable en este caso

𝑃𝑟 = Presion de reservorio

𝑃ℎ = Presion hidrostática

2.19 Análisis – económico

Es la evaluación de la rentabilidad económica de un proyecto, mediante la

utilización de indicadores económicos que nos permiten establecer si el proyecto es

económicamente rentable a realizase. Todo esto en función de la realización de una

inversión, que en el caso de la industria petrolera busca obtener utilidad por medio del

40

incremento de la producción de petróleo.

2.19.1 Indicadores económicos de rentabilidad de proyectos

Para la evaluación económica de un proyecto se utilizan los siguientes indicadores:

- Valor Actual Neto

- Tasa Interna de Retorno

- Relación costo / beneficio

2.19.1.1 Valor actual neto (VAN)

“Al valor actual neto se define como la diferencia que existe entre el valor actual de los

ingresos esperados de una inversión y el valor actual de los egresos que la misma genera

en un determinado periodo de tiempo” (Morales, 2014, pág. 220).

Este método relaciona el valor del dinero en el tiempo, los ingresos esperados a

futuro, así como también los egresos deben ser actualizados a la fecha de inicio del

proyecto.

El valor actual neto de un flujo de caja descontado a una tasa de interés i es

igual: a menos la inversión inicial, más la sumatoria del valor presente de los ingresos

netos y menos la sumatoria del valor presente de los egresos netos, (Morales, 2014, pág.

220)

El VAN se determina mediante la ecuación 22, la misma relaciona: la inversión inicial,

los flujos netos de caja en función del tiempo a una tasa de actualización.

𝑉𝐴𝑁 = −𝐴 +𝐹𝐶1

(1+𝑖)1+

𝐹𝐶2

(1+𝑖)2+ ⋯ +

𝐹𝐶𝑛

(1+𝑖)𝑛 (Ec. 22)

Donde:

VAN = Valor Actual Neto

𝐹𝐶𝑛 = Flujo neto de caja

𝑖 = Tasa de actualización

n = Numero de periodos

A = Inversión inicial del proyecto

La tabla 8 nos permite realizar una elección referente al proyecto, se basa en un

valor determinado del VAN, sin embargo, es necesario de otros indicadores que

permitan aprobar el proyecto.

Posibles elecciones según el VAN, (ver tabla 8).

41

Tabla 8: Interpretación de comportamiento del VAN.

VALOR VAN CONCLUSIÓN

VAN > 0 EL PROYECTO ES ACEPTADO

VAN = 0 EL PROYECTO SOLO RECUPERARA LA INVERSION

VAN < 0 EL PROYECTO NO ES ACEPTADO

2.19.1.2 Tasa interna de retorno (TIR)

“La Tasa Interna de Retorno (TIR) se define como la tasa de rentabilidad del proyecto;

es una característica propia de cada alternativa; y es totalmente independiente de las

ambiciones del inversionista; es decir, de su tasa de interés de oportunidad” (Morales,

2014, pág. 254).

En la ecuación 23, se muestra la forma de determinar el TIR. Cuando el valor del

VAN es cero, el valor de la tasa de descuento pasa a ser el denominado TIR.

0 = −𝐴 +𝑄1

(1+𝑇𝐼𝑅)+

𝑄2

(1+𝑇𝐼𝑅)2+ ⋯ +

𝑄𝑛

(1+𝑇𝐼𝑅)𝑛 (Ec. 23)

Se concluye que si la tasa de actualización (i) es menor al TIR, el proyecto es

económicamente rentable, (ver tabla 9).

Tabla 9: Interpretación de comportamiento del TIR.

2.19.1.3 Relación costo/beneficio (RCB)

“Se define como el indicador que mide el grado de rentabilidad que un proyecto puede

generar. Para que el proyecto sea viable financieramente los beneficios deben ser

mayores que los costos.” (Morales, 2014, pág. 263).

Para su cálculo se utiliza la ecuación 24, y es necesario considerar varios factores como:

• La tasa de actualización será elegida según el tiempo de estudio.

• Se debe traer a valor presente los ingresos netos de efectivo asociados.

• Se debe traer a valor presente los egresos netos de efectivo asociados.

𝑅𝐶𝐵 =𝐼𝑛𝑔𝑟𝑒𝑠𝑜𝑠 (𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙𝑖𝑧𝑎𝑑𝑜𝑠)

𝐸𝑔𝑟𝑒𝑠𝑜𝑠 (𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙𝑖𝑧𝑎𝑑𝑜𝑠) (Ec. 24)

La interpretación del valor obtenido de la ecuación, se detalla en la tabla 10 a

VALOR TIR CONCLUSIÓN

TIR > i EL PROYECTO ES ACEPTADO

TIR = i EL PROYECTO ES INDIFERENTE

TIR < i EL PROYECTO NO ES VIABLE

42

continuación:

Tabla 10: Interpretación de la relación costo-beneficio.

Estos tres indicadores económicos nos permites determinar si el proyecto es viable

siempre y cuando cumplan con los valores recomendados.

VALOR RCB CONCLUSIÓN

RCB > 1 Ingresos mayores a los Egresos (proyecto aceptable)

RCB = 1 Ingresos igual a Egresos (proyecto indiferente)

RCB < 1 Ingresos menores a Egresos (proyecto no aceptable)

43

CAPÍTULO III: DISEÑO METODOLÓGICO

3.1 Tipo de estudio

Este proyecto fue de tipo técnico analítico ya que permitió determinar, si es factible

la realización de un trabajo de incremento de producción en el pozo escogido de la

muestra definida del Campo Palo Azul aplicando la técnica de estimulación mediante

fracturamiento hidráulico, dada la perspectiva actual del beneficio-costo que involucran

los proyectos de estimulación frente a la situación económica del país.

3.2 Universo y muestra

3.2.1 Universo

Como universo se consideró a todos los pozos del Campo Palo Azul que se

encontraban operando hasta agosto del 2017.

3.2.2 Muestra

La muestra definida fue seleccionada de los 43 pozos distribuidos en 5

plataformas de los cuales se tomaron como muestra 3 pozos del PAD B, 4 pozos del

PAD D y 5 del PAD C estos pozos corresponden a la parte sur del campo y se consideró

suficientes para este estudio técnico.

3.3 Métodos y técnicas de recopilación de datos

La recopilación de la información de la muestra se realizó gracias a las

facilidades proporcionadas por las instituciones públicas vinculadas al sector

hidrocarburífero, una vez seguidos los protocolos de solicitud de la información y datos

de análisis. La información estuvo compuesta por seguimiento de los pozos, historiales

de producción, registros eléctricos, diagramas de completación, pruebas de presión.

3.4 Procesamiento y análisis de la información

Una vez obtenidos los correspondientes datos de los reportes de producción

registrados y proporcionados por la Agencia de Regulación y Control de Hidrocarburos

(ARCH), se procesaron y tabularon según los parámetros de análisis con la ayuda del

programa Excel.

3.4.1 Aspectos administrativos

El proyecto fue auspiciado por la ARCH la cual proporcionó toda la información

requerida disponible para la realización del estudio, también se dispuso de bibliografía,

fuentes electrónicas, además de contar con la completa disposición del investigador para

su desarrollo y el tutor designado por parte de la Carrera de Ingeniería de Petróleos.

3.5 Presentación de resultados

La presentación de resultados se realizó en tablas y cuadros de datos, los mismos

44

que nos permiten evidenciar de manera entendible el desarrollo y proceso que fue

llevado a cabo para la elaboración del presente estudio.

3.6 Diagrama de flujo para la realización de un fracturamiento hidráulico.

En el diagrama de flujo se muestra en forma resumida los pasos a seguir para un

trabajo de estimulación mediante fracturamiento hidráulico (ver figura 25).

45

Figura 25: Diagrama de flujo para realizar un fracturamiento hidráulico.

Fracturar pozo

Tabulación de resultados

¿El pozo es

idóneo a

fracturar?

Analizar:

-Factor de daño

-Permeabilidad

-BSW

Selección de pozo

Minifrac

Analizar:

- Curvas IPR

- Curvas de declinación

Análisis económico

- TIR

- VAN

- RCB

Análisis de pozos

Diseño de fractura

Análisis de la muestra

¿Es rentable?

Si

No

No

Inicio

Calcular IPR para

S=0 y S≠0

Si

Muestra definida

Historial de

producción

Parámetros

petrofísicos

Correlación

estratigráfica

Estado y

características

del pozo

Registros

eléctricos

Ubicación del campo

46

CAPÍTULO IV: ANÁLISIS Y RESULTADOS

4.1 Descripción de la situación actual de los pozos

Hasta el 18 de agosto del 2017, el Campo Palo Azul cuenta con 37 pozos en

producción, a continuación, se muestra en detalle los pozos del mencionado campo

entre los cuales tenemos: pozos perforados, cerrados, re-inyectores, inyectores y

muertos, (ver tabla 11).

Tabla 11: Estado de los pozos del Campo Palo Azul a la fecha de estudio.

Pozos perforados 57

Pozos produciendo 37

Pozos cerrados 12

Pozos re-inyectores 7

Pozos inyectores 0

Pozos muertos 0

En el campo Palo Azul hasta el cierre del estudio técnico, existen 37 pozos

productores los cuales se encuentran localizados en 5 PADs (A, B, C, D, N), en cada

PAD se halla el número de pozos que lo conforma, el reservorio del cual produce; las

siglas BT corresponden al reservorio Basal Tena, T a la arena T de la formación napo y

la letra H corresponde al reservorio Hollín, (ver tabla 12).

Tabla 12: Descripción y productividad de los pozos del Campo Palo Azul.

CAMPO PALO AZUL (BLOQUE 18)

PAD: PAD A PAD B PAD C PAD D PAD N

POZO ARENA POZO ARENA POZO ARENA POZO ARENA POZO ARENA

1 BT 2 H 4 H 12 H 29 T

16 H 3 H 13 S1H 15 H 49 HS1HP

30 BT 5 H 17 H 19 H 50 HHP

Total 3 Pozos 6 S1H 20 H 23 H 51 HH

8 H 38 H 24 H 52 HP

9 H 39 H 28 HH 53 R1H

10 S1H 40 H 32 H 54 BT

36 HS1H 46 H 33 HH 54 H

Total 8 Pozos 48 S1H 34 HH 55 BT

Total 9 Pozos 042A H 56 HP

44 HH 57 BT

47

Total 11 Pozos 57 HP

Total 12 Pozos

W-O/PERFORACIÓN: 2

Total Pozos: 43 EN TRÁMITE DE APROBACIÓN POR TASA DE PRODUCCIÓN: 3

A continuación, se muestra el número de pozos re-inyectores, teniendo como

objetivo principal el acuífero de fondo del reservorio Hollín, (ver tabla 13).

Tabla 13: Pozos re-inyectores pertenecientes al Campo Palo Azul.

CAMPO POZO Bls/día PRESIÓN

POZO

ESTADO

POZO

Palo Azul PAA-003IH 9.056,23 2.058 Activo

Palo Azul PAA-018ITY 0 0 Activo

Palo Azul PAA-027H 6.805,29 2.058 Activo

Palo Azul PAA-035IH 7.909,56 2.058 Activo

Palo Azul PAC-011IH 15.486,39 2.028 Activo

Palo Azul PAC-022IH 0 0 Activo

Palo Azul PAC-037R1IH 23.864,73 1.982 Activo

Posteriormente, se muestra la tasa de producción mensual de los pozos del

campo Palo Azul, aquí se observa el panorama actual de los pozos en dicho campo (ver

tabla 14).

Tabla 14: Comportamiento pozos petroleros Campo Palo Azul Bloque 18.

POZO PAD FECHA ARENA BFPD BPPD BAPD BSW Api GOR

PALO AZUL-016 A ago-17 HOLLIN 1.724,70 86,24 1.638,47 95,0 26,8 2.067

PALO AZUL-030 A ago-17 B. TENA 84,30 50,58 33,72 40,0 20,1 2.498

PALO AZUL-002 B ago-17 HOLLIN 2.359,00 117,95 2.241,05 95,0 23,5 3.329





PALO AZUL-010 B ago-17 HOLLIN 888,90 106,67 782,23 88,0 26,0 634


PALO AZUL-004 C ago-17 HOLLIN 1.572,50 518,93 1.053,58 67,0 26,0 691

PALO AZUL-013 C ago-17 HOLLIN 1.264,00 88,48 1.175,52 93,0 27,6 1.275




PALO AZUL-040 C ago-17 HOLLIN 925,30 277,59 647,71 70,0 26,5 395


48

PALO AZUL-048 C ago-17 B. TENA 89,00 87,22 1,78 2,0 26,0 378

PALO AZUL-012 D ago-17 HOLLIN 1.828,60 109,72 1.718,88 94,0 26,0 1.527


PALO AZUL-023 D ago-17 HOLLIN 1.344,00 147,84 1.196,16 89,0 27,4 328








PALO AZUL-029 N ago-17 T 59,00 47,20 11,80 20,0 29,5 230

PALO AZUL-049 N ago-17 HOLLIN 511,00 107,31 403,69 79,0 25,7 1.234

PALO AZUL-050 N ago-17 HOLLIN 361,00 310,46 50,54 14,0 28,0 122




PALO AZUL-055 N ago-17 B. TENA 335,80 315,65 20,15 6,0 25,0 276


PALO AZUL-057 N ago-17 B. TENA 468,80 461,30 7,50 1,6 28,0 293

PALO AZUL-059 N ago-17 HOLLIN 352,00 292,16 59,84 17,0 25,7 1.372

TOTAL 65.156,30 7.574,37 57.581,93

4.2 Pozos seleccionados para el análisis técnico

Se tiene una muestra definida de doce pozos los cuales fueron proporcionados

por la empresa operadora considerando que son suficientes para el análisis, estos pozos

son: cinco pozos del PAD C, tres pozos del PAD B y cuatro pozos del PAD D, tomados

de todo el campo palo azul tomando en cuenta también a los pozos que se encuentran

cerrados pero que son de utilidad para el estudio. En la tabla 15, se observa los pozos de

la muestra definida candidatos para realizar las correlaciones estratigráficas en el campo

Palo Azul.

Tabla 15: Pozos muestra definida para el análisis técnico.

BLOQUE CAMPO PAD POZO ARENA

18 PALO AZUL B PAB - 005 T



18 PALO AZUL D PAD - 024 T




49

18 PALO AZUL C PAC - 014 T





4.3 Correlaciones estratigráficas de los pozos de la muestra definida por PADS

Inicialmente se esquematiza en su totalidad los pozos escogidos de los

correspondientes PADS que conforman el campo Palo Azul de acuerdo a la muestra

definida proporcionada para el análisis elaborando un mapa de todos los pozos. A

continuación, se muestra el mapa de los pozos de la muestra definida requeridos para el

estudio (ver figura 26).

50

Figura 26: Mapa de ubicación de los pozos del campo Palo Azul tomados para el estudio

Realizamos un mapa de los pozos escogidos para el análisis en el PAD B para lo

que tenemos un total de tres pozos que son posteriormente correlacionados (ver figura

27).

51

Figura 27: Mapa de ubicación de los pozos del PAD B

Realizamos la correspondiente correlación de los pozos muestra pertenecientes al PAD

B, con el objetivo de analizar diferentes parámetros.

4.3.1 Correlación PAD B (MD)

La correlación nos permite identificar que no existe continuidad lateral en cuanto

a arenas productivas de hidrocarburo por lo que se descarta un posible fracturamiento en

esta zona (ver figura 28).

PAB-005

PAB-006

PAB-002X-section for Correlacion B'

281400 281600 281800 282000 282200 282400 282600 282800 283000 283200

281400 281600 281800 282000 282200 282400 282600 282800 283000 283200

9981200

9981600

9982000

9982400

9982800

9981200

9981600

9982000

9982400

9982800

0 100 200 300 400 500m

1:13107

Symbol legend

Tie points [X-section for Correlacion B] Oil

MAPA DE POZOS DE CORRELACIÓN PAD B

52

Figura 28: Correlación litoestratigráfica de los pozos del PAD B.

Se han esquematizado los pozos de la muestra definida correspondiente al PAD

D en un mapa de ubicación para el análisis de correlación (ver figura 29).

53

Figura 29: Mapa de ubicación de pozos PAD D

4.3.2 Correlación PAD D (MD)

PAD-031

PAD-024

PAD-023

PAD-019X-section for Correlacion D'

281200 281600 282000 282400 282800 283200 283600 284000 284400

281200 281600 282000 282400 282800 283200 283600 284000 2844009978400

9978800

9979200

9979600

9980000

9980400

9980800

9981200

9981600

9982000

9982400

9978400

9978800

9979200

9979600

9980000

9980400

9980800

9981200

9981600

9982000

9982400

0 250 500 750 1000 1250m

1:25328

Symbol legend

Tie points [X-section for Correlacion D] Oil

MAPA DE POZOS DE CORRELACIÓN PAD D

54

A continuación, se presenta un mapa de ubicación de los pozos del PAD D a

correlacionarse (ver figura 30).

Figura 30: Correlación litoestratigráfica de los pozos del PAD D

La correlación de los pozos del PAD D nos permite identificar una clara

discontinuidad lateral en el espesor de la arena T superior por lo cual queda descartado

del análisis de un posible fracturamiento.

Finalmente se ha realizado un mapa de ubicación de los pozos del PAD C con

orientación suroeste-noreste, para posteriormente realizar una correlación estratigráfica

que nos permita establecer una relación de continuidad lateral y factibilidad de

fracturamiento (ver figura 31).

55

Figura 31: Mapa de ubicación de los pozos del PAD C.

4.3.3 Correlación del PAD C orientación Suroeste-Noreste (MD)

Ubicada en la parte central del polígono de estudio, involucra a los pozos PAC -

011, PAC-022, PAC-031, PAD-024 y el PAD-019.

Se observa uniformidad en espesor del reservorio, una variación no tan fuerte en

PAD-031

PAD-024

PAD-023

PAC-011

PAC-022

PAC-014

PAC-040

PAD-019X-section for Correlacion C SW-NE'

279200 280000 280800 281600 282400 283200 284000 284800

279200 280000 280800 281600 282400 283200 284000 284800

9976800

9977600

9978400

9979200

9980000

9980800

9981600

9982400

9976800

9977600

9978400

9979200

9980000

9980800

9981600

9982400

0 500 1000 1500 2000 2500m

1:39575

Symbol legend

Tie points [X-section for Correlacion C SW-NE]

Oil

MAPA DE CORRELACIÓN POZOS PAD C (SW-NE)

56

el espesor del reservorio se observa en los pozos del campo Palo Azul-022, donde se

ensancha la arena y posteriormente sigue la continuidad lateral en el pozo Palo Azul -

031 continua en el pozo 024 pero disminuye en al pozo 019.

Se observa un Gamma Ray que describe variaciones asociadas a las

intercalaciones arena/lutita. El registro de resistividad indica la presencia de

hidrocarburo donde se tiene valores mayores a 10 ohm.m.

El cruce de los registros de microresistividad normal a inversa evidencia zonas

permeables en los, que es un factor importante al evaluar la presencia de petróleo.

El cruce de las curvas de densidad y neutrón refleja zonas con buena porosidad y

en la correlación se observa esto en el reservorio T superior (ver figura 32)

57

Figura 32: Correlación litoestratigráfica de los pozos del PAD C SW-NE

58

Se realiza un mapa de ubicación de los pozos del PAD C con orientación

Sureste-Noroeste para la correspondiente correlación estratigráfica (ver figura 33).

Figura 33: Mapa de ubicación de los pozos del PAD C NW-SE

PAC-011

PAC-022

PAC-014

PAC-040

PAC-004

PAC-046

X-section for Correlacion C NW-SE'

279600 280000 280400 280800 281200 281600 282000 282400

279600 280000 280400 280800 281200 281600 282000 282400

9978000

9978400

9978800

9979200

9979600

9980000

9980400

9980800

9978000

9978400

9978800

9979200

9979600

9980000

9980400

9980800

0 200 400 600 800 1000m

1:20791

Symbol legend

Tie points [X-section for Correlacion C NW-SE]

Oil

MAPA DE CORRELACIÓN POZOS PAD C (NW-SE)

59

4.3.4 Correlación de los pozos del PAD C con orientación Noroeste -Sureste (MD)

Ubicada en la parte central del polígono de estudio, involucra a los pozos PAC -

022, PAC-014, PAC-046, PAC-040.

Se observa uniformidad en espesor del reservorio, una variación no tan fuerte en

el espesor del reservorio en el pozo PA -014, donde se ensancha la arena posteriormente

aumenta un poco en el pozo 046 y finalmente disminuye su espesor en el pozo 040.

Se observa un Gamma Ray con variaciones asociado a las intercalaciones

arena/lutita presente en el reservorio. El registro de resistividad indica la presencia de

hidrocarburo donde se tiene valores mayores a 10 ohm.m.

El cruce de los registros de microresistividad normal a inversa evidencia zonas

permeables en los pozos, que es un factor importante al evaluar la presencia de petróleo.

El cruce de las curvas de densidad y neutrón refleja zonas con buena porosidad y

en la correlación se observa esto en el reservorio T superior del pozo PAC-014 (ver

figura 34).

Figura 34: Correlación litoestratigráfica de los pozos del PAD C SE-NW

60

4.4 Potencial hidrocarburífero de la arenisca T superior

Para determinar su potencial como reservorio se enlazó todos los parámetros

petrofísicos obtenidos que son el espesor de arena, porosidad efectiva, saturación de

agua, y volumen de arcilla. Además, se correlacionó los registros de los pozos

mencionados anteriormente. Se realizó correlaciones, en sentido Suroeste-Noreste, y en

sentido Noroeste -Sureste, analizadas anteriormente.

4.5 Análisis de registros

El análisis de registros se ha realizado observando la tendencia del registro

Gamma Ray, densidad y neutrón que se han tomado en los diferentes pozos muestra de

estudio, obteniendo una estimación de presencia de hidrocarburos en la zona de estudio.


En la formación T superior se observa tres cruces neutrón-densidad, densidades

bajas de 1,66g/cm3, 1,60g/cm3, 1,88g/cm3 respectivamente en cada cruce y un Gamma

ray bajo con valores alrededor de 35 grados API. Se podría inferir que hay presencia de

Hidrocarburos (ver figura 35).

61

Figura 35: Registros de la arena “T “superior del pozo PAC-011.


En la zona de T superior no se evidencia un cruce neutrón-densidad, se observa

un Gamma Ray bajo con valores alrededor de 25 grados API. No se podría asegurar que

hay presencia de Hidrocarburos (ver figura 36).



En la zona de T superior se evidencia dos cruces neutrón-densidad pequeños,

densidades de 2,6g/cm3, 2,59g/cm3 respectivamente en cada cruce, y un Gamma Ray

bajo con valores alrededor de 40 grados API. Se podría inferir que hay presencia de


62



En la zona de T superior se evidencia dos cruces neutrón-densidad pequeños,

densidades bajas de 1,79g/cm3, 2,6g/cm3 respectivamente en cada cruce y un Gamma

Ray bajo con valores alrededor de 50 grados API. Se podría inferir que hay presencia de


63

Figura 38: Registros de la arena “T “superior del pozo PAC-014


En la zona de T superior se evidencia cuatro cruces neutrón-densidad pequeños,

densidades de 2,68g/cm3, 2,33g/cm3, 2,37 g/cm3, 2,40 g/cm3, y un Gamma Ray bajo

con valores alrededor de 40 grados API. Se podría inferir que hay presencia de

Hidrocarburo (ver figura 39).

Figura 39: Registros de la arena “T “superior del pozo PA 040

4.5.6 Tabla de resumen de propiedades petrofísicas pozos de correlación.

Tabla 16: Resumen de propiedades petrofísicas de pozos correlacionados.

POZO Arena Tope Base Gross Net Res Net Pay Phi Res Phi Pay Sw Res Sw Pay Vcl Res Vcl Pay

MD MD MD TVD TVD % % % % % %

PLAC-11 T 12,174 12,299 125 23 17 14 14 43 37 27 28

PLAC-46 TS 10.334 10.420 86 14 14 12 12 20 20 6 6

PLAC-48 TS 10.294 10.382 88 5 5 14 14 16 16 15 15

Posterior al análisis de las correlaciones realizadas y los parámetros petrofísicos

64

que presentan los pozos muestra se puede observar la presencia de hidrocarburos

recuperables en la zona sur del campo específicamente en el PAD C para lo cual

contamos con los siguientes pozos en nuestra muestra como candidatos a fracturamiento

el pozo PAC-011 el pozo PAC-014, el pozo PAC-040, PAC-022 y el PAC-046.

De la muestra definida se toma los pozos que se encuentran actualmente operando

y que tienen un avance en el frente de agua, y que por ende serán sometidos a futuro a

un tratamiento de estimulación para producción de una arena nueva.

Tabla 17: Pozos de la muestra que se encuentran operando hasta agosto 2017 y tienen alto BSW.

POZO PAD ARENA BFPD BPPD BAPD BSW Api GOR

PALO AZUL-002 B HOLLIN 2.359,00 117,95 2.241,05 95 23,5 3.329

PALO AZUL-046 C HOLLIN 3.669,50 220,17 3.449,33 94 27,9 796

Tomando en cuenta los resultados de la correlación estratigráfica se tiene que el

mejor candidato a fracturamiento según los parámetros petrofísicos, de producción y

avance del frente de agua, idóneo a un tratamiento de estimulación a futuro al pozo

PAC-046 debido a la mayor información existente y las condiciones mecánicas actuales

del pozo.

4.6 Cálculo de las reservas del pozo PA-046

Utilizando la ecuación 1 del método volumétrico tenemos:

𝑃𝑂𝐸𝑆 =7758𝑥40𝑎𝑐𝑟𝑒𝑠𝑥14𝑓𝑡𝑥0,12𝑥(1 − 0,2)

1,431(𝐵𝑙𝑠)

𝑃𝑂𝐸𝑆 = 291.453,58(𝐵𝑙𝑠)

Remplazando en la ecuación 2 tenemos:

𝑅𝑒𝑠𝑒𝑟𝑣𝑎𝑠 𝑃𝑟𝑜𝑏𝑎𝑑𝑎𝑠 = 𝑃𝑂𝐸𝑆𝑥𝐹𝑟

𝑅𝑒𝑠𝑒𝑟𝑣𝑎𝑠 𝑃𝑟𝑜𝑏𝑎𝑑𝑎𝑠 = 291.453,58𝑥30%

𝑅𝑒𝑠𝑒𝑟𝑣𝑎𝑠 𝑃𝑟𝑜𝑏𝑎𝑑𝑎𝑠 = 87.436,07 𝐵𝑙𝑠

El cálculo de reservas lo resumimos en la siguiente tabla:

Tabla 18: Cálculo de reservas de Pozo PAC-046.

POZO ARENA AREA Ho Φ Sw Boi FR POES RESERVAS PROBADAS

(Acres) ft % % CFB/STB % Bls Bls

PAC-046 T SUPERIOR 40 14 0,12 0,2 1,431 30 291.453,58 87.436,07

4.7 Diseño y simulación de la fractura propuesta

El diseño de fractura se realizó mediante un programa simulador de fractura

hidráulica.

65

4.7.1 Pozo a fracturar

El pozo candidato más óptimo a fracturar es el PA-046 de acuerdo a: ubicación,

daño, correlación, propiedades petrofísicas y análisis de curva IPR, puesto que presenta

una completa información de: historiales de producción, workover y análisis de pruebas

de presión. Las propiedades PVT del reservorio fueron obtenidas de un pozo vecino y

estos sirvieron como base de correlación.

4.7.2 Espesor de la formación T superior en el pozo PA- 046

Teniendo como tope 10,334 ft (MD) y como base 10,420 ft (MD) se tiene:

Un espesor de la arena T de 86 ft

4.7.3 Datos técnicos del pozo:

66

4.7.3.1 Esquema del pozo en condición actual.

Figura 40: Esquema de completación del pozo PAC-046 (Secretaria de Hidrocarburos, 2017)

67

4.7.3.2 Esquema del pozo en proceso de fractura

Figura 41: Esquema de procedimiento de fractura Pozo PAC-046

68

4.7.3.3 Datos direccionales del pozo.

Tabla 19: Datos del pozo a fracturar.

Ubicación Ecuador / Bloque 18

Campo PA

Pozo PA 046

Perfil del pozo Direccional

Profundidad Total (pie) TVD 10210

Zona de Interés (Objetivo Principal) Arenisca “Ts “

(10,334’-10,420’) MD

Profundidad Tope Objetivo Principal (TVD, pie) Arenisca “Ts”

9699.8’ TVD / -9785.7’TVD

4.7.4 Gradiente de fractura

Se calcula el gradiente de fractura utilizando la ecuación 20 y se tiene lo

siguiente:

𝐺𝑓 =𝑃𝑓

ℎ

Utilizando la ecuación 21 se tiene:

𝑃𝑓 = 𝑃𝑟 + 𝑃ℎ − 𝑃𝑓𝑟𝑖𝑐

𝑃𝑓 = 3000𝑃𝑠𝑖 + 4420𝑃𝑠𝑖

𝑃𝑓 = 7420𝑃𝑠𝑖

Remplazando en la ecuación 20 se tiene:

𝐺𝑓 =7420𝑃𝑠𝑖

10372𝑓𝑡

𝐺𝑓 = 0,71

El gradiente de fractura determinado es aproximado ya que se está considerando

a la presión de fricción como despreciable.

4.7.5 Temperatura

De acuerdo a información de correlación con pozo cercano proporcionado por la

empresa operadora se tiene que la temperatura de reservorio es de 233 °F, este valor se

lo ajustara de acuerdo al registro de temperatura que se tomara en campo previo al

Minifrac.

4.7.6 Requerimiento de equipos:

Son todos los equipos que serán utilizados en el proceso de fractura, estos son

proporcionados por parte de la empresa operadora y por parte de la empresa de

servicios.

69

4.7.6.1 Equipos que facilita la empresa de servicios

Tabla 20: Equipos que proporciona la empresa de servicios para el fracturamiento.

Tipo de equipo Cantidad Unidad Capacidad

Min Max

Unidad de bombeo 3 HHP 1800 5400

Blender 1 BPM 10 100

Manifold 1 NA NA NA

Frac tank 2 BBL 500 1000

Centro de monitoreo 1 NA NA NA

Mezclador mixer 1 BBL 50 100

Control de calidad 1 NA NA NA

Silo de arena 1 FT3 2500 4000

Unidad de soporte(grua) 1 NA NA NA

Unidad de bombeo (anular) 1 HHP 200 1000

4.7.6.2 Equipos y materiales que proporciona la empresa operadora

Tabla 21: Equipos proporcionados por la empresa operadora.

Tipo de equipo Cantidad Unidad Capacidad

Min Max

Tanque bota 500 bbl 1 BBL 500 1000

Montacarga (descarga de químicos) 1 NA NA NA

Catch tank 1 BBL 250 300

- Se requiere de 1,500 bbls de agua fresca (turbidez < 10 NTU).

- Los fluidos almacenados en catch tanks por efectos de la operación de

fracturamiento hidráulico serán responsabilidad de la empresa operadora.

- Unidad para limpieza de tanques.

4.7.7 Pruebas de laboratorio:

4.7.7.1 Diseño del fluido:

Las pruebas de fluido se realizarán con agua muestra de pozo y BHST 233 °F

(temperatura estática yacimiento), las pruebas serán solicitadas de acuerdo al Global

Lab Best Practice (estándar de la empresa de servicios) previo al tratamiento de fractura

hidráulica.

Pruebas de estabilidad para verificar que el gel de fractura sea estable a

70

condiciones de temperatura a fondo de pozo.

4.7.8 Procedimiento de trabajo y esquema de bombeo:

4.7.8.1 Recomendaciones generales

- El agua de mezcla debe ser completamente limpia y filtrada (+/- 10 ntu’s).

- Previo al trabajo, slick line debe verificar libre paso con un calibrador.

- No debe existir ningún tipo de obstrucción en la punta del BHA, para evitar

incrementos de presión durante el bombeo.

- La presión de inyección debe ser menor a la presión de estallido del tubing y

casing; en base a la tubería utilizada se debe determinar en campo la presión

máxima a utilizar y se deberá ajustar de acuerdo al stress check (software)

propuesto por la operadora.

- Verificar buena calidad de cemento del intervalo de la arena ‘Ts’, de no existir

un registro de cemento reciente se recomienda correr un registro CBL para

verificar integridad de cementación del pozo.

- Se debe aislar la zona productora actual que es Hollín con CIBP.

- Verificar hermeticidad del CIBP en función de parámetros máximos de trabajo.

- Efectuar reunión de seguridad, acuerdos y cuidados ecológicos entre

representantes de la empresa de servicios y demás compañías involucradas

previo a la operación.

- Con el fin de minimizar el riesgo de impacto ambiental, todo personal de la

empresa de servicios deberá seguir las la guía de selección, recolección y

disposición final de residuos que pudieran generarse antes, durante y posterior a

la operación.

- Trabajos de armado y desarmado de líneas y ejecución de servicio: guantes,

botas, overol y casco, en especial los protectores auditivos durante toda la

operación.

- Para el debido manejo de fluidos de tratamiento, deberá contar además del

equipo de protección antes señalado con mascarillas y lentes de seguridad.

- Deberán señalarse las zonas de alto riesgo durante la operación y efectuar el

análisis de riesgo correspondiente de acuerdo a los procedimientos de la empresa

de servicios estipulados en el contrato.

- El operador medirá la herramienta de fondo y lo documentará con el objetivo de

ajustar profundidades adicionará la medida de la altura del cabezal de pozo.

71

- Efectuar junta de seguridad con personal de la empresa de servicios y otras

compañías involucradas en este trabajo.

- Ejecutar lay-out conforme a la planificación previa y visita a la locación.

- Todo el personal que interviene en la operación debe contar con equipo de

protección adecuado.

4.7.9 Procedimiento prueba de inyección

4.7.9.1 Previo al inicio de las actividades a realizarse en el W.O. se deberá:

- Realizar con representante de la empresa operadora, reunión operacional sobre

el trabajo.

- Realizar la inducción y obtener permiso de trabajo.

- Verificar con representante de la empresa operadora, el acondicionamiento del

pozo.

- Asignar en conjunto con el supervisor del W.O. el espacio designado para el rig

up de equipos, contemplar los tiempos operativos para las actividades a realizar.

Posteriormente:

- Realizar con representante de la empresa operadora, reunión operacional sobre

el trabajo, obtener permiso de trabajo.

- Realizar reunión de seguridad y operacional con todo el personal involucrado

antes de comenzar a armar unidades de bombeo de alta presión.

- Previo a la realización del trabajo se verificará en locación:

• Verificar presión máxima que soporta medio árbol en campo (5.000 psi).

• Nivel del pozo.

- Una vez verificados los aspectos significativos de los elementos mecánicos

realizar rig-up de unidades de bombeo en locación.

- Con válvula master del cabezal de producción abierta y verificando la no

presencia de presión entrapada. Conectar las líneas de alta presión a 15.000 psi,

en la parte superior de la cabeza del pozo e iniciar pruebas de equipos y por

consiguiente:

• Circular bombas.

• Realizar las pruebas de cortes de las bombas.

• Realizar pruebas de líneas de baja presión 300 psi; de alta presión 5500 psi

durante 10 min.

72

- Realizar prueba de inyección con pozo cerrado y una presión máxima en cabeza

de 4500 psi, respaldar anular con 1000 psi durante la prueba.

Tabla 22: Datos de prueba de admisión.

Bombeo de prueba de admisión

# Tipo de etapa Sistema Volumen (gal) Prop. Conc. Caudal (bpm)

1 Prueba de admisión Salmuera 5% 840 0 2 – 8

2 Prueba de admisión Salmuera 5% 2982 0 8

4.7.10 Procedimiento pickLine y minifrac

- Previo al inicio de las actividades a realizarse en el W.O. se deberá:

• Realizar con representante de la empresa operadora, reunión operacional

sobre el trabajo.

• Realizar la inducción y obtener permiso de trabajo.

• Verificar con representante de la empresa operadora, el acondicionamiento

del pozo.

• Asignar en conjunto con el supervisor del W.O. el espacio designado para el

Rig Up de equipos, contemplar los tiempos operativos para las actividades a

realizar.

• Se recomienda ampliamente utilizar una especificación mínima de tubería de

3 ½”, 9.3 lb/ft en grado N-80 (o mayor) para la realización del trabajo.

- Realizar reunión de seguridad y operacional con todo el personal involucrado

antes de comenzar a armar unidades de bombeo de alta presión.

- Tener presente la limitante del espacio en locación.

- Equipo de W.O. baja BHA de fractura con packer recuperable de 7” en tubería

de 3 ½” EUE (L-80, 9.3 lb/ft) midiendo y calibrando hasta +/- 10184 ft.

• Sarta probada con standing valve con 3000 psi cada 40 tubos según

procedimiento de la empresa operadora.

- Con unidad de slick Line bajar 2.75" pulling tool y recuperar standing valve

desde No-Go 3 ½”, según procedimiento de la empresa operadora y equipo de

W.O.

- Asentar packer de 7” a +/- 10184ft.

- Previo al inicio para la ejecución del procedimiento del pickline para limpieza de

tubing, realizar prueba de la unidad de bombeo de anular:

• Prueba de equipo.

• Prueba de circulación

73

• Prueba de kickout (prueba de tubería).

• Prueba de línea con 500 a 1000 psi por arriba del elemento de menor presión del

sistema @ 5 min.

Nota: La prueba de presión estará sujeta a 1000 psi por encima de la prueba con la que

se va a verificar el BHA de frac.

- Una vez verificado la pesca del standing valve, probados los equipos y con

autorización del company man iniciar las mezclas de los aditivos para la

preparación de:

Tabla 23: Aditivos de sistema pickline.

Sistemas para pickline tubing

Píldora Volumen Unidad de medida

Acido (inorgánico) 7.5 %-15% 10 Bbl

Píldora viscosa 5 Bbl

- Abrir by pass del packer de 7”, probar circulación con el bombeo de 4 bbls de

salmuera (por tubería principal circulando hacia espacio anular y 2 bbls

adicionales para verificar circulación de anular hacia tubería principal), el fluido

será proporcionado por la empresa operadora realizar pickline acido para

limpieza BHA. Reversar ácido csg – tbg hasta obtener fluido de control en los

retornos, neutralizar acido en superficie. Cerrar by pass del packer de 7”.

• En caso de no tener circulación efectiva una vez bombeado la capacidad del

tubing se deberá verificar plan de acción con la empresa operadora.

Tabla 24: Procedimiento de bombeo de sistemas. Bombeo de sistemas tubing – anular

# Empresa Sistema Volumen

(bbl)

Presión

(psi) Caudal (bpm)

1 Ep servicios Píldora viscosa 5 200-1200 1

2 Ep servicios Píldora acida inorgánica 7.5% ó

15% 10 200-1200 1

3 Ep operadora Salmuera ≈71 200-1200 1

Bombeo de sistemas anular – tubing

4 Ep operadora Salmuera ≈140 200-1200 1

5 Ep operadora Neutralizar píldora acida en cash tank

• Los volúmenes deben ser calculados y verificados en locación con tally

actualizado. La píldora acida no debe salir de tubería de trabajo.

74

• El retorno de los fluidos, así como cualquier operación de neutralización se hará

al tanque que proporcione la empresa operadora. La cantidad de soda caustica

será ajustada de acuerdo a lo que se requiera para la neutralización del ácido.

- Seguido del procedimiento de Pickline equipo de la empresa operadora se

desconectará de línea de pozo.

- Con unidad slickline bajar 2.75" standing valve y asentar en No-Go 3 ½”.

- Con autorización de company man, rearmar líneas de alta presión en cabeza de

pozo para prueba de hermeticidad en anular y sarta de fractura.

• Verificar los parámetros de Stress Check propuestos por la empresa

operadora para la ejecución de las pruebas.

• Probar equipos para iniciar prueba de BHA de fractura.

- Realizar prueba de anular con 1500 psi, mantener presión y realizar prueba de

integridad de BHA de fractura con 7000 psi.

- Seguido del procedimiento de Prueba de BHA de fractura el equipo de la

empresa operadora se desconectará de la línea de pozo.

- Con unidad slickline bajar 2.75" pulling tool y recuperar standing valve desde

No-Go 3 ½”.

- Con slickline realizar registro de temperatura previo al minifrac.

- Finalizados los procedimientos anteriores y de acuerdo a la disponibilidad de

espacio en la locación se finalizará el rig up del set de fractura. Con autorización

del company man se iniciará la preparación de los sistemas para la ejecución del

minifrac, se almacenará dicho fluido en frac tank proporcionados por la empresa

de servicios.

Tabla 25: Sistemas para minifrac.

Sistemas para realizar minifrac

Sistema Volumen Unidad de medida

Gel lineal 30lb/1000Gal 12000 Gal

El volumen de gel presentado es un valor referencial el cual puede tener cambios

durante la aplicación en campo ya que dependerá de las condiciones de pozo.

- Con los sistemas preparados en tanques se finalizará el rig up de las unidades a

boca de pozo para iniciar las pruebas de los equipos del Set de Fractura.

• Prueba de circulación.

• Prueba de kickout.

75

• Prueba de línea con 500 a 1000 psi por arriba del elemento de menor presión

del sistema a 5 min.

- Con el equipo de la empresa de servicios, iniciar el bombeo del gel lineal base

más activadores para el bombeo de sistema de gel de fractura según el siguiente

procedimiento de bombeo:

Tabla 26: Procedimiento minifrac.

Bombeo de sistema minifrac

# Tipo de Etapa Sistema Volumen (gal) Prop. Conc. Caudal

(bpm)

1 Minifrac Gel lineal 200 0 8



4 Minifrac Gel lineal 3300 0 25-30


6 Minifrac Gel lineal 13 0 0 10



9 Shut-In Cierre 0 0 0

- Finalizado el bombeo para el análisis minifrac se cerrará el pozo para monitoreo

de la declinación de presión por un tiempo de 1 hora o dependiendo el tiempo

que tarde en declinar la presión.

- Realizar análisis e interpretación de minifrac y rediseño de la fractura hidráulica,

en base a la determinación de los siguientes parámetros:

- Fricciones de entrada.

- Estimación de presión del reservorio.

- Eficiencia del fluido de fractura (gel de fractura).

- Estimación de la presión de cierre.

- Ajuste de las curvas de presión neta.

En caso de que los valores de fricciones de perforados sean considerables se tomaran las

siguientes acciones:

- Se enviará 10 sacos de arena 20/40 en el PAD para reducir fricciones.

- En caso de que los valores de fricciones por tortuosidad sean considerables se

tomarán las siguientes acciones:

76

- Se enviará 10 sacos de arena malla 100 en el PAD para reducir las fricciones por

tortuosidad.

En caso de observar altas presiones y canalización se enviará un bache de gel con arena

malla 100.

- Una vez finalizado el análisis e interpretación de minifrac, se entregará

resultados a representante del cliente o company man.

- Bajo el consentimiento de ingeniero de campo de la empresa de servicios y

company man, iniciar mezcla de fluidos para fracturamiento hidráulico.

- Descargar presión del pozo por línea de descarga de superficie.

4.7.11 Procedimiento de fracturamiento hidráulico

- Realizar revisión de los cálculos respectivos, en base a la completación actual

del pozo.

- Verificar y acordar con representante de la empresa operadora las

modificaciones requeridas respecto de la propuesta original en base a lo

observado en el minifrac.

- Completar volúmenes de agua en tanques de fractura y gelificar el volumen

requerido para el tratamiento considerando un volumen muerto de 2000 gal por

tanque. Con permiso de la operadora, mezclar los sistemas de fluidos para el

trabajo.

- Cerrar válvula máster del pozo. Continuar con el procedimiento operativo

propuesto.

- Presurizar el anular con unidad de empresa de servicios según la instrucción del

programa de trabajo y técnico del empaque.

Tabla 27: Etapas de bombeo en simulación de fractura hidráulica.

Procedimiento de bombeo preliminar fractura hidráulica

# Tipo de

Etapa Sistema

Volumen

(gal)

Prop. Conc.

(Lbs./gal)

Caudal

(bpm) Propant type

1 PAD Gel crosslinquiado 4500 0.0 20 -

2 Mezcla

Gel/Arena Gel crosslinquiado 1000 0.5 20

Arena de fractura

16/20

3 Mezcla


Arena de fractura

16/20

4 Mezcla


Arena de fractura

16/20

77

5 Mezcla


Arena de fractura

16/20

6 Mezcla


Arena de fractura

16/20

7 Mezcla


Arena de fractura

16/20

9 Gel Lineal Gel lineal 3950 0.0 20 -

10 Shut – in Shut – in - - 0 -

- Abrir válvula máster del pozo, empezar el bombeo del tratamiento de acuerdo al

diseño descrito en el procedimiento de bombeo del fracturamiento hidráulico.

- Una vez finalizada la operación de fractura hidráulica verificar factibilidad de

ejecutar cierre forzado para evitar decantación del agente de sostén en la parte

inferior de la fractura creada.

- Al finalizar la fractura, y posterior a la declinatoria de presión, equipo de WO

realizará maniobras de desasentamiento de packer y circulación en reversa.

- En caso de un arenamiento prematuro la empresa operadora proveerá catch tank

para recibir el fluido de pozo adicional.

Nota: cuando se tiene alta producción de agua se realiza el fracturamiento con uso de

un polímero Rpm (modificador de permeabilidad relativa al agua), el cual trabaja en la

garganta poral se disuelve en presencia de crudo que controla el avance del agua.

4.7.12 QA/QC aseguramiento y control de calidad en sistemas de fluido y

mezclado en sitio:

4.7.12.1 Proceso de muestreo QA/QC

- El control de calidad se realiza a todos los fluidos y sistemas que se va a bombear a

formación. Antes de bombeo, en cada tanque de fractura será probado para la

gravedad específica, pH y temperatura. Una muestra se tomará de cada tanque y

probado con agente gelificante para la viscosidad y tiempo de enlace cruzado.

- Validación del apuntalante: proporcionar análisis granulométrico del apuntalante, si

el apuntalante no cumple con los estándares aceptables, cada compartimento se

prueba individualmente.

- Inventario pre-trabajo: antes del comienzo del trabajo, el documento de control de

inventario será llenado con los volúmenes iniciales de todos los productos químicos

y fluidos de fractura en la locación. El almacenamiento de apuntalante debe ser

inspeccionado visualmente y comparado con las guías de remisión. Todas las

78

formas de control de calidad deben ser revisados con el cliente y firmado antes de

bombear.

- Pruebas de trabajo: el fluido y productos químicos deberán muestrearse físicamente

cada 5,000 galones o tan a menudo como sea posible. Se tomarán las muestras del

pad, etapas primeras, media y final de apuntalante con sus correspondientes

muestras de apuntalante.

4.7.12.2 Métodos en el sitio relacionados con la mezcla y golpes QA/QC

Figura 42: Descripción de parámetros para control de calidad

Parámetros de prueba de estabilidad para el agua de fractura tomando en cuenta el

control de calidad para la operación.

Figura 43: Prueba de estabilidad y reología.

4.7.12.3 Complicaciones operativas durante fracturamiento hidráulico:

En una pérdida parcial de gasto o cavitación de bombas:

- Se tratará de compensar gasto inmediato con las bombas restantes, en caso de no

ser posible, se tendrán bombas de respaldo previamente conectadas, listas para

cualquier contingencia.

En caso de algún inconveniente o variación en el blender:

- Se contará con personal de soporte que comunicará el problema, que tratará de

ser resuelto por personal que se encontrará disponible en pozo.

79

Por situaciones atribuidas a formación como baja admisión de arena, altas presiones de

bombeo, etc; el ingeniero de campo será el encargado en conjunto con el cliente de

tomar la decisión de las acciones a tomar, las mismas podrán comprender:

- Manipulación del caudal de fractura.

- Disminución de las concentraciones de arena.

- Aumento de volumen de fluido en las etapas de arena.

- Iniciar desplazamiento ante incremento súbito de presión.

En caso de pérdida de presión en directa durante bombeo, se decidirá desplazar la etapa,

circular pozo hasta retornos limpios y sacar BHA superficie.

4.7.13 Datos del pozo

Tabla 28: Datos de ingreso al simulador de fracturamiento hidráulico.

POZO: PAC-046

TIPO DE OPERACIÓN: Fractura Hidráulica

Tipo de pozo Direccional

Categoría de pozo Pozo Productor

DATOS DE LA FORMACIÓN Observaciones

Formación: Napo Arena ‘Ts’

Litología:

Caliza: 4,0 % E Operadora

Lutita: 0,0 % E Operadora

Arena: 80,2 % E Operadora

Espesor neto: 14 Ft E Operadora

Espesor: 86 Ft E Operadora

Porosidad: % 12 % E Operadora

Saturación de agua: % 20 % E Operadora

Corte de Agua BSW 20 % Correlación a otro

pozo

Contacto Agua-Aceite SD Ft E Operadora

DATOS DEL POZO Observaciones

Diámetro Prom. del aparejo

de producción: 3 1/2” L-80 9.3#/ E Operadora

Profundidad promedio del

empacador: Packer RTTS @10184’ Ft E Operadora

Temperatura de fondo 233 °F Por correlación

80

Intervalos disparados: MD 10334’ – 10420’ Ft E Operadora

Intervalos disparados: TVD 9699.8’ -9785.7’ Ft E Operadora

DATOS DE PRODUCCIÓN Observaciones

Caudal de fluido BFPD: 340 Bfpd Análisis de

sensibilidad

Gravedad específica del

aceite 34.4 °API Por correlación

Presencia de H2S o CO2 SD Si o

No

DATOS DEL YACIMIENTO Observaciones

Presión de fondo estática 3000 Psi Por correlación

Presión de fondo fluyendo 1600 Psi Por correlación

Factor de daño: (S): 3 Valor asumido

Permeabilidad: 10 mD Por correlación

Presión máxima simulación

geo mecánica 4700 Psi FRACPRO

Presión promedio

simulación geo mecánica 4200 Psi FRACPRO

Gradiente de fractura 0,56 psi/ft Por correlación

DATOS COMPLEMENTARIOS Observaciones

Tipo de disparos: S/D

Densidad de disparos 5 DPP E Operadora

Diámetro de disparos

(pulgadas): S/D In

4.7.14 Ubicación

A continuación, se presenta la ubicación de pozo PA 046 con respecto a los otros

pozos del campo Palo Azul, los pozos más cercanos en la muestra tomada del campo

son el PA-023 del PAD D con una producción de 998 bfpd y el PA-040 del PAD C con

una producción de 680 bfpd, los cuales son productores de la Arena Hollín con un BSW

del 86% y 68% respectivamente, (ver figura 44).

81

El PA 046 muestra una producción de la Arena Hollín de 3669,5 bfpd, 220,17

bppd con un Bsw de 94% con sistema de levantamiento BES. Datos del reporte de

producción a la fecha de agosto del 2017 (Departamento de Exploración-Explotación,

Sub-Proceso de Producción ARCH, 2017).

Figura 44: Mapa de ubicación del pozo PA-046 y los pozos más cercanos en la muestra del campo

(Secretaria de Hidrocarburos, 2017)

4.7.15 Evaluación petrofísica de la arena T

En la evaluación petrofísica proporcionada por la empresa operadora. El

intervalo prospectivo 10334 ft– 10420 ft, presenta un espesor bruto de 14 ft, una

porosidad promedio de 12% y una permeabilidad entre 10 md. El dato de permeabilidad

debe ser validado con una prueba de restauración de presión, (ver figura 45).

82

Figura 45: Evaluación petrofísica de la formación “T” campo Palo Azul Pozo-046

(Secretaria de Hidrocarburos, 2017)

En la siguiente tabla se resumen las propiedades petrofísicas de los intervalos

prospectivos en el pozo PA 046.

Tabla 29: Parámetros petrofísicos del pozo PA 046 (Secretaria de Hidrocarburos, 2017)

4.7.16 Sección estructural y pozos de correlación

El PA 046 correlaciona con pozos PA 022, PA 014, y PA 040

Figura 46: Correlación estratigráfica de los pozos del PAD C

4.7.17 Comportamiento de producción

El pozo actualmente se encuentra produciendo de la Arena Hollín cerca de 220

bopd.

4.7.18 Comportamiento de presión de yacimiento

El yacimiento se encuentra en condiciones originales ya que no se ha producido

por lo que se correlaciona con el pozo PA-002 por lo que se estima un valor de presión

PARAMETROS PETROFISICOS DEL POZO PAC-046

RESERVORIO Tope Base Gross Net Res Net Pay Phi Res Phi Pay Sw Res Sw Pay Vcl Res Vcl Pay

MD MD MD TVD TVD % % % % % %

TLUS 10127 10199 72 5 5 13 13 30 30 9 9

TmTS 10.334 10.420 86 14 14 12 12 20 20 6 6

TUHS 10.588 10.616 28 14 14 14 14 29 29 8 11

TmHS 10616 10845 229 183 36 14 14 76 32 8 11

CAP ACT 10645

FWL 10735

83

igual a 3000 psi como zona no drenada la misma que posee un crudo subsaturado.

4.7.19 Registro de cementación

El pozo no cuenta por el momento con un registro de cementación, por lo que se

recomienda la toma inmediata del registro CBL previo a la operación de fracturamiento.

4.7.20 Discusión técnica

4.7.20.1 Modelo de fractura, volumen de servicio y productividad.

Para el rango de permeabilidad que se estima en ésta formación; tanto la longitud de

fractura (xf) como la conductividad (cw), son parámetros que contribuirán tanto en la

productividad inicial así como también en la vida productiva del pozo. Recomendamos

el poder maximizar dichos parámetros para este pozo y futuros a través sistemas de

consolidación de arena y mediciones de pre y post fractura.

4.7.20.2 Tubing de trabajo.

El balance entre las perdidas por fricción que se generan en una tubería al

realizar un bombeo de fractura y los esfuerzos de formación; son determinantes para

definir la ventana o rango operativo permisible de presión para el desarrollo del trabajo.

Se recomienda la utilización de tubing 3 ½”, 9.3 lb/ft en grado N-80 o mayor.

4.7.20.3 Cementación.

La cementación juega un papel fundamental en la propagación y distribución de los

trabajos de estimulación y la vida productiva a largo plazo de los pozos.

4.7.20.4 Gel crosslinquiado.

Fluido de bajo polímero con las siguientes ventajas:

• Alto rendimiento de fluido de fractura

• Rango de temperatura de trabajo 175 – 375 °F

• Genera bajo residuo de polímero.

• Rompe de forma limpia y con facilidad bajo el programa de ruptura programado

• Uso simple en locación.

84

Figura 47: Gel de fracturamiento (Schlumberger Fracturing Services, 2017)

4.7.20.5 Capacidad

Capacidad de tubing 3 1/2" EUE, 9,3 LB/PIE, L-80

Para determinar la capacidad del tubing se utiliza la siguiente relación:

𝑪𝒂𝒑𝒂𝒄𝒊𝒅𝒂𝒅 𝒕𝒖𝒃𝒊𝒏𝒈 = 0,0087𝑏𝑙𝑠

𝑓𝑡𝑥10184𝑓𝑡

𝑪𝒂𝒑𝒂𝒄𝒊𝒅𝒂𝒅 𝒕𝒖𝒃𝒊𝒏𝒈 = 88,6 𝑏𝑙𝑠

Para determinar la capacidad del casing se utiliza la siguiente relacion:

𝑪𝒂𝒑𝒂𝒄𝒊𝒅𝒂𝒅 𝒄𝒂𝒔𝒊𝒏𝒈 = 0,0087𝑏𝑙𝑠

𝑓𝑡𝑥10184𝑓𝑡

𝑪𝒂𝒑𝒂𝒄𝒊𝒅𝒂𝒅 𝒕𝒖𝒃𝒊𝒏𝒈 = 5,73 𝑏𝑙𝑠

4.7.20.6 Simulación

Fracpro 2017

Análisis de fractura hidráulica

Nombre del pozo: PAC-046

Campo: Palo Azul

Formación: “Ts”

Tabla 30: Resumen de geometría de fractura (Halliburton Fracturing Services, 2017)

Longitud media de la fractura (ft) 154 Longitud media apuntalada (ft) 140

Altura total de la fractura (ft) 64 Altura total apoyada (ft) 58

Profundidad a la fractura superior (ft) 10370 Profundidad a la fractura apuntalada (ft) 10372

Profundidad a fracturar la parte inferior (ft) 10433 Profundidad a fondo fracturado apuntalado (ft) 10430

Número equivalente de fracturas 1,0 Max. Ancho de fractura (in) 0,22

Eficiencia de la lechada de fractura 0,16 Promedio Ancho de fractura (in) 0,11

Promedio Concentración del propante (lb / ft²) 1,00

Todos los valores corresponden a todo el sistema de fractura en un tiempo modelo de

118.01 min, final de la etapa 9 descrito en la tabla 27 cerrado después de la descarga

principal de fractura.

El valor se reporta para el final de la última etapa de bombeo, etapa 8.

85

Tabla 31: Resumen de conductividad de fractura (Halliburton Fracturing Services, 2017)

Conductividad promedio (mD • ft) 4101,4 Ancho promedio de fractura (cerrado en punta) (in) 0,115

Conductividad sin dimensiones 1,22 Permeabilidad de la formación de referencia (mD) 14

Factor de daño de apuntalante 0,50 Permeabilidad permanente sin daños (mD) 685348

Factor de daño aparente 0,00 Perm con daño y propante (mD) 342674

Factor de daño total 0,50 Perm con daño total (mD) 342674

Longitud efectiva efectiva (ft) 140 Incrustación de propante (in) 0,009

Todos los valores reportados son para todo el sistema de fractura. La conductividad real

podría ser menor si se han modelado fracturas múltiples equivalentes, factor de daño

total e incrustación de propante se han aplicado daño aparente debido al flujo seudo-

Darcy y multifásico.

Tabla 32: Resumen de presión de fractura (Halliburton Fracturing Services, 2017)

Presión neta del compresor (psi) 2564 Presión de cierre de fracturas (psi) 5266

Presión neta observada (psi) 0 Gradiente de presión de cierre (psi / ft) 0,506

Cabeza hidrostática (psi) 4420 Promedio presión superficial (psi) 3634

Presión del reservorio (psi) 3000 Max. presión superficial (psi) 4579

Promedios y máximos reportados para las etapas principales de Fracturamiento.

Valores reportados para el final de la última etapa de bombeo, etapa 8.

Valor reportado para fluido limpio

Tabla 33: Resumen de operaciones (Halliburton Fracturing Services, 2017)

Total de fluido limpio bombeado (bbls) 346,7 Propante total bombeado (klbs) 15,5

Total de lechada bombeado (bbls) 362,7 Propante total en fractura (klbs) 15,4

Volumen del Pad (bbls) 107,1 Promedio potencia hidráulica (hp) 1779

Fracción de almohadilla (% de lechada Vol) 40,3 Max. potencia hidráulica (hp) 2242

Fracción de almohadilla (% de limpieza Vol) 42,9 Promedio Btm. Tasa de purines

(lpm)

20,1

Tipo de fluido primario gel Tipo de apuntalante primario CarboLite 16/20

Promedios y máximos reportados para las etapas principales de Fracturamiento. Totales

reportados para todas las inyecciones combinadas.

En base a la siguiente relación de volumen de los tipos de etapas: almohadilla de

fractura principal / (almohadilla de fractura principal más suspensión de fractura

principal) y excluyendo la descarga.

Tabla 34: Historia de crecimiento de la fractura hidráulica (Halliburton Fracturing Services, 2017)

# Tipo de etapa Tiempo

(mm:ss)

Longitud

media de

fractura

(ft)

Altura

de

fractura

(ft)

Ancho de

fractura

(in)

Ancho de

fractura

prom.

(in)

Presión

neta

(psi)

Eficienci

a de la

mezcla

Numero

de

fracturas

1 Pad 5:21 146 49 0,191 0,093 1500 0,14 1.0

2 Mezcla de fractura 6:34 151 53 0,202 0,097 1531 0,14 1.0


86

# Tipo de etapa Tiempo

(mm:ss)

Longitud

media de

fractura

(ft)

Altura

de

fractura

(ft)

Ancho de

fractura

(in)

Ancho de

fractura

prom.

(in)

Presión

neta

(psi)

Eficienci

a de la

mezcla

Numero

de

fracturas






9 Shut-in 118:00 154 64 0,217 0,115 1421 0,07 1.0

Todos los valores reportados son para todo el sistema de fractura y al final de cada

etapa, la longitud, altura y ancho de la fractura se va creando en función del tiempo, la

presión neta y eficiencia de la mezcla.

Tabla 35: Propiedades de fractura a prueba por distancia del pozo en el centro de fractura a una

profundidad de 10401 pies (Halliburton Fracturing Services, 2017)

Distancia

al pozo

(ft)

Ancho

sist.

fractura

(in)

Altura de

fractura

(ft)

Profundi

dad

(ft)

Conductividad

por Fractura

(mD·ft)

Conductividad

del Sistema

frac

(mD·ft)

Concent. del

propante

Frac

(lb/ft²)

Concent. Del

sistema prop.

(lb/ft²)

14.0 0.214 57.6 10401.3 5443.2 5443.2 1.83 1.83

28.0 0.211 56.7 10401.3 5367.0 5367.0 1.80 1.80

42.0 0.206 55.2 10401.3 5237.6 5237.6 1.76 1.76

56.0 0.200 53.0 10401.3 5051.6 5051.6 1.71 1.71

70.0 0.191 50.1 10401.3 4813.7 4813.7 1.64 1.64

84.0 0.180 46.3 10401.3 4502.7 4502.7 1.54 1.54

98.0 0.165 41.3 10401.2 4093.6 4093.6 1.42 1.42

112.0 0.147 34.7 10401.2 3571.5 3571.5 1.26 1.26

126.0 0.123 25.2 10401.2 2884.3 2884.3 1.05 1.05

140.0 0.089 0.0 10401.0 0.0 0.0 0.00 0.00

Los valores de ancho reportados son para todo el sistema de fractura.

Conductividad de la fractura reportada para el daño de apuntalante total de 0,50 y 0,009

pulgadas de incrustación de apuntalante.

La conductividad del sistema Frac reporta para 1.0 fractura múltiple equivalente con un

100% considerado conductivo. La concentración de apuntalante del sistema Frac reporta

para 1.0 fractura múltiple equivalente.

Tabla 36: Distribución de apuntalante por etapa (Halliburton Fracturing Services, 2017)

# Propante Etapa de

propante

Concent.

(ppg)

Distancia al

pozo

(ft)

Concent.

promedio del

propante

(lb/ft²)

Prom.

Fracción de

volumen del

propante

1 -

2 CarboLite 16/20 0.50 151.7 0.41 0.607

87

# Propante Etapa de

propante

Concent.

(ppg)

Distancia al

pozo

(ft)

Concent.

promedio del

propante

(lb/ft²)

Prom.

Fracción de

volumen del

propante

3 CarboLite 16/20 1.00 144.7 0.56 0.607

4 CarboLite 16/20 2.00 131.7 0.72 0.607

5 CarboLite 16/20 3.00 112.2 0.92 0.607

6 CarboLite 16/20 4.00 85.7 1.16 0.607

7 CarboLite 16/20 5.00 35.2 1.53 0.607

El apuntalante se va incorporando en la fractura con respecto a la distancia del pozo,

con una concentración y volumen determinado.

Todos los valores reportados corresponden a todo el sistema de fractura en un tiempo

modelo de 118.01 min.

Tabla 37: Propiedades de fluidos por etapa (Halliburton Fracturing Services, 2017)

# Tipo Caudal de

mezcla

(bpm)

Distancia al

pozo

(ft)

Temperatura

prom.

(°F)

Viscosidad

Prom.

(cp)

Tasa de corte

prom. (1/sec)

1 -

2 Gel crosslinquiado 20.00 151.7 205 23.2 0.0






El fluido bombeado de acuerdo al programa de fractura es el gel crosslinquiado, el

mismo posee propiedades como: temperatura promedio, viscosidad promedio y se

bombeo en función de la distancia al pozo.

Tabla 38: Diseño del programa de tratamiento (Halliburton Fracturing Services, 2017)

#

Etapa Tiempo

min:sec

Tipo de fluido Volumen

(gal)

Prop.

Conc.

(ppg)

Prop.

(klbs)

Mezcla

(bpm)

Propante

Fluido de pozo Gel crosslinquiado 3974

1 PAD 5:21 Gel crosslinquiado 4500 0.00 0.0 20.00

2 Mezcla

De frac.

6:34 Gel crosslinquiado 1000 0.50 0.5 20.00 CarboLite 16/20

3 Mezcla

De frac.


4 Mezcla

De frac.


5 Mezcla 10:27 Gel crosslinquiado 1000 3.00 3.0 20.00 CarboLite 16/20

88

#

Etapa Tiempo

min:sec

Tipo de fluido Volumen

(gal)

Prop.

Conc.

(ppg)

Prop.

(klbs)

Mezcla

(bpm)

Propante

De frac.

6 Mezcla

De frac.


7 Mezcla

De frac.


8 Gel lineal 18:00 Gel lineal 3950 0.00 0.0 20.00

9 Cierre 118:00 Cierre 0 0.00 0.0 0.00

Diseño de volumen limpio (bbls) 344.0

Diseño de apuntalante bombeado (klbs) 15.5

Diseño de volumen de pulpa (bbls) 360.2

Resultados del tratamiento calculados a partir del programa de diseño.

Tabla 39: Parámetros de fluido (Halliburton Fracturing Services, 2017)

Nombre del fluido Gel crosslinquiado Gel lineal

Viscosidad inicial (cp) 23.87 6.95

Inicial n' 0.440 0.883

Inicial k' (lbf·s^n/ft²) 0.016 3.002e-04

Viscosidad @ 4.0 horas (cp) 1.73 0.499

n' @ 4.0 horas 0.832 0.964

k' @ 4.0 horas (lbf·s^n/ft²) 1.028e-04 1.309e-05

Gravedad específica fluido base 1.01 0.997

Perdida de chorro (gal/ft²) 0.004 0.013

Formación de costra (ft/min½) 0.003 0.003

Tasa de flujo #1 (bpm) 10.00 10.00

Presión de fricción #1 (psi/1000 ft) 70.94 38.98





Fricción multiplicador del pozo 0.600 0.800

Toda la información del fluido está a una temperatura de depósito de 233.0 (° F), las

viscosidades a una velocidad de corte de 511 (1 / seg), las presiones de fricción del pozo

que se muestran son los valores interpolados multiplicados por el multiplicador de

fricción del Pozo. La fricción se muestra para el segmento más largo del pozo

Tabla 40: Datos del propante (Halliburton Fracturing Services, 2017)

Nombre del propante CarboLite 16/20

Tipo de propante Cerámica de baja densidad

Recubrimiento de apuntalante Ninguna

Densidad a granel (lbm / ft³) 103.8

Porosidad llena 0.393

Gravedad específica (sg) 2.74

89

Nombre del propante CarboLite 16/20

Coeficiente de turbulencia a 1.08

Coeficiente de turbulencia b 0.137

Diámetro (in) 0.039

Perm @ 0 psi (D) 1254.028

Perm @ 2000 psi (D) 1185.946

Perm @ 4000 psi (D) 932.101

Perm @ 6000 psi (D) 542.320

Perm @ 8000 psi (D) 278.823

Perm @ 10000 psi (D) 142.613

Perm @ 12000 psi (D) 92.867

Perm @ 14000 psi (D) 60.473

Perm @ 16000 psi (D) 39.379

Perm @ 18000 psi (D) 25.643

Perm @ 20000 psi (D) 16.698

La permeabilidad está determinada en relación a la temperatura del yacimiento de 233

°F, y se calcula conforme aumenta la presión, lo que nos permite observar que la

permeabilidad del propante disminuye en función del aumento de presión. En la tabla se

muestran todas las características del propante que se utilizó en el proceso de

fracturamiento, (ver tabla 40).

Tabla 41: Parámetros de reservorio (Halliburton Fracturing Services, 2017)

Tipo de reservorio Subsaturado Compresibilidad total (1/psi) 8.13e-05

Filtrado a flujo de poro perm. flujo , Kp/Kl 10.00 Viscosidad de reservorio (cp) 0.03

Presión de poro de depósito (psi) 4185 Porosidad 0.12

Promedio de presión en fractura (psi) 6949 Porcentaje de gas Leakoff (%) 100.00

Parámetros de reservorio

Temperatura del depósito (° F) 233.00

Profundidad al centro de Perforados (ft) 10401

Intervalo perforado (ft) 14

Profundidad de fractura inicial (ft) 10401

Tabla 42: Parámetros de capa (Halliburton Fracturing Services, 2017)

# Tope

MD

(ft)

Presión

(psi)

Gradiente

presión

(psi/ft)

Módulo de

Young

(psi)

Fracción

de Poisson

Coeficiente

Leakoff

(ft/min½)

Perm.

Fluido de

poros

(mD)

1 0.0 6755 0.650 5.93e+06 0.228 3.858e-03 1.000e+00

2 10393.0 5266 0.506 3.94e+06 0.231 4.453e-03 2.400e+01

3 10409.7 6662 0.640 4.31e+06 0.244 3.858e-03 1.000e+00

Los parámetros de capa han sido determinados por el simulador en función de

las propiedades de la roca y la geomecánica, considerando la presión y los módulos de

90

elasticidad de Young y Poisson, (ver tabla 42).

Tabla 43: Parámetros de litología (Halliburton Fracturing Services, 2017)

# Tope MD

(ft)

Litología Presión de Fractura

(psi·in½)

Efecto de composición

de capas

1 10387.0 Esquisto 1272.2 25.00

2 10393.0 Arenisca 948.3 1.00

3 10409.7 Esquisto 1009.2 25.00

Los parámetros de litología en función de la presión de fractura se ha

determinado a la profundidad de la arenisca que es de 10393 teniendo una presión de

fractura de 948,3 psi·in½, (ver tabla 43).

Tabla 44: Características del casing (Halliburton Fracturing Services, 2017)

Las características del casing se ha tabulado utilizando los datos de completación

del pozo, (ver tabla 44).

Tabla 45: Intervalos perforados (Halliburton Fracturing Services, 2017)

Los intervalos perforados se los ha realizado en función de la zona de interés,

previo al tratamiento de fractura, (ver tabla 45).

Tabla 46: Configuración de línea de superficie y tubería (Halliburton Fracturing Services, 2017)

Prof.

(ft)

Tipo de

intervalo

Tubing ID

(in)

Tubing OD

(in)

Peso

(lb/ft)

Grado

10184 Packer 2.992 3.500 9.300 P-110

10250 Tubing 2.992 3.500 9.300

El packer es colocado a 150 pies sobre el tope de la formación de interés por seguridad

en el trabajo de fracturamiento, (ver tabla 46).

Volumen total de la secuencia de fractura (bbls) 94.6, bombeo de tubo.

Tabla 47: Parámetros de entrada del modelo (Halliburton Fracturing Services, 2017)

Modelo de fractura 3D Shear-desacoplado Entrada de datos del depósito

(escala única)

Corre de Datos de diseño de trabajo Orientación de Fractura

(vertical)

Modelo de transporte de

apuntalante

Convección de Propante Ejecutar modelos de fractura y pozo

Crecimiento después del cierre Permitido Iteración general

Prof.

(ft)

Tipo de

interval

Casing ID

(in)

Casing OD

(in)

Peso

(lb/ft)

Grado

10844 Casing

Cementado

6.276 7.000 26.000 P-110

Intervalo #1

Tope de Perfs - MD (ft) 10393

Base de Perfs - MD (ft) 10409

Diámetro de perforación (in) 0.200

# de Perforaciones 80

91

Backstress Ignorado Efectos de transferencia de calor

Modelo de fractura ácida Fracpro (predeterminado) Modelo Leakoff

Los parámetros de entrada para el fracturamiento se aplicaron al modelo 3D de

Fracpro modelo Leakoff con orientación de fractura vertica a escala única, (ver tabla

47).

Tabla 48: Parámetros del modelo de apuntalante (Halliburton Fracturing Services, 2017)

Parámetro Valor Predeterminado

Concentración mínima del propante (lb/ft²) 0.20 0.20

Diámetro mínimo del propante (in) 0.0080 0.0080

Concentración mínima de apuntalante detectable (ppg) 0.20 0.20

Exponente de ponderación radial del apuntalante 0.2500 0.2500

Coeficiente de convección del apuntalante 10.00 10.00

Coeficiente de asentamiento del apuntalante 1.00 1.00

Modelo de relleno cuadrático SI SI

Coeficiente de reposición del apantallamiento del propante 0.50 0.50

Restablecer el apuntalante en la fractura después del cierre SI SI

Los parámetros del apuntalante están descritos en función de sus características

propias, propiedades y reología, (ver tabla 48).

Datos de la biblioteca de fluidos.

Descripción: Delta Frac 200 30 lb / Mgal gel 2% KCl

Tabla 49: Tabla de reología de fluidos (Halliburton Fracturing Services, 2017)

Temp.

(°F)

Tiempo

(hr)

n'[1] Tiempo

(hr)

n'[2] Tiempo

(hr)

K'[1]

(lbf·s^n/ft²)

Tiempo

(hr)

K'[2]

(lbf·s^n/ft²)

124 0.00 0.329 1.00 0.378 0.00 2.14e-01 1.00 1.37e-01

135 0.00 0.341 1.00 0.390 0.00 2.24e-01 1.00 1.44e-01

146 0.00 0.354 1.00 0.402 0.00 2.20e-01 1.00 1.42e-01

158 0.00 0.367 1.00 0.413 0.00 2.09e-01 1.00 1.35e-01

169 0.00 0.379 1.00 0.425 0.00 1.91e-01 1.00 1.24e-01

181 0.00 0.392 1.00 0.437 0.00 1.55e-01 1.00 1.01e-01

192 0.00 0.405 1.00 0.449 0.00 1.03e-01 1.00 6.77e-02

203 0.00 0.417 1.00 0.460 0.00 5.82e-02 1.00 3.82e-02

215 0.00 0.430 1.00 0.472 0.00 2.94e-02 1.00 1.94e-02

233 0.00 0.443 1.00 0.484 0.00 1.43e-02 1.00 9.49e-03

La reología de los fluidos se determina en función del comportamiento de los mismos

con respecto a los esfuerzos y la defermación, considerando la temperatura, (ver tabla

49).

Tabla 50: Tabla de fricción de fluidos (Halliburton Fracturing Services, 2017)

Datos para tubería y casing Datos para anular

Caso/T

uberia

ID

(in)

Q1 P1 Q2 P2 Q3 P3 Caso

ID

(in)

Tub.

OD

(in)

Q1 P1 Q2 P2 Q3 P3

92

1.995 10.0 428.0 20.0 1031.5 40.0 2532.6 4.000 2.375 10.0 263.9 20.0 430.5 40.0 979.3

2.441 10.0 214.2 20.0 489.3 40.0 1194.2 4.892 2.375 10.0 123.6 20.0 162.3 40.0 297.4

2.992 10.0 118.2 20.0 234.2 40.0 561.1 6.366 2.375 10.0 56.7 20.0 69.6 40.0 94.7

3.018 10.0 115.6 20.0 227.1 40.0 543.4 4.892 2.875 10.0 172.3 20.0 234.3 40.0 459.1

4.000 10.0 61.9 20.0 90.8 40.0 193.3 6.366 2.875 10.0 68.8 20.0 84.7 40.0 117.7

4.060 10.0 60.1 20.0 87.0 40.0 183.2 0.000 0.000 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

4.892 10.0 42.0 20.0 54.3 40.0 95.4 0.000 0.000 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

6.094 10.0 27.9 20.0 34.4 40.0 48.6 0.000 0.000 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

6.360 10.0 25.8 20.0 31.7 40.0 43.4 0.000 0.000 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

6.366 10.0 25.7 20.0 31.6 40.0 43.3 0.000 0.000 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

Los datos de la tabla 50 vienen dados: caudal Q en bpm P está en psi / 1000 ft, densidad

de fluido 1.009660, coeficiente de construcción de paredes fluidas (ft / min½) 2.64e-03,

pérdida del chorro de fluido (gal / ft²) 0.003803.

Tabla 51: Propiedades térmicas de la roca (Halliburton Fracturing Services, 2017)

Tipo de roca Arenisca Esquisto

Gravedad específica (sg) 2.65 2.60

Calor específico 0.260 0.200

Conductividad térmica 2.57 1.01

Las propiedades térmicas de la roca se han determinado mediante el simulador, y estas

están relacionadas directamente en función de la litología que compone el yacimiento

productor, (ver tabla 51).

Tabla 52: Propiedades térmicas de fluidos (Halliburton Fracturing Services, 2017)

Fluid Name Gel crosslinquiado Gel lineal

Gravedad específica (sg) 1.01 0.997

Calor especifico 0.979 0.999

Conductividad térmica 0.351 0.351

Las propiedades térmicas de los fluidos tienen valores establecidos en función de su

composición, han sido determinados por trabajos de fracturamiento realizados

anteriormente, (ver tabla 52).

93

Figura 48: Comportamiento de esfuerzos en el fracturamiento (Halliburton Fracturing Services, 2017)

Se puede observar el comportamiento de la presión de cierre en el intervalo de fractura

que tiene un valor de 5266 Psi, un módulo de Poisson de 0,25 aproximadamente, la

permeabilidad aumenta considerablemente de 10 mD a 25 mD, (ver figura 48).

Figura 49: Resultado del ancho y longitud de fractura (Halliburton Fracturing Services, 2017)

El tratamiento de fracturamiento de acuerdo al programa de bombeo nos permite

observar mediante una gráfica la evolución de la fractura y se tiene como resultados de

la longitud, ancho y alto de la fractura los siguientes valores: longitud de fractura

153,90 pies, altura de fractura 63,6 pies y ancho promedio 0,115 pulgadas, (ver figura

SubtitleTitle

Layer Properties Date

10370

10380

10390

10400

10410

10420

10430

10370

10380

10390

10400

10410

10420

10430

Rock type5000 10000Stress (ps i)

2e+006 1e+007Modulus (ps i)

0.2 0.5Poisson's Ratio

1 50Permeability (...

0.002 0.005Leakoff Coeffic ...

500 2000Toughness (ps ...

1 50Compos ite Lay ...

Layer Properties

TVD(ft)MD(ft) TVD(ft)MD(ft)

ShaleShale

Sands toneSands tone

ShaleShale

94

49).

Figura 50: Comportamiento de la presión, caudal en el proceso de fracturamiento (Halliburton Fracturing

Services, 2017)

La grafica describe el comportamiento de la presión en el proceso de

fracturamiento hidráulico, teniendo un valor inicial de 1200psi que va aumentando hasta

llegar a la presión de fractura y posteriormente a la presión de cierre de 5266psi para

luego estabilizarse, el caudal es bombeado constantemente a 20 bpm, (ver figura 50).

4.7.20.7 Resumen de resultados del fracturamiento hidráulico.

Posterior a la simulación se tiene el siguiente resumen de resultados del diseño

fracturamiento hidráulico.

Tabla 53: Resumen de resultados del diseño de fractura (Halliburton Fracturing Services, 2017)

Resultados del fracturamiento

Parámetro Unidad Valor

Longitud de la fractura Ft 153,90

Longitud adecuada Ft 140,00

Altura total de fractura Ft 63,60

Altura total apoyada Ft 57,90

Profundidad máxima de la fractura Ft 10369,80

Profundidad del fondo de la fractura Ft 10433,40

Ancho promedio de fractura In 0,115

Concentración media del apuntalante lb/ft² 1,00

Número equivalente de fracturas múltiples SD 1,00

Conductividad sin dimensiones SD 1,221

95

4.8 Análisis de la curva IPR con y sin estimulación.

Realizamos un análisis de la curva IPR para pronosticar una producción del pozo

utilizando datos PVT de un pozo aledaño que en este caso será el Pozo PAN-029 el cual

se encuentra a la fecha produciendo de la arena T.

Tabla 54: Datos para cálculo curva IPR

PARÁMETROS DE ANÁLISIS CURVA IPR

PARÁMETRO VALOR UNIDAD

Presión de reservorio 3000 Psia

Temperatura de reservorio 233 ᵒ F

Corte de agua 20 %

Total GOR 599 scf/STB

Permeabilidad del reservorio 10 mD

Espesor del reservorio 14 Ft

Área de drenaje 45 Acres

Altura de fractura 46.32 Ft

Longitud media de la fractura 112 Ft

Conductividad de fractura sin dimensiones 1.221 Adimensional

Gravedad del aceite 34.4 API

Gravedad del gas 1.34 sp,gravity

Moles de H2S 1.51 %

Moles de CO2 16.66 %

Moles N2 0 %

S = 3

Ql =230 BFPD

Pwf = 1600 Psi

S = -1

Ql = 340 BFPD

Pwf = 1600 Psi

96

Figura 51: Gráfico de curva IPR (Halliburton Fracturing Services, 2017)

Para la interpretación de la curva IPR tomamos un valor de presión de fondo

fluyente mayor a la presión de burbuja que es de 1595 Psi, puesto que es un yacimiento

subsaturado y a la vez es primordial para conservar la energía del yacimiento, se puede

observar que mediante producción por cañoneo convencional se obtiene un caudal de

230 bfpd a una presión de fondo fluyente de 1600 Psi y efectuando un fracturamiento

reduciendo el daño de formación, se tiene una producción de 340 bfpd a la misma

presión de fondo fluyente (ver tabla 55).

Tabla 55: Resultados de análisis de curva IPR.

SKIN BFPD BOPD IP

%BSW: 20 STBD/PSI

3 230 184 0.16

-1 340 304 0.27

4.9 Análisis probabilístico

En la tabla observamos los valores máximos, mínimos y más probables de los

parámetros de mayor variabilidad del pozo PAC-046, estos son utilizados para realizar

la distribución de frecuencias de tipo triangular.

Tabla 56: Parámetros de mayor variabilidad del pozo PAC-046 (Halliburton Fracturing Services, 2017)

Variable Mínimo Más

probable Máximo

Pr, psi 2000 3000 3800

K, mD 5 10 12

Bsw, % 10 20 30

Hnet, ft 10 14 20

Skin -2 -1 0

Los caudales obtenidos en la distribución de frecuencia tipo triangular o de

experto al percentil 10 fue de 160 bopd, al percentil 50 fue de 268 bopd y al percentil 90

fue de 394 bopd (ver figura 52).

97

Figura 52: Cálculo probabilístico de caudales a diferentes percentiles del pozo PAC-046 (Halliburton

Fracturing Services, 2017)

4.10 Reservas estimadas por el método determinístico

Para obtener un valor estimado de reservas por el método determinístico

utilizamos la ecuación 3 de curva de declinación exponencial con un factor de

declinación de producción del 9% anual y utilizamos el factor de daño S = 3 y un factor

de daño S = -1 del pozo estimulado mediante fracturamiento hidráulico obteniendo un

total de 0,30 millones de reservas con S= -1 y 0,76 millones de reservas con S=3 (ver

figura 53).

Figura 53: Estimación de reservas método determinístico.

4.11 Reservas estimadas por el método probabilístico

Para obtener un valor estimado de reservas por el método probabilístico

utilizamos los percentiles P10, P50 y P90 de producción de petróleo y se declina

P10:

Qo =160 BPPD P50:

Qo =268 BPPD P90:

Qo =394 BPPD

98

utilizando la ecuación 3 de declinación exponencial obteniendo la siguiente gráfica.

Figura 54: Cálculo de reservas método probabilístico (Halliburton Fracturing Services, 2017)

Se tiene como resultados para el percentil P10 un valor de 0,16 millones de barriles,

para el percentil P50 un valor de 0,27 millones de barriles y para el percentil P90 0,35

millones de barriles, (ver figura 54).

99

CAPÍTULO V: ANÁLISIS ECONÓMICO

5.1 Análisis económico del proyecto

El análisis nos permitirá determinar con el uso de indicadores económicos si el

proyecto de fracturamiento es económicamente rentable para la empresa inversionista,

la empresa operadora y el tiempo que tardará en recuperar la inversión.

5.1.1 Análisis del precio de petróleo WTI 2016-2017

Figura 55: Precio del barril de petróleo WTI.

El crudo WTI (West Texas Intermediate) es un crudo que se toma como

referencia para fijar el precio de otros crudos. El precio del petróleo WTI ha variado

considerablemente entre enero del 2016 hasta agosto del 2017 teniendo como punto más

alto un valor de 54,10 USD por barril, como punto más bajo en el mes de febrero con un

precio de 29,70 USD por barril y finalmente en el mes de agosto con un precio de 48,11

USD por barril, (ver figura 55).

5.1.2 Descripción de costos involucrados en el trabajo de fractura

En el fracturamiento Hidráulico se toma en cuenta los siguientes rubros de

operación:

Costo de Fracturamiento, equipo de WO 12000 por día por lo general 15- 10 días.

Dentro del costo de taladro se encuentran incluidos los rubros, pago de sueldo al

company man, alimentación, transporte, combustible, entre otros.

36,6

29,733,8

40,4

45,348,549,9

40,1

47,048,246,9

54,152,353,4

48,250,449,048,3

46,048,1

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

ene

-16

feb

-16

mar

-16

abr-

16

may

-16

jun

-16

jul-

16

ago

-16

sep

-16

oct

-16

no

v-1

6

dic

-16

ene

-17

feb

-17

mar

-17

abr-

17

may

-17

jun

-17

jul-

17

ago

-17

USD

/ B

L

MESES

PRECIO DEL BARRIL DE PETRÓLEO WTI

100

Otros Servicios como herramientas, limpiezas de Pozos, los costos involucrados en el

proceso de fracturamiento se los resumen en la siguiente tabla:

Tabla 57: Costos asociados al trabajo de fractura (Halliburton Fracturing Services, 2017)

Servicio o producto Costo / Unidad

(USD) Cantidad

Costo / Estimado

(USD)

Servicio de pozo:

Fractura Hidráulica 210,000.00 1[global] 210,000.00

Completación de pozo:

Ensamblaje de fondo para

fractura 12,000.00 10 días 120,000.00

Costos extra:

Evaluación pre-fractura 17,000.00 1[global] 17,000.00

Evaluación + limpieza

post-fractura 16,000.00 1[global] 16,000.00

Taladro 12,000.00 15 días 180,000.00

Total fractura: $ 543,000.00

5.2 Factores de análisis económico

5.2.1 Ingresos

Para los ingresos se tomó la producción de petróleo post-fractura del pozo PA-046,

resultado del tratamiento de estimulación aplicado mediante fracturamiento hidráulico,

y el precio del barril del pozo se ajustó en función a los parámetros legales que rigen la

empresa Petroamazonas EP y el diferencial de castigo con respecto al crudo WTI.

Publicado el mes de agosto del 2017, (ver figura 56).

Figura 56: Parámetros económicos de la Renta petrolera (PETROAMAZONAS EP, 2017)

101

5.2.2 Costos

Los costos variables del pozo PA-046 están en función de dólares por cada barril

de fluido producido, los mismos se detallan a continuación en función de los costos

mostrados en la figura 57, a la vez el costo fijo que es la inversión del proyecto.

Tabla 58: Costos variables del proyecto.

Costos variables (operación)

Costo de amortización 10,08 USD/bbl

Costo operativo 6,56 USD/bbl

Ley 10 1,00 USD/bbl

Ley 40 0,40 USD/bbl

Transporte 1,44 USD/bbl

Comercialización 0,10 USD/bbl

Costo total por cada barril producido 19,58 USD/bbl

Costo fijo

Inversión del proyecto 543000 USD

El costo de amortización es obtenido de la resta del costo de producción en USD/Bo

menos el costo operativo en USD/Bo, (ver figura 57).

Figura 57: Costos de producción y operación (PETROAMAZONAS EP, 2017)

5.2.3 Producción estimada

Se consideró que el tratamiento de estimulación mediante fracturamiento

hidráulico dura aproximadamente dos años. El factor de declinación de la arena T se

tomó como referencia al del campo Pucuna (campo aledaño) que a la fecha produce de

la arena T, y el aumento en la declinación de la producción del pozo después de la

fractura es del 5% (estudio previo realizado en diferentes pozos del Ecuador) y que el

corte de agua permanece constante debido a que el objetivo de fracturamiento se

encuentra en la arena T superior, (ver tabla 59).

102

Tabla 59: Parámetros de pronóstico de producción.

DATOS DE ANÁLISIS

Decl. Exponencial anual: 14% Dato de producción

Desde: 01/01/2018 fecha de análisis

Hasta: 01/01/2020 fecha de análisis

tiempo de análisis: 2,00 Años

Caudal inicial Pre-frac: 230,00 BPPD

Caudal inicial Post-frac: 340,00 BPPD

BSW 20% Por correlación

Se obtiene la declinación de la producción estimada a dos años utilizando el

caudal de producción de fluido por cañoneo convencional, así como también se declina

la producción del caudal de fluido producido mediante fracturamiento hidráulico,

tomando en cuenta la declinación de 9% anual sin fractura y 14% anual con fractura,

(ver tabla 60).

Tabla 60: Pronóstico de producción estimado a dos años.

PRONÓSTICO DE DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN ESTIMADO A DOS AÑOS

POZO Decl.(ANUAL) Aumento Decl.(Anual)

PA-046D 9,00% 5,00%

TIEMPO Decl. Pre-Fractura Prod. Pre-Fractura Decl. Post-Fractura Prod. Post Fractura

Mes Decl. (mensual) BFPD Decl. total (mensual) BFPD

1 0,008 230,00 0,012 340,00

2 0,008 226,58 0,012 332,16

3 0,008 224,88 0,012 328,31

4 0,008 223,20 0,012 324,50

5 0,008 221,53 0,012 320,73

6 0,008 219,88 0,012 317,01

7 0,008 218,24 0,012 313,34

8 0,008 216,61 0,012 309,70

9 0,008 214,99 0,012 306,11

10 0,008 213,38 0,012 302,56

11 0,008 211,79 0,012 299,05

12 0,008 210,20 0,012 295,58

13 0,008 208,63 0,012 292,15

14 0,008 207,07 0,012 288,76

15 0,008 205,53 0,012 285,42

16 0,008 203,99 0,012 282,10

17 0,008 202,47 0,012 278,83

18 0,008 200,95 0,012 275,60

19 0,008 199,45 0,012 272,40

20 0,008 197,96 0,012 269,24

21 0,008 196,48 0,012 266,12

22 0,008 195,02 0,012 263,03

23 0,008 193,56 0,012 259,98

24 0,008 192,11 0,012 256,97

103

5.2.4 Gráficos de declinación de la producción pre-fractura y post-fractura

Figura 58: Gráfico de declinación de producción pre-fractura

Figura 59: Gráfico de declinación de la producción post-fractura

5.2.5 Producción de petróleo pre-factura y post-fractura

Posterior a realizar la declinación de la producción del líquido se obtiene la

declinación de la producción de petróleo en dos años, (ver tabla 61).

Tabla 61: Producción estimada a declinación exponencial.

Prod. Oil Pre-frac Prod.Oil Post-frac Incremental de prod

BPPD BPPD BPPD

184,00 272,00 88,00

135,00

140,00

145,00

150,00

155,00

160,00

165,00

170,00

175,00

180,00

185,00

190,00

01

/01

/20

18

01

/02

/20

18

01

/03

/20

18

01

/04

/20

18

01

/05

/20

18

01

/06

/20

18

01

/07

/20

18

01

/08

/20

18

01

/09

/20

18

01

/10

/20

18

01

/11

/20

18

01

/12

/20

18

01

/01

/20

19

01

/02

/20

19

01

/03

/20

19

01

/04

/20

19

01

/05

/20

19

01

/06

/20

19

01

/07

/20

19

01

/08

/20

19

01

/09

/20

19

01

/10

/20

19

01

/11

/20

19

01

/12

/20

19

bFP

D

MESES

DECL. DE PRODUCCIÓN PRE-FRAC

0,00

50,00

100,00

150,00

200,00

250,00

300,00

01

/01

/20

18

01

/02

/20

18

01

/03

/20

18

01

/04

/20

18

01

/05

/20

18

01

/06

/20

18

01

/07

/20

18

01

/08

/20

18

01

/09

/20

18

01

/10

/20

18

01

/11

/20

18

01

/12

/20

18

01

/01

/20

19

01

/02

/20

19

01

/03

/20

19

01

/04

/20

19

01

/05

/20

19

01

/06

/20

19

01

/07

/20

19

01

/08

/20

19

01

/09

/20

19

01

/10

/20

19

01

/11

/20

19

01

/12

/20

19

BFP

D

MESES

DECL. DE PRODUCCIÓN POST-FRAC

104

181,26 265,73 84,47

179,91 262,64 82,74

178,56 259,60 81,04

177,23 256,59 79,36

175,90 253,61 77,71

174,59 250,67 76,08

173,28 247,76 74,48

171,99 244,89 72,90

170,70 242,05 71,34

169,43 239,24 69,81

168,16 236,47 68,30

166,91 233,72 66,82

165,66 231,01 65,35

164,42 228,33 63,91

163,19 225,68 62,49

161,97 223,07 61,09

160,76 220,48 59,72

159,56 217,92 58,36

158,37 215,39 57,02

157,19 212,90 55,71

156,01 210,43 54,41

154,85 207,99 53,14

153,69 205,57 51,88

4027,61 5663,73 TOTAL

Los índices de análisis económico se los ha evaluado en función de la

producción posterior al tratamiento de estimulación mediante fracturamiento hidráulico,

considerando la tasa de interés efectiva operativa, (Banco Central del Ecuador, 2017),

analizando para dos casos de inversión y tomando como referencia el precio del

petróleo WTI registrado en agosto del 2017.

5.3 Análisis económico considerando a la empresa operadora como

inversionista.

Se ha realizado el análisis económico considerando a la empresa operadora

como inversionista del proyecto sin considerar las condiciones de contratación de la

empresa operadora y el consorcio (Igapó) para campos maduros, estimando un precio

del barril de petróleo WTI de 48,11 precio promedio de agosto del 2017 (Banco Central

del Ecuador, 2017).

5.3.1 Análisis económico para un precio del barril de petróleo WTI de 48,11 USD

Considerando el precio del barril de petróleo WTI y el castigo por calidad del

crudo se tiene el precio del crudo ecuatoriano, (ver tabla 62).

Tabla 62: Precio del crudo Ecuatoriano.

Precio del petróleo WTI 48,11

Diferencial ( - ) 6,42

105

Precio crudo Ecuatoriano 41,69

Tabla 63: Análisis con indicadores económicos para un precio de 41,69 $.

5.3.1.1 Resumen del análisis económico para un precio del barril de petróleo

Ecuatoriano de 41,69 USD y considerando a la empresa operadora como la

inversionista del proyecto.

Tabla 64: Resumen de Indicadores económicos aplicados al proyecto.

TABLA DE RESUMEN

VAN > 0 2.988.102,9 EL PROYECTO ES ACEPTABLE

TIR > i 31% EL PROYECTO ES ACEPTABLE

RCB > 1 1,83 EL PROYECTO ES ACEPTABLE

Para un precio de 41,69 $ y considerando a la empresa operadora como la

inversionista del proyecto se ha obtenido como resultado un VAN de 2,9 millones de

dólares para lo cual el proyecto resulta aceptable, también se ha obtenido un TIR del 31

% lo que resulta como un proyecto aceptable y por último se ha determinado un RCB

igual a 1,83 por lo que es aceptable, el proyecto recupera la inversión en el cuarto mes.

Una vez analizado los tres indicadores económicos en los cuales el proyecto resulta

como aceptable, se declara al proyecto como económicamente rentable a realizarse.

5.4 Análisis económico para un precio del barril de petróleo WTI de 48,11 USD y

considerando que la inversión la realiza el consorcio.

Se ha realizado el análisis económico considerando al consorcio (Igapó) como

inversionista del proyecto y tomando en cuenta la tarifa en función del precio del crudo

106

WTI que le corresponde legalmente por inversión firmada por acuerdo en el 2016 y

renegociada en 2017, analizamos la rentabilidad para la empresa operadora,

considerando un precio del barril de petróleo WTI de 48,11 precio promedio de agosto

del 2017 (Banco Central del Ecuador, 2017), y el precio del crudo ecuatoriano de 41,69

que se obtuvo restando el diferencial por castigo de calidad.

5.4.1 Cálculo de la tarifa de pago al consorcio por inversión.

El cálculo de la tarifa por inversión se realiza tomando en cuenta el

comportamiento que describe la gráfica, (ver figura 60), y se obtiene las ecuaciones

firmadas en el contrato para recuperación de hidrocarburos mediante tratamientos en

campos maduros, (ver tabla 65).

Figura 60: Gráfica de la tarifa de pago al consorcio con respecto al precio WTI (PETROAMAZONAS

EP, 2017)

Tabla 65: Ecuaciones para cálculo de tarifa de pago por inversión (PETROAMAZONAS EP, 2017)

Valor de Pm (USD/Bbl) TAC (USD/Bbl)

Pm ≤ 33 TACm = Tmin

33 < Pm ≤ 70 TACm = a+(b x Pm)

Pm > 70 TACm = Tmax

Donde:

TACm = Tarifa en dólares por barril para el mes de facturación.

Pm = Promedio simple de los precios del crudo WTI en el mes.

Tmin = Tarifa mínima equivalente a 14,50 dólares por barril.

Tmax = Tarifa máxima equivalente a 33, 98 dólares por barril.

a = Intercepto en el eje de las ordenadas equivalente a -2,8741 dólares por barril.

b = Pendiente de la ecuación equivalente a 0,5265.

Remplazando en la ecuación para un precio del crudo WTI de 48,11 USD utilizamos la

siguiente ecuación.

107

TACm = a + (b x Pm)

TACm = (-2, 8741) + (0,5265 x 48,11)

TACm = 22,45 USD/ Bbl

Se obtiene un valor de tarifa de pago al consorcio de 23,29 USD/Bbl.

En este análisis se consideró los siguientes egresos para la empresa operadora, (ver

tabla 66).

Tabla 66: Egresos para la empresa operadora.

Egresos empresa operadora

Ley 10 1,0 USD/bbl

Ley 40 0,4 USD/bbl

Transporte 1,44 USD/bbl

Comercialización 0,1 USD/bbl

Costo operativo 6,56 USD/bbl

Pago tarifa consorcio 22,45 USD/bbl

Costo total de pago 31,95 USD/bbl

5.4.2 Análisis económico con inversión del consorcio y rentabilidad para la

empresa operadora.

Tabla 67: Análisis económico considerando que la inversión la realiza el consorcio.

5.4.2.1 Resumen del análisis económico considerando que el consorcio realiza la

inversión del proyecto.


TABLA DE RESUMEN



Para un precio de 41,69 $ se ha obtenido como resultado un VAN de 1,55

108

millones de dólares para lo cual el proyecto resulta aceptable, EL TIR no se puede

determinar ya que la inversión no la realiza la empresa operadora y por último se ha

determinado un RCB igual a 1,30 por lo que también es aceptable el proyecto y no hay

tiempo de recuperación de la inversión ya que la misma realiza el consorcio (Igapó).

Una vez analizado los tres indicadores económicos en los cuales el proyecto resulta

como aceptable, se declara al proyecto como económicamente rentable a realizarse.

5.5 Análisis económico considerando que la inversión la realiza el consorcio.

Se realizó el análisis considerando que la inversión la hace el consorcio (Igapó)

y tomando en cuenta la tarifa que le corresponde legalmente por inversión firmada por

acuerdo en el 2016 y renegociada en 2017 los indicadores económicos se analizan para

el mismo.

Tabla 69: Análisis económico considerando que la inversión realiza el consorcio.

5.5.1 Resumen del análisis económico inversión realizada por el consorcio.


TABLA DE RESUMEN


TIR > i 32% EL PROYECTO ES ACEPTABLE


Para un precio de 41,69 $ y considerando que la inversión del proyecto la realiza

el consorcio se ha obtenido como resultado un VAN de 3,04 millones de dólares para lo

cual el proyecto resulta aceptable, también se ha obtenido un TIR del 32 % lo que

resulta como un proyecto aceptable y por último se ha determinado un RCB igual a 7,1

lo que es aceptable, la empresa inversionista recupera la inversión al tercer mes. Una

vez analizado los tres indicadores económicos en los cuales el proyecto resulta como

109

aceptable, se declara al proyecto como económicamente rentable a realizarse.

Finalizado el análisis económico para los tres casos de inversión al proyecto y

considerando el precio del barril de petróleo del crudo WTI y el precio del crudo

ecuatoriano, se tiene la siguiente tabla de resumen:

Tabla 71: Tabla de parámetros económicos para los tres casos de inversión del proyecto.

Inversionista E. Operadora Consorcio

Rentabilidad E. Operadora E. Operadora Consorcio

Precio del crudo WTI (USD) 48,11 48,11 48,11

Precio del crudo Ecuatoriano (USD) 41,69 41,69 41,69

VAN (USD) al 7,75% anual 2.988.102,92 1.555.537,88 3.042.403,01

TIR ( % ) 31% SD 32%

RCB 1,83 1,30 7,12

En el resumen se puede observar que el proyecto es económicamente rentable a

realizarse para los dos casos, cuando la inversión la realiza el consorcio y cuando la

inversión la realiza la empresa operadora.

110

CAPÍTULO VI: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

6.1 Conclusiones:

- Mediante la utilización del método probabilístico se pudo determinar el valor de

las reservas del pozo PAC-046 equivalentes al percentil P50 de 0,27 millones de

barriles, un caudal de producción de 380 Bfpd a una presión de fondo fluyente

de 1600 Psi, un índice de productividad de 0,27.

- El fracturamiento hidráulico es una técnica de estimulación de pozos muy eficaz

para yacimientos de baja permeabilidad y alto daño de formación generando

canales de alta permeabilidad y conductividad.

- De los 12 pozos de la población considerada, correspondiente al campo Palo

Azul, se tomó para el estudio, el pozo PAC-046 como el candidato idóneo para

el fracturamiento, teniendo como resultado una producción considerable que a la

vez brinda rentabilidad al proyecto.

- Se puede observar un considerable aumento de producción, desde 230 BFPD a

340 BFPD, al comparar el cañoneo convencional respecto al tratamiento de

estimulación con fracturamiento hidráulico.

- La evaluación económica realizada para un precio del barril de petróleo de 41,69

$ y con la inversión realizada por la empresa operadora, arroja indicadores

económicos, VAN=2’988.102,92 $, TIR= 31%, RCB=1,83, demostrando que el

proyecto es económicamente rentable y tiene un periodo de tiempo de

recuperación de la inversión de cuatro meses.

- La evaluación económica efectuada analizando la rentabilidad para la empresa

operadora y con la inversión realizada por el consorcio, arroja valores de

VAN=1’555.537,88 $, RCB=1,30, demostrando que el proyecto es rentable y no

se considera el tiempo de recuperación de inversión ya que la inversión la realiza

el consorcio.

- La evaluación económica, considerando la rentabilidad para el consorcio, arroja

valores de VAN= 3’042.403,01 $, TIR= 32 %, RCB=7,12 demostrando que el

proyecto es rentable y tiene un periodo de recuperación de la inversión de tres

meses.

- El estudio realizado para el pozo PAC-046 se considera como un proyecto

aplicable a futuro, debido a la buena producción que presenta la formación

Hollín en el pozo referido, que es de 220,17 bppd, registrada a la fecha de

realización del estudio.

111

- Para ejecutar el proyecto en las condiciones mecánicas actuales del pozo PAC –

046 se puede realizar una completación dual o inteligente en el próximo

workover, la misma que nos permitirá producir de ambas arenas, Hollín y T.

6.2 Recomendaciones:

- Para reducir incertidumbres en la ejecución del proyecto de fracturamiento del

pozo PAC-046, se recomienda la toma de la siguiente información: Build up, K,

Skin, Pws, registros de saturación, etc.

- Se recomienda realizar técnicas de monitoreo de presión y temperatura de fondo

para el desarrollo de las pruebas diagnóstico del fracturamiento hidráulico del

pozo PAC-046 y pozos futuros, debido al nivel de incertidumbre que existe con

relación a la calidad de la cementación como barrera para contener la fractura y

evitar la propagación de la misma hacia las zonas no deseadas.

6.3 Bibliografía

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• BAKER HUGHES. (05 de Mayo de 2012). Advancing Reservoir Performance.

Obtenido de IAPG: http://www.iapg.org.ar/seccionalcomahue/mx/Sentinelli.pdf

• Banco Central del Ecuador. (2017).

• Cevallos, Y. (enero de 2009). OPTIMIZACION DE LA PRODUCCIÓN

MEDIANTE FRACTURAMIENTO HIDRAULICO AL RESERVORIO M-1 DEL

POZO Y. Obtenido de DSpace: http://bibdigital.epn.edu.ec/handle/15000/1110

• Coates, P. F . (1973). Fundamentos de Mecánica de Rocas. Tercera edición.

• Cook, J. (2007). Las rocas importan: Realidades de la geomecánica. Obtenido

de Schlumberger:

http://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/spanish07/win07/la

s_rocas_importan.pdf

• Departamento de Exploración-Explotación, Sub-Proceso de Producción ARCH.

(2017). Departamento de Exploración-Explotación, Sub-Proceso de Producción

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• Halliburton. (2017). FRACTURAMIENTO HIDRAULICO.

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6.4 Anexos

113

6.4.1 Diagrama actual de completación del pozo PAC-046.

Figura 61: Diagrama actual de completación del pozo PAC-046 (PETROAMAZONAS EP, 2017)

114

6.4.2 Diagrama de proceso de fracturamiento en el pozo PAC-046

Figura 62: Diagrama de procedimiento de fractura en pozo PAC-046

universidad central del ecuador …€¦ · geología estructural ... 2.11.5 mejor uso de la...

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