Perfil de Proyecto

 

UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA FACULTAD DE CIENCIA Y TECNOLOGIA CARRERA DE INGENIERÍA EN GAS Y PETROLEO

PROPUESTA TÉCNICA DE ESTIMULACIÓN ESTIMULACIÓN POR FRACTURAMIENTO HIDRÁULICA PARA EL INCREMENTO DE LA PRODUCCION DEL POZO MGD-14 PROYECTO DE GRADO PARA OPTAR AL TÍTULO DE LICENCIATURA EN INGENIERÍA EN GAS Y PETROLEO POSTULANTE: CARLOS BELMAIN PIZARRO COPA TUTORA: GISSELLLE SOLIZ COCHABAMBA-BOLIVIA 2021

 

 

 AGRADECIMIENTOS  AGRADECIMI ENTOS

i

 

 DEDICATORIAS  DEDICATO RIAS

ii

 

RESUMEN EJECUTIVO

iii

 

PROPUESTA PROPUES TA D DE E ESTIMULA ESTIMULACI CI N POR FRACT FRACTURAMI URAMIENTO ENTO HIDRAULICO HIDRAULICO  

PARA EL INCREMENTO DE LA PRODUCCIÓN DEL POZO MGD -14

TABLA DE CONTENIDOS 1.  CAPITULO I ......................................................................................................................... 1  MARCO INTRODUCTORIO INTRO DUCTORIO .................................................................................................... ....................................................... ............................................. 1 

1.1  INTRODUCCIÓN........................................................................................................... 1  1.2  ANTECEDENTES ................................................... .......................................................................................................... ....................................................... 2  1.2.1 

Antecedentes generales ................................................................................................ 2 

1.2.2 

Antecedentes específicos .............................................................................................. ................................................. ............................................. 2 

1.3  DELIMITACIÓNES .......................................................... ....................................................................................................... ............................................. 3   1.3.1 

Límite geográfico ......................................................................................................... .................................................................... ..................................... 3 

1.3.2 

Límite temporal ........................................................................................... ............................................................................................................ ................. 3 

1.3.3 

Límite sustantivo ......................................................................................... .......................................................................................................... ................. 3 

1.4  PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ...................................................................... ..................................................... ................. 4  1.4.1 

Identificación del P Problema roblema.......................................................................................... ..................................................... ..................................... 4 

1.4.2  Formulación del Problema ........................................................................................... 4  1.5  SISTEMATIZACION DEL PROBLEMA Y ABORDAJE A LA SOLUCIÓN ....... 5  1.5.1 

Diagrama de causa, efecto, solución y fines ................................................................ 5 

1.6  OBJETIVOS ................................................... ........................................................................................................... ................................................................. ......... 5  1.6.1 

Objetivo general ........................................................................................................... ...................................................................... ..................................... 5 

1.6.2 

Objetivos específicos ....................................................... .................................................................................................... ............................................. 6 

1.7  JUSTIFICACIONES ...................................................................................................... ........................................................................... ........................... 6  1.7.1 

Justificación técnica ..................................................................................................... 6 

1.7.2 

Justificación Académica .................................................. ............................................................................................... ............................................. 6 

1.7.3 

Justificación ambiental a mbiental ................................................................................................. .................................................... ............................................. 6 

1.7.4 

Justificación social ....................................................................................................... 7 

1.7.5 

Justificación personal persona l ...................................................... ................................................................................................... ............................................. 7 

1.8  METODOLOGIA DE LA INVESTIGACIÒN ............................................................ 7  1.8.1 

Tipo de estudio ............................................................................................................. ...................................................... ....................................................... 7 

1.8.2 

Tipo de investigación ................................................................................................... 7 

1.9  FUENTE DE INFORMACION ................................................ ..................................................................................... ..................................... 8  1.9.1 

Fuentes primarias ......................................................................................................... 8 

1.9.2 

Fuente secundaria sec undaria ......................................................................................................... .................................................. ....................................................... 8 

 

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1.10  ESTRUCTURA O ALCANCE TENTATIVO ............................................................. 8  1.11  APORTE ................................................. ....................................................................................................... ......................................................................... ................... 8  2.  CAPITULO II ................................................................................... ........................................................................................................................ ..................................... 9  MARCO TEORICO ................................................................................................................... ........................................................................................ ........................... 9 

2.1  YACIMIENTOS....................................................... .............................................................................................................. ....................................................... 9   2.1.1 

Clasificación de Yacimientos .................................................. ....................................................................................... ..................................... 9 

2.1.2 

Tipo de Roca Almacenadora ...................................................................................... 11 

2.1.3 

Tipo Trampa ............................................................................................................... ................................................................................................ ............... 12 

2.1.4 

Clasificación de los yacimientos de acue acuerdo rdo al punto de burbuja .............................. 13 

2.1.5 

Geografía ............................................................................................................. ....................................................... ............................................................. ....... 15 

2.1.6 

Geología ..................................................................................................................... 15 

2.2  LITOLOGÍA ................................................................................................................. 15  2.2.1 

Características de la litología ..................................................................................... 16  

2.2.2  Estratigrafía ....................................................................................... ................................................................................................................ ......................... 16  2.3  PROPIEDADES DEL SISTEMA SI STEMA ROCA-FLUIDO .................................................. 17  2.3.1 

Porosidad ............................................................................................................. ....................................................... ............................................................. ....... 17 

2.3.2 

Clasificación de la porosidad ..................................................................................... 19 

2.3.3 

Permeabilidad ............................................................................................................. ........................................................ ..................................................... 20 

2.3.4 

Tipos de permeabilidad............................................................................................... permeabilidad.............................................................. ................................. 21 

2.3.5 

Saturación .................................................... ............................................................................................................ ............................................................... ....... 23 

2.3.6 

Compresibilidad (C) ( C) ................................................................................................... ........................................................ ........................................... 24 

2.3.7 

Compresibilidad de los líquidos ................................................................................. 24 

2.3.8 

Compresibilidad de los gases ..................................................................................... 25 

2.3.9 

Compresibilidad de la roca ........................................................ ......................................................................................... ................................. 25 

2.4  DAÑO DE FORMACIÓN ............................................................................................ ................................................. ........................................... 25  2.4.1 

Causas del Daño de Formación .................................................................................. ......................................................... ......................... 26 

2.4.2 

Daño a la formación durante la lass operaciones ............................................................. ...................................................... ....... 27 

2.5  ESTIMULACIÓN .................................................... ......................................................................................................... ..................................................... 34  2.5.1 

Tipos de estimulación................................................................................................. ...................................................... ........................................... 35 

2.5.2 

Mecánica de la roca .................................................................................................... ......................................................... ........................................... 40 

2.5.3 

Orientación de la fractura ........................................................................................... .......................................................... ................................. 40 

 

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2.5.4 

Tipos de orientación de Fractur Fracturaa ................................................................................ ....................................................... ......................... 41 

2.5.5 

Modelos de fractura hhidráulica idráulica ................................................................................... ................................................ ................................... 43 

2.5.6 

Conservación de energía ............................................................................................ 44 

2.5.7 

Presiones fundamentales para pa ra el fracturamiento ........................................................ 52 

2.5.8 

Presión de fractura ...................................................................................................... ................................................. ..................................................... 52 

2.5.9 

Presión hidrostática .................................................................................................... 53 

2.5.10  Presión de fricción (

i)......................................................................................... ........................................................ ................................. 54

 

2.5.11  Presión de tortuosidad ................................................................................................ 54  2.5.12  Presión de cierre .................................................... ......................................................................................................... ..................................................... 55  2.5.13  Presión en superficie (Ps) ........................................................................................... 55  2.5.14  Potencia hidráulica (HHP) ......................................................... .......................................................................................... ................................. 55 

2.6  DISEÑO DE ESTIMULACIÓN POR FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO ..... 56  2.6.1 

Fluidos de Fracturamiento .......................................................................................... ......................................................... ................................. 56 

2.6.2  2.6.3 

Tipos de fluido fracturante ......................................................................................... 56  Composición típica de un fluido de fracturamiento ................................................... 58 

2.7  APUNTALANTES ........................................................................................................ ................................................... ..................................................... 59  2.7.1 

Tipos de apuntalantes ................................................................................................. ...................................................... ........................................... 60 

2.7.2 

Propiedades del de l apuntalante ....................................................................................... .................................................... ................................... 61 

2.7.3 

Resistencia del apuntalante ........................................................................................ 62  

2.7.4 

Redondez y esfericidad del aapuntalante puntalante ...................................................... ..................................................................... ............... 63 

2.7.5 

Diseño y propagación de fractura ...................................................... ............................................................................... ......................... 64 

2.8  INDICE DE PRODUCTIVIDAD ................................................................................ ............................................. ................................... 65  2.8.1 

Curvas de oferta ofe rta y demanda de energía en el fondo fon do del pozo - IPR y VLP ............... 67 

2.8.2 

Índice de productividad pr oductividad (IP o J) ................................................................................. ................................................................ ................. 68 

2.8.3 

Variación del índice de pproducción roducción ................................................... ............................................................................ ......................... 69 

2.8.4 

Daño post estimulación e stimulación ................................................... .............................................................................................. ........................................... 71 

2.9  EQUIPOS

DE

ESTIMULACIÓN

PARA

EL

FRACTURAMIENTO

HIDRÁULICO. ................................................................................................................ .......................................................... ............................................................. ....... 73  2.9.1 

Bombas para fracturamiento ...................................................................................... 74 

2.9.2 

Blender ....................................................................................................................... 74  Blender de fracturamiento .............................................................................. 75 

 

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2.9.3 

Manifolds de succión.................................................................................................. 75 

2.9.4 

Manifolds de descarga ................................................................................................ ..................................................... ........................................... 76 

2.9.5 

Tanques de almacenaje de fluidos ..................................................... .............................................................................. ......................... 76 

2.9.6 

Mangueras .................................................................................................................. ............................................................................... ................................... 77 

2.9.7 

Cabezal de fractura ..................................................................................................... .......................................................... ........................................... 78 

2.9.8 

Cabinas y camiones de control del tratamiento ................................................... .......................................................... ....... 79 

2.9.9 

Herramientas de subsue subsuelo lo.......................................................... ........................................................................................... ................................. 80 

3.  CAPITULO III ........................................................ .............................................................................................................. ............................................................. ....... 81  MARCO PRACTICO ................................................ ........................................................................................................ ............................................................... ....... 81 

3.1  ANALIZAR

LAS

CARACTERÍSTICAS

LITO-ESTRATIGRÁFICA

Y

PROPIEDADES PETROFÍSICAS DEL YACIMIENTO DEL POZO MGD -14 ........... 81  3.1.1 

Descripción del campo Monteagudo ................................................. .......................................................................... ......................... 81 

3.1.2 

Ubicación geográfica geográ fica del campo Monteagudo .................................................... ........................................................... ....... 81 

3.1.3  3.1.4 

Coordenadas del campo Monteagudo ........................................................................ 82   Estratigrafía del Campo. .................................................. ............................................................................................. ........................................... 82 

4.  Bibliografía 92 

 

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INDICE DE FIGURAS Diagrama de causa, efec efecto, to, solución y fines ..................................................... 5  Esquema de yacimientos .................................................................................. 9  Esquema clasificación de yacimientos convencionales y no convencionales.10  Trampas estructurales ..................................................................................... .................................................. ................................... 12  Trampas estratigráficas ................................................................................... ................................................ ................................... 12  Trampas combinadas c ombinadas ................................................... ...................................................................................... ................................... 13  Clasificación de yacimientos de acuerdo al punto de burbuja ........................ 14  Esquema de porosidad ................................................. .................................................................................... ................................... 18  Esquema de permeabilidad .................................................... ............................................................................. ......................... 21  Distribución de fluidos ................................................................................... 23  Efecto de la compresibilidad .......................................................................... 24  Daño de formación ......................................................................................... 27  Representación del Daño a la formación durante la Perforación ................... 28   Representación del daño de formación durante la Cementación .................... 30  Representación de un Baleo y sus Residuos .................................................. 32  Mejora de las condiciones de flujo por estimulación de pozos ...................... 35  Estimulación hidráulica con apuntalantes ...................................................... 37  Estimulación por inyección de fluidos y fracturamiento por estrato .............. 38  Iniciación y propagación de fractura .............................................................. 39  Orientación horizontal de fractura .................................................................. ................................................... ............... 41  Tipos de orientación o rientación de frac fractura tura ...................................................... ..................................................................... ............... 41  Fracturas horizontales ..................................................................................... .................................................. ................................... 42  Fracturas verticales ........................................................ ......................................................................................... ................................. 42  Fractura inclinada ........................................................................................... ................................................................. .......................... 43  Propagación de fractura radial ......................................................... ........................................................................ ............... 44  Modelo geométrico ge ométrico PKN ....................................................... ................................................................................ ......................... 45  Esquema de una fractura PKN........................................................................ 46  Modelo Geométrico KGD .............................................................................. 47  Esquema de una fractura KGD ........................................................ ....................................................................... ............... 48 

 

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PARA EL INCREMENTO DE LA PRODUCCIÓN DEL POZO MGD -14 Tensión Aplicada ................................................. ............................................................................................ ........................................... 49  Deformación unitaria ...................................................................................... ................................................... ................................... 50  Relación entre la tensión aplicada y la deformación unitaria ......................... 50  Deformación Transversal ............................................................................... 51  Perfil de presión en una fractura apuntalada .................................................. 53  Composición típica de un fluido de fracturación y propagación de uso de

distintos aditivos. ............................................................................................. ...................................................................................................................... ......................... 58  Selección del apuntalante apu ntalante considerando la presión de d e cierre .......................... 59  Comportamiento de la permeabilidad de los apuntalantes al aumento en el esfuerzo de cierre de la formación ................................................. ............................................................................................ ........................................... 62  Rangos de resistencia a la compresión de acuerdo al tipo de apuntalante ..... 63   Caracterización de esfericidad y redondez re dondez de los apuntalantes ...................... 64  IPR lineal ........................................................................................................ ......................................................................................... ............... 66  IPR Vogel ....................................................................................................... .............................................................................. ......................... 66  Curvas de oferta y demanda ........................................................................... 67   Índice de productividad para AG.................................................................... 70  Índice de productividad para AP .................................................................... 71  Técnica para optimizar la producción de un pozo antes y después de una estimulación…... .......................................................... ................................................................................................................ ............................................................. ....... 72  : Esquema del equipo de fracturamiento en superficie supe rficie ................................... 73  Bombas de fracturamiento ..................................................... .............................................................................. ......................... 74  Blender de fracturamiento .............................................................................. 75  Manifolds de succión ................................................... ...................................................................................... ................................... 76  Tanques de almacenamiento de fluidos .......................................................... ................................................... ....... 77  Mangueras utilizadas para fracturar ............................................................... 78  Cabezal de fractura ......................................................................................... ........................................................ ................................. 79  Camión de fractura ......................................................................................... 79  Representación gráfica de un Packer ....................................................... .............................................................. ....... 80  Ubicación de los pozos pozo s del Campo Monteagudo ........................................... 81  Coordenadas UTM del Pozo MGD-14 ........................................................... .................................................... ....... 82  Columna estratigráfica e stratigráfica Campo Monteagudo .................................................. 83 

 

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INDICE DE TABLAS Tabla 1: Porcentajes y porosidad ................................................... .............................................................................................. ........................................... 19  Tabla 2: Permeabilidad y Milidarcys........................................................................................ 22  Tabla 3: Tamaño de Solidos Cortados de la Formación .................................................... ........................................................... ....... 29  Tabla 4: Daños durante la terminación .................................................. ..................................................................................... ................................... 32  Tabla 5: Valores típicos de daño y su significancia significa ncia relativa .................................................... 34  Tabla 6: Cuadro comparativo de métodos de estimulación ...................................................... 39  Tabla 7: Perdidas Perd idas de presión en la tubería ....................................................... ................................................................................ ......................... 54  Tabla 8: Clasificación de los apuntalantes de acuerdo a la presión de cierre ........................... 59  Tabla 9: Propiedades Propie dades del apuntalante ....................................................................................... ...................................................................... ................. 61  Tabla 10: Rangos de índice de productividad .......................................................................... 69  Tabla 11: características c aracterísticas de la formacion Petaca ...................................................................... ....................................................... ............... 84  Tabla 12: Características de la formacion Ichoa ...................................................................... 85  Tabla 13: Características Ca racterísticas físicas de la formacion Castellón ..................................................... 85  Tabla 14: Características estratigráficas estratigrá ficas de la formacion Tapecua .......................................... 86  Tabla 16: características estratigráficas de la formacion Vitiacua ........................................... 87   Tabla 17: características estratigráficas de la formacion Cangapi ........................................... 87  Tabla 18: características c aracterísticas estratigráficas de la for formacion macion Escarpment ...................................... 88  Tabla 19: características estratigráficas de la formacion Taiguati ........................................... 88   Tabla 20: Características estratigráficas de la formacion Chorro............................................. 89   Tabla 21: Evaluación Ev aluación de la porosidad del yacimiento ....................................................... .............................................................. ....... 90  Tabla 22: Evaluación Ev aluación de la permeabilidad del yacimiento ....................................................... 90  Tabla 23: Propiedades petrofísicas pe trofísicas que presenta el e l Pozo MGD-14 ......................................... 91 

 

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1.  CAPITULO I MARCO INTRODUCTORIO 1.1 

INTRODUCCIÓN

La explotación de hidrocarburo en la actualidad es más desafiante por la implementación de nuevas tecnologías para el recobro de hidrocarburos remanente, una de las técnicas reconocidas aplicada por varias empresas del rubro es la estimulación por fracturamiento hidráulico es una técnica que consiste en la inyección de un fluido fracturante, altamente viscoso, con el objeto de generar en ella canales de flujo (fracturas) en la formación y colocar un elemento de empaque (arena) que permita incrementar la conductividad con ductividad de la formación y, por ende el flujo de fluidos hacia el pozo (SCHLUMBERGER, 2010). El campo Monteagudo se encuentra ubicado aproximadamente 25 km. al oeste de la localidad de Camiri, políticamente se encuentra dentro de la provincia Hernando Siles, departamento de Chuquisaca. La perforación del pozo MGD-14 tuvo lugar en el año de 1968 realizado por YPFB, este pozo pertenece al campo Monteagudo el cual presenta 57 pozos perforados, y se encuentra dentro del área de mayor producción de hidrocarburos del país, cuenta con una Profundidad final de 2286 metros, la producción de petróleo en el año 2018 el promedio fue de 316 bbl por día y 125 bbl por día en el e l año 2020. El pozo es ma maduro duro por los años de producción. Actualmente esta se encuentra en declinación el cual presenta un daño mecánico ocasionado durante la  perforación se ha ido per perdiendo diendo fluidos de perf perforación oración hacia las paredes pare des del pozo provocando desprendimiento de los finos, taponamiento físico de los poros por los sólidos en el lodo, impidiendo así el flujo del fluido hacia el pozo, provocando daño y reducción de la  permeabilidad en el pozo MGD-14 (REPSOL, 2020). Una alternativa viable para el pozo MGD-14 es la estimulación del pozo para restaurar re staurar o mejorar la productividad del pozo. Los tratamientos de estimulación se dividen en dos grupos  principales: tratamientos de fracturamiento hidráulico y tratamientos matriciales. Los tratamientos de fracturamiento se realizan a una presión superior a la de fractura de la formación del yacimiento y crean una trayectoria de flujo altamente conductivo entre el yacimiento y el  pozo. Los tratamientos matriciales se realizan a una presión inferior a la de fractura del yacimiento y, en general, están diseñados para restaurar restaura r la permeabilidad natural del yacimiento

Carlos Belmain Pizarro Copa

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1.2 

ANTECEDENTES

1.2.1  Antecedentes generales Los pozos petroleros que no producían en forma natural tenían que ser estimulados. En 1860, en la costa este norteamericana, se empleaba por aquel entonces nitroglicerina. En 1930 se empezaron a utilizar ácidos en lugar de materiales explosivos. Pero es en 1947 cuando c uando se estudia  por primera vez la posibilidad de utilizar utilizar agua para poder mezclar arena y ciertos químicos, est estee método empezó a aplicarse y desarrollar industrialmente en 1949. En México fue utilizado en cuencas del norte del país (PEMEX, 2008) En la actualidad si la estimulación por fracturamiento hidráulico se hubiera dejado de lado muchos campos productores se hubieran considerado improductivos o no comerciales. Actualmente los EUA en 2020 han perforado alrededor de 5,400 pozos en yacimientos convencionales al mes de septiembre (600 por mes) y han realizado esta técnica en 6,300 pozos terminados (700 por mes). En la Unión Soviética, el primer pozo de fracturación hidráulica se llevó a cabo en 1952. Otros países en Europa y el norte de África emplearon técnicas de fracturación, incluyendo Noruega, Polonia, Checoslovaquia, Yugoslavia, Hungría, Austria, Francia, Italia, Bulgaria, Rumania, Turquía, Túnez y Argelia En Argentina en 1959, el primer pozo donde se realizó fracturación hidráulica con apuntalantes (en forma conjunta con Halliburton), lo que dio buenos resultados, desde esa fecha se emplea fractura hidráulica en Argentina. En la producción incremental del petróleo durante los primeros 60 días supero los 25 000 bbl donde antes producía 575 000 bbl y con la estimulación produce 600 000 bbl incrementándose así la recuperación final y recuperándose recuper ándose de costos de tratamiento en corto tiempo (YPF, 2012)

1.2.2  Antecedentes específicos En Bolivia la aplicación de estimulación por fractura miento hidráulico comenzó en la etapa de  producción en el Campo Camiri en el año de 1970, para poner en producción después se aplicaron en otros Campos como Bermejo y Monteagudo. El uso de grandes volúmenes a bajo costo, de fluidos base agua bombeados a grandes gastos proveyó un efectivo y económico  procedimiento para el fracturamiento hidráulico en dicho lugar. Por primera vez en el e l campo Camiri donde se producían 1200 Mpcd y luego de la aplicación del fracturamiento, se Carlos Belmain Pizarro Copa

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1.3.1  Límite geográfico El presente trabajo se pretende realizar en el pozo MGD-14 del

PAÍS: Bolivia CAMPO: Monteagudo DEPARTAMENTO: Chuquisaca PROVINCIA: Hernando siles OPERADOR: Repsol. 1.3.2  Límite temporal En el presente proyecto sobre la propuesta de estimulación hidráulica del pozo MGD-14 se realizará desde 26 de febrero hasta el 1 de diciembre de la gestión 2021 

1.3.3  Límite sustantivo El presente proyecto de grado está sustentado en los conocimientos adquiridos en la Universidad de Aquino mediante las diferentes asignaturas sobre producción, geología, perforación, cementación,, entre otras. cementación

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1.4 

PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

La declinación de producción de la formacion Ichoa del pozo MGD-14, es debido a la reducción reduc ción de la permeabilidad provocado por el daño en la formacion productora durante la vida  productiva del pozo a causa de la invasión de fluidos de perforación lo cual genero desprendimiento y migración de los finos, taponeando así las gargantas de porales ocasionando el daño y una reducción de la permeabilidad del pozo MGD-14. Mediante una prueba de restitución se pudo constatar que el pozo comprende un daño considerado y una permeabilidad  baja. Otra causa es el incremento de la presión capilar el cual provoco la reducción del radio ra dio de  poros estos van obstruyendo el movimiento del yacimiento en los espacios porosos, taponados  por la invasión de solidos incrementando así la viscosidad de petróleo. Otra de las causas es la  baja presión de reservorio, ocasionado por el agotamiento de las energías naturales de los yacimientos productores, debido al tiempo de vida del pozo el cual es considero como pozo maduro por los años de producción. Una de las alternativas para poder remover el daño es la estimulación, ya que este método técnico tiene como objetivo incrementar la producción y alargar la vida productiva del pozo. Una alternativa factible para este tipo de daño es la estimulación por fracturamiento hidráulico, ya que esta se encargará de remover el daño y aumentar la permeabilidad de la formacion  productora generando así el incremento de la producción prod ucción del pozo po zo MGD-14. MGD -14. L Laa ope operación ración de este método es fracturar la formacion mediante fluidos fracturante y mantener abiertas estas fracturas mediante los apuntalentes para que asi el yacimiento fluya hacia el pozo y del pozo a la superficie. 1.4.1  Identificación del Problema La principal causa para la declinación dec linación de producción del pozo poz o MGD-14 es la baja permeabilidad ocasionado por el daño a la formación Ichoa.

1.4.2  Formulación del Problema ¿Será posible incrementar la producción del pozo MGD-14, removiendo removiend o el daño de la formacion Ichoa y asu vez mejorar la permeabilidad mediante la estimulación por fracturamiento hidráulico?

Carlos Belmain Pizarro Copa

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1.5 

SISTEMATIZACION DEL PROBLEMA Y ABORDAJE A LA SOLUCIÓN

1.5.1  Diagrama de causa, efecto, solución y fines  Diagrama de causa, efecto, solución y fines

FUENTE: Elaboracion propia 1.6 

OBJETIVOS

1.6.1  Objetivo general Incrementar la producción del pozo MGD-14, mediante la propuesta técnica de estimulación  por fracturamiento hidráulico para optimizar los caudales y operaciones de producción. produ cción.

Carlos Belmain Pizarro Copa

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PROPUESTA PROPUES TA D DE E ESTIMULA ESTIMULACI CI N POR FRACT FRACTURAMI URAMIENTO ENTO HIDRAULICO HIDRAULICO PARA EL INCREMENTO DE LA PRODUCCIÓN DEL POZO MGD -14 1.6.2  Objetivos específicos •

  Analizar las características lito-estratigráfica y propiedades petrofísicas del yacimiento

del pozo MGD -14 •

  Identificar el origen del daño en la formación Ichoa del pozo MGD-14.

•

  Calcular los parámetros operativos de la estimulación por fracturamiento hidráulico.

•

  Seleccionar el tipo apuntalante adecuado para la operación de la estimulación.

•

  Realizar las curvas IPR para el incremento de la producción antes y después de

implementar la estimulación por fracturamiento hidráulico. •

1.7 

  Estimar los costos económicos de la estimulación en el pozo MGD-14.

JUSTIFICACIONES

1.7.1  Justificación técnica Se realizara la propuesta de estimulación por fracturamiento hidráulico para mejorar la  producción del pozo MGD-14, consistirá en describir las las formaciones productoras identificando identificando el daño, realizando los cálculos para obtener las curvas IPR teniendo en cuenta el índice de  productividad actual ac tual del pozo pozo,, conociendo los equipos que se utilizan, seleccionando se leccionando el fluido f luido de fractura y apuntalante determinando las presiones de fractura, gastos de inyección para así eliminar el daño de la formación productora (Ichoa) y mejorar la vida productiva productiva del pozo MGD-14.

1.7.2  Justificación Académica El contenido de este proyecto contribuirá al desarrollo de nuevos documentos o trabajos de investigación, como fuente de información para nuevos estudiantes, y profesionales en el área. El método de estimulación por fracturamiento abarca un alto rango de estudio como ser  producción para obtener las curvas IPR, la geología para analizar la litología y las formaciones, fluidos de perforación para seleccionar el fluido fracturante con los cuales se podrá concluir el  presente trabajo.

1.7.3  Justificación ambiental Durante las operaciones de la estimulación por fracturamiento hidráulico se deben cumplir las normas ambientales nacionales e internacionales mediante un plan de actividades para controlar el desplazamiento de los fluidos fracturantes para asi no provocar un daño ambiental. Carlos Belmain Pizarro Copa

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PROPUESTA PROPUES TA D DE E ESTIMULA ESTIMULACI CI N POR FRACT FRACTURAMI URAMIENTO ENTO HIDRAULICO HIDRAULICO PARA EL INCREMENTO DE LA PRODUCCIÓN DEL POZO MGD -14 1.7.4  Justificación social Al incrementar la producción del pozo MGD-14 mediante la estimulación por fracturamiento hidráulica obtendría mayores beneficios económicos al país, pero beneficiar aún más al departamento de Chuquisaca en cuanto a su desarrollo, en lo que respecta al IDH.

1.7.5  Justificación personal Este presente proyecto se enfocará en el área petrolera (producción) en pozos productores de gas condensados y petróleo. Lo cual se obtendrá mayores conocimientos que me servirán  posteriormente en mi vida profesional para asi continuar con el proceso de Titulación de la Carrera de Ingeniería en Gas y Petróleo.

1.8 

METODOLOGIA DE LA INVESTIGACIÒN

1.8.1  Tipo de estudio Este estudio está compuesto: tipo descriptivo cuantitativo y no experimental, para asi conocer las características que posee el pozo MGD-14 que influyen en el diseño de la estimulación por fracturamiento hidráulico con agentes apuntalantes. 

1.8.2  Tipo de investigación El tipo de investigación de la estimulación por fracturamiento hidráulico corresponde al área  petrolera específicamente en la producción de hidrocarburos. hidroca rburos.

No experimental  Puesto que la aplicación de estos cálculos no es algo nuevo y se han realizado anteriormente No experimental puesto que la aplicación de estos cálculos no es algo nuevo y se han realizado anteriormente.

Descriptivo El proyecto será descriptivo, porque se obtiene ob tiene todos los datos necesarios para aplicar el método de estimulación por fracturamiento hidráulico en el pozo MGD-14.

Cuantitativo El proyecto también será de manera cuantitativa, porque se realizará diferentes cálculos de variables como ser: índice de producción, caudal máximo, la presión máxima y el volumen del fluido de tratamiento. Cálculos de la geometría de la factura, Cálculo de presión hidrostática (Ph). Carlos Belmain Pizarro Copa

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PROPUESTA PROPUES TA D DE E ESTIMULA ESTIMULACI CI N POR FRACT FRACTURAMI URAMIENTO ENTO HIDRAULICO HIDRAULICO PARA EL INCREMENTO DE LA PRODUCCIÓN DEL POZO MGD -14 1.9 

FUENTE DE INFORMACION

1.9.1  Fuentes primarias Se realiza una recolección de documentación que nos servirá de ayuda con el tema de estudio Se realizarán entrevistas a los ingenieros que estuvieron a cargo de este campo o en caso de no contar con la colaboración se pregunta a ingenieros que tengas conocimiento del tema. Se solicitará todos los datos e información del pozo MGD-14 a través de la empresa REPSOL, encargada de las operaciones del campo Monteagudo. esto se realizará mediante una carta al gerente ingeniería de producción de REPSOL.

1.9.2  Fuente secundaria La fuente de información es semidirecta, porque la información se basa en libros, páginas en Internet, talleres y entrevistas con personas especializadas espe cializadas en el tema, las cuales están enfocadas a complementar la información necesaria para la elaboración de investigación. Procedimientos para la Recolección de información: •

  Se realizará la búsqueda de fuente bibliográfica en libros, documentos, revistas, internet

y consultas a especialistas en el tema. •

  Una vez que se haya recolectado la información requerida, se seleccionará la bibliografía

más adecuada. •

  Toda la información seleccionada será clasificada de acuerdo al tema que corresponde.

1.10  ESTRUCTURA O ALCANCE TENTATIVO Capítulo I: Introducción Capitulo II: Marco Teórico Capitulo III: Ingeniería Del Proyecto Capitulo IV: Conclusiones y Recomendaciones ➢ 

Anexos

➢ 

Bibliografía

1.11  APORTE Este proyecto de investigación servirá como una referencia bibliográfica para estudiantes,  profesionales y así poder implementarse en pozos que presenten una declinación en su  producción. Carlos Belmain Pizarro Copa

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2.  CAPITULO II MARCO TEORICO 2.1 

YACIMIENTOS

Un yacimiento petrolero es un lugar en la corteza terrestre donde se han presentado eventos geológicos favorables, distribuidos en el tiempo y el espacio, que han propiciado la acumulación de hidrocarburos (ver figura 2). Un yacimiento petrolero es una porción de trampa geológica que contiene hidrocarburos y se comporta como un sistema intercomunicado hidráulicamente (SPE, 1994). Esquema de yacimientos

Fuente: (Urbina, 2000) 2.1.1  Clasificación de Yacimientos Los yacimientos de hidrocarburos se han agrupado, considerando diversos factores, de la siguiente manera: •

  Convencionales y No convencionales

•

  Tipo de roca almacenadora

•

  Tipo de trampa

•

  Tipo de fluidos almacenados

•

  Tipo de empuje natural predominante

2.1.1.1  Convencionales y No Convencionales En el caso de yacimientos en aguas profundas, podrían encontrarse enc ontrarse en ambas clasificaciones, ya que puede ser que los hidrocarburos hayan migrado de la roca generadora a una roca Carlos Belmain Pizarro Copa

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PROPUESTA PROPUES TA D DE E ESTIMULA ESTIMULACI CI N POR FRACT FRACTURAMI URAMIENTO ENTO HIDRAULICO HIDRAULICO PARA EL INCREMENTO DE LA PRODUCCIÓN DEL POZO MGD -14 almacenadora, que tengan buena porosidad y buena permeabilidad como en los yacimientos convencionales, pero por los altos costos c ostos de su extracción y la necesidad de emplear tecnologías  para su recuperación, se co consideraría nsideraría como yacimiento nnoo convencional conv encional

(SPE,

1994). En la figura 3 se observa la clasificación de los yacimientos convencionales y no convencionales. Esquema clasificación de yacimientos convencionales y no convencionales.

Fuente: (Solans, 2014)  Dentro de los yacimientos no convencionales se encuentran los siguientes: •

  Yacimientos Shale oil (Lutitas aceitíferas)

Los Shale Oil, son yacimientos productores de aceite. En estas formaciones, los hidrocarburos están atrapados en la roca generadora, por lo que para explotarlos es necesario implementar nuevas tecnologías, como la perforación de pozos horizontales juntos con un tratamiento de fracturamiento multietapas. Los hidrocarburos que se obtienen, obtien en, a menudo, tienen una viscosidad muy alta (SPE, 1994). •

  Yacimientos de Shale Gas (Lutitas gasíferas)

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PROPUESTA PROPUES TA D DE E ESTIMULA ESTIMULACI CI N POR FRACT FRACTURAMI URAMIENTO ENTO HIDRAULICO HIDRAULICO PARA EL INCREMENTO DE LA PRODUCCIÓN DEL POZO MGD -14 En estos yacimientos, el gas natural se encuentra contenido en rocas arcillosas (lutita) con alto contenido en materia orgánica y muy baja permeabilidad (roca madre). Para su explotación es necesario perforar pozos horizontales y fracturar la roca (SPE, 1994).

2.1.2  Tipo de Roca Almacenadora De acuerdo con el tipo de roca almacenadora, los yacimientos se clasifican de la manera siguiente:   Yacimientos en Rocas Areniscas

•

  Yacimientos en Rocas Carbonatadas

•

2.1.2.1  Rocas Areniscas Son aquellas que están formadas por fragmentos de minerales o rocas preexistentes. Son resultado de procesos dinámicos, aunque a unque también pueden estar influenciadas, en menor medida,  por otros procesos químicos o bioquímicos (Soto, 1998). Las areniscas son rocas sedimentarias cuyos granos poseen un diámetro de 2mm a 0.0625mm. Se trata de arenas cementadas en una matriz que, aunque puede ser de naturaleza muy variada, es generalmente silícea. Este tipo de roca tiene un tamaño de grano muy variable y se divide en: •

  Areniscas de grano muy grueso: 2-1mm

•

  Arenisca de grano grueso: 1-0.5mm

•

  Arenisca de grano medio: 0.5-0.25mm

•

  Arenisca de grano fino: 0.25-0.125mm

•

  Arenisca de grano muy fino: 0.125-0.0625mm

La composición mineralógica es esencialmente de cuarzo, feldespato, fragmentos de roca y otros minerales. El material cementador que mantiene unido a los granos de la arenisca suele estar compuesto de sílice, carbonato de calcio u óxido de hierro (Solans, 2014).

2.1.2.2  Rocas Carbonatadas Las rocas carbonatadas son rocas sedimentarias formadas por al menos 50% de carbonatos. Estos carbonatos pueden ser de calcio CaCO3 (calcita) o de calcio y magnesio CaMg(CO3)2 (dolomita). Las rocas carbonatadas pueden agruparse de acuerdo a su composición y su porosidad.

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PROPUESTA PROPUES TA D DE E ESTIMULA ESTIMULACI CI N POR FRACT FRACTURAMI URAMIENTO ENTO HIDRAULICO HIDRAULICO PARA EL INCREMENTO DE LA PRODUCCIÓN DEL POZO MGD -14 De acuerdo a su composición se distinguen así dos grupos principales de rocas carbonatadas, las calizas y las dolomías, aunque también existen sus intermediarios: caliza dolomítica y dolomía calcárea (Peña, 2009).

2.1.3  Tipo Trampa Los yacimientos petroleros se clasifican también por el tipo de trampa en que se forman de la siguiente manera:

Trampas estructurales. -  Son aquellas en las que los hidrocarburos se encuentran asociados a pliegues o fallas, tales como los anticlinales. Se conocen casos en los que una intrusión ígnea (sill) o domos salinos hace las funciones de roca sello, en la figura 4, se muestra las trampas estructurales (SPE, 1994). Trampas estructurales

Fuente: SPE, 1994 Trampas estratigráficas . -  Son diversas y dependen exclusivamente del carácter sedimentológico de las formaciones que las constituyen. Un cambio lateral de arena a lutita constituye una trampa estratigráfica, en la figura 5, se muestra las trampas estratigráficas (SPE, 1994). Trampas estratigráficas

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PROPUESTA PROPUES TA D DE E ESTIMULA ESTIMULACI CI N POR FRACT FRACTURAMI URAMIENTO ENTO HIDRAULICO HIDRAULICO PARA EL INCREMENTO DE LA PRODUCCIÓN DEL POZO MGD -14 Fuente: SPE, 1994 Trampas combinadas . - Se refiere a las trampas en las que se conjugan aspectos estratigráficos y estructurales, en la figura 6, se muestra las trampas combinadas (SPE, 1994). Trampas combinadas

Fuente: SPE, 1994 a.  Tipo de Fluidos Almacenados Inicialmente, los hidrocarburos contenidos en el yacimiento pueden presentarse en una sola fase, o bien, pueden coexistir dos fases, líquido y gas, en equilibrio termodinámico (SPE, 1994). 

b.  Tipo de empuje natural predominante La recuperación del aceite se obtiene mediante un proceso de desplazamiento o mecanismos naturales de empuje en un yacimiento, como son: •

  Expansión de los líquidos y la roca.

•

  Expansión del gas disuelto liberado.

•

•

  Expansión del gas.   Segregación gravitacional.

•

  Empuje hidráulico.

•

  Combinación de empujes (SPE, 1994).

2.1.4  Clasificación de los yacimientos de acuerdo al punto de burbuja De acuerdo con los volúmenes de gas o petróleo que contienen, lo yacimientos se denominan:

Yacimientos de petróleo: En estos el petróleo es el producto dominante y el gas está como producto secundario disuelto en cantidades que dependen de la presión y la temperatura del yacimiento. Reciben el nombre de yacimientos saturados cuando el petróleo no acepta más Carlos Belmain Pizarro Copa

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PROPUESTA PROPUES TA D DE E ESTIMULA ESTIMULACI CI N POR FRACT FRACTURAMI URAMIENTO ENTO HIDRAULICO HIDRAULICO PARA EL INCREMENTO DE LA PRODUCCIÓN DEL POZO MGD -14 gas en solución bajo las condiciones de temperatura y presión existentes (Py ac < Pb), lo que ocasiona que un exceso de gas se desplace hacia la parte superior de la estructura, lo que forma una capa de gas sobre el petróleo. pe tróleo. En yacimientos de petróleo no saturados satura dos también se desarrolla una capa de gas por los vapores que se desprenden en el yacimiento al descender la presión. Si la presión del yacimiento se encuentra por encima de la presión de burbujeo el yacimiento se denomina subsaturado.

Yacimiento de gas-petróleo: Son aquellas acumulaciones de petróleo que tienen una capa de gas en la parte más alta de la trampa. La presión ejercida por la capa de gas sobre la de  petróleo es uno de los mecanismos que contribuye al flujo natural del ppetróleo etróleo hacia la superficie superficie a través de los pozos. Cuando baja presión y el petróleo ya no puede subir espontáneamente,  puede inyectarse gas desde la superficie a la capa de gas del yacimiento, aumentando la presión y recuperando volúmenes adicionales de petróleo.

Yacimientos de gas condensado: En estos yacimientos los hidrocarburos están en estado gaseoso, por características específicas de presión, temperatura y composición. El gas este mezclado con otros hidrocarburos líquidos; se dice que se halla en estado saturado. Este tipo de gas recibe el nombre de gas húmedo. Durante la producción del yacimiento, la presión disminuye y permite que el gas se condense en petróleo líquido, el cual al unirse en forma de  película a las paredes pare des de los poros queda atrapado y no puede ser extraído. e xtraído. Esto puede evitarse inyectando gas a fin de mantener la presión del yacimiento.

Yacimientos de gas seco: En estos el gas es el producto principal. Son yacimientos que contienen hidrocarburos en su fase gaseosa, pero al producirlos no se forman líquidos por los cambios de presión y temperatura. El gas se genera gracias a un proceso de expansión, parecido al que ocurre en las bombonas, donde la cantidad de gas está relacionada con la presión del envase.

Yacimientos de gas asociado: El gas que se produce en los yacimientos de petróleo, de gas-petróleo y de condensado, recibe el nombre de gas asociado, ya que se produce conjuntamente con hidrocarburos líquidos. (Córdoba, 2005) En la figura 7, se muestra la clasificación de acuerdo al punto de burbuja Clasificación de yacimientos de acuerdo al punto de burbuja

Carlos Belmain Pizarro Copa

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PROPUESTA PROPUES TA D DE E ESTIMULA ESTIMULACI CI N POR FRACT FRACTURAMI URAMIENTO ENTO HIDRAULICO HIDRAULICO PARA EL INCREMENTO DE LA PRODUCCIÓN DEL POZO MGD -14

Fuente: (Soto, 1998)  2.1.5  Geografía La geografía ciencia que se interesa por el análisis de los fenómenos relacionados con la tierra, tanto desde un punto de vista natural como humano. Es por esto que para la geografía no sólo es importante todo lo que tenga que ver con la superficie, los elementos naturales y territoriales, sino también con la población que habita esos territorios y la adaptación a diferentes tipos de espacios (Press, 2014).

2.1.6  Geología La geología es la ciencia que estudia desde su origen, su evolución, su composición y su estructura de la tierra en su estado actual (Ramírez, 2012). En la actualidad la geología tiene una importancia fundamental en la exploración de yacimientos minerales (minería) (minería) y  y de hidrocarburos (petróleo y gas natural), natural), y la evaluación de recursos hídricos subterráneos (hidrogeología). (hidrogeología). También tiene importancia fundamental en la  prevención

y

entendimiento

de  de desastres

naturales como  como remoción

de

masas en

general, terremotos, general,  terremotos, tsunamis,  tsunamis, erupciones  erupciones volcánicas,  volcánicas, entre  entre otros (Solans, 2014).

2.2 

LITOLOGÍA

Es la parte de la Geología que trata sobre las rocas. Estudia, por tanto, sus características y los diferentes tipos de rocas existentes. La Litología entre otra definición es la parte de la Geología que trata de las rocas: el tamaño de grano, de las partículas y sus características físicas y químicas. La litología es fundamental f undamental para Carlos Belmain Pizarro Copa

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PROPUESTA PROPUES TA D DE E ESTIMULA ESTIMULACI CI N POR FRACT FRACTURAMI URAMIENTO ENTO HIDRAULICO HIDRAULICO PARA EL INCREMENTO DE LA PRODUCCIÓN DEL POZO MGD -14 entender cómo es el relieve, ya que dependiendo de la naturaleza de las rocas se comportarán de una manera concreta ante los empujes tectónicos, los agentes de erosión y transporte, y los diferentes climas de la Tierra. (Guia geografica , 2000).

2.2.1  Características de la litología Algunas de estas características que las diferencian pueden ser la resistencia, la textura o el color: ➢ 

roca

Resistencia Capacidad de la roca de soportar la acción de agentes externos, por ejemplo, meteorológicos, o de una fuerza, sin alterarse (el mármol, por ejemplo, tiene una resistencia muy elevada). ➢ 

Textura

Disposición que tienen entre sí las partículas que conforman una roca. (El mármol, por ejemplo, tiene una textura granulosa). ➢ 

Color Impresión que los rayos de luz reflejados por una roca producen en la retina del ojo (el mármol,  por ejemplo, puede mostrar diferentes diferente s colores según el material de origen: negro, blanco, gr gris. is. Es muy normal, incluso, encontrarlo, conformando composiciones muy diversas (Peña, 2009).

2.2.2  Estratigrafía La Estratigrafía puede definirse como el estudio de las sucesiones de roca y la correlación de eventos y procesos geológicos en tiempo y espacio. La estratigrafía es un área del conocimiento multidisciplinaria, cuyo estudio aporta información relevante acerca de diversos tópicos. Al igual que el resto de las Ciencias de la Tierra, la Estratigrafía permite la reconstrucción de los eventos geológicos, y, por tanto, la historia geológica de nuestro planeta. Gracias a ella, es posible establecer relaciones de tiempo y continuidad, y como hemos mencionado, correlacionar depósitos en lugares geográficamente distantes. Más aún, los procedimientos estratigráficos se utilizan para reconstruir la historia de cuerpos extraterrestres (Barragán et al. 2010). Además de ello, con la Estratigrafía es posible realizar prospecciones exitosas de sitios con materiales económicamente importantes, como el petróleo y el gas. El entendimiento de las condiciones que originan los materiales, así como su disposición temporal y espacial permite  predecir zonas en las que se contengan éstos. (Solans, 2014) Carlos Belmain Pizarro Copa

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PROPUESTA PROPUES TA D DE E ESTIMULA ESTIMULACI CI N POR FRACT FRACTURAMI URAMIENTO ENTO HIDRAULICO HIDRAULICO PARA EL INCREMENTO DE LA PRODUCCIÓN DEL POZO MGD -14 2.2.2.1  Clasificación de la Estratigrafía Es la organización sistemática de los estratos de la Tierra, tal como se encuentran en su sucesión suce sión original, en unidades basadas en cualquiera de las características, propiedades o atributos que  posean. La estratigrafía registra en las rocas: formas, composiciones litológicas, propiedades físicas y geoquímicas, sucesiones originarias, relaciones de edad, distribución y contenido de fósiles; todas estas características sirven para reconocer y reconstruir secuencialmente eventos geológicos. Los objetivos de la estratigrafía son: •

  Identificación de materiales

•

  Delimitación de unidades estratigráficas

•

  Ordenación de unidades estratigráficas

•

  Levantamiento de secciones estratigráficas

•

  Interpretación genética de las unidades

•

  Correlación y asignación de tiempo

•

  Análisis de cuencas

2.3 

PROPIEDADES DEL SISTEMA ROCA-FLUIDO

2.3.1  Porosidad La porosidad de un medio poroso se denota con el símbolo Φ y se define como la relación de

espacio vacío, o volumen poroso, entre el volumen total de roca. Esta relación se expresa en fracción o porcentaje. Cuando se usa un valor de porosidad en una ecuación regularmente se expresa en fracción. El término de la porosidad de hidrocarburos se refiere aquella parte de la  porosidad que contiene hidrocarburos. Esto es la porosidad total multiplicada por la fracción de

volumen de poro que contiene hidrocarburos. La porosidad en los yacimientos carbonatados tiene un rango de variación entre 1 a 30%.

Ecuación de porosidad 

Φ =  ∗ 101000 % Carlos Belmain Pizarro Copa

Ec  1  Página 17

 

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Donde: Ф = Es la porosidad, en decimal 

V p = Es el volumen poroso Vt = Es el volumen total de la roca De acuerdo a la interconexión del volumen poroso, la porosidad se define en porosidades absoluta, efectiva y no efectiva. (Córdoba, 2005).

Porosidad absoluta. Es aquella porosidad que considera el volumen poroso de la roca esté o no interconectado. Esta propiedad es la que normalmente miden los porosímetros comerciales. Una roca puede tener una porosidad absoluta considerable conside rable y no tener conductividad de fluidos debido a la carencia de interconexión poral. La lava es un ejemplo típico de esto.

Porosidad efectiva. Es la relación del volumen poroso interconectado con el volumen  bruto de roca. Esta porosidad es una indicación de la habilidad de la roca para conducir fluidos, sin embargo, esta porosidad no mide la capacidad de flujo de una roca. La porosidad p orosidad efectiva es afectada por un número de factores litológicos como tipo, contenido e hidratación de arcillas  presentes en la roca, entre otros.

Porosidad no efectiva. Es la diferencia que existe entre la porosidad absoluta y efectiva. (Córdoba, 2005) En la figura 8, se muestra el esquema de la porosidad. Esquema de porosidad

Carlos Belmain Pizarro Copa

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PROPUESTA PROPUES TA D DE E ESTIMULA ESTIMULACI CI N POR FRACT FRACTURAMI URAMIENTO ENTO HIDRAULICO HIDRAULICO PARA EL INCREMENTO DE LA PRODUCCIÓN DEL POZO MGD -14 Fuente: Freddy Escobar, 2000 2.3.2  Clasificación de la porosidad a)  Porosidad primaria La porosidad primaria en las rocas carbonatadas puede ser hasta de 70% de acuerdo al depósito y en rocas sedimentarias hasta el 100%.  

b)  Porosidad secundaria Los huecos que confieren a las rocas areniscas y carbonatadas la característica de  porosidad secundaria, y hace a menudo de estas rocas excelentes yacimientos pueden agruparse en tres categorías: •

  Aberturas y huecos de disolución relacionados con la circulación del agua.

•

  Huecos intergranulares, producidos por modificaciones mineralógicas,

•

(dolomitización).   Fracturas, fisuras y cavernas, sea cual sea su origen. Existen varias características de espacio poroso y sistemas porosos, por ejemplo, el

tamaño, la forma, relación con la permeabilidad, etc. Las cuales ayudan a comprender la evolución de la porosidad en la Roca. Estas características son usadas para la clasificación de la  porosidad de las areniscas y carbonatos. ca rbonatos. En la tabla 2.1 se observa porcentajes y porosidades.

Tabla 1:  Porcentajes y porosidad Porcentaje 

Porosidad 

0,5% - 5%

Descartable

5% - 10%

Pobre

10% - 15%

Regular

15% - 20%

Buena

20% - 25%

Excelente

Fuente: Elaboracion propia (Urbina, 2000) Carlos Belmain Pizarro Copa

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PROPUESTA PROPUES TA D DE E ESTIMULA ESTIMULACI CI N POR FRACT FRACTURAMI URAMIENTO ENTO HIDRAULICO HIDRAULICO PARA EL INCREMENTO DE LA PRODUCCIÓN DEL POZO MGD -14 2.3.3  Permeabilidad Es una propiedad del medio poroso que mide la capacidad y habilidad de la formación  para permitir el flujo de fluidos a través de esta. La permeabilidad de la roca, k , es una propiedad de gran importancia debido a que controla la dirección del movimiento y el gasto de flujo de los fluidos del yacimiento en la formación. Esta caracterización de la roca fue definida por el matemático Henry Darcy en 1856. De hecho, la ecuación que define la permeabilidad en términos medibles es conocida como Ley de Darcy. Darcy desarrollo una ecuación de flujo de fluido que se ha convertido es una herramienta matemática estándar del ingeniero petrolero. Si un flujo lineal horizontal de un fluido incompresible se pasa atreves de un núcleo de longitud  L y una sección transversal de área  A, entonces la ecuación que gobierna al fluido es definida por:

Ecuación de la ley de Darcy:

Donde: q = Caudal de flujo, cm 3/seg

 =  ∗∗  ∗∆

2 

k = 7.08 * 10 -3 Constante de permeabilidad, Darcy µ = Viscosidad, centipoise L = Longitud, cm A = Área, cm2 ΔP = Diferencia de presión, atm  

Las siguientes condiciones deben existir durante las medidas de permeabilidad: Flujo Laminar •

   No exista reacción entre el sistema roca y fluidos

•

  Solo debe existir solo una fase presente en el medio poroso.

Uno de los fundamentos en los que se basa la Ley de Darcy es que se presenta un solo fluido y que esté llena por completo el espacio poroso de la roca. En la naturaleza el espacio Carlos Belmain Pizarro Copa

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PROPUESTA PROPUES TA D DE E ESTIMULA ESTIMULACI CI N POR FRACT FRACTURAMI URAMIENTO ENTO HIDRAULICO HIDRAULICO PARA EL INCREMENTO DE LA PRODUCCIÓN DEL POZO MGD -14  poroso de los yacimientos contiene gas, aceite y agua en diversas cantidades volviéndose el flujo de un fluido más complicado por la interacción que tiene con los otros. La habilidad que tiene el medio poroso de conducir a un fluido en presencia de otros fluidos es llamada permeabilidad efectiva al fluido, este tipo de permeabilidad tiene una estrecha relación con la saturación de los fluidos, por lo que si la propiedad de uno de los fluidos cambia la de los otros cambiará proporcionalmente. Sin embargo, esta relación difiere para los diferentes tipos de roca, por lo que debe de ser determinada experimentalmente. La relación entre permeabilidad efectiva a un fluido y la permeabilidad absoluta, se den denomina omina permeabilidad relativa al fluido y lo que indica es la cantidad del fluido que fluirá de acuerdo a la saturación del mismo. (Soto, 1998) En la figura 8, se presenta el esquema de permeabilidad. Esquema de permeabilidad

Fuente: (Urbina, 2000) 2.3.4  Tipos de permeabilidad Siendo la permeabilidad una de las propiedades más importantes de la explotación de hidrocarburos, es importante distinguir claramente entre los diferentes tipos de  permeabilidades que existen •

  Permeabilidad absoluta

Es aquella permeabilidad que se mide cuando un fluido satura 100 % el espacio  poroso.  Normalmente, Normalmente, el fluido de prue prueba ba es aire o agua.

Carlos Belmain Pizarro Copa

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PROPUESTA PROPUES TA D DE E ESTIMULA ESTIMULACI CI N POR FRACT FRACTURAMI URAMIENTO ENTO HIDRAULICO HIDRAULICO PARA EL INCREMENTO DE LA PRODUCCIÓN DEL POZO MGD -14 •

  Permeabilidad efectiva

Es la medida de la permeabilidad a un fluido que se encuentra en presencia de otro u otros fluidos que saturan el medio poroso. La permeabilidad efectiva es función de la saturación de fluidos, siempre las permeabilidades relativas son menores que la permeabilidad absoluta.

Kf  = qf A∗∆P ∗ µf  ∗ L  

Donde:

Ec.3 

K ff  =    = Permeabilidad, Darcys. μf  =  = Viscosidad, cps.

L= Distancia que recorre el fluido, cm. A = Sección transversal cm 2. ΔP = Diferencia de Presión (P2 –  P1),  P1), atm.

q ff  =    = Tasa de producción, cm 3/s. El subíndice f indica el tipo de fluido.   Permeabilidad relativa •

Es la relación existente entre la permeabilidad efectiva efec tiva y la permeabilidad absoluta. Esta medida es muy importante en ingeniería de yacimientos, ya que da una medida de la forma como un fluido se desplaza en el medio poroso. La sumatoria de las permeabilidades relativas es menor de 1.0 (Rodriguez, 2007).

  Kf  =   

Donde:

 

K rf  rf = Permeabilidad relativa al fluido, adimensional.

Ec.4

K ff =   Permeabilidad al fluido, mD. K= Permeabilidad absoluta, mD.

Tabla 2:  Permeabilidad y Milidarcys Permeabilidad 

Milidarcys 

Regular

1 - 10 mD

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PROPUESTA PROPUES TA D DE E ESTIMULA ESTIMULACI CI N POR FRACT FRACTURAMI URAMIENTO ENTO HIDRAULICO HIDRAULICO PARA EL INCREMENTO DE LA PRODUCCIÓN DEL POZO MGD -14 Buena

10 - 100 mD

Muy Buena

100 - 1,000 mD

Fuente: Elaboracion propia (Rodriguez, 2007) 2.3.5  Saturación La fracción del espacio poroso ocupado por el agua se denomina saturación de agua. La saturación de agua de una formación for mación puede variar de un 100 % hasta un valor muy m uy pequeño, sin embargo, muy rara vez es nula, sin importar qué tan rica sea la roca del yacimiento de petróleo o gas, siempre habrá una pequeña cantidad de agua capilar que el petróleo no puede desalojar; generalmente dicha saturación se conoce como saturación de agua irreductible o connata (Rodriguez, 2007).

Ecuación de saturación

Sfuido = VVf  ∗100%

Donde:

Ec.5

Sfluido= Saturación del fluido, %. Vf = Volumen del Fluido dentro del espacio poroso, m 3. V p= Volumen Poroso, m3. En la figura 10 se presenta la distribución de fluidos.  Distribución de fluidos

Fuente: (BlogPetrolero, 2010) Carlos Belmain Pizarro Copa

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PROPUESTA PROPUES TA D DE E ESTIMULA ESTIMULACI CI N POR FRACT FRACTURAMI URAMIENTO ENTO HIDRAULICO HIDRAULICO PARA EL INCREMENTO DE LA PRODUCCIÓN DEL POZO MGD -14 2.3.6  Compresibilidad (C) Es la propiedad que presentan los cuerpos materiales de disminuir su volumen cuando se aumenta la presión ejercida sobre ellos, es decir, es el cambio del volumen original debido a la variación de la presión, y es mucho mayor en los gases que en los líquidos y sólidos. En la figura 11, se muestra el efecto de la compresibilidad. Efecto de la compresibilidad

Fuente: (BlogPetrolero, 2010) Diferencialmente la compresibilidad se representa de la siguiente manera:

 =  1 ∗   

.6 

Donde: C = compresibilidad para el rango de presión P1 a P2 V = volumen a la presión P1 dV/dP = cambio de volumen por aumento de la presión de P1 a P2 La compresibilidad de la roca y los fluidos es considerada un mecanismo de expulsión de hidrocarburos muy importante, en especial si se trata de un yacimiento subsaturado (sin empuje de agua y con presión superior a la de burbujeo). Esto se debe a que al comenzar la producción del yacimiento y manifestarse la caída de la presión tanto la roca como los fluidos se expanden.

2.3.7  Compresibilidad de los líquidos Siempre que se tengan cambios de presión no muy grandes para líquidos ligeramente y más compresibles se puede suponer una compresibilidad promedio constante para el intervalo Carlos Belmain Pizarro Copa

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PROPUESTA PROPUES TA D DE E ESTIMULA ESTIMULACI CI N POR FRACT FRACTURAMI URAMIENTO ENTO HIDRAULICO HIDRAULICO PARA EL INCREMENTO DE LA PRODUCCIÓN DEL POZO MGD -14 de presión considerado. La compresibilidad se podría obtener a partir de la siguiente ecuación, donde V1 y V2 son volúmenes de líquido:

2=1∗ 1∆ 

 

.7 

2.3.8 Compresibilidad de los gases Como se mencionó anteriormente los gases son mucho más compresibles que los líquidos, y depende directamente del factor de compresibilidad (Z), el cual es un factor de corrección introducido en la ecuación general de los gases ideales, esto es PV=ZnRT, a partir de allí y de la ecuación general de la compresibilidad se obtiene que la compresibilidad de los gases se obtiene de la siguiente ecuación:

=   ∗ 

.8 

Además, se puede apreciar que la compresibilidad disminuye al aumentar la presión, debido al mayor acercamiento entre las moléculas.

2.3.9  Compresibilidad de la roca Es necesario distinguir entre la compresibilidad c ompresibilidad bruta de la roca y la compresibilidad compre sibilidad del medio con poros interconectados. Si se toma un espécimen de un medio poroso cualquiera cualquier a (matriz + volumen poroso) y se somete a un incremento leve de la presión se produce una reducción del volumen total del mismo. Ahora, la compresibilidad bruta será:

2.4 

DAÑO DE FORMACIÓN

 ∆ = ∗ ∆

 

.9

El daño a la formación se origina durante los procesos que llevan a cabo para la realización del pozo, en donde existen movimientos de fluidos desde y hacia la formación. Entre dichos  procesos que originan el daño de formación se tiene: perforación, invasión del fluido de  perforación, cementación, empacamiento con grava, fluidos de terminación y reparación reparac ión de  pozos, tratamiento de estimulación, operaciones de producción e inyección, cañoneo entre entre otros (Salinas, 2005).

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PROPUESTA PROPUES TA D DE E ESTIMULA ESTIMULACI CI N POR FRACT FRACTURAMI URAMIENTO ENTO HIDRAULICO HIDRAULICO PARA EL INCREMENTO DE LA PRODUCCIÓN DEL POZO MGD -14 2.4.1  Causas del Daño de Formación El daño de formación es causado por muchos factores que pueden ocurrir desde el momento en que la formación es perforada o en algún tiempo durante la vida del pozo. Las causas principales para el daño de formación son: 1.  Hinchamiento de arcillas. 2.  Invasión de sólidos. 3.  Bloqueos por emulsión. 4.  Cambios de mojabilidad. 5.  Bloqueos por agua. 6.  Depositación orgánica. 7.  Depositación de inorgánicos (escala). 8.  Depósitos mixtos. La siguiente ecuación relaciona el efecto de daño con el radio del pozo, radio de drenaje y permeabilidades tanto del yacimiento como del área dañada:

S = kkx  1 ∗ lnlnrrwx   

Ec.10 

Donde: S = Daño, Adimensional. k = Permeabilidad, mD. k x = Permeabilidad de la zona dañada, mD. r x = Radio de la zona dañada, ft. r w = Radio del pozo, ft.

En la figura 12 se presenta el daño de formación

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PROPUESTA PROPUES TA D DE E ESTIMULA ESTIMULACI CI N POR FRACT FRACTURAMI URAMIENTO ENTO HIDRAULICO HIDRAULICO PARA EL INCREMENTO DE LA PRODUCCIÓN DEL POZO MGD -14  Daño de formación

Fuente: (PEMEX, 2008)  2.4.2  Daño a la formación durante las operaciones Durante todas las operaciones que se llevan a cabo en un pozo, a lo largo de su vida, pueden ocasionarse daños a las formaciones productoras de hidrocarburos. En esta sección se estudiarán los daños asociados en cada una de esas operaciones.

2.4.2.1  Daños durante la Perforación La causa más común de daños a la formación en los pozos es el proceso de perforación de los mismos. El fluido de perforación consta de una fase sólida y una líquida, y los daños que causa  pueden ser se r ocasionados por el filtrado de la fase liquida y por invasión de sólidos en el e l medio  poroso. Los fluidos de perforación están formulados con el objetivo de alcanzar la profundidad  programada en e n forma rápida, segura y económica, y una de las principales preocupaciones pre ocupaciones del  perforador es el control de las presiones pre siones de las formaciones que se vayan atravesando. atra vesando. El proceso de perforación altera la condición de equilibrio físico químico, de esfuerzos y termodinámico que existe entre la roca, sus minerales constituyentes y los fluidos que la saturan, satura n, durante la penetración de la mecha. La sobrepresión necesaria para controlar las presiones de los yacimientos atravesados induce la invasión de partículas sólidas del fluido de perforación perfora ción y de filtrado líquido, en la región cercana al pozo, donde pueden ocasionar los mecanismos de daño descritos en la sección anterior. Carlos Belmain Pizarro Copa

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PROPUESTA PROPUES TA D DE E ESTIMULA ESTIMULACI CI N POR FRACT FRACTURAMI URAMIENTO ENTO HIDRAULICO HIDRAULICO PARA EL INCREMENTO DE LA PRODUCCIÓN DEL POZO MGD -14 En la Figura 13, se muestra el daño de la perforación  Representación del Daño a la formación durante la Perforación

Figura: (Rodriguez, 2007)  2.4.2.2  Invasión de los sólidos del lodo La invasión de los sólidos del lodo disminuye la productividad en dos formas principales:   Taponamiento de las gargantas de los poros por formación de revoques internos.

•

  Incremento de la presión capilar al reducir el radio de los poros.

•

Los sólidos presentes en un fluido de perforación pueden ser: •

  Sólidos agregados para cumplir funciones específicas, para impartir al fluido las

 propiedades deseadas. Generalmente, su tamaño de partícula es menor de una micra, excepto la barita y los materiales de control de pérdida de circulación. El tamaño de  partícula de la barita varía entre 1 y 74 micras, y los materiales de control de pérdida son de mayor antaño todavía. •

  Sólidos cortados de las formaciones atravesadas: su tamaño de partícula varía entre 1 y

100 micras, y mayores. Los tamaños típicos de los sólidos cortados de la formación se muestran en la tabla 3 siguiente:

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PROPUESTA PROPUES TA D DE E ESTIMULA ESTIMULACI CI N POR FRACT FRACTURAMI URAMIENTO ENTO HIDRAULICO HIDRAULICO PARA EL INCREMENTO DE LA PRODUCCIÓN DEL POZO MGD -14 Tabla 3:  Tamaño de Solidos Cortados de la Formación DESCRIPCION

TAMAÑO (Micras)

Cortes grandes

Más de 440

Arena Limo

74-440 2-74

Arcilla

0.5-2

Coloides

0,001-0,5

Fuente: Elaboración propia. (Press, 2014)  2.4.2.3  Invasión del filtrado del lodo La filtración de la fase liquida de un fluido de perforación hacia el medio poroso ocurre en tres etapas: debajo de la mecha de perforación, perfor ación, filtración dinámica durante la circulación del fluido, fluido , y filtración estática cuando el fluido no está circulando. Los factores que controlan las propiedades filtrantes de un fluido de perforación son: •

  Las propiedades físicas y químicas del fluido

•

  El sobrebalance de presión aplicado

•

  La velocidad anular

•

  La tasa de penetración

•

  El diámetro del hoyo

•

  El tiempo de circulación y el que el fluido permanece estático

•

  Las propiedades de la roca: porosidad, permeabilidad, fracturas naturales.

Es importante que los fluidos de perforación tengan el mínimo filtrado posible, para minimizar la invasión a la formación. Debe entenderse que la filtración depende en gran manera de la capacidad del fluido de formar un revoque consistente e impermeable contra la cara del medio  poroso, para controlar el filtrado.

2.4.2.4  Daño durante las Operaciones de Cementación La invasión de solidos durante las operaciones de cementación constituye un tema muy discutido, ya que el tamaño promedio de las partículas de cemento es generalmente ir orden de magnitud mayor que el diámetro de los poros, aun en formaciones de d e muy alta  permeabilidad (CIED, 1997). Carlos Belmain Pizarro Copa

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PROPUESTA PROPUES TA D DE E ESTIMULA ESTIMULACI CI N POR FRACT FRACTURAMI URAMIENTO ENTO HIDRAULICO HIDRAULICO PARA EL INCREMENTO DE LA PRODUCCIÓN DEL POZO MGD -14 Por otra parte, la invasión de filtrados se constituye un problema durante la cementación en  primer lugar, para facilitar la remoción del lodo y del revoque, se bombea llavadores avadores químicos  por delante del cemento, los cuales no tienen control de la perdida de filtrado. En la figura 14, se muestra la representación del daño de formación durante la Cementación.  Representación del daño de formación durante la Cementación

Fuente: (Salinas, 2005)  Principal Causa: •

  Por filtrado de los lavadores y espaciadores:

•

  Desestabilizador de arcillas.

•

  Migración de finos.

•

  Cambios de mojabilidad.

•

  Cambios en la saturación de fluidos.

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PROPUESTA PROPUES TA D DE E ESTIMULA ESTIMULACI CI N POR FRACT FRACTURAMI URAMIENTO ENTO HIDRAULICO HIDRAULICO PARA EL INCREMENTO DE LA PRODUCCIÓN DEL POZO MGD -14 •

  Por el filtrado del cemento, de pH alcalino Activación de surfactantes naturales:

•

  Desestabilizador de arcillas.

•

  Precipitado de silicato de calcio.

El filtrado de los lavadores y espaciadores pueden reaccionar con los minerales y fluidos de la formación produciendo (CIED, 1997). •

  Desestabilización de las arcillas.

•

  Migración de partículas finas.

•

  Cambios de mojabilidad.

•

  Cambios en la saturación de fluidos del pozo.

2.4.2.5  Daños durante las operaciones de terminación/reparación Por invasión de fluidos hacia el pozo durante operaciones de reparación, terminación y empaque con grava, debido, generalmente a los altos sobre balances de presión que se utilizan, como medida de seguridad, o por desconocimiento de la verdadera presión del yacimiento (CIED, 1997). Los fluidos usados en este tipo de operaciones son, en general, salmueras de alta concentración de sales (Na, Ca, Zn, Li, Mg, Ti), que pueden contener algún polímero para  poder sostener sólidos, inhibidores de corrosión y surfactantes. Otra fuente de daño en operaciones la terminación y reparación es la práctica de controlar el  pozo una vez cañoneado, para permitir sacar la sarta de trabajo y bajar la sarta de producción. Pueden haberse tomado todas las precauciones durante las operaciones previas, pero hay que controlar el pozo con un fluido de densidad suficiente para evitar una arremetida, este fluido  puede invadir de nuevo la formación f ormación y causar los daños (CIED, 1997).

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PROPUESTA PROPUES TA D DE E ESTIMULA ESTIMULACI CI N POR FRACT FRACTURAMI URAMIENTO ENTO HIDRAULICO HIDRAULICO PARA EL INCREMENTO DE LA PRODUCCIÓN DEL POZO MGD -14  Representación de un Baleo y sus Residuos

Fuente: (Peña, 2009) En la tabla 4, se muestra los daños ocasionados durante la operación de terminación que se encuentra en siguiente página.

Tabla 4:  Daños durante la terminación  N

Daños durante la terminación de pozo

1

Alta concentración de sales.

2

Precipitados inorgánicos.

3

Contenido de sólidos.

4 5 6

Taponamiento, Emulsiones. Pérdida de filtrado Cambios de saturación y  bloqueo. Por agua y polímeros.

7

Taponamiento.

8

Inhibidores de corrosión.

9

Emulsiones, cambios de mojabilidad.

10

Invasión, zona compactada.

11

Cambios de saturación.

12

Bloqueos por agua.

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PROPUESTA PROPUES TA D DE E ESTIMULA ESTIMULACI CI N POR FRACT FRACTURAMI URAMIENTO ENTO HIDRAULICO HIDRAULICO PARA EL INCREMENTO DE LA PRODUCCIÓN DEL POZO MGD -14 13

Oxido de tuberías.

Fuente: Elabor Elaboración ación propi propiaa (Salina (Salinas, s, 2005) 200 5) 2.4.2.6  Daños causados durante el proceso de producción •

•

•

  Los daños más frecuentemente observados durante la vida productiva de un pozo son:   Migración y taponamiento por partículas finas en el área critica alrededor del pozo.   Precipitación de productos inorgánicos (carbonatos, (c arbonatos, sulfatos), al cambiar las condiciones

depresión y temperatura. •

  Precipitados orgánicos, parafinas y asfáltenos

•

  Producción de arena, debido a alta velocidades de flujo, producidas por altas presiones

deferenciales en el radio crítico del yacimiento alrededor del pozo. Este efecto puede  producir también al comenzar a pr producir oducir agua, agua , ya que arrastra a rrastra el material cementante, en forma de partículas finas, reduciendo la resistencia mecánica de la roca •

 

•

  Disolución de los granos de arena durante procesos de recuperación térmica, por el alto

Colapso de los poros por alta presión diferencial, o por agotamiento de la presión del yacimiento, haciendo que actúen los esfuerzos tectónicos. Hp del vapor (CIED, 1997).

2.4.2.7  Daños causados durante el fracturamiento   Interacciones químicas con oxidantes.

•

  Taponamiento por polímeros.

•

  Bloqueos por agua.

•

  Emulsiones, asfáltenos, sólidos.

•

Evaluación del daño de formación El daño total de la formación se puede evaluar a través de:   Pruebas de restauración de presión.

•

  Comparación con los pozos vecinos.

•

  Análisis de la historia de producción. (Build-Up Sintético).

•

La interpretación de pruebas de presión es el método primario para determinar permeabilidad, factor de daño, presión de yacimiento, longitud y conductividad de fractura y heterogeneidad del yacimiento (Salinas, 2005). En la siguiente tabla 5 se observa los valores típicos de daño y su significancia relativa. Carlos Belmain Pizarro Copa

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PROPUESTA PROPUES TA D DE E ESTIMULA ESTIMULACI CI N POR FRACT FRACTURAMI URAMIENTO ENTO HIDRAULICO HIDRAULICO PARA EL INCREMENTO DE LA PRODUCCIÓN DEL POZO MGD -14 Tabla 5:  Valores típicos de daño y su significancia relativa RANGOS DE DAÑO DAÑOS CAUSADOS S > 10 S>0

Altamente dañado Dañado

S = 0-3 -1≤S≤ -2≤S≤-4

No hay daño Acidificado Fracturado

S 2.0

Fuente: Elaboracion propia (Urbina, 2000) 2.8.3  Variación del índice de producción

,      =  ,    1 lnln0.75 Dónde: JD, opt (Nprop) = Índice de productividad adimensional en r e = radio de drenaje del pozo, pies r w = radio del pozo, pies S pre = Daño en el pozo antes del tratamiento

Paso 4: Índice de productividad Adimensional

 

32 

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 , ,  = 0.99  0.5 1∗ ln   

33 

Dónde: JD, opt(Nprop) = Índice de productividad adimensional en  N prop = Numero del apuntalante

 

El valor del índice adimensional se obtiene de las gráficas siguientes, donde se relacionan los valores del número del apuntalante con la conductividad adimensional, como se mencionó anteriormente, este valor usualmente es 10, y se considera un valor óptimo de 1.6 en la mayoría de los casos (Valko, 2005). Una vez obteniendo el índice de productividad adimensional se pueden utilizar la figura 43 para apuntalantes grandes y figura 44 para apuntalantes pequeños.  Índice de productividad para AG

Fuente: Castillo, 2010

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PROPUESTA PROPUES TA D DE E ESTIMULA ESTIMULACI CI N POR FRACT FRACTURAMI URAMIENTO ENTO HIDRAULICO HIDRAULICO PARA EL INCREMENTO DE LA PRODUCCIÓN DEL POZO MGD -14 Índice de productividad para AP

Fuente: Castillo, 2010 2.8.4  Daño post estimulación Por lo tanto, el diseño de fractura debe orientarse a la optimización del tratamiento mientras se toma una verificación después de haber realizado una estimulación para poder comprobar si elimino la restricción del flujo mediante la siguiente ecuación:

 0.75   ∗  ln  0.75 ln    =    

34 

Donde: S post = Daño post estimulación r e = radio de drenaje del pozo, pies r w = radio del pozo, pies S pre = Daño en el pozo antes del tratamiento VIP = Variación del índice de productividad

La siguiente ilustración indica esquemáticamente el trabajo de Vogel

qqmax =10.2 Pwswf  0.8 Pwswf   

Ec35 

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PROPUESTA PROPUES TA D DE E ESTIMULA ESTIMULACI CI N POR FRACT FRACTURAMI URAMIENTO ENTO HIDRAULICO HIDRAULICO PARA EL INCREMENTO DE LA PRODUCCIÓN DEL POZO MGD -14 Dónde: q o = Tasa de producción, Bbl/día q max max = Tasa de producción máxima, Bbl/ día  Pws = Presión del reservorio, psi Pwf  =  = Presión de fondo fluyente, psi

La siguiente ecuación de Fetkovich representa el IPR no lineal resultante del flujo de gas:

 =  ̅   

36 

Dónde: q = Tasa de producción, PCD/psia C = Coeficiente de flujo

̅

ws =

Presión promedia del reservorio, psia

Pwf  =  = Presión de fondo fluyente, psia n =Exponente depende de las características del pozo En la figura 45, se muestra la técnica para optimizar la producción de un pozo antes y después de una estimulación. Técnica para optimizar la producción de un pozo antes y después de una estimulación

Fuente: (Córdoba, 2005)

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2.9 

EQUIPOS

DE

ESTIMULACIÓN

PARA

EL

FRACTURAMIENTO

HIDRÁULICO La ejecución eficiente de cualquier trabajo de fracturamiento exige la combinación correcta de equipos en la boca del pozo la cual los equipos son: (Schlumberger, 2009). La ejecución eficiente de cualquier trabajo de fracturamiento exige la combinación correcta deequipos en superficie de dell pozo. •

  Equipo de fracturamiento en superficie

•

  Equipos de almacenamiento de fluidos.

•

  Equipos de almacenamiento de agentes de sostén.

•

  Equipos mezcladores.

•

•

•

  Equipos de bombeo de alta presión.   Centro de control.   Líneas de superficie y de distribución.

En los gráficos 46, se presenta el esquema del equipo en superficie para una operación de fracturamiento hidráulico: : Esquema del equipo de fracturamiento en superficie  

Fuente: Guía de diseño para fracturamiento hidráulico

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PROPUESTA PROPUES TA D DE E ESTIMULA ESTIMULACI CI N POR FRACT FRACTURAMI URAMIENTO ENTO HIDRAULICO HIDRAULICO PARA EL INCREMENTO DE LA PRODUCCIÓN DEL POZO MGD -14 2.9.1  Bombas para fracturamiento La potencia de cualquier sistema de bombeo para introducir los fluidos y productos al pozo es la bomba para fracturar o “Frac Pump” para pa ra este trabajo se utiliza, SPF-343 (2 unidad de bombeo

x 1,800 HP), como se puede observar en la figura 30 (Schlumberger, 2009). En la siguiente figura 48, se observa bombas de fracturamiento.  Bombas de fracturamiento

Fuente: (SCHLUMBERGER, 2010) 2.9.2  Blender El Blender es, literalmente, el “corazón” de la operación de fractura. Los productos de fractura se mezclan en el blender antes de ser bombeados al pozo. Los blender cumplen tres funciones:   Extraer el fluido de los tanques de almacenaje   Mezclar la cantidad adecuada de agente de sostén con el fluido

•

•

  Enviar el fluido cargado con agente de sostén (lechada) a las succiones de los equipos de

•

 bombeo a baja presión usualmente 60 psi o menores menor es (Schlumberger, 22009). 009). En la figura 49, se muestra el blender de fracturamiento.

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PROPUESTA PROPUES TA D DE E ESTIMULA ESTIMULACI CI N POR FRACT FRACTURAMI URAMIENTO ENTO HIDRAULICO HIDRAULICO PARA EL INCREMENTO DE LA PRODUCCIÓN DEL POZO MGD -14  Blender de fracturamiento

Fuente: (SCHLUMBERGER, 2010) 2.9.3  Manifolds de succión Los manifolds de succión incluyen el manifolds incorporado al tanque de fracturamiento, el manifold de succión común, el manifolds de la pileta y el manifold de descarga. Manifold incorporado al tanque de Fractura La mayoría de los tanques de fractura están equipados con un mínimo de cuatro conexiones de 4” y una válvula mariposa de 12” entre el tanque y las co nexiones. Para un trabajo en el que intervengan múltiples tanques, algunos tanques de fractura se pueden conectar entre ellos con mangueras cortas flexibles para formar un manifold de succión común.

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PROPUESTA PROPUES TA D DE E ESTIMULA ESTIMULACI CI N POR FRACT FRACTURAMI URAMIENTO ENTO HIDRAULICO HIDRAULICO PARA EL INCREMENTO DE LA PRODUCCIÓN DEL POZO MGD -14  Manifolds de succión

Fuente: (SCHLUMBERGER, 2010) 2.9.4  Manifolds de descarga Esta unidad montada en conjunto que se interconecta con acoplamientos consta de tres componentes principales: el manifold del blender, la tubería de conexión, el manifold de succión de la bomba y el manifold de descarga de la bomba. El manifold consta del cabezal de descarga del blender principal, al cual se pueden conectar hasta ocho mangueras para descargar el blender. La unidad está montada en un bloque con suficiente espacio entre las conexiones de descarga y succión desde el nivel del piso. Usa una tubería de conexión o tubos conectores para transferir el fluido del blender al manifold de succión de la bomba. Cada sección del manifold de succión de la bomba , que posee 12 pies de longitud y 6” de diámetro, conecta con dos unidades de bombeo y deja un espacio adecuado entre los camiones de bombeo (Schlumberger, 2009).

2.9.5  Tanques de almacenaje de fluidos En las operaciones de fractura se emplean varios tamaños y configuraciones de tanques  para almacenaje de fluidos. Estos tanques se describen desc riben a continuación. Tanque de fractura rectangular de 500 barriles.

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PROPUESTA PROPUES TA D DE E ESTIMULA ESTIMULACI CI N POR FRACT FRACTURAMI URAMIENTO ENTO HIDRAULICO HIDRAULICO PARA EL INCREMENTO DE LA PRODUCCIÓN DEL POZO MGD -14 Ancho: 8 pies Alto: 8 pies, 9 pulgadas (frente); 12 pies, 10 pulgadas (atrás) (Schlumberger, 2009). En la figura 51, se puede observar los tanques de almacenaje de fluidos. Tanques de almacenamiento de fluidos

Fuente: (SCHLUMBERGER, 2010) 2.9.6  Mangueras Mangueras flexibles de goma de succión y descarga (super-cargadoras) se utilizan para enviar los fluidos desde su lugar de almacenaje al equipo de mezcla de aditivos o equipos de  bombeo. Todas las mangueras de descarga (súper-cargadoras) están diseñadas para soportar una  presión de descarga normal del blender ble nder de 60 psi y tienen una capacidad nominal de presión de trabajo de 250 psi (FERNANDO, 2013). En la figura 51, se muestra las mangueras que se utilizan para el fracturamiento hidráulico, que se encuentra en la siguiente página.

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PROPUESTA PROPUES TA D DE E ESTIMULA ESTIMULACI CI N POR FRACT FRACTURAMI URAMIENTO ENTO HIDRAULICO HIDRAULICO PARA EL INCREMENTO DE LA PRODUCCIÓN DEL POZO MGD -14  Mangueras utilizadas para fracturar  

Fuente: (Schlumberger, 2013) 2.9.7  Cabezal de fractura Los adaptadores para las cabezas de fractura están disponibles en diferentes "tamaños y en un rango de medida desde 4 1/2" a 8 5/8". Las cabezas de fractura se pueden acoplar juntas cuando se trata de bombear caudales elevados. La entrada principal de fluido consta de cuatro conexiones para 7500 psi. “También existe disponible una cabeza de fractura para presiones de trabajo de 15.000 psi y

cuatro conexiones de 15.000 psi. Además, existen comercialmente otros cabezales de fractura aprobados” (FERNANDO, 2013). 

En la figura 53, se muestra el cabezal de fractura que se usa en el fracturamiento hidráulico, que se encuentra en la siguiente página.

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PROPUESTA PROPUES TA D DE E ESTIMULA ESTIMULACI CI N POR FRACT FRACTURAMI URAMIENTO ENTO HIDRAULICO HIDRAULICO PARA EL INCREMENTO DE LA PRODUCCIÓN DEL POZO MGD -14 Cabezal de fractura

Fuente: (Schlumberger, 2013) 2.9.8  Cabinas y camiones de control del tratamiento En la figura 54, se muestra el camión y cabina de control para el fracturamiento. Camión de fractura

Fuente: (Schlumberger, 2013)

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PROPUESTA PROPUES TA D DE E ESTIMULA ESTIMULACI CI N POR FRACT FRACTURAMI URAMIENTO ENTO HIDRAULICO HIDRAULICO PARA EL INCREMENTO DE LA PRODUCCIÓN DEL POZO MGD -14 2.9.9  Herramientas de subsuelo Packer Para aislar la formación a fracturar se utilizan herramientas especiales de fondo de pozo: packers packe rs y tapones. Aparte de detalles mecánicos, la diferencia fundamental está en que a través de uno de ellos debe haber pasaje (empaque superior), y el otro debe ser ciego (empaque inferior). La acción de los packers es aislar hacia arriba la presión de trabajo durante la operación (FERNANDO, 2013). En la figura 54, se muestra una representación gráfica de un Packer.  Representación gráfica de un Packer

Fuente: (Schlumberger, 2013)

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3.  CAPITULO III MARCO PRACTICO 3.1 

ANALIZAR

LAS

CARACTERÍSTICAS

LITO-ESTRATIGRÁFICA

Y

PROPIEDADES PETROFÍSICAS DEL YACIMIENTO DEL POZO MGD -14 3.1.1  Descripción del campo Monteagudo El campo es productor de petróleo y gas natural, habiéndose perforado a la fecha un total de 57  pozos. Actualmente Actualmente cuenta con 8 lí líneas neas en pro producción ducción y 3 en iny inyección ección de agu aguaa como sumidero. sumidero. 

3.1.2  Ubicación geográfica del campo Monteagudo El Bloque Monteagudo se halla situado al Oeste de Camiri, aproximadamente 40 Kms en línea recta, en la zona de Piramiri, Provincia Hernando Siles, del Departamento de Chuquisaca. El campo es productor de petróleo y gas natural asociado.

Localidad: Monteagudo Provincia: Hernando Siles Departamento: Chuquisaca Ubicación de los pozos del Campo Monteagudo  

Fuente: (ypfb.go.bo, 2021)

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PROPUESTA PROPUES TA D DE E ESTIMULA ESTIMULACI CI N POR FRACT FRACTURAMI URAMIENTO ENTO HIDRAULICO HIDRAULICO PARA EL INCREMENTO DE LA PRODUCCIÓN DEL POZO MGD -14 3.1.3  Coordenadas del campo Monteagudo Coordenadas UTM del Pozo MGD-14

EJE X 401.250  EJE Y 774.0000

Fuente: (REPSOL, 2020)

3.1.4  Estratigrafía del Campo. En el área geológica del Campo Monteagudo se interpreta una secuencia estratigráfica desde el  Neógeno (Grupo Chaco) hasta el Devónico inferior (Formación Santa Santa Rosa), la cual es resumida en el gráfico a continuación.   En la figura 57, se muestra la Columna estratigráfica sudandino sur del Campo Monteagudo

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PROPUESTA PROPUES TA D DE E ESTIMULA ESTIMULACI CI N POR FRACT FRACTURAMI URAMIENTO ENTO HIDRAULICO HIDRAULICO PARA EL INCREMENTO DE LA PRODUCCIÓN DEL POZO MGD -14 Columna estratigráfica Campo Monteagudo

SISTEMA GRUPO

RESERVORIO

LITOLOGIA

CHACO

   O    I    R    A    I    C    R    E    T

     O    C    I    S    A    T    E    R    C

FORMACION

PETACA (Conglomerado  petaca) Ar.YAHUA Ar.BAÑADOS Ar. AZURDUY Ar. TIMBOY Ar. INTERMEDIARIA Ar.SAN JOSE Ar. INGRE Ar. PIRAMIRI

TUCURÚ

   O    C    I    S    A    R    U    J

CASTELLON TAPECUA

     O    C    I    S    A    I    R    T

VITACUA

Ar. HUACARETA Ar. TACUARI Ar.VITACUA

CANGAPI

Ar.CANGAPI Ar. RESENTIDA Ar. DORMIDA

MANDIYUTI SAN TELMO ESCARPMENT TAIGUATI

Ar. SAUCE MAYU Ar. CHUQUISACA 

   O    R    E    F    I    N    O    B    R    A    C    O      C    I    N    O    V    E    D

   Y    T    I    R    A    H    C    A    M  .    C

CORRO

 

IQUIRI

TARIJA ITACUAMI(T-2) TUPAMBI

Ar TUPANBI

UTACUA(T-3) LOS MONOS HUAMAMPAMPA ICLA SANTA ROSA

Fuente: Elaboración propia (REPSOL, 2020)

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Las formaciones productoras del Campo Monteagudo son las formaciones Petaca, Ichoa, Castellón, Tapecua, Vitiacua, Cangapi, Escarpment, Taiguati y Chorro, subdivididas o renombradas de acuerdo a la nomenclatura expuesta en la figura previa.

FORMACION PETACA La Formación Petaca es una unidad de origen continental y de reducido espesor (50 a 150 m),  productiva de gas y condensado en varios campos de Bolivia (Vergani et al, 2010). Uno de ellos, el Campo Tajibo, produce de tres pozos someros perforados a partir del año 2000, en una estructura anticlinal cercana al pie de sierra subandino. Considerando la cercanía entre los pozos (de 1000 m a 1200 m), se observan variaciones en sus características petrofísicas, que en parte son adjudicadas a componentes sedimentarios y estratigráficos. Por ejemplo, se registran fuertes variaciones faciales, discontinuidades de cuerpos y variaciones diagenéticas, que se reflejan en la diferente productividad de cada uno de estos pozos. En la tabla 11, se muestra las características de la formacion Petaca. Características de la formacion Petaca Tabla 11: Características

FORMACION

PETACA

ESPESOR

50m-150m

EDAD

Terciario (oligoceno superior-mioceno inferior).

LITOLOGIA

Arenisca calcárea, conglomerado con chert.

DISTRIBUCION

Sudandino, llanuras y chaco.

LIMITES

Inferior discordante con diferentes unidades y superior concorcondante (transición) con la formacion yecua o tariquia

Fuente: Elaboracion propia (Morales, 1994) FORMACION ICHOA Su distribución areal es amplia, estando presente en casi todas las serranías de la Sección Subandina, a la que está restringida su desarrollo departamental. La litología de esta unidad, es en su generalidad psamítica, representada en su base por un horizonte conglomerádico, polimétrico, confenoclastos de chert, cuarzo y areniscas. Suprayacen areniscas rosáceas finas, friables y macizas, con intercalaciones rítmicas de areniscas limosas marrón rosadas a rojo ladrillo, de grano medio a grueso, y laminación

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PROPUESTA PROPUES TA D DE E ESTIMULA ESTIMULACI CI N POR FRACT FRACTURAMI URAMIENTO ENTO HIDRAULICO HIDRAULICO PARA EL INCREMENTO DE LA PRODUCCIÓN DEL POZO MGD -14 entrecruzada, con areniscas blanquecinas de grano medio a fino con cuarzo ambarino, cemento calcáreo y fuerte entrecruzamiento. Continúa la secuencia con areniscas marrón anaranjadas, de grano medio, porosas, friables, arcillosas y con fuerte entrecruzamiento; coronando la secuencia una brecha sedimentaria, calcárea, compacta y dura, que conforma altos topográficos, escarpados e inaccesibles. Características de la formacion Ichoa Tabla 12: Características

FORMACION

ICHOA

LITOLOGIA

Areniscas, intercalaciones de lutitas.

EDAD

(Jurásico o Cretácico).

ESPESOR

Hasta 600m.

DISTRIBUCION

Sudandino sur y llanuras chaqueñas. Inferior discordantes con diferentes unidades del paleozoico superior o

LIMITES

concordante con otras unidades del grupo tacuru y superior discordantes con diferentes unidades cretácicas y terciarias y concordante con la Fm. Yantata.

Fuente: Elaboracion propia (Morales, 1994) FORMACION CASTELLON Esta unidad en la región, se presenta en el Subandino, con reducidos espesores al Este de El Dorado en la sección Cordillerana. En este sector, la litología se presenta conformada por   areniscas anaranjadas a rosáceas, bastante friables y de grano fino, algo limosas, observándose en sectores, pequeños lentes arcillosos rojo oscuros, siguiendo una serie de areniscas conglomerádicas de tonalidad rosácea, de grano medio a grueso, subangulares a subredondeadas. Características físicas de la formacion Castellón Tabla 13: Características

FORMACION

CASTELLÓN

LITOLOGIA

Areniscas calcáreas con intercalaciones de lutita y margas

EDAD

Jurásico o Cretácico Inferior

ESPESOR

Hasta 700m.

DISTRIBUCION Sudandino centro, sur y cuenca del chaco

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PROPUESTA PROPUES TA D DE E ESTIMULA ESTIMULACI CI N POR FRACT FRACTURAMI URAMIENTO ENTO HIDRAULICO HIDRAULICO PARA EL INCREMENTO DE LA PRODUCCIÓN DEL POZO MGD -14 Inferior concordante con la formacion Tapecua y discordante con las

LIMITES

diferentes unidades de los grupos cuevo y mandiyuti; concordante con la Fm. Ichoa.

Fuente: Elaboracion propia (Morales, 1994) FORMACION TAPECUA El desarrollo de esta unidad, está restringido únicamente al Subandino, presentándose en todos sus sectores, con predominio en las partes Central y Sud del Departamento. La litología de esta unidad, está mayormente conformada por psamitas, con ligeras intercalaciones pelíticas. Esta Formación, tiene una litología conformada en su parte basal por un conglomerado delgado de grano medio, polimíctico, con fenoclastos de chert y calizas, en una matrix arenosa muy calcárea, continuando areniscas de grano fino, selección buena, de tonalidad marrón rojiza, estratificación paralela y en mayor proporción con bancos macizos con estratificación entrecruzada; en partes las areniscas son de coloraciones grises violetas a blanco amarillentas, desde limosas hasta calcáreas, conincipiente bandeamiento y con fuerte entrecruzamiento. Características estratigráficas de la formacion Tapecua Tabla 14: Características

FORMACION

TAPECUA

LITOLOGIA

fenoclastos de chert y calizas y areniscas

EDAD

Triásico o Jurásico Superior.

ESPESOR

Mas de 200 m

DISTRIBUCION

Sudandino sur

LIMITES

Inferior discordantes con diferentes unidades de grupo cuevo y Machareti.

Fuente: Elaboracion propia (Morales, 1994) FORMACION VITIACUA Constituida por calizas y calizas solidificadas, con colores que varían desde el rosado  blanquecino hasta el gris oscuro, con intercalaciones de niveles arenosos y arcillosos. Generalmente los niveles calcáreos están acompañados de nódulos de pedernal

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PROPUESTA PROPUES TA D DE E ESTIMULA ESTIMULACI CI N POR FRACT FRACTURAMI URAMIENTO ENTO HIDRAULICO HIDRAULICO PARA EL INCREMENTO DE LA PRODUCCIÓN DEL POZO MGD -14 características estratigráficas de la formacion Vitiacua Tabla 15: características

FORMACION

VITIACUA

LITOLOGIA

Calizas

EDAD

Pérmico superior y triásico superior

ESPESOR DISTRIBUCION

188m Cordillera Oriental Sur, Sudandino Sur, Inferior concordante con la Formacion Cangapi y superior

LIMITES

transicional con la Formacion Ipaguazu.

Fuente: Elaboracion propia (Morales, 1994) FORMACION CANGAPI Esta unidad es esencialmente psamítica, aunque incluye cierta cantidad de material pelítico y  psefítico. Las areniscas son son de diferente co color lor desde el rojo salmón y rojo violeta o marrón hasta el blanquecino, pasando por tintes de castaño-amarillento. Las areniscas rojizas son por lo general laminadas y entrecruzadas preferentemente de grano fino a medio; las areniscas  blanquecinas, por lo contrario, son por lo común de estratificación regular a maciza maciza y el tamaño del grano va del fino al grueso. Se observan algunos niveles conglomerádicos y aislados horizontes de limolita y arcilita rojo-lila y violeta. Algunas de las areniscas tienen cemento calcáreo y en muy esporádicas secciones se han encontrado pequeños horizontes de calizas en las partes altas de la unidad. El espesor máximo medidos es de alrededor de 350 metros. características estratigráficas de la formacion Cangapi Tabla 16: características

FORMACION

Cangapi

LITOLOGIA EDAD

Areniscas

ESPESOR

Variable llegando a sobrepasar los 350m.

DISTRIBUCION

Sur de la cordillera oriental, sudandino sur y centro, cuenca del

Carbonífero superior-pérmico

chaco.

LIMITES

Inferior discordante sobre las diferentes unidades carboníferas y devónicas superior concordantes a la formacion vitiacua.

Fuente: Elaboracion propia (Morales, 1994)

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PROPUESTA PROPUES TA D DE E ESTIMULA ESTIMULACI CI N POR FRACT FRACTURAMI URAMIENTO ENTO HIDRAULICO HIDRAULICO PARA EL INCREMENTO DE LA PRODUCCIÓN DEL POZO MGD -14 FORMACION ESCARPMENT Es una serie maciza de areniscas, en su mayoría de grano medio a grueso, frecuentemente de color amarillo a ocre, y en algunas localidades con una delgada capa de conglomerado en la  base. En la parte superior del Río Tarija (las areniscas) están e stán desarrolladas desar rolladas hasta un u n espesor de 300 m con tres metros de conglomerado basal. Este conglomerado contiene fragmentos de la Formación Tarija subyacente. En el flanco oeste del anticlinal de Candado (esta unidad) forma un cañón. La formación en esta localidad tiene muchas capas coloreadas de rojo, muchas ondulitas y contiene miembros con estratificación cruzada. Es probable prob able que la formación cambie considerablemente de espesor y carácter en distancias cortas, especialmente en su tendencia a formar afloramientos prominentes.

Tabla 17: características características estratigráficas de la formacion Escarpment FORMACION

Escarpment

LITOLOGIA

Areniscas con intercalaciones de lutitas.

EDAD

Carbonífero

ESPESOR

Variable pudiendo alcanzar los 300-500m.

DISTRIBUCION

Sudandino centro, sur y chaco. Inferior erosivo con unidades del Machareti y superior concordante

LIMITES

con la formacion san Telmo.

Fuente: Elaboracion propia (Morales, 1994) FORMACION TAIGUATI Tiene un espesor 115m, compuesta por limolitas y areniscas de color violeta, luego continúa una serie de tiloides y lutitas rojas, con predominio de las últimas, siendo las primeras macizas y laminadas las segundas, ambas contienen rodados de granito rojo y gris, cuarcitas de diferentes colores, cuarzo blanco, etc.

Tabla 18: características características estratigráficas de la formacion Taiguati FORMACION

Taiguati

LITOLOGIA

lutitas, diamactitas

EDAD

Carbonífero

ESPESOR

De 115m hasta 200m

DISTRIBUCION

Sudandino Sur y Chaco

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PROPUESTA PROPUES TA D DE E ESTIMULA ESTIMULACI CI N POR FRACT FRACTURAMI URAMIENTO ENTO HIDRAULICO HIDRAULICO PARA EL INCREMENTO DE LA PRODUCCIÓN DEL POZO MGD -14 LIMITES

Inferior pseudoconcordante de la Formacion Tarija y Choro y superior erosivo a la Formacion Escarpment.

Fuente: Elaboracion propia (Morales, 1994) FORMACION CHORRO Es una unidad arenosa que estratigráficamente se halla limitada en su base por la Formación Itacuamí y en su tope por la Formación Taiguati. Taiguati. Es sumamente variable de región en región tanto en sus características litológicas como en su coloración, pero en general el grano de las areniscas es fino y medio y su color predominante es el rojo. El espesor de esta formación varía de 150 a 550 m. (Oblitas et al., 1972) Características estratigráficas de la formacion Chorro Tabla 19: Características

FORMACION

CHORRO

LITOLOGIA

Areniscas finas y medio y su color rojillo.

EDAD

Carbonífero

ESPESOR

150m a 550m

DISTRIBUCION

Subandino sur y chaco. Inferior concordante con la formacion Itacuamí y/o superior con la

LIMITES

Formacion Tarija y concordante superior con la Formacion Taiguati.

Fuente: (Morales, 1994) Identificación de las propiedades petrofísicas del yacimiento Las características petrofísicas más importantes de un yacimiento son la porosidad y la  permeabilidad, dependerá de estos factores la producción y volumen de líquidos en el yacimiento.

3.1.4.1  Porosidad en el yacimiento Las propiedades petrofísicas pertenecen al sistema cretácico debido a que es donde se encuentran las formaciones productoras y estos tienen características petrofísicas muy importantes ya que poseen la capacidad de almacenar hidrocarburos. La porosidad es una variable representada re presentada por φ (omega) su valor es adimensional. La porosidad

es de 0,15 (15%) la cual se compara con los valores estándares presentado por la empresa Repsol. A continuación, se elaboró la tabla 20, para evaluar la porosidad.

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PROPUESTA PROPUES TA D DE E ESTIMULA ESTIMULACI CI N POR FRACT FRACTURAMI URAMIENTO ENTO HIDRAULICO HIDRAULICO PARA EL INCREMENTO DE LA PRODUCCIÓN DEL POZO MGD -14 Tabla 20: Evaluación de la porosidad del yacimiento POROSIDAD

Porcentaje 0,5% - 5%

Porosidad Descartable

5% - 10%

Pobre

10% - 15%

Regular

15% - 20%

Buena

20% - 25%

Resultado

Interpretación La formacion yacimiento

se

considera 15%

lo

como

regular. Según los valores

estándares

 presentados

Excelente

del

por

Mannucci

Fuente: Elaboracion propia (REPSOL, 2020) 3.1.4.2  Permeabilidad del yacimiento La permeabilidad también influye en la capacidad de almacenar fluidos en la roca porosa a su vez esta regula la tasa a la cual los fluidos puedan ser producidos o desplazados. La  permeabilidad es representada re presentada por la letra K, en la prueba la permeabilidad pe rmeabilidad tiene un valor de K=8 md. A continuación, se elaboró la tabla 21, para evaluar la permeabilidad de acuerdo a los rangos establecidos por la empresa Repsol Evaluación de la permeabilidad del yacimiento Tabla 21: Evaluación

PERMEABILIDAD Eficiente

Rangos mD

Resultados

Muy lenta

0,1

La permeabilidad se

Lenta

0,1-0,5

encuentra

Regular

0,5-10

Buena

10-100

se lo considera como

Muy buena

100-1000

una

8 mD

Interpretación un

rango de 8 md lo cual permeabilidad

regular.

Fuente: Elaboracion propia (REPSOL, 2020)

en

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PROPUESTA PROPUES TA D DE E ESTIMULA ESTIMULACI CI N POR FRACT FRACTURAMI URAMIENTO ENTO HIDRAULICO HIDRAULICO PARA EL INCREMENTO DE LA PRODUCCIÓN DEL POZO MGD -14 3.1.4.3  Condiciones físicas del pozo MGD-14 En la tabla 22, se muestra las propiedades petrofísicas que presenta el pozo MGD-14. Propiedades petrofísicas que presenta el Pozo MGD-14 Tabla 22: Propiedades

PROPIEDADES

VALOR

Pozo Formacion

UNIDAD MGD-14 Ichoa

Área

Sudandino sur

Litología

Areniscas con intercalaciones de lutita

Profundidad

2550

m

Presión de fondo fluyente

2294

Psi

Daño

5.2

Temperatura

128

F

Porosidad (φ)  Permeabilidad (K)

15 8

% mD

Radio del pozo

0.33

Ft

Radio de drenaje

820.21

Ft

Permeabilidad dañada

3

mD

Caudal actual de petróleo

126

bbl

Espesor de la formacion

600

m

Espesor neto productor

30

m

Saturación de agua

30

%

Fuente: Elaboracion propia (REPSOL, 2020) Continuando………………………………………..

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4.  Bibliografía  BlogPetrolero. (2010). Obtenido de www.portaldelpetroleo.com  Mejoras en el diseño del fracturamiento hidraulico.  Lima: Universidad Castillo, L. D. (2010).  Nacional de Ingenieria.

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PROPUESTA PROPUES TA D DE E ESTIMULA ESTIMULACI CI N POR FRACT FRACTURAMI URAMIENTO ENTO HIDRAULICO HIDRAULICO PARA EL INCREMENTO DE LA PRODUCCIÓN DEL POZO MGD -14 Urbina, G. B. (2000).  Ingenieria de Yacimientos en los pozos petroleros.   Universidad SurColombiana. ypfb.go.bo. (2021). geoportal.