II. FUNDAMENTOS TEÓRICOS
4.4 RESULTADOS DEL FRACTURAMIENTO
Para establecer la conveniencia en el uso de un fluido para fractura no solo es necesario conocer su comportamiento dentro de la formación a tratar y los costos que representa una intervención, sino también verificar que los resultados posteriores al fracturamiento hayan cumplido con el objetivo del mismo.
En el caso de los pozos Horcones 386 y Horcones 332, el objetivo del fracturamiento es incrementar la producción del pozo.
Para verificar la eficacia de la aplicación del fluido base polimérico se presenta la tabla de datos y el gráfico de producción del pozo Tabla 4.7 y Figura 4.4.
Tabla 4.11 Producción del pozo Horcones 386 posterior al fracturamiento base
polimérica.
Tiempo (Hrs) Aceite (Bls/Día) Agua (Bls/Día)
10 0 163.2 20 0 240 30 0 244.8 40 7.2 134.4 50 36 84 60 40.8 79.2 70 26.4 52.8 80 69.6 28.8
Figura 4.5 Gráfico de la producción del pozo Horcones 386.
El pozo Horcones cumple con lo esperado en términos de resultados del tratamiento de fractura, por lo que el pozo asegura la recuperación de la inversión, sin embargo el posible problema de aplicar fluido base polimérica, como lo demuestra la prueba de malla 100, es la aparición del daño a la formación.
El daño surge debido a que la base de este fluido crea un polímero que permanece en el pozo posterior a la salida de los residuos de fluido de fractura al término del tratamiento y obstruye la permeabilidad. Problema que, es importante mencionar, es mas factible prevenirlo que tratar de repararlo.
Es por ello que se expone el siguiente problema que describe la posible disminución en la producción del pozo Horcones 389.
Datos del Yacimiento Geometría tubular
Permeabilidad 1.30mD Tubing 2 7/8” Do (2.441” Di) Porosidad 14% Casing 7”Do (6.184”Di) Espaciamiento 40 acres
Gradiente de fractura 0.65psi/ft Presión de fractura en fondo 2463 psi Temperatura estática de fondo 160°F Intervalo de fractura de 1213 – 1243m
Problema
De acuerdo a los datos del yacimiento, se tiene el pozo Horcones 386 con un Do de 7 " de casing, un intervalo de fractura de 30 m y una tasa de producción de 22.5 bls/día de petróleo (promedio de producción de aceite tabla 4.6) como resultado del tratamiento.
Después del término del trabajo de fracturamiento base polimérica, existen residuos insolubles que no abandonan la formación y que crean una zona de menor permeabilidad que se extiende a 3 pulgadas de diámetro del pozo.
Si la permeabilidad de la zona se reduce un 10% de la permeabilidad original se tiene que:
; ;
¿Cuál es la perdida en la producción?
Con el dato de longitud dañada en pies, se obtiene un coeficiente de productividad utilizando la figura 2.1 de efectos de daño a la formación.
Figura 4.6 Efecto de daño a la formación en la productividad del pozo Horcones 386.
Entonces el coeficiente de productividad es:
El coeficiente de producción relacionado con la disminución en la producción reflejada en barriles:
Si se toma que el precio de barril de petróleo es de aproximadamente 65 dólares la pérdida económica es de:
Tabla 4.12 Pérdida económica en dólares debida a pérdida en producción por
daño a la formación.
Precio Dólares (D)
D/bbl D/ Día D/Año
65 65D* 8bls= 520 520D* 365Días= 189800
La pérdida económica como resultado del daño a la formación es de 189,800 dólares por año cantidad que es significativa, tomando en cuenta que se habla de la producción promedio de aceite del pozo y ésta es relativamente baja. Si el pozo fracturado con fluido base polimérica tiene una producción estimada mayor, resulta más significativo el bajo ingreso percibido por la disminución en la producción debida al daño de formación, por lo que el objetivo del tratamiento se cumple de manera limitada.
Situación que no se presenta en el caso del fluido base aceite cíclico ya que debido a la propiedad de compatibilidad con el pozo, el fluido no genera ningún perjuicio a la hora de llevar a cabo el tratamiento de fractura.
Para verificar la eficacia de la aplicación del fluido base aceite cíclico se presenta la tabla de datos y el gráfico de producción del pozo Tabla 4.8 y Figura 4.5.
Tabla 4.13 Producción del pozo Horcones 386 posterior al fracturamiento base
aceite cíclico.
Tiempo (Hrs) Aceite (Bls/Día) Agua (Bls/Día)
10 163.2 0 20 145.3 0 30 122.4 0 40 81.6 0 50 56.4 0 60 81.6 0 70 75.8 0 80 81.6 0
Figura 4.7 Gráfico de la producción del pozo Horcones 332.
Los resultados del tratamiento de fractura cumplen con el objetivo de incremento de producción.
Debido a las características del pozo la producción inmediata es mayormente aceite, por lo que el pozo Horcones 332 asegura la recuperación de la inversión.
El objetivo del fluido para fractura base aceite decantado es al igual que para los otros dos sistemas, incrementar la producción, sin embargo para que esto se logre, no solo interviene la eficacia del fluido propuesto, sino que se depende mayormente de las características propias del pozo.
El fluido base aceite decantado demuestra que si se aplica en pozos puede ser eficiente disminuyendo el uso de aditivos para fracturar recuperando la inversión con el producto obtenido del pozo en un tiempo pertinente.
CONCLUSIONES
De acuerdo a la hipótesis mencionada y a las pruebas realizadas se concluye que es posible obtener un fluido de fractura base aceite decantado que pueda ser una alternativa para ser aplicado en pozos de la Zona Chicontepec.
Se selecciona el fluido que posee características de diseño adecuadas para aplicarse en los pozos Horcones 386 y Horcones 332 debido a la correlación realizada con el pozo Horcones 296. Este fluido está compuesto por 7gpt de agente gelificante y de activador así como 0.5gpt de no emulsificante y 10 gpt de rompedor.
El diseño de este sistema base aceite decantado permite: Reducir notablemente el tiempo de recuperación del pozo. Sustentar la arena en el tiempo de bombeo.
Mantener la viscosidad en el tiempo bombeable. Disminuir la posibilidad de daño a la formación.
Al aplicar este sistema en pozos de la zona Chicontepec se pueden obtener mejores resultados que al usar fluido base polimérica ya que el sistema base aceite decantado no tiene posibilidad de daño a la formación debido a que es compatible con la misma. En el caso del sistema base polimérica, el residuo de los agentes gelificantes que lo constituyen está en un rango del 4 al 5 %de residuos insolubles que no abandonan la formación una vez terminado el trabajo de fracturamiento.
En comparación con el fluido base aceite cíclico se pueden obtener los mismos resultados al utilizar uno u otro sistema, sin embargo los resultados de eficiencia del sistema base aceite decantado pueden ser medidos en términos de gastos de aditivos, así como en costos de fracturamiento.
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ANEXOS
Se presentan resultados obtenidos por el laboratorio de BJ Services Company del Pozo Horcones 386; el cual se fracturó el 11 de Marzo de 2010 con el sistema base polimérico.