ESTUDIO TECNICO PARA EL INCREMENTO DEL POTENCIAL DE PRODUCCION MEDIANTE APLICACIÓN DE “FRACTURAMIENTO HIDRAULICO EN EL POZO DRD-X1001”
claupattyDocumentos de Investigación15 de Febrero de 2016
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UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA
FACULTAD DE CIENCIA Y TECNOLOGIA
Carrera: Ingeniería en Gas y Petróleo
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PROYECTO DE GRADO
ESTUDIO TECNICO PARA EL INCREMENTO DEL POTENCIAL DE PRODUCCION MEDIANTE APLICACIÓN DE “FRACTURAMIENTO HIDRAULICO EN EL POZO DRD-X1001”
MODALIDAD: Proyecto de Grado
POSTULANTE: Oliver Richard Figueroa Paz
TUTOR : ING. Franco Sivila.
Santa Cruz de la Sierra – Bolivia
2010
ESTUDIO TECNICO PARA EL INCREMENTO DEL POTENCIAL DE PRODUCCION MEDIANTE APLICACIÓN DE “FRACTURAMIENTO HIDRAULICO EN EL POZO DRD-X1001”
INDICE
Pág.
AGRADECIMIENTO
LISTA DE FIGURAS
LISTA DE TABLAS
NOMENCLATURA
RESUMEN
CAPITULO I. INTRODUCCIÓN
1.1 ANTECEDENTES
1.2. DELIMITACIÓN
1.2.1 Límite geográfico
1.2.2 Límite temporal
1.2.3 Límite sustantivo
1.3 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
1.4 FORMULACIÓN DEL PROBLEMA
1.5 ESQUEMA DE SISTEMATIZACIÓN DEL PROBLEMA Y ABORDAJE DE LA SOLUCIÓN
1.6. OBJETIVO
1.6.1 Objetivos generales
1.6.2 Objetivos específicos
1.7. JUSTIFICACIÓN
1.7.1 Justificación científica
1.7.2 Justificación económica
1.7.3 Justificación personal
1.8. METODOLOGÍA
1.8.1 Tipo de estudio
1.8.2 Método de investigación
1.8.3 Fuentes de información
1.8.4 Técnicas o procedimientos para la Recolección y Tratamiento de Información
AGRADECIMIENTO
LISTA DE FIGURAS
FIGURA 1: CURVAS DE ESFUERZO / DEFORMACIÓN
FIGURA 2 REPRESENTACIÓN DEL EFECTO DE POISSON
FIGURA 3 PERFIL DE PRESIÓN DE UN FRACTURAMIENTO
FIGURA 4: POROSIDAD
FIGURA 5: SATURACIÓN DE FLUIDO EN UNA ROCA
FIGURA 6: PERMEABILIDAD
FIGURA 7: MOVIMIENTO DEL AGENTE DE SOSTÉN
FIGURA 8: DESARROLLO LONGITUDINAL DEL BANCO
FIGURA 9: FLUIDO DE ALTA VISCOSIDAD
FIGURA 10: TIPOS DE PROPAGACIÓN DE FRACTURA
FIGURA 11: MODELO GEOMÉTRICO PKN
FIGURA 12: EL MODELO GEOMÉTRICO KGD
FIGURA 13: INCREMENTO DE PRODUCCION (SEGÚN /GUIRE Y SIKORA)
FIGURA 14: PERFIL DE PRESIÓN TÍPICO DE UN TRATAMIENTO DE FRACTURA
FIGURA 15: MODULO DE PROPAGACIÓN DE FRACTURA
FIGURA 16: INTERPRETACIÓN DE PRESIONES DURANTE EL CIERRE DE FRACTURA
FIGURA 17: GEOMETRÍA DE LA FRACTURA
LISTA DE TABLAS
Tabla 1: Valores del modulo de Young y del coeficiente de Poisson con el tipo de roca
Tabla 2: Interpretación de las pendientes generadas por las presiones durante el fracturamiento
Tabla 3: Información general del "Pozo DRD X-1001"
Tabla 4: Características del pozo "DRD- X1001"
Tabla 5: Prueba de produccion "DST-TCP #1".
Tabla 6: Datos de fluido de fractura y aditivos
Tabla 7: Propiedades del apuntalante seleccionado
Tabla 8: Permeabilidad del apuntalante seleccionado
Tabla 9: Conductividad del apuntalante seleccionado
NOMENCLATURA
RESUMEN
La técnica de fracturamiento hidráulico consiste en aplicar presión hidráulica a una roca reservorio hasta que se produzca una fractura de la misma, de esta manera se crean canales de flujo que ayudan a movilizar los fluidos del reservorio hacia el pozo dado que se produce un gran área de drenaje. Se inyecta al pozo un fluido de fracturamiento con agentes de sostén de alta capacidad de flujo para impedir que la fractura se cierre. Antes de realizar el fracturamiento se debe cerciorar de que el pozo y la cara de la formación estén limpias, para lo que se utiliza un método convencional llamado lavado acido u otro tipo de limpieza para que la operación sea efectiva y provechosa.
El tratamiento completo se efectúa en cuatro etapas necesarias: Inicialmente se inyecta un pre-colchón o fluido base compatible con la formación, luego se continua con un fluido mas viscoso que abre la roca para permitir la entrada al material de soporte, posteriormente se inyecta un fluido acarreador que lleva el material de soporte y finalmente se desplaza un fluido compatible. Para la realización del diseño hay que conocer las condiciones del pozo, tales como: presión de reservorio, porosidad, permeabilidad, espesor, régimen de flujo, etc.
CAPITULO I. INTRODUCCIÓN
1.1 ANTECEDENTES
Como resultado de varios años de experimentación en el laboratorio y estudios en el campo, en marzo de 1949 una compañía norteamericana, realizo en forma simultánea los dos primeros tratamientos de fracturamiento con fines comerciales en el estado de Texas. Así comenzó uno de los procesos de estimulación de pozos más importantes que haya conocido en la historia de la industria petrolera. Las estimaciones más conservadoras demuestran que tres de cada cuatro pozos tratados han experimentado aumentos de producción provechosos y a su vez han incrementado en forma considerable el potencial de los yacimientos. En la actualidad muchos campos existen gracias a esta técnica. Sin el fracturamiento hidráulico se hubiera dejado de lado muchos campos productivos considerándolos improductivos o no comercial.
Los primeros trabajos como en todos los descubrimientos provocaron cambios en el proceso de fracturamiento, pues inicialmente se mantuvieron dentro de los límites muy conservadores. La inyección de volúmenes de 200 a 400 galones de fluido con ½ libra de arena por galón a una velocidad de 2 a 4 barriles por minuto era considerada como un tratamiento promedio, y el doble de esas cantidades era ya un trabajo grande. En ocasiones se realizaban tratamientos de 1500 a 2000 galones considerándolos como muy arriesgados. Al hacerlo se utilizaban más bombas, lo que resultaba en un aumento de las tasas de inyección. Estos trabajos más grandes y con una tasa de inyección más alta comenzaron a demostrar un aumento de producción mayor y continuo, gradualmente el tamaño de los trabajos y las tasas de inyección aumentaron. Las tasas de inyección más altas permitieron la experimentación con fluido de menor viscosidad y costos, con muy buenos resultados.
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