ESTUDIO TECNICO PARA EL INCREMENTO DEL POTENCIAL DE PRODUCCION MEDIANTE APLICACIÓN DE “FRACTURAMIENTO HIDRAULICO EN EL POZO DRD-X1001”

...

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.

A finales de 1952 se popularizo el uso de residuales refinados y crudos más pesados que permitió un mayor volumen por dólar de costo y a partir de ese momento la curva del tratamiento comenzó a crecer ininterrumpidamente. Los tratamientos realizados en 1975 mostraron un promedio de 37000 galones con 45000 libras de arena o una relación de arena-fluido de aproximadamente de 1,25 libras por galón. En el presente los tratamientos son muy diferentes de los que se realizaban hace 25 años. Aun cuando todos los días se completan un gran número de trabajos relativamente pequeños es común ver alrededor de un pozo, equipos valorados en un millón de dólares o más, bombeando 200000 a 500000 galones de fluido de fracturamiento y 500000 a 1000000 de libras de arena.

El pozo “El Dorado X-1001”, se encuentra ubicado aproximadamente a 90 km en dirección SSE de la ciudad de Santa Cruz de la Sierra. Topográficamente el área corresponde a una zona llana con una cota de 400 msnm, denominada como llanura Chaqueña. Este se comenzó a perforar el 5 de diciembre de 1998 y finalizo su perforación el 5 de julio de 1999, su finalidad evaluar prospectos profundos reconocidos en la interpretación sísmica y situados en la culminación de un anticlinal ubicado en un tren estructural de orientación meridiana en la faja piedemonte, con cierre en todas la direcciones, originado por pliegues por flexión de falla en rocas de la edades Devónicas, con una profundidad final programada en 6749 metros.

Sus objetivos primarios la formación Huamampampa Norte, correlacionada con los pozos, esta formación estaría compuesta por areniscas muy finas, cuarziticas, que podrían que podrían ser una diferenciación litofacial de la formación Los Monos, y la formación Huamampampa tradicional, el igual o similar a la perforada en el sur de Bolivia y noroeste de la Argentina, con altos contenidos de gas. Como objetivos secundarios, se considera la posibilidad de encontrar nuevos reservorios asignados a edades del periodo Carbonífero, Cretácico y Terciario, los mismos con ocurrencias de Gas – Condensado o Petróleo.

1.2. DELIMITACIÓN

1.2.1 Límite geográfico

El trabajo de estimulación por fracturamiento hidráulico se realizara:

Departamento: Santa Cruz.

Provincia: Cordillera.

Campo: El Dorado.

Pozo: DRD-X1001

Titular: YPFB CHACO S.A.

1.2.2 Límite temporal

El tiempo estimado para la realización del proyecto abarcará desde el 2do semestre del año 2010 hasta el 1er semestre del año 2011.

1.2.3 Límite sustantivo

El trabajo estará sustentado en los conocimientos adquiridos en la universidad además estará sustentado en las teorías aplicadas para estimulación mediante fracturamiento hidráulico.

1.3 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

Para la aplicación de la estimulación mediante fracturamiento hidráulico el pozo a ser estimulado siempre debe presentar una o ambas de las siguientes condiciones que son las causales de su baja productividad:

- Baja permeabilidad.

- Daños en la formación.

Siendo una de estas dos condiciones el caso particular del pozo DRD X-1001, ya que tiene un daño en la formación (Skin Efect) de 3.65.

Podemos plantearnos una serie de preguntas para entender de mejor manera la problemática:

- ¿Para qué se debe aplicar presión hidráulica en la formación?

- ¿Porque extender la fractura más allá del punto de