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Seleccin de Pozos Candidatos a Estimulacin. Caso Campo Colorado.

JONATAN CELIS CASTELLANOS

OSCAR ARTURO LEN GIRAL

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Seleccin de Pozos Candidatos a Estimulacin. Caso Campo Colorado.

JONATAN CELIS CASTELLANOS

OSCAR ARTURO LEN GIRAL

Trabajo de grado presentado como requisito para optar al ttulo de

Ingeniero de Petrleos

DIRECTOR:

FERNANDO CALVETE

I i d P t l M S

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DEDICATORIA

Los autores dedican este trabajo de investigacin a Dios, sus padres, familiares yamigos.

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AGRADECIMIENTOS

A Jehov Dios que me diste la oportunidad de vivir, regalarme una familia

maravillosa, por la educacin que me dio de la vida, por haberme permitido

estudiar y por haber puesto en mi camino a aquellas personas que han sido mi

soporte y compaa durante todo este tiempo.

A mi pap por su apoyo incondicional, por creer en m, por su forma de ser la cual

es un ejemplo a seguir, por sus consejos, su paciencia, su amor, por ensearme

las cosas ms importantes en la vida, por sus esfuerzos y sacrificios para

formarme, darme valores, principios y ser la persona que soy.

A mis hermanos Jerzon, Ruth, Lidia y Davicito, gracias por estar conmigo, darme

las fuerzas, apoyarme siempre, su proteccin, por ser la motivacin para no parar

sino avanzar siempre, por aguantarme, porque a todo en mi vida le han sacado lo

bueno han hecho q todo sea alegra y sin ellos no hubiera logrado nada.

A Martica Celis por su esfuerzo y dedicacin, por su trato, su tiempo, aguantarme,

su preocupacin, su amor, porque ha llegado a ser una mam para m.

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A mi director de Tesis, Msc Fernando E. Calvete, por su tiempo, su gua, supaciencia, han sido fundamentales para el desarrollo de este proyecto.

A Fernando Prez por las bases que nos dio sin ellas hubiera sido muchsimo

ms difcil todo, por su ayuda incondicional y lo ms importante su amistad.

A los ingenieros: Carlos E. Medina, Manuel G. Jaimes, por compartir sus

conocimientos, por sus consejos y apoyo, Gilma Contreras por su paciencia y

comprensin y apoyo y a mi amigo Edgar A. Suarez que me ayudo en todo

sentido, por su apoyo, su confianza, por las charlas, los consejos, y sobre todo su

amistad.

A la Familia Len Giral, y la Familia Giral por su apoyo, disposicin y colaboracin.

A mis amigos: Dairo, Rolando, Gustavo, Yorguin, Amaro, Jorge, Marlon B., Marlon

M., Jorge Torres, Joaqun, Nicols, Vctor, Juan Manuel, Lucho, Habib, Eisen,

Felipe, Sergio, Cesar, Leonardo, Edward; me alegro de haber pasado estos aos

con ustedes.

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AGRADECIMIENTOS

En primer lugar quiero agradecer a Dios por bendecirme para llegar hasta donde

he llegado, por ser mi fuente espiritual y gua durante toda mi vida.

A mi pap Arturo Len R. y mi mam Yaned Giral R. por su amor, constante

apoyo, consejos y confianza en m, les debo todo.

A mis abuelos Luis Antonio Giral, por su apoyo, ejemplo y por ensearme la

honestidad y el trabajo, Julia Rojas por sus sacrificios, dedicacin y apoyo,

Mercedes Rozo por su cario y ejemplo y Arturo Len mi constante compaa

desde el cielo.

A mi hermanita Juliana por su cario, comprensin, apoyo y cuidar de mis papas

mientras no estuve. Gracias, ustedes son mi motivacin para hacer las cosas bien.

A mis tos, tas, primos y primas por sus concejos, afecto, apoyo y presencia

incondicional. A Luis Eduardo siempre estuvo ah.

Al ingeniero Fernando Calvete, nuestro Director de Tesis, gracias por todo el

tiempo dedicado y por sus consejos

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Felipe, Juan Carlos, Pedro, Nicols, Diego, Leonardo, Fabio, Ludwing, Joaqun yElkin con quienes he compartido mi vida.

A Jonatan Celis Castellanos, mi compaero de tesis, mi amigo, mi hermano, la

vida nos enseo que nada es regalado, ahora le ensearemos a la vida que todo

nos lo hemos ganado, que la fuerza te acompae.

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TABLA DE CONTENIDO

Pg.

INTRODUCCIN 1

1. GENERALIDADES DE LA ESTIMULACIN DE POZOS 2

1.1. ANTECEDENTES HISTRICOS DE LA ESTIMULACIN 2

1.1.1. Historia de la acidificacin. 3

1.1.2 Historia del fracturamiento. 4

1.2 TIPOS DE ESTIMULACIONES 5

1.2.1. Succin. 6

1.2.2. Inyeccin de fluidos. 7

1.2.3. Fracturamiento de estratos. 8

1.2.4. Acidificacin. 10

1.3. NDICE DE PRODUCTIVIDAD Y RELACIN DEL

COMPORTAMIENTO DEL FLUJO DE ENTRADA

12

1.3.1. ndice de productividad (IP). 12

1 3 2 P di i d l l i d l t i t d l fl j d 16

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TABLA DE CONTENIDO

Pg.

2.1 METODOLOGA SIGMA 28

2.1.1. Circunstancias donde el proceso de ingeniera SIGMA es

particularmente aplicable.

30

2.1.2. Implementacin del proceso SIGMA. 30

2.2. METODOLOGA PASS 33

2.2.1. ndice de eficiencia del reacondicionamiento (WOE). 34

2.2.2. ndice de heterogeneidad (HI). 34

2.2.3. ndice de eficiencia del completamiento (CEI). 36

2.3 METODOLOGA PARA LA SELECCIN DE POZOS

CANDIDATOS A ESTIMULACIN CAMPO SANTA CLARA.

38

3. METODOLOGA SELECCIN DE POZOS CANDIDATOS A

ESTIMULACIN

41

3.1. ADQUISICIN DE INFORMACIN 41

3.2. ANLISIS POR POZOS 42

3 3 ANLISIS Y SELECCIN DE INTERVALOS 43

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TABLA DE CONTENIDO

Pg.

5. SELECCIN DE POZOS CANDIDATOS PARA TRABAJOSDE ESTIMULACIN CASO CAMPO COLORADO

63

5.1 METODOLOGA PARA LA SELECCIN DE POZOS 63

5.1.1.. Paso1. Adquisicin de informacin. 63

5.1.2. Paso 2. Anlisis por pozos. 65

5.1.3. Paso 3. Anlisis de los intervalos 685.1.4. Paso 4. Revisin del estado de los intervalos 70

5.1.5. Paso 5. Clasificacin de los intervalos por potencial de

produccin.

70

5.1.6. Paso 6. Modelamiento. 74

5.1.7. Paso 7. Lista de pozos candidatos y produccin. 825.2. RESULTADOS DE LA METODOLOGA 83

6. CONCLUSIONES. 95

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LISTA DE TABLAS

Pg.

Tabla 1. Saturacin de agua. 54

Tabla 2. Saturacin de agua promedio por bloque 55

Tabla 3. Porosidad y espesor promedio neto. 56

Tabla 4 Datos bsicos PVT. Campo Colorado. 56

Tabla 5. Seleccin de intervalos estado. 72

Tabla 6. Anlisis de intervalos por potencial de produccin. 73

Tabla 7. Anlisis Skin. 75

Tabla 8. Anlisis de Q incremental. 77

Tabla 9. Tabla construccin de IPR actual. 79

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LISTA DE FIGURAS

Pg.

Figura 1. Disposicin de los elementos requeridos para succionar e

inducir el flujo de petrleo de un estrato cuya permeabilidadesta obstruida.

6

Figura 2. Fracturamiento de un estrato e inyeccin de material solido

para lograr mejor productividad del pozo.

9

Figura 3. Disposicin de elementos requeridos para estimular el pozo

mediante la inyeccin de acido.

11

Figura 4. Representacin grfica del IP. 14

Figura 5. Relacin del comportamiento del flujo de entrada (IPR). 16

Figura 6. Grafica de Vogel para FE = 1. 18

Figura 7. Mapa conceptual metodologa. 47

Figura 8. Localizacin Campo Colorado. 50

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LISTA DE FIGURAS

Pg.

Figura 15. Estado mecnico del pozo Colorado 3. 67

Figura 16. Diagrama de produccin(OFM)Colorado 3. 68

Figura 17. Registros SP, resistividad corta, y resistividad profunda, para

los intervalos 4352-4365y 4380-4394.

71

Figura 18. Tabla de escenarios y magnitudes caractersticas de Skin. 75

Figura 19. IPR actual 81

Figura 20. IPR escenarios de Skin. 80

Figura 21. Curva Outflow. 82

Figura 22 Superposicin de curva Outflow sobre la curva IPR 83

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LISTA DE FIGURAS

Pg.

Figura 28. Curvas IPR pozo Colorado 35 86








Figura 36 Curvas IPR pozo Colorado 67 90

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TITULO: SELECCIN DE POZOS CANDIDATOS A ESTIMULACIN, CASO CAMPOCOLORADO1.

AUTORES: JONATAN CELIS CASTELLANOS.

OSCAR ARTURO LEN GIRAL2.

PALABRAS CLAVES: Estimulacin de Pozo, Modelamiento, Propiedades Petrofsicas,Permeabilidad, Viscosidad, IPR. J.

RESUMEN

El presente trabajo de grado tiene como objetivo presentar la aplicacin de la metodologa deseleccin de pozos candidatos a trabajos de estimulacin del Campo Colorado, dentro de lasestrategias de aumento de produccin a corto plazo del proyecto campos maduros, para el CampoEscuela Colorado, Universidad Industrial de Santander.

El trabajo de grado se dividi en tres partes; la primera parte donde se realizo el estudio yrecopilacin del las generalidades tanto de la estimulacin, como las del Campo Escuela Colorado,en la segunda parte se realizo el desarrollo de la metodologa de seleccin de pozos candidatos a

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TITLE: SELECTION OF CANDIDATES FOR STIMULATION WELLS, CASE FIELD COLORADO3.

AUTHORS: JONATAN CELIS CASTELLANOS.

OSCAR ARTURO LEN GIRAL4.

KEYWORDS: Well Stimulation, Modeling, Petro physical Properties, Permeability, Viscosity.

ABSTRACT.

The objective of this thesis is to present the application of the Selection of Wells Candidates forStimulation Methodology in Colorado Field, one of the strategies for increasing production in ashort-term within Mature Field Projects for Colorado Field at Industrial University of Santander.

The degree work was divided into three parts: the first part where you conducted the study andcollection of generalities of stimulation such as the Colorado Field, second part was performed todevelop the methodology for selecting wells stimulation candidates and third party developedmethodology was implemented to Colorado Field.

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INTRODUCCIN.

Durante las diferentes etapas de la vida productiva de un campo petrolero, se

observa en un alto porcentaje de los pozos, una disminucin de sus potenciales de

produccin debido a uno o varios de los siguientes factores: prdida de energadel yacimiento, daos de formacin, variacin de las reas de drenaje, conificacin

de acuferos, digitacin de acuferos, avances de la capa de gas, variacin de los

modelos de inyeccin - produccin, etc, y es la razn por la cual se debe recurrir al

empleo de tcnicas, desarrollo de metodologas, implementacin de soluciones

tecnolgicas y anlisis del comportamiento de los pozos que permitan generarrecomendaciones sobre como optimizar la produccin de estos y del campo

productor con la mayor probabilidad de xito.

Los campos maduros requieren una atencin integrada para mejorar su

rentabilidad, pues presentan principalmente las siguientes oportunidades de

mejoramiento: declinacin de la produccin, costos de produccin, bajo Factor de

Recobro, eficiencia de los sistemas de Produccin, Aplicacin de Tecnologas.

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1. GENERALIDADES DE LA ESTIMULACIN DE POZOS

Durante el perodo de la terminacin del pozo, o durante la vida productiva del

pozo, se presentan situaciones en las que el estrato productor no descarga

fcilmente el supuesto volumen de hidrocarburos hacia el pozo. Algunas veces

esta inconveniencia puede ser sencilla y de fcil correccin, pero otras veces se

puede presentar muy difcil y casi imposible.

El conjunto de operaciones que se han desarrollado para solucionar o corregir

estos problemas es lo que se conoce como estimulacin de pozos. A

continuacin se realizara una breve resea de la historia de la estimulacin, para

luego continuar con una descripcin de los tipos de estimulaciones.

1.1. ANTECEDENTES HISTRICOS DE LA ESTIMULACIN

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1.1.1. Historia de la acidificacin.

La acidificacin debe ser considerada una de tcnicas de estimulacin ms

antiguas que actualmente aun se utiliza. Los registros antiguos indican que los

primeros tratamientos con acido fueron realizados probablemente en 1985.

Herman Frasch, principal qumico en la Standard Oil Companys Solar Refinery en

Lima, Ohio, fue considerado como el creador de esta tcnica.

La primera patente de acidificacin, public el 17 de marzo de 1896, que Frasch

utiliz un reactivo (cido clorhdrico) que reaccionara con piedra caliza para

producir productos solubles. Estos productos solubles entonces fueron producidos

desde la formacin con los fluidos del pozo. Aunque fue un xito, por algunas

razones desconocidas el uso del cido declin y no hay evidencia de acidificacin

disponible durante los 30 aos que sobrevienen.

Muchos han descrito que la era moderna de la acidificacin comenz en 1932 con

discusiones entre el Pure Oil Co. y la Dow Chemical Co. Pure tena pozos de

t l l i d Mi hi d d D t t bi d

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Se observ que el cido atacara las superficies de la fractura, no permitiendo deesa manera el cierre completo.

1.1.2. Historia del fracturamiento.

Los primeros intentos de fracturamiento hidrulico fueron hechos en 1947 en el

campo de gas de Hugoton en Grant County, Kansas, usando gasolina espesa

Napalm seguido por un gel rompedor. Los resultados no eran buenos, pero el

concepto fue introducido en un documento escrito por J.B. Clark de Stanolinden

1948. En 1949 el proceso fue patentado y a Halliburton se le dio un permiso

exclusivo en el nuevo proceso.

Los primeros dos intentos de fracturamiento comerciales fueron realizados el 17

de marzo de 1949 en Stephens County, Oklahoma y en Archer County, Texas.

Estos tratamientos fueron completados usando Lease crude o una mezcla de

petrleo crudo y gasolina y aproximadamente 100 a 150 libras de arena. Debido a

los resultados excepcionales de estos primeros dos intentos, el uso del

fracturamiento hidrulico como un medio para aumentar la produccin crecieron

id t t d l E E U U h t l t 3000 t b j

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Antes de 1981, ms de 800,000 tratamientos se haban realizado. A partir de

1988, esto aumento hasta excederse a ms de 1 milln. Aproximadamente del 35

al 40% de todos los pozos actualmente perforados estn hidrulicamente

fracturados. Los clculos indican que aproximadamente el 75% de los pozos que

han sido fracturado han aumentado la produccin.

Muchos campos siguen en explotacin hoy debido al uso de tcnicas de

fracturamiento hidrulico. Alrededor del 25 al 30% de reservas totales de los

E.E.U.U. se ha hecho econmicamente producible por el proceso. El

fracturamiento es responsable de aumentar las reservas de petrleo de

Norteamrica en 8 mil millones barriles. Adems de crear las fracturas para

mejorar la productividad del pozo, el fracturamiento hidrulico puede tambin ser

usado para ayudar a superar el dao del pozo, ayuda en operaciones secundarias

de recuperacin, y ayuda a inyectar y a eliminar desechos de la industria y de la

salmuera6.

1 2 TIPOS DE ESTIMULACIONES

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1.2.1. Succin.

La succin es el tipo de estimulacin ms sencillo, se utiliza para solucionar los

problemas causados por los fluidos durante la perforacin y la terminacin, debido

a que el fluido de perforacin impone contra la pared del pozo una presin algo

mayor que la mayor presin que pueda tener cualquier estrato. Esta diferencia de

presin hace que la parte lquida del fluido as como partculas micromtricas de

sus componentes slidos se filtre hacia la periferia del hoyo. Si esta invasin es

muy severa y extensa deteriora marcadamente la permeabilidad del estrato

productor en las inmediaciones del hoyo.

Figura 1. Disposicin de los elementos requeridos para succionar e inducir el flujo de petrleo de

un estrato cuya permeabilidad esta obstruida.

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As, cuando se realizan los intentos para poner en produccin el pozo no seobtendr la tasa de produccin esperada. Al no obtener el flujo esperado, se

procede a intentar remediar el dao induciendo al pozo a fluir succionndolo.

Los objetivos de la succin son limpiar la periferia o zona invadida del pozo y

restablecer la permeabilidad e inducir el flujo del pozo utilizando la energa natural

del yacimiento.

Generalmente en una zona con buen prospecto unas pocas estimulaciones son

suficientes, pero en algunos casos, se realiza el proceso varias veces sin obtener

repuesta, en ese momento se debe pensar en utilizar otro mtodo para inducir el

pozo a produccin.

1.2.2. Inyeccin de fluidos.

Si el pozo no puede ser inducido a produccin por succin, podemos decir que el

dao en la permeabilidad en las cercanas del hoyo es elevado y debe ser

id

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desplazamiento y la accin de limpieza por empuje de las partculas que obstruyentanto los poros como los canales de flujo.

Los factores que indican los procedimientos y los volmenes de fluidos de

inyeccin y aditivos, la presin de inyeccin son las caractersticas de la roca, el

espesor del estrato a tratar y todos los datos obtenidos de los estudios realizados

en corazones, ripios y registros del pozo.

1.2.3. Fracturamiento de estratos.

Cuando la inyeccin de fluidos no da los resultados esperados o no se considera

una opcin para estimular el pozo, pero es considerado un pozo potencial para la

extraccin de hidrocarburos se puede realizar una inyeccin de fluidos con la

intencin de fracturarlo, el fluido inyectado a alta presin hace un efecto de cua

sobre el estrato escogido para ser fracturado, as se crean canales de flujo

preferencial en la periferia del pozo aumentando la permeabilidad de la zona.

P t i t t t t l i id d

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En las operaciones de fracturamiento al fluido de fractura se le agrega un materialsolido de buen tamao, seleccin, circularidad, distribucin del agregado,

resistencia, densidad y calidad, a este material se le conoce como propante o

apuntalante y se agrega con el fin de ofrecer una cua estable, porosa y

permeable que mantiene abierta y con buenas condiciones de flujo a la fractura

inducida

Figura 2. Fracturamiento de un estrato e inyeccin de material slido para lograr mejor

productividad del pozo.

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Con el desarrollo de esta tcnica y su mejoramiento aumenta las zonasfracturadas y el tamao de los espesores de estratos a fracturar mejorando as las

posibilidades de aumentar la produccin de pozos con buenos potenciales.

1.2.4. Acidificacin.

Una de las tcnicas ms antiguas de estimulacin de pozos empleadas por la

industria es la acidificacin de los estratos con potencial de produccin, la

acidificacin como tcnica de estimulacin es utilizada desde el ao de 1895.

Lo que se busca con la acidificacin es disolver con el cido clorhdrico (HCl) en

solucin de 15%, el carbonato de calcio (CaCO3, caliza) presente en algunas

rocas petrolferas, al disolver la caliza se forman canales de flujo preferencial en el

estrato acidificado.La reaccin qumica se realiza segn la siguiente frmula:

2HCl + CaCO3 = CaCl2 + H2O + CO2

L d t d l i l d l i di id d b l

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disminuir el carcter corrosivo de los cidos clorhdricos y frmicos en las tuberasy en los equipos de acidificacin.

Figura 3. Disposicin de elementos requeridos para estimular el pozo mediante la inyeccin de

acido.

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Gelatinosos.

Entre los factores ms importantes que se evalan son la viscosidad, densidad,

temperatura, presin, penetracin y celeridad o amortiguacin de la reaccin con

el fin de obtener el mejor resultado en la acidificacin.

1.3. NDICE DE PRODUCTIVIDAD Y RELACIN DEL COMPORTAMIENTO

DEL FLUJO DE ENTRADA

La relacin entre la tasa de flujo y la cada de presin de un medio poroso es muy

compleja y depende de parmetros tales como las propiedades de la roca,

propiedades de los fluidos, regmenes de flujo, fluido de saturacin de la roca,

compresibilidad de los fluidos fluyendo, dao a la formacin o estimulacin,

turbulencia, presin del yacimiento y mecanismos de desplazamiento. Esta

relacin es llamada ndice de productividad (IP).

Ahora, el flujo de fluidos desde el yacimiento hacia el pozo es llamado flujo de

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Matemticamente est definido como la relacin entre la razn de flujo y la cada

de presin del yacimiento8:

= = 2 1

Donde J es el ndice de productividad, q es la razn de flujo del pozo, RP es la

presin media del yacimiento y Pwf es la presin en el fondo del pozo mientras

est fluyendo. Si se resuelve esta ecuacin para Pwfen trminos de q (ecuacin 2)

se puede ver que una grafica de PwfVs. q en coordenadas cartesianas resulta en

una lnea recta con una pendiente de1/J, como sigue:

= 2

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Figura 4. Representacin grfica del IP.

Fuente:NIND T, E. W. Fundamentos de produccin y mantenimiento de pozos petroleros. 1987.

Si se usa la ley de Darcy para el flujo radial de un lquido homogneo de poca

compresibilidad que est contenido en un yacimiento horizontal uniforme, en

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ahora bien, como el factor de dao S es inversamente proporcional al ndice de

productividad, este ltimo presenta valores bajos cuando la formacin tiene un

factor de dao alto.

Debido a que para formular esta ecuacin se asumi que la presin media del

yacimiento est por encima del punto de burbuja podemos asegurar que su ndice

de productividad es constante y que la grfica que la describe es como la de la

figura 4.

Si la cada presin de un yacimiento horizontal y circular, con flujo de fluido

monofsico (aceite y agua) y composicin uniforme no ha llegado a tocar los

lmites exteriores del yacimiento, es decir, el yacimiento se encuentra en estado

transitorio, se puede definir su ndice de productividad como sigue:

S87.023.3rc

Kt

logB6.162

PPKhq

2wt

oo

wf (4)

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1.3.2. Prediccin de la relacin del comportamiento del flujo de entrada

(IPR).

Es conveniente tener en cuenta que mientras el valor de la presin de fondo

fluyendo se mantenga sobre la presin de saturacin o de burbujeo, no habr gas

libre en la formacin y el J se mantendr constante. Ahora bien, en el momento en

que la presin de fondo fluyendo est debajo de la presin del punto de burbujeo

debe esperarse que J deje de ser una constante y que la relacin entre la razn de

flujo del pozo q y la presin de fondo fluyendo Pwfdeje de ser lineal tomando una

forma curvada como la de la figura 59.

Figura 5. Relacin del comportamiento del flujo de entrada (IPR).

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Con el fin de describir el comportamiento del flujo de entrada (IPR) se han

desarrollado algunos mtodos empricos que buscan correlacionar la tasa de flujo

y la presin de fondo fluyendo de un pozo. Estos mtodos sern presentados en

esta seccin. La mayora de estos mtodos requieren de, por lo menos, un valor

de q y de Pwf obtenidos de una prueba de presin. Una de las consideraciones

importantes que se hacen en estos mtodos es que la presin media del

yacimiento (RP ) se asume constante.

1.3.3. Mtodo de Vogel.

Vogel10 desarroll una ecuacin emprica para la forma del IPR de un pozo

productor de aceite que se encuentra en un yacimiento saturado. Aunque este

mtodo fue propuesto slo para yacimientos saturados con empuje de gas

disuelto, se ha encontrado que puede ser usado para cualquier yacimiento en el

cual la saturacin de gas aumente con la cada de presin.

Vogel tambin consider que no haba dao en la formacin, es decir, S = 0. A

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2

R

wf

R

wf

max P

P8.0P

P2.01q

q

(5)

Figura 6. Grafica de Vogel para FE = 1.

Fuente: DALE BEGGS, H. Production optimization using nodal analysis. 2001.

El IPR para un pozo con un ndice de productividad constante, es decir, un pozo

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Tambin se ha visto que para pozos con alto corte de agua el mtodo de Vogel ha

dado buenos resultados. Ahora bien, en este caso la relacin q/qmax puede ser

remplazada por ql/q(mx)l, donde ql= q + qw.

Vogel en su artculo original slo consider casos en los cuales el yacimiento

estaba saturado y el factor de dao era cero. El mtodo de Vogel tambin puede

ser aplicado para yacimientos subsaturados cuando PwfPb.

Yacimientos saturados con factor de dao cero.11 Para desarrollar el

IPR para un yacimiento saturado es necesario primero calcular qmxutilizando una

prueba de presin en la ecuacin 5 y luego calcular para varios valores de Pwflos

valores de qmx correspondientes utilizando tambin la ecuacin 5. Estos datos

tambin se pueden obtener usando la figura 6.

Yacimientos subsaturados con factor de dao cero12. En este tipo de

yacimientos se pueden considerar dos casos especficos para los cuales aplicar el

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Ahora bien, con el fin de desarrollar el IPR para valores de PwfPbse utilizan los

datos ya calculados y se remplazan en la ecuacin 8. El IPR para valores de Pwf

Pbes lineal.

2

b

wf

b

wfb

bPP8.0

PP2.01

8.1JPqq (8)

Considerando ahora el segundo caso, para cuando la presin de fondo fluyendo

est por debajo del punto de burbuja, los primeros clculos que se deben hacer

son el de J remplazando la prueba de presin en la ecuacin 7 y el de qbutilizandola siguiente ecuacin:

)PP(Jq bRb (9)

Luego de haber calculado J y qb, para desarrollar el IPR para valores de PwfPb,

se utiliza la ecuacin 8. El IPR para valores de Pwf Pb es lineal y puede ser

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En todos los casos se encontr que las curvas de presin para estos yacimientos

de aceite seguan la misma forma general utilizada para expresar el IPR para

pozos de gas. Esto es:

=

(10)

Donde C es el coeficiente de flujo y n es un exponente dependiente de las

caractersticas del pozo. Para las pruebas de los yacimientos analizados por

Fetkovich el valor de nestuvo entre 0,568 y 1,00. La aplicabilidad de la ecuacin

18 para pozos de aceite fue justificada escribiendo la ecuacin de la ley de Darcy

como sigue:

= .

.

+

()

(11)

donde,

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41/146

donde,

= . .

+

De su definicin matemtica se puede inferir que este coeficiente es directamente

proporcional a K y h, pero inversamente proporcional al dao que presente la

formacin.

Se asumi que para P Pb, Kro es igual a uno y que o y o pueden ser

considerados constantes para cuando 2/)PP(P bR . Tambin se asumi que

para P Pb, f(p) puede ser expresado como una funcin lineal de presin como

sigue:

= +

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42/146

Una vez se determinan los valores de C y n de las pruebas de presin, se puede

utilizar la ecuacin 18 para desarrollar una grfica de IPR completa. Hay que tener

en cuenta que se necesitan por lo menos dos valores de pruebas de presin para

determinar C y n, asumiendo queR

P es conocido.

Una grfica log-log de 2wf

2

R PP Vs. q resultar en una lnea recta de pendiente 1/n

y un intercepto de q = C para un valor de 1PP 2wf

2

R . Una vez se ha determinado

n, C tambin puede ser calculado usando cualquier punto sobre la lnea usando la

siguiente ecuacin:

= (13)Existen tres tipos de pruebas de presin que son comnmente utilizadas en los

pozos de gas para determinar los valores de C y n. Estas pruebas tambin pueden

ser usadas en pozos de aceite. El tipo de prueba a escoger depende del tiempo deestabilizacin del pozo, el cual es una funcin de la permeabilidad del yacimiento.

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43/146

normalmente se presenta cuando la produccin de aceite es muy alta. La ecuacin

desarrollada es como sigue:

= + (14)

donde C es el coeficiente de flujo laminar estndar o de Darcy y D es el coeficiente

de turbulencia y se definen como sigue:

=

.

+

.

= .. Donde hp es el espesor del intervalo perforado y es un factor de turbulencia

definido como:

= .

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44/146

1.3.6. Factores que afectan el ndice de productividad (IP) y la relacin del

comportamiento del flujo de entrada (IPR)14.

Como ya se anot, son varios los factores que influyen y afectan el IP y el IPR. En

esta seccin se discutirn algunos de estos factores que pueden causar

variaciones en el IP y en el IPR.

Efectos de la presin y la fase de los fluidos del yacimiento.Cuando la

presin inicial del yacimiento est por encima del punto de burbuja se puede

asegurar que no existir gas libre en ninguna parte del yacimiento.

Ahora bien si en algn punto del yacimiento la presin de ste desciende hasta ser

menor que el punto de burbuja entonces se formar gas libre y la permeabilidad

relativa del aceite se reducir, adems si el pozo est produciendo a una tasa que

requiera un presin de fondo fluyendo menor que la presin de burbuja la

permeabilidad relativa del aceite y por ende J tendrn valores ms bajos.

Ahora, si la presin de yacimiento baja y alcanza valores por debajo del punto de

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45/146

La permeabilidad relativa est definida como la razn entre la permeabilidad

efectiva de un determinado fluido y la permeabilidad absoluta de la roca. La

permeabilidad relativa del gas decrecer si crece la saturacin de lquidos en el

yacimiento, bien sea por condensacin retrograda o por formacin de agua en los

poros.

Efectos de la viscosidad del aceite. Cuanto ms viscoso sea el aceite

ms difcil ser su flujo y por ende su J ser menor. La viscosidad del aceite,

cuando ste est por encima del punto de burbuja y se considera temperatura

constante, decrece si la presin del yacimiento decrece. Ahora bien, cuando la

presin del yacimiento se encuentre por debajo del punto de burbuja es de esperar

que la viscosidad del aceite se incremente con la disminucin de la presin debido

a que el aceite comienza a liberar gas perdiendo as las molculas ms livianas.

Efectos del factor volumtrico de formacin. El Bo es inversamente

proporcional a J. Como ya se sabe, a medida que el aceite pierde presin se debe

esperar que est comience a expandirse, pero cuando alcanza el punto de burbujael gas que se libera hace que el aceite se contraiga.

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46/146

han hecho trabajos de estimulacin a la formacin la cada de presin va a ser

menor y esto causar que J se incremente.

Por esta razn es importante realizar trabajos de estimulacin a la formacin que

permitan incrementar J y por ende incrementar la produccin.

Efectos del mecanismo de empuje. Como ya se consider, es posible

definir un rango de porcentaje de recuperaciones para cada mecanismo de

empuje. Por ende la tasa de produccin tambin se ver afectada por el tipo de

mecanismo de empuje que haya en el yacimiento, lo cual indica que el J ser

mayor para el mecanismo de empuje que proporcione una tasa de produccin

mayor.

De cualquier forma es importante tener en cuenta que no es posible describir el

comportamiento J teniendo en cuenta slo este factor; es necesario tener en

cuenta otros factores ms influyentes.

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47/146

2. METODOLOGAS PARA LA SELECCIN DE LOS POZOS Y DE LOS

INTERVALOS CANDIDATOS A TRATAMIENTOS DE ESTIMULACIN

Existen varias metodologas para la seleccin de los pozos y de los intervalos

candidatos a tratamientos de estimulacin. Para este trabajo se analizarn las

metodologas SIGMA , PASS y la implementada en el Campo Santa Clara

debido a que son las ms utilizadas para la seleccin de pozos a estimular.

Primero se realiz un anlisis a la metodologa SIGMA15con el fin de encontrar los

beneficios, dificultades y desventajas de la aplicacin de la misma, luego se

realiz el mismo estudio con la metodologa PASS16.

2.1. METODOLOGA SIGMA

El ti bj ti li i l t d l di

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48/146

ejecucin de las operaciones de estimulacin. El proceso tambin incluye un

anlisis econmico detallado de las operaciones a ejecutar.

El proceso de ingeniera SIGMA consiste en un anlisis del diseo,

implementacin y efectividad de operaciones de estimulacin buscando

seleccionar los mejores pozos y las mejores zonas a ser intervenidas a travs de

las mejores tcnicas de colocacin.

La manera de desarrollar el proceso se basa en el trabajo en equipo entre las

compaas realizadoras del proyecto para disear e implementar los procesos

ptimos y evaluar de igual manera el desempeo y la implementacin de mejoras.

Hay que resaltar la importancia de las lecciones aprendidas y las mejores

prcticas implementadas hasta el momento en la ejecucin de las operaciones

para incluirlas dentro del proceso de ingeniera.

Una vez implementado el proceso se pueden obtener datos valiosos aun para unmejor entendimiento del yacimiento y descripcin mejorada del mismo.

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49/146

2.1.1. Circunstancias donde el proceso de ingeniera SIGMA es

particularmente aplicable.

La metodologa SIGMA es un proceso implementado con el fin de impactar el

potencial de las operaciones y de incrementar la produccin del campo durante un

intervalo de tiempo determinado. Algunas circunstancias de aplicacin particular

del proceso seran:

Desempeo actual de las operaciones por debajo del desempeo histrico.

Operadores con propiedades econmicamente marginales pueden usar el

proceso SIGMA con el fin de determinar completamientos menos costosos que se

ajusten a los caudales de produccin.

El proceso SIGMA se hace apropiado para yacimientos problemticos

donde los completamientos son a menudo abortados o no se llevan a cabo de

manera satisfactoria por alguna razn desconocida.

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Evaluacin del desempeo y resultados de las operaciones actuales.

Descripcin del yacimiento.

Proposicin de mejoramientos.

Prediccin de resultados.

Diseo de los tratamientos.

Ejecucin de los tratamientos.

Monitoreo y evaluacin de resultados.

Incorporacin de resultados al proceso para retroalimentar los modelos.

Revaluacin resultados y actualizacin de modelos.

Presentacin del anlisis de resultados.

Incorporacin el conocimiento ganado en el diseo y ejecucin del siguiente

tratamiento (proceso iterativo).

El proceso comienza con el estudio de un yacimiento o rea especfica y requiere

que se identifiquen los pozos relevantes a ser estudiados. Las caractersticas del

yacimiento se describen utilizando los datos disponibles.

Modelos de programas de computador aceptados por la industria y de reconocido

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51/146

Seguido al estudio es necesario analizar las operaciones de perforacin y

completamiento ejecutadas de modo que se determine su impacto en los

tratamientos de estimulacin.

La empresa desarrolladora del proyecto est comprometida en el uso de paquetes

de simuladores de ltima tecnologa y de amplio uso en la industria como son:

Frac Pro PT, programa usado para adquisicin de datos y ajuste de

presiones en el fracturamiento.

GOHFER: Programa de diseo y anlisis de fracturamiento orientado a

simulacin tipo malla en tres dimensiones.

WEM: Well Evaluation Model (Marca registrada de PE Moseley and

Associates): Para anlisis de produccin.

QUIKLOOK: Simulador numrico de yacimientos para operaciones de

estimulacin y control de agua /gas.

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52/146

STIM2001: Programa de diseo de operaciones de estimulacin qumica.

El uso de estos software proporciona un alto nivel de confianza en los resultados

de la metodologa.

2.2. METODOLOGA PASS

La metodologa PASS (Performance Assessment and Surveillance System

Sistema de Monitoreo y Evaluacin del Desempeo) que se desarroll con el

programa OFMTM (Oilfield Manager) tiene con fin evaluar en forma sistemtica y

estructurada el desempeo del yacimiento y presentar recomendaciones para

realizar trabajos de estimulacin y recompletamientos de pozos.

El estudio inicia con el anlisis del desempeo de las arenas horizontales

individuales. Luego, estas arenas son integradas verticalmente en un anlisis de

zonas productoras logrando los objetivos finales. Para el anlisis horizontal, elprocedimiento bsico para cada arena consiste en construir una base de datos

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ndice de eficiencia del reacondicionamiento (Work-Over Efficiency, WOE).

ndice de heterogeneidad (HI).

Eficiencia del completamiento (CEI).

2.2.1. ndice de eficiencia del reacondicionamiento (WOE)17.

Los tratamientos de estimulacin se han clasificado en tres grandes categoras:

fracturamiento, breakdown y qumica. La meta de este estudio es analizar las

diferentes tcnicas de estimulacin y clasificarlas de acuerdo con el desempeo

incremental de las tasas de petrleo que producen los pozos. Las tasas de

petrleo se miden tres meses antes y tres meses despus del tratamiento y se

calcula la relacin de mejora. Esta relacin se analiza en grficas mltiples para

tener una clara idea de su eficiencia en la produccin de los pozos. El anlisis se

realiza a diferentes niveles: arenas individuales.

18

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54/146

Reese present el concepto de ndice de heterogeneidad. La idea es comparar

cada pozo individual en un campo con el comportamiento promedio de todos los

pozos en dicho campo (o regin o bloque). Esto se puede lograr aplicando la

siguiente ecuacin:

= 11Para realizar el anlisis HI se utilizan los siguientes pasos.

Normalizar los datos de produccin a la fecha de la primera produccin de

petrleo para todos los pozos en la base de datos.

Calcular la produccin promedio de todos los pozos y guardarla en

memoria.

Sacar la relacin entre la produccin de cada pozo y la produccinpromedio del paso anterior.

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siempre ser la disponibilidad de datos.

Las grficas de heterogeneidad se llaman Cross-Hair plots. Son grficas de

dispersin (o grficas X-Y) con el valor acumulado a travs del tiempo de los

ndices de heterogeneidad (HI) en los dos ejes. Generalmente la escala se

establece para que el origen de los ejes, que es el punto donde yace el promedio

(o la lnea 0), est en la mitad de la grfica. Los ndices de heterogeneidad y las

grficas de Cross-Hair de produccin identificarn 4 cuadrantes en el yacimiento.

Estos cuadrantes se descomponen en rea de produccin alta y baja; alta y alta;

baja y baja; y baja y alta.

Se puede entonces visualizar los pozos con mejores tasas de desempeo y los

pozos con malas tasas de desempeo. El trayecto que sigue el pozo durante su

vida tambin es importante en la grfica de Cross-Hair porque muestra la ruptura

del gas y del agua en aquellos pozos que estn experimentando dichos

problemas, y esto se puede usar para predecir ruptura futura en pozos vecinos.

En general, las grficas Cross-Hair de heterogeneidad se cuentan dentro de las

h i t d d t t t i t

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56/146

clculos desarrollados con el anlisis HI anteriormente descrito. El anlisis CEI es

el proceso de integrar las propiedades petrofsicas de la roca (HI de las

propiedades de la roca) cerca de la pared del hueco, con la productividad (HI de

petrleo acumulado). Esto se hace a nivel del completamiento.

Para realizar el anlisis CEI se pueden seguir los siguientes pasos:

Normalizar por estrato los datos de produccin en tiempo, hasta el punto de

la primera produccin de petrleo.

Filtrar la base de datos por campaa de perforacin.

Calcular la tasa de produccin de petrleo promedio de todos los

completamientos.

Calcular el petrleo acumulado promedio por pozo a partir de la taza

promedia de petrleo por pozo.

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57/146

Obtener la relacin entre el KH de cada completamiento y el KH promedio.

Restar el valor de uno (1) de la relacin obtenida en el punto 9 para

normalizarla a cero.

Los resultados del anlisis CEI se integran con los obtenidos de la evaluacin del

ndice de heterogeneidad (HI) y de la eficiencia del reacondicionamiento (WOE)

para obtener una lista de candidatos a estimular dentro de los estratos analizados.

2.3. METODOLOGA PARA LA SELECCIN DE POZOS CANDIDATOS A

ESTIMULACIN CAMPO SANTA CLARA

En la tesis Seleccin de pozos, diseo y anlisis econmico para trabajos de

fracturamiento hidrulico en el Campo Santa Clara (Neiva)20 se present la

siguiente metodologa para la seleccin de pozos, la cual consta de los siguientespasos.

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58/146

Paso 2. Recopilar y hacer control de calidad o valoracin de toda la

informacin de cada pozo y del campo en general.

Paso 3.El modelamiento de la produccinse realiza utilizando el software

Wellflo. Esta herramienta software permite realizar el anlisis nodal de cada pozo

y de esta forma determinar si el pozo presenta dao, si su produccin actual es la

adecuada y predecir la produccin incremental que se obtendr al corregir el dao

con un trabajo de estimulacin. El valor del dao es un criterio importante al

momento de seleccionar los pozos candidatos para realizar trabajos de

estimulacin.

Paso 4.Revisar las propiedades de cada pozo con el fin de definir cules

son los pozos con las mejores caractersticas para ser estimulados. A continuacin

se presentan la informacin que debe ser valorada por cada pozo pre-candidato:

La presin del pozo debe ser relativamente alta.

El BSW y GOR deben ser bajos.

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59/146

Revisar que el pozo no se encuentre cercano al contacto WOC o se

encuentre cercano a algn acufero.

Paso 5. Seleccionar los pozos candidatos a realizarles trabajos de

estimulacin, luego de hacer un anlisis minucioso de los factores previamente

mencionados.

Uno de los objetivos del proyecto es el de identificar la metodologa ms adecuada

para la seleccin de los pozos candidatos a trabajos de estimulacin caso Campo

Colorado, teniendo en cuenta la informacin existente.

La metodologa SIGMA necesita retroalimentacin de datos para q esta sea

eficiente, la metodologa PASS requiere de estudios especficos antes durante y

despus de cada uno de los trabajos, por lo tanto estas metodologas no se

podan aplicar al Campo Colorado, entonces fue necesario plantear una nueva

metodologa especfica para el campo escuela Colorado, la cual se baso en la

metodologa aplicada al Campo Santa Clara y ajustada a los datos existentes.

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60/146

3. METODOLOGA SELECCIN DE POZOS CANDIDATOS A

ESTIMULACIN.

Seleccionar y definir con el menor porcentaje de error los pozos que mejor

responderan a trabajos de estimulacin no es una tarea sencilla. Es un proceso

que necesita de organizacin debido a que se maneja una gran cantidad de

informacin. Un proceso de seleccin nunca podr ser el mismo en dos campos

diferentes, pero si es posible definir un orden general que permita manejar ms

fcilmente toda la informacin. En este captulo se define y describe la

metodologa propuesta para la seleccin de los pozos candidatos a realizar

trabajos de estimulacin, la figura 7 presenta el diagrama que resume la

metodologa.

3.1. ADQUISICIN DE INFORMACIN

El primer paso de todo estudio es obtener toda la informacin posible acerca del

t d i t i l i f i t d it

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61/146

Petrofsica. Anlisis de los fluidos del campo y de las dems propiedades.

Anlisis de presiones. Pruebas de presiones realizadas al campo.

Estudios de potenciales de produccin.

Estados mecnicos de los pozos.

3.2. ANLISIS POR POZOS

El siguiente paso es realizar un anlisis detallado a los pozos del campo,

utilizando toda la informacin recolectada en el paso anterior. Esta informacin

realiza una preseleccin de pozos de acuerdo a las siguientes caractersticas:

Pozos abandonados oficialmente. Los pozos que se encuentran

abandonados oficialmente son descartados debido a que estos no presentan

caractersticas pertinentes para la produccin.

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62/146

Los pozos que son declarados secos o con bajo potencial de produccin

son descartados. Representa que ya se les realiz un estudio de produccin y no

presenta ningn prospecto de produccin de aceite o la produccin de aceite no

es ptima desde ningn punto de vista.

Pozos con alto GOR o WOR. Un aumento significativo de la produccin de

gas o de agua en un pozo despus de un trabajo de estimulacin da indicios de

que el pozo se vino en gas o agua, si este aumento se da despus de que se

realizo un trabajo de estimulacin.

3.3. ANLISIS Y SELECCIN DE INTERVALOS

En el anterior paso se realiz una preseleccin de los pozos que poseen las

caractersticas necesarias para ser considerados candidatos a trabajos de

estimulacin, el siguiente paso es analizar cada unos de los intervalos de cada

pozo, para realizar este estudio se tienen en cuenta las propiedades petrofsicas yla capacidad de flujo KH.

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estimulacin, mejorando as en forma radical la eficiencia de la estimulacin. En

algunos casos, este proceso de optimizacin ha permitido reducir en un 65% el

tiempo de estimulacin requerido en pozos comparables, acelerando la produccin

en 20 das y ahorrando 20 das de equipo de estimulacin22.

De cada pozo preseleccionado se calcula el potencial de produccin, por medio de

la permeabilidad y espesor de cada intervalo, centrndose inicialmente en las

arenas de mayor capacidad de flujo KH, con el fin de realizar el modelamiento de

estos intervalos para encontrar los incrementales de produccin para los pozos.

3.4. MODELAMIENTO

El modelamiento de los intervalos se lleva a cabo teniendo en cuenta dos tems, el

primero es el anlisis del Skiny el segundo el anlisis nodal.

3.4.1. Anlisis de Skin.

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64/146

Luego se calcula el Skina las condiciones actuales para saber el valor del dao a

remover.

3.4.2. Anlisis nodal.

Los anlisis que se realizan de un sistema de produccin en su conjunto, permite

predecir el comportamiento actual y futuro de un pozo productor de hidrocarburos,

como resultado de este anlisis, se puede obtener por lo general una mejora en la

eficiencia de flujo, o bien un incremento en la produccin.

El procedimiento de anlisis de sistemas o tambin conocido como anlisis nodal,es uno de los medios apropiados para el anlisis, diseo y evaluacin, tanto en

pozos fluyentes, intermitentes o con sistemas artificiales de produccin. El anlisis

nodal, evala un sistema de produccin dividido en tres componentes bsicos:

Flujo a travs de medios porosos

Flujo a travs de tubera vertical o de produccin (T.P.)

Flujo a travs de la tubera horizontal o lnea de descarga (L D )

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65/146

sino tambin muestran como los cambios en cualquier parmetro afectan su

comportamiento.

La metodologa de anlisis nodal que se propone para la aplicacin en trabajos de

optimizacin de produccin consta de 3 secciones de estudio:

Densidad ptima de perforaciones.

Seccin Inflow.

Seccin de Outflow.

Luego se procede a calcular los incrementales de produccin y presentar la lista

de pozos candidatos a trabajos de estimulacin.

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66/146

Figura 7. Mapa conceptual metodologa

.METODOLOGA DE SELECCINDE POZOS CANDIDATOS A

ESTIMULACIN. Curvas de produccin.

Curvas de declinacin

Trabajos histricos de estimulacin y

fracturamiento.

Informes y estudios realizados.

Petrofsica, presiones y potenciales de

produccin.

Estado mecnico.

Adquisicin de informacin

Pescados que

Anlisis por pozos.

Pozos descartados por

abandono oficial.

NO

SI

1

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67/146

2

Pozo alto GOR o WOR.

Aumento debido a

estimulaciones.

1

Anlisis y seleccin de

intervalos.

Clasificacin de los

intervalos de acuerdo

al potencial de

produccin

SI

NO

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68/146

ANALISIS SKINMODELAMIENTO

SKIN

ESPERADO

Historia de trabajos

de fracturamiento

Historia de trabajos

de estimulacin

umica.

Anlisis

Nodal

Curvas IPR. Datos

solucin. Tiros porpie, escenarios de

Skin, Rw, Re.Anlisis petrofsico

3

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69/146

4. GENERALIDADES CAMPO ESCUELA COLORADO

El Campo Colorado est localizado en la Cuenca del Valle Medio del Magdalena

(VMM) en la Provincia Estructural del Piedemonte Occidental de la Cordillera

Oriental, al sureste del municipio de Barrancabermeja (Santander) y del sur del

Campo La Cira - Infantas, entre los bloques kilomtricos 3S al norte y 13S al sur,

3E al occidente y 6E al oriente con coordenadas X= 1036.000 - 1040.500 Este y

Y= 1238.000 1247.500 Norte con origen Bogot, en la parte central de la

concesin De Mares.

Figura 8.Localizacin Campo Colorado.

8/21/2019 133535

70/146

La estructura corresponde a un anticlinal asimtrico de hasta 80 en su flanco

oeste y hasta 25 en su flanco este. Este anticlinal tiene una longitud aproximada

de 10 kilmetros y 3 kilmetros de ancho.

4.1. RESEA HISTRICA DEL CAMPO ESCUELA COLORADO

El campo Colorado fue explorado por la compaa Tropical Oil Company (Troco)

desde el ao de 1923, con la perforacin de 7 pozos, los cuales presentaron

varias complicaciones y fueron abandonados por problemas mecnicos, con

excepcin de el pozo Col-7, el 11 de febrero de 1932 con el abandono del pozo

Col-6 se dio por finalizada la primera campaa de perforacin del campo.

La segunda etapa de perforacin del campo Colorado fue realizada por la Troco,

despus de realizar estudios superficiales; se hicieron levantamientos

gravimtricos, as el 3 de Septiembre de 1945 se empez a perforar el pozo Col-9

al cual se le realizaron pruebas adecuadas que trajeron resultados satisfactorios,estos alentaron a la Troco a programar perforaciones para el lapso (1945-1946)

f d t t l d 8

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71/146

pozos perforados han sido clasificados como pozos con bajo potencial de

hidrocarburos.

La mxima produccin del campo Colorado fue alcanzada durante la tercera fase

de perforacin en 1961 con un caudal de 1771 BOPD, con una declinacin muy

rpida, llegando a un valor de 467 BOPD en el ao de 1966, una de las causas

principales de la disminucin de la produccin fue la prdida de pozos productores

por causa de diferentes problemas mecnicos, de los cuales el ms importante es

el taponamiento de las lneas por parafinas.

En este ao se da el comienzo de la segunda etapa de produccin, durante la cual

se mantuvo una produccin promedio de 670 BOPD hasta el ao de 1976, dondeempez un aumento en la declinacin de la produccin hasta llegar a un caudal de

47 BOPD en el ao de 1989. Con el pasar de los aos la produccin baj a un

promedio de 20 BOPD.

En el campo Colorado al igual que la mayora de campos de la Cuenca del ValleMedio del Magdalena las formaciones productoras principales son la formacin

M l f i E ld d l d d Oli Mi l l

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72/146

varillas de produccin, bombas de subsuelo y unidades de bombeo para la

extraccin del crudo

4.2. PROPIEDADES DEL CAMPO COLORADO.

Las propiedades del campo Colorado utilizadas durante el trabajo sern descritas

en los siguientes apartes, se empezar por mostrar los datos de saturacin de

agua, de porosidad y permeabilidad, los cuales sern utilizados durante el estudio.

4.2.1. Saturacin de agua23.

El estudio para establecer la saturacin de agua del campo Colorado fue realizadoutilizando el mtodo Grfico de Pickett, que en otras palabras corresponde a un

crossplotde la ecuacin de Archie, debido a que el estudio demostr que era el

nico mtodo aplicable al campo y que se ajustaba a los datos presentes en el

campo.

Los resultados de los promedios de salinidad por bloque adems de las

t i d t l t bl 124

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73/146

Una vez definido el Rw para el campo, se encontraron cambios apreciables, entre

las formaciones B y C con lo que se deduce que existen drsticos cambios de

salinidad en toda la formacin.

POZO FORMACIN BLOQUE 1 BLOQUE 2 BLOQUE 3

COLORADO 19

MUGROSA B 0.17

MUGROSA C 0.14

COLORADO 24

MUGROSA B 0.19

MUGROSA C 0.11

COLORADO 25

MUGROSA B 0.16

MUGROSA C 0.13

COLORADO 26

MUGROSA B 0.2

MUGROSA C 0.12

COLORADO 27

MUGROSA B 0.18

MUGROSA C 0.10

COLORADO 38

MUGROSA B 0.19

MUGROSA C 0.13

COLORADO 31

MUGROSA B 0.03

MUGROSA C 0.15

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74/146

FORMACIN

BLOQUE 1 BLOQUE 2 BLOQUE 3

Rw @

75Salinidad

Rw @

75Salinidad

Rw @

75Salinidad

Mugrosa B 0.1834800 ppm

NaCl0.03

240000 ppm

NaCl0.03

240000 ppm

NaCl

Mugrosa C 0.1253500 ppm

NaCl0.14

46000 ppm

NaCl0.14

46000 ppm

NaCl

Tabla 2: Saturacin de agua promedio por bloque. Fuente: Tesis Desarrollo de una metodologa

para la caracterizacin de atributos petrofsicos bsicos de la formacin mugrosa: caso de estudio

Campo Colorado.

4.2.2. Porosidad.

Las areniscas de la Formacin Mugrosa se dividen en cuatro unidades

operacionales en el Campo Colorado, para el clculo de la porosidad se emple laecuacin de Archie, en la cual conociendo la saturacin de agua, se puede

d j l t i d id d bt i d id d di

8/21/2019 133535

75/146

UNIDAD

OPERACIONALPOROSIDAD

ESPESOR

PROMEDIO NETO

ZONA B1 12.9% 21.8 ft

ZONA B2 13.5% 23.2 ft

ZONA C1 15.7% 24.9 ft

ZONA C2 19.6% 42.3 ft

Tabla 3: Porosidad y espesor promedio neto. Fuente: diagnstico y estrategias de recobro campo

colorado

4.2.3. Anlisis PVT.

En el Campo Colorado se han realizado cuatro anlisis PVT a lo largo de la

historia, se analizaron muestras de los pozos Col 43, Col 12, Col 49 y

recientemente Col 25. De este anlisis se obtuvieron las propiedades mostradas

en la tabla 4.

Pozo ArenaTVD Tope Base Temp.

GOR aPb

Pb0a SG

Grav.API Bo a Pb

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76/146

Cuando se realiz el muestreo la presin del yacimiento se encontraba muy por

debajo de la presin original y la muestre fue recombinada a un GOR diferente al

que el pozo estaba produciendo, lo que lleva a pensar que el gas producido puede

tener una composicin diferente a la original, por lo tanto los resultados del primer

anlisis no son muy confiables.

Las muestras tomadas en los pozos Col 12 y Col 43 fueron tomadas en superficie,

y fueron recombinadas en el laboratorio. Para el pozo Col 49 se tomo una muestra

de fondo. La toma de muestras y el anlisis PVT, fueron realizados por CORE

LABORATORIES INC. Petroleum Reservoir EngineeringDallas Texas, PL Moses,

en 1960.

Los resultados del anlisis PVT se compararon para los tres pozos como se

muestra en la figuras 9, 10 y 11, donde se observa la aproximacin de las curvas

para los pozos Col 12 y 49, mientras que difieren totalmente con las de Col 43. El

anlisis llevara a concluir que los fluidos son diferentes entre las arenas

productoras.

L l d fl id d dif t f i h i ibl l d t i

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77/146

Figura 9.Comparacin Curvas de Rs de los Pozos C12, C 49 y C43.

Fuente: Tesis consideraciones y procedimientos para el anlisis PVT del crudo de

campos maduros. Aplicacin campo coloradoARAMENDIZ, P. Jose y VELASQUEZ, O.

Miguel.

Figura 10. Comparacin Curvas de Bo de los pozos C 12, C 49 y C 43.

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78/146

Figura 11. Comparacin Curvas de Viscosidad de los Pozos C 12, C 49 y C 43.

Fuente: Tesis consideraciones y procedimientos para el anlisis PVT del crudo de

campos maduros. Aplicacin campo coloradoARAMENDIZ, P. Jose y VELASQUEZ, O.

Miguel.

Posteriormente se realiz un anlisis PVT pozo Col 25, de la Formacin Mugrosa

B. El muestreo en fondo de pozo se realiz por personal del Instituto Colombiano

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79/146

RESUMEN DE LOS DATOS DEL FLUIDO

Datos Volumetricos

Presin Original del Yacimiento ( Py) : 800 psia

Presin de Burbuja (Pb): 630 psia

Expansin Trmica @ 2015 Psia : 1.01678 Vol. @ 104 F

Vol. @ 62 F

Densidad del Fluido del yacimiento @

2000 psia y 104 F : 0.7876 g/cc

Densidad del Fluido del yacimiento @

2000 psia y 62 F : 0.8008 g/cc

G.O.R.: 240.0 SCF/STB

Compresibilidad del Fluido @ Ty

( Desde Pyac. a Pb ) 1.03189 E-05

Datos de la prueba de Liberacin Diferencial

Relacin Gas Aceite en solucin (Rsdb) 228 00 PCN/BF

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80/146

Figura 13. Estudio PVT Colorado 25, Datos de la Prueba de Liberacin Instantnea y

viscosidad del aceite.

ESTUDIO PVT COLORADO 25 (MUGROSA B)

RESUMEN DE LOS DATOS DEL FLUIDO

Datos de la Prueba de Liberacin Instantnea

Presin del Separador 15 psig

Temperatura del Separador 90 F

Bo (1) 1.0201 BY/BF

Rs (2) 228.00 PCN/BF

Densidad del Aceite muerto 0.8411

API @ 60 F 36.7321

(1) Factor volumtrico de formacin del aceite, barriles de petrleo a la presin de burbuja

y temperatura de yacimiento por barril de petrleo de tanque @ 60 F.

(2) Relacin gas-aceite en solucin total a la presin de burbuja y temperatura de yacimiento,

total de pies cbicos normales de gas @ 14.7 psia y 60 F por barril de tanque @ 60 F.

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81/146

4.2.4. Permeabilidad.

Los datos de permeabilidad de los intervalos utilizados durante el presente trabajo,

se tomaron a partir de la zona en la cual se encuentran, estas zonas ya han sido

evaluadas en los trabajos de grado que se citan a continuacin:

Desarrollo de una metodologa para la caracterizacin de atributos

petrofsicos bsicos de la formacin mugrosa: Caso de estudio Campo Colorado29.

Determinacin de potenciales de produccin a partir de registros de pozo.

Aplicacin Campo Colorado30.

Anlisis de datos de produccin a nivel de completamientos para la

asignacin de la produccin del Campo Colorado31.

En las cuales se encontraron las permeabilidades por pozo, por zona de cada

pozo y en algunos pozos por intervalos, estos datos se encuentran en el anexo 2.

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82/146

5. SELECCIN DE POZOS CANDIDATOS PARA TRABAJOS DE

ESTIMULACIN CASO CAMPO COLORADO

En esta seccin se desea describir claramente la metodologa que fue utilizada

para llevar a cabo el proceso de seleccin de pozos candidatos a trabajos de

estimulacin en el campo Colorado.

A continuacin se describe la metodologa desarrollada e implementada para la

seleccin de pozos candidatos a realizarles trabajos de estimulacin en el Campo

Colorado, con el fin de aumentar la produccin de este campo. La metodologaconsta de 6 tems o pasos.

5.1. METODOLOGA PARA LA SELECCIN DE POZOS

5.1.1. Paso 1. Adquisicin de informacin.

R il h t l d lid d l i d t d l i f i d d

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83/146

Petrofsica del campo: Permeabilidad y porosidad.

Figura 14. Grip Map de permeabilidad en OFM33.

Fuente: Anlisis de datos a nivel de completamientos para la asignacin de la produccin del

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84/146

5.1.2. Paso 2. Anlisis por pozos.

Este proceso se lleva teniendo en cuenta todos los pozos del Campo Colorado

con un total de 75 pozos. Se procedi a realizar una tabla resumen basada en la

informacin recolectada de los distintos informes, tesis y curvas de produccin,

tomando la informacin de el estado del pozo, ya sea abandonado o presenta

problemas mecnicos. En la tabla 6 se encuentra un resumen del anexo 1.

Con esta informacin se seleccionan los pozos de acuerdo a:

Pozos abandonados oficialmente :

De acuerdo con el informe Diagnstico y estrategias de recobro Campo Colorado

se encontraron que los siguientes pozos se encuentran abandonados oficialmente:

Col 1, Col 2, Col 4, Col 5, Col 6, Col 8, Col 14, Col 15, Col 20, Col 29, Col 32, Col

41, Col 46, Col 47, Col 48, Col 71, Col 7734

. De la tesis Evaluacin de tecnologasy metodologas utilizadas para el abandono de pozos, aplicacin Campo

35

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85/146

anlisis de los intervalos de cada pozo se descartan aquellos en los que los

pescados impidan el flujo de fluidos.

Pozos que presentan colapsos.

Los pozos Col 21, Col 24, Col 30, Col 33, Col 44, Col 56, Col 58, presentan

colapsos que impiden las condiciones ptimas para el desarrollo de los trabajos de

estimulacin.

Pozos declarados secos o con bajo potencial de produccin.

Para el anlisis de pozos con bajo potencial de produccin se tomo el criterio

presentado en la tesis Metodologa para la seleccin diseo y ejecucin del

reacondicionamiento de pozos inactivos, aplicacin al Campo Colorado36, en la

cual determinan un caudal de 4 BOPD como parmetro de Qo last representativo

para el Campo Colorado, teniendo en cuenta este parmetro para calificar elpotencial de produccin de cada pozo.

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86/146

Col 50, Col 51, Col 53, Col 59, Col 60, Col 62, Col 63, Col 64, Col 65, Col 66, Col

76.

Pozos con alto GOR o WOR.

Los pozos del Campo Colorado aunque presenta en la mayora altos valores de

GOR, no presentan un aumento significativo de este valor al ser sometido a

trabajos de estimulacin, lo que muestra que no es un parmetro significante para

adoptar alguna medida en la seleccin de los pozos candidatos a estimulacin.

Figura 15.Estado mecnico del pozo Colorado 3.

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87/146

Figura 16. Diagrama de produccin(OFM)Colorado 3.

Fuente:Base de datos OFM Campo Colorado.

De acuerdo a los criterios de seleccin descritos anteriormente, la lista de pozos

seleccionados para el posterior anlisis por intervalos es:

Col 3, Col 10, Col 12, Col 23, Col 31, Col 35, Col 36, Col 37, Col 38, Col 45, Col

49, Col 52, Col 55, Col 67, Col 69, Col 70, Col 74 y Col 75.

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88/146

Unidad: Se definen a partir de los estados mecnicos, de los registros y de la

informacin de topes y bases de la formacin, ya sea B, C, D y E.

Profundidad del punto medio de perforaciones por intervalo.

Intervalo: Cada uno de estos corresponde a los espesores caoneados en

cada pozo y se definen a partir de los estados mecnicos.

Observaciones generales de cada pozo e intervalo.

Condicin del intervalo: abierto, cementado o aislado.

Espesor bruto de cada intervalo. Tomado de la diferencia entre tope y base.

Espesor neto de cada intervalo, este se obtienen analizando los intervalos

comparando con los registros de pozo GR y SP donde muestra el espesor neto de

arena correspondiente al intervalo caoneado y donde tengan las mayoresresistividades, si estos intervalos pertenecen a una misma arena y son intervalos

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89/146

5.1.4. Paso 4. Revisin del estado de los intervalos.

Se analizan todos los intervalos caoneados teniendo en cuenta su estado, si se

encuentra abierto o cerrado, si los colapsos y pescados impiden el flujo de fluidos

en el intervalo, con el fin de definir cules son los intervalos a modelar.

De los 364 intervalos que presentan los pozos preseleccionados, se encontraban

266 intervalos abiertos los cuales se preseleccionan, 48 intervalos aislados y 40

intervalos cementados son descartados por encontrarse cerrados.

De los 266 intervalos preseleccionados por encontrarse abiertos, se clasificaron en

dos grupos candidatos a fracturamiento y candidatos a estimulacin, 189

intervalos para fracturamiento y 77 intervalos para estimulacin.

5 1 5 P 5 Cl ifi i d l i t l t i l d d i

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90/146

pozo. La aplicacin de esta clasificacin optimiz los procesos de estimulacin

acelerando la produccin y ahorrando dinero en equipos de estimulacin.

Figura 17. Registros SP, resistividad corta, y resistividad profunda, para los intervalos 4352-4365y

4380-4394.

Fuente:Base de datos OFM Campo Colorado.

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91/146

72

En la siguiente tabla se muestra una seccin del anexo 1, donde se encuentra los pozos seleccionados en los

anteriores pasos junto con los intervalos de acuerdo con su carcter de cementado, aislado o abierto.

POZO UNIDAD PMP (ft)INTERVAL

Tope (ft)

Base(ft)

OBSERVACIN CONDICIN h (ft)

COLORADO7

0

B1 1259 1256 1262 Can. A-2 13 tiros, cementado -Mar/62 Cementado 6









B1 2540,5 2538 2543 Can. A-2 11 tiros, cementado -Mar/62 Cementado 5


B2 2960,5 2957 2964 Can. A-2 15 tiros, acidificado -Mar/62 Abierto 7

B2 2980 2976 2984 Can. A-2 17 tiros, acidificado -Mar/62 Abierto 8



B2 3085 3080 3090 Can. A-2 21 tiros, acidificado -Mar/62 Abierto 10B2 3116 3112 3120 Can. A-2 17 tiros, acidificado -Mar/62 Abierto 8



Tabla 5. Seleccin de intervalos, estado Abierto, aislado o cementado.

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92/146

73

En la siguiente tabla se encuentra un resumen del anexo 2, en el cual se encuentra las caractersticas de los

intervalos seleccionados de acuerdo al potencial de produccin, adems encontramos algunas observaciones de la

historia de cada intervalo adems de caractersticas de produccin, como lo son la permeabilidad, el espesor,potencial de produccin, arena productora y profundidad media de perforaciones.

POZOUNID

AD

PMP

(ft)

INTERV

ALO

Tope (ft)

Base

(ft)OBSERVACIN

ESPESOR

(ft)

ESPES

OR

NETO

(ft)

PERMEABILI

DAD

INTERVALO

(mD)

KH

(md.ft)

%Producc

in

COLORADO7

0

B2 2960,5 2957 2964 Can. A-2 15 tiros, acidificado -Mar/62 7 7 1,35 9,45 10,19

B2 2980 2976 2984 Can. A-2 17 tiros, acidificado -Mar/62 8 8 1,35 10,8 11,65B2 3019,5 3015 3024 Can. A-2 19 tiros, acidificado -Mar/62 9 9 1,72 15,48 16,69

B2 3049 3044 3054 Can. A-2 21 tiros, acidificado -Mar/62 10 10 0,9 9 9,71

B2 3085 3080 3090 Can. A-2 21 tiros, acidificado -Mar/62 10 10 0,9 9 9,71

B2 3116 3112 3120 Can. A-2 17 tiros, acidificado -Mar/62 8 8 1,56 12,48 13,46

B2 3137,5 3133 3142 Can. A-2 19 tiros, acidificado -Mar/62 9 9 1,56 14,04 15,14

B2 3162 3158 3166 Can. A-2 17 tiros, acidificado -Mar/62 8 8 1,56 12,48 13,46

Tabla 6. Anlisis de intervalos por potencial de produccin.

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93/146

5.1.6. Paso 6.Modelamiento.

Para el modelamiento de los pozos se dividir el estudio en dos partes la primera

el anlisis del Skin y la segunda el anlisis Nodal.

Anlisis de Skin.

El primer paso que se realiz en el anlisis del skin es determinar el valor del skin

para los pozos seleccionados en los anteriores pasos de la metodologa, en las

tesis Metodologa para la seleccin, diseo y ejecucin del caoneo y/o

recaoneo de pozos de bajo potencial, aplicacin Campo Colorado38y Desarrollo

de una metodologa para interpretar pruebas de presin tomadas conherramientas convencionales, aplicacin Campo Colorado39 se calculan los

valores de skin para varios pozos del Campo Colorado, estos valores sern

tomados para el anlisis del skin.

El siguiente paso es realizar el estudio de los trabajos de estimulacin y qumicafracturamiento realizados al campo para as calcular los valores de skin obtenidos

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94/146

Pozo

Tipo de

Trabajo Fecha

Skin antes

del trabajo

Skin despus

del trabajo

Col 25 Acidificacin 1954-08-01 7,65 4,58

Col 27 Acidificacin 1972-06-01 11,82 6,92

Col 38 Fracturamiento 1955-01-01 4,32 -4,53




Tabla 7. Anlisis de skin.

En el seminario tcnico Candidated selection for stimulation, Matching the rightsolution to the right well40, se consideran diferentes escenarios de trabajos de

estimulacin y los diferentes valores de skin que se generan de la aplicacin de

estos trabajos. En la figura 21 se muestran los valores encontrados en el

seminario.

Figura 18. Taba de escenarios y magnitudes caractersticas de Skin.

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95/146

Para el modelamiento del Campo Colorado se toma como parmetro de skin

mximo despus de realizar trabajos de fracturamiento el valor de -2, este valor se

ajusta al promedio de los valores esperados para el fracturamiento de un pozo y

los valores de skinhistrico alcanzado por este trabajo en el campo.

Debido a que en 3 trabajos de estimulacin realizados al Campo Colorado la

reduccin del dao vari entre el 50% y el 80%, para realizar el anlisis de losvalores esperados de reduccin del dao se decidi optar por 3 escenarios de

reduccin del porcentaje de dao, el primero con una reduccin total del dao

S=0, situacin ideal, el segundo para reduccin del 75% del dao y por ltimo, el

tercer escenario con una reduccin del 50% del dao.

Q incremental.

Con los valores de los Skin tomados de los estudios ya mencionados y las

propiedades de los pozos se procede a calcular el ndice de produccin (J) actualde cada uno de los intervalos utilizando la ecuacin de la ley de Darcy:

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96/146

77

Se repite el mismo procedimiento, variando el valor del Skin para cada uno de los escenarios de reduccin de dao,

as se calcula el incremental mximo de produccin Qmax por intervalo para cada escenario.

En la tabla 8, se encuentra un resumen del anexo 3, donde se calcularon los incrementales de produccin para cada

intervalo y pozo.

POZO Tope (ft) Base

(ft)

h

NETO

(ft)

K (mD)KH

(md.ft)

%

ProducS

Presin

Esttica

(psi)

Qmax

Actual

BOPD

Qmax

S 50%

BOPD

Q

Increm

BOPD

Qmax

Reduccin

S 75%

BOPD

Q

Increm

BOPD

Qmax

S=0

BOPD

Q

Increm

BOPD

Qmax

S=-2

BOPD

Q

Increm

BOPD

COL 3

4164 4171 3,1 1702

4171 4176 21 1,25 26,25 30,73 3,1 1702 6,59 7,36 0,77 7,81 1,22 8,33 1,73 10,02 3,43

4176 4186 3,1 1702

4352 4356 3,1 1702

4356 4361 14 1,25 17,5 20,49 3,1 1702 4,40 4,91 0,51 5,21 0,81 5,55 1,15 6,68 2,29

4361 4365 3,1 1702

4538 4565 25 0,86 21,5 25,17 3,1 1702 5,40 6,03 0,63 6,40 1,00 6,82 1,42 8,21 2,81

1,90 3,03 4,31 8,53

Tabla 8. Anlisis Q incremental.

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Anlisis nodal.

Se debe realizar el anlisis nodal a los pozos seleccionados, para este paso se

tom como base la metodologa descrita y utilizada en la tesis Anlisis nodal en la

optimizacin de la produccin de los pozos del Campo Colorado41, la cual se

concentra en tres secciones especialmente:

Densidad optima de perforaciones.

Mediante el anlisis en este punto, se observa el comportamiento de la produccin

en funcin de la densidad de perforaciones. Este anlisis fue realizado en la tesis

citada anteriormente. Tomando como densidad optima promedio para el Campo

Colorado 8 TPP.

Seccin Inf low.

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98/146

CONDICIONES ACTUALES

Presin de Yacimiento (Pr) psi: 566

Presin de fondo fluyendo (Pwf) psi: 360

Caudal de aceite (Qo) BOPD: 4

Densidad de disparo (SPF): 8

Radio de perforacin (Rp) inches: 0,54

Perforacin sobrebalanceada? (Y o N): Y

Tabla 9. Tabla construccin de IPR Actual.

Figura 19. IPR actual.

400

500

600

ePressure(psi)

IPR COLORADO 70

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99/146

REDUCCION DAO 50% REDUCCION DAO 75% S=0Presin deYacimiento (Pr)psi: 566

Presin deYacimiento (Pr)psi: 566

Presin deYacimiento (Pr)psi: 566

Presin de fondofluyendo (Pwf)psi: 0



Caudal de aceite(Qo) BOPD: 7

Caudal de aceite(Qo) BOPD: 8

Caudal de aceite

(Qo)BOPD: 10

Densidad dedisparo (SPF): 8



Radio deperforacin (Rp)inches: 0,54



Perforacinsobrebalanceada?

(Y o N): Y


(Y o N): Y


(Y o N): Y

Tabla 10. Expectativas de incremento por pozo.

Figura 20. IPR escenarios de Skin.

IPR COLORADO 70

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100/146

Seccin de Outf low.

Utilizando la metodologa para la construccin de una curva de outflow para pozos

que producen por bombeo mecnico de la seccin 3.2.3 de la tesis Anlisisnodal

en la optimizacin de la produccin de los pozos del Campo Colorado, se generan

las curvas de outflow para cada uno de los pozos seleccionados para realizar

trabajos de estimulacin.

La informacin mnima necesaria para la construccin de las curvas de outflow es:

Sugerencia de la bomba.

Gravedad API del crudo.

Profundidad de la bomba.

Presin en cabeza.

Nivel de fluido.

Presin de entrada a la bomba PIP.

Presin de descarga PDP.

Carga de Fluido Fo

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101/146

El siguiente paso es graficar los valores de pwf contra el caudal, as encontramos

las curvas de outflow para los pozos.

Q(STB/da) Pwh (psi) Fo(lb) Pfo(psi) Pwf(psi)

3 74.5 1920 1573.77 79.22

4 76.7 1875 1536.88 120.114

6 85 1875 1536.88 189.11

Tabla 11. Datos Outflow.

Figura 21. Curva Outflow.

100

200

300

400

500

600

Flo

wingBottomh

ole

Pressure(psi)

OUTFLOW COLORADO 70

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102/146

Figura 22. Superposicin de curva Outflow sobre la curva IPR.

5 2 RESULTADOS DE LA METODOLOGA

0

100

200

300

400

500

600

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12Flowing

Bottomh

olePressure

(psi)

Oil Production Rate (Stb/day)

IPR COLORADO 70

Actual Reduccion 50% S Reduccion 75% SS=0 S=-2 OUTFLOW

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103/146

Figura 23. Curvas IPR pozo Colorado 3.


0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13FlowingBottomh

olePressure(psi)


IPR COLORADO 3


IPR COLORADO 10

8/21/2019 133535

104/146



0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19

FlowingBottomh

olePressure(psi)


IPR COLORADO 12


IPR COLORADO 23

8/21/2019 133535

105/146



0

200

400

600

800

1000

1200

1400

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

FlowingBottomh

olePressure(psi)


IPR COLORADO 31


1000

IPR COLORADO 35

8/21/2019 133535

106/146



0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26FlowingBottomh

olePressure(psi)


IPR COLORADO 36


1300

IPR COLORADO 37

8/21/2019 133535

107/146



0

100

200

300

400500

600

700

800

900

1000

0 5 10 15 20 25 30

FlowingBottomh

ole

Pressure(psi)


IPR COLORADO 38


1200

1400

(psi)

IPR COLORADO 45

8/21/2019 133535

108/146



0

200

400

600

8001000

1200

1400

1600

1800

2000

2200

0 5 10 15 20 25 30

FlowingBottomh

ole

Pressure(psi)


IPR COLORADO 49


1600

1800

psi)

IPR COLORADO 52

8/21/2019 133535

109/146



0

200

400

600800

1000

1200

1400

1600

1800

0 5 10 15 20

FlowingBottomh

ole

Pressure(psi)


IPR COLORADO 55


1600

1800

(psi)

IPR COLORADO 67

8/21/2019 133535

110/146



0

100

200

300

400500

600

700

800

900

1000

0 5 10 15 20 25 30 35 40

FlowingBottomh

olePressure(psi)


IPR COLORADO 69


600i)

IPR COLORADO 70

8/21/2019 133535

111/146



0

200

400

600

800

1000

1200

1400

0 2 4 6 8 10 12 14 16FlowingBottomh

oleP

ressure(psi)


IPR COLORADO 74


IPR COLORADO 75

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En la tabla 12, se encuentra el resumen de los incrementales de produccin por

pozo. Encontrados al realizar el anlisis y desarrollar la metodologa de seleccin

de pozos candidatos a trabajos de estimulacin. Estos incrementales estn dados

de acuerdo a los 4 escenarios de skin.

Pozo Actual 50% S 75% S S=0 S=-2

COL 3 4 0,9 2 3,25 7,2

COL 10 8 2 2,5 3,1 4,5

COL 12 3 2 3,4 5,3 7,8

COL 23 6 0,8 1,4 2 2,9

COL 31 2 1,6 2,2 3,1 5,8

COL 35 4 2,2 3,4 4,6 7,5

COL 36 8 4,4 6,9 9,5 15,5

COL 37 8 3,2 5,5 7,6 16

COL 38 14 4 5,2 6,6 10,2

COL 45 6 5 7,5 10,2 16,9

COL 49 7 4,5 7,4 11,2 17,9

COL 52 4 1,8 2,4 3 6,7COL 55 7 2,4 3,6 5 9,3

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En la tabla 13 se encuentra el resumen de la produccin esperada por pozo para

el Campo Colorado de acuerdo a los escenarios de skin propuestos.

Pozo Actual 50% S 75% S S=0 S=-2COL 3 4 4,9 6 7,25 11,2COL 10 8 10 10,5 11,1 12,5COL 12 3 5 6,4 8,3 10,8COL 23 6 6,8 7,4 8 8,9

COL 31 2 3,6 4,2 5,1 7,8COL 35 4 6,2 7,4 8,6 11,5COL 36 8 12,4 14,9 17,5 23,5COL 37 8 11,2 13,5 15,6 24COL 38 14 18 19,2 20,6 24,2COL 45 6 11 13,5 16,2 22,9COL 49 7 11,5 14,4 18,2 24,9COL 52 4 5,8 6,4 7 10,7COL 55 7 9,4 10,6 12 16,3COL 67 15 21,7 24 27,1 31COL 69 3 9,2 12 15,8 20,7COL 70 4 6,6 7,1 8,25 9COL 74 2 5,2 6,8 8,6 13,2

COL 75 2 6,5 8,9 12,5 15,4TOTAL 107 165 193,2 227,7 298,5

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6. CONCLUSIONES

Se desarrollo la metodologa para la seleccin de pozos candidatos a

realizarles trabajos de estimulacin, la cual no slo permite seleccionar pozos,

sino que tambin permite seleccionar los intervalos con las caractersticas

necesarias para realizarles estimulaciones.

Se aplico la metodologa en el Campo Colorado analizando 75 pozos, de

los cuales se determino que 18 de ellos poseen las caractersticas necesarias para

ser modelados y posteriormente realizarles trabajos de estimulacin de acuerdo a

los criterios estimados en la metodologa.

Se descartaron 57 pozos del Campo Colorado principalmente porque estn

abandonados oficialmente, por su bajo potencial de produccin o presentan

problemas de estado mecnico como colapsos o pescados que no permiten el

acceso a las perforaciones o el flujo de las mismas, dentro de la metodologa nose descarto pozos el criterio de WOR y GOR alto debido a que durante la vida del

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el escenario de reduccin de skindel 50%, para el escenario de reduccin de skin

del 75% es de 193 BOPD, para el escenario de skin ideal S=0 la produccin es de

227,7 BOPD y para el escenario de trabajos de fracturamiento S=-2 la produccin

de 298,5 BOPD.

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7. RECOMENDACIONES

Se debe definir y realizar un programa de toma de presiones, de tal

manera que se garantice la mayor cantidad de informacin disponible, que permita

identificar otras oportunidades de produccin con posibles trabajos de

estimulacin.

Seleccionar muestras de corazones para coordinar pruebas de

permeabilidades relativas gas- aceite-agua para el campo, debido a que se no

encontraron y estas son de gran importancia para el anlisis de estudios de

produccin.

Se recomienda revisar los modelos petrofsicos y geomecnicos del Campo

Colorado para determinar la caracterizacin del yacimiento.

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8. BIBLIOGRAFA

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