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TRABAJO ESPECIAL DE GRADO
“EVALUACIÓN DE MATERIAL ENERGÉTICO PARA EL FRACTURAMIENTO CON GAS EN ARENAS CONSOLIDADAS DE
ALTA PERMEABILIDAD DE GAS”
Presentado ante la Ilustre Universidad Central de Venezuela
Por el Bachiller: Chavarro S., Wilmer A. Para optar al Título de Ingeniero de Petróleo
Caracas, 2006
TRABAJO ESPECIAL DE GRADO
“EVALUACIÓN DE MATERIAL ENERGÉTICO PARA EL FRACTURAMIENTO CON GAS EN ARENAS CONSOLIDADAS DE
ALTA PERMEABILIDAD DE GAS”
TUTOR ACADÉMICO: Prof. MSc. Walter Poquioma TUTOR INDUSTRIAL: Ing. Pablo Manrique
Presentado ante la Ilustre Universidad Central de Venezuela
Por el Bachiller: Chavarro S., Wilmer A. Para optar al Título
de Ingeniero de Petróleo
Caracas, 2006
i
DEDICATORIA
Dedico éste trabajo fundamentalmente a mi madre y a las personas que con su
constante entusiasmo y colaboración, hicieron posible que lograra culminar mis
estudios, impulsándome en cada uno de los momentos difíciles y celebrando
aquellas metas trazadas.
También lo dedico a todas aquellas personas que creen en la igualdad de
oportunidades como base para el desarrollo integral de los hombres y mujeres.
Finalmente, dedico este trabajo al pueblo de Venezuela por hacer valer el derecho
a una educación gratuita con el fin de alcanzar el desarrollo de esta nación en
función del bien colectivo.
Wilmer Chavarro
ii
AGRADECIMIENTOS
A mi madre y a mi hermano por darme su constante apoyo en el día a día.
A mi cuñada Yoli por estar siempre pendiente durante el transcurso de mi carrera.
Muy especialmente a mi Tutor Industrial Pablo Manrique por haberme dedicado su
tiempo y conocimientos sin dudarlo en ningún momento, dándome la confianza
para desarrollar los objetivos planteados. Y principalmente por creer en mi
capacidad profesional.
A mi Tutor Académico Walter Poquioma por brindarme su apoyo, conocimientos y
consejos cada momento que lo necesité.
A mi novia Lorena y a Karlita por darme su incuantificable apoyo durante los
momentos más difíciles de este trabajo.
A Franklin, Israel, Ernesto, Bladimir y el señor Asdrubal Ovalles por compartir sus
conocimientos y discutir algunos tópicos importantes, además de brindarme su
amistad.
A Jenny, Junior, Españita, Frepi, Karyve, Xenia, Jorge (el Gaucho), Julio, Rafael
(tortuga), Luis Fernando, Nestor, Yessica y demás compañeros que siempre
estuvieron pendientes de mi trabajo y brindarme su amistad.
A Arturo Borges por abrirme las puertas en Intevep dándome la oportunidad de
realizar mi trabajo de Pasantía Industrial y ayudarme en cada momento que
necesité algún consejo o ayuda.
A los compañeros de exploración: David Moreno, Lenín Ortega, Arcadio, Carlos
Bustamante, Maria Daniela Rangel y los compañeros del transporte, por no dudar
en ayudarme para la selección, búsqueda, toma y corte de las muestras de los
afloramientos que se emplearon en este trabajo.
A Heriberto Sanchez quien siempre me brindó su apoyo, experiencia y el café.
A Hector Gonzalez y Neel Montoya por darme su tiempo en los momentos que
requerí realizar diferentes pruebas, ensayos de laboratorio y aclarar mis dudas.
A Armando Bello por orientarme en cuanto a experiencias previas relacionadas
con este trabajo, y a José Moreno por brindarme su apoyo.
iii
A Nelson Marquez por su importante apoyo en el desarrollo de este trabajo de
investigación.
A Miguel Marquina, Yanira Perdomo, Maria L. Ventresca y Carlos Vallejos por
brindarme su valioso apoyo.
A los compañeros de CAVIM Cnel. Jordán, Ladislao Pregitzer, Juan Sanchez,
Rafael García, Sr. Parra y demás por su valioso apoyo para realizar las pruebas
de campo.
A todos y cada uno de los compañeros que me han acompañado durante mi
carrera en los buenos y malos momentos y que no mencioné…..
Muchas Gracias!!!
iv
ÍNDICE GENERAL
Dedicatoria ............................................................................................................... i Agradecimientos.......................................................................................................ii Índice general..........................................................................................................iv Lista de figuras .......................................................................................................vii Índice de tablas ....................................................................................................... x Nomenclatura ..........................................................................................................xi Resumen............................................................................................................... xiii CAPITULO I ............................................................................................................ 1 Formulación del problema....................................................................................... 1
I. Introducción .................................................................................................. 1 Ii. Planteamiento del problema ......................................................................... 3 Iii. Justificación .............................................................................................. 4 Iv. Objetivo general ........................................................................................ 5 V. Objetivos específicos.................................................................................... 5
CAPITULO II ........................................................................................................... 6 Marco teórico........................................................................................................... 6
1. Yacimientos de hidrocarburos. ..................................................................... 6 1.1. Propiedades de la roca.......................................................................... 6
1.1.1. Porosidad ....................................................................................... 6 1.1.2. Permeabilidad ................................................................................ 7 1.1.3. Densidad de roca y distribución de tamaño de grano .................... 8
1.2. Efecto superficial ................................................................................. 10 1.2.1. Componentes del efecto superficial ............................................. 13 1.2.2. Efecto superficial causado por completación parcial y pozos inclinados.................................................................................................... 14 1.2.3. Efecto superficial por cañoneo ..................................................... 17
1.3. Propiedades geomecánicas ................................................................ 19 1.3.1. Aplicaciones de la geomecánica .................................................. 20 1.3.2. Comportamiento mecánico de los materiales geológicos ............ 20 1.3.3. Características especiales de los materiales geológicos ............. 21 1.3.4. Ensayos de laboratorio................................................................. 22
1.3.4.1. Ensayo de compresión sin confinamiento (UCS) .................... 23 1.3.4.2. Compresión triaxial .................................................................. 23 1.3.4.3. Tensión indirecta o ensayo de cilindro brasileño ..................... 24 1.3.4.4. Ensayo de compresión uniaxial ............................................... 24 1.3.4.5. Coeficiente de Biot .................................................................. 25
1.3.5. Pruebas de campo ....................................................................... 26 1.3.5.1. Magnitud del esfuerzo vertical ( Vσ )......................................... 26 1.3.5.2. Magnitud del esfuerzo mínimo ( hσ ) ........................................ 26 1.3.5.3. Magnitud del esfuerzo máximo ( Hσ )....................................... 26
v
2. Mecanismos de producción por flujo natural .............................................. 27 2.1. Producción por gas disuelto ................................................................ 28
2.1.1. Presión sobre el punto de burbujeo (petróleo subsaturado)......... 28 2.1.2. Presión debajo del punto de burbujeo (petróleo saturado).......... 29
2.2. Producción por capa de gas................................................................ 30 2.3. Producción por empuje natural de agua.............................................. 31
3. Mecanismos de estimulación convencional................................................ 32 3.1. Índice de productividad antes de la estimulación ................................ 33 3.2. Principios básicos del fracturamiento hidráulico.................................. 35
3.2.1. Mecánica de la fractura ................................................................ 37 3.2.2. Mecánica del fluido de fractura..................................................... 39 3.2.3. Agente de sostén (apuntalante) ................................................... 40
4. Uso de materiales energéticos en la industria petrolera ............................. 41 4.1. Clasificación de los explosivos ............................................................ 42
5. Fracturamiento con gas .............................................................................. 46 5.1. Mecánica del fracturamiento con gas .................................................. 49
5.1.1. Mecanismos actuantes................................................................. 49 5.1.2. Mecanismo de formación de la fractura ....................................... 50
5.2. Diseño del fracturamiento con gas ...................................................... 52 5.2.1. Principio ....................................................................................... 52 5.2.2. Diseño del pulso de presión ......................................................... 53
5.3. Diseño del propelente.......................................................................... 56 5.4. Geomecánica en el fracturamiento con gas ........................................ 59 5.5. Estimación del incremento en la productividad ................................... 60 5.6. Equipos utilizados................................................................................ 62 5.7. Aplicaciones en Venezuela ................................................................. 64 5.8. Ventajas y desventajas........................................................................ 66
5.8.1. Ventajas de la tecnología ............................................................. 66 5.8.2. Desventajas de la tecnología ....................................................... 67
6. Descripción geológica de la formacion Naricual ......................................... 67 6.1. Consideraciones históricas.................................................................. 68 6.2. Localidad tipo ...................................................................................... 69 6.3. Descripción litológica........................................................................... 69 6.4. Espesor ............................................................................................... 70 6.5. Estructura ............................................................................................ 70 6.6. Estratigrafía ......................................................................................... 70 6.7. Extensión geográfica ........................................................................... 70 6.8. Expresión sísmica ............................................................................... 71 6.9. Expresión topográfica.......................................................................... 71 6.10. Contactos......................................................................................... 71 6.11. Fósiles ............................................................................................. 72 6.12. Edad ................................................................................................ 73 6.13. Correlación ...................................................................................... 73 6.14. Paleoambientes ............................................................................... 73 6.15. Propiedades petrofísicas ................................................................. 74 6.16. Importancia económica.................................................................... 75
vi
CAPITULO III ........................................................................................................ 77 Metodología experimental ..................................................................................... 77
1. Preparación de muestras............................................................................ 77 2. Determinación de porosidad y permeabilidad............................................. 81
2.1. Procedimiento para medir la porosidad ............................................... 82 2.2. Procedimiento para medir la permeabilidad ........................................ 84
3. Distribución de tamaño y densidad de grano.............................................. 86 3.1. Determinación de tamaño de grano .................................................... 86 3.2. Determinación de densidad del grano ................................................. 88
4. Caracterización geomecánica .................................................................... 89 4.1. Determinación de UCS........................................................................ 89 4.2. Ensayos de tensión indirecta............................................................... 90 4.3. Ensayo de resistencia a la compresión triaxial .................................... 91
5. Ensayos con material energético................................................................ 92 6. Medición de la temperatura de ignición ...................................................... 95
CAPITULO IV ........................................................................................................ 97 Resultados y análisis............................................................................................. 97 Conclusiones....................................................................................................... 114 Recomendaciones............................................................................................... 116 Bibliografía .......................................................................................................... 117 Apéndices............................................................................................................ 120
vii
LISTA DE FIGURAS
Fíg. 1. Variables que influyen en la permeabilidad según Ley de Darcy. .............. 7 Fíg. 2. Zona cercana al pozo alterada................................................................. 11 Fíg. 3. Ejemplo de completación parcial, (a) pozo con penetración parcial en la
formación, (b) pozo produciendo solo desde la parte central de la formación, (c) pozo con 4 intervalos abiertos a producción (Brons y Marting)................. 14
Fíg. 4. Pseudo skin Sb (Brons y Marting). ........................................................... 15 Fíg. 5. Geometría para efectos de caracterización por completación parcial y
desvío de pozos. ............................................................................................ 16 Fíg. 6. Compresión sin Confinamiento ................................................................ 23 Fíg. 7. Ensayo de tensión indirecta y fracturas generadas en la muestra. .......... 24 Fíg. 8. Típica envolvente de falla......................................................................... 25 Fíg. 9. Producción por gas disuelto en el petróleo con Presión (P) > Presión de
burbuja (Pb). .................................................................................................. 29 Fíg. 10. Producción por gas disuelto en el petróleo con P < Pb......................... 30 Fíg. 11. Mecanismo de empuje por Capa de Gas ............................................... 31 Fíg. 12. Uso del Fracturamiento Hidráulico como “mecanismo de completación”
para pozos de petróleo y gas en EE.UU. ...................................................... 35 Fíg. 13. Prueba de fracturamiento con Gas......................................................... 47 Fíg. 14. Comparación de perfiles de Presión ( tomado de INT - 8723) ............... 48 Fíg. 15. Tipos de fracturas creadas según la rapidez con que se incrementa la
presión. .......................................................................................................... 51 Fíg. 16. Tipo de fractura creada según la velocidad de fractura.......................... 52 Fíg. 17. Diagrama de elementos que determinan la configuración del explosivo.58 Fíg. 18. Influencia del módulo de Young y la relación de Poisson en: a) espesor, y
b) longitud de la fractura................................................................................. 59 Fíg. 19. Diseño genérico de herramienta utilizada para el Fracturamiento con
Gas................................................................................................................. 64 Fíg. 20. Toma de muestras de roca de superficie de la Formación Guárico en la
zona de Camatagua. (el Autor) ...................................................................... 77 Fíg. 21. Toma de muestras de roca de superficie de la Formación Naricual en el
Edo. Anzoategui. (el Autor) ............................................................................ 78 Fíg. 22. Herramientas empleadas para la toma de muestras. (el Autor) ............. 78 Fíg. 23. Afloramiento de la formación Naricual en la zona de la mina homónima.
(el Autor) ........................................................................................................ 79 Fíg. 24. a) Toma de una muestra de superficie. b) Afloramiento de la formación
Naricual en la carretera vieja hacia Maturín, Km 52. (el Autor) ...................... 79 Fíg. 25. a) Celda de confinamiento para la realización de pruebas con material
explosivo (tomado de INT-9155). b) Cara de un bloque de roca de la formación Naricual al ser cortado (el Autor). .................................................. 80
Fíg. 26. Equipo para el corte de bloques de roca. (el Autor) ............................... 80
viii
Fíg. 27. Bloques preparados para ser sometidos a ensayos de fracturamiento con gas, a) de Arenisca y b) de Plexiglass. (el Autor)........................................... 81
Fíg. 28. Toma de tapones de roca para la realización de análisis convencionales y ensayos geomecánicos. (el Autor) .............................................................. 82
Fíg. 29. Tapones tomados para la realización de análisis convencionales y ensayos geomecánicos. (el Autor) ................................................................. 82
Fíg. 30. Porosímetro de Helio sin confinamiento. (el Autor) ................................ 83 Fíg. 31. Permeámetro de Helio. (el Autor)........................................................... 85 Fíg. 32. Presurización con aire para el medición de permeabilidad del tapón de
roca contenido en el permeámetro de helio. (el Autor) .................................. 85 Fíg. 33. Muestras de roca triturada para determinación de la granulometría de las
rocas. (el Autor).............................................................................................. 86 Fíg. 34. a) Balanza para medición de la masa de las muestras trituradas. b)
Tamizado de muestras para obtención del tamaño de grano. (el Autor)........ 87 Fíg. 35. Celda triaxial MTS-815 para ensayos geomecánicos. (el Autor)............ 90 Fíg. 36. a) Tapones para ensayos de tensión indirecta. b) y c) Celda triaxial
MTS-810 para ensayos geomecánicos. (el Autor) ......................................... 91 Fíg. 37. Confinamiento de tapón para la determinación de la resistencia a la
compresión triaxial. (el Autor)......................................................................... 92 Fíg. 38. Direcciones de los esfuerzos en los tres planos de carga en la celda de
confinamiento para pruebas con material explosivo. ..................................... 93 Fíg. 39. Resonancia magnética lateral de un bloque de arenisca saturado con
agua destilada. (el Autor) ............................................................................... 93 Fíg. 40. Equipo para la toma de imágenes por Resonancia Magnética. (el Autor)
....................................................................................................................... 94 Fíg. 41. Ensamblaje blanco – explosivo para ensayos de fracturamiento con gas.
(el Autor) ........................................................................................................ 94 Fíg. 42. Fusiómetro para medición del punto de ignición del explosivo. (el Autor)
....................................................................................................................... 96 Fíg. 43. Distribución del tamaño de grano de la muestra de roca A.................... 99 Fíg. 44. Distribución del tamaño de grano de la muestra de roca B.................... 99 Fíg. 45. Distribución del tamaño de grano de la muestra de roca C.................. 100 Fíg. 46. Distribución del tamaño de grano de la muestra de roca D.................. 100 Fíg. 47. Distribución del tamaño de grano de la muestra de roca E.................. 101 Fíg. 48. Efectos de explosivos descartados a) Prueba en bloque de plexiglass
usando propelente “C”; b) Prueba en bloque de roca con geometría irregular usando cordón detonante. (el Autor)............................................................ 103
Fíg. 49. Comportamiento registrado del propelente “C” en bloque de Plexiglass. (el Autor) ...................................................................................................... 104
Fíg. 50. Sistema radial de fracturas de tope a fondo en bloque de Plexiglass con propelente “A”. (el Autor).............................................................................. 105
Fíg. 51. Configuración final del explosivo confinado en los bloques de prueba. (el Autor) ........................................................................................................... 106
Fíg. 52. Visualización por resonancia magnética de la muestra de roca A2 después de activar 2 gr de propelente “A”. (el Autor)................................... 107
Fíg. 53. Visualización por resonancia magnética de la muestra de roca A8 después de activar 2.5 gr de propelente “A”. (el Autor)................................ 107
ix
Fíg. 54. Visualización por resonancia magnética de la muestra de roca A6 después de activar 3 gr de propelente “A”. (el Autor)................................... 108
Fíg. 55. Visualización directa de la muestra de roca A1 después de activar 4 gr de propelente “A”. (el Autor)......................................................................... 108
Fíg. 56. Visualización por resonancia magnética de la muestra de roca A4 después de activar 6 gr de propelente “A”. (el Autor)................................... 109
Fíg. 57. Visualización por resonancia magnética de la muestra de roca A5 después de activar 8 gr de propelente “A”. (el Autor)................................... 109
Fíg. 58. Visualización por resonancia magnética de la muestra de roca A9 después de activar 10 gr de propelente “A”. (el Autor)................................. 110
Fíg. 59. Bloques de plexiglass sometidos a la acción de un propelente sin/con inmersión en líquido para una misma carga de material energético. (el Autor)..................................................................................................................... 111
Fíg. 60. Bloques de arenisca sometidos a la acción de un propelente con/sin inmersión en líquido para una misma carga de material energético. (el Autor)..................................................................................................................... 112
x
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1. Clasificación de la permeabilidad del medio poroso según el fluido que contenga. ......................................................................................................... 8
Tabla 2. Densidades características de algunos minerales y rocas. .................... 9 Tabla 3. Clasificación de las rocas sedimentarias según su tamaño de grano
según Wentworth ........................................................................................... 10 Tabla 4. Flujo en pozos sin daño (tomado de Valkó y col.). ................................ 34 Tabla 5. Interrelación entre propiedades para materiales linealmente elásticos
(tomado de Economides y col.)...................................................................... 38 Tabla 6. Comparación entre Combustión y Detonación ...................................... 42 Tabla 7. Sustancias químicas explosivas más utilizadas. (Tomado de INT-7432)
....................................................................................................................... 44 Tabla 8. Propiedades de los fluidos de la formación Naricual. (tomado de WEC
Venezuela 1997) ............................................................................................ 75 Tabla 9. Reservas estimadas al 31/12/1996 de la formación Naricual (tomado de
WEC Venezuela 1997)................................................................................... 76 Tabla 10. Correspondencia de las muestras tomadas en campo con los bloques
de arena empleados para el fracturamiento con gas. .................................... 97 Tabla 11. Porosidad y permeabilidad de los tapones extraídos para el análisis de
las muestras................................................................................................... 97 Tabla 12. Valores promedio de la porosidad y permeabilidad de las muestras de
roca. ............................................................................................................... 98 Tabla 13. Tamaño de grano de las muestras de roca. ...................................... 101 Tabla 14. Densidad de las muestras de roca. ................................................... 102 Tabla 15. Caracterización geomecánica de las muestras de roca. ................... 102 Tabla 16. Materiales energéticos evaluados. .................................................... 103 Tabla 17. Pruebas en bloques de Plexiglass para la selección del propelente.104 Tabla 18. Pruebas en bloques de arena. .......................................................... 106 Tabla 19. Características de los bloques de roca A7 y A8 de la muestra de
superficie D. ................................................................................................. 112
xi
NOMENCLATURA
Letras y Símbolos k: Factor de Permeabilidad de la roca, md kd: Permeabilidad en la zona dañada, md q: Tasa de flujo A: Area transversal del medio poroso L: Longitud del medio poroso, cm Δ P: Diferencial de presión μ : Viscosidad del fluido, cp δ : Densidad de la muestra de roca, gr / cm3 M: Masa de la muestra de roca, gr V: Volumen no-poroso de la muestra de roca, cm3 h: Espesor promedio de la capa productora, pies s: Efecto superficial, adimensional hw: Intervalo total abierto a producción, pies Zw : Elevación desde el fondo del yacimiento hasta la mitad del intervalo perforado,
pies lp: Longitud del cañoneo, pies
θα : Parámetro que depende del ángulo de fase del cañoneo, adimensional rw: Radio del pozo en la cara de la arena, pies
wr ' : Radio efectivo del pozo en la cara de la arena, pies T0 : Resistencia a la tensión, lpc P : Presión, lbf D : Diámetro de tapón de roca, pulgadas t : Espesor de la muestra, pulgadas UCS: Esfuerzo de compresión uniaxial sin confinamiento, lpc
Vσ : Esfuerzo vertical, lpc
Hσ : Esfuerzo horizontal máximo, lpc hσ : Esfuerzo horizontal mínimo, lpc
Pbd: Presión de fractura (breakdown), lpc Pp: Presión de poro, lpc UCS: Esfuerzo de compresión uniaxial, lpc Donde: K: Relación de esfuerzos efectivos, adimensional Np: Producción acumulada, bbl N: Petróleo original en sitio, bbl Bo: Factor volumétrico del petróleo, BY/BN Boi: Factor volumétrico inicial del petróleo, BY/BN Bg: Factor volumétrico del gas, BY/PCN Bgi: Factor volumétrico del gas inicial, BY/PCN Co: Compresibilidad del petróleo, lpc-1 Cw: Compresibilidad del agua, lpc-1
xii
Cf: Compresibilidad de la formación, lpc-1 So: Saturación de petróleo, fracción Swc: Saturación de agua irreducible, fracción Sw: Saturación de agua, fracción Rp: Relación gas - petróleo acumulado, PCN/BN Rs: Relación de solubilidad del gas en el petróleo, PCN/BN Rsi: Relación inicial de solubilidad del gas en el petróleo, PCN/BN m: (Cap II, sección 2) Índice de la capa de gas, adimensional We: Influjo de agua, bbl Wi: Volumen inicial del acuifero, bbl J: Índice de productividad, BPD/lpc PD: Presión adimensional qD: Tasa de producción adimensional ψ : Aumento de la productividad, adimensional re: Radio de drenaje, pies rw: Radio del pozo, pies rf: Radio de la fractura, pies rd: Radio de la zona dañada, pies Nf: Número de fracturas, adimensional FCD: Factor de conductividad m: (Cap. II, sección 6) exponente de cementación, adimensional n: exponente de saturación, adimensional Unidades md: milidarcys cm: centimetros cp: centipoise gr: gramos lpc: libras por pulgada cuadrada lbf: libras de fuerza bbl: barriles BY: barriles a condiciones de yacimiento BN: barriles a condiciones normales (estándar) PCN: pies cúbicos normales (estándar) BPD: barriles por día
xiii
RESUMEN Chavarro S., Wilmer A.
EVALUACIÓN DE MATERIAL ENERGÉTICO PARA EL FRACTURAMIENTO CON GAS EN ARENAS CONSOLIDADAS DE
ALTA PERMEABILIDAD DE GAS Tutor académico: Prof. Walter Poquioma. Tutor Industrial: Ing. Pablo Manrique. Tesis. Caracas, U.C.V. Facultad de Ingeniería. Escuela de
Ingeniería de Petróleo, 2006, 124 páginas.
Palabras Claves: Fracturamiento con Gas, Estimulación de Yacimientos,
Propelente, Daño a la Formación, Geomecánica en el Fracturamiento, Mecánica
de Rocas.
En la industria petrolera se emplean diferentes técnicas para realizar la
estimulación en aquellos yacimientos en los que por diferentes mecanismos de
daño a la formación, han disminuido la capacidad de los hidrocarburos para fluir
hacia el pozo. Una de las técnicas mayormente empleada para la estimulación de
yacimientos en Venezuela, es el fracturamiento hidráulico, el cual genera fracturas
(canales de alta permeabilidad) en la roca, alcanzando grandes longitudes. El
fracturamiento hidráulico es una técnica que resulta altamente costosa y reviste
una gran complejidad operacional, por lo cual es necesario trabajar en función de
desarrollar técnicas que permitan realizar estimulaciones efectivas a menores
costos y disminuyendo la complejidad operativa. En el presente trabajo, se evalúa
la aplicación de material energético explosivo en modelos de plexiglass y
areniscas de alta permeabilidad de gas, a fin de entender el fenómeno físico que
comprende: Sistema de fracturas generado, caracterización de las fracturas en
función de diferentes cantidades del explosivo seleccionado y, necesidad o no de
insertar agentes de sostén a las fracturas creadas. Se seleccionó afloramientos de
la formación Naricual para la toma de muestras de estudio, y estas se
caracterizaron mediante análisis convencionales y ensayos geomecánicos.
xiv
Además, se determinó como explosivo el propelente debido a su capacidad para
generar grandes cantidades de gas y por ende presión para propagar las
fracturas. Posteriormente se estableció una metodología para realizar el
fracturamiento de las muestras confinadas en una celda diseñada para tal fin. Se
realizó la visualización directa e indirecta (en las rocas mediante resonancia
magnética), el análisis permitió concluir que se genera un sistema radial de
fracturas, que el desprendimiento de partículas de la matriz de la roca impide que
las mismas se cierren, planteando la posibilidad de no insertar apuntalante, y que
al activar el propelente inmerso en un líquido ocurre mayor propagación de la
fractura. Finalmente, se recomienda realizar un estudio para desarrollar
ecuaciones que modelen el fracturamiento; diseñar una herramienta para
encapsular el propelente y someterlo a condiciones de yacimiento, y diseñar
prueba que permita cuantificar la variación en la permeabilidad al realizar la
estimulación.
1
CAPITULO I Formulación del Problema
I. INTRODUCCIÓN Desde los inicios de la industria petrolera se han empleado diversos mecanismos
de producción, partiendo de la producción por flujo natural donde el aporte
energético lo hace el yacimiento, y a medida que se expanden los fluidos del
yacimiento, la presión inicial del yacimiento tiende a bajar. En otros casos
podemos tener mecanismos naturales que reduzcan la velocidad de decaimiento
de la presión, estos son: el efecto de la subsidencia, la migración de un acuífero
activo, la expansión de una capa de gas y la segregación gravitacional.
Cuando se está en presencia de un yacimiento en el cual su presión no es
suficiente para producir de manera natural o cuando la presión del yacimiento se
ha reducido por efecto de la producción, es necesario aplicar mecanismos de
levantamiento, tales como: bombeo mecánico, bombeo electrosumergible,
levantamiento artificial con gas u otros mecanismos.
Existen procedimientos para estimular mecánicamente la producción del
yacimiento entre los cuales se encuentra uno de los más exitosos, el
Fracturamiento Hidráulico. Este mecanismo consiste en inyectar al yacimiento un
fluido de fracturamiento a una presión que supere los esfuerzos de la roca hasta
su fractura y propagando la misma para crear un canal con mayor permeabilidad
que permita un mayor flujo hacia el pozo, reduciendo la caída de presión. Es
necesario entonces mantener abierto el canal de alta permeabilidad (fractura) y
para esto se añade un material apuntalante, que mantendrá abierto el nuevo plano
de fractura.
La tecnología de Fracturamiento Hidráulico es diferente del Fracturamiento con
Gas, ya que esta última técnica consiste en colocar una carga de agente de
propulsión en la cara de la arena y tras su ignición y combustión se genera un
pulso de alta presión de gas el cual da paso a la generación de sistemas radiales
de múltiples fracturas en los alrededores del pozo, interconectando las fisuras
naturales, para de esa manera mejorar la producción.
2
Fracturamiento con gas es una tecnología que ha sido estudiada en los Estados
Unidos y la ex – Unión Soviética en los años 60’s y 70´s y es en la URSS donde
tiene su mayor desarrollo en los 80’s con 1500 tratamientos en 1988 y más de
3000 en 1990; para el año 2000, EEUU había realizado más de 4000
estimulaciones. En China comenzó la investigación en 1984 tanto en hoyos
revestidos como en hoyos desnudos; actualmente se han realizado más de 3000
trabajos de estimulación alcanzando una profundidad de 6000 m.
Esta técnica debe ser aplicada de manera controlada ya que al hacer uso de alta
presión y temperatura puede ocurrir daño al yacimiento produciendo pérdidas de
permeabilidad, es esta la razón por la cual no se proponen agentes explosivos de
alto poder, los cuales han sido estudiados y su desarrollo ha sido mucho menos
exitoso que el fracturamiento con gas.
Una de las ventajas del fracturamiento con gas es la economía en los costos de
operación, sin embargo, la baja energía generada por estos agentes de propulsión
lo ubica en un intervalo de estimulación relativamente reducido. Así, el reto es
lograr obtener un tratamiento donde la carga del agente de propulsión sea
optimizada a su máxima capacidad energética sin que cause daños a la
formación, mejorando la comunicación arena-pozo, lo cual puede ser
extremadamente útil en arenas de alta permeabilidad de gas.
Los Beneficios del Fracturamiento con Gas al producir múltiples fracturas radiales
son:
• Unir las fisuras naturales existentes en la formación.
• Remover el daño en los alrededores del pozo.
• Incrementar la comunicación arena-pozo.
• Controlar producción de arena.
respecto de otras tecnologías de estimulación, como Fracturamiento Hidráulico y
Acidificación, también existen ventajas comparativas:
• Reduce los costos de operación.
• Simplifica la operación.
• Reduce el riesgo de pérdida de fluidos hacia la formación (leak off).
3
En este trabajo de investigación, se quiere evaluar cualitativamente el
Fracturamiento con Gas mediante el uso de materiales energéticos en arenas
consolidadas de alta permeabilidad de Gas (considerando la clasificación de
permeabilidad para yacimientos de gas: 1) Baja: k < 0.5 md; 2) Moderada: 0.5 < k
< 5 md; 3) Alta: k > 5 md) en un ambiente confinado, y de esta manera visualizar
su comportamiento mecánico. Particularmente, observar las fracturas creadas,
estudiar la necesidad o no de insertar agentes apuntalantes y en función de
distintos volúmenes de material energizante inyectado, obtener el límite de este
para afectar la cara de la fractura.
II. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
En Venezuela, según la información pública de PDVSA y búsquedas realizadas en
publicaciones especializadas, el fracturamiento con gas esta apenas en fase de
investigación con muy pocas aplicaciones en campo en algunos pozos de El
Furrial, obteniendo resultados exitosos. En PDVSA-Intevep se han realizado
algunos estudios preliminares a nivel de laboratorio en pro de caracterizar el uso
de la tecnología. Por otro lado CAVIM (Compañía Anónima Venezolana de
Industrias Militares) ha desarrollado explosivos comerciales para diferentes fines,
los cuales se ajustan a los requerimientos en cuanto a seguridad, activación y
poder energético, además de contar con las instalaciones adecuadas.
Al realizar estudios acerca del fracturamiento con gas, se busca mejorar la
comunicación entre la cara de la arena productora y sobrepasar el daño producido
en la zona invadida por los fluidos de perforación y otras operaciones, obteniendo
fracturas superiores a los tres pies.
El fracturamiento hidráulico es ideal para yacimientos de baja permeabilidad, por
cuanto genera largos canales de alta permeabilidad. En vista de que la mayoría de
los yacimientos venezolanos son de mediana y alta permeabilidad (80% de los
casos), donde no es necesario alcanzar grandes profundidades de fractura sino
mejorar la comunicación arena - pozo, se debe concentrar esfuerzos para el
desarrollo de aplicaciones para estos yacimientos.
4
Por otro lado, se busca disponer de alternativas de bajo costo al fracturamiento
hidráulico, maximizando la relación costo/beneficio. Esto, considerando que una
operación de fracturamiento hidráulico puede alcanzar un costo de
Bs.1.500.000.000, de los cuales el 70% esta distribuido en el fluido de
fracturamiento, bombeo y apuntalante. En este sentido, es imperativo evaluar en el
fracturamiento con gas, la factibilidad de mantener fracturas abiertas usando como
apuntalante los granos desprendidos de la arena fracturada.
III. JUSTIFICACIÓN
La comunicación entre el yacimiento y el pozo es fundamental para la ingeniería
de producción, la propiedad de la roca que nos permite tener mayor o menor
comunicación es la permeabilidad. En este sentido, es necesario conocer y
desarrollar metodologías y tecnologías de estimulación que mejoren la
permeabilidad de la formación de interés. Tras conocer el éxito que el
fracturamiento con gas ha tenido al ser usado en diferentes aplicaciones, a saber:
• Evaluación de la prueba de producción en pozos exploratorios.
• Reducción de los efectos de daño en los alrededores del pozo.
• Aumento de la tasa, así como, disminución de la presión de inyección en
pozos inyectores.
• Estimulación selectiva (para problemas de agua en el fondo del pozo).
• Estimulación de formaciones con fisuras naturales desarrolladas.
• Tratamiento de formaciones con sensibilidad agua/ácido, cambios de
saturación de líquido (como yacimientos de Gas).
• Operación en regiones difíciles, tales como, Costa Afuera, condiciones
desérticas, la Faja del Orinoco, etc.
Intevep, ha decidido realizar pruebas de laboratorio para visualizar los
mecanismos de funcionamiento, con miras a evaluar y aplicar esta tecnología en
yacimientos de alta permeabilidad, en aquellas arenas de las cuales se recupera
el gas inyectado, como última fase de su explotación.
5
El presente proyecto se fundamenta en la búsqueda de nuevas alternativas que
permitan la optimización de la producción de nuestros campos de Petróleo y/o
Gas, mediante tecnologías que sean económicamente atractivas, evitando causar
daño a nuestros yacimientos y propendiendo al desarrollo endógeno de la
industria nacional, mediante el uso de nuestros recursos.
IV. OBJETIVO GENERAL Evaluar en arenas consolidadas la aplicación de fracturamiento con gas
caracterizando las respuestas obtenidas según el volumen de gas generado por el
material energético, y determinando si es necesario o no, insertar agentes
apuntalantes.
V. OBJETIVOS ESPECÍFICOS
• Establecer la diferencia entre la mecánica de fracturas por Fracturamiento
Hidráulico y las originadas por Fracturamiento con Gas.
• Caracterizar la roca según su porosidad, permeabilidad y granulometría.
• Determinar propiedades mecánicas de la roca: resistencia máxima,
módulo de Young, relación de Poisson, resistencia a la tensión y
compresibilidad.
• Observar las fracturas creadas por el fracturamiento con gas.
• Caracterizar las fracturas en función de distintas cantidades de material
energético colocado.
• Determinar el límite en el cual se daña la cara de la fractura creada por
exceso de material energizante.
• Evaluar los resultados obtenidos y determinar la necesidad o no de
insertar agentes apuntalantes.
6
CAPITULO II Marco Teórico
1. YACIMIENTOS DE HIDROCARBUROS. Los yacimientos o acumulaciones de hidrocarburos se definen como unidades
geológicas constituidas por una o varias rocas porosas y permeables conformadas
como trampas estructurales o estratigráficas en las cuales se almacenan petróleo
y/o gas, estos fluidos se desplazan por el subsuelo por migración primaria o
secundaria hasta encontrar una roca sello (impermeable) que impide que estos
lleguen a la superficie. Los yacimientos de hidrocarburos se clasifican de acuerdo
con el estado en el que se encuentran sus fluidos, o sea, líquido o gaseoso, de la
siguiente forma:
Petróleo negro
Yacimientos de petróleo
Petróleo volátil
Yacimientos
Gas seco
Yacimientos de gas Gas húmedo
Gas condensado
1.1. Propiedades de la roca
1.1.1. Porosidad
La porosidad de una roca, es representa el espacio existente entre los granos de
una roca, y se puede expresar como la relación porcentual entre el volumen hueco
y el volumen total de la roca, la cual representa la porosidad total. La roca es
capaz de permitir el paso de fluidos a través de sí, en la medida que sus espacios
porosos estén interconectados, el volumen de estos poros interconectados es
llamado porosidad efectiva. Entonces, la porosidad efectiva es:
7
VtVp
=Φ Ec. 1
donde,
Φ : Porosidad efectiva, fracción Vp: Volumen de poros interconectados, pies3
Vt: Volumen total de la muestra, pies3
1.1.2. Permeabilidad
La permeabilidad, es la capacidad que tiene un medio poroso para permitir el
paso de fluidos a través de sus espacios porosos interconectados y/o canales
originados por fracturas presentes. Debido a que la permeabilidad esta
estrictamente referida al flujo de fluidos, la determinación de la misma se realiza
mediante montajes experimentales con esas características y aplicando la Ley de
Darcy1. La permeabilidad relaciona la tasa de flujo y un diferencial de presión
aplicado en los extremos del medio poroso a través de una sección transversal en
una longitud determinada,
Fíg. 1. Variables que influyen en la permeabilidad según Ley de Darcy.
mediante la ecuación:
PALqk
Δ=
μ Ec. 2
1 L.P. DAKE. Fundamentals of reservoir engineering. Elsevier Science & Technology Bookstore 1978. Pág. 103-129.
PΔ
LX =
q qA
8
donde:
k: Factor de Permeabilidad, darcys q: Tasa de flujo, cm3/s A: Area transversal del medio poroso,cm2
L: Longitud del medio poroso, cm Δ P: Diferencial de presión aplicado, atm μ : Viscosidad del fluido, cp Este modelo es válido para las condiciones planteadas por Darcy (flujo de un
fluido incompresible, lineal y monofásico). Sin embargo, Crotti establece que, en
los reservorios reales, casi nunca se está en condiciones de flujo monofásico. Por
el contrario es frecuente el flujo bifásico ó trifásico. En estos casos se continúa
respetando la ecuación de Darcy, a la que se agrega un factor de corrección. Este
factor de corrección toma la forma de una curva, cuyo valor depende de la
saturación de fluidos en el sistema2. La permeabilidad de los yacimientos puede
ser clasificada según el estado en el que se encuentra el fluido que a través de él
fluye, de modo tal que:
Tabla 1. Clasificación de la permeabilidad del medio poroso según el
fluido que contenga. 3
1.1.3. Densidad de Roca y Distribución de Tamaño de Grano
Conocer la densidad de la roca nos permite lograr una mejor interpretación de la
estructura geológica del subsuelo. La densidad de la roca viene dada por el
cociente entre la masa y el volumen del material sólido (el volumen no incluye el
espacio poroso). El valor de la densidad, tiene una relación directa con el tipo de
roca, y varía con la mineralogía y la porosidad de la misma. Las rocas saturadas
2 M. CROTTI. “Un Análisis Especial de la Ley de Darcy” 2001. http://www.inlab.com.ar/Darcy_1.htm 3 MICHAEL ECONOMIDES, RONALD OLIGNEY, PETER VALKÓ. “Unified Fracture Design” Orsa Press. 2002. Pág. 52.
Permeabilidad K Gas, md K Petróleo, md Baja k < 0.5 k < 5
Media 0.5 < k <5 5 < k <50 Alta k > 5 k > 50
9
presentan mayor densidad que las rocas secas debido a la presencia del fluido
que llena el espacio poroso.
Tabla 2. Densidades características de algunos minerales y rocas. 4
Para realizar estas pruebas, se requiere que la muestra de roca sea no-
consolidada, y en caso de serlo, se debe triturar primero con un mortero.
La densidad de la roca se calcula pesando la muestra para obtener su masa y
determinando el volumen de la misma a través del principio de Arquímedes, el
cual establece que todo cuerpo sumergido experimenta una perdida de peso igual
al peso del volumen del fluido desplazado. De manera que la densidad volumétrica
de la roca es:
4 CECILIA RODRIGUEZ, HERNAN GUZMAN. “Procedimiento técnico: Evaluación de la Densidad de la Roca y Análisis de la Distribución de Tamaño de Grano” PDVSA 2001.
Minerales (aproximadamentepuros y no porosos)
Densidad (gr/cm3)
Halita 2.16Gibbsita 2.32Ortoclasa feldespática 2.56Cuarzo 2.65Anhidrita 2.71Olivino 2.9Hematita 3.3 – 3.6
5.26Rocas Densidad (gr/cm3)
secaDensidad (gr/cm3)
saturadaMaterial arcilloso 1.36 1.4 – 1.8Sal masiva 2.2 -Lutita 1.9 – 2.4 2.1 – 2.5Arenisca 2.0 – 2.6 2.2 – 2.6Limolita 1.9 – 2.6 2.1 – 2.7Dolomita 2.5 – 2.8 2.6 – 2.8Granito-diorita 2.6 – 2.9Gabro-diabasa 2.8 – 3.1Dunita-peridotita 3.1 – 3.4Granito, corteza 2.67Basalto, corteza 2.87Manto superior 3.32
10
VM
=δ Ec. 3
donde,
δ : Densidad de la muestra de roca, gr / cm3
M: Masa de la muestra de roca, gr V: Volumen no-poroso de la muestra de roca, cm3
Para el análisis de la distribución del tamaño de grano de la muestra se emplea un
método en el que se utilizan tamices con diferentes tamaños de apertura de la
malla (arreglo descendente donde el tamiz de mayor apertura queda en la parte
superior), lo cual permite separar los granos que la conforman. Después, cada
porción de la muestra es pesada y con estos datos se realiza un histograma que
arrojará los resultados.
Tras obtener la distribución del tamaño de grano, se debe comparar con la escala
respectiva. Wentworth propuso una escala que ha sido ampliamente adoptada.
Dimensiones
(mm)Fragmentos individuales,
partículas, etc. Agregados no consolidados Rocas consolidadas Tipo de
grano256 ó mas Cantos gruesos Pedregal Conglomerado grueso64 - 256 Cantos rodados Cantizal Conglomerado grueso4 - 64 Guijarros Cascajo Pudinga2 - 4 Grava gruesa Grava gruesa Asperón1 - 2 Grano de arena muy gruesa Arena muy gorda Arenisca muy basta
0.5 - 1 Grano de arena gruesa Arena gorda Arenisca basta0.25 - 0.5 Grano de arena mediana Arena mediana Arenisca media
0.125 - 0.25 Grano de arena fina Arena fina Arenisca fina0.0625 - 0.125 Grano de arena muy fina Arena muy fina Arenisca muy fina0.031 - 0.0625 Partícula de limo grueso0.0039 - 0.031 Partícula de limo medio a muy fino
0.00006 - 0.0039 Partícula de Arcilla Arcilla LutitaLimo Limolita
Gra
vaA
rena
Arc
illa
Tabla 3. Clasificación de las rocas sedimentarias según su tamaño de
grano según Wentworth5
1.2. Efecto Superficial
Según Economides y Nolte, el efecto superficial “s” (skin effect) es aquel que
describe las alteraciones presentes en los alrededores del pozo. Uno de los
5 CHESTER K. WENTWORTH “A Scale of Grade and Class Terms for Clastic Sediments” Jour. Geol., 1922. Vol. 30, págs 377 – 392.
11
principales problemas causados es el daño a la permeabilidad que puede ser
provocado casi por cualquier actividad de ingeniería de petróleo, desde la
perforación, pasando por la completación hasta la aplicación de métodos de
estimulación a la formación. El efecto superficial esta representado por un número
adimensional obtenido en prueba de pozo6.
Fíg. 2. Zona cercana al pozo alterada.
La Fíg. 2 describe las zonas de interés, donde k es la permeabilidad de la zona no
alterada, ks la permeabilidad del área de la formación alterada. El efecto superficial
está representado matemáticamente por un número adimensional, sin embargo,
este se refleja en la distancia rs donde existirá una caída de presión por el daño a
la permeabilidad y su signo será positivo (+), sin embargo, este factor puede tener
signo negativo (-) cuando se trata de yacimientos naturalmente fracturados (YNF)
y cuando se realiza sobre la formación una estimulación que incrementa las
condiciones de transmisibilidad de los fluidos por encima de las condiciones
originales.
6 MICHAEL ECONOMIDES, KENNETH G. NOLTE. “Reservoir Stimulation” Tercera edición. Editorial Wiley & Sons, Ltd. 2000.
rw
ks
rs
k
re
pe
h
Zona Alterada
12
El efecto superficial s, fue introducido por Van Everdingen y Hurst7 y fue definido
como una zona de daño de la formación, infinitesimalmente delgada, alrededor del
pozo, su variación en la presión esta definida en la ecuación siguiente para flujo
radial;
skh
qps πμ
2=Δ Ec. 4
Donde: spΔ : Variación de la presión, lpc
q: Tasa de flujo, pies3 / s μ : Viscosidad del fluido, cp k: Permeabilidad de la roca, md h: Espesor promedio de la capa productora, pies s: Factor superficial, adimensional Hawkins8 extendió el concepto a una zona delgada de espesor finito desarrollando
una ecuación algebraica que relaciona permeabilidad de la formación (kf)
permeabilidad de la zona alterada (ks,) radio del pozo (rw), y radio de la zona
alterada (rs), estableciendo una relación para el efecto superficial debido al daño
(st) así:
w
s
s
sft r
rk
kks ln
−= Ec. 5
En general, para procesos de producción y de inyección, tener un factor s positivo
es nocivo, mientras que un s negativo implica beneficio, por lo cual la búsqueda se
encuentra por un lado enfocada a generar el menor daño posible en las diversas
7 VAN EVERDINGEN, A.F. and HURST, W.: “The Application of the Laplace Transformation to Flow Problems in Reservoirs”, Trans., AIME 1949. Pág 186, 305 – 324. 8 HAWKINS, M. F., JR. “A Note on the Skin Effect”, Trans. AIME ( 1956) Pág. 207, 356-357.
13
operaciones, y por otro lado, a desarrollar mecanismos de estimulación que
permitan disminuir considerablemente el deterioro de la formación.
1.2.1. Componentes del Efecto Superficial
El efecto total está compuesto por varios factores y se puede definir como
∑+++= + spseudoskinssss dpc θ Ec. 6
donde, el último término al lado derecho representa el conjunto de pseudodaños
que son función de la distribución de fases, las permeabilidades relativas de las
mismas, los caudales y el tipo de flujo (laminar o turbulento). Los otros tres
términos son los factores comunes del efecto superficial. El primero ( θ+cs ) es el
causado por completación parcial e inclinación del pozo. Este lo ha documentado
H. Cinco Ley y col.9. El segundo término ( ps ) representa el efecto producido por el
proceso del cañoneo descrito por Harris10 y por Karakas y Tariq11. El tercer
término ( ds ) se refiere al efecto de daño superficial.
Para el diseño correcto de una solución para la productividad o inyectividad de un
pozo es necesario conocer no solo la naturaleza del daño, sino también el lugar
donde se está produciendo, y de esto dependerá la efectividad del tratamiento de
estimulación. De hecho, los efectos de pseudodaño pueden sobrepasar a los
causados por el efecto de daño superficial, tal que, no es inconcebible obtener
efecto superficial después de haber realizado un tratamiento de estimulación
matricial. Según Economides, esto es atribuible a una usual configuración
irreducible de factores superficiales.
9 HEBER CINCO-LEY, H. J. RAMEY, Y FRANK G. MILLER. “Pseudo-Skin Factors for Partially-Penetrating Directionally-Drilled wells” 1975. SPE 5589. 10 M.H. HARRIS. “The Effect of Perforating Oil Well Productivity” JPT 1966. SPE 1236. 11 METIN KARAKAS y S.M. TARIQ, “Semianalytical Productivity Models for Perforated Completions” 1991. SPE 18247.
14
1.2.2. Efecto superficial causado por completación parcial y pozos inclinados.
Hay diversas razones por las que un pozo puede ser completado parcialmente,
poniendo en producción solo una porción de la capa productiva.
Fíg. 3. Ejemplo de completación parcial, (a) pozo con penetración parcial en la formación, (b) pozo produciendo solo desde la parte central de la formación, (c) pozo con 4 intervalos abiertos a producción (Brons y
Marting). 12
Como se muestra en la Fíg. 3a el flujo de la formación productora al pozo no
puede ser considerado como radial. En cambio, en una región restringida en la
base del pozo, el flujo puede ser descrito como esférico. Brons y Marting (1961)
han mostrado que la desviación del flujo radial debido a la entrada de fluido
restringida conlleva a una adicional caída de presión que se puede interpretar
como un efecto superficial extra. Esto es porque la desviación del flujo radial sólo
ocurre en una región muy limitada alrededor del pozo y los cambios en la tasa, por
ejemplo llevarán a una perturbación instantánea en la presión de fondo. Este
pseudo daño puede ser determinado a partir de la determinación de dos
parámetros, la relación de penetración (b), y la relación de espesor de yacimiento
(h/rw) según las ecuaciones 7 y 8.
12 BRONS F., and MARTING V.E. “The Effect of Restricted Fluid Entry on Well Productivity” JPT. Feb. 1961 Pág. 172-174.
120 ft 120 ft 120 ft
30 ft
60 ft
15 ft
15 ft
7,5 ft
(a) (b) (c)
0.25 ft
15
hh
b w= Ec. 7
wrh
Ec. 8
Donde: h: Espesor total de la zona productora, pies hw: Intervalo total abierto a producción, pies rw: Radio total del pozo, pies
La definición siguiente es un poco más compleja ya que se presenta cuando el
pozo es abierto a fluir a través de varias secciones del intervalo total de
producción, donde h representa el espesor del elemento simétrico en toda la zona.
De esta manera, Brons y Marting en la Fíg. 3 (a) - (c) muestran tres posibilidades
de completación parcial. En los tres casos la relación de penetración
b=30/120=0.25, mientras que la relación de espesor de yacimiento en el caso (a)
es 120/0.25=480, en (b) 60/0.25=240 y en (c) 15/0.25=60. El pseudo daño
generado puede ser determinado usando la correlación presentada a
continuación:
Fíg. 4. Pseudo skin Sb (Brons y Marting).
H. Cinco Ley y col.13, realizó un desarrollo para las consideraciones de pozos
completados parcialmente y pozos desviados como factor de caracterización, (ver
13 HEBER CINCO-LEY, H. J. RAMEY, Y FRANK G. MILLER. “Pseudo-Skin Factors for Partially-Penetrating Directionally-Drilled wells” 1975. SPE 5589.
16
Fíg. 5.) y estableció los siguientes parámetros adimensionales para la evaluación
del factor de caracterización:
Espesor de la completación w
wD rhh = Ec. 9
Elevación w
wwD r
ZZ = Ec. 10
Espesor del yacimiento w
D rhh = Ec. 11
Relación de penetración hh
h wwD =' Ec. 12
Zw : representa la elevación desde el fondo del yacimiento hasta la mitad del intervalo perforado, pies.
Fíg. 5. Geometría para efectos de caracterización por completación
parcial y desvío de pozos.
Además es necesario conocer los términos hD, hwD, ZwD/hD y hwDcosθ / hD para
proceder a realizar la evaluación respectiva, según el Apéndice A. En algunos
casos, el efecto superficial puede disminuir el efecto causado por el daño. El
efecto causado por completación parcial hwD’ puede ser en muchas ocasiones
inevitable debido a consideraciones operacionales, tales como prevención de
conificación de gas o agua, y otras.
17
Por otro lado, cuando la completación es completa en todo el intervalo y para
pozos desviados (ver tabla A.1), sin daño, se tiene un factor superficial negativo.
Entonces, obtener un valor pequeño o casi igual a cero del factor superficial en un
pozo altamente desviado puede significar un daño considerable; lograr remover
este daño con una apropiada estimulación puede incrementar la productividad o
inyectividad del pozo desviado.
1.2.3. Efecto superficial por cañoneo
Karakas y Tariq14 desarrollan un método de análisis para flujo en estado estable
en dos dimensiones mediante el uso de elementos finitos y de esta manera
establecen la dependencia del efecto superficial debido al ángulo de fase de las
perforaciones, profundidad del cañoneo y radio del pozo. Para el caso más
general de flujo, desarrollaron un modelo en tres dimensiones que permite
cuantificar los efectos verticales (SV) y horizontales (SH) en términos de
pseudodaños y considera el efecto de pseudodaño causado en la cara de la arena
debido a las perforaciones (Swb), obteniendo:
wbVHp ssss ++= Ec. 13
El factor sH es obtenido por
)('ln
θw
wH r
rs = Ec. 14
donde )(' θwr es el radio efectivo de la cara de la arena y es función del ángulo de
fase del cañoneo,
4pl si 0=θ
=)(' θwr Ec. 15
)( pw lr +θα Sí 0≠θ 14 METIN KARAKAS y S.M. TARIQ, “Semianalytical Productivity Models for Perforated Completions” 1991. SPE 18247.
18
Donde: lp: Longitud del cañoneo, pies
θα : Parámetro que depende del ángulo de fase del cañoneo, adimensional (ver tabla A.2) rw: Radio del pozo en la cara de la arena, pies
wr ' : Radio efectivo del pozo en la cara de la arena, pies El factor sv se puede calcular a partir de la determinación de algunas variables
adimensionales,
V
H
pD k
klhh = Ec. 16
donde h es la distancia entre las perforaciones y es inversamente proporcional a la
densidad de disparo,
⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛+=
H
VperfpD k
kh
rr 1
2 Ec. 17
donde perfr es el radio de perforación, así
bpD
bD
aV rhs 110 −= Ec. 18
y los términos a y b son
21 log araa pD += Ec. 19
21 brbb pD += Ec. 20
la Ec.18 es válida para 10≤Dh y 01.0≥pDr . Los valores de las constantes a1, a2, b1
y b2 se pueden obtener en la tabla A.3 como función del ángulo de fase θ .
Finalmente, el efecto superficial en la cara de la arena, puede ser aproximado
mediante
wDrcwb ecs 2
1= Ec. 21
donde,
wp
wwD rl
rr
+= Ec. 22
19
la Ec. 21 es válida para 90.030.0 ≤≤ wDr , y los valores de las constantes c1 y c2 se
pueden obtener en la tabla A.4 como función del ángulo de fase θ .
Por otro lado, Karakas y Tariq han demostrado que el efecto de daño junto el
efecto superficial debido al cañoneo, se puede aproximar según
( ) ( ) ps
odpw
s
spd s
kkss
rr
kks +=⎥
⎦
⎤⎢⎣
⎡+⎟⎟
⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛−= ln1 Ec. 23
donde, las perforaciones terminan incidiendo en la zona dañada ( dp ll > ), sr es el
radio de la zona de daño y ( )ods es el equivalente al efecto superficial a hoyo
abierto. También demostraron que el efecto superficial debido a las perforaciones
por fuera de la zona de daño se puede aproximar mediante
( ) pppd sss '−= Ec. 24
donde ps' es el efecto superficial debido a las perforaciones, evaluado a una
longitud de perforación y radio modificados, pl ' y wr ' respectivamente, así:
ds
pp lkk
ll ⎟⎠⎞
⎜⎝⎛ −−= 1' Ec. 25
ds
ww lkk
rr ⎟⎠⎞
⎜⎝⎛ −+= 1' Ec. 26
los valores de pl ' y wr ' se pueden sustituir por los valores de pl y wr respectivamente, para calcular el efecto superficial por perforación ps .
1.3. Propiedades Geomecánicas
Vásquez define la geomecánica como la disciplina que estudia las características
mecánicas de los materiales geológicos que conforman las rocas de formación.
Esta disciplina está basada en los conceptos y teorías de mecánica de rocas y
mecánica de suelos, que relacionan el comportamiento de la formación bajo los
cambios de esfuerzo producto de las operaciones petroleras de perforación,
20
completación y producción de pozos15. A pesar de que el desarrollo de la
geomecánica tiene sus bases, a principios del siglo XX, no es, sino hasta la
década de los 70’s cuando toma una importancia relevante en torno a su
aplicación en la industria petrolera y por lo tanto es considerada como una
disciplina novedosa para la ingeniería de petróleo.
1.3.1. Aplicaciones de la Geomecánica
La geomecánica siempre trata situaciones que relacionan los esfuerzos con la
resistencia de la formación. Por lo tanto, cualquier operación en el ámbito de pozo
que afecte y cause daño a la formación influirá de manera determinante en
cualquier problema tales como esfuerzos en hoyos inclinados, fracturamiento
hidráulico, estabilidad de cavidades cañoneadas, esfuerzos en yacimientos
sometidos a compactación y subsidencia, etc. Absolutamente, todos los análisis
teóricos necesitan datos de ensayos de laboratorio y pruebas de campo para
poder arrojar una respuesta confiable.
1.3.2. Comportamiento mecánico de los materiales geológicos
Vásquez15 plantea que los materiales geológicos están compuestos de partículas
sólidas y poros llenos de fluidos que pueden desplazarse. Entonces, cuando un
elemento de material geológico está sometido a un esfuerzo externo, el mismo, se
divide en un esfuerzo intergranular y una presión de poros de manera que:
uασσ += Ec. 27
donde σ es el esfuerzo total, u es la presión de poros y α es una constante
conocida como Coeficiente de Biot, que mide la cantidad de esfuerzo que toma el
fluido. El esfuerzo intergranular σ es conocido como el esfuerzo efectivo y es el
esfuerzo que controla el comportamiento mecánico de los materiales geológicos.
15 VÁSQUEZ H., ANDRES R. “Introducción a la Geomécanica Petrolera”, Cuarta edición. V.V.A. Consultores C.A., 2000.
21
Todos los efectos medibles de un cambio de esfuerzo (compresión, distorsión,
resistencia) son debidos solamente a esfuerzos efectivos. En materiales muy
porosos (arenas no consolidadas) el valor de α tiene un máximo igual a 1.0, lo
que significa que toda la presión de poros está contribuyendo a soportar el
esfuerzo total. En rocas de baja porosidad es posible que este número sea
cercano a 0.8. En materiales sin poros como los metales, no existe presión de
poros y por lo tanto el esfuerzo efectivo es igual al esfuerzo total; que es el
esfuerzo comúnmente referido en resistencia de materiales.
1.3.3. Características especiales de los materiales geológicos
Considerando que los materiales geológicos son formados bajo condiciones
particulares en cada caso, así mismo, el comportamiento y problemas de los
mismos varían. Al respecto, Vásquez16 sistematizó de manera general las
características particulares de los problemas que involucran este tipo de
materiales, así:
• Los materiales geológicos son esencialmente diferentes en cada localidad y por
lo tanto, cada caso tiene que ser tratado de una manera particular. No existe un
material geológico de propiedades constantes para una zona.
• El comportamiento de los materiales geológicos depende de presión, tiempo y
condiciones ambientales, y por lo tanto estos factores deben ser determinados
para evaluar su comportamiento.
• Los materiales geológicos tienen memoria, en el sentido que su historia pasada
afecta su comportamiento futuro.
• En la mayoría de los casos la masa de material geológico por investigar
representa una gran extensión areal a diferentes profundidades. Por lo tanto, sólo
puede ser evaluada sobre la base de pequeñas muestras obtenidas en localidades
puntuales.
16 VÁSQUEZ H., ANDRES R. “Introducción a la Geomécanica Petrolera”, Cuarta edición. V.V.A. Consultores C.A., 2000.
22
• Debido a las grandes profundidades, resulta difícil y costoso obtener información
de las características de la roca.
• Los materiales geológicos son sensibles a la perturbación por las operaciones
de muestreo y por lo tanto, las propiedades mecánicas medidas en el laboratorio
pueden no ser representativas del comportamiento en el sitio.
• Los materiales geológicos no poseen una relación esfuerzo-deformación única y
lineal. Un mismo material presentará diferencias a diferentes presiones
confinantes.
1.3.4. Ensayos de Laboratorio
Para realizar los estudios geomecánicos, se hace necesario tomar núcleos
geológicos de la roca de interés. Estos núcleos serán utilizados para tomar
muestras para ensayos especializados de laboratorio, entre las cuales se
encuentran los ensayos de resistencia mecánica: compresión sin confinamiento
(UCS por sus siglas en ingles Unconfined Compressive Strength), compresión
triaxial, tensión indirecta o ensayo de cilindro brasileño e hidrostáticos (coeficiente
de Biot y compesibilidad).
Existen pruebas de laboratorio que permiten conocer las direcciones de los
esfuerzos principales, a partir de:
- Núcleos existentes, mediante pruebas DSA (Differential Strain Análisis) ,
AAA (Acoustic Anisotropy Análisis) y SWAA (Shear Wave Acoustic
Anisotropy).
- Núcleos nuevos, mediante prueba ASR (Anelastic Strain Recovery).
En este caso, es imperativo realizar la orientación de los núcleos por métodos
tradicionales durante la toma de los mismos y en caso de que estos últimos estén
previamente tomados, solo existe un método de orientación en superficie basado
en técnicas de paleomagnetismo.
23
1.3.4.1. Ensayo de Compresión sin Confinamiento (UCS)
Este ensayo consiste en someter un cilindro de roca, sin confinamiento, a una
carga de compresión hasta alcanzar su resistencia máxima, la cual se obtiene
justo antes de que falle la muestra. De esta prueba se puede obtener resistencia
máxima, módulo de Young y relación de Poisson.
Fíg. 6. Compresión sin Confinamiento
1.3.4.2. Compresión Triaxial
Este ensayo consiste en comprimir un cilindro de roca, sometido a una presión de
confinamiento constante, hasta llegar a su resistencia máxima. Usualmente para
una presión de confinamiento dada, se miden: la resistencia máxima, el módulo de
Young, la relación de Poisson, el comportamiento esfuerzo-deformación y la
resistencia mecánica. Al realizar otros ensayos triaxiales a diferentes presiones de
confinamiento, se puede generar la envolvente de falla correspondiente a la roca
de estudio. Con equipo especializado es posible realizar mediciones acústicas
para calcular módulos dinámicos. Este tipo de ensayo se realiza en una celda
triaxial que permite someter la muestra a diferentes condiciones de presión y
temperatura para simular las condiciones de yacimiento.
defo
rmac
ión
esfuerzo
24
1.3.4.3. Tensión Indirecta o Ensayo de Cilindro Brasileño
El ensayo de tensión indirecta o cilindro brasileño es un método que nos permite
obtener la resistencia a la tensión de un material frágil. Un ensayo tipo, consiste en
tomar una sección diametral con el espesor de la muestra aproximadamente igual
a su radio. Luego, se aplica una carga lineal a la muestra a través de este
diámetro. La distribución de esfuerzo normal a lo largo del diámetro paralelo al eje
de carga (eje-y) es uniforme y viene dada por:
DtPT
π2
0 = Ec. 28
Donde: T0 : Resistencia a la tensión (lpc) P : Es la carga de compresión (en línea) a falla (lbf) D : Diámetro de la muestra (pulgadas) t : Espesor de la muestra (pulgadas)
Fíg. 7. Ensayo de tensión indirecta y fracturas generadas en la muestra.
1.3.4.4. Ensayo de Compresión Uniaxial
En este ensayo se comprime un cilindro de roca en una celda triaxial y a medida
que aumenta la presión axial se aumenta la presión de confinamiento, de manera
que la deformación solamente ocurre axialmente.
Generalmente se mide el módulo de compresibilidad uniaxial, comportamiento
esfuerzo - deformación, cambios de permeabilidad por porosidad y las relaciones
P
P
t
D
P
P
P
P
t
D
25
entre porosidad y el esfuerzo efectivo. Esto simula la compresibilidad de un
yacimiento a medida que disminuye la presión de poros.
To: Esfuerzo de tensión uniaxial, lpc UCS: Esfuerzo de compresión uniaxial, lpc 1: Circulo de Mohr correspondiente al ensayo de tensión uniaxial 2: Circulo de Mohr correspondiente al ensayo de compresión uniaxial 3: Circulo de Mohr correspondiente al ensayo de compresión triaxial test (σ2’ = presión de confinamiento, lpc)
Fíg. 8. Típica envolvente de falla.
1.3.4.5. Coeficiente de Biot
El coeficiente de Biot es la relación de eficiencia que originan las presiones de los
fluidos de la formación para contrarrestar los esfuerzos aplicados a la misma.
Mediante la determinación de este parámetro que oscila entre 0 y 1, se puede
realizar el cálculo de los esfuerzos iniciales necesarios a aplicar para comenzar la
propagación de una fractura. La prueba se realiza aumentando la presión
confinante y la presión de poros simultaneamente a una tasa constante, hasta que
la presión de poros alcance el valor de la presión del yacimiento en estudio. De
esta manera de determina la compresibilidad de grano (Cs). Posteriormente, manteniendo constante la presión de poros y aumentando la confinante hasta
alcanzar el esfuerzo horizontal, se determina la compresibilidad total (Cb) de la
roca bajo cargas hidrostáticas. El ensayo es realizado en una celda triaxial. El
Coeficiente de Biot se puede calcular con la relación:
26
b
s
CC
−= 1α Ec. 29
1.3.5. Pruebas de Campo
Una vez determinada la dirección de los esfuerzos principales, se deben estimar
las magnitudes de estos esfuerzos principales.
1.3.5.1. Magnitud del Esfuerzo Vertical ( Vσ )
Se determina mediante la integración de un registro de densidad, tomado desde la
superficie.
1.3.5.2. Magnitud del Esfuerzo Mínimo ( hσ )
Se determina mediante pruebas de estimulación, tales como:
- Minifrac.
- Microfrac.
- Prueba de integración Extendida (Extended Leakoff Test, X-LOT)
1.3.5.3. Magnitud del Esfuerzo Máximo ( Hσ )
Presenta una gran complejidad para su determinación, ya que no existe una
herramienta o prueba que permita su visualización directo. Para la obtención de la
magnitud del esfuerzo máximo, se han desarrollado diferentes metodologías, sin
embargo las más usadas son:
- Estimación de Hσ mediante fracturas inducidas en el hoyo.
Hσ = 3 hσ – Pbd + To – Pp; To = UCS/12 (Criterio de Murrell) Ec. 30
Donde:
Hσ : Esfuerzo horizontal máximo, lpc
27
hσ : Esfuerzo horizontal mínimo, lpc Pbd: Presión de fractura (breakdown-mediante X-LOT), lpc To: Esfuerzo de tensión uniaxial, lpc Pp: Presión de poro, lpc UCS: Esfuerzo de compresión uniaxial, lpc
- Estimación de Hσ mediante fallas observadas en el hoyo (Breakout).
Hσ = hσ + ( Vσ - hσ ) * K Ec. 31
Donde: Vσ : Esfuerzo vertical, lpc
K: Relación de esfuerzos efectivos, adimensional
2. MECANISMOS DE PRODUCCIÓN POR FLUJO NATURAL Cuando se está en la fase inicial de la explotación de un yacimiento, las
condiciones de alta presión en el mismo, permiten que la producción sea obtenida
de forma primaria por flujo natural. Los pozos que producen naturalmente, son
aquellos en los cuales el petróleo fluye hacia la superficie debido exclusivamente a
la energía aportada por el yacimiento, la cual proviene de: el gas, el empuje del
agua, la compactación de la roca, y otros efectos. Por lo general la producción
primaria se debe a la combinación de las diferentes fuentes posibles de energía.
Van Everdingen realizó un estudio sobre la relación existente entre las fuentes de
energía del yacimiento y la producción de fluidos respectiva, postulando: (Petróleo
y gas originalmente disuelto producidos) + (Gas libre producido) + (Agua
producida) - (expansión del petróleo y gas disuelto originalmente en el yacimiento)
- (expansión del gas libre original en el yacimiento) = (influjo de agua y acuífero
original en el yacimiento).17
17 VAN EVERDINGEN. A.F., TIMMERMAN. E.H., and MCMAHON. J.J. “Application of the Material Balance Equation to a Partial Water-Drive Reservoir” Trans. AIME (1953) 198. Pág 51-60.
28
Havlena y Odeh18 elaboran una metodología mediante el análisis gráfico para
simplificar los cálculos de la ecuación de balance de materiales para los diferentes
casos o mecanismos de producción considerando la fuente de energía
predominante respecto a los otros mecanismos con efectos o aportes energéticos
menores. La inyección de agua y gas también se considera en esta metodología,
además del efecto de variación en el volumen poroso de la roca debido al cambio
en la presión del yacimiento.
2.1. Producción por Gas Disuelto
En este caso, el mecanismo principal se debe a la expansión del petróleo por su
contenido original de gas disuelto. Al disminuir la presión del yacimiento, se
incrementa el volumen de los fluidos y este aumento es equivalente a la
producción. Existen dos fases en este mecanismo de recuperación primaria, una,
cuando la presión del yacimiento se encuentra sobre el punto de burbujeo Pb, o
presión de saturación, o sea, en estado subsaturado; y otra, cuando la presión
está por debajo del punto de burbujeo, o en estado saturado.
2.1.1. Presión sobre el punto de Burbujeo (petróleo subsaturado)
Se considera que no existe capa inicial de gas, el acuífero asociado es
relativamente pequeño y el influjo de agua es despreciable, así mismo, la relación
de solubilidad de gas en el petróleo es constante, de esta manera, todo el gas
disuelto es producido en superficie. Así, la ecuación de balance de materiales,
queda:
PS
CSCSCNBBN
w
fwcwoooiop Δ⎟⎟
⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛−
++=
1 Ec. 32
Donde:
18 D. HAVLENA and A.S. ODEH “The Material Balance as an Equation of a Straight Line” JPT Ago 1963. Pág 896-900. SPE 559.
29
Np: Producción acumulada, bbl Bo: Factor volumétrico del petróleo, BY/BN N: Petróleo original en sitio, bbl Boi: Factor volumétrico inicial del petróleo, BY/BN Co: Compresibilidad del petróleo, lpc-1
So: Saturación de petróleo, fracción Cw: Compresibilidad del agua, lpc-1
Swc: Saturación de agua irreducible, fracción Cf: Compresibilidad de la formación, lpc-1
Sw: Saturación de agua, fracción PΔ : Diferencial de presión, lpc
Fíg. 9. Producción por gas disuelto en el petróleo con Presión (P) > Presión de burbuja (Pb).
2.1.2. Presión debajo del punto de Burbujeo (petróleo saturado)
Por debajo del punto de burbujeo el gas en solución es liberado en forma de gas
libre en el yacimiento. La relación entre la presión del yacimiento y la
compresibilidad del gas, es inversamente proporcional (Cg=1/P), de tal modo, que
el mínimo valor de la compresibilidad ocurre a la presión de burbujeo, por ejemplo:
Pb=3300 lpc, entonces, Cg=300x10-6 lpc-1. Esto es dos ordenes de magnitud más
grande que la compresibilidad del agua y 35 veces más que la compresibilidad de
la roca, por lo se considera como despreciable en la ecuación de balance de
materiales, la cual queda:
( )( ) ( ) ( )( )gssioiogspop BRRBBNBRRBN −+−=−+ Ec. 33
Donde:
30
Rp: Relación gas - petróleo acumulado, PCN/BN Rs: Relación de solubilidad del gas en el petróleo, PCN/BN Bg: Factor volumétrico del gas, BY/PCN Rsi: Relación inicial de solubilidad del gas en el petróleo, PCN/BN
Fíg. 10. Producción por gas disuelto en el petróleo con P < Pb.
2.2. Producción por capa de Gas
En condiciones iniciales, entre el petróleo y la capa de gas existe una interfaz de
transición. El contacto gas-petróleo se encuentra a la presión de saturación o
punto de burbuja, luego, progresivamente el petróleo va perdiendo saturación en
la medida que la presión y temperatura aumentan. Sin embargo, esta interfaz
suele ser relativamente pequeña, de tal modo que no ejerce mayor influencia en el
comportamiento del yacimiento y este puede describirse usando uniformemente
las propiedades PVT.
Cuando el mecanismo de producción predominante es la capa de gas, se
considera que el influjo de agua es despreciable, y en presencia de la altísima
compresibilidad del gas, el efecto por compresibilidad del agua y de la roca se
torna irrelevante. Bajo estas condiciones, la ecuación de balance de materiales
para este mecanismo de producción, queda:
( )( ) ( ) ( )⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛−+
−+−=−+ 1
gi
g
oi
gssioiooigspop B
Bm
BBRRBB
NBBRRBN Ec. 34
Donde: m: Índice de la capa de gas, adimensional Bgi: Factor volumétrico del gas inicial, BY/PCN
31
Fíg. 11. Mecanismo de empuje por Capa de Gas
En este caso el flujo se debe a la expansión del gas, y al producir los fluidos esta
presión va disminuyendo e igualmente va desapareciendo el gas disuelto hasta
perder la fuerza. Por esto, es importante mantener la presión evitando que el
empuje por gas merme rápidamente.
2.3. Producción por empuje natural de agua
La caída de presión en el yacimiento por efecto de la producción, permite que los
fluidos contenidos en el se expandan, incluyendo los acuíferos, los cuales de esta
manera fluyen hacia el reservorio. Si se considera la expansión por efecto de la
compresibilidad, se tiene:
Influjo de agua = compresibilidad del agua x Volumen inicial de agua x Caída de Presión
PWccW ifwe Δ+= )( Ec. 35
Donde:
We: Influjo de agua, bbl cw: Compresibilidad del agua, lpc-1
cf: Compresibilidad de la formación, lpc-1 Wi: Volumen inicial del acuifero, bbl la compresibilidad total del acuífero es la suma directa de la compresibilidad del
agua y la de poro (considerando los espacios porosos saturados totalmente por
agua). Por lo general, la suma de cw y cf es muy pequeña, en el orden de
32
10-5 / lpc, entonces, a menos que el volumen de agua Wi sea muy grande, la
entrada en el yacimiento será relativamente pequeña y su influencia como un
mecanismo de empuje será insignificante. Sí el acuífero es muy grande, la Ec. 35
es inapropiada para describir el influjo. Esto se debe a que la ecuación implica una
caída de presión PΔ , la cual representa la caída en los limites del yacimiento y es
instantáneamente transmitida a través del acuífero, en el supuesto de que las
dimensiones del acuífero estén en el mismo orden de magnitud del yacimiento que
lo contiene. Cuando los acuíferos son muy grandes, el intervalo de tiempo en el
cual asimila los cambios de presión del yacimiento es igualmente grande. Si los
fluidos del yacimiento son producidos muy rápido, el acuífero no tendrá
oportunidad de reponer la energía por medio del influjo y por lo tanto no se
mantiene la presión del yacimiento, lo que sí sucede cuando se produce a una
tasa moderada.
3. MECANISMOS DE ESTIMULACIÓN CONVENCIONAL La estimulación representa uno de los principales procesos de atención en la
industria petrolera y se debe a que estas operaciones buscan incrementar la
producción de hidrocarburos del yacimiento. El objetivo principal de la
estimulación, es mejorar las propiedades del yacimiento para incrementar el
recobro del mismo, bien sea para elevarlo desde sus condiciones iniciales de
producción o para mejorarlo posteriormente por la disminución progresiva de la
producción debido a diferentes mecanismos. Según Valkó y colaboradores19, los
mecanismos de estimulación principalmente usados son: fracturamiento hidráulico,
fractura con empaque (frac & pack), estimulación matricial en areniscas y calizas
(acidificación primaria) y fracturamiento con acidificación. Estas técnicas buscan
aumentar la tasa de producción o disminuir la caída de presión diferencial. El
disminuir la caída de presión diferencial puede ayudar a prevenir el arenamiento y
19 P. VALKÓ, L. NORMAN y A.A. DANESHY “Petroleum Well Construction” Editorial WILEY. 1998. Capítulo 17.
33
la conificación de agua. En pozos inyectores, igualmente se producen tras la
estimulación, mejoras de las condiciones de operación afectando positivamente la
producción.
3.1. Índice de productividad antes de la Estimulación
Para un pozo, la productividad se evalúa como una relación lineal entre su tasa de
producción y la presión diferencial
PJq Δ= Ec. 36
Donde:
q: Tasa de producción, BPD J: Índice de productividad, BPD/lpc
PΔ : Diferencial de presión, lpc el coeficiente J es conocido como Indice de Productividad (IP). Durante la vida del
pozo, este es sujeto de varios cambios en sus condiciones de flujo, pero las más
importantes idealizaciones son, la constante de caída de presión
Dpkh
BqPπ
μ2
=Δ Ec. 37
Donde:
B: Factor volumétrico del petróleo, BY/BN μ : Viscosidad, cp k: Permeabilidad, md h: Espesor de la formación, pies PD: Presión adimensional y la constante de tasa de producción
DqB
Pkhqμ
π Δ=
2 Ec. 38
Donde:
qD: Tasa de producción adimensional
34
Los valores de los parámetros pD y qD son característicos de la formación y son
dependientes entre sí. Para el comportamiento en el largo plazo, la aproximación
DD qp /1≈ proporciona la suficiente certeza. Así, tenemos:
DD pB
khq
Bkh
P
qJ
μπ
μπ 22
≈=Δ
= Ec. 39
de esta manera es sencillo calcular el índice de productividad para un pozo vertical
sin daño, usando las relaciones para los diferentes regímenes de flujo, como se
muestra en la siguiente tabla:
Régimen de flujo PΔ )/1( DD qp ≈
Transciente (yacimiento
infinito)
pi – pwf ⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛−−=
DiD t
Ep41
21 donde 2
wtD rc
kttμΦ
=
Estado estable pe – pwf )/ln( weD rrp =
Estado Pseudoestable p - pwf )/472.0ln( weD rrp =
Tabla 4. Flujo en pozos sin daño (tomado de Valkó y col.20).
Debido a la naturaleza radial del flujo natural, los factores de caída de presión se
encuentran en la zona cercana alrededor del pozo, y cualquier daño en esta
región, representa incrementos significantes en la perdida de presión. El impacto
del daño alrededor del pozo sobre el índice de productividad, se puede
representar sumando el efecto superficial (s) a la presión adimensional en la
Ec.37, quedando:
)(2
spBkhJD +
=μ
π Ec. 40
Aún utilizando las mejores técnicas de perforación y completación, siempre se
presenta un mínimo daño alrededor del pozo. De hecho, el efecto superficial es
35
considerado como una medida de la calidad del pozo y cualquier tipo de
estimulación realizada, reduce el daño presente, mejorando la calidad del mismo.
3.2. Principios básicos del Fracturamiento Hidráulico
El Fracturamiento hidráulico fue utilizado inicialmente para mejorar la producción
de pozos marginales en Kansas a finales de los 1940’s. Su aplicación se
incrementó en los 1950’s, y a mediados de los 1980’s fue su mayor éxito en los
Estados Unidos. La técnica pasó por muchos cambios hasta obtener los
procedimientos que actualmente se conocen, logrando grandes avances y
optimizando el proceso en función de sus objetivos, aumentando las reservas
recuperables. Para 1993, el 40% de los nuevos pozos productores de petróleo y el
70% de los productores de gas en los Estados Unidos, fue tratado con esta
tecnología.
Fíg. 12. Uso del Fracturamiento Hidráulico como “mecanismo de
completación” para pozos de petróleo y gas en EE.UU. 21
Desde un comienzo, este tipo de estimulación se realizaba únicamente en pozos
donde las permeabilidades fuesen muy bajas, pero, con el transcurrir del tiempo y
20 P. VALKÓ, L. NORMAN y A.A. DANESHY “Petroleum Well Construction” Editorial WILEY. 1998. Capítulo 17. 21 MICHAEL ECONOMIDES, RONALD OLIGNEY, PETER VALKÓ. “Unified Fracture Design” Orsa Press. 2002. Pág. 3.
36
los avances en la tecnología, se empezaron a realizar trabajos en yacimientos de
alta permeabilidad, los cuales además de aumentar la producción, se dirigen hacia
el control de arenas.
El fracturamiento hidráulico planificado puede ser de gran utilidad para mejorar las
condiciones de productividad o inyectividad de un pozo, pero, si la aplicación de
esta tecnología se realiza como última opción para recuperar un pozo, pueden
existir múltiples complicaciones. Por otro lado, los costos operacionales de este
tipo de fracturamiento son altamente elevados (pudiendo alcanzar hasta millones
de dólares) y aproximadamente el 70% se distribuye en el fluido de fractura,
bombeo y agente de sostén o apuntalante, razón por la cual se hace necesario
realizar un estudio económico minucioso que demuestre los beneficios en cuanto
a la relación inversión – ganancia.
El fracturamiento hidráulico consiste en inyectar un fluido en la formación
denominado fluido de fracturamiento elevando la presión de inyección hasta que
se hace fallar la misma. El fluido de fractura es el que transmite la presión
hidráulica al yacimiento. Después de producir la fractura, es necesario mantener la
abertura creada, así, es bombeado hacia la formación un material granulado,
denominado apuntalante o agente de sostén cuya función es crear un canal de
alta permeabilidad el cual conectará las fracturas naturales e incrementa el área
de drenaje del yacimiento. El ancho típico de las fracturas en yacimientos de baja
permeabilidad esta en el orden de 0.25cm (0.1”), mientras la longitud puede
alcanzar varios cientos de metros. En yacimientos de alta permeabilidad, el ancho
de la fractura puede ser de 5cm (2”), mientras que su longitud puede llegar a los
10 m (33 pies) escasamente22.
En ambos casos, la producción del pozo, se eleva considerablemente a través de
la fractura, por lo tanto, el daño previo en la zona cercana al pozo es sobrepasada
sin ser afectado por los tratamientos previos para disminuir el daño.
Vásquez23 señala que cuando el yacimiento es abierto a producción, ya sea por
22 MICHAEL ECONOMIDES, RONALD OLIGNEY, PETER VALKÓ. “Unified Fracture Design” Orsa Press. 2002. Capitulo 1. 23 VÁSQUEZ H., ANDRES R. “Introducción a la Geomécanica Petrolera”, Cuarta edición. V.V.A. Consultores C.A., 2000.
37
mecanismos naturales o aplicando algún método de levantamiento artificial,
disminuye la presión progresivamente en el tiempo hasta hacerlo no rentable, sin
embargo, cuando se presenta la insuficiencia y existen aún en el yacimiento
cantidades comercialmente explotables, se puede estar presentando algún
fenómeno diferente al agotamiento. Las razones más comunes a nivel del
yacimiento son: disminución por efecto del daño alrededor del pozo, permeabilidad
baja de la formación o heterogeneidad de la misma.
En el caso de que la obstrucción a la producción sea por efecto del daño, la misma
se presenta como un taponamiento en los canales de flujo alrededor del pozo,
generado por la invasión hacia la formación de los fluidos de perforación o de
completación y la reacción producida en la interacción de la roca con estos. Una
solución posible es la inyección de una sustancia ácida para remover el daño, sin
embargo, la tecnología más utilizada es el fracturamiento hidráulico, con el cual se
logra traspasar el daño comunicando la zona no dañada con el pozo.
La principal razón por la cual se realiza este tipo de tratamiento es la baja
permeabilidad de la formación (considerándola desde el punto de vista productivo,
económicamente hablando), en estos casos, el programa de perforación incluye la
planificación del fracturamiento hidráulico como parte de la completación.
Cuando se trata de formaciones heterogéneas, por la complejidad de la misma, el
propósito del fracturamiento hidráulico va dirigido a comunicar los estratos entre sí
para que todos aporten a la producción del pozo.
3.2.1. Mecánica de la fractura
Economides y col. explican que la elasticidad implica cambios reversibles, pero
cuando se habla acerca de la iniciación y propagación de una fractura, el material
responde de manera no elástica, y un cambio irreversible ha ocurrido. Sin
embargo, la elasticidad lineal es una herramienta útil al estudiar las fracturas
porque los esfuerzos y resistencia de la roca (con excepción en la vecindad de la
cara de la fractura, y sobre todo la punta de la misma) todavía pueden describirse
adecuadamente mediante la teoría elástica. Un material linealmente elástico, se
caracteriza por constantes elásticas que se pueden determinar por medio de
38
experimentos en condiciones estáticas o dinámicas. Cuando el material en estudio
es isotrópico, o sea, sus propiedades son independientes de la dirección, solo dos
son suficientes para describir su comportamiento, las cuales son: módulo de
Young (E) y la relación de Poisson (ν ).
En la siguiente tabla, se muestra la interrelación entre las constantes más
utilizadas en el facturamiento hidráulico:
Requerido/datos E, ν G, ν E, G
Módulo de Shear, G )1(2 ν+
E G G
Módulo de Young, E E 2G(1+ν ) E
Relación de Poisson, ν ν ν G
GE2
2−
Módulo de Esfuerzos
Planos, E’ 21 ν−E
ν−1
2G
EGG−4
4 2
Tabla 5. Interrelación entre propiedades para materiales linealmente elásticos (tomado de Economides y col.).
Según la teoría de elasticidad lineal, el concepto de “Esfuerzo Plano” es usado
para reducir la dimensionalidad de un problema. Esto supone que el cuerpo es
infinito en por lo menos una dirección, y las fuerzas externas (sí existen) son
aplicadas paralelas a esta dirección (es decir, "infinitamente repetido" en cada
sección transversal). En tal caso, es claro que el estado de los esfuerzos también
se repite infinitamente.
El esfuerzo plano es una aproximación para simplificar la descripción del
fracturamiento hidráulico, cuya principal dificultad radica en como seleccionar el
plano. Se han desarrollado dos posibilidades, y esto ha dado lugar a dos visiones
diferentes para el modelaje del fracturamiento. El estado de esfuerzos planos fue
desarrollado en el plano horizontal por Khristianovitch y Zheltov24 y por Geertsma y
24 KHRISTIANOVITCH, S.A. Y ZHELTOV, Y.P. “Formation of Vertical Fractures by Means of Highly Viscous Fluids” Proc., World Pet. Cong., Roma 2, 1955. pág. 579-586.
39
de Klerk25, mientras que en el plano vertical (normal a la dirección de propagación
de la fractura) lo realizaron Perkins y Kern26 y Nordgren27. De esta manera, se
puede conseguir en la literatura referente a fracturamiento hidráulico con relación
a los esfuerzos planos, los términos: geometría KGD (en el plano horizontal) y
geometría PKN (en el plano vertical).
El estudio de la mecánica de fracturas ha emergido al observar que cualquier
discontinuidad existente en el sólido, deteriora la habilidad para soportar cargas.
Un agujero pequeño en un material, puede aumentar considerablemente los
esfuerzos internos del mismo en comparación con uno sin agujeros. Cuando los
esfuerzos altos están limitados por una pequeña área, la carga puede ocasionar la
ruptura del material28.
3.2.2. Mecánica del fluido de fractura
Los fluidos utilizados para realizar la fractura de la formación deben tener la
capacidad de transportar el agente de sostén para evitar el cierre de la fractura y
además producir el menor daño a la zona productora. Los fluidos de fractura se
pueden clasificar en tres tipos:
- Base agua o aceite viscosificados.
- Emulsiones.
- Espumados con dióxido de carbono o nitrógeno, base aceite o agua.
Actualmente, la mayoría de los pozos fracturados se realizan con sistemas de
fluido base agua o aceite viscosificados. La propiedad más importante de un fluido
de fractura es la viscosidad, en este sentido se emplea la goma Guar o algún
derivado como agente gelificante, este es usado para crear viscosidad. También
son utilizados aditivos como biocidas, controlador de pérdida de filtrado,
reductores de viscosidad, surfactantes, agentes espumantes e inhibidores para el
25 GEERTSMA, J. y DE KLERK, F. “A Rapid Method of Predicting Width and Extent of Hydraulically Induced Fractures” JPT. Dic. 1969. Pág. 1571-1581. 26 PERKINS, T. K. Y KERN, L.R. “Width of Hydraulic Fractures” JPT. Sep. 1961. Pág. 937-949. Trans., AIME 222. 27 NORDGREN, R.P. “Propagation of a Vertical Hydraulic Fracture” SPEJ. Ago. 1972. Pág. 306-314.Trans AIME 253. 28 MICHAEL ECONOMIDES, RONALD OLIGNEY, PETER VALKÓ. “Unified Fracture Design” Orsa Press. 2002. Capítulo 4.
40
control de hinchamiento de arcillas. Los aditivos empleados son principalmente
función de la temperatura del yacimiento, litología, y fluidos presentes.
El fracturamiento hidráulico implica la aplicación de una fuerza contra la roca en la
formación de interés, esto es logrado mediante el bombeo a determinada presión
del fluido de fractura a la profundidad requerida. El fluido trasmite la presión, de
modo tal que se pueda superar la resistencia a la tensión a la vez que el esfuerzo
mínimo y de esta manera se crea una fractura por tensión. Una vez generada la
fractura se inicia el proceso de propagación de la misma.
La orientación de la fractura viene dada por los esfuerzos principales actuantes en
la roca, estos son dos horizontales y uno vertical; la menor de estas tres
componentes dicta la orientación de la fractura hidráulica, la cual se formará en un
plano perpendicular al menor esfuerzo principal. Por lo general la fractura se forma
como un plano vertical, dado que pocas veces el esfuerzo principal menor
corresponde al vertical.
3.2.3. Agente de sostén (apuntalante)
En vista de que el material apuntalante debe contrarrestar los esfuerzos de la
formación producidos por la tectónica o sobrecarga de la región respectiva para
mantener abierta la fractura realizada, es de suma importancia considerar la
resistencia de este material. El apuntalante debe ser suficientemente resistente a
la trituración para soportar los esfuerzos de cierre de la fractura, de no ser así, la
conductividad de la fractura puede ser considerablemente menor que el diseño
inicial (respecto al ancho como a la permeabilidad). Según Vásquez29, otros
factores que influyen en la selección del agente de sostén son: redondez,
esfericidad, tamaño y uniformidad de tamaño, gravedad específica, solubilidad en
ácido, y la densidad total.
Es de suponer que las zonas de la fractura que no se encuentren rellenas con
apuntalante, al estar sometidas a esfuerzos de cierre, tratarán de volver a su
posición inicial. Es por esto, que solo las partes que se encuentren separadas por
41
agente de sostén, coadyuvaran con el aumento de la producción al finalizar el
tratamiento de la fractura hidráulica. La colocación del agente de sostén requiere
del conocimiento de la dinámica del ancho de fractura a través de la misma y de la
pérdida de fluido hacia la formación; entonces, con esta información se puede
proceder a la selección del tamaño y concentración del apuntalante necesario para
mantener el ancho y alto de la fractura después de que se detiene el bombeo.
4. USO DE MATERIALES ENERGÉTICOS EN LA INDUSTRIA PETROLERA Un explosivo es un material capaz de producir reacciones exotérmicas violentas,
pero que normalmente permanece en un estado metaestable de equilibrio
químico30. La reacción está termodinámicamente favorecida, pero a condiciones
ambientales su velocidad es tan baja que se considera “cero” para propósitos
prácticos. Para que la reacción ocurra es necesario suministrar un estímulo, tal
como una chispa, el cual inicia una onda de reacción que se expande y consume
todo el material. La energía es liberada en períodos de tiempo muy cortos y esta
acompañada por una producción elevada de gases. Este proceso es conocido
como explosión química. También existen explosiones mecánicas y nucleares.
La onda de reacción generada puede ser de tipo deflagración o detonante. La
deflagración (llama) es producida por una onda lenta cuya velocidad de
detonación va desde uno hasta 340 m/s (subsónica). La velocidad de la
combustión aumenta con la presión31. Los procesos dominantes son la conducción
de calor y difusión de materia.
Una onda de detonación está representada por ondas que viajan a velocidades
supersónicas, con velocidades de propagación de 2000 m/s en gases y de 6000-
8000 m/s en líquidos. Las ondas de detonación son ondas de impacto, las cuales
29 VÁSQUEZ H., ANDRES R. “Introducción a la Geomécanica Petrolera”, Cuarta edición. V.V.A. Consultores C.A., 2000 30 DIAZ, P., HERNANDEZ, C., NEDA, J. y CARRIZO, M. “Materiales Energéticos: Usos en Recuperación Mejorada – Inteligencia Tecnológica-”. PDVSA Intevep. 2000. INT-7432. Pág 2,3. 31 KIRK, R.E., OTHMER, D.F., KROSHUWITZ, J.I. and HOWE-GRANT, M. “Kirk-Othmann Encyclopedia of Chemical Technology, 10”. John Wiley and Sons., 1993. USA.
42
se mantienen por la energía de la reacción química que es iniciada por la
compresión de choque. En estos casos, los cambios de energía cinética dominan
el proceso y la compresibilidad de los materiales es de extrema importancia. Los
diferenciales de presión son elevados y pueden llegar a factores de orden x1020
lpc.
4.1. Clasificación de los explosivos
En la clasificación de los explosivos se encuentran dos categorías para describir a
las sustancias deflagrantes: agentes de propulsión y combustibles comunes. Los
explosivos, a su vez, han sido clasificados según su grado de peligrosidad en
cuatro categorías. Los límites entre las diferentes categorías son difusos y algunas
veces dependen de las circunstancias bajo las cuales la sustancia puede iniciarse.
Aun así, la clasificación tiene sentido con relación a las propiedades explosivas de
los materiales32.
Característica Combustión Explosión
Material Combustible Agente de propulsión Explosivo Velocidad lineal de la reacción (m/s)
10-6 10-2 (2-9)x103
Completación de reacción (m/s)
10-1 10-3 10-6
Factor de control de la velocidad de reacción
Transferencia de calor
Transferencia de calor
Transferencia de onda de choque
Energía liberada (J/gr) 104 4x103 4x103 Potencia (W/cm2) 10 103 109 Iniciación Calor Partículas calientes y
gases Ondas de choque de alta T y P
Presión producida (lpc) 10-100 (43-100)x102 (100-1000)x104 Usos Fuente de
calor Electricidad
Armamento, cohetes, presión controlada de gases
Fragmentación, demoliciones, minería
Tabla 6. Comparación entre Combustión y Detonación33
32 KIRK, R.E., OTHMER, D.F., KROSHUWITZ, J.I. and HOWE-GRANT, M. “Kirk-Othmann Encyclopedia of Chemical Technology, 10”. John Wiley and Sons., 1993. USA 33 DIAZ, P., HERNANDEZ, C., NEDA, J. y CARRIZO, M. “Materiales Energéticos: Usos en Recuperación Mejorada – Inteligencia Tecnológica-”. PDVSA Intevep. 2000. INT-7432. Pág. 5.
43
La primera categoría contiene sustancias extremadamente peligrosas. Entre ellas
se encuentran el tricloro nitrógeno, algunos peróxidos orgánicos y el acetil cúprico.
Estos compuestos son altamente reactivos y su uso debe estar sujeto a estrictos
controles de seguridad.
La segunda categoría está compuesta por los explosivos primarios o iniciadores,
donde la acida de plomo ó plata y el fulminato de mercurio son los más conocidos.
Estos son sensibles al impacto, calor, chispas y/o fricción. Son usados en la
preparación de detonadores (iniciadores) para iniciar cargas de otros explosivos
menos sensibles. Son utilizados como cargas pequeñas que requieren muy poco
estímulo externo.
La tercera categoría contiene los llamados explosivos secundarios o no
iniciadores. Pueden ser compuestos orgánicos e inorgánicos que se combinan
para producir mezclas con diferente sensibilidad, velocidad de detonación,
estabilidad y potencia rompedora. TNT (trinitrotolueno), dinamita, RDX
(ciclotrimetilentrinitramina o ciclonita), HMX (ciclotetrametilentetramina), pentolita
(PETN-TNT), etc., son algunos ejemplos de materiales clasificados en este
renglón. Estas son sustancias explosivas poderosas, pero que requieren de una
onda de choque relativamente fuerte para iniciar la detonación. Estos compuestos
pueden ser almacenados por largos períodos sin que representen peligro de
explosión.
La cuarta categoría de sustancias exotérmicas son los agentes de propulsión o
propelentes. Estas sustancias son poco sensibles a las ondas de choque, así
pues, en general, ellas no detonan. Los agentes de propulsión liberan su energía
mediante una combustión rápida, cuya velocidad, generalmente puede ser
controlada. Son usados en motores de cohetes, o en la industria armamentista
como propulsor para proyectiles. Los agentes de propulsión se puede clasificar en
pólvora con humo y pólvora sin humo, esta última según su composición puede
ser de simple base (a base de nitrocelulosa), de doble base (nitrocelulosa y
nitroglicerina) o de triple base (nitrocelulosa, nitroglicerina y nitroguanidina).
44
Nombre Código Fórmula Tipo Vd (m/s)d
Nitratos de celulosa
NC C24H30N10O40 Secundarioa 7300
Nitroglicerina NG C3H5(ONO2)3 Secundarioa 7600
Ciclo metilen tetranitramina
HMX C4H8N8O8 Secundario 9100
Ácido pícrico PA C7H3N3O7 Secundario 7350
Diazo dinitrofenol
DDNP C6H2N4O5 Primario 6900
Fulminato de mercurio
HgC2N2O2 Primario 5400
Acida de plomo Pb(N3)2 Primario 5100
Trinitrotolueno TNT C6H2(CH3)(NO2)3 Primario 7000
Tetranitrato de pentaeritriol
PETN C(CH2NO3)4 Secundariob 8300
Ciclotrimetilen trinitramina
RDX C3H6N6O6 Secundario 8900
Hexanitro estibeno
HNS C14H6O12N6 Secundario 7120
Ciclotol Composición B 60%RDX, 40%TNT Secundario 7900
Emulsiones Nitratos+agua+
sensibilizadorc
Secundario 4600-
5700
Jaleas explosivas
NH4NO3+NaNO3+fu
el+TNT+C12H5
(ONO2)30+agua+
gelatina
Secundario 3700-
5000
Nitrato de amonio para composiciones oleicas
ANFO 94%NH4NO3,
6%fuel oil
Primario 3000
(a): Usado en agentes de propulsión. (b): Usado como iniciador. (c): pentolita, TNT, polvo de Al, burbujas suspendidas, esferas de vidrio. (d): Velocidad de detonación.
Tabla 7. Sustancias químicas explosivas más utilizadas. (Tomado de
INT-7432)
El Uso de explosivos en la industria petrolera es una práctica bien conocida dentro
de operaciones de completación de pozos nuevos y habilitación de pozos
existentes para estimular el flujo de hidrocarburos, gas o crudo, desde la
45
formación. Históricamente el uso de explosivos en la estimulación de pozos ha
contemplado explosivos de alta energía y de alta velocidad de detonación
(alrededor de 7000 m/s), tales como dinamita, nitroglicerina, con los cuales,
además de fracturamiento de la zona circundante, originaba cavidades en el pozo
logrando extender el diámetro efectivo del pozo.
La detonación de mezclas gaseosas, preparadas “in situ”, para la estimulación de
pozos, ha sido objeto de patentes en diferentes oportunidades (Grundmann y
col.34, Browning35 y Field36). Básicamente se prepara una mezcla a fondo de
pozo, de gas oxidante (oxígeno, aire, o combinaciones con nitrógeno) y un
combustible gaseoso (metano, etano, etileno, propano, o cualquier hidrocarburo
de bajo peso molecular). Grundmann34 encuentra esta técnica particularmente
apropiada para yacimientos de lutitas y yesos. La mezcla explosiva puede
penetrar dentro de la formación misma, fracturada hidráulica o naturalmente, hasta
unos 300 m antes de ser detonada. De esta manera las fracturas que se obtienen
con esta metodología, son más extensas que con explosivos a fondo de pozo.
Tratamientos típicos pueden involucrar la inyección de 5000 a 80000 m3 de
mezcla gaseosa. Field H.36 propone un método de estimulación de pozos, en la
que se utiliza como combustible gases del yacimiento mismo, se le inyecta
oxígeno y se prepara la mezcla explosiva a fondo de pozo.
También han sido usadas formulaciones de explosivos de baja velocidad de
detonación (menor a 1000 m/s) en la estimulación de pozos. La composiciones de
estas formulaciones, entre las cuales se encuentran los agentes de propulsión,
incluyen componentes como tri-nitrato de metriol, di-nitrato de di-etilen-glicol, di-
ester aromático, tri-alquil-aril-fosfatos, agentes desensibilizantes para reducir la
velocidad de detonación (Slawinski y col.)37.
34 GRUNDMANN, Steven R. “Method of Stimulation of a Subterranean Formation” 1994. US Patent 5,346,015. 35 BROWNING J. “Method of Gaseous Detonation Fracturing of Wells” 1982. US Patent 4,360,062. 36 FIELD H. “Explosive Well Stimulation Method” 1976. US Patent 3,999,609. 37 SLAWINSKI F., FRANK E., WILLIAM L. “Well Stimulation Process and Low Velocity Explosive Formulation” 1988. US Patent 4,764,231.
46
5. FRACTURAMIENTO CON GAS Durante los años 1950’s el uso de TNT (trinitrotolueno) como estimulante en pozos
de hidrocarburos comenzó a emplearse en el campo Yanchang ubicado al Oeste
de China, pero el estímulo no fue efectivo. Posteriormente, expertos de la ex–
Unión Soviética, estudiaron el proceso de detonación con cargas de una tonelada
de TNT y probaron que la cavidad generada por la explosión era de hasta diez
veces el diámetro original del pozo, generando un campo de esfuerzos de
compactación en la roca, lo cual más bien obstruía las fisuras naturales
deteriorando la permeabilidad local y por ende la producción del pozo. También
fueron utilizadas otras diferentes cargas de explosivos para estimular la formación
de manera infructífera. Las investigaciones iniciadas en la ex - Unión Soviética y
Estados Unidos en los años 1960’s y 1970’s, luego durante los años 1980’s,
llevaron a desarrollar rutinas de estimulación con aproximadamente 1500
tratamientos en 1988 y más de 3000 en 1990 en Unión Soviética, mientras que en
Estados Unidos para el año 2000 se habían realizado unos 4000 tratamientos de
estimulación por fracturamiento con gas. Por otra parte, China inició importantes
proyectos de investigación en esta área en 1984. Inicialmente los tratamientos se
realizaron en pozos completados a hoyo desnudo, y al obtener satisfactorios
beneficios de la aplicación de la tecnología, el empeño se resalto en su aplicación
para hoyos revestidos. Esta tecnología se ha empleado en más de 3000 hoyos
revestidos con una profundidad máxima de 19750 pies (6020 mts), logrando una
eficiencia en la estimulación entre 70 y 85%.38
Según Diaz y col., los mecanismos de ruptura de la roca por acción de un
explosivo no son bien conocidos en su totalidad, debido a que el periodo en el cual
esta se genera es extremadamente corto. La detonación con explosivos produce
tanto una onda de choque como un gran volumen de gas. La liberación de energía
de estos dos procesos ocurre casi simultáneamente, por lo cual resulta difícil
diferenciarlos experimentalmente. Ambos procesos intervienen en el
fracturamiento de la roca; la onda de choque es más efectiva en el fracturamiento
38 WENKUI LI, ZHONGTIAN XUE, “A Review of Gas Fracturing Technology”, Xi’an Petroleum Inst. P.R.China. 2000. SPE 58980.
47
de la masa de roca adyacente a la detonación, generando un sistema de fracturas
que permiten la penetración del gas emanado por el material energético, y
posteriormente la expansión del gas extiende las fracturas y produce la
fragmentación final39.
La tecnología de Fracturamiento con Gas para la estimulación de pozos de
petróleo y/o gas mediante el uso material energético (con características de
propulsor) con la finalidad de crear un sistema radial de fracturas alrededor del
pozo en la profundidad de interés, ha sido estudiada, probada e inclusive aplicada
principalmente en la ex - Unión Soviética, Estados Unidos y China. En general, la
técnica consiste en colocar una carga del agente propulsor en la cara de la arena
y tras su ignición y combustión se genera un pulso de alta presión de gas el cual
da paso a la generación de sistemas radiales de múltiples fracturas (5’–20’ de
longitud) en los alrededores del pozo, interconectando las fisuras naturales, para
de esa manera mejorar la producción.
Fíg. 13. Prueba de fracturamiento con Gas.40
39 DIAZ, P., HERNANDEZ, C., NEDA, J. y CARRIZO, M. “Materiales Energéticos: Usos en Recuperación Mejorada – Inteligencia Tecnológica-”. PDVSA Intevep. 2000. INT-7432. Pág. 36 40 Tomado de http://www.thegasgun.com/technology.htm
48
En comparación con otras tecnologías de estimulación, entre los méritos del
fracturamiento con gas se encuentran: disminución en los costos de operación,
simplificación en la implementación, mínimo daño a la formación y operación en
regiones difíciles, tales como costa afuera, condiciones desérticas, etc.
Los Beneficios del Fracturamiento con Gas al producir múltiples fracturas radiales
son:
• Unir las fisuras naturales existentes en la formación.
• Remover el daño en los alrededores del pozo.
• Incrementar la comunicación arena-pozo.
• Controlar arenamiento.
El uso de agentes explosivos (propulsores) con velocidades de carga (Vc)
controladas, genera la suficiente energía para fracturar la roca sin causar daño en
la permeabilidad. Sin embargo, velocidades de carga (Vc) muy altas (106-107
Mpa/s) pueden dañar la permeabilidad de la roca por efecto de la compactación,
de allí la necesidad de tener caracterizado los propulsores a utilizar. Es esta la
razón por la cual no se proponen agentes explosivos de alto poder, los cuales han
sido estudiados y su desarrollo ha sido mucho menos exitoso que el
fracturamiento con gas.
Fíg. 14. Comparación de perfiles de Presión ( tomado de INT - 8723)41
41 DIAZ, P., y col. “Uso de Materiales Energéticos en Recuperación Mejorada: Pruebas Preliminares-”. PDVSA Intevep. 2001. INT-8723. Pág. 4.
49
5.1. Mecánica del Fracturamiento con Gas
5.1.1. Mecanismos actuantes
Según Li y Xue42 los mecanismos que actúan en el fracturamiento con gas se
pueden resumir en cuatro aspectos, a seguir:
• Acción mecánica: la presión por efecto de la emanación de gas producto
de la quema del material energético a una alta tasa de presurización, puede
formar un sistema radial de múltiples fracturas, reduciendo además el daño
presente en la formación por invasión de fluidos de la perforación,
completación u otros tratamientos; aumentando las posibilidades de
interconectar las fisuras naturales presentes en la roca.
• Acción de la energía térmica: la quema del propulsor arroja una enorme
cantidad de energía térmica, la cual ayuda a derretir el asfalto y/o las
parafinas y reducir la viscosidad del petróleo para remover el taponamiento
de los poros del yacimiento en los alrededores del pozo, contribuyendo a
mejorar las características físicas y el patrón del flujo de los líquidos de la
formación.
• Acción química: algunos gases como el dióxido de carbono (CO2), óxido
de carbono (CO), ácido clorhídrico (HCl), nitrógeno (N2) y otros, se
desprenden tras la deflagración del propulsor. Estos gases pueden ser
beneficiosos para reducir la tensión interfacial entre el petróleo y el agua
mejorando la permeabilidad relativa al petróleo, además de acidificar la
formación corroyendo los materiales cementantes de la misma para mejorar
las condiciones de permeabilidad.
• Acción del pulso oscilatorio: el movimiento oscilatorio del líquido
contenido en el fondo del pozo, puede ser de gran beneficio para la
estimulación. La acción del pulso, por un lado puede eliminar las
obstrucciones por impurezas presentes en la formación, y por otro, cambiar
42 WENKUI LI, ZHONGTIAN XUE, “A Review of Gas Fracturing Technology”, Xi’an Petroleum Inst. P.R.China. 2000. SPE 58980.
50
la estructura del crudo, reduciendo su viscosidad y por ende la resistencia a
fluir a través de los poros de la roca.
Se puede agregar a los aspectos anteriormente expuestos, que el líquido
contenido en el fondo del pozo puede también ayudar a la estimulación durante la
aplicación de la tecnología, en vista de que puede actuar como frente de la onda
de propagación de la fractura por su condición de fluido cuasi incompresible,
aumentando la eficiencia del fracturamiento considerando la alta compresibilidad
de los gases.
5.1.2. Mecanismo de formación de la fractura43
El proceso de fracturamiento con gas se realiza en tres etapas, las cuales se
describen a continuación:
• Presurización del pozo en la cara de la arena: Las rocas absorben la
energía, sí esta es aplicada mas rápidamente de lo que su permeabilidad
puede absorber, creando la nueva área superficial (fracturas). Si el pozo no
se encuentra interceptado por algún sistema de fracturas se comportará
como un pequeño contenedor, lo que resultará en un rápido incremento de
la presión. Si al contrario el pozo está interceptado por algún sistema de
fractura (natural o creada hidráulicamente), toda o casi toda la energía
generada por la herramienta será utilizada para presurizar el sistema de
fracturas, ocasionando que no se generen nuevas fracturas.
• Iniciación de la fractura: El fracturamiento se inicia al momento en el cual
los esfuerzos compresivos superan la resistencia a la deformación por
tensión de la roca mas la presión de sobrecarga. La geometría del sistema
de fracturas es dependiente de la velocidad con la cual se incrementa la
presión, alcanzado la presión máxima del acontecimiento. En la siguiente
figura se muestra la relación entre la tasa de incremento de presión y los
diferentes mecanismos para generación de fracturas,
43 D. G. KRUGMAN “A brittle Fracture Theory for understanding High Energy Gas Fracturing”. 1985. Radialfrac Service, Inc. SPE 15680
51
Fíg. 15. Tipos de fracturas creadas según la rapidez con que se incrementa la presión.
• Propagación de la fractura: La velocidad de la propagación de la fractura
es el factor que controla la geometría del sistema de fracturas creado
durante el proceso de fracturamiento. Cuando las velocidades de la
propagación de la fractura son mayores que la Tasa Crítica de Liberación de Energía, las fracturas penetran directamente en las rocas creando
múltiples fracturas, pero si la velocidad es menor, la geometría
corresponderá a un régimen de fracturamiento hidráulico convencional. La
velocidad máxima a la cual se puede propagar la fractura en una roca es la
Velocidad Terminal. La velocidad terminal es una característica de la roca
dependiente de la densidad y el módulo de la elasticidad de la roca. Al
propagar la fractura a la velocidad terminal, las fracturas se ramifican y
bifurcan para crear un área superficial adicional. En la figura 16 se
puede observar el tipo de fractura creada según la velocidad de su
propagación.
52
Fíg. 16. Tipo de fractura creada según la velocidad de fractura.
5.2. Diseño del fracturamiento con gas
5.2.1. Principio
Yang y col.44 plantean asertivamente que el diseño del Fracturamiento con Gas es
la base de la optimización y el control del perfil de presiones para aumentar la
eficacia de la tecnología.
El fracturamiento con gas utiliza la alta presión y la alta temperatura del gas que
proviene de la ignición del propelente para estimular el pozo. Si no hay control, la
incineración del material energético dañaría el pozo causando grandes pérdidas.
Así el punto más importante de la tecnología es obtener la estimulación más
efectiva bajo el requisito previo de no dañar el pozo.
Uno de los eminentes méritos del fracturamiento con gas es su bajo costo de
operación, razón esta por la cual el costo no restringe el diseño de la carga. Por
otro lado, la baja energía que generan los propulsores en la estimulación deviene
44 WEIYU YANG, CHUNHU ZHOU, FADONG QIN, YDANG LI. “High-Energy Gas Fracturing (HEGF) Technology Research and Application” Xi’an Petroleum Inst. P.R. China. 1992. SPE 24990.
53
en pequeñas longitudes de penetración, lo cual representa una debilidad de la
tecnología. De allí que el principio de diseño del fracturamiento con gas sea
bastante diferente al de fracturamiento hidráulico. El principio del diseño de
fracturamiento con gas consiste en lograr tratamientos maximizando la carga del
agente de propulsión sin llegar a producir daño en el pozo.
El límite de la carga aplicada no sólo es restringido por el espacio del pozo sino
también es afectado por las propiedades del propulsor, tipo de ignición así como
los parámetros del tratamiento. El límite de carga sólo puede ser obtenido
combinando los parámetros del propulsor, perforación, formación, el pozo y
columna de líquido contenido en fondo del mismo; estos elementos componen la
parte principal del cálculo en el diseño del Fracturamiento con Gas.
En este sentido, Yang y Risnes45 resumen el principio de la tecnología a tres
premisas fundamentales:
• Protección del pozo tratado
• Formación de fracturas radiales múltiples
• Carga máxima de propulsor para cada tratamiento
Además, plantean que el fracturamiento con gas puede ser utilizado como
mecanismo de estimulación independiente o conjuntamente con otras técnicas de
estimulo como lo son el fracturamiento hidráulico convencional, acidificación
matricial y fracturamiento con ácido, según sea el caso particular del tratamiento.
5.2.2. Diseño del pulso de presión
Yang y Risnes45 señalan tres parámetros asociados a los pulsos de presión
generados por el gas propulsor: tasa de presurización, presión máxima y duración
del pulso. Cada uno de estos tres parámetros tiene su función durante el proceso
de fractura.
De esta manera, la tasa de presurización es el parámetro que define el tipo de
fractura. Cuando la tasa de presurización es baja, el patrón de fractura se presenta
45 DAVID W. YANG, SPE, Rogaland Research y RASMUS RISNES, SPE, Stavanger University College. “Numerical Modelling and Parametric Analysis for Designing Propellant Gas Fracturing” 2001. SPE 71641.
54
similar a la fractura convencional hidráulica, o sea, una fractura de dos alas a partir
del pozo, perpendicular al esfuerzo mínimo principal de la formación; este tipo de
fractura requiere la introducción de agentes de sostén para mantenerse abierta, lo
cual no es contemplado en un diseño de fracturamiento con gas. Por esta razón, la
tasa de presurización debe ser mayor a la tasa crítica de liberación de energía (ver
fig.14 y 15) para obtener fracturas múltiples. Por otro lado, cuando la tasa de
presurización es demasiado alta se producirán excesivas cantidades de grietas
alrededor del pozo, lo cual puede degenerar en la fragmentación total de la roca;
además, el hecho de generarse demasiadas grietas evita que estas fracturas
penetren profundamente a lo interno de la roca. Entonces tasas de presurización
muy bajas o muy altas no son deseables para el diseño del propulsor para el
fracturamiento con gas.
Un tratamiento normal de fracturamiento con gas forma un sistema radial de 3 a 8
fracturas. Para obtener las fracturas múltiples deseadas, la tasa de presurización
debe estar en un rango de 104 – 106 MPa/s. En general mientras mayor sea la
tasa de presurización, tanto mayor será la cantidad de fracturas formadas. Para
optimizar el efecto del estímulo se recomienda lograr el patrón radial con pocas
fracturas (entre 3 y 5), de esta manera concentrar la energía del propulsor en
propagar las fracturas para alcanzar la mayor penetración en la estimulación para
cada una de ellas.
Usualmente se emplea el parámetro llamado “rise-time”, el cual representa el
lapso de tiempo en el cual la presión se eleva desde la presión hidrostática (inicial)
hasta la presión de fracturamiento de la formación (final), como índice de diseño
en lugar de la tasa de presurización. Según evaluación teórica y práctica realizada
por Yang y Risnes46, el rango de 0,5 a 5 milisegundos es el “rise-time” promedio
para hoyos desnudos, sin embargo, esto dependerá de las características de la
formación.
Es necesario considerar que la tasa crítica de presurización para la formación de
fracturas múltiples se relaciona directamente con los esfuerzos “in-situ”, aunque
46 DAVID W. YANG, SPE, Rogaland Research y RASMUS RISNES, SPE, Stavanger University College. “Numerical Modelling and Parametric Analysis for Designing Propellant Gas Fracturing” 2001. SPE 71641.
55
por lo general, formaciones más fuertes requieren de tasas de presurización más
altas. Los propulsores utilizados no detonan supersónicamente, ellos deflagran a
velocidades subsónicas. La deflagración puede ser explicada como un proceso de
quema que toma lugar sin la presencia de una fuente externa de oxigeno. Los
propulsores tienen densidades energéticas muy cercanas a la de los explosivos, y
son más compactos que cualquier otra fuente de energía primaria diferente a la
nuclear. Los diferentes dispositivos que deflagran el propulsor producen eventos
que duran algunos milisegundos, caso contrario ocurre con los explosivos, los
cuales duran algunos microsegundos. Esta diferencia en el tiempo de quemado es
el secreto de la creación de múltiples fracturas (algunas investigaciones sugieren
que sí el evento de quemado es muy largo, solo se producirán una o dos
fracturas).47
En el caso de hoyos revestidos y cañoneados, la geometría de las fracturas estará
influida por la configuración de los disparos, tendiendo a que el gas emanado
produzca las fracturas inicialmente a través de estas perforaciones. Así, pozos
cañoneados con un ángulo de fase de 180° deben tener un “rise-time” de
presurización corto, de 0,1 a 1 milisegundo. Mientras que, en el caso de pozos
cañoneados con otros ángulos de fase (por ejemplo 60°, 90° ó 120°), el “rise-time”
puede ubicarse en un rango de 3 a 10 milisegundos, y de esta manera maximizar
el efecto de la carga del propulsor.
La presión máxima tiene como requisito principal ser lo suficientemente alta
como para generar múltiples fracturas en formación y propagarlas, a la vez de no
exceder las capacidades del pozo y otras limitaciones para operaciones seguras.
No existe formación que no pueda ser fracturada mediante el fracturamiento con
gas sí son consideradas sus propiedades geomecánica, entonces la limitante de la
presión máxima viene a ser la protección del pozo.
Existen muchos factores que afectan la capacidad de un pozo revestido para
soportar la presurización generada por el gas propelente, no sólo el grado y
tamaño del revestidor, cementado de calidad, estado de la perforación y esfuerzos
47 http://www.logwell.com/tech/shot/propellant_shot.html
56
“in-situ”, sino también el pulso de presión que actúa sobre él. Gran esfuerzo se ha
enfocado sobre este particular. Actualmente, a pesar de que no se pueden
generalizar en una regla única los valores de diseño de la presión máxima, se
considera conveniente como referencia tomar el rango de valores entre 80 y 90
MPa como límite en la diferencia de la presión de diseño (diferencia entre presión
de fondo del pozo y presión de formación) para pozos con profundidades mayores
a los 6560 pies (2000 mts.) y, para pozos más someros se puede tomar como
referencia 60 Mpa.
Existen también otros factores que restringen el diseño de la presión máxima. La
aplicación de la tecnología puede afectar los tapones de fondo, empacaduras,
dispositivos de control de arena, tubería de producción, válvulas de seguridad,
etc.; Considerando que estos y otros elementos del diseño de la tubería, varían
según el pozo, se debe realizar la evaluación particular para cada caso.
En principio, mientras más larga sea la duración del pulso de presión en la
propagación de la fractura, la penetración de la misma será más profunda y por lo
tanto, la productividad del pozo mayor. Sin embargo, la duración del pulso, no
depende directamente del aumento de la carga de propulsor, sino más bien de su
composición química. En lo concerniente a la aplicación de la técnica en China, la
duración del pulso se ubica en un rango de 100–200 milisegundos para las cargas
de propulsor revestidas, y 200–400 milisegundos para las cargas no revestidas.
En los casos de diseños especiales, es posible prolongar la duración del pulso
hasta varios segundos.
5.3. Diseño del propelente
La premisa fundamental en el diseño de la carga de propulsor consiste en
maximizar la carga del mismo sin llegar a producir daño en el pozo para de esta
manera optimizar la productividad o inyectividad según el caso. En función de
medir la intensidad de la carga empleada, se utiliza un parámetro de carga por
unidad de espesor de la formación.
Para controlar el pico de presión del gas propulsor según lo permitido y a la vez
llevar al máximo efecto estimulante, es necesario extender la duración de pulso de
57
presión sin aumentar el pico de presión. La extensión de la duración del pulso de
presión es lograda con mayor efectividad aumentando el tamaño de sólidos de
propulsor y disminuyendo a la vez la llama superficial emanada durante la
deflagración.
Existen algunos parámetros fundamentales a evaluar para el diseño de un material
explosivo. Estos se pueden dividir en dos grupos, el primero según la
configuración del explosivo, y el segundo, según el medio en el cual se realizara la
activación del mismo.
La configuración del explosivo se evalúa en función tres aspectos:
1) el confinamiento al que será sometido durante la prueba, influye de manera
importante, ya que tener una carga confinada equivale a tener una carga de gran
diámetro y por lo tanto con mayor capacidad energética; sin embargo, el
confinamiento puede cambiar las propiedades detonantes haciendo insensible la
carga por presencia de una capa de aire o por compactación de cargas porosas.
2) La distribución del explosivo puede ser en forma puntual o lineal, esta
distribución es elegida según las necesidades de la aplicación y por supuesto de la
respuesta esperada. En el caso puntual, la expansión de la onda de choque se
origina donde se coloque el explosivo, y tendrán una forma casi esférica a partir de
el; por otro lado, si la distribución es lineal, la onda de choque se iniciará de igual
manera a lo largo de toda la superficie del explosivo hacia el exterior. 3) El nivel o
secuencia de activación (deflagración o detonación), esta dado por la secuencia
desde que se activa el explosivo iniciador hasta que se incinera el explosivo final;
la secuencia debe ser diseñada de manera óptima, y tal que todos los
componentes se activen correcta y oportunamente.
58
Fíg. 17. Diagrama de elementos que determinan la configuración del
explosivo.
El confinamiento del explosivo determina la cantidad de energía que se libera al
ser activado, de modo que, mientras mayor sea el confinamiento, mayor será la
presión alcanzada. La distribución puede ser lineal o puntual según el efecto que
se requiera. En el caso puntual, la expanción de la onda de choque se origina
donde se coloque el explosivo, y tendrán una forma casi esférica a partir de el; por
otro lado, si la distribución es lineal, la onda de choque se iniciará de igual manera
a lo largo de toda la superficie del explosivo hacia el exterior. El nivel o secuencia
de la activación del explosivo se configura según la zona que se desea impactar.
El medio en el cual se activará el explosivo es de total importancia para realizar un
óptimo diseño, en este sentido los principales parámetros evaluados son:
• pH del medio.
• Temperatura.
• Presión.
• Permeabilidad.
• Conductividad.
Conf
inam
iento
Nivel(Secuencia de deflagración o
detonación)
Distribución
[E]
Calidad de laexplosión
(Liberación de energía)
59
• Geomecánica: RQD (Rock Quality Designation – Índice de calidad de la roca),
compresibilidad de la roca, resistencia a la tensión, resistencia a la compresión,
envolvente de falla, módulo de Young, relación de Poisson.
• Otros que sean posibles de suministrar.
Mientras mayor sea la cantidad de datos suministrados para el diseño, mayor será
la eficiencia del explosivo al activarse.
5.4. Geomecánica en el fracturamiento con gas48
Según Yang y Risnes los principales parámetros geomecánicos que influyen en el
fracturamiento con gas son: módulo de Young, relación de Poisson, resistencia a
la tensión, resistencia a la compresión.
El módulo de Young y la relación de Poisson tienen gran influencia en el espesor y
longitud promedio de la fractura, así lo demuestran Yang y Risnes tras realizar
algunas pruebas y cuantificar la influencia de estos parámetros al aplicar la
tecnología, a continuación se muestran los resultados gráficos de dichos ensayos
Fíg. 18. Influencia del módulo de Young y la relación de Poisson en: a) espesor, y b) longitud de la fractura.
48 DAVID W. YANG, SPE, Rogaland Research y RASMUS RISNES, SPE, Stavanger University College. “Numerical Modelling and Parametric Analysis for Designing Propellant Gas Fracturing” 2001. SPE 71641.
(a) (b)
60
En la figura anterior se muestra que mientras más grande es el módulo de Young,
más angostas y largas serán las fracturas formadas y viceversa. Por ejemplo, para
una roca suave con un módulo de Young de 20 GPa y con una relación de
Poisson de 0.2, el espesor y la longitud media de las fracturas será de 12.8 mm y
3.1 m respectivamente; mientras que para una roca dura con módulo de Young de
45 Gpa y con el mismo valor para la relación de Poisson, el valor medio del
espesor de la fractura es de 5.7 mm y su longitud media 7.1 m. Un cambio en la
relación de Poisson de 0.1 a 0.3 conlleva una variación en el espesor de la
fractura de 0.9 mm y en la longitud de la misma de 0.7 m.
5.5. Estimación del incremento en la productividad49
Al considerar el fenómeno que se presenta en el fracturamiento con gas, Yang y
Risnes parten de algunas suposiciones con la finalidad de obtener las ecuaciones
que permitan cuantificar el incremento en la productividad del pozo por efecto de
la estimulación. Así, en vista de que las fracturas formadas por la aplicación de la
tecnología son muy pequeñas en comparación con el área de drenaje del pozo, la
estimación de la productividad se realiza considerando que no existe efecto en el
pozo evaluado debido a la producción de otros pozos en la vecindad del mismo.
La formulación para estimar el aumento en la productividad se ha desarrollado
bajo las siguientes condiciones:
- Yacimiento circular, horizontal y homogéneo (despreciando el efecto de la
gravedad).
- Fluido monofásico de compresibilidad pequeña y viscosidad constante.
- Un hoyo perforado de manera vertical en el centro del yacimiento.
- Varias fracturas radiales verticales con la misma longitud, espesor y
conductividad.
- Fracturas pequeñas en comparación con el radio de drenaje (rf / re < 0,3).
- Presión constante de drenaje y flujo estable.
49 DAVID W. YANG, SPE, Rogaland Research y RASMUS RISNES, SPE, Stavanger University College. “Numerical Modelling and Parametric Analysis for Designing Propellant Gas Fracturing” 2001. SPE 71641.
61
El aumento de la productividad y el efecto superficial equivalente (negativo) en el
caso de no existir daño en la formación antes del fracturamiento puede estimarse
por:
CDff
w
CDf
f
e
w
e
FNrr
FNrr
rr
+
++
=1
lnln
lnψ Ec. 41
CDff
w
CDf
w
ff
FNrr
FNrr
s+
++−=
1lnln Ec. 42
Donde:
ψ : Aumento de la productividad, adimensional re: Radio de drenaje, pies rw: Radio del pozo, pies rf: Radio de la fractura, pies Nf: Número de fracturas, adimensional FCD: Factor de conductividad sf: Efecto superficial después de la fractura, adimensional
En el caso que exista daño previo alrededor del pozo en la zona a estimular, la
formulación a usar es la siguiente:
CDff
w
CDff
d
dCDf
f
d
CDf
d
e
w
d
dd
e
FNrr
FNrr
kk
FNrr
FNrr
rr
kk
rr
+
+
++
++
+=
ln1
lnln
lnlnψ Ec. 43
ψψs
rr
sw
ef +⎟⎟
⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛−−= ln11 Ec. 44
Donde:
k: Permeabilidad virgen, md kd: Permeabilidad en la zona dañada, md
62
rd: Radio de la zona dañada, pies s: Efecto superficial antes de la fractura, adimensional
5.6. Equipos utilizados
Se han diseñado y patentado diferentes herramientas para la aplicación del
Fracturamiento con Gas, entre ellas se encuentra la de Mohaupt50, que consiste
en un contenedor de una carga de propelente la cual partiendo de todas sus
características conocidas, se activa mediante un dispositivo eléctrico en la
superficie produciendo el esperado sistema radial de fracturas.
Trost propone también una herramienta para la aplicación de la tecnología,
incorporando en el diseño, un monitor de pulso de presión que es accionado
mediante un transductor de presión. Cuando una fuerza suficiente de pulso de
presión se recibe, el monitor se activa, para almacenar pulsos de presión
detectados con el tiempo, los datos almacenados de la presión son recuperados
cuando el instrumento se extrae del fondo del pozo. Los datos registrados de
pulso de presión se utilizan para determinar la ventana dinámica de la formación,
conociendo de esta manera, la presión y tiempo en que la formación se fracturará
de manera radial y óptimamente51.
Stowe, L. y Johnson W.52 proponen adicionalmente el uso de peróxido de
hidrógeno, para que al reaccionar con los metales de la formación, la generación
de gases, extienda la propagación de las fracturas radiales.
Existe también otro método para realizar la iniciación del propelente, el cual
consiste en la activación por percusión al dejar caer una barra sobre un dispositivo
de la herramienta que a su vez generará la chispa necesaria para comenzar el
tren de deflagración.
A pesar de que existen diferentes diseños y propuestas para la implementación
del Fracturamiento con Gas, la configuración típica de las herramientas no es muy
variable; Esta consiste principalmente de una carcasa cilíndrica, perforada con
50 MOHAUPT, H. H. “Oil Well Stimulation Apparatus” 1977. US Patent 4,064,935 51 TROST, S. “Tool and Process for Stimulating a Subterranean Formation” 1989. US Patent 4,798244.
63
múltiples agujeros en diferentes direcciones, que confina en su interior un sistema
de ignición rodeado de compuesto propelente. Los agujeros permiten la salida de
los gases producto de la combustión del propelente, induciendo el incremento de
presión en el pozo necesario para fracturar la formación. El sistema de ignición es
activado a través de un detonante ubicado en la parte superior o inferior de la
herramienta, el cual a su vez se controla desde superficie. En la Fíg. 19 se
detallan los componentes principales que constituyen la herramienta.
Cabe destacar que esta herramienta se puede bajar y posicionar en la zona a
estimular, a través de un equipo de guaya fina, lo que facilita su manipulación, sin
mencionar el ahorro obtenido por la no-utilización de equipos de taladro.
52 STOWE, L. y JOHNSON, W. “Controlled Pulse Fracturing” 1985. US Patent 4,548,252.
64
Fíg. 19. Diseño genérico de herramienta utilizada para el Fracturamiento
con Gas.
5.7. Aplicaciones en Venezuela
Arquimedes Salazar y col.53 realizaron un trabajo entre los años 2000 y 2001 para
estimular dos pozos de inyección de gas ubicados en el campo El Furrial (Norte de
Monagas). Este campo, ubicado en la cuenca oriental de Venezuela está
65
caracterizado por largos yacimientos con una geología compleja de fallamientos y
heterogeneidad. Para optimizar la producción y recuperación de petróleo en este
campo, PDVSA implementó proyectos de inyección de gas. Varios pozos fueron
perforados y completados a hoyo entubado usando diferentes tecnologías. Sin
embargo, los resultados obtenidos con las técnicas de perforación convencional
han tenido menor rendimiento que los índices óptimos de inyectividad, perfiles de
inyección no uniformes y altos requerimientos de compresión para los inyectores
de gas.
El primer mecanismo de daño en estas completaciones se ha identificado como la
precipitación de asfaltenos, presentando un reto para identificar las zonas
dañadas, y después, seleccionar un tratamiento con método que resulte seguro y
económico para las condiciones prevalecientes. Otro problema identificado es el
daño de las emulsiones, causado por los sistemas de lodos invertidos usados
durante las operaciones de perforación. Después de revisar los métodos
disponibles de perforación y estimulación, la técnica de Fracturamiento con Gas
fue seleccionada para hacer ensayos de campo para aumentar la inyectividad. A
pesar de que el fracturamiento con Gas no es una nueva tecnología, es la primera
aplicación de este proceso en inyectores de gas en Venezuela.
Arquimedes y col.53 enfatizan la metodología usada para validar la aplicación de
fracturamiento con gas en pozos inyectores de gas y el uso de surfactantes
durante la activación del propelente para crear un efecto adicional en la
estimulación de la formación. Los beneficios obtenidos al realizar el tratamiento
con propelente son:
• Capacidad para realizar un fracturamiento suave con mínimo daño a la
formación, esto fue demostrado con las mejoras y cambios obtenidos en
perfiles de productividad e inyectividad.
• No requiere equipos especiales para su aplicación.
• La operación se realizó con un equipo eléctrico sencillo de guaya fina.
53 ARQUIMEDES SALAZAR, SPE, PDVSA, EDGAR ALMANZA, SPE, PEDRO CHIRA, SPE y KENT FOLSE, SPE Halliburton Energy Services, Inc. “Application of Propellant High-Energy Gas Fracturing in Gas-Injector Wells at El Furrial Field in Northern Monagas State – Venezuela” 2002. SPE 73756.
66
• Económicamente eficiente.
• Permite la adhesión a los procedimientos normales de seguridad.
5.8. Ventajas y desventajas
5.8.1. Ventajas de la tecnología
• El Fracturamiento con Gas produce elevadas temperaturas, las cuales pueden
ser beneficiosas para combatir los asfaltenos y parafinas, así como disminuir la
viscosidad del crudo.
• Algunos gases producto de la deflagración del propelente, tales como CO,
2CO , HCl y 2N , pueden ser beneficiosos para reducir la tensión interfacial
entre el petróleo y el agua, mejorando la permeabilidad relativa del petróleo.
• No necesita la inyección desde superficie de apuntalantes ya que las presiones
alcanzadas pueden originar el desprendimiento de algunos granos de la matriz
de la roca, impidiendo así que las fracturas creadas se cierren.
• La técnica puede aplicarse: sola; en combinación con estimulación reactiva o
no reactiva; antes de un fracturamiento hidráulico.
• Es mucho más simple de aplicar y más económica que el fracturamiento
hidráulico. Además, puede generar incrementos de producción de por lo menos
1.5 veces la producción real.
• Puede ser ampliamente utilizada en una gran variedad de pozos con diferentes
ambientes, tales como pozos exploratorios, de producción y de inyección, así
como también en pozos de gran profundidad.
• La herramienta puede ser insertada y manipulada en el pozo, a través de un
equipo de guaya fina.
• Se ha comprobado su aplicación en formaciones de hasta 19750 pies
67
(6020 m) y temperaturas de hasta 302 °F (150 °C).
• Posee gran potencial de aplicación en Venezuela, ya que la mayoría de los
yacimientos son de alta permeabilidad.
5.8.2. Desventajas de la tecnología
• Debe diseñarse y controlarse con bastante precisión el rango de presión que
se alcanzará en el fondo del pozo, a fin de no causar daños en el revestidor y
en la formación. Las presiones necesarias pueden ser estimadas a través de la
utilización de software.
• Debido a que la energía requerida para realizar el Fracturamiento con Gas es
menor que la que se emplea en el fracturamiento hidráulico, es de esperar que
con esta técnica no se alcancen los mismos períodos efectivos de producción
que se obtienen con el fracturamiento hidráulico. Sin embargo, en arenas de
alta permeabilidad de gas habría bastante posibilidad de que el
comportamiento de producción sea igual o superior al obtenido con
fracturamiento hidráulico.
• Debe realizarse una selección correcta del material deflagrante según las
condiciones particulares de los pozos y/o formaciones donde se vaya a aplicar
la tecnología, a fin de no generar daños mecánicos y evitar calcinar la roca.
6. DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA DE LA FORMACION NARICUAL TERCIARIO (Oligoceno Tardío-Mioceno Temprano)
Estado Anzoátegui
Referencia original: A. H. Garner, 1926.54
54 “Código Estratigráfico de las Cuencas Petroleras de Venezuela”. Documento editado por el Comité Interfilial de Estratigrafía y Nomenclatura (CIEN). PDVSA, S.A. 2005. http://www.pdv.com/lexico/lexicoh.htm
68
6.1. Consideraciones históricas
El Léxico Estratigráfico de Venezuela de 1956 y Peirson reconocieron a Ralph
Arnold (1913) (informe inédito) como el autor del nombre "miembro" Naricual.
Liddle describió la secuencia de carbones como la "formación Aragua". Según
Peirson, fue Garner el primero en publicar el nombre como "serie Naricual de
carbón" ("Naricual coal measures"). González de Juana y Aguerrevere publicaron
una excelente descripción de la secuencia carbonífera del río Naricual, asignada a
la Formación Merecure del Eoceno Superior y subdividida en los "paquetes"
carboníferos de Santa María, Mallorquín y Aragüita (en orden ascendente). En
Guárico, Kamen-Kaye incluyó a la secuencia Naricual en su "grupo Guarumen".
Sin embargo, fueron Hedberg y Pyre quienes formalizaron el nombre como el
"Miembro Naricual, la parte superior espesa de la formación Merecure por encima
de los miembros Los Jabillos y Tinajitas.....". Liddle, siguiendo a Hedberg y Pyre,
volvió a describir la secuencia como el miembro Naricual de la formación
Merecure. Hedberg elevó el miembro Naricual al rango de formación que, junto
con las formaciones Tinajitas, Los Jabillos, Areo, "Periquito" (Formación Merecure)
y "Caño Dulce" (Formación Naricual de Guárico), formaban el Grupo Merecure.
Evanoff usó el nombre "formación Batatal" en el piedemonte de Guárico para la
secuencia con carbón incluida actualmente en Naricual. Salvador redefinió al
Grupo Merecure con tres formaciones: Los Jabillos, Areo y Naricual, nomenclatura
actualmente en uso. Peirson mencionó los diversos nombres aplicados
anteriormente a lo que actualmente es Naricual: "Caño Dulce", "Batatal",
"Periquito", la "Lutita Buena Vista" y (Nance, Peirson) el "miembro inferior de
areniscas de la formación Carapita". Macsotay añadió algunos datos nuevos sobre
la formación en su localidad tipo. Socas estudió exhaustivamente a la formación
en su localidad tipo y en el subsuelo de Monagas; aportó muchos datos nuevos
significativos sobre su estratigrafía.
69
6.2. Localidad tipo
La localidad tipo está en las cercanías de Naricual, pueblo minero de carbón; la
sección tipo aflora bien en el valle del río Naricual, en las minas y en las carreteras
del área (Hedberg y Pyre). (Ver apéndice C)
6.3. Descripción litológica
La formación se compone de un tramo inferior de 488 m de lutitas carbonosas,
lutitas arenosas y areniscas, un tramo medio de 914-1067 m que contiene los
"paquetes" carboníferos de Santa María, Mallorquín y Aragüita, y un intervalo
superior de 457 m de areniscas gruesas intercaladas con lutitas grises no-
fosilíferas y algunos carbones. Las areniscas son típicamente masivas, de color
claro, cuarzosas, friables a cuarcíticas y de grano medio a grueso (Hedberg y
Pyre). Hacia el Este, Peirson describió 15% a 25% de arenisca blanca y cuarzosa,
hasta 1% de carbón y 75%-85% de lutita lignítica, lutita arenosa y limolita, todo
finamente laminado.
Las areniscas se meteorizan amarillento, marrón ferruginoso y, localmente rojizo o
rosado. Son compactas, bien estratificadas, duras a muy duras, cuarcíticas, de
grano fino a grueso con ocasionales guijarros redondeados, con engrosamiento de
granos hacia arriba, de buen escogimiento, raramente calcáreas, con cemento de
sílice o material arcilloso. Rizaduras y estratificación cruzada son comunes.
Las lutitas y limolitas son de color gris a negro o achocolatadas, blandas, físiles o
pizarrosas, arenáceas, micáceas, carbonáceas, jarosíticas, meteorizan
amarillento, rojizo, marrón; son prácticamente estériles de microfósiles.
En Guárico, la litología de la formación es similar a lo ya indicado, con un 10% de
areniscas y 90% de lutitas y lignitos. Estructuras de "corte y relleno", marcas de
carga y rizaduras son comunes. La presencia de ftanita se nota hacia el Oeste, en
donde Naricual se reemplaza lateralmente con Quebradón.
Socas resaltó el carácter arcósico y lítico de las arenas, y el mal escogimiento y
subangularidad de sus granos.
70
6.4. Espesor
Hedberg y Pyre citaron un espesor de 1860 a 2012 m en la localidad tipo. Peirson
reportó 1250 m en la quebrada Teresén, aproximadamente 1450 m en la quebrada
Carapita, 1992 m en el río Capiricual y un estimado de 1753 m en la localidad tipo.
La formación aumenta su espesor hacia el noroeste.
6.5. Estructura
Según WEC Venezuela55, la estructura es del tipo braquianticlinal, (anticlinal corto)
orientada en el sentido Oeste-suroeste a Este-noreste. Los límites Norte, Este y
Sur de los yacimientos son fallas inversas, detectadas por sísmica y cuyos
desplazamientos varían entre 800 y 1000 pies. El límite occidental es una falla
inversa identificada en los pozos del sector.
6.6. Estratigrafía
WEC Venezuela55 plantea que la estratigrafía del área está en revisión, sin
embargo, puede decirse que la sección conocida localmente como Naricual ha
sido dividida en tres paquetes de arenas: Naricual Inferior, con espesores de
alrededor de 700 pies, Naricual Medio y Superior, de alrededor de 400 pies cada
una. La sección de Naricual está constituida por cuerpos arenosos intercalados
con lentes de lutita de espesores y extensiones variables, e infrayace a las lutitas
de la Formación Carapita del Oligomioceno. Se ha observado que el
comportamiento de la presión en los tres paquetes de "Naricual" es uniforme y
similar, lo cual indica la existencia de algún tipo de comunicación vertical.
6.7. Extensión geográfica
Peirson describió su extensión: la parte más meridional del flanco Sur de la
Serranía de Interior, desde su localidad tipo en el río Naricual, al Este-sureste 41
km hasta el río Aragua, en una faja de afloramientos entre 1 y 3 km de ancho; de
allí al Anticlinal de Cumuñucual y el río Orégano y, al Oeste de la depresión de
55 WEC Venezuela “Evaluación de Pozos” 1997. Schlumberger
71
Barcelona, a lo largo del piedemonte de Guárico, desde 3 km al Oeste de Píritu
hasta Altagracia de Orituco. Leonard (Peirson) reconoció a Naricual en los pozos
VC-1 (tope a 10520') y VM-1, pero no está presente en pozos al Oeste, como
GXT-1, Placer-1, Camáz-1 y Barbacoas-1. También está presente en el subsuelo
de los campos petroleros del Norte de Anzoátegui-Monagas, donde sus relaciones
estratigráficas dentro del Grupo Merecure están por definirse. De Sisto asignó
unos 610 m del Grupo Merecure en el Campo La Vieja a la Formación Naricual.
6.8. Expresión sísmica
En el subsuelo del Norte de Monagas, un excelente reflector marca el contraste
acústico entre las areniscas de Naricual y las lutitas de Carapita.
6.9. Expresión topográfica
La parte inferior de la formación forma el amplio valle del río Naricual, ubicado
entre las filas de areniscas resistentes de la Formación Los Jabillos y las filas de
las areniscas superiores de Naricual. En Guárico, la formación se identifica en las
filas prominentes del afloramiento.
6.10. Contactos
Peirson notó que Naricual es bruscamente transicional, vertical y lateralmente, con
las formaciones Areo, Carapita y Capiricual. El contacto superior, con la
Formación Capaya, es transicional, puesto en donde las areniscas limpias de
Naricual pasan a las areniscas ftaníticas de Capaya.
En Guárico, la formación es transicional lateralmente hacia el Oeste con la
Formación Quebradón y, hacia el Este, es transicional verticalmente con la
Formación Roblecito, subyacente.
En la localidad tipo, Socas describió dos tipos de contacto para la base de la
formación: 1) transicional con la Formación Areo y 2) discordante erosivo con la
72
Formación Los Jabillos. El contacto superior es de falla, con la Formación
Capiricual sobrecorrida sobre Naricual.
6.11. Fósiles
Liddle mencionó a los macrofósiles Acila, Pecten y Turritella en la base de
Naricual. Los fósiles son muy escasos, con la excepción de impresiones de
plantas. Peirson mencionó a las especies bentónicas Cassidulina,
Psammosiphonella, Textularia, Ammomarginulina, Trochammina, Streblus,
Cyclammina y, probablemente, Milammina fusca.
En Guárico, Peirson reportó a los bentónicos Haplophragmoides, Textularia,
Ammomarginulina, Ammobaculites, Eggerella, Cyclammina, Ammodiscus y los
conjuntos de Streblus catesbyanus var. tepida y Miliammina sp., cf. M. fusca,
además de los planctónicos Globigerina sp. y Globigerinella sp. Evanoff identificó
a Miliammina fusca, Ammobaculites cf. nummus y microgasterópodos. Keller
(Peirson) identificó a Globigerina venezuelana, Robulus sp., cf. R. americanus (en
Naricual basal).
Socas reportó detalladamente sobre los fósiles de Naricual en la localidad tipo:
Planctónicos: Globigerina sp.; Bentónicos: Globobulimina pacifica, Cyclammina
cancellata, Nonionoides grateloupi, Nonionella cf. atlantica y los géneros
Spiroplectammina, Cyclammina, Ammobaculites, Bolivina, Ammodiscus,
Spiroloculina, Elphidium, Trochammina, Miliammina, Bathysiphon. Martinottiella,
Rosalina y Haplophragmoides.
Macrofósiles: Donax (Donax) cf. couvana, Chione (Chamelea) cf. nuciformis,
Mactra (Macromactra) cf. quirosana, Erycina indecisa, Bathyarca cf. charanensis,
Lectopecten cf. cercadica y Lyrotarte cf. paphgia, microgasterópodos y moldes de
ostrácodos.
Palinomorfos: Retitricolporites irregularis, R. amapaensis, R. guianensis, R. cf.
lewisii, R. sp., Psilatricolporites triangularis, Mauritiidites sp., Inaperturopollenites
sp., Tricolporites sp., Tricolpites sp., Microthallitres sp., Zonocostites sp.,
Psilatricolporites pachydermatus, Deltoidospora sp., Botryoccocus sp.,
Bombacacidites cf. bellus, Verrucosisporites sp., Jaundufouria seamrogiformis,
73
Polypodiisporites usmensis, Striatricolporites sp., Monosulcites sp. y esporas de
hongos.
Plantas: Inga sp. y Cassia sp.
Icnofósiles: Thassinoides, Monocraterion, Diplocraterion, Planolites, Skolithos,
Saportia, Cochlichus, Ophiomorfa nodosa y Arenicolites.
6.12. Edad
Peirson concluyó, en base a relaciones estratigráficas con formaciones fosilíferas
adyacentes, que Naricual se situa en el Oligoceno Tardío y Mioceno Temprano.
En Guárico, Peirson ubicó Naricual igualmente en el Oligoceno Tardío-Mioceno
Temprano, basado en sus relaciones estratigráficas con formaciones fosilíferas
equivalentes. Los fósiles identificados por Socas confirmaron esa edad, con
énfasis en el Mioceno Temprano.
6.13. Correlación
Naricual se correlaciona lateralmente con las Formaciones Capiricual, Areo y
Carapita en el Norte de Anzoátegui-Monagas y con la Formación Merecure en las
areas mayores de Anaco y Oficina; en el afloramiento de Guárico, es lateralmente
correlativa (en parte) con las formaciones Quebradón y Roblecito; en el subsuelo,
es equivalente a la parte basal de la Formación Chaguaramas ("Chaguaramas
basal" o intervalo "C-39"; Kiser).
6.14. Paleoambientes
El ambiente sedimentario indicado por Peirson es de una fase regresiva en aguas
dulces a muy salobres, relacionado a un sistema deltaico grande o una región
amplia de tierras bajas pantanosas; este autor enfatizó el significado de la brusca
apariencia de ftanita detrital al terminar la sedimentación de Naricual, y sugirió una
fuente de sedimentos en el Escudo de Guayana para Naricual y una fuente hacia
el norte de terrenos en levantamiento para las unidades ftaníticas sobreyacentes.
74
Sin embargo, en su excelente tesis sobre la Formación Naricual en su localidad
tipo, Socas determinó, a base de estructuras de corriente, megarizaduras,
estratificación cruzada y festoneada, marcas de arrastre y turboglifos, que las
paleocorrientes se orientaban hacia el S 40º E, con la proveniencia de los
sedimentos desde el noroeste. Además, encontró del 1% al 26% de fragmentos de
origen metamórfico, sedimentario e ígneo volcánico, y concluyó que "De acuerdo a
la procedencia detrítica de las areniscas de acuerdo a su ambiente tectónico se
obtuvo que la mayor parte de estas areniscas corresponden al bloque continental
(Escudo de Guayana) y a un orógeno reciclado (Serranía del Interior en
orogénesis); una menor cantidad corresponde al Arco Magmático".
Indicó que los sedimentos de la localidad tipo fueron depositados "..... en el flanco
Norte de la cuenca tipo foreland con la activa orogénesis de la Serranía del
Interior.....", interpretó un ambiente regresivo de talud a plataforma externa en la
base, que varia hacia arriba a marino abierto- marino restringido, lo cual lo
diferencia del Naricual de los campos El Carito, Furrial y otros, depositado en el
flanco Sur de la cuenca, concluyendo que los dos Naricual corresponden a
unidades distintas.
6.15. Propiedades petrofísicas
Según WEC Venezuela56, la formación es una secuencia de arenas y lutitas
intercaladas con capas de carbón, lo que se observa en los perfiles más comunes.
Más difíciles de observar son las arenas con bitumen que se pueden encontrar en
diferentes niveles de los yacimientos. Las facies de mayor producción tienen
porosidades de entre 11 y 15%, permeabilidades entre 40 y 1000 md y saturación
de agua irreducible baja, entre 10 y 15%, tienen un contenido relativamente
pequeño de caolinita y cemento carbonático. Sin embargo, arenas con porosidad
del 7% y volumen de arcilla de hasta 30% son consideradas también como
productoras. Los parámetros de interpretación típicos son: m=n=1.8,
56 WEC Venezuela “Evaluación de Pozos” 1997. Schlumberger
75
Donde:
m = exponente de cementación, adimensional n = exponente de saturación, adimensional La salinidad del agua de formación es de 13000 ppm equivalente NaCl. La
permeabilidad es muy sensible a la porosidad así como a la arcilla, y es difícil de
determinar con precisión. Se utiliza en forma habitual el lodo a base de petróleo.
6.16. Importancia económica
WEC Venezuela57 afirma que la formación contiene enormes reservas de
hidrocarburos en los campos profundos del norte de Anzoátegui-Monagas
(campos El Carito, Furrial, Boquerón y otros). Es también importante productor de
carbón en la localidad tipo y en Guárico. "La Formación Naricual", de 1400 pies de
espesor, y según los resultados de 22 análisis PVT en la zona del petróleo y cinco
en la zona de gas y condensado, así como las medidas de presiones y pruebas
iniciales de producción indican, desde el tope hasta la base, la siguiente
distribución de fluidos: gas, condensado, petróleo volátil, liviano y mediano. En la
siguiente tabla se muestran algunos datos importantes:
Tabla 8. Propiedades de los fluidos de la formación Naricual. (tomado de
WEC Venezuela 1997)
Las reservas estimadas (al 31/12/1996) de petróleo y gas condensado se
muestran en la siguiente tabla:
57 WEC Venezuela “Evaluación de Pozos” 1997. Schlumberger
Datum 14.040 pbnm.Temperatura promedio 280 °FPresión original al datum 11.367 lpcaGravedad del petróleo 20–32 °APIGravedad del gas condensado 33,5–35,5 °API
76
Tabla 9. Reservas estimadas al 31/12/1996 de la formación Naricual (tomado de WEC Venezuela 1997)
Líquidos originales en sitio 1883 MMBNPFactor de recobro* 58 %Reservas remanentes 838 MMBNP
* Entre primario (28%) y secundario (30%).
77
CAPITULO III Metodología Experimental
1. PREPARACIÓN DE MUESTRAS Se realizó inicialmente, una búsqueda de posibles afloramientos del país, de modo
tal, de obtener rocas areniscas de alta permeabilidad de gas (k > 5 md). De esta
manera se realizó inicialmente la toma de muestras en la zona de Camatagua,
Edo. Aragua, correspondiente a la formación Guárico, ya que, según la
información recabada58,59, tanto en la bibliografía, como en las consultas
realizadas a expertos de la Gerencia de Exploración de Intevep, esta formación
cuenta con intercalaciones de lutitas y areniscas.
Fíg. 20. Toma de muestras de roca de superficie de la Formación
Guárico en la zona de Camatagua. (el Autor)
Sin embargo, una vez realizada la toma de muestras y posteriormente el análisis
de las mismas, se determinó que la permeabilidad de estas rocas de afloramiento
es extremadamente baja (k < 1 md), y esto se debe a la meteorización superficial
de la formación. Estas primeras muestras de Camatagua, fueron descartadas para
los efectos de este Trabajo Especial de Grado, por no encontrarse la
permeabilidad sobre el mínimo requerido de 5 md.
58 Comité Interfilial de Estratigrafía y Nomenclatura (1997) “Léxico Estratigráfico Electrónico de Venezuela”. PDVSA – Intevep; http://www.pdv.com/lexico. 59 BELL, J.. “Geología de la Región de Camatagua, Edo. Aragua”, Venezuela 1968. Boletín de Geología. Vol. IX. N° 18. Editorial Sucre. 568 pag.
78
Posteriormente y considerando el efecto de disminución de la permeabilidad por
causa de la meteorización en muestras de afloramiento, se seleccionó la
formación Naricual para la obtención de muestras. La formación Naricual, según la
literatura consultada60 cuenta con permeabilidades entre 40 md y 1000 md y el
acceso a su localidad tipo es relativamente sencillo.
Fíg. 21. Toma de muestras de roca de superficie de la Formación
Naricual en el Edo. Anzoategui. (el Autor)
Una vez seleccionada el área de exploración, se prepara un equipo para realizar
geología de superficie, contentivo de mandarrias, picos, piquetas, cinceles, cinta
métrica, lupa y plantilla de tamaños de arena para campo, sogas e indumentaria
de seguridad personal.
Fíg. 22. Herramientas empleadas para la toma de muestras. (el Autor)
60 Schlumberger “WEC Venezuela 1997 – Evaluación de Pozos” , Venezuela 1997.
79
Al llegar al área, se realizó inicialmente una exploración de la región de interés,
para de esta manera establecer los mejores prospectos de roca a ser tomados
posteriormente. Para esta selección de prospectos se consideró como criterios:
accesibilidad, calidad de la roca (arenas limpias), facilidad para limpiar la zona, de
manera tal que se puedan tomar secciones de roca lo menos meteorizadas
posible.
Fíg. 23. Afloramiento de la formación Naricual en la zona de la mina
homónima. (el Autor) Después de seleccionar los prospectos, se procedió a realizar el corte de las rocas
con el equipo trasladado para tal fin. El tamaño de las rocas tomadas del
afloramiento fue variado, oscilando alrededor de los (50x30x30) cm. Se tomaron 7
secciones de roca, correspondientes a 5 muestras de diferentes lugares del
afloramiento (denotadas más adelante como A, B, C, D y E).
Fíg. 24. a) Toma de una muestra de superficie. b) Afloramiento de la
formación Naricual en la carretera vieja hacia Maturín, Km 52. (el Autor)
a) b)
80
Las muestras de roca obtenidas se trasladaron al Laboratorio de Preparación de
Muestras de Intevep (Núcleoteca). En esta fase de la preparación de las muestras
se cortan bloques de arenisca con dimensiones de (30x15x10) cm tomando como
parámetro determinante, el tamaño de la celda dispuesta para la realización de las
pruebas de Fracturamiento con Gas. Por otro lado, se considera como criterio para
el corte de las rocas, tomar preferiblemente bloques en secciones con la menor
cantidad posible de fracturas naturales.
Fíg. 25. a) Celda de confinamiento para la realización de pruebas con
material explosivo (tomado de INT-9155)61. b) Cara de un bloque de roca de la formación Naricual al ser cortado (el Autor).
Utilizando una máquina para corte de núcleos, se realizó el corte de 10 bloques
con las dimensiones especificadas. Al no ser un equipo diseñado para este fin,
reviste una mayor complejidad la realización de los cortes respectivos, por la
limitación en cuanto a capacidad para grandes dimensiones y manejabilidad de la
roca. Es por esta razón que las muestras no tienen exactamente las dimensiones
esperadas y el necesario paralelismo entre las caras del bloque.
Fíg. 26. Equipo para el corte de bloques de roca. (el Autor)
61 DIAZ, P., y col. “Uso de Materiales Energéticos en Recuperación Mejorada: Experimentos de Laboratorio”. PDVSA Intevep. 2001. INT-9155. Pág. 16.
81
Tras la obtención de los 10 bloques de arenisca se procedió a realizar un orificio
de ½” perpendicular a una de las caras de (10x15) cm, con una profundidad de
25 cm en consonancia con el diseño de la prueba para cada uno de los bloques
(ver Apéndice B). Esto, con la intención de simular un pozo en el cual se colocará
el montaje del material energético para la instrumentación de la prueba.
Fíg. 27. Bloques preparados para ser sometidos a ensayos de
fracturamiento con gas, a) de Arenisca y b) de Plexiglass. (el Autor)
Con la finalidad de poder obtener modelos de visualización directa, para la
utilización de las diferentes configuraciones del material energético, se prepararon
también 10 bloques en material de Plexiglass. De igual manera que en los bloques
de arenisca, se perforaron sendos orificios para la simulación de los pozos a
escala de laboratorio.
2. DETERMINACIÓN DE POROSIDAD Y PERMEABILIDAD Para la determinación de estas propiedades convencionales, es necesario tomar
tapones de las muestras sometidas a estudio. Estos tapones son extraídos de la
roca utilizando una mecha con punta de diamante, cuyo diámetro interno puede
ser de 1” y 1½”. Por lo general la selección del diámetro del tapón se realiza
conforme a las posibilidades y limitaciones de los núcleos tomados en los pozos.
a) b)
82
En la medida de lo posible se recomienda tomar tapones con el mayor diámetro,
por razones de representatividad de la muestra sometida a análisis.
Fíg. 28. Toma de tapones de roca para la realización de análisis
convencionales y ensayos geomecánicos. (el Autor)
Fíg. 29. Tapones tomados para la realización de análisis convencionales
y ensayos geomecánicos. (el Autor)
2.1. Procedimiento para medir la Porosidad
Para la medición de la porosidad existen diferentes métodos, entre ellos el de
medición por medio del CMS-300, el cual es ideal para trabajar con tapones
tomados de núcleos de pozo ya que permite realizar el confinamiento de la
83
muestra desde 800 hasta 10000 lpc. Otro método que se utiliza es el de Pesada,
este método permite obtener el volumen poroso de la muestra aplicando el
principio de Arquímedes. Así se realiza una diferencia de peso entre el volumen
de la muestra seca y el volumen de la muestra 100% saturada, dividida por la
densidad del fluido de referencia. Y otro método utilizado es el de determinación
por medio del Porosímetro de Helio sin confinamiento.
Fíg. 30. Porosímetro de Helio sin confinamiento. (el Autor)
Procedimiento:
1) Se abre la válvula del cilindro de Helio y se coloca una presión de 100 lpc.
2) Se le mide la longitud l y diámetro d a la muestra para calcular el volumen total
de la muestra Vt.
4** 2 ldVt
π=
Ec. 45
3) Se mide el volumen muerto del equipo, esto se hace colocando unos cilindros
de hierro dentro de la celda hasta llegar al tope y posteriormente se cierra e
inyecta Helio. La medida se realiza tres veces para asegurar la repetibilidad en
la medida (Vm).
4) Se procede a medir la muestra, colocando la misma y ocupando el espacio
vacío con los cilindros de hierro hasta llegar al tope de la celda. Se cierra la
celda y se le inyecta Helio, la lectura del equipo se toma (Vl) y se anotan los
84
cilindros que quedaron afuera con su respectivo volumen, el cual corresponde
al volumen total de la muestra dentro de la celda (Vtf). Con estos datos se
calcula el Volumen de Grano:
lmtfg VVVV −+= )( Ec. 46
5) Luego se calcula el Volumen Poroso:
gtp VVV −= Ec. 47
6) Finalmente, se calcula la porosidad:
100*t
p
VV
=φ Ec. 48
2.2. Procedimiento para medir la Permeabilidad
La medición de la permeabilidad se puede obtener también en el equipo CMS-300,
este arroja a la par los resultados de la porosidad, cabe resaltar que el equipo
permite realizar tal confinamiento que se puede simular el cálculo a condiciones de
yacimiento, como se describió en la sección anterior. Otro método es mediante el
Permeámetro de Helio, en este caso, la muestra es sometida a un flujo lineal de
Helio a través de sí con una presión diferencial conocida. Luego, aplicando la Ley
de Darcy con las especificaciones del gas Helio se obtiene la permeabilidad (K).
85
Fíg. 31. Permeámetro de Helio. (el Autor)
Procedimiento:
1) Se abre la válvula del cilindro de Helio y se coloca una presión de 100 lpc.
2) Se le mide la longitud (l) y diámetro (d) a la muestra.
3) Se introduce la muestra dentro de la manga para introducirla en la celda y se
cierra esta última.
4) Se introduce aire entre la manga y la celda a través de una válvula
aproximadamente a 70 lpc. Esto, con la finalidad de crear un confinamiento
sobre la superficie lateral de la muestra y así generar las condiciones de flujo
lineal con el gas Helio a través de sí.
Fíg. 32. Presurización con aire para el medición de permeabilidad del
tapón de roca contenido en el permeámetro de helio. (el Autor)
Muestra
Manga
Celda
Válvula de paso para aire de
confinamiento
86
5) Se abre la válvula de aguja para el paso del Helio a través de la muestra. La
presión con la que entra el Helio debe ser controlada según el rango permitido
por el manómetro y medidor de tasa flujo.
6) Se toman 4 presiones Pi con sus correspondientes caudales Qi, con la
intensión de disminuir la incertidumbre en el cálculo posterior.
7) Utilizando la Ley de Darcy (Ec. 2), con la viscosidad del Helio y los datos de l y
d, se calcula la permeabilidad Ki para cada Pi y Qi.
8) Finalmente, se promedian los Ki para obtener la permeabilidad promedio para
cada muestra.
3. DISTRIBUCIÓN DE TAMAÑO Y DENSIDAD DE GRANO
3.1. Determinación de tamaño de grano
Para realizar este análisis se utiliza el método de tamizado, el cual consiste en
separar los granos que conforman la muestra según el tamaño de apertura de una
malla o tamiz empleado.
Procedimiento:
1) Es necesario que la muestra sea no consolidada, por lo tanto en caso de que la
muestra sea consolidada, esta debe ser previamente triturada en un mortero
de porcelana.
Fíg. 33. Muestras de roca triturada para determinación de la
granulometría de las rocas. (el Autor)
87
2) Primero los tamices (12) son preparados, se pesan vacíos y se ordenan de
mayor abertura a menor abertura (2000, 1400, 1000, 710, 500, 355, 250, 180,
125, 90, 63, 45, < 45 micrones). Luego son separados en dos grupos iguales
de 6 tamices, manera de tener un rango amplio de diámetro promedio de
partícula en la experiencia.
3) Se coloca sobre el equipo tamizador (Fig. 34.b) el primer grupo de tamices con
la bandeja de recolección en la parte inferior del conjunto y se vierte sobre el
tamiz superior (de mayor tamaño de la maya) la muestra previamente pesada.
Se activa el equipo por 15 minutos.
Fíg. 34. a) Balanza para medición de la masa de las muestras trituradas. b) Tamizado de muestras para obtención del tamaño de grano. (el Autor)
4) Seguidamente, se extrae cada tamiz del equipo y se pesa.
5) Se repite el procedimiento con el segundo grupo de tamices vertiendo como
muestra el contenido de la bandeja de recolección restante de la primera
sección de la prueba.
6) El peso de la muestra retenida en cada tamiz se calcula según la ecuación:
vmt PPP −= Ec. 49
88
donde tP es el peso retenido del tamiz (gr), mP es el peso del tamiz con muestra
(g) y vP es el peso del tamiz vacío (grj). Este cálculo se debe realizar para cada
tamiz.
7) El porcentaje en peso total de la muestra retenido en cada tamiz se calcula:
100% ⋅=a
tt P
PP Ec. 50
donde aP es el peso total de la muestra antes de ser tamizada (gr).
8) Una vez realizado los cálculos, se realiza un gráfico del porcentaje de muestra
retenido en cada tamiz en función del tamaño de apertura de cada tamiz en un
gráfico tipo barras de manera de visualizar de forma directa la distribución de
tamaño de grano de la muestra estudiada.
3.2. Determinación de densidad del grano
Para este cálculo se requiere conocer la masa y el volumen (no poroso) de la
muestra, para esto se parte del principio de Arquímedes, el cual establece que
todo cuerpo sumergido experimenta una pérdida de peso igual al peso del
volumen del fluido desplazado.
Procedimiento:
1) Se pesan tres gramos (M) de la muestra sobre papel de filtro (la muestra debe
estar limpia y seca).
2) En un cilindro graduado con rango máximo de 25 cc, se vierten 11 cc (Vo) de
agua destilada.
3) Se agrega la muestra (evitando que existan pérdidas de la misma) en el
cilindro graduado y se toma el volumen final Vf.
4) Se procede a realizar el cálculo del volumen V de la muestra, y posteriormente
de la densidad, así:
of VVV −= Ec. 51
VM
=ρ Ec. 52
89
4. CARACTERIZACIÓN GEOMECÁNICA
4.1. Determinación de UCS
El esfuerzo de compresión sin confinamiento (UCS), se obtiene a partir de
muestras con dimensiones, tal que, su longitud L sea igual a dos veces el diámetro
D. Esta medida se hace necesaria ya que la resistencia en los extremos de la
muestra tiende a equipararse con la resistencia de los cilindros metálicos (que la
comprimen) de la celda. Mientras la muestra es más larga, el comportamiento del
contacto muestra-celda se disipa, dando paso al comportamiento real de la
muestra sola. Según las recomendaciones del Laboratorio de Ensayos
Geomecánicos de Intevep, la relación mencionada anteriormente, es la indicada.
Este ensayo se puede realizar en muestras con diámetro preferible de 1” o 1½”,
también se puede realizar con radio de 2”.
Procedimiento:
1) Con la intención de obtener los resultados más representativos, se seleccionan
las muestras que serán ensayadas.
2) Se enchaquetan las muestras con una manga de teflón termoencogible a una
temperatura aproximada de 200 °C, para evitar que al fracturarse la roca, se
dañe el equipo.
3) Se enciende la celda triaxial MTS-815.
4) Se realiza el montaje de la muestra en la celda.
90
Fíg. 35. Celda triaxial MTS-815 para ensayos geomecánicos. (el Autor)
5) Se introduce como input la data de L y D en el software del equipo para el
cálculo de UCS.
6) Se activa el equipo y se espera hasta que la muestra falle debido al incremento
en la compresión.
7) Una vez fallada la muestra, se desmonta de la celda y se toma la información
obtenida del software para procesarla posteriormente.
4.2. Ensayos de tensión indirecta
El ensayo de tensión indirecta o también llamado de cilindro brasileño, se obtiene
a partir de muestras con dimensiones, tal que, su longitud L sea igual al radio r.
Con el fin de simular un ensayo de tracción o tensión directa, es necesario que las
placas que realizaran la compresión (ver fig. 7), lo hagan uniformemente sobre la
sección lateral, y esta es la razón para que L sea relativamente pequeña, de modo
tal que se asegure el mayor contacto posible. Según las recomendaciones del
Laboratorio de Ensayos Geomecánicos de Intevep, la relación mencionada
anteriormente, es la indicada. Este ensayo se puede realizar en muestras con
diámetro preferible de 1” o 1 ½”, también se puede realizar con radio de 2”.
Sistema Hidráulico
91
Procedimiento:
1) Se realiza la selección de las muestras a ensayar.
2) Se enciende la celda triaxial MTS-810.
3) Se coloca la muestra en la celda, de modo que haga contacto con las placas
superior e inferior.
Fíg. 36. a) Tapones para ensayos de tensión indirecta. b) y c) Celda
triaxial MTS-810 para ensayos geomecánicos. (el Autor)
4) Se introduce como “input” la data de L y D en el software del equipo para el
cálculo de Tensión Indirecta.
5) Se activa el equipo y se espera hasta que la muestra falle debido al incremento
en la compresión.
6) Una vez fallada la muestra, se desmonta de la celda y se toma la información
obtenida del software para procesarla posteriormente.
4.3. Ensayo de resistencia a la compresión triaxial
El esfuerzo de compresión triaxial, se obtiene a partir de muestras con
dimensiones, tal que, su longitud L sea igual a dos veces el diámetro D (al igual
que en el ensayo de para determinación de UCS se justifica la relación en las
dimensiones). Este ensayo se puede realizar en muestras con diámetro preferible
de 1” o 1 ½”, también se puede realizar con radio de 2”. Una vez colocada la
muestra en la celda, es rodeada con un fluido mediante el cual se aplicará
a) b) c)
92
confinamiento en todos los sentidos hasta una determinada presión y luego se
aplica un procedimiento similar al del ensayo UCS.
Procedimiento:
1) Se seleccionan las muestras a ensayar (mínimo 3 para cada caracterización).
2) Se enchaquetan las muestras con una manga de teflón termoencogible con la
finalidad de aislar los poros de la muestra, del fluido confinante.
3) Se monta la muestra en la celda triaxial MTS-815.
4) Se cierra la celda y se ajusta con unos tornillos dispuestos para tal fin.
5) Se procede a llenar la celda con el fluido confinante (aceite).
Fíg. 37. Confinamiento de tapón para la determinación de la resistencia
a la compresión triaxial. (el Autor)
5. ENSAYOS CON MATERIAL ENERGÉTICO Es necesario tener en cuenta que la celda para la realización de las pruebas con
material energético fue previamente diseñada, y fue probada con modelos de
Plexiglass. A partir de este previo diseño, se ha configurado la geometría de las
muestras a evaluar en este trabajo.
La celda está diseñada para aplicar esfuerzos a los bloques mediante placas
internas de acero confinadas con tornillos en los tres planos de carga.
Fluido de compresión
93
Fíg. 38. Direcciones de los esfuerzos en los tres planos de carga en la celda de confinamiento para pruebas con material explosivo.62
Procedimiento:
1) Se realiza una resonancia magnética previa a cada una de los bloques de roca,
a fin de visualizar sus condiciones iniciales. En vista de que la resonancia
magnética captura imágenes en función de los protones de la molécula de
hidrógeno, se satura cada muestra con agua destilada en un horno de vacío.
Fíg. 39. Resonancia magnética lateral de un bloque de arenisca
saturado con agua destilada. (el Autor)
62 DIAZ, P., y col. “Uso de Materiales Energéticos en Recuperación Mejorada: Experimentos de Laboratorio”. PDVSA Intevep. 2001. INT-9155. Pág. 16.
z
x
y
94
Fíg. 40. Equipo para la toma de imágenes por Resonancia Magnética.
(el Autor)
2) Después de tomadas las imágenes de la resonancia magnética, se secan las
muestras en horno de vacío para que no posean fluidos al realizar la
detonación.
3) Se selecciona el material explosivo a partir de la caracterización de las
muestras de roca.
4) Se arma el ensamblaje Blanco – Explosivo, según el diagrama a continuación:
Fíg. 41. Ensamblaje blanco – explosivo para ensayos de fracturamiento con gas. (el Autor)
Mecha Recubierta
Tapón
Medio depropagación de
la onda
Explosivo
95
5) Se introduce la muestra en la celda, confinándola, y se activa el detonante.
6) Se abre la celda con cuidado después de la detonación, y con la intensión de
mantener la cohesión de la muestra, se inyecta una resina epoxica a través del
orificio de la roca. La resina tiene un tiempo de secado de 16 horas a
temperatura ambiente.
7) Se realiza una nueva resonancia magnética para obtener una visualización
final de la muestra y establecer comparaciones con las condiciones iniciales.
8) Para obtener una visualización directa (idealizada) del efecto de las diferentes
concentraciones del material explosivo, se cuenta con 10 modelos en
Plexiglass, los cuales se someterán a detonaciones.
9) Se evalúan los resultados obtenidos e imágenes de resonancia magnética 3D.
Los blancos de prueba, serán sometidos bajo confinamiento en los tres planos de
carga a diversas concentraciones de un material energético con la finalidad de
visualizar la respuesta ante esos estímulos y conocer los limites de aplicabilidad
del mismo. También se realizarán pruebas para conocer la diferencia al activar el
explosivo sumergiéndolo en un líquido respecto de otras en las que no se sumerja.
La condición de la temperatura de la prueba es ambiental, por lo tanto, el material
energético a seleccionar podría ser diferente al que se emplearía en una muestra
sometida a condiciones de yacimiento; esto se debe a la sensibilidad de los
explosivos a dicho parámetro.
El explosivo seleccionado para efectos de esta investigación, posee una
distribución lineal.
6. MEDICIÓN DE LA TEMPERATURA DE IGNICIÓN La prueba para obtener el punto de ignición de un material explosivo permite
conocer su sensibilidad a la temperatura, y de esta manera trabajar con el en
condiciones de estabilidad.
Procedimiento:
96
1) Se toma una muestra (granos) de explosivo en un tubo capilar sellado por uno
de sus extremos.
2) Se introduce el capilar con la muestra en un fusiómetro, el cual consta de: un
recipiente contenedor de un fluido con alto punto de ebullición (en este caso se
usa glicerina - aprox. 290 °C, 550 °F - ), un termómetro con un máximo valor
medible de 250 °C, un termostato y un portacapilares de inmersión en el fluido.
3) Se eleva la temperatura usando el termostato.
4) Se observa hasta obtener la ignición del material y se registra la temperatura.
Fíg. 42. Fusiómetro para medición del punto de ignición del explosivo.
(el Autor)
97
CAPITULO IV Resultados y Análisis
Al realizar la toma de las muestras de superficie de la Formación Naricual, se
cortaron 10 bloques, provenientes de 5 áreas del afloramiento, quedando
numerados según la siguiente tabla:
Tabla 10. Correspondencia de las muestras tomadas en campo con los bloques de arena empleados para el fracturamiento con gas.
De cada una de las muestras, se extrajeron tapones a los cuales, en función de
caracterizar las rocas, se les realizó pruebas de porosidad y permeabilidad,
obteniendo para cada uno de ellos los resultados a continuación:
Tabla 11. Porosidad y permeabilidad de los tapones extraídos para el análisis de las muestras.
La cantidad de tapones extraídos de cada muestra, se tomó según la posibilidad
real para obtenerlos, de acuerdo a la geometría y tamaño de los restos de roca,
Muestra Diámetro (cm) Longitud (cm) Porosidad (%) Kprom (md)A1 3,838 7,62 ---- 109,26A2 3,864 7,62 11,79 22,87B1 3,863 7,543 12,88 23,82B2 3,863 7,527 13,03 27,51B3 3,852 7,545 12,86 28,21B4 3,867 7,62 ---- 13,64B5 3,868 7,583 13,22 20,36C1 3,868 7,62 13,20 11,01C2 3,873 7,592 13,22 7,61D1 3,864 7,609 13,01 24,61D2 3,866 7,496 13,04 22,15D3 3,871 7,62 ---- 16,89D4 3,865 7,582 12,85 18,16D5 3,863 7,528 12,36 17,72E1 3,867 7,62 12,48 14,79E2 3,866 7,612 12,23 15,87E3 3,868 7,554 12,55 11,22E4 3,869 7,62 12,57 13,59
Muestra BloquesA 1,2B 3,4,5C 6D 7,8E 9,10
Correspondencia Muestras - Bloques
98
A los tapones A1, B4 y D3 no fue posible tomarles la medición de la porosidad
debido a que sus longitudes son mayores a la capacidad del porosímetro, sin
embargo al evaluar las porosidades obtenidas de los tapones para cada muestra
(A,B,C,D y E), se puede notar que en los valores la dispersión es mínima.
Por otro lado, la prueba de permeabilidad realizada al tapón A1, reportó un alto
valor, esto se debe a que existe una fractura que lo atraviesa y genera un canal de
alta permeabilidad, el cual altera su permeabilidad real. Este tapón no se
consideró para efectos de cálculo de valores promedio de permeabilidad.
Tabla 12. Valores promedio de la porosidad y permeabilidad de las muestras de roca.
Después de obtener el promedio de la permeabilidad para cada una de las
muestras de roca se realizó la comparación con la Tabla 1, y en vista de que se
encuentra en el rango establecido como de alta permeabilidad al gas (k > 5md), se
continuó el diseño de las pruebas con esta roca.
Al comparar los valores de porosidad y permeabilidad obtenidos en el laboratorio,
con los reportados según la literatura (ver Capitulo II, sección 6.15 Propiedades
petrofísicas), se puede observar que la porosidad se encuentra dentro del rango
definido. Por otro lado, la permeabilidad es menor que la planteada, esto se debe
a que la roca es tomada de la superficie, donde se encuentra expuesta a la
meteorización, lo cual incide directamente sobre la permeabilidad, reduciendola
considerablemente.
A fin de caracterizar la roca según su granulometría, se realizó el tamizado de las
cinco muestras de roca (A, B, C, D y E), obteniendo la distribución de los granos
según su tamaño, tal como se muestra en los gráficos a continuación:
Muestra Kprom (md) Porosidad prom. (%)A 22,87 11,79B 24,97 13,00C 9,31 13,21D 19,91 12,81E 13,87 12,46
99
Fíg. 43. Distribución del tamaño de grano de la muestra de roca A.
Fíg. 44. Distribución del tamaño de grano de la muestra de roca B.
Distribución del Tamaño de Grano de la Muestra A
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
2000 1400 1000 710 500 355 250 180 125 90 63 45 < 45
Micrones
% e
n el
Tam
iz
Distribución del Tamaño de Grano de la Muestra B
0
5
10
15
20
25
30
35
2000 1400 1000 710 500 355 250 180 125 90 63 45 < 45
Micrones
% e
n el
Tam
iz
100
Fíg. 45. Distribución del tamaño de grano de la muestra de roca C.
Fíg. 46. Distribución del tamaño de grano de la muestra de roca D.
Distribución del Tamaño de Grano de la Muestra C
0
5
10
15
20
25
30
2000 1400 1000 710 500 355 250 180 125 90 63 45 < 45
Micrones
% e
n el
Tam
iz
Distribución del Tamaño de Grano de la Muestra D
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
2000 1400 1000 710 500 355 250 180 125 90 63 45 < 45
Micrones
% e
n el
Tam
iz
101
Fíg. 47. Distribución del tamaño de grano de la muestra de roca E.
De las gráficas anteriores, se tomaron los valores que se encuentran enmarcados
en rojo para calcular un promedio ponderado aproximado del tamaño de los
granos de las muestras, obteniendo los siguientes resultados:
Tabla 13. Tamaño de grano de las muestras de roca.
Al comparar el tamaño de los granos obtenidos, con la literatura (ver Tabla 3), se
puede notar que las muestras analizadas de la Formación Naricual se clasifican
como areniscas de grano fino.
También se realizó la medición y cálculo de la densidad de las muestras secas y
se obtuvo los siguientes valores:
Distribución del Tamaño de Grano de la Muestra E
0
5
10
15
20
25
30
2000 1400 1000 710 500 355 250 180 125 90 63 45 < 45
Micrones
% e
n el
Tam
iz
Muestra Tamaño de Grano (micrones)
A 213,52B 189,04C 151,81D 232,40E 180,35
102
Tabla 14. Densidad de las muestras de roca.
Al comparar la tabla anterior con las densidades teóricas para algunas rocas (ver
Tabla 2), se corrobora que las muestras extraídas de la Formación Naricual son
areniscas.
Por otro lado, las muestras de roca fueron caracterizadas por sus propiedades
geomecánicas con la finalidad de aportar datos para la posterior selección del
material energético a ser empleado en las pruebas de fracturamiento con gas.
Tabla 15. Caracterización geomecánica de las muestras de roca.
A pesar de que las muestras de roca fueron tomadas de la misma formación,
existen importantes diferencias entre los valores de las distintas propiedades. Esto
se debe a que la orientación de las muestras tomadas en la superficie no se pudo
realizar de manera controlada, ya que son fragmentos de roca desprendidos de la
formación, por lo tanto, no guardan relación con su orientación original.
Una vez caracterizadas las muestras de roca, se realizó la selección del material
energético a ser utilizado para el fracturamiento. En este sentido, se evaluaron tres
(3) explosivos propelentes A, B, C y un (1) explosivo detonante. Los explosivos
fueron probados en bloques de plexiglass y en roca a fin de escoger uno que
permitiera realizar pruebas controladas. En la siguiente tabla se muestran las
observaciones respecto al uso de los diferentes materiales energéticos:
Muestra Densidad (g/cc)A 2,43B 2,31C 2,31D 2,37E 2,28
MuestraMódulo de Young
E (x10+6 psi)Relación de Poisson V
UCS (psi)
Tensión Indirecta To
Cohesión So (psi)
Ángulo de Fricción, V (°)
A 1,06 0,26 7235 418 ***** *****B 0,66 0,23 7636 206 5076 31C 0,5 0,245 6186 239 ***** *****D 1,39 0,27 7655 518 2523 50E 1,56 0,21 8736 450 ***** *****
103
Tabla 16. Materiales energéticos evaluados.
En la siguiente figura se observan los efectos de los explosivos activados que
fueron descartados:
Fíg. 48. Efectos de explosivos descartados a) Prueba en bloque de plexiglass usando propelente “C”; b) Prueba en bloque de roca con
geometría irregular usando cordón detonante. (el Autor)
Para la evaluación de la técnica se realizó variación en la cantidad de propelente
aplicado, variación en el confinamiento del explosivo, comparación entre la
propagación de la onda de choque en presencia de un fluido y sin él, y se realizó
una prueba para obtener su punto de ignición y degradación en función de la
temperatura. Para estas pruebas se utilizaron bloques de plexiglass y de roca.
a) b)
Explosivo Observaciones
Propelente "A" Las pruebas realizadas con este propelente permitieron controlar laaplicación del mismo, tanto en el Plexiglass como en la roca.
Propelente "B"
Al realizar las pruebas no fue posible realizar su activación mediante la iniciación con mecha recubierta, debido a que su punto de ignición esmuy elevado y debe iniciarse con otros dispositivos más potentes. Fuedescartado.
Propelente "C"Al realizar las pruebas se tuvo como resultado fracturamiento excesivode las muestras, no pudiendo controlar la energía liberada. Por estarazón se descartó el uso del mismo. (Ver fig.48 a)
Cordón Detonante
En vista de que la energía liberada por 0,5 gr del cordón detonantedestruyó el bloque fracturandolo en múltiples fragmentos, se descartósu posterior uso en los bloques regulares de arenisca y plexiglass.(Ver fig.48 b)
104
Algunas pruebas realizadas en los bloques de plexiglass para la selección del
propelente, se muestran en la siguiente tabla:
Tabla 17. Pruebas en bloques de Plexiglass para la selección del propelente.
El comportamiento de las pruebas realizadas con el propelente “C” se muestra en
la siguiente figura:
Fíg. 49. Comportamiento registrado del propelente “C” en bloque de
Plexiglass. (el Autor)
Muestra (sin fluido)
Cantidad de propelente (gr) Observaciones
3,9 ("A") No hubo fractura.
7,8 ("A")
Se generó un sistema radial de 4 fracturas de tope afondo, con el desprendimiento del fondo del bloque. Hubouna posible ruptura previa a la activación del propelentedebido a la presión ejercida en la celda para confinar elbloque.
P2 7,8 ("A")Repetición de la configuración de la prueba en P1. Seobservó el mismo comportamiento para el sistema defracturas obtenido en P1 con 7,8 gr.
P3 7,8 ("C")Se realizó esta prueba para comparar el efecto delpropelente "C" con la prueba en P1 y P2. Se generaronmúltiples fracturas excesivas.
P4 3,9 ("C")Se realizó esta prueba para comparar el efecto delpropelente "C" con la prueba en P1 y P2. Se generaronmúltiples fracturas excesivas.
P5 2 ("C")Se disminuyó la carga respecto de las empleadas en laspruebas anteriores. Se generaron múltiples fracturasexcesivas. Se descarta el propelente "C".
P1
105
El comportamiento descrito en la tabla anterior para las pruebas realizadas con 7,8
gr de propelente “A” se muestra en la figura siguiente:
Fíg. 50. Sistema radial de fracturas de tope a fondo en bloque de Plexiglass con propelente “A”. (el Autor)
El propelente “B” fue empleado en el bloque de plexiglass P3, y a pesar de que se
consumió completamente la mecha, no se activó el propelente. Esto se debió a
que el punto de ignición del propelente B es mucho más elevado que el propelente
A, y la capacidad de la mecha empleada no es suficiente para hacerlo
reaccionar.Al realizar el ensamblaje del explosivo en las muestras, se evaluaron
diferentes tipos de tapones para el confinamiento dentro de la perforación,
obteniendo finalmente el mejor con una mezcla de parafina y arena en
combinación con la presión ejercida en la tapa superior de la celda, la cual hace
contacto directo con la cara superior del bloque, sellando al máximo el orificio.
106
Mecharecubierta
Propelente
Tapón dearena conparafina
Cámarasuperior
Cámarainferior
Fíg. 51. Configuración final del explosivo confinado en los bloques de
prueba. (el Autor)
De igual manera, se realizó el análisis para obtener la mejor ubicación del
propelente dentro de la perforación, al respecto se determinó que el mismo debía
estar aproximadamente en la mitad del espacio vacío, de esa manera, la
distribución de los gases generados sucede lo mas uniforme posible en toda la
extensión perforada, y por ende, se logra una presurización cuasi uniforme en toda
la zona de interés, obteniendo así fracturas de tope a fondo.
Tras descartar los propelentes “B” y “C”, se dio paso a la realización de pruebas
en bloques de arena, las cuales se muestran a continuación:
Tabla 18. Pruebas en bloques de arena.
Muestra(sin fluido)
Cantidad depropelente
"A" (gr)Observaciones
Torque en lasdirecciones x, y, z
(lb.pie)A2 2 No hubo fractura (verificado por Resonancia Magnética). 30,30,30A8 2,5 No hubo fractura (verificado por Resonancia Magnética). 30,30,30A6 3 Se generaron 2 fracturas con áprox. 180° entre sí. 30,30,30
A1 4
Se generaron 2 fracturas con áprox. 180° entre sí, se abrióla roca y se observaron los granos desprendidos ademásde no producirse daño aparente en la superficie de laperforación.
30,30,30
A4 6 Se generó un sistema radial de 4 fracturas. 30,30,30
A5 8 Se generó un sistema radial de 4 fracturas principales yotras menores derivadas. 30,30,30
A9 10Se generó un sistema radial de 4 fracturas principales yotras derivadas desordenadas, también se generó unafractura transversal.
30,30,30
107
A continuación se muestran los resultados obtenidos mediante visualización en
resonancia magnética y directa:
Fíg. 52. Visualización por resonancia magnética de la muestra de roca
A2 después de activar 2 gr de propelente “A”. (el Autor)
Fíg. 53. Visualización por resonancia magnética de la muestra de roca
A8 después de activar 2.5 gr de propelente “A”. (el Autor)
108
Fíg. 54. Visualización por resonancia magnética de la muestra de roca
A6 después de activar 3 gr de propelente “A”. (el Autor)
Fíg. 55. Visualización directa de la muestra de roca A1 después de activar 4 gr de propelente “A”. (el Autor)
Granos desprendidos
Antes
Después
109
Fíg. 56. Visualización por resonancia magnética de la muestra de roca A4 después de activar 6 gr de propelente “A”. (el Autor)
Fíg. 57. Visualización por resonancia magnética de la muestra de roca
A5 después de activar 8 gr de propelente “A”. (el Autor)
Antes
Después
A n te s
D e s p u é s
110
Fíg. 58. Visualización por resonancia magnética de la muestra de roca A9 después de activar 10 gr de propelente “A”. (el Autor)
Luego, de variar la cantidad de propelente “A”, se obtuvo para el fracturamiento de
este grupo de muestras un mínimo de 3 gr, y a pesar de no haber obtenido un
deterioro significativo de la roca, se pudo observar mediante la resonancia
magnética que al usar 10 gr de propelente, existe mayor dispersión de la energía
debido al incremento en la cantidad de fracturas creadas. También se corroboró
con la apertura del bloque de arena A1, que al efectuarse la activación del
explosivo en la roca, se desprenden partículas de su matriz, quedando las mismas
atrapadas dentro de la fractura y evitando que sus caras vuelvan a su posición
inicial, fungiendo como apuntalante natural. En general, la cantidad de fracturas
generadas en los blancos de prueba depende de la cantidad de explosivo
colocado, logrando obtener para los bloques de roca sin fluido en la perforación un
mínimo de dos fracturas en la muestra A6, y un sistema de cuatro fracturas
principales con otras derivadas de estas, además de una fractura transversal en la
muestra A9.
Antes
Después
111
Por otro lado, la propagación de la energía liberada tiene mayor efecto en la
muestra cuando el explosivo se encuentra inmerso en el líquido que en el aire,
esto se debe a que la conductividad de los líquidos es mayor que la de los gases
por cuanto la estructura molecular se encuentra más unida en los primeros que en
los segundos. Además, el líquido en este tipo de fracturamiento actúa como frente
cuasi incompresible de la onda de choque del explosivo y de esta manera la
propagación a través del material es mayor. En este sentido, se realizaron pruebas
en blancos de prueba de plexiglass y roca.
Fíg. 59. Bloques de plexiglass sometidos a la acción de un propelente
sin/con inmersión en líquido para una misma carga de material energético. (el Autor)
El bloque de plexiglass P7 fue activado con 3,9 gr de propelente “A” y no se
produjeron fracturas, mientras que al llenar con agua la perforación, para la misma
configuración y cantidad de propelente en el bloque P6, se generaron 2 fracturas
con aproximadamente 180° entre sí.
Los bloques de roca A7 y A8, provienen de la misma muestra tomada en
superficie, por lo tanto sus propiedades características son muy similares según se
muestra en la siguiente tabla:
112
Tabla 19. Características de los bloques de roca A7 y A8 de la muestra de superficie D.
Estos bloques al provenir de la misma muestra de superficie, se escogieron con el
fin de realizar la prueba para observar la diferencia al emplear el propelente
inmerso en líquido y sin él. Para esta prueba se empleo la formulación
ULTRAMIX® debido a que esta es usada actualmente como fluido de limpieza
previo al fracturamiento hidráulico. En la roca A7 se agregó ULTRAMIX® a la
perforación para 2,5 gr de propelente “A” y se generaron 2 fracturas con
aproximadamente 180° entre sí. En la roca A8 no se añadió fluido y no ocurrió
fracturamiento.
En la siguiente figura se puede observar la resonancia magnética de las rocas
después de activar el propelente:
Fíg. 60. Bloques de arenisca sometidos a la acción de un propelente con/sin inmersión en líquido para una misma carga de material
energético. (el Autor)
Kprom (md)Porosidad prom (%)
Densidad (gr/cc)
Tamaño de Grano
Módulo de Young E
Relación de Poisson V
UCS (psi)
Tensión Indirecta To
Cohesión So (psi)
Ángulo de Fricción, V
19,91 12,81 2,37 254 1,39 0,27 7655 518 2523 50
2 Fracturas
113
Después de observar las fracturas, no es posible establecer una relación directa
entre los espesores de las mismas y la cantidad de propelente colocado.
Resultado que se debe fundamentalmente a que las muestras de superficie no
poseen una orientación definida, por consiguiente sus propiedades geomecánicas
varían entre una muestra y otra, a pesar de provenir de la misma formación
geológica y estar geográficamente con una cercanía relativa.
Finalmente, se realizó una prueba para conocer la temperatura de ignición y
degradación del propelente “A”, con el fin de conocer la sensibilidad del explosivo
respecto a las condiciones de temperatura de yacimiento.
Al elevar la temperatura de la glicerina contenida en el fusiómetro, se comenzó a
degradar el explosivo sumergido a partir de 185 °C (365 °F), notándose un cambio
físico en su coloración, pasando de negro a rojizo y desprendiéndose gases.
Seguidamente, se continuó incrementando la temperatura del equipo. El máximo
valor que mide el termómetro empleado es 250 °C (482 °F), y el punto de ignición
no se pudo cuantificar debido a que es superior a este.
Considerando que los yacimientos venezolanos no alcanzan los 350 ºF, es posible
realizar pruebas con este tipo de material energético reproduciendo las
condiciones de temperatura sin peligro de que el explosivo se active
involuntariamente por la influencia de este parámetro.
114
CONCLUSIONES
• No es posible establecer una ventana de aplicación de las ecuaciones definidas
en los modelos geométricos de fracturamiento PKN y KGD utilizados para
modelar el fracturamiento hidráulico de manera análoga para el fracturamiento
con gas. Esto se debe a que los modelos mencionados son aplicables para
profundidades de fractura mucho más grandes que su espesor, mientras que,
en el fracturamiento con gas la relación entre la profundidad y el espesor de la
fractura es mucho menor.
• El fracturamiento hidráulico siempre genera dos fracturas opuestas (apróx. 180º
entre sí) según la dirección preferencial relativa a los esfuerzos “in situ”. En el
fracturamiento con gas se genera un sistema radial de fracturas alrededor del
pozo debido a la velocidad de liberación de energía durante la explosión, lo cual
permite el drenaje de los fluidos del yacimiento a través de un mayor número de
canales de alta permeabilidad en diferentes direcciones.
• Se corroboró mediante la caracterización en torno a la porosidad, permeabilidad
y granulometría, que las muestras de roca tomadas en superficie son areniscas
de grano fino de alta permeabilidad al gas.
• Se determinó que para este tipo de estimulación, el explosivo que mejor se
ajusta a las necesidades de la fractura es el de tipo propelente.
• La caracterización basada en análisis convencionales y ensayos geomecánicos
de la roca es necesaria para realizar una adecuada selección y configuración
del material propelente a emplear.
• Es necesario que haya buen confinamiento para aprovechar al máximo la
energía generada por el propelente con la menor pérdida posible.
• Se comprobó en bloques de plexiglass y de arenisca, que el uso de propelente
inmerso en un fluido para fracturamiento con gas, permite que la propagación
de la onda de choque sea mayor a través del medio, logrando mayor
profundidad de la fractura.
115
• Las fracturas generadas se propagan en un sistema radial a partir de la
perforación, a lo largo de su extensión y hacia afuera.
• La Resonancia Magnética es una herramienta que permite obtener
visualizaciones con una buena resolución para este tipo de pruebas.
• Se corroboró el desprendimiento de partículas que impiden que las caras de la
fractura se cierren, lo cual permite plantear la posibilidad de no insertar agente
apuntalante para mantener la apertura de la fractura.
• No se debe usar cordón detonante para este tipo de pruebas debido a que su
alto poder destruye la roca, fragmentándola en múltiples pedazos.
• Se obtuvo que para las muestras de roca sin fluido en la perforación, la
generación de fracturas se inicia a partir de 3 gr de propelente “A”, y a pesar de
que no se alcanzó un máximo en el cual la roca se deteriorara, para 10 gr de
propelente las fracturas se crean de manera desordenada.
• No es posible establecer una relación directa entre el espesor de las fracturas y
la cantidad de propelente activado, ya que los espesores resultaron variables
debido a que las propiedades geomecánicas de las muestras varían entre una y
otra por no tener una orientación definida al tomarlas en la superficie.
• El propelente tipo “A” permitió realizar pruebas controladas, además tiene un
alto punto de ignición sobre los 250 °C (482 °F), lo cual permite que se evalúe
en condiciones de temperatura de yacimiento sin peligro de auto ignición.
116
RECOMENDACIONES
• Realizar un estudio profundo acerca del desarrollo de ecuaciones que permitan
establecer un modelo de simulación con miras a la creación de un software
propio.
• Asegurar la reproducibilidad de la formulación del propelente con la finalidad de
garantizar la repetibilidad y éxito de las pruebas.
• Realizar el escalamiento de las muestras empleadas y los resultados obtenidos,
de condiciones de laboratorio a las de yacimiento.
• Se debe caracterizar la roca de interés, obteniendo la mayor información
posible para lograr una buena selección y configuración del propelente.
• Al realizar pruebas con muestras de roca es necesario obtener su orientación
bien sea por métodos de campo o por la técnica de Paleomágnetismo, con la
finalidad de extraer la mayor información posible al comparar los resultados
entre diferentes muestras.
• Diseñar una herramienta que permita el encapsulamiento adecuado para la
aplicación del Fracturamiento con Gas.
• Realizar pruebas al propelente a condiciones de yacimiento en el pozo
experimental (CEPRO), y obtener información sobre las presiones generadas.
• Diseñar una prueba que permita cuantificar la variación en la permeabilidad
efectiva de la roca al realizar la estimulación mediante el Fracturamiento con
Gas.
• Realizar pruebas en las cuales se evalúe el propelente de acuerdo a su
sensibilidad a la presión externa y evaluar la sensibilidad ante la combinación
de los parámetros presión y temperatura bajo condiciones extremas, según la
información disponible de los yacimientos venezolanos.
117
BIBLIOGRAFÍA
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118
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119
DIAZ, P., y col. “Uso de Materiales Energéticos en Recuperación Mejorada: Pruebas Preliminares-”. PDVSA Intevep. 2001. INT-8723. DIAZ, P., y col. “Uso de Materiales Energéticos en Recuperación Mejorada: Experimentos de Laboratorio”. PDVSA Intevep. 2001. INT-9155. GRUNDMANN, Steven R. “Method of Stimulation of a Subterranean Formation” 1994. US Patent 5,346,015. BROWNING J. “Method of Gaseous Detonation Fracturing of Wells” 1982. US Patent 4,360,062. FIELD H. “Explosive Well Stimulation Method” 1976. US Patent 3,999,609. SLAWINSKI F., FRANK E., WILLIAM L. “Well Stimulation Process and Low Velocity Explosive Formulation” 1988. US Patent 4,764,231. MOHAUPT, H. H. “Oil Well Stimulation Apparatus” 1977. US Patent 4,064,935 TROST, S. “Tool and Process for Stimulating a Subterranean Formation” 1989. US Patent 4,798244. STOWE, L. y JOHNSON, W. “Controlled Pulse Fracturing” 1985. US Patent 4,548,252. Schlumberger “WEC Venezuela 1997 – Evaluación de Pozos” , Venezuela 1997. Comité Interfilial de Estratigrafía y Nomenclatura (CIEN) “Léxico Estratigráfico Electrónico de Venezuela”. PDVSA – Intevep 2005; http://www.pdv.com/lexico. M. CROTTI. “Un Análisis Especial de la Ley de Darcy” 2001. http://www.inlab.com.ar/Darcy_1.htm http://www.thegasgun.com/technology.htm http://www.logwell.com/tech/shot/propellant_shot.html http://www.ing.ucv.ve/yacimientos/
120
APÉNDICES
APÉNDICE A
Tabla A.1. Factores de pseudodaño por completación parcial y desvío
de pozos.63 63 MICHAEL ECONOMIDES, KENNETH G. NOLTE. “Reservoir Stimulation” Tercera edición. Editorial Wiley & Sons, Ltd. 2000. Pág. 1-14.
121
Tabla A.1.(Cont.). Factores de pseudodaño por completación parcial y
desvío de pozos.64
Tabla A.2 Dependencia de θα con ángulo de fase del cañoneo.64
64 MICHAEL ECONOMIDES, KENNETH G. NOLTE. “Reservoir Stimulation” Tercera edición. Editorial Wiley & Sons, Ltd. 2000. Pág. 1-15.
122
Tabla A.3 Correlación de coeficientes para efecto superficial vertical.65
65 MICHAEL ECONOMIDES, KENNETH G. NOLTE. “Reservoir Stimulation” Tercera edición. Editorial Wiley & Sons, Ltd. 2000. Pág. 1-15.
123
APÉNDICE B
Fig. B.1. Diseño del orificio para la inserción del material energético dentro de las muestras a evaluar. (el Autor)
Fig. B.2. Perforación del orificio en las muestras de roca para la
inserción del material energético. (el Autor)
25cm
30cm
Vista en 3D
10cm
15cm
Orificio ubicado
Vista de planta
1/2”
124
APÉNDICE C
Fig. C.1. Afloramiento de areniscas con estratificación cruzada en la base erosiva de la Formación Naricual, en la mina homónima, distrito
Bolívar, edo. Anzoateguí.66
Fig. C.2. Afloramiento de areniscas de la Formación Naricual en la
carretera vieja hacia Maturín, Km.52, distrito Bolívar, edo. Anzoategui. (el Autor)
66 “Código Estratigráfico de las Cuencas Petroleras de Venezuela”. Documento editado por el Comité Interfilial de Estratigrafía y Nomenclatura (CIEN). PDVSA, S.A. 2005. http://www.pdv.com/lexico/lexicoh.htm