Simulación de fractura en pozo de la selva peruana

• Autor: Siu Melgarejo, Anthony
• Formato: tesis de grado
• Fecha de Publicación: 2012
• Institución: Universidad Nacional de Ingeniería
• Repositorio: UNI-Tesis
• Lenguaje: español
• OAI Identifier: oai:cybertesis.uni.edu.pe:20.500.14076/1543
• Enlace del recurso: http://hdl.handle.net/20.500.14076/1543
• Nivel de acceso: acceso abierto
• Materia: Permeabilidad; Pozos petroleros; Fracturamiento hidraúlico

El fracturamiento hidráulico de reservorios de alta permeabilidad, como los de la selva peruana, es una técnica aplicada para mejorar la productividad del pozo a través de la creación de un conducto que atraviesa la zona dañada cerca del pozo. El grado y extensión del daño cerca del pozo, así como los parámetros de la fractura hidráulica son variados. En formaciones de alta permeabilidad, mover el fluido a través de la roca a la fractura es fácil. Lo más difícil, es la creación de una fractura cuya conductividad sea mayor a la transmisibilidad del espacio poral, especialmente en la vecindad de pozo. En esta tesis se proponen los pozos candidatos para realizar el tratamiento de fracturamiento hidráulico, con una longitud de fractura relativamente corta y un mayor ancho de fractura para formaciones de alta permeabilidad. La técnica recomendada a usar es el Tip Screen Out para reservorios de alta permeabilidad como los de la selva peruana cuyas permeabilidades en algunas formaciones son altas. Se hace énfasis en el pozo H-04 (el mejor candidato), con el fin de simular la fractura, las presiones fondo y neta; asimismo, mostrar los resultados del análisis nodal y deliverabilidad del pozo para 3 casos (Vivian, Chonta inicial y Chonta fracturado), con la ayuda del simulador Prosper. El caso inicial muestra el comportamiento actual del pozo en la formación Vivian. El segundo caso, cuando el pozo produce solo Chonta, y el tercer caso cuando se ha realizado un trabajo de fracturamiento hidráulico en Chonta. La mecánica de rocas se correlaciono con pozos vecinos. Los parámetros del reservorio, fluidos se obtuvieron del legajo del pozo. En la simulación se trató de generar una longitud relativamente corta con el fin de profundizar la fractura y mitigar el daño. La altura de fractura se consideró como un parámetro secundario, se tomó en consideración generar una mayor altura de fractura para que cubra la mayor altura de arena neta. Debido a las grandes profundidades de los pozos de la selva peruana, se espera tener presiones de trabajo en las bombas relativamente altas, situación que ocasionaría que las bombas paren o se malogren. Esto fue tomado en cuenta para el diseño del fracturamiento, presiones de trabajo y número de bombas. De otro lado, para el diseño de fractura se usó un propante de bajo costo pero con un relativo gran esfuerzo de cierre para evitar que se rompa o triture, generados por la columna litostática. Y con respecto al fluido de fractura, un fluido que soporte altas temperaturas de fondo como 260° F a más. Los resultados del análisis nodal de la producción estimada obtenida del match de curvas (IPR y VLP) del caso después de fracturar, usando el simulador Prosper, fueron tomaron como base para la planilla de pronóstico de producción del pozo y para el análisis económico del proyecto. Se tuvo que contar con la información de reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas de los siguientes 3 años de la formación Vivian y Chonta con el fin estimar el potencial mensual de producción, en el escenario de que no se hiciera el tratamiento de fractura y el caso contrario, cuando se realizó el fracturamiento. La diferencia entre la producción mensual de chonta fracturada y la producción de chonta sin fractura produciendo con Vivian, viene a ser el incremental de producción (petróleo y agua). Se estimaron los costos del proyecto, los cuales son similares a otros proyectos de gran envergadura que incluyen los costos de equipos de bombeo, materiales de fractura, equipo de “”workover”, registros etc. los cuales fueron categorizados en costos tangibles e intangibles. Se hizo una evaluación económica del proyecto que incluye el cálculo de los flujos de caja manteniendo el precio del crudo invariable a 70 US$/bbl. Se tomó en consideración el costo de reinyección del agua producida a 0.124 $/bbl de agua producida. Los valores de la producción incremental de agua y petróleo se usaron en la planilla de análisis económico para obtener los indicadores económicos VAN, TIR, PAYOUT y la relación costo- beneficio. Debido a la incertidumbre de los costos totales y con la finalidad de conocer los escenarios posibles respecto a las variables más sensibles al proyecto de fracturamiento hidráulico (la inversión, precio del crudo, costos operativos, reservas e inversión), se creó un diagrama spider para sensibilizar dichas variables al cambio del Valor Actual Neto (VAN). Finalmente, se realizó un análisis de riesgo probabilístico, para lo cual se utilizó la técnica de Simulación Montecarlo. Se realizaron 10000 corridas para encontrar los rangos de variación del VAN, TIR y PAYOUT, así como las cifras más confiables, que no solo refrendaron el flujo de caja determinístico, sino también, comprobaron la rentabilidad de la tecnología y su aplicación en el pozo H-04.