Trabajo Especial de Grado Estudio de la Factibilidad Técnica de Fracturamiento Hidráulico en arenas altamente compactadas de los pozos P1- 01, P1-02, y P1-03 del Campo de Gas Yucal-Placer, Edo. Guárico-Venezuela Tutor Académico: Prof. Luis N. Bueno Tutores Industriales: Dr. Thierry Forsans Ing. Jean-Yves Bellanger

Contenido 1. Objetivos 2. Descripción del campo 3. Marco Teórico 4. Metodología y Análisis de Resultados por Pozo 1. Objetivos 2. Descripción del campo 3. Marco Teórico 5. Conclusiones 6. Recomendaciones

Contenido 1. Objetivos 2. Descripción del campo 3. Marco Teórico 4. Metodología y Análisis de Resultados por Pozo 1. Objetivos 2. Descripción del campo 3. Marco Teórico 5. Conclusiones 6. Recomendaciones

Objetivos Específicos Estudiar la factibilidad técnica de un fracturamiento hidráulico en los pozos P1-01, P1-02 y P1-03 en  los niveles de las arenas M-7 y M-8 de la primera fase de desarrollo del Campo de Gas Yucal-Placer Objetivo General Permitir una mejor comprensión del comportamiento mecánico de la formación en estas arenas. Establecer a partir de los resultados obtenidos de los registros convencionales y de imagen en estos pozos los criterios para la realización del trabajo de fracturamiento aplicable para todo el campo. Permitir aplicar una metodología de fracturamiento para el desarrollo del campo Objetivos Específicos

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2. Descripción del campo Area Yucal Placer N Estado Guárico Brasil Mar Caribe Colombia Océano Atlántico Faja Petrolífera CUENCA ORIENTAL DE VENEZUELA Estado Guárico Faja Petrolífera CUENCA ORIENTAL DE VENEZUELA Area Yucal Placer

2. Descripción del campo N YUCAL PLACER NORTE YUCAL PLACER SUR Área: 1811 Km2 (447 MIL ACRES) POZO ARENA FECHA RED PRESION DE TASA (“) CABEZAL (LPC) MMPCGD PLACER-1 L-4 OCT-47 3/8” 3315 9.8 Descubrimiento: PLACER-1 (1947) YUCAL-1 (1957) YUCAL-1 L-7 FEB-58 1/2” 1250 7.2 5 Kms N Pozos: 37 YUCAL PLACER SUR YUCAL PLACER NORTE M LEYENDA Abandonado con Indicaciones gas Abandonado seco Productor de Gas Abandonado por Fallas mecánicos M YUC-1A PLA-1

Columna Litoestratigráfica 2. Descripción del campo Columna Litoestratigráfica EDAD FORMACIÓN LITOLOGÍA DESCRIPCIÓN Areniscas Fluviales Ciclo regresivo con lutitas marinas en la base gradan a areniscas litorales. Parte Espesa secuencia de lutitas marinas con areniscas turbidíticas en su parte media y areniscas de plataforma en su parte inferior. Lutitas y areniscas interestratificadas. Areniscas superiores marinas de plataforma. Calizas delgadas, areniscas y ftanitas. Calizas Fosilíferas. Areniscas y Lutitas Pleistoceno Plioceno Mioce o Superior Mioceno Inferior Medio Eoceno Paleoceno Cretáceo O l i g c e n Aluvión Chaguaramas 1969 - 4593 pies Roblecito 3281 4921 pies La Pascua 3228 4625 pies Tigre 250 m. La Cruz Gu avinita Canoa Infante superior y media erosionadas Profundidad de los yacimientos: entre 4000 y 11000 pies. Presión: 3200-4100 lpc Temperatura: 310-400°F. El gas está compuesto básicamente por metano

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3.2 ¿Para qué el Fracturamiento ? 3. Marco Teórico 3.1 ¿ Qué es el Fracturamiento ? Fracturamiento hidráulico es el proceso de inyectar fluido en un pozo para crear esfuerzos tensionales en una formación expuesta a la presión del fluido de fracturamiento, de tal manera que los esfuerzos locales creados excedan la resistencia a la tensión de la roca. 3.2 ¿Para qué el Fracturamiento ? Mejorar la Producción Desarrollar Reservas Adicionales Extender la Vida Productiva Superar Daño a la Formación

3. Marco Teórico 3.3 Parámetros Principales Considerados para la selección de un Pozo Candidato a Fracturamiento Hidráulico Permeabilidad de la formación Presión de yacimiento Factor de daño Reservas de petróleo o de gas Condición mecánica del pozo 3.4 Adquisición de Datos en el Campo para el Diseño de Fracturamiento Hidráulico Registro de temperatura base: con el pozo cerrado, antes del minifrac. Minifrac Prueba de tasa variable

3. Marco Teórico 3.5 Parámetros Tridimensionales de Fractura Espesor del yacimiento Presión de Formación Módulo de Young Permeabilidad de la capa 3.6 Factores Limitantes en el Fracturamiento Hidráulico Tortuosidad cerca del pozo, que limita la colocación adecuada del agente de soporte La reología y la tasa de inyección

3. Marco Teórico 3.7 Mini-Frac Realizado con un volumen pequeño, anterior a la fractura principal Se usa para calcular el esfuerzo mínimo Determinar la presión de inicio de fractura Medir las presiones mientras se cierra la fractura Analizar la declinación por medio de programas computarizados Determinar la Tortuosidad y Restricciones de la Completación Determinar la Eficiencia del Fluido Estimar la Altura de la Fractura Diseñar el Fracturamiento

3. Marco Teórico 3.8 Programa General de Fracturamiento Hidráulico Evaluación Pre-Frac, diseño del minifrac Minifrac y análisis Perfil Temperatura, diseño del tratamiento principal Fracturamiento Retorno de Fluido y Producción Evaluación Post-Frac Inicio de la Fractura Propagación de la Fractura Empaquetamiento con agente de soporte 3.9 Etapas de una Fractura Hidráulica

3. Marco Teórico 3.10 Fluido de Fracturamiento Hidráulico Los fluidos de fracturamiento originan la fractura y transportan los agentes de soporte a través de la longitud de la fractura. Características Viscosidad (Reología). Compatibilidad con la formación y sus fluidos. Eficiencia. Fácil remoción postfractura. Económicos y prácticos. Base Acuosa o Aceite.

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4. Metodología y Análisis de Resultados por Pozo Pozo P1-01 - Yacimiento M-8 Inf. Arquitectura del Pozo Pozo Vertical Lodo Invertido 12.4 ppg, 74/26 Temperatura: 390°F Completado con una sarta de producción de 4 1/2 ”. La metalurgia es 13% de cromo

4. Metodología y Análisis de Resultados por Pozo Pozo P1-01 - Yacimiento M-8 Inf. Determinación de las propiedades de la arena Registro Compuesto Intervalo de interés: 9072 – 9077 pies Porosidad: 3 – 5% Temperatura esperada: 390°F Registro MDT La presión indicada por el MDT: 4.785 lpc Registro de UBI No existen fracturas naturales evidentes frente al intervalo cañoneado (9072 – 9077 pies)

4. Metodología y Análisis de Resultados por Pozo Pozo P1-01 - Yacimiento M-8 Inf. Registro DSI Los resultados del registro DSI se procesaron y fueron combinados para medir la anisotropía, identificar fracturas abiertas, medir las propiedades de la roca y estimar la dirección de los esfuerzos, aproximar los esfuerzos calculados

4. Metodología y Análisis de Resultados por Pozo Equipos de Fracturamiento Hidráulico

Comportamiento de la Presión en el Minifrac 4. Metodología y Análisis de Resultados por Pozo Pozo P1-01 - Yacimiento M-8 Inf. Comportamiento de la Presión en el Minifrac Presión inicial de Fractura: 8.050 lpc Gradiente de Fractura: 0,89 lpc/pie Presión de Cierre: 8.900 lpc Eficiencia del Fluido: 20% (Sólo salmuera y gel lineal) Fricción: 3.338 lpc @ 16,5 bpm (Tortuosidad: alta) 1 2 5 Presión 3 4 8 1- Presión inicial de fractura 2- Propagación 3- Presión instantánea de cierre 4- Presión de cierre (“fall off”) 5- Reapertura 6- Presión de Cierre (Flujo de retorno) 6 Tasa de Inyección Presión de Fondo del Hoyo Tasa de Inyección Primea Inyección Segunda Inyección Cycle Cierre Flujo de Retorno

Comportamiento de los Parámetros durante el Tratamiento Principal 4. Metodología y Análisis de Resultados por Pozo Pozo P1-01 Comportamiento de los Parámetros durante el Tratamiento Principal

4. Metodología y Análisis de Resultados por Pozo Pozo P1-01 - Yacimiento M-8 Inf. 30,000 lbs de bauxita en la formación sobre 48,000 lbs bombeadas (Fracturas Naturales ?) Presión máxima durante fractura 8100 lpc, 11500 lpc durante minifrac sobre 13000 lpc máx (tubing 8000lpc, anular 5000 lpc) Alta cantidades de H2S (1200 ppm) y CO2 (>25%) incompatible con metalurgia 13% Cr Prueba parada inmediatamente (Imposible medir flujo en el nivel M-8 inf) y aislamiento de la zona. Cancelación otros trabajos de fracturamiento Penetración de la Fractura (pies) 50 100 150 200 115.36 min MD (Pies) 9100 9150 9200 Esfuerzo (lpc) 8000 9000 10000 11000 12000 Arcilla 0.000 1578.336 3156.673 4735.009 6313.346 7891.682 9470.019 Arena 9050 Conductividad mD-pies Resultados de Simulación: La fractura se extendió de 9040 pies a 9220 pies. Longitud de la fractura 80 pies La conductibilidad de la fractura en el yacimiento era de 6000 mD.pies

4. Metodología y Análisis de Resultados por Pozo Pozo P1-02 - Yacimiento M-8 Sup. Determinación de las propiedades de la arena Registro Compuesto Intervalo de interés: 8.840 – 8.850 pies Porosidad: 3-9% Presión: 4.300 – 4.600 lpc Temperatura del yacimiento se espera que esté alrededor 365 °F Registro MDT La presión indicada por el MDT era la presión de la columna hidrostática. Registro DSI No se corrió ningún registro DSI en este pozo, en virtud de que el pozo es muy semejante al pozo P1-01. Registro de UBI Indicó que los resultados de la arena M-8 en esta sección del pozo P1-02 son muy semejantes a los que se observaron en el pozo P1-01 en M-8 Inf

4. Metodología y Análisis de Resultados por Pozo Pozo P1-02 - Yacimiento M-8 Sup. Prueba del Minifrac La prueba del minifrac se realizó a través de una sarta de fractura 4-1/2" New VAM, se obtuvieron los siguientes resultados durante el minifrac: Presión inicial de fractura : 4.600 lpc (8.990 lpc en el fondo del hoyo) Gradiente de Fractura: 1,02 lpc/pie Eficiencia del Fluido: 40-60% Presión de Cierre: 8.400 lpc Fricción: 1.700 lpc @15 bpm

4. Metodología y Análisis de Resultados por Pozo Pozo P1-02 - Yacimiento M-8 Sup. Tratamiento Principal

4. Metodología y Análisis de Resultados por Pozo Pozo P1-02 - Yacimiento M-8 Sup. Longitud: 400 pies, según el modelo, la fractura se propagó de 8780 a 8920 pies Se abrió el pozo al separador de prueba. 400 bbl de fluido de fracturar retornaron por aproximadamente 12 horas El análisis indicó una permeabilidad promedio de 0.008 mD, además de midieron niveles de CO2 de hasta 36% y H2S hasta 120ppm. Tasa de flujo no pudo ser medida (flujo discontinuo de gas) Aislamiento de la zona

4. Metodología y Análisis de Resultados por Pozo Pozo P1-02 - Yacimiento M-7 Registro de UBI Determinación de las propiedades de la arena Registro Compuesto Intervalo de interés: 8.623 – 8.633 pies Porosidad: 3-4% Presión: 4.300 – 4.600 lpc Temperatura del yacimiento se espera que esté alrededor 365 °F

4. Metodología y Análisis de Resultados por Pozo Pozo P1-02 - Yacimiento M-7 Presión inicial de fractura: 7.804 lpc @ WHP o 12.000 lpc @ BHP. Gradiente de fractura: 1,4 lpc/pie Presión promedio de propagación: 9.200 lpc @ 17,2 bpm. Esto es equivalente a un BHP calculado de 1,35 lpc/pie Presión instantánea de cierre: 6.850 lpc. Equivalente a un BHP calculado de 10.650 lpc de 1,23 lpc/pie Fricción cerca del “wellbore”: 970 lpc @ 17 bpm. Presión de cierre: 8.800 lpc, equivalente a 1.05 lpc/pie. Resultados Minifrac

4. Metodología y Análisis de Resultados por Pozo Pozo P1-02 - Yacimiento M-7 Arenamiento Arenamiento prematuro (1200 lbs en la formación por 6,200 lbs bombeadas), probablemente debido a la presencia de fracturas naturales No indicación de gas K < 0.02 mD

Arquitectura del Pozo – Estado Mecánico 4. Metodología y Análisis de Resultados por Pozo Pozo P1-03 - Yacimiento M-8 Descripción del Yacimiento : Intervalo de interés: 8.840 - 8850 pies Porosidad por registros: 3 - 8% Presión del Yacimiento: 4100 lpc Temperatura del Yacimiento: 345 °F Permeabilidad del Yacimiento: Desconocida (Esperada de 0.01 a 0.1 mD) Resultados de UBI y Fracturas Naturales no se tiene ninguna información disponible de este registro. Arquitectura del Pozo – Estado Mecánico

4. Metodología y Análisis de Resultados por Pozo Pozo P1-03 - Yacimiento M-8 Prueba de inyección después del cañoneo Después que se dispararon los cañones no hubo ninguna indicación en la presión en la superficie. El agua fue desplazada por una salmuera de 11.2 lpg con “coiled tubing” No fue posible inyectar. La presión máxima calculada delante de las perforaciones era 11.500 lpc. Con una presión en la superficie limitada a 7.500 lpc (90% de la presión de estallido de la tubería que es de 8.500 lpc.). Corresponde a un gradiente de 1,50 lpc/pie.

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Conclusiones Generalidades Se demostró la factibilidad técnica de realizar un fracturamiento hidráulico en las arenas compactadas del M-8. En formaciones de muy baja permeabilidad (por ejemplo P1-03), no es posible la inyección de fluido en la formación, sea cual fuere el tipo de cañoneo hecho para permitir esta inyección. La baja resistencia de las lutitas en comparación con la de las arenas puede ser un obstáculo para un buen crecimiento de la fractura. La baja permeabilidad de las arenas compactadas no permite una importante y rápida disipación de la presión.

Conclusiones Influencia de las fracturas naturales: La existencia de fracturas naturales se considera un problema para la realización de un fracturamiento hidráulico. En la presencia de fracturas naturales, una tasa de bombeo elevada puede ayudar a sostener una apertura de fractura suficiente. Resulta peligrosa la realización de un fracturamiento hidráulico en zonas con fracturas naturales. En Particular La presión se desahoga en el flujo de retorno después del minifrac y del tratamiento principal. No se logró realizar un tratamiento de fracturamiento eficaz en la arena M-7 (Presencia de fracturas naturales ?). En el pozo P1-03, aún cuando la arena M-8 fue penetrada al cañonear, la permeabilidad es tan baja que no permitió inyectividad.

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Recomendaciones Hacer un tratamiento de fractura hidráulica en presencia de fracturas naturales no es recomendado. Realizar el estudio del registro UBI, ya que puede ayudar en la determinación de las zonas en las cuales el fracturamiento hidráulico puede ser impedido por fracturas naturales. Organizar las operaciones conjuntamente con la compañía de servicio, para optimizar futuros trabajos de estimulación en el campo. Utilizar como referencia los esfuerzos calculados a través del registro de DSI para predecir la forma de fractura. Seleccionar la zona a estimular considerarando una altura importante de arenas sin intercalaciones de lutitas.

Pozo Vertical Sin Fracturamiento Pozo Vertical Fracturado Explotación Unidimensional Tasa de Producción Años 10 20 30 Qo (BPD) 101 102 103 104 Sin Fractura Pozo Vertical Sin Fracturamiento Pozo Vertical Fracturado Fractura Hidráulica Tasa de Producción Años 10 20 30 Qo (BOPD) 101 102 103 104 Explotación Bidimensional Con Fractura Sin Fractura

Inicio de la Fractura Bombeo de Fluido (Pad) Fractura Presión

Propagación de la Fractura Bombeo de Fluido (Pad) Fractura Presión

Propagación de la Fractura Bombeo de Fluido (Pad) Fractura Presión

Inicio del Bombeo del Agente de Soporte Fractura Presión Tasa de Bombeo Tiempo

Apuntalamiento de la Fractura Bombeo del Agente de Soporte Fractura con Agente de Soporte Presión Tasa de Bombeo Tiempo

Apuntalamiento de la Fractura Bombeo del Agente de Soporte Fractura con Agente de Soporte Presión Tasa de Bombeo Tiempo

Desplazamiento del Agente de Soporte Bombeo del Fluido Desplazante Fractura con Agente de Soporte Presión Tasa de Bombeo Tiempo

Cierre de la Fractura Presión Fractura con Agente de Soporte Tasa de Bombeo Tiempo

Cierre de la Fractura Fractura con Agente de Soporte

Adicionales

Plan de Bombeo del Tratamiento Principal 4. Metodología y Análisis de Resultados por Pozo Pozo P1-01 - Yacimiento M-8 Inf. Plan de Bombeo del Tratamiento Principal

Plan de Bombeo del Tratamiento Principal 4. Metodología y Análisis de Resultados por Pozo Pozo P1-02 - Yacimiento M-8 Sup. Plan de Bombeo del Tratamiento Principal

4. Metodología y Análisis de Resultados por Pozo Pozo P1-03 - Yacimiento M-8 Prueba de inyección después del cañoneo con Stem Guns Ninguna inyección era líquida. La presión máxima de superficie era de 8.000 lpc, así la máxima presión en el fondo del hoyo era de 12.500 lpc, lo que corresponde a un gradiente de 1,62 lpc/pie. Análisis de los resultados La formación fue alcanzada La porosidad y permeabilidad no permiten ninguna fractura. La presión máxima para fracturarse no fue alcanzada con esta instalación.

4. Marco Teórico 4.11 Fluido de Fracturamiento Hidráulico Fluidos de Fracturamiento Base Acuosa: Soluciones salinas, polímeras, mezclas agua-alcohol, soluciones ácidas Polímeros (viscosificante): Guar (de origen vegetal) y sus derivados: hidroxypropilguar, carboxymethylhydroxypropylguar. Derivados de celulosa (estructura glucosa) para fluido muy limpio Xanthan, biopolímero, costoso, menos utilizado. Agentes Entrecruzados (Borato, Circonio, Aluminio y Titanio), aumentan peso molecular para contrarrestar disminución de viscosidad por temperatura. Fluidos Base Aceite: Se usan en formaciones sensibles al agua, son menos dañinos, como aditivo gelificante se usan derivados de Ester-fosfato de aluminio. Fluidos Multifásicos: Superan las propiedades de los fluidos base agua o base aceite, añadiendo una segunda fase, para formar espumas o emulsiones.

4. Marco Teórico 4.12 Tipos de Aditivos Espumas: Se usa N2, CO2, que se expande al producir el pozo y obliga a salir el líquido de la fractura. Emulsiones: Tienen buenas propiedades de transporte. 4.12 Tipos de Aditivos

5. Metodología y Análisis de Resultados por Pozo Pozo P1-01 - Yacimiento M-8 Inf. Minifrac realizado con la sarta de fractura Equipo 15K en locación Diseño inadecuado del equipo de fractura de superficie Falla del mezclador al momento de realizar la operación Sarta de Fractura

Geometría de la Fractura 3. Marco Teórico Geometría de la Fractura Longitud Altura Punta Alas de la Fractura Ancho Longitud ` Altura Conductividad de la Fractura Permeabilidad x Ancho de la Fractura Cf = kf x wf Fractura con Agente de Soporte

4. Metodología y Análisis de Resultados por Pozo Pozo P1-02 - Yacimiento M-7 Interpretación del Minifrac: El cruce de las 2 curvas indica cuando la fractura se empezó a cerrar. En el gráfico el cierre inicial no está antes de 500 lpc debajo del ISIP. Esto indica que la presión de cierre de la formación está entre 8.800 lpc a 9.000 lpc , eq. a 1.05 lpc/pie. Se encontró una K de 0,008 mD