UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA...

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

ANÁLISIS TÉCNICO-ECONÓMICO DE LA APLICACIÓN DEL

FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO A LOS POZOS DEL

CAMPO PARAHUACU REALIZADOS DURANTE EL MES DE

JULIO DE 2014

TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO

DE INGENIERO DE PETRÓLEOS

JOSÉ LUIS MANCHENO NARVÁEZ

DIRECTOR: MGT. RAÚL DARÍO BALDEÓN LÓPEZ

Quito, noviembre 2014

ii

© Universidad Tecnológica Equinoccial. 2014

Reservados todos los derechos de reproducción

iii

DECLARACIÓN

Yo, JOSÉ LUIS MANCHENO NARVÁEZ, declaro que el trabajo aquí descrito

es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado

o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas

que se incluyen en este documento.

La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos

correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad

Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional vigente.

(Firma)

_________________________

José Luis Mancheno Narváez

C.I.:171511856-6

iv

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo que lleva por título “Análisis Técnico-

Económico de la aplicación del Fracturamiento Hidráulico a los pozos del

Campo Parahuacu realizados durante el mes de julio de 2014”, que, para

aspirar al título de Ingeniero de Petróleos fue desarrollado por José Luis

Mancheno Narváez, bajo mi dirección y supervisión, en la Facultad de

Ciencias de la Ingeniería; y cumple con las condiciones requeridas por el

reglamento de Trabajos de Titulación artículos 18 y 25.

___________________

MGT. Raúl Darío Baldeón López

DIRECTOR DEL TRABAJO

C.I. 170804253-4

v

DEDICATORIA

Dedico este trabajo, con mucho amor a toda mi familia, especialmente a mis padres:

José Luis y Mónica por ser mi modelo a seguir, quienes nunca dejaron de luchar por

mi superación, me han guiado y son el pilar fundamental en los momentos más álgidos

de mi vida.

A Carolina mi novia y a mi hija Verónica Isabel, que me han apoyado y motivado a

realizar este trabajo, gracias por todo su amor y cariño, todo mi esfuerzo es siempre

dedicado para ustedes.

A mi tío Jorge, por estar, siempre a mi lado, ser mi mejor amigo y un padre más,

¡Gracias por toda tu ayuda y comprensión!

A mi Papi Jorge y la institución a la cual preside porque me han orientado a crecer

como persona, teniendo experiencias muy enriquecedoras, convirtiéndome en un

amigo y mentor de mis queridos estudiantes que luchan, a mente partida por solucionar

sus “graves problemas”.

A mami Gladys, quien demostró ser un ejemplo de lucha tenaz e incansable a pesar de

sus graves enfermedades, nunca se dejó abatir y siguió adelante, gracias por tus

bendiciones, espero que me sigas cuidando desde el cielo siempre estarás en nuestros

corazones.

vi

AGRADECIMIENTOS

A Dios, debido a que sin él nada podría ser posible.

A mi querida Universidad Tecnológica Equinoccial por una formación integral, la cual

busca crear ciudadanos ejemplares, comprometidos en el desarrollo de la ciencia y

profesionales con excelencia académica.

A Carolina y Verito, quienes son lo más importante de mi vida, aunque existan

momentos difíciles, son la razón para seguir luchando.

A mis padres, José Luis Mancheno y Mónica Narváez Álvarez, que siempre me han

dado su apoyo incondicional y a quienes debo este triunfo profesional, por todo su

trabajo y dedicación para darme una formación académica y sobre todo humanista y

espiritual. De ellos es este triunfo y para ellos es todo mi agradecimiento.

Al Ingeniero Raúl Baldeón por el apoyo en la realización y desarrollo de la

investigación, y por su formación y amistad.

A la Dirección de Control Técnico de Hidrocaburos de la Agencia de Regulación y

Control Hidrocarburífero, en especial a la Coordinación de Control de Exploración y

Explotación, a sus ingenieros con los que compartimos conocimientos científicos para

la elaboración de mi tesis, pero sobretodo compartimos muy buenos momentos.

A todos mis maestros que aportaron a mi formación. Para quienes me enseñaron más

que el saber científico, a quienes me enseñaron a ser lo que no se aprende en salón de

clase y a compartir el conocimiento con los demás.

A todos . . .

G R A C I A S

vii

ÍNDICE DE CONTENIDOS

DECLARACIÓN ............................................................................................ iii

CERTIFICACIÓN .......................................................................................... iv

DEDICATORIA .............................................................................................. v

AGRADECIMIENTOS ................................................................................... vi

ÍNDICE DE CONTENIDOS .......................................................................... vii

ÍNDICE DE TABLAS ...................................................................................... x

ÍNDICE DE GRÁFICAS ..............................................................................xvii

ÍNDICE DE ECUACIONES ......................................................................... xxi

ÍNDICE DE ANEXOS ................................................................................. xxiii

RESUMEN................................................................................................. xxiv

ABSTRACT ............................................................................................... xxv

CAPÍTULO I ................................................................................................... 2

1. INTRODUCCIÓN .............................................................................. 2

1.1. PROBLEMA ...................................................................................... 3

1.2. OBJETIVOS ..................................................................................... 4

1.2.1. OBJETIVO GENERAL ...................................................................... 4

1.2.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS ............................................................. 4

1.3. JUSTIFICACIÓN ............................................................................... 5

CAPÍTULO II .................................................................................................. 7

2. MARCO TEÓRICO ........................................................................... 7

2.1. GENERALIDADES DEL CAMPO PARAHUACU ................................. 7

2.2. UBICACIÓN DEL CAMPO PARAHUACU ........................................... 7

2.3. ESTADO ACTUAL DEL CAMPO PARAHUACU ................................. 9

viii

2.3.1. RESERVAS ....................................................................................... 9

2.4.2. PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS PRODUCIDOS ........................ 10

2.4.3. MECANISMO DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO PARAHUACU ....... 11

2.4.5. ESTIMACIÓN DE LA PRODUCCIÓN DEL CAMPO PARAHUACU . 14

CAPÍTULO III ............................................................................................... 18

3.1. DEFINICIÓN DE FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO ....................... 18

3.2. VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL FRACTURAMIENTO

HIDRÁULICO ........................................................................................... 21

3.2.1. VENTAJAS DEL FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO...................... 21

3.2.2. DESVENTAJAS DEL FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO .............. 23

3.3. TIPOS DE FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO ................................. 24

3.4. NORMATIVA APLICADA AL FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO ...... 25

CAPÍTULO IV .............................................................................................. 29

4. ANÁLISIS TÉCNICO ............................................................................ 29

4.1.POZO PARAHUACU 10 ...................................................................... 29

4.2. POZO PARAHUACU 11 ..................................................................... 71

4.3. POZO PARAHUACU 12 ................................................................... 105

4.4. POZO PARAHUACU 40 ................................................................... 131

CAPÍTULO V ............................................................................................. 160

5. ANÁLISIS ECONÓMICO .................................................................... 160

5.1. POZO PARAHUACU 10 ................................................................... 160

5.2. POZO PARAHUACU 11 ................................................................... 174

5.3. POZO PARAHUACU 12 ................................................................... 184

5.4. POZO PARAHUACU 40 ................................................................... 196

CAPÍTULO VI ............................................................................................ 210

ix

6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ......................................... 210

6.1. CONCLUSIONES ............................................................................. 210

6.2. RECOMENDACIONES ..................................................................... 212

GLOSARIO ................................................................................................ 214

Bibliografía................................................................................................. 218

ANEXOS ................................................................................................... 225

x

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla N° 2. 1 Coordenadas geográficas y UTM del campo Parahuacu ......... 8

Tabla N° 2. 2. Resumen de pozos del Campo Parahuacu ............................. 9

Tabla N° 2. 3.Reservas del campo Parahuacu al 31 de diciembre de 2013 10

Tabla N° 2. 4. Propiedades PVT de los fluidos del campo Parahuacu ......... 10

Tabla N° 2. 5. Propiedades petrofísicas yacimientos del campo Parahuacu por

yacimiento ................................................................................................... 13

Tabla N° 2. 6. Historial de Producción del campo Parahuacu ...................... 14

Tabla N° 2. 7. Estimación de la producción del campo Parahuacu .............. 16

Tabla N° 3. 1. Normas API para agentes apuntalantes ............................... 27

Tabla N° 4. 1. Propiedades de los yacimientos del campo Parahuacu ........ 29

Tabla N° 4. 2. Intervalos perforados del pozo Parahuacu 10 ....................... 30

Tabla N° 4. 3. Resultados de las pruebas iniciales del pozo Parahuacu 10. 31

Tabla N° 4. 4. Datos Mecánicos del pozo Parahuacu 10 ............................. 33

Tabla N° 4. 5. Propiedades de los fluidos del pozo Parahuacu 10 .............. 33

Tabla N° 4. 6. Propiedades petrofísicas del reservorio "U” inferior del pozo

Parahuacu 10 .............................................................................................. 34

Tabla N° 4. 7. Radios de drenaje del pozo Parahuacu 10 ........................... 35

Tabla N° 4. 8. Propiedades petrofísicas del pozo Parahuacu 10 ................. 36

Tabla N° 4. 9. Presiones obtenidas de la prueba de Build Up previa al

fracturamiento hidráulico.............................................................................. 40

Tabla N° 4. 10. Variables obtenidas de la Prueba de Build Up previa al

fracturamiento hidráulico.............................................................................. 41

Tabla N° 4. 11. Datos obtenidos en el fracturamiento hidráulico del pozo

Parahuacu 10 .............................................................................................. 45

xi

Tabla N° 4. 12. Resultados de las presiones obtenidas la prueba de Build Up

posterior al fracturamiento hidráulico ........................................................... 52

Tabla N° 4. 13. Variables utilizadas en el cálculo del daño del pozo

Parahuacu 10 .............................................................................................. 54

Tabla N° 4. 14. Comparación de resultados previos y posteriores a la fractura

hidráulica ..................................................................................................... 56

Tabla N° 4. 15. Resultados del cálculo de la Presión neta del pozo

Parahuacu 10 .............................................................................................. 60

Tabla N° 4. 16. Módulo de Young para diferentes tipos de roca .................. 61

Tabla N° 4. 17. Dimensión característica de la fractura según el modelo de

simulación de fractura .................................................................................. 62

Tabla N° 4. 18. Propiedades del agente apuntalante Carbolite 20/40 .......... 63

Tabla N° 4. 19. Comparación diseño y fractura real generada del pozo

Parahuacu 10 .............................................................................................. 69

Tabla N° 4. 20. Resultados de pruebas iniciales del pozo Parahuacu 11 .... 72

Tabla N° 4. 21. Resultado de la prueba de producción previa y posterior al

reacondicionamiento N° 1 ............................................................................ 74


reacondicionamiento N° 2 ............................................................................ 75

Tabla N° 4. 23. Datos Mecánicos de la prueba de Build Up del pozo

Parahuacu 10 .............................................................................................. 77

Tabla N° 4. 24. Propiedades de los fluidos de la prueba de Build Up del pozo

Parahuacu 11 .............................................................................................. 78

Tabla N° 4. 25. Radio de drenaje del pozo Parahuacu 11 ........................... 79

Tabla N° 4. 26. Datos petrofísicos del pozo Parahuacu 11 .......................... 79

Tabla N° 4. 27. Resultados de la prueba de Build Up previa al fracturamiento

del pozo Parahuacu 11 ................................................................................ 83

xii

Tabla N° 4. 28. Resultados obtenidos durante el fracturamiento hidráulico del

pozo Parahuacu 11 ...................................................................................... 87

Tabla N° 4. 29. Resultados de la prueba de Build Up posterior al

fracturamiento del pozo Parahuacu 11 ........................................................ 94


Parahuacu 11 .............................................................................................. 98

Tabla N° 4. 31. Comparación entre la fractura propuesta y fractura real

generada del pozo Parahuacu 11 .............................................................. 103

Tabla N° 4. 32. Resultados de las pruebas iniciales del pozo

Parahuacu 12 ............................................................................................ 105

Tabla N° 4. 33. Datos mecánicos del pozo Parahuacu 12 ......................... 107

Tabla N° 4. 34. Propiedades petrofísicas y de fluidos del pozo

Parahuacu 12 ............................................................................................ 108

Tabla N° 4. 35. Radio de drenaje del pozo Parahuacu 12 ......................... 109

Tabla N° 4. 36. Propiedades petrofísicas del pozo Parahuacu 12 ............. 110

Tabla N° 4. 37. Resultados de la prueba de Build Up previos al fracturamiento

del pozo Parahuacu 12 .............................................................................. 112

Tabla N° 4. 38. Resultados obtenidos durante el fracturamiento del pozo

Parahuacu 12 ............................................................................................ 115


fracturamiento del pozo Parahuacu 12 ...................................................... 121

Tabla N° 4. 40. Cálculo de la Presión neta del pozo Parahuacu 12 ........... 124

Tabla N° 4. 41. Comparación entre fractura propuesta y fractura real generada


Tabla N° 4. 42. Datos de la prueba de Build Up del pozo Parahuacu 40 ... 134

Tabla N° 4. 43. Radio de drenaje del pozo Parahuacu 40 ......................... 136

Tabla N° 4. 44. Parámetros petrofísicos del pozo Parahuacu 40 ............... 136

xiii

Tabla N° 4. 45. Resultados de la prueba de Build Up previos al fracturamiento


Tabla N° 4. 46. Resultados adicionales de la prueba de Build Up previos a la

fractura del pozo Parahuacu 40 ................................................................. 140


Parahuacu 40 ............................................................................................ 144

Tabla N° 4. 48. Resultados del Build Up posteriores al fracturamiento del pozo

Parahuacu 40 ............................................................................................ 148

Tabla N° 4. 49. Cálculo de la Presión neta del pozo Parahuacu 40 ........... 151

Tabla N° 4. 50. Comparación de la fractura propuesta y la fractura real

generada del pozo Parahuacu 40 .............................................................. 155

Tabla N° 5. 1. Condición inicial y estimación de la producción del año 2014


Tabla N° 5. 2. Cálculo del incremento de producción anual del pozo

Parahuacu 10 ............................................................................................ 161

Tabla N° 5. 3. Cálculo de las ventas de la producción incremental anual

estimada del pozo Parahuacu 10 ............................................................... 163

Tabla N° 5. 4. Costos reales de la fractura del pozo Parahuacu 10 ........... 164

Tabla N° 5. 5. Costos de producción anuales del pozo Parahuacu 10 ...... 166

Tabla N° 5.6. Valores y consideraciones del indicativo Valor Actual Neto

(VAN) ......................................................................................................... 167

Tabla N° 5. 7. Procedimiento del cálculo del Valor Actual Neto con un precio

del crudo de USD $ 60 del pozo Parahuacu 10 ......................................... 168

Tabla N° 5. 8. Resultados del Valor Actual Neto del fracturamiento del pozo

Parahuacu 10 ............................................................................................ 169

Tabla N° 5. 9. Cálculo del TIR del fracturamiento del pozo Parahuacu 10 . 170

Tabla N° 5. 10. Resultados del TIR del fracturamiento del pozo

Parahuacu 10 ............................................................................................ 171

xiv

Tabla N° 5. 11. Procedimiento y resultados del cálculo de la relación costo

beneficio del fracturamiento del pozo Parahuacu 10.................................. 172

Tabla N° 5. 12. Procedimiento y resultados del cálculo del tiempo de

recuperación de la inversión del fracturamiento del pozo Parahuacu 10.... 173




Parahuacu 11 ............................................................................................ 175

Tabla N° 5. 15. Ingresos obtenidos en el pozo Parahuacu 11 ................... 176

Tabla N° 5. 16. Costos reales del fracturamiento del Pozo Parahuacu 11 . 177

Tabla N° 5. 17. Costos de producción pozo Parahuacu 11........................ 179

Tabla N° 5. 18. Procedimiento y resultados del cálculo del Valor Actual Neto


Tabla N° 5. 19. Procedimiento y resultados del cálculo de la Tasa Interna de

Retorno del fracturamiento al pozo Parahuacu 11 ..................................... 181

Tabla N° 5. 20. Procedimiento y resultados de la Relación Costo Beneficio del

fracturamiento al pozo Parahuacu 11 ........................................................ 182

Tabla N° 5. 21. Procedimiento y resultados del Tiempo de Recuperación de

la Inversión del fracturamiento al pozo Parahuacu 11 ................................ 183

Tabla N° 5. 22. Indicadores económicos del fracturamiento al pozo

Parahuacu 11 ............................................................................................ 184




Parahuacu 12 ............................................................................................ 186

Tabla N° 5. 25. Ingresos por venta de la producción incremental por


Tabla N° 5. 26. Costos reales del fracturamiento del pozo Parahuacu 12 . 188

xv

Tabla N° 5. 27. Costos anuales de producción del pozo Parahuacu 12 .... 190

Tabla N° 5. 28. Procedimiento y resultado del cálculo del Valor Actual Neto

del pozo Parahucau 12 .............................................................................. 191

Tabla N° 5. 29. Resultados del Valor Actual Neto del fracturamiento al pozo

Parahuacu 12 ............................................................................................ 192

Tabla N° 5. 30. Procedimiento de cálculo del TIR en el programa Excel ... 193

Tabla N° 5. 31. Resultados del cálculo del TIR del fracturamiento al pozo

Parahuacu 12 ............................................................................................ 194

Tabla N° 5. 32. Procedimiento y resultados de la Relación Costo Beneficio del


Tabla N° 5. 33. Procedimiento y resultados del cálculo del Tiempo de

Recuperación de la Inversión del fracturamiento al pozo Parahuacu 12 .... 195

Tabla N° 5. 34. Condición inicial y estimación de producción del año 2014 del

pozo Parahuacu 40 .................................................................................... 197

Tabla N° 5. 35. Estimación del incremento de producción anual del pozo

Parahuacu 40 ............................................................................................ 197

Tabla N° 5. 36. Ingreso por ventas de crudo por fracturamiento del pozo

Parahuacu 40. ........................................................................................... 199

Tabla N° 5. 37. Costos reales del fracturamiento al pozo Parahuacu 40 ... 200

Tabla N° 5. 38. Costos operativos anuales del fracturamiento al pozo

Parahuacu 40 ............................................................................................ 201

Tabla N° 5. 39. Procedimiento para el cálculo del Valor Actual Neto del



Parahuacu 40 ............................................................................................ 204

Tabla N° 5. 41. Procedimiento del cálculo del TIR del fracturamiento al pozo

Parahuacu 40 ............................................................................................ 205

xvi

Tabla N° 5. 42. Resultados del cálculo de la Tasa Interna de Retorno del


Tabla N° 5. 43. Resultados del cálculo de la Relación del Costo Beneficio del


Tabla N° 5. 44. Procedimiento y cálculo del Tiempo de Recuperación de la

Inversión del fractuamiento al pozo Parahuacu 40 .................................... 208

xvii

ÍNDICE DE GRÁFICAS

Gráfica N° 2. 1. Ubicación del campo Parahuacu……………………………….8

Gráfica N° 2. 2 Mecanismo de Producción del yacimiento “Basal Tena” ..... 11

Gráfica N° 2. 3. Mecanismo de producción del yacimiento "U" ................... 12

Gráfica N° 2. 4. Mecanismo de producción del yacimiento "T" .................... 12

Gráfica N° 2. 5. Producción Anual del campo Parahuacu .......................... 15

Gráfica N° 2. 6. Producción diaria promedio del campo Parahuacu ............ 15

Gráfica N° 3. 1. Esquema de realización de fractura hidráulica ................... 19

Gráfica N° 3. 2. Propagación de la Fractura Hidráulica ............................... 19

Gráfica N° 3. 3. Esquema del apuntalante en el interior de la fractura ....... 20

Gráfica N° 3. 4. Beneficios del fracturamiento hidráulico ............................. 22

Gráfica N° 3. 5. Desventajas del fracturamiento hidráulico.......................... 24

Gráfica N° 3. 6. Clasificación del fracturamiento hidráulico ......................... 25

Gráfica N° 3. 7. Resumen de la Norma API HF1 ......................................... 26

Gráfica N° 4. 1. Estratigrafía del yacimiento "Ui" del pozo Parahuacu 10 ... 31

Gráfica N° 4. 2. Presión y caudal obtenidas del Build Up previo al

fracturamiento del pozo Parahuacu 10 ....................................................... 37

Gráfica N° 4. 3. Derivada de presión previa al fracturamiento del pozo

Parahuacu 10 ............................................................................................. 38

Gráfica N° 4. 4. Diagrama de completación de la fractura del pozo

Parahuacu 10 .............................................................................................. 42

Gráfica N° 4. 5. Data FRAC del fluido OneSTEP GP del pozo

Parahuacu 10 .............................................................................................. 46

Gráfica N° 4. 6. DataFRAC de la calibración de la fractura del pozo

Parahuacu 10 .............................................................................................. 47

Gráfica N° 4. 7. DataFRAC de la fractura del pozo Parahuacu 10 ............. 48

xviii

Gráfica N° 4. 8. Presión y caudal obtenidos del Build Up posterior al

fracturamiento del pozo Parahuacu 10 ........................................................ 49

Gráfica N° 4. 9. Gráfica de superposición posterior al fracturamiento del pozo

Parahuacu 10 .............................................................................................. 50

Gráfica N° 4. 10. Derivada de la presión posterior al fracturamiento del pozo

Parahuacu ................................................................................................... 51

Gráfica N° 4. 11. Esfuerzos de la formación en relación a la profundidad del

pozo Parahuacu 10 ...................................................................................... 59

Gráfica N° 4. 12. Perfil de fractura y concentración de apuntalante ........... 68

Gráfica N° 4. 13. Análisis Nodal del pozo Parahuacu 10 ............................ 70

Gráfica N° 4. 14. Comportamiento de la producción posterior al fracturamiento


Gráfica N° 4. 15. Integridad del cemento del pozo Parahuacu 11 .............. 73

Gráfica N° 4. 16. Registro eléctrico del yacimiento "Ui" del pozo

Parahuacu 11 .............................................................................................. 76

Gráfica N° 4. 17. Presiones obtenidas del Build Up previo al fracturamiento


Gráfica N° 4. 18. Derivada de la presión previo al fracturamiento del pozo

Parahuacu 11 .............................................................................................. 82

Gráfica N° 4. 19. Estudio de heterogeneidad del pozo Parahuacu 10 ........ 84


Parahuacu 11 .............................................................................................. 86

Gráfica N° 4. 21. DataFRAC del fluido OneSTEP GP del pozo

Parahuacu 11 ............................................................................................. 88

Gráfica N° 4. 22. DataFRAC de calibración de la fractura del pozo

Parahuacu 11 .............................................................................................. 89

Gráfica N° 4. 23. DataFRAC del fluido fracturante del pozo Parahuacu 11 . 90

xix

Gráfica N° 4. 24. Presión y caudal de la prueba de Build Up posterior a la

fractura del Pozo Parahuacu 11................................................................... 92


Parahuacu 11 .............................................................................................. 93

Gráfica N° 4. 26. Esfuerzos de la formación en función de la profundidad del

pozo Parahuacu 11 ...................................................................................... 97

Gráfica N° 4. 27. Perfil de fractura y concentración de apuntalante .......... 102

Gráfica N° 4. 28. Historial de producción del pozo Parahuacu 11 ............. 104

Gráfica N° 4. 29. Análisis Nodal del pozo Parahuacu 11 .......................... 104

Gráfica N° 4. 30. Registro eléctrico del yacimiento "Ti" del pozo

Parahuacu 12 ............................................................................................ 106

Gráfica N° 4. 31. Respuesta de la presión previa al fracturamiento del pozo

Parahuacu 12 ............................................................................................ 111

Gráfica N° 4. 32. Derivada de la presión previa al fracturamiento del pozo

Parahuacu 12 ............................................................................................ 111

Gráfica N° 4. 33. Diagrama de completación del fracturamiento del pozo

Parahuacu 12 ............................................................................................ 114

Gráfica N° 4. 34.DataFRAC del fluido OneSTEP GP del pozo

Parahuacu 12 ............................................................................................ 116


Parahuacu 12 ............................................................................................ 117

Gráfica N° 4. 36. DataFRAC del fracutramiento del pozo Parahuacu 12 .. 118


Parahuacu 12 ............................................................................................ 120


pozo Parahuacu 12 .................................................................................... 124

Gráfica N° 4. 39. Perfil de la fractura y concentración de material

apuntalante ................................................................................................ 129

xx


Gráfica N° 4. 41. Comportamiento de la producción del pozo Parahuacu 12

posterior al fracturamiento ......................................................................... 131

Gráfica N° 4. 42. Integridad del cemento del pozo Parahuacu 40 ............. 132


Parahuacu 40 ............................................................................................ 133

Gráfica N° 4. 44. Presión y caudal de la prueba de Build Up previo al



Parahuacu 40 ............................................................................................ 138


Parahuacu 40 ............................................................................................ 142

Gráfica N° 4. 47. DataFRAC del fluido OneSTEP GP del pozo

Parahuacu 40 ............................................................................................ 145

Gráfica N° 4. 48. DataFRAC de la calibración del fracturamiento del pozo

Parahuacu 40 ............................................................................................ 146

Gráfica N° 4. 49. DataFRAC del fracturamiento del pozo Parahuacu 40 ... 147

Gráfica N° 4. 50. Derivada de la presión del Build Up posterior al

fracturamiento ............................................................................................ 149

Gráfica N° 4. 51. Esfuerzos de la formación productora en función de la

profundidad del pozo Parahuacu 40 .......................................................... 151

Gráfica N° 4. 52. Perfil de fractura y concentración de material apuntalante

del fracturamiento del pozo Parahuacu 40 ................................................. 156


Gráfica N° 4. 54. Comportamiento del pozo Parahuacu 40 posterior al

fracturamiento ........................................................................................... 158

xxi

ÍNDICE DE ECUACIONES

Ec. N° 2.1. Ecuación de declinación exponencial de la producción del campo

Parahuacu………………………………………………………………………….15

Ec. N° 4.1. Ecuación de cálculo del petróleo original en sitio del pozo……..34

Ec. N°4.2. Ecuación de cálculo del área de drenaje del pozo…………………35

Ec. N°4. 3. Ecuación de cálculo de las reservas del pozo …………………….36

Ec. N° 4.4. Ecuación de cálculo del daño de formación del pozo………….....38

Ec. N°4.5. Ecuación de cálculo del índice de productividad actual del pozo.52

Ec. N° 4.6. Ecuación de cálculo del índice de productividad real del pozo …..53

Ec. N°4.7. Eficiencia de la producción del pozo………………….……..……...53

Ec. N°4.8 Ecuación del máximo esfuerzo de la roca de Overburden ………53

Ec. N°4.9. Ecuación del módulo de compresibilidad de la roca……...............58

Ec. N°4.10. Ecuación de la presión neta de fractura del pozo ………………..59

Ec. N°4.11. Ancho máximo de la fractura ………………………………………61

Ec. N°4.12. Módulo del plano de deformación en función del módulo de Young

y la relación de Poisson……………………………..…………………………….61

Ec. N°4.13. Presión hidrostática del material de soporte del pozo

Parahuacu 10………………………………………………………………….......62

Ec. N°4.14. Ecuación de la densidad absoluta de un fluido………...…………63

xxii

Ec. N°4.15. Pérdidas de presión por fricción del pozo ………..………...……..64

Ec. N° 4.16. Presión de fractura en fondo del pozo ……………………………65

Ec. N° 4.17. Volumen inyectado en la fractura del pozo ………….……....…65

Ec. N°4.18. Volumen de pérdidas de fractura del pozo ……………...…..……66

Ec. N° 4.19. Volumen ideal de la fractura del pozo ………………..…………..67

Ec. N° 4.20. Eficiencia del fluido fracturante del pozo ……………..........…….67

Ec. N°4.21. Cálculo del porcentaje de error entre la fractura propuesta y la

fractura real generada del pozo …………………...…………………………….69

Ec. N°5.1. Declinación de la producción del pozo ……………………………160

Ec. N° 5.2, 5.3. y 5.4. Flujos Netos de caja del pozo………………………….167

Ec. N° 5.5. Valor Actual Neto del pozo………………………..……………….168

Ec. N° 5.6. Tasa Interna de Retorno del pozo ……………………………......169

Ec.N°5.7. Relación Costo Beneficio del pozo………………..………………..171

Ec. N°5.8. Tiempo de recuperación de la inversión del pozo ………………..172

xxiii

ÍNDICE DE ANEXOS

Anexo N° 1. Normativa aplicada al fracturamiento hidáulico ..................... 225

Anexo N° 2. Flujos Netos de Caja del fracturamiento hidráulico del pozo

Parahuacu 10 ............................................................................................ 226


Parahuacu 11 ............................................................................................ 227


Parahuacu 12 ............................................................................................ 228


Parahuacu 40 ............................................................................................ 229

xxiv

RESUMEN

Esta investigación presenta un análisis de la estimulación realizada a pozos

productores de petróleo del Campo Parahuacu por medio del fracturamiento

hidráulico, el cual mejora la conductividad del pozo en las cercanías del

mismo.

En la parte inicial de la investigación se justifica la realización del presente

estudio.

En el Capítulo II se presentan las generalidades del campo Parahuacu, así

como las reservas remanentes del campo y su declinación.

En el Capítulo III se muestran las generalidades de los trabajos de

fracturamiento y se hace énfasis en la normatividad internacional que debe

ser aplicada a estos trabajos.

Dentro del análisis técnico se evalúan: registros eléctricos, trabajos de

reacondicionamiento, completaciones, pruebas de restauración de presión

previa y posterior al fracturamiento, además se presenta un diseño de la

fractura del pozo y se evalúa la producción generada después del

fracturamiento hidráulico.

En el estudio económico se presentan varios indicadores económicos de cada

uno de los pozos analizados, los cuales permiten determinar si el trabajo de

fracturamiento hidráulico fue exitoso o no.

Palabras claves: fracturamiento, hidráulico, reacondicionamiento,

estimulación, pruebas de presión, registros eléctricos.

xxv

ABSTRACT

This research presents an analysis of the stimulation realized to a producing

well of oil by means of the hydraulic fracking, which improves the conductivity

of the well in the surroundings of the same one.

In the initial part of the research there justifies itself the accomplishment of the

present investigation.

In Chapter II they present generalities of the Parahuacu field, as well as the

remaining reserves of the field and their production decline.

Chapter III presents generalities of hydraulic fracking works and make

emphasis in the international normativity that must be applied in the hydraulic

fracking.

Chapter IV presents the technical analysis, where evaluated: electrical

records, reconditioning works, completion, pressure tests previous and after

hydraulic fracking, in addition a design of the fracture of the well and there is

evaluated oil production generated after hydraulic fracking.

Chapter V presents the economic study about hydraulic fracking, there are

several economic indicators of each analyzed well, which allow to determine if

the hydraulic fracking work was successful or not.

Key words: fracking, hydraulic, reconditioning, stimulation, pressure tests,

electrical records.

CAPÍTULO I

2

CAPÍTULO I

1. INTRODUCCIÓN

Debido al crecimiento de la demanda mundial y nacional, referente a la

utilización de los recursos naturales no renovables y la soberanía energética,

el Estado ecuatoriano, se encuentra impulsando la investigación e

implementación de nuevos proyectos que incrementen el factor de recobro

de la producción de petróleo, desarrollando los campos de las Regiones

Amazónica y Litoral.

El campo Parahuacu es considerado un campo maduro, porque se ha

encontrado en la fase de producción desde el año 1968, actualmente su

producción ha declinado, motivo por el cual ha sido necesario realizar varios

trabajos de reacondicionamiento, que no han logrado los resultados

esperados, tomando en cuenta estos antecedentes, se ha optado por nuevas

tecnologías como son los trabajos de fracturamiento hidráulico siendo una

buena opción para incrementar la producción de los fluidos en el interior del

yacimiento, lográndose así mejorar la productividad del pozo y disminuir el

daño de formación.

La aplicación de los trabajos de fracturamiento hidráulico, cambian las

propiedades y configuraciones de las rocas, por lo cual es necesario analizar

de forma técnica todos los aspectos referentes a la condición actual de los

yacimientos como son: pruebas de producción y presión, historial de

producción y trabajos de reacondicionamiento, permitiendo así disminuir el

riesgo y la incertidumbre de los trabajos de fracturamiento.

Realizar un análisis post fractura es necesario para evidenciar el aumento en

la productividad del pozo, demostrar el éxito del trabajo de fracturamiento y

poder observar la disminución del daño de formación que se obtuvieron

después de los trabajos.

3

En esta investigación propone el análisis técnico-económico de los trabajos

de fracturamiento hidráulico de los pozos del campo Parahuacu operado

actualmente por la empresa PETROAMAZONAS EP.

En la parte inicial del trabajo se presenta los antecedentes, localización del

campo y condiciones actuales del campo Parahuacu.

A continuación se realiza la investigación de la teoría de fracturamiento

hidráulico, en el cual se analizan varios textos técnicos, lo cual permite

determinar los principios que rigen el fracturamiento hidráulico.

Adicionalmente se propone un estudio técnico del diseño del fracturamiento

hidráulico, que permita evaluar las variables post fractura en los yacimientos.

Subsiguientemente se analiza el resultado que generó en la producción los

trabajos de fracturamiento hidráulico en los pozos del campo Parahuacu.

Finalmente se realiza un estudio económico de los costos de inversión y

mantenimiento, tomando en cuenta los réditos económicos que generó en la

producción el fracturamiento hidráulico de yacimientos.

1.1. PROBLEMA

El campo Parahuacu se encuentra en la etapa de producción de petróleo

desde el año 1978, debido al largo tiempo de producción y a las características

de los yacimientos dentro del pozo pueden presentarse problemas en la

producción de petróleo como son: daño de formación, taponamiento, entre

otros.

Todos estos factores afectan la producción de los pozos del campo

Parahuacu, esto se ha evidenciado con la caída de producción de los pozos

del campo Parahuacu, por este motivo se realizaron varios trabajos de

reacondicionamiento, los cuales no han obtenido buenos resultados, por lo

que la realización de trabajos fracturamiento hidráulico pueden mejorar las

4

propiedades de los pozos y optimizar el flujo de fluidos hacia la zona

productora.

Al momento de realizar el diseño del fracturamiento hidráulico se deben tener

en consideración varios factores como: las condiciones actuales del pozo,

anomalías del yacimiento, historial de producción, pruebas de presión,

propiedades de fluidos.

Es importante realizar un estudio técnico económico a estos trabajos por su

alto costo para la compañía operadora del campo, es fundamental evaluar el

incremento de la producción después del fracturamiento hidráulico.

1.2. OBJETIVOS

1.2.1. OBJETIVO GENERAL

Analizar de forma técnica-económica los trabajos de fracturamiento realizados

en el campo Parahuacu durante el mes de julio de 2014.

1.2.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS

- Analizar técnicamente los trabajos de fracturas realizados al campo

Parahuacu durante el mes de julio de 2014.

- Determinar el aumento en la producción del campo Parahuacu

después de los trabajos de fracturamiento.

- Analizar económicamente la rentabilidad de los trabajos de


5

1.3. JUSTIFICACIÓN

Los problemas que se pueden presentar durante la producción de pozos

como: depositación de asfaltenos y especialmente producción alta de arena,

ocasionan la disminución de la capacidad productiva de los pozos del campo

Parahuacu, en vista a estos problemas fue necesario realizar trabajos de

reacondicionamiento, tomando en cuenta que ya se han realizado varios

trabajos de reacondicionamiento en los pozos, los cuales no han obtenido los

resultados esperados, el fracturamiento hidráulico puede mejorar o recobrar

la producción inicial de los pozos.

Debido a que los trabajos de fracturamiento hidráulico representan un valor

considerable en el presupuesto de las empresas operadoras, es necesario

realizar una fiscalización de estos trabajos, analizando los aspectos tanto

técnicos realizados por las empresas de servicios y la inversión económica

realizada por PETROAMAZONAS EP en los trabajos de fracturamiento

hidráulico.

Es necesario cuantificar el incremento en la producción, este aumento justifica

la realización de una mayor cantidad de trabajos de fracturamiento hidráulico

en los pozos del Oriente ecuatoriano, siendo una opción factible para mejorar

la producción, cubriendo el costo de inversión y además generando réditos

económicos para la empresa pero sobre todo para el país.

CAPÍTULO II

7

CAPÍTULO II

2. MARCO TEÓRICO

2.1. GENERALIDADES DEL CAMPO PARAHUACU

El descubrimiento del Campo Parahuacu se dio en el mes de octubre de 1968,

mediante la perforación del pozo exploratorio Parahuacu-01, perforado por el

consorcio conformado por las empresas Texazo-Gulf, el pozo Parahuacu-01

alcanzó una producción de 448 BPPD produciendo de la arenisca “T” de la

Formación Napo, este pozo tuvo una profundidad de 10173 pies. (Baby,

Marco, & Barragán, 2004, pág. 46).

2.2. UBICACIÓN DEL CAMPO PARAHUACU

El Campo Parahuacu pertenece a la Provincia de Sucumbíos y forma parte

del activo Lago Agrio, ubicado al norte del río Aguarico y a una distancia de

16 Km en dirección Sur-Este del Campo Lago Agrio, como se puede observar

en la Gráfica N°2.1, actualmente el campo Parahuacu es operado por la

empresa PETROAMAZONAS EP.

En lo concerniente a la geología del campo Parahuacu se ubica sobre el flanco

norte del arco de la transcuenca que separa la cuenca de Oriente en Ecuador

y Perú hacia el sur, de la cuenca Putumayo en Colombia hacia el norte. (Rojas

& Ortega, 2012, pág. 26)

8

Gráfica N° 2. 1. Ubicación del campo Parahuacu

(PETROAMAZONAS EP, 2014)

En la Tabla N° 2.1., se presentan las coordenadas geográficas y UTM que

delimitan al campo Parahuacu.

Tabla N° 2. 1 Coordenadas geográficas y UTM del campo Parahuacu

COORDENADAS GEOGRÁFICAS Y UTM DEL CAMPO PARAHUACU

GEOGRÁFICAS UTM

Latitud: 00°07 00” – 00° 01 00” N 10001000 – 10024000 N

Longitud: 76°43 00” – 76°41 00 O 304000 – 320000 O

Fuente: (PETROAMAZONAS EP, 2014)

9

2.3. ESTADO ACTUAL DEL CAMPO PARAHUACU

A continuación se realiza un resumen conciso del estado actual del campo

Parahuacu.

En la Tabla N° 2.2., se muestra el resumen de pozos que conserva el campo

Parahuacu.

Tabla N° 2. 2. Resumen de pozos del Campo Parahuacu

RESUMEN DE POZOS DEL CAMPO PARAHUACU

PERFORADOS PRODUCTORES CERRRADOS TOTAL

22 12 10 44


Debido a que la producción del campo Parahuacu declinó hasta el año 2012,

se realizó una campaña de trabajos por parte de PETROAMAZONAS EP, para

poder aumentar la producción de los pozos.

2.3.1. RESERVAS

En la Tabla N° 2.3, se exhiben los estimados de reservas de petróleo del

campo Parahuacu por yacimientos que se encuentran en producción, estos

datos son tomados de la Secretaría de Hidrocarburos, SH, al 31 de diciembre

de 2013.

10

Tabla N° 2. 3.Reservas del campo Parahuacu al 31 de diciembre de 2013

Campo Yacimiento

Petróleo In Situ

M bls

FR %

Reservas Probadas

M bls

Producción Acumulada

M bls

Reservas Remanentes

M bls

°API

Parahuacu

Basal Tena 46,503.17 15 1,450 1,339 110.67 20.3

T Inferior 147,655.72 28 30,812 14,521 6,002.88 32.7

T Superior 52,288.96 28 1,656 1,595 61.00 30.8

U Inferior 74,853.28 20 21,885 3,975 4,909.81 32.3

Total 321,301.12 55,803 20,925.24 11,084.36 29.4

Fuente: (SHE, 2013)

2.4.2. PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS PRODUCIDOS

Mediante un análisis PVT, se realizan varias pruebas para determinar las

propiedades de un reservorio de petróleo. (Jaramillo, 2011). En la

Tabla N° 2.4, se presenta un promedio de las propiedades de los fluidos del

campo Parahuacu.

Tabla N° 2. 4. Propiedades PVT de los fluidos del campo Parahuacu

Arena °API Pb (psi)

Boi (bls/bf)

Bob (bls/bf)

Rsi

(pcn/bl)

µo (cP)

Sg gas Salinidad ppm

BT 20.3 844 1.124 1.1403 160 1.7 1.1454 70,000

U 28.2 1,283 1.206 1.2251 463 1.97 1.186 95,000

T 30.8 1,050 1.301 1.3589 396 1.7 1.249 14,000


11

2.4.3. MECANISMO DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO PARAHUACU

Los yacimientos que conforman el campo Parahuacu son subsaturados, se

encuentran sobre el punto de burbuja, es decir, dentro del espacio poroso del

yacimiento no exista gas libre, solo líquidos con gas en solución y se tiene la

siguiente condición: PR>Pb.

En el campo Parahuacu se tiene una columna limitada de agua, demostrado

por la presencia de volúmenes de agua recuperados en la mayoría de los

pozos.

El tipo de mecanismo de producción del campo Parahuacu es una

combinación de gas en solución, expansión de roca fluido, con poca

contribución de gas en solución y empuje de agua.

En las Gráficas N° 2.2, 2.3, y 2.4, se presentan gráficas de los tipos de

mecanismos de producción de los yacimientos del campo Parahuacu, donde

se presenta el comportamiento de la presión en función de los acumulados de

producción, expresados como porcentajes de la presión inicial del reservorio

(Py/Pi) y el factor de recobro (Fr=Np/N).

Gráfica N° 2. 2 Mecanismo de Producción del yacimiento “Basal Tena”


12

De la Gráfica N° 2.2, se puede determinar que el principal tipo de mecanismo

de producción del yacimiento Basal Tena es de expansión de roca fluido.

Gráfica N° 2. 3. Mecanismo de producción del yacimiento "U"


Para la Arena “U”, por los datos exhibidos en la Gráfica N° 2.3, se puede

observar que el yacimiento presenta una combinación de mecanismo de

producción de expansión de roca fluido y gas en solución, siendo el

predominante la expansión de roca y fluido.

Gráfica N° 2. 4. Mecanismo de producción del yacimiento "T"


13

En cuanto al yacimiento “T”, la Gráfica N° 2.4, no muestra una tendencia clara

a un solo mecanismo de producción, por lo que se puede catalogar como una

combinación de expansión de roca fluido, gas en solución y una contribución

de empuje de agua, sin embargo, este último mecanismo no se presenta de

gran manera como en otros campos de la Cuenca Oriente.

2.4.4. FACTOR DE RECOBRO

El factor de recobro se encuentra relacionado directamente con el tipo de

mecanismo de producción del yacimiento, para el campo Parahuacu se tiene

una combinación de varios mecanismos de producción como se mencionó en

el capítulo anterior. Los factores de recobro que se han manejado para el

campo Parahucu se presentan en la Tabla N° 2.5.

Tabla N° 2. 5. Propiedades petrofísicas yacimientos del campo Parahuacu

por yacimiento

Arena Ø (%) Sw (%) FR (%)

Basal Tena 12.50 35.00 15.00

U 10.40 29.00 20.00

T 11.90 30.00 29.00


Según la Tabla N° 2.5, la arena que posee el mayor porcentaje de factor de

recobro es la arenisca T con un valor de 29%, esto se debe a que la saturación

de agua Sw del 30%, es un indicativo de que él puede existir un empuje lateral

de un acuífero en el yacimiento, la arenisca U posee un factor de recobro

bueno y en algunas ubicaciones del campo esta arena es la arena

considerada para producción de los pozos.

14

2.4.5. ESTIMACIÓN DE LA PRODUCCIÓN DEL CAMPO PARAHUACU

Para poder realizar una estimación de la producción, es necesario estudiar la

producción del Campo Parahuacu.

Los datos del historial de producción del campo Parahuacu se presentan en

la Tabla N° 2.6 y las Gráficas N° 2.5 y 2.6, donde observa que la producción

ha declinado, debido principalmente a la disminución natural de la presión del

yacimiento.

Sin embargo, existe un ligero aumento entre el año 2012 y 2013 debido

principalmente a la perforación de nuevos pozos de desarrollo e inversiones

en el reacondicionamiento de pozos anteriormente perforados.

Tabla N° 2. 6. Historial de Producción del campo Parahuacu

HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO PARAHUACU

Año 2009 2010 2011 2012 2013

Total de

Producción

Anual (bls)

1,205,643 1,145,779 1,219,110 922,539 1,025,939

Promedio

diario de

producción

(bppd)

3,303 3,139 3,340 2,520 2,811


15

Gráfica N° 2. 5. Producción Anual del campo Parahuacu

(ARCH, 2013)

Gráfica N° 2. 6. Producción diaria promedio del campo Parahuacu

(ARCH, 2013)

Para determinar la declinación de la producción del campo Parahuacu y de

sus pozos, se utilizó la Ecuación N° 2.1:

𝑞𝑡 = 𝑞𝑖𝑒−𝐷𝑡 𝐸𝑐. [ 2.1]

0

250.000

500.000

750.000

1.000.000

1.250.000

1.500.000

2009 2010 2011 2012 2013

Bar

rile

s N

eto

s an

ual

es d

e P

etró

leo

(b

ls)

Tiempo (años)

0

1000

2000

3000

4000

2009 2010 2011 2012 2013

Bar

rile

s N

eto

s d

iari

os

de

Pet

róle

o

(bls

)

Tiempo (años)

16

Donde:

qt Tasa de producción anual, barriles anuales, bls.

D Declinación, fracción de la tasa de producción, bls/año, valor aproximado del campo Parahuacu, D=15.56%

qi Tasa de producción referencial

t Tiempo, años

Los datos de la declinación de la producción del campo Parahuacu se

presentan en la Tabla N° 2.7.

Tabla N° 2. 7. Estimación de la producción del campo Parahuacu

Año Producción promedio anual (bls) Producción promedio diaria (bls)

2014 1,026,015 2,811

2015 878,167.8 2,405.9

2016 751,625.1 2,059.3

2017 643,317.0 1,762.5

2018 550,616 1,508.5

2019 471,273 1,291.2

2020 403,363.3 1,105.1

2021 345,239.3 945.9

2022 295,490.8 809.6

2023 252,911 692.9


CAPÍTULO III

18

CAPÍTULO III

3.1. DEFINICIÓN DE FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO

La capacidad de los pozos para producir hidrocarburos o recibir fluidos de

inyección se ve limitada debido a la permeabilidad natural que inicialmente

posee el yacimiento y por los cambios generados en las vecindades del pozo

debido a trabajos previamente realizados.

Una fractura hidráulica es una fractura creada por presión, esta fractura se

origina por la inyección de fluido en una formación objetivo.

Es importante que el fluido a inyectar mantenga una presión que exceda a la

presión de fracturamiento de la roca.

Para poder realizar los trabajos de fracturamiento hidráulico, es necesario,

disparar la tubería de revestimiento a través del intervalo de interés y utilizar

tapones recuperables para aislar el intervalo de las otras zonas abiertas. A

continuación, se presuriza el intervalo hasta alcanzar la presión de ruptura de

la formación o presión de iniciación de la fractura, punto en donde la roca se

rompa y se crea la fractura. (Schlumberger, 2012)

El Fracturamiento Hidráulico es una técnica de reacondicionamiento de pozos,

la cual consiste en inyectar de forma continua una cantidad óptima de fluido,

generalmente agua y agentes de soporte o apuntalantes a alta presión, que

genere esfuerzos de tensión en la pared del agujero, estos fluidos inyectado

superan la capacidad de admisión matricial de la formación, provocando la

ruptura (fractura) de la roca del yacimiento, como se ilustra en la

Gráfica N° 3.1.

19

Gráfica N° 3. 1. Esquema de realización de fractura hidráulica

(Bustos, 2013)

Esta fractura se propaga a lo largo de la formación conforme se continúa

inyectando fluido, como se muestra en la Gráfica N° 3.2, la fractura o canal

creado debe ampliar el área de drenaje del pozo, esto ocasiona un aumento

considerable en la producción del petróleo. (Comisión Nacional de

Hidrocarburos, 2011)

Gráfica N° 3. 2. Propagación de la Fractura Hidráulica

(Comisión Nacional de Hidrocarburos, 2011)

20

En la mayoría de pozos la fractura es de tipo vertical debido a que la fractura

de una formación se realiza de forma perpendicular al mínimo esfuerzo, σmin.

Después de la fractura de la formación, la tasa de propagación de la fractura

y la tasa de flujo de fluido dentro de la fractura son importantes y son

denominados comportamiento de pérdida de fluido. La pérdida de fluido es

resultado de un balance volumétrico que se realiza em la fractura, una parte

del fluido crea la fractura y otra irrumpe en las vecindades del pozo. (Pazmiño,

2004, págs. 1.36-1.45)

Posteriormente a la creación de la fractura es necesario introducir dentro de

la fractura un apuntalante, que permita mantener abierta la fractura y

establecer un canal con buena permeabilidad y altamente, y evita que se

produzca el cierre de la fractura, como se muestra en la Gráfica N° 3.3.

Gráfica N° 3. 3. Esquema del apuntalante en el interior de la fractura

(Castillo & Yannín, 2011)

Es importante mencionar que concluido el trabajo de fracturamiento hidráulico

es necesario realizar la limpieza del pozo, para retirar el exceso del material

sustentante, el cual puede ocasionar problemas en los equipos de

levantamiento artificial del pozo.

21

3.2. VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO

Es necesario tomar en cuenta que el momento en el que se decida realizar el

trabajo de fractura es muy importante para lograr obtener los resultados

esperados en el fracturamiento.

A continuación se presentan las principales ventajas y desventajas que

generan los trabajos de fracturamiento hidráulico, es necesario realizar un

análisis a fondo de ellas para determinar la factibilidad y los réditos

económicos mediante el aumento en la producción de los pozos

seleccionados.

3.2.1. VENTAJAS DEL FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO

Entre las ventajas que generan los trabajos de fracturamiento hidráulico, se

pueden citar: aumento de la producción, disminución del daño de formación,

desarrollo de yacimientos con baja permeabilidad, mejora de la admisibilidad

de inyección de fluidos de los pozos, disminución de caída de presión, entre

otras.

El fracturamiento hidráulico permite producir caudales óptimos y

económicamente rentables de formaciones que no poseen buenas

características de permeabilidad y porosidad.

3.2.1.1. Incremento de la Productividad

Los trabajos de fracturamiento hidráulico permiten mejorar de forma

significativa el factor de recobro, ya que permiten aumentar el área de flujo de

pozos que mantienen una baja productividad, en la Gráfica N° 3.4, se

identifica las mejorías que puede lograr el fracturamiento hidráulico. (Lozada,

Análisis de alternativas para incrementar la producción en pozos fracturados

del campo Palo Azul, reservorio Hollín, 2009, págs. 20-22)

22

Gráfica N° 3. 4. Beneficios del fracturamiento hidráulico

(Pazmiño, 2004)

3.2.1.2. Incremento de la Inyectividad

Realizar una fracturamiento permite mejorar la admisibilidad de pozos

inyectores con baja capacidad de recibir fluido, fundamentalmente en pozos

que tienen una largo tiempo de operación y que pueden presentar problemas

de daño especialmente en las vecindades del pozo, esto puede ser

ocasionado por los fluidos inyectados. (Cobos, 2010, págs. 23-25)

3.2.1.3. Disminución del Daño de la Formación

Los trabajos de fracturamiento hidráulico son una excelente opción en pozos

que tienen daño de formación, este daño puede ser consecuencia de:

reacción entre el filtrado y la formación, sólidos de fluidos de perforación y

cementación, entre otras causas. El fracturamiento no solo lo reduce o elimina

el daño, e incluso en ciertas ocasiones la formación queda estimulada, lo cual

mejora su productividad.

En la sección 3.7, se realiza una investigación más detallada sobre el daño de

formación.

Aumenta la Permeabilidad

Disminuye las zonas dañadas

Permite conectar fracturas naturales

Incrementa áreas de drenaje

Incrementa Alturas de

drenaje

23

3.2.1.4. Desarrollo Comercial de Yacimientos con Baja Permeabilidad

En este tipo de campos donde la permeabilidad de la formación es muy baja,

es comúnmente utilizado un fracturamiento hidráulico masivo, cuyo propósito

es exponer un área superficial amplia que permita el flujo hacia el pozo.

Una formación puede ser denominada como formación con baja

permeabilidad cuando se encuentra con una permeabilidad in situ menor o

igual a 0.1 md.

Un trabajo de fracturamiento hidráulico masivo implica el uso de 50 000 a

500 000 galones de fluido fracturante y de aproximadamente 100 000 a

1 000 0000 de libras de material apuntalante. (Hernandez & Soto, 2009, págs.

23-25)

3.2.1.5. Disminución de la caída de presión alrededor del pozo

La caída de presión alrededor del pozo es mucho menor con la realización del

fracturamiento, esto se produce debido a que se logra aumentar el área de

flujo y se mantiene el mismo caudal equivalente, esto además nos brinda la

ventaja de minimizar las producciones de arena, parafinas o asfaltenos.

3.2.2. DESVENTAJAS DEL FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO

El fracturamiento hidráulico puede ocasionar efectos negativos en la fase

productiva de un pozo, o simplemente no causar ningún efecto, si el pozo

candidato no es el adecuado para realizar los trabajos de fracturamiento

hidráulico.

En la Gráfica N° 3.5, se muestran los problemas que se pueden originar los

trabajos de fracturamiento hidráulico, en pozos seleccionados

inadecuadamente.

24

Gráfica N° 3. 5. Desventajas del fracturamiento hidráulico

(Castañeda A. , 2007)

3.3. TIPOS DE FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO

El fracturamiento hidráulico se puede clasificar de varias formas, pero por

facilidad de investigación, se lo ha decidido dividir los trabajos de

fracturamiento hidráulico, según: la orientación de sus fracturas y el tipo de

fluido utilizado en el trabajo de fracturamiento hidráulico.

En la Gráfica N° 3.6, se exhibe la clasificación de los trabajos de


•Puede ocasionar conificacción de agua , debido a que el agua presentar mayor movilidad que el crudo.

Interconexión yacimiento y acuífero

•En el caso de realizar un fracturamiento hidráulico en formaciones depletadas, la producción volverá a disminuir en corto tiempo.

Formaciones depletadas

•Realizar un fracturamiento en pozos con sidetracks puede conectar el pozo con el perforado inicialmente y producir agua.

Sidetracks

•Esto puede generar flujo cruzado o efecto de zona ladrona, disminuyendo la productividad.

Zonas con diferentes presiones

25

Gráfica N° 3. 6. Clasificación del fracturamiento hidráulico

(Coral, 2012)

3.4. NORMATIVA APLICADA AL FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO

Debido a que los trabajos de fracturamiento hidráulico forman parte de los

trabajos realizados dentro de la industria hidrocarburífera, el cual es normado

por la API, ver Anexo N° 1. (API, 2013)

3.4.1. Protección de acuíferos y medio Ambiente (API HF1)

Los trabajos de fracturamiento hidráulico deben cumplir con el manual de

buenas prácticas de la API, donde los aspectos más relevantes de la norma

API HF1, se muestran en la Gráfica N° 3.7.

Tipos de Fracturamiento

Hidráulico

Orientación de las fracturas

Horizontales Verticales Inclinadas

Según la matriz de la roca

Fractura con agente

apuntalante

Fractura con ácido

26

Gráfica N° 3. 7. Resumen de la Norma API HF1

(API, 2013)

3.4.2. Manejo del agua asociada con la Fractura Hidráulica (API HF2)

La Norma API HF2 es utilizada para minimizar los impactos ambientales y

sociales que pueden crearse debido al uso, manejo, tratamiento y disposición

del agua y fluido de fractura. (API, 2013)

El volumen de agua utilizado en los trabajos de fracturamiento hidráulico de

un pozo varía ampliamente, pero se encuentra en un rango promedio de 2 a

4 millones de galones (8 000 – 15 000 m3).

Es importante considerar:

Logística del agua para fractura: Debe ser correctamente

almacenada en tanques cerrados.

Reutilización y reciclaje de agua de flowback: En ciertas ocasiones,

se debe analizar si el agua que retorna de la fractura es conveniente

reusarla o tratarla para su disposición.

Integridad del pozo

•Aislación del anular con la superficie y el subsuelo, contención del fluido de

producción dentro el pozo.

Monitoreo•Asegura que se mantenga dentro de los parámetros establecidos y que la integridad

se mantenga.

Diseño

• La realización del fracturamiento dentro de barreras y zonas de aislación, remoción de

lodo para evitar la migración de los hidrocarburos.

Aislación y cementación

•Debe cumplir con las normas API incluyendo la API Spec 5CT.

27

3.4.3. Normas API e ISO para Agentes de Sostén

Para realizar trabajos de fracturamiento hidráulico es necesario realizar un

control de calidad de los agentes de sostén, en la Tabla N° 3.1, se exhiben

las normas actuales y su equivalente en la norma ISO. (Lauri, 2013)

Tabla N° 3. 1. Normas API para agentes apuntalantes

NORMA EQUIVALENTE DESCRIPCIÓN

API RP 19 C ISO – 13503 – 2 Propiedades de los Propante

API RP 19 D ISO – 13503 – 5 Conductividad de los Propante

Fuente: (Lauri, 2013)

CAPÍTULO IV

29

CAPÍTULO IV

4. ANÁLISIS TÉCNICO

Dentro de este capítulo se realiza un estudio técnico a los trabajos de

fracturamiento hidráulico, realizados durante el mes de julio de 2014.

Las propiedades de los principales yacimientos de los pozos candidatos para

los trabajos de fracturamiento hidráulico en el campo Parahuacu, se presentan

en la Tabla N° 4.1.

Tabla N° 4. 1. Propiedades de los yacimientos del campo Parahuacu

Basal Tena Napo U Napo T

Pozo ho

pies

Ø

%

Sw

% v

Ih

%

ho

pies

Ø

%

Sw

% v

Ih

%

ho

pies

Ø

%

Sw

% v

Ih

%

PRH-10 3 14.4 42.6 0.227 18 13.8 27 1.81 41 13 29 3.8

PRH-11 14 14 29 1.4 22 11.4 27 1.8 38 16.5 23 4.8

PRH-12 12 15 32 1.2 22 11.2 35 1.6 40 14.9 12.8 5.197


4.1. POZO PARAHUACU 10

Para realizar un estudio técnico del pozo Parahuacu 10 es necesario

determinar las condiciones previas al fracturamiento, para determinar si las

características del pozo posterior a los trabajos de fractura mejoraron en la

medida esperada.

30

4.1.1. Antecedentes

El pozo Parahuacu 10 fue perforado el 25 de mayo de 2008, alcanzando una

profundidad vertical verdadera, TVD, de 9 887 pies, finalizando la perforación

el 21 de junio de 2008.

Su completación se realizó el 01 de agosto de 2008, con los siguientes

intervalos perforados, ver Tabla N° 4.2.

Tabla N° 4. 2. Intervalos perforados del pozo Parahuacu 10

Arena

Intervalos ho

Observaciones

pies pies

Arena “Ui”

9,464 – 9,474 10 a 5 disparos por pie


9,490 – 9,494 4 a squeeze

Arena “Ti”



9,726 – 9,730 4 a squeeze


Se evalúo el pozo Parahuacu 10 y los resultados de las pruebas iniciales se

exhiben en la Tabla N° 4.3.

31

Tabla N° 4. 3. Resultados de las pruebas iniciales del pozo Parahuacu 10

Prueba Fecha Zona bppd

BSW

%

°API

1 19-Jul-08 “Ti” 5 97.0 19.6

2 25-Jul-08 “Ui” 641 11.0 32.2


4.1.2. Análisis Estratigráfico

En la Gráfica N° 4.1, se muestra el registro eléctrico del yacimiento U inferior,

donde se va a realizar el trabajo de fracturamiento hidráulico, en busca de

incrementar la producción y aumentar el recobro de las reservas del pozo.

Gráfica N° 4. 1. Estratigrafía del yacimiento "Ui" del pozo Parahuacu 10


Zona

de

interés

Límite inferior

del yacimiento

Límite

superior del

yacimiento

Primer Intervalo

productivo

Segundo Intervalo

productivo

32

En el registro eléctrico, ver Gráfica N° 4.1, de la zona de interés se puede

identificar dos intervalos de arena de la formación U inferior.

El primer intervalo de 9 464 pies a 9 474 pies, con un espesor neto de 10 pies,

el segundo intervalo fracturado va desde 9482 pies a 9490 pies.

Posee un espesor neto de la arena de 8 pies, adicionalmente de identifica el

límite superior e inferior del yacimiento “Ui” formado por arcillas, formando

una barrera impermeable, conveniente para la contención del trabajo de


Es necesario revisar la estratigrafía del pozo candidato a realizar un trabajo

de fracturamiento hidráulico, debido a que la fractura puede extenderse en

una mayor proporción a lo planificado en la simulación de la fractura.

4.1.3. Prueba de Restauración de Presión Previo a la Fractura

Para poder realizar un trabajo de fracturamiento hidráulico exitoso,

disminuyendo en gran medida el riesgo.

Es esencial realizar una prueba de presión previa al fracturamiento.

Se consideró para el análisis de la prueba de restauración de presión un

almacenamiento constante y un reservorio homogéneo con falla en el límite.

4.1.4.1. Datos de la Prueba de Restauración de la Presión

Dentro de la prueba de restauración de presión se tienen los datos básicos de

la evaluación.

Los datos de la prueba de restauración de presión sirven para obtener

resultados válidos en la prueba de presión, los datos ingresados en la Prueba

de Presión se presentan en la Tablas N° 4.4, 4.5 y 4.6.

33

Tabla N° 4. 4. Datos Mecánicos del pozo Parahuacu 10

DATOS MECÁNICOS

Tipo de Pozo: Vertical Observaciones

Profundidad del reservorio

9,464 – 9,474 pies (MD)

9,482 – 9,490 pies (MD)

Profundidad del sensor 9,204.3 pies (MD)

Profundidad de bomba 9,171 pies (MD)

Diámetro del casing 7” OD pulgadas


El tipo de pozo es vertical, lo cual indica una mayor facilidad para los trabajos

de reacondicionamiento, la profundidad de la bomba permite determinar la

elevación que alcanza el fluido al interior del yacimiento, el diámetro del casing

permite conocer las dimensiones de las herramientas a utilizarse.

Tabla N° 4. 5. Propiedades de los fluidos del pozo Parahuacu 10

PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS

Densidad del petróleo 31.1 °API

Presión de burbuja (Pb) 1,293 psia

Factor volumétrico (Bo) 1.1242 by/bf

Viscosidad del petróleo (Uo) 0.62 cP

Salinidad del agua de formación 25,000 Ppm Cl Na


34

La densidad del petróleo nos indica que es un crudo mediano, el punto de

burbuja sirve para la determinación del tipo de yacimiento sea saturado o

subsaturado de petróleo, el factor volumétrico del petróleo de 1.1242, nos

indica que para obtener 1 barril de petróleo en condiciones de superficie

necesitamos de 1.1242 barriles en el yacimiento, la viscosidad de 0.62 indica

que el petróleo tiene una buena movilidad, la salinidad del agua de formación

indica una alta cantidad de sales lo cual puede generar problemas de

corrosión.

Tabla N° 4. 6. Propiedades petrofísicas del reservorio "U” inferior del pozo

Parahuacu 10

PROPIEDADES PETROFÍSICAS RESERVORIO “U INFERIOR”

Espesor disparado 18 pies

Radio del pozo (rw) 0.29 pies

Porosidad Efectiva 18 %

Saturación del Agua (Sw) 27 %

Compresibilidad Total (ct) 1.7184 e-5 psia-1


Las propiedades petrofísicas del reservorio U inferior nos permiten determinar

la cantidad de petróleo original en sitio, POES, mediante el uso de la

Ecuación N° 4.1.

𝑃𝑂𝐸𝑆 =7,758 ∗ 𝐴 ∗ ℎ𝑜 ∗ ∅ ∗ (1 − 𝑆𝑤)

𝐵𝑜𝑖 𝐸𝑐. [4.1]

35

Donde:

7 758 Factor de conversión, bls/acre/pie

A Área de drenaje la roca, acres

ho Espesor de petróleo neto, pies

Sw Saturación de agua, fracción

Ø Porosidad de la roca, fracción

Boi Factor volumétrico del petróleo (by/bf)

Para determinar el Área de drenaje de la roca se utiliza la Ecuación N°4.2.

𝐴 =𝜋 ∗ 𝑟𝑒

2

43 560 𝐸𝑐. [4.2]

Donde:

A Área de drenaje la roca (acres)

43 560 Factor de conversión (pies2/acres)

re Radio de drenaje del pozo (pies2)

El radio de drenaje del pozo Parahuacu 10, de la información entregada por

PETROAMAZONAS EP, se presenta en la siguiente Tabla N° 4.7.

Tabla N° 4. 7. Radios de drenaje del pozo Parahuacu 10

Pozo Re (m) Re (pies)

Parahuacu 10 315.16 1,033.99


Reemplazando el valor del radio de drenaje del pozo Parahuacu 10 en la

Ecuación N°4.2, se obtiene lo siguiente:

36

𝐴 =𝜋 ∗ (1 033.99)2

43 560= 77.10 𝑎𝑐𝑟𝑒𝑠

Es necesario utilizar la Tabla N° 4.8, en la cual tenemos los parámetros

petrofísicos del yacimiento U de los pozos del campo Parahuacu, para poder

efectuar el cálculo del POES.

Tabla N° 4. 8. Propiedades petrofísicas del pozo Parahuacu 10

Pozo ho (pies) Ø (%) Sw (%)

Parahuacu 10 18 13.8 27.0


Utilizando los datos obtenidos de la Tabla N° 4.8, y el valor del área de

drenaje de la roca reemplazamos estos valores en la Ecuación N° 4.1, y se

realiza el cálculo del POES.

𝑃𝑂𝐸𝑆 =7,758 ∗ 77.10 ∗ 18 ∗ 0.138 ∗ (1 − 0.27)

1.1242

𝑃𝑂𝐸𝑆 = 964,794 𝑏ls

Para determinar las reservas estimadas del pozo Parahuacu 10, se utiliza la

Ecuación N° 4.3.

𝑅𝑒𝑠𝑒𝑟𝑣𝑎𝑠 = 𝑃𝑂𝐸𝑆 ∗ 𝐹𝑅

𝐵𝑜𝑖 𝐸𝑐. [4.3]

Reemplazando el valor obtenido del petróleo original en sitio se obtiene:

𝑅𝑒𝑠𝑒𝑟𝑣𝑎𝑠 = 964,794 ∗0.20

1.1242

37

El resultado obtenido de las reservas probadas del pozo Parahuacu 10 es el

siguiente.

𝑅𝑒𝑠𝑒𝑟𝑣𝑎𝑠 = 171,641 𝑏𝑙𝑠

El resultado del cálculo de las reservas del pozo Parahuacu 10, difiere de los

valores presentados por PETROAMAZONAS y otros estudios anteriores,

debido a que los valores de los parámetros petrofísicos han sido nuevamente

evaluados.

4.1.4.2. Análisis de la Prueba de Presión Previo Fracturamiento

De la prueba de Build Up previa al fracturamiento, se obtienen las

Gráficas N° 4.2 y 4.3.

Gráfica N° 4. 2. Presión y caudal obtenidas del Build Up previo al

fracturamiento del pozo Parahuacu 10


La Gráfica N° 4.2, presenta dos etapas: la primera de 30 horas donde el pozo

se mantiene fluyendo a 300 bls/día, se realiza el cierre del pozo por

aproximadamente 27 horas donde se obtuvo una restauración de presión

rápida, como se muestra en la gráfica de color verde posterior a las 30 horas,

donde en un tiempo de 2 a 3 horas se obtiene la presión del yacimiento.

38

Gráfica N° 4. 3. Derivada de presión previa al fracturamiento del pozo

Parahuacu 10


Adicionalmente, se realizó la gráfica de la derivada, ver Gráfica N° 4.3 , en

la cual permite visualizar el cambio de la presión y la derivada del cambio de

la presión respecto al logaritmo del tiempo, ambas en escala log – log.

La región de tiempos tempranos, ETR, representa la presión en las cercanías

del pozo. La línea de color azul marca la tendencia del flujo radial normal que

debe mantener la curva roja de la derivada, debido a que la región posterior

al flujo radial tiene una elevación, el pozo se considera dañado. El daño (skin)

puede ser calculado mediante la Ecuación N° 4.4.

𝑆 =∆𝑃𝑠 ∗ 𝑘 ∗ ℎ

141.2 ∗ 𝑞 ∗ 𝛽 ∗ 𝜇 𝐸𝑐. [4.4]

Daño

MTR

ETR

39

Donde:

∆Ps Caída de presión durante el Build Up, ∆Ps=1,037.81 psi.

k Permeabilidad de la formación productora con daño, k=21 mD.

h Espesor, pies, h=18 pies.

q Caudal antes del cierre, q=300 bls.

Β Factor volumétrico del petróleo, B=1.1242 by/bf

µ Viscosidad del petróleo, µ=0.62 cP.

Reemplazando los valores correspondientes se consigue lo siguiente:

𝑆 =1,037.81 ∗ 21 ∗ 18

141.2 ∗ 240 ∗ 1.1242 ∗ 0.62

El valor del daño calculado es de:

𝑆 = 16.61

4.1.4.3. Resultados de la prueba de presión

Los resultados de la prueba de restauración de presión se presentan en la

Tabla N° 4.9.

La presión estática del yacimiento, Pws, es la presión inicial que ejercen los

fluidos sobre el medio poroso, en un yacimiento que se encuentra cerrado.

La presión de fondo fluyente, Pwf, es la presión que proporciona la energía

necesaria para levantar la columna de fluido desde el fondo del pozo hasta la

superficie, esta presión es calculada en fondo cuando el pozo se encuentra

en producción, es menor que la presión del yacimiento para crear el diferencial

de presión entre el pozo y el yacimiento.

40

Tabla N° 4. 9. Presiones obtenidas de la prueba de Build Up previa al


Presión Profundidad

(pies)

Valor Medido

(psi)

Pwf al Sensor 9,204 230.76

Pwf @ MP 9,486 350.04

Pws Sensor 9,204 1,675.6

Pws @ MP 9,486 1,794.88

P burbuja - 1,293


La presión de burbuja, Pb, es la presión a la cual la primera burbuja de gas se

desprende del crudo, esta presión sirve para identificar si un yacimiento se

encuentra subsaturado o saturado de gas.

De la Tabla N° 4.9, se analiza que la presión de burbuja del pozo Parahuacu

10, posee un valor alto Pb= 1 293 psi, lo cual indica que va a existir la irrupción

de gas en un momento próximo de la producción.

La corrección de presiones se lo realiza a la profundidad del punto medio de

los disparos, para el pozo Parahuacu 10, la profundidad media de los disparos

es de 9 486 pies.

Otras variables obtenidas de la prueba de restauración de presión se

observan en la Tabla N° 4.10.

41

Tabla N° 4. 10. Variables obtenidas de la Prueba de Build Up previa al

fracturamiento hidráulico

Parámetros Valor Unidades

Permeabilidad 20.8 mD

Capacidad de Flujo 374 mD-pie

∆Ps 1,037 Psi

Daño 16 -

Índice de Productividad J actual 0.17 bls/día/psi

Eficiencia de Productividad 0.28 < 1 (Formación dañada)


Del análisis de las pruebas de presión se obtuvo que la formación tiene un

daño promedio calculado de S = 16.1, considerado como un daño alto, lo cual

dificulta la producción esto concuerda con la eficiencia de flujo la cual es de

0.28. La permeabilidad de la formación es de K= 21 mD.

Una de las principales causas para la generación del daño es el contenido de

caolinita presente en la arenisca “Ui”, lo que causa el taponamiento de las

gargantas porales debido a la migración de finos, por este motivo se

recomienda evitar la producción a altos caudales de flujo.

Por medio de la prueba de presión se determinó que el diferencial de presión

por daño es de DPs=1 037.81 psi, esta restricción al flujo, puede ser removida

mediante un trabajo de reacondicionamiento con torre, creando una ganancia

sobre la producción. Debido a que ya se han realizado trabajos de

42

estimulación y re punzonamiento que no han logrado los resultados

esperados, se recomienda realizar un trabajo de fracturamiento hidráulico.

4.1.5. WO # 3 Fracturamiento Hidráulico

Objetivo: Re disparar Arena “Ui”: 9 464 pies – 9 474 pies (10 pies), 9 482 pies

– 9 490 pies (8 pies). Evaluar, Fracturar “Ui” y re diseñar equipo BES.

En la Gráfica N° 4.4, se presenta el diagrama de la completación del pozo

Parahuacu 10, para el reacondicionamiento #3, donde se realizó el

facturamiento.


Parahuacu 10


43

Dentro del diagrama de completación, se observa colocado un centralizador,

este equipo asegura la ubicación en el centro del motor, la bomba y el cable.

Son utilizados para permitir un enfriamiento adecuado, una completación

típica del sistema de levantamiento artificial electrosumergible, que consta de

un motor eléctrico, un sello, un separador de gas y bombas electrocentrífugas.

Después se encuentra un niple de asiento (NO – GO), diseñado para alojar

un dispositivo de cierra para controlar la producción.

Posterior se observa una camisa deslizable (Standing Valve) cuyo objetivo es

permitir el flujo de fluidos hacia la superficie.

Resumen del WO # 3

Se inicia el trabajo de reacondicionamiento del pozo # 3, donde se

planea realizar el fraturamiento hidráulico, el 29 de diciembre de 2013.

Transporte y llenado de tanques de agua fresca, para preparar fluido

de control, se controla el pozo por tubing punch.

Sacan equipo BES D-460N, en tubing de 3 ½” en paradas hacia la torre.

Pulling del equipo BES, existe la presencia de arena y parafinas.

Arman y bajan BHA de limpieza con broca de 6 1/8”, limpian el pozo,

sacan y desarman BHA de limpieza.

Arman conjunto TCP, arma herramienta para correlacionar marca

radioactiva, saca y desarman equipo, suelta barra de disparos.

Re punzonan arena “Ui” 9 464 pies – 9 474 pies (10 pies) y 9 482pies

– 9 490 pies (8 pies) a 5 disparos por pie (dpp).

Baja elementos de presión y asienta No-Go, abre camisa de

circulación, prueban líneas con 3 500 psi, evalúan arena “Ui”.

Se cierra por 24 horas para realizar prueba de restauración de presión.

Arman y bajan BHA de fractura en 3 ½”.

Técnico efectúa prueba de líneas para fracturamiento con 9 000 psi.

44

Se bombea 4 620 galones de One Step GP, desplazan con 3 696

galones de WF-130.

Se deja en remojo el tratamiento One Step GP por ocho horas debido

al daño de formación.

Bombean DATA FRAC con 5 040 galones de YF-130HTD a 17.5 bpm

y 3 563 psi, desplaza con 3 696 galones de WF-130 (Gel lineal) a bpm

y 3 989 psi.

Se realiza el apuntalamiento de la fractura con arena Carbolite 20/40.

Se bombea un PAD de 210 bls @ 20 bpm y 3 703 psi, se bombea

apuntalante con arena Carbolite 20/40 con un total de 28 529 lbs de

arena Carbolite 20/40.

El total del volumen bombeado es de 372 bls de YF-130 HTD, se

desplaza la arena con 84 bls de Gel Lineal WF-130.

Aquí se obtienen la declinación de presión y datos inmediatamente

después de la fractura.

Se cierra el pozo por 24 horas, para prueba de restauración de presión.

Se sacan elementos de presión.

Se baja equipo en tubería 3 ½” EUE clase “B”, midiendo, calibrando,

probando can 3 000 psi cada 20 paradas hasta 9393 pies.

La adquisición de datos de los fluidos de fracturamiento se llevó a cabo

por medio del Software FracCADE de la compañía Schlumberger, ver

Tabla N° 4.11 y Gráficas N° 4.5, y 4.6.

Terminan las operaciones el 23 de enero de 2014.

Resultados: El trabajo de reacondicionamiento fue exitoso lográndose re

disparar “Ui” y se fracturó con un incremento de producción de 380 bpd.

El análisis de la producción incremental que se obtuvo en el pozo posterior al

fracturamiento hidráulico, es fundamental para la realización del estudio

económico del pozo Parahuacu 10, como se mostrará en el Capítulo 5.1.

45

Tabla N° 4. 11. Datos obtenidos en el fracturamiento hidráulico del pozo

Parahuacu 10

Parámetro Valor Unidad Parámetro Valor Unidad

P inyección 3,500 psi Total

inyección

1,177 bls

Inyección

por hora

67 bls/hora Inyección

diaria

1,608 bls

BSW

inyección

50 % BSW

formación

75 %

Producción

por hora

31 bls Producción

diaria

744 bls

BSW

retorno

84 % Horas

evaluadas

61 horas


De la Tabla N°4.11, se concluye que, la producción del pozo Parahuacu 10,

incrementó, el porcentaje del BSW incrementó debido al aumento del agua

inyectada para el fracturamiento, se realizó la evaluación por un tiempo

suficiente y la inyección del fluido de fractura fue normal y dentro de los

parámetros esperados.

46

Gráfica N° 4. 5. Data FRAC del fluido OneSTEP GP del pozo Parahuacu 10

(Schlumberger, 2014)

Dentro del fracturamiento hidráulico se utilizó 120 barriles (bls) de fluido One

Step GP, cuya función principal es acondicionar la formación y prepararla para

recibir los fluidos base agua que serán utilizados para el fracturamiento

hidráulico, la curva de color rojo representa la presión del tratamiento medida

en superficie, Treating Pressure (Tr. Press), donde podemos observar que la

presión máxima de inyección es de 5 500 psi, la línea de color azul representa

los caudales de inyección, Slurry Rate, de la Gráfica N° 4.5, observamos que

se realiza una prueba de inyección a diferentes caudales, el caudal máximo

de inyección es de 20 barriles por minuto (20 bls/min), la curva de color marrón

representa la presión anular, Anular Pressure (AN_PRESS), en la cual

evidenciamos que no existe la pérdida de presión debido a la pérdida de fluido

dentro de la formación.

Presión

Máxima Caudal

Máximo

47

Gráfica N° 4. 6. DataFRAC de la calibración de la fractura del pozo

Parahuacu 10


La Gráfica N° 4.6, se la ejecuta para la calibración y determinar la declinación

de la presión. En esta sección del tratamiento se utilizó 110 bls de fluido

fracturante YF 130 HTD, para reproducir las propiedades a ser evaluadas.

La línea de color rojo indica la presión del tratamiento medida en superficie,

con una presión máxima de 4 000 psi, mientras que el perfil de color azul

representa el caudal de inyección, con un caudal máximo de 20 bls/min.

La línea de color marrón muestra la presión anular, anular pressure

(AN_PRESS), la cual presenta valores normales que indican que el packer

dentro de la tubería está aislando la fractura y que se efectuó la fractura sin

problemas.

Presión

Máxima

Caudal

Máximo

48

Gráfica N° 4. 7. DataFRAC de la fractura del pozo Parahuacu 10


Dentro de la realización del fracturamiento se obtuvo la Gráfica N° 4.7, donde

la línea de color rojo representa la presión del tratamiento en superficie, se

pudieron identificar lo siguiente:

1. Fractura de la formación

2. Propagación de la fractura

3. Cierre instantáneo

4. Presión de cierre obtenido de la caída de presión

5. Re abrimiento de la fractura.

Dentro del análisis de la presión obtenida en el tratamiento de la fractura

hidráulica, se determinó un gradiente de fractura, Instantaneous shut-in

pressure (ISIP), con un valor de 0.71 psi/pie, tomando en cuenta este valor y

que FG < 0.8, la fractura generada tendrá una orientación vertical. La línea de

color azul representa el caudal de inyección, donde el caudal utilizado para la

fractura fue de 20 bls/min. La línea de color marrón constituye la presión anular

del pozo, que se mantiene en los mismos valores y no existe un aumento

1 2

1

3

2

1

4

3

2

1

5

4

3

2

1

49

excesivo. La línea color verde obscuro representa la concentración del agente

sostén, la cual va aumentando hasta obtener una concentración adecuada del

agente sostén de 7 libras de apuntalante por galón de fluido, pounds of

proppant added, la línea de color verde claro indica la concentración del

material de soporte en el fondo del pozo medido.

4.1.6. Análisis Posterior al Fracturamiento Hidráulico

Es primordial realizar un análisis posterior al fracturamiento hidráulico para

determinar la eficiencia del mismo, el aumento de la producción y la mejoría

en las condiciones que presenta el pozo.

4.1.6.1. Análisis de la Prueba de Presión Posterior a la Fractura

De la prueba de restauración de presión posterior al trabajo de fracturamiento

hidráulico se logró obtener las Gráficas N° 4.8, 4.9 y 4.10.

Gráfica N° 4. 8. Presión y caudal obtenidos del Build Up posterior al



Período

de Flujo

Período

de Cierre

50

La Gráfica N° 4.8, indica que la prueba de presión del Pozo Parahuacu 10,

la tuvo un total de 25.61 horas de cierre, y una duración total de prueba de

36.4181 horas, además permite obtener una presión estabilizada como indica

la línea verde después del período de flujo a caudal constante.

Gráfica N° 4. 9. Gráfica de superposición posterior al fracturamiento del

pozo Parahuacu 10


Además de la prueba de presión, se puede obtener la Gráfica N° 4.9, que

presenta la curva de color verde que una vez de cerrado el pozo, indica un

flujo radial, lo cual nos da un indicio que el tiempo de cierre del pozo fue

suficiente para poder analizar las características que tiene el pozo.

51


Parahuacu


De la prueba de presión realizada después de la fractura la gráfica de la

derivada, ver Gráfica N° 4.10, se identificó la región de tiempos tempranos,

ETR, la línea de color naranja representa el comportamiento con flujo radial

de la región de tiempos medios, MTR, y la región de tiempos tardíos, LTR,

donde por encontrarse puntos bajo la línea representa que el pozo

Parahuacu 10 se ajusta a un pozo con fractura de conductividad finita.

4.1.6.2. Resultados de la Prueba de Presión

Es importante revisar y analizar los resultados finales de la prueba de presión

debido a que es el indicativo de la efectividad del tratamiento de fracturamiento

hidráulico en el Pozo Parahuacu 10. De la prueba de presión se obtuvo los

resultados presentados en la Tabla N° 4.12.

MTR

Formación

estimulada ETR

52

Tabla N° 4. 12. Resultados de las presiones obtenidas la prueba de Build Up

posterior al fracturamiento hidráulico

Presión Profundidad

(pies)

Valor Medido

(psi)

Pwf en el Sensor 9,288 1,410

Pwf a punto medio

de los disparos

9,486 1,492

Pws en el Sensor 9,288 1,636

Pws @ MP 9,486 1,718

P burbuja - 1,293

∆Ps - -30.14


En base a la Tabla N° 4.12, se determina que la presión de fondo fluyente es

mayor a la presión de burbuja, lo cual es un indicativo que el pozo se

encuentra sub saturado, antes del fracturamiento hidráulico el valor de las

presiones era menor que la presión de burbuja por lo que pudo ocurrir la

liberación de gas presente en el yacimiento.

En base a los resultados de las presiones se calcula el índice de productividad

actual, mediante las Ecuación N°4.5.

𝐼𝑃𝒂𝒄𝒕𝒖𝒂𝒍 =𝑄𝒇

𝑃𝑤𝑠 − 𝑃𝑤𝑓 𝐸𝑐. [4.5]

53

Donde:

IPactual Índice de productividad actual, bls/día/psi

Qf Caudal de fluido, bls/día

Pws Presión de reservorio, psi

Pwf Presión de fondo fluyente, psi

Se reemplaza los valores de las presiones obtenidas, así:

𝐼𝑃𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙 =744

1718 − 1492=

744

226

𝐼𝑃𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙 = 3.29 𝑏𝑙𝑠/𝑑í𝑎/𝑝𝑠𝑖

Utilizando los resultados de presión obtenidos en la prueba de restauración

de presión y la Ecuación N° 4.6, se calcula el índice de productividad real que

presenta el pozo Parahuacu 10.

𝐼𝑃𝒓𝒆𝒂𝒍 =𝑄𝒇

𝑃𝑤𝑠 − 𝑃𝑤𝑓 − ∆𝑃𝑠 𝐸𝑐. [4.6]

Reemplazando las presiones de la prueba de presión se tiene:

𝐼𝑃𝑟𝑒𝑎𝑙 =744

1718 − 1492 − (−30.14)

𝐼𝑃𝑟𝑒𝑎𝑙 = 2.90 𝑏𝑙𝑠/𝑑í𝑎/𝑝𝑠𝑖

Mediante la Ecuación N°4.7, se calcula la eficiencia de flujo del pozo.

𝐸𝐹 =𝐼𝑃𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙

𝐼𝑃𝑟𝑒𝑎𝑙 𝐸𝑐. [4.7]

54

Donde:

EF Eficiencia de flujo del pozo, adimensional

IPactual Índice de productividad actual, bls/día/psi

IPreal Índice de productividad real, bls/día/psi

Se reemplazan los valores obtenidos anteriormente, así:

𝐸𝐹 =3.29

2.90

𝐸𝐹 = 1.13

La eficiencia de flujo del pozo Parahuacu 10, indica que la formación se

encuentra estimulada.

sto evidencia que el trabajo de fracturamiento hidráulico fue exitoso.

El daño que presenta la formación puede ser calculado mediante la

Ecuación N° 4.4, anteriormente expuesta, utilizando los siguientes valores de

la Tabla N° 4.13.

Tabla N° 4. 13. Variables utilizadas en el cálculo del daño del pozo

Parahuacu 10

Parámetro Valor Unidades

∆Ps (Caída de presión

durante el Build Up) -30.14 psi

h (espesor de la

formación) 18 pies

55

Continuación Tabla N° 4.13. Variables utilizadas en el cálculo del daño del

pozo Parahuacu 10


Q (Caudal) 744 bls

K (Permeabilidad de la

formación productora) 112 mD

Β (Factor volumétrico

del petróleo) 1.1242 by/bf

µ (Viscosidad del

petróleo) 0.62 cP


Los valores presentados en la Tabla N° 4.13, son valores reales obtenidos

de la prueba de restauración de presión realizada al pozo Parahuacu 10 previo

al trabajo de fracturamiento hidráulico, es necesario realizar pruebas de

presión previo y posterior al fracturamiento para conocer las características

que mantiene el pozo.

Reemplazando los valores en la Ecuación N° 4.4, así:

𝑆 =−30.14 ∗ 112 ∗ 18

141.2 ∗ 744 ∗ 1.1242 ∗ 0.62

𝑆 = −0.9

Los resultados de la comparación entre la prueba de presión previa y posterior

al fracturamiento, se muestran en la Tabla N° 4.14.

56

Tabla N° 4. 14. Comparación de resultados previos y posteriores a la

fractura hidráulica

Previo Fracturamiento Hidráulico

Post Fracturamiento Hidráulico

Parámetros Valor Unidades Valor Unidades

Permeabilidad 20.8 mD 112 mD

Capacidad de Flujo

374 mD-pie 2,020 mD-pie

Daño 16.5 -0.908

IP actual 0.17 bls/día/psi 3.29 bls/día/psi

EF 0.28 < 1 1.13 > 1


Posterior al fracturamiento hidráulico se logró aumentar la permeabilidad del

pozo, de 20.8 a 112 mili Darcys (mD), lo cual mejora la capacidad de la roca

para permitir el flujo de los fluidos, el cual se relaciona de forma directa con la

capacidad de flujo que incrementó su valor de 374 a 2 020 mD-pie.

Igualmente de la prueba de restauración de la presión se determinó que la

formación, tenía un daño de formación (Skin) antes del trabajo de

fracturamiento de S = 16.5 y con el trabajo de fracturamiento se calculó un

daño de S = -0.908, lo que indica que el trabajo de fracturamiento fue exitoso

y la formación se encuentra estimulada, esto se corrobora con la eficiencia de

flujo la cual aumentó de 0.28 a 1.13, al igual que el índice de productividad,

IPR, que incrementó su valor de 0.17 bls/día/psi a 3.29 bls/día/psi.

57

4.1.7 Cálculo de diseño de fractura pozo Parahuacu 10

Para la realización de esta investigación es indispensable realizar el cálculo

de las variables de diseño del trabajo de fracturamiento hidráulico.

4.1.7.1. Máximo esfuerzo de la roca

Para determinar el máximo esfuerzo o vertical, a una determinada

profundidad, se puede utilizar la Ecuación de Overburden, ver

Ecuación N°4.8.

𝜎𝑣 =𝜌𝐻

144 𝐸𝑐. [4.8]

Donde:

𝜎𝑣 Máximo esfuerzo de la roca, psi

H Profundidad, Pies, H= 9 486 pies.

ρ Densidad de la roca, para areniscas ρ=2 650 Kg/m3

144 Constante para transformación, pies2 / pulgadas2

Transformado el valor de la densidad se tiene:

𝜌 = 2,650 𝐾𝑔

𝑚3∗

2.2 𝑙𝑏

1 𝐾𝑔∗

(1𝑚)3

(3.28 𝑝𝑖𝑒𝑠)3

𝜌 = 165 𝑙𝑏/𝑝𝑖𝑒3

Reemplazando los valores en la Ecuación N° 4.8, se alcanza lo siguiente:

𝜎𝑣 =165 ∗ 9,486

144 = 10,869 𝑝𝑠𝑖

Dividiendo el valor obtenido para la profundidad obtenemos un gradiente de

presión, así:

58

𝑑𝜎𝑣

𝑑𝐻=

10,869 𝑝𝑠𝑖

9,486 𝑝𝑖𝑒𝑠= 1.14

𝑝𝑠𝑖

𝑝𝑖𝑒

Esta gradiente de presión concuerda con los valores conocidos de las

unidades de campo empleados en la industria petrolera de 1.1 psi/pie.

4.1.7.2. Módulo de Compresibilidad de la Roca

Esta constante de las rocas es determinada por la relación entre la presión

aplicada con respecto al cambio generado por dicha presión. El módulo de

compresibilidad de la roca es el recíproco de la compresibilidad total de la

roca, calculado por la Ecuación N° 4.9.

𝐾𝑏 =Δ𝑝

(Δ𝑉𝑉 )

=1

𝑐𝑡 𝐸𝑐. [4.9 ]

Donde:

Kb Módulo de Compresibilidad de la Roca, psi

p Presión hidrostática

V Volumen

Ct Compresibilidad total de la roca, psia-1

Reemplazando el valor de la compresibilidad de la roca, obtenida durante la

prueba de presión del pozo Parahuacu 10, se tiene lo siguiente:

𝐾𝑏 =1

𝑐𝑡=

1

1.7184𝑒−5= 58,207 𝑝𝑠𝑖

𝐾𝑏 = 58,207 𝑝𝑠𝑖 ∗ 1 𝑎𝑡𝑚

14.7 𝑝𝑠𝑖∗

101,325 𝑃𝑎

1 𝑎𝑡𝑚= 4.1 𝑥 108 𝑃𝑎

El valor del módulo de compresibilidad de las rocas se encuentra de acuerdo

a los valores para las areniscas que va de 2.0 x108 y 5.5 x 109 Pascales (Pa).

59

4.1.7.3. Flujo y Mecánica del Fluido en la Fractura

Es crítico para el transporte del material sustentante, los parámetros de qi y µ,

ya que permiten mantener abierta la fractura, además influyen en la presión

neta, Pnet, afectando según lo antes expresado en esta investigación a la altura

y longitud de penetración de la fractura.

Para el cálculo de la Presión neta de fractura, Pnet, se puede utilizar la Gráfica

N° 4.11, de la variación de esfuerzos y la Ecuación N° 4.10.

𝑃𝑛𝑒𝑡 =1

3∆𝜎 𝐸𝑐. [4.10]

Donde:

Pnet Presión neta de la fractura

∆σ Diferencia de esfuerzos

Gráfica N° 4. 11. Esfuerzos de la formación en relación a la profundidad del

pozo Parahuacu 10


∆σ1 = 1100 psi

∆σ2 = 1400 psi

60

En la Gráfica N° 4.11, se representa por la línea de color verde al esfuerzo

(Stress) que soporta la roca a una determinada profundidad, para el cálculo

de la presión neta de fractura se reta el máximo valor de esfuerzo menos el

mínimo valor del esfuerzo, diferencia de esfuerzos, y se divide para 3.

Reemplazando los valores de la diferencia de esfuerzos se realiza los cálculos

pertinentes y se obtienen los resultados expuestos en la Tabla N° 4.15.


Parahuacu 10

Procedimiento Resultado

(psi)

Pnet 1 𝑃𝑛𝑒𝑡 =1

3 (1100) 367

Pnet 2 𝑃𝑛𝑒𝑡 =1

3 (1400) 467

4.1.7.4. Ancho de la Fractura

Para describir la geometría elemental de una fractura es necesario considerar

al ancho de fractura, w.

Considerando a la roca como un medio elástico, al inicio de la fractura es una

grieta en la roca.

La presión neta, Pnet, la fractura se cierra por el esfuerzo de cierre, esfuerzo

que anula la Pnet e incluso puede llegar a tener un valor menor que cero.

Considerando una geometría de fractura de tipo elíptica, el ancho máximo

será calculado mediante la Ecuación N°4.11.

61

𝑤𝑚𝑎𝑥 =2𝑃𝑛𝑒𝑡𝑑

�̀� 𝐸𝑐. [4.11 ]

Donde:

wmax Ancho máximo de la fractura

Pnet Presión neta, Pnet promedio= 417 psi

�̀� Módulo del plano de deformación en función del módulo de Young, E, y de la relación de Poisson, v, esta última tiene un valor de 0.2, el valor del módulo de Young E, se lo obtiene de la Tabla N° 4.16, ver Ecuación N°4.12.

Tabla N° 4. 16. Módulo de Young para diferentes tipos de roca

Tipo de Roca Módulo E (psi)

Roca Dura = 5 x 106

Roca Suave < 1 x 106

Arena No-Consolidada 0.5 x 106

Fuente: (Cárdenas, 2011)

�̀� =𝐸

1 − 𝑣2 𝐸𝑐. [ 4.12 ]

Reemplazando, los valores y con la arenisca considerada como una roca

suave se utiliza un valor de E= 0.8 x 106, así:

�̀� =0.8 𝑥 106

1 − 0.22=

8 𝑥 105

1 − 0.04=

8 𝑥 105

0.96

�̀� = 8.3 𝑥 105

d Dimensión característica de la fractura seleccionada en base a un modelo, ver Tabla N° 4.17.

62

Tabla N° 4. 17. Dimensión característica de la fractura según el modelo de

simulación de fractura

MODELO Dimensión Característica, d

Condición Observaciones

PKN hf Xf >> hf Para longitudes mayores a la altura de la fractura.

KGD 2xf Xf << hf Para longitudes menores que la altura de la fractura.

Fuente: (Herrera G. , 2009)

Debido a que la longitud de la fractura esperada es mayor que la altura de la

fractura se utilizará el modelo PKN, la altura de la fractura, hf, es de 18 pies o

216 pulgadas, para efectos del cálculo del ancho debe ser calculada con las

unidades en pulgadas y se reemplazan los valores en la Ecuación N°4.11,

obteniendo:

𝑤𝑚𝑎𝑥 =2𝑃𝑛𝑒𝑡ℎ𝑓

�̀�=

2 ∗ 417 ∗ 216

8.33 𝑥 105= 0.22 𝑝𝑢𝑙𝑔𝑎𝑑𝑎𝑠

4.1.7.5. Presión Hidrostática

Esta presión es generada por el fluido en el pozo contra la formación.

Matemáticamente es calculado por la Ecuación N° 4.13.

𝑃𝐻 = 0.052 ∗ 𝜌 ∗ 𝐷 Ec. [ 4.13 ]

Donde:

PH Presión hidrostática, psi

0.052 Factor de conversión

ρ Densidad del material apuntalante, lpg

D Profundidad vertical, pies

63

Las propiedades del agente apuntalante se exhiben en la Tabla N° 4.18.

Tabla N° 4. 18. Propiedades del agente apuntalante Carbolite 20/40

Nombre Apuntalante

Gravedad Específica

Diámetro medio

(pulgadas)

Porosidad de

empaque (%)

Permeabilidad (mD)

Carbolite 20/40

2.71 0.029 39.7 245,554


Utilizando la fórmula de la densidad absoluta, ver Ecuación N°4.14, de la siguiente manera:

𝜌 = 𝑆𝐺𝑐 20/40 ∗ 𝜌𝑤@60°𝐹 𝐸𝑐. [4.14]

Donde:

SGC 20/40 Gravedad específica del apuntalante, SGC20/40=2.71, adimensional.

ρw@60°F Densidad de referencia del agua, ρw@60°F=0.99902 gr/cm3

ρ Densidad absoluta del fluido, gr/cm3

Reemplazando los valores en la Ecuación N°4.14, anteriormente expuesta,

se obtiene el valor de la densidad del agente de sostén, en

gramos/centímetro3.

𝜌 = 2.71 ∗ 0.99902 𝑔𝑟/𝑐𝑚3 = 2.7073 𝑔𝑟/𝑐𝑚3

Este valor se encuentra correcto debido a que este tipo de petróleo es más

ligero que el agua, pero el valor debe ser transformado a libras por, así:

𝜌 = 2.7073 𝑔𝑟

𝑐𝑚3∗

1 𝑙𝑏

453.59 𝑔𝑟∗

(10𝑐𝑚)3

(1 𝑑𝑚)3∗

1 𝑑𝑚3

1𝐿∗

3.78 𝐿

1 𝑔𝑙= 22.56 𝑙𝑝𝑔

64

Sustituyendo todos los valores correspondientes en la Ecuación N°4.13, se

realiza el cálculo de la presión hidrostática que ejerce el fluido.

𝑃𝐻 = 0.052 ∗ 22.56 ∗ 9,486 = 11,128.9 𝑝𝑠𝑖

Este valor indica que el fluido inyectado generaría 11 128.9 psi, pero se debe

tener en cuenta las pérdidas por fricción que pueden ser calculadas por la

Ecuación N°4.15.

𝑃𝐹 = 𝑃𝐺 ∗ 𝐷 𝐸𝑐. [4.15]

Donde:

PF Pérdidas de presión por fricción, psi

PG Gradiente de pérdidas, psi/pie

D Profundidad vertical, pies.

El gradiente de fricción, es tomado de los datos del DATA FRAC, realizado en

el trabajo de fracturamiento hidráulico, el cual tiene un valor de

PG=191 psi/1000 pies.

Sustituyendo los valores recopilados en la Ecuación N° 4.15, se logra lo

siguiente:

𝑃𝐹 = 191 𝑝𝑠𝑖

1,000 𝑝𝑖𝑒𝑠∗ 9,486 𝑝𝑖𝑒𝑠 = 1,811 𝑝𝑠𝑖

La presión de pérdidas por fricción, se utilizará para calcular el valor de la

presión de fractura en fondo, BHFP, que será analizada con mayor detalle en

la siguiente sección.

4.1.7.6. Presión instantánea de cierre (ISIP)

Es la presión instantánea generad al momento de paralizar el bombeo durante

un fracturamiento hidráulico, sin tener en cuenta la fricción.

65

4.1.7.7. Presión de fractura en fondo (BHFP)

La presión de fractura en fondo, es la presión necesaria para poder generar

la fractura en la formación productora (Lozada, 2009, págs. 25-27). Esta

variable de la fractura puede ser calculada mediante la Ecuación N° 4.16.

𝐵𝐻𝐹𝑃 = 𝐹𝐺 ∗ 𝐷 𝐸𝑐. [4.16 ]

Donde:

BHFP Presión de fractura en fondo, psi.

FG Gradiente de fractura, FG=0.71 psi/ft.

D Profundidad a punto medio de disparos, D=9 486 pies.

Sustituyendo los valores pertinentes en la Ecuación N° 4.16.

𝐵𝐻𝐹𝑃 = 0.71 𝑝𝑠𝑖

𝑝𝑖𝑒∗ 9,486 𝑝𝑖𝑒𝑠 = 6,735 𝑝𝑠𝑖

Sin embargo, a este valor se debe disminuir el valor de las pérdidas de fricción

calculadas anteriormente, obteniendo un valor de BHFP= 4 924 psi.

4.1.7.8. Pérdidas de fluido en la fractura

La ecuación generalmente utilizada en fracturamiento hidráulico es el balance

de materiales. El volumen inyectado de fluido fracturante, una porción penetra

dentro de la formación y otra parte se encuentra en el interior del volumen de

la fractura, ver Ecuación N° 4.17.

𝑉𝑖 = 𝑞𝑖 ∗ 𝑡𝑝 𝐸𝑐. [4.17 ]

Donde:

Vi Volumen inyectado

qi Caudal de inyección total de fluido fracturante, q=20 bpm.

tp Tiempo de bombeo de fracturamiento hidráulico, t=25 minutos.

66

𝑉𝑖 = 20 𝑏𝑝𝑚 ∗ 25 𝑚𝑖𝑛𝑢𝑡𝑜𝑠 = 500 𝑏𝑙𝑠

Por datos presentados por la PETROAMAZONAS EP, el volumen inyectado

calculado Vi= 500 barriles (bls), no concuerda con el volumen inyectado real

del fracturamiento que es Vi=492 barriles (bls), la diferencia de 8 barriles se

estima que es debido a que el volumen inyectado durante todo el tratamiento

no es un valor constante.

La pérdida de fluido, es un factor crítico dentro de los trabajos de

fracturamiento hidráulico y el diseño de la geometría de la fractura, debido que

este parámetro determina la eficiencia del fluido fracturante.

El volumen de pérdidas de fluido en el interior de la formación, VLp, puede

ser estimado aproximadamente con la Ecuación N° 4.18.

𝑉𝐿𝑝 = 6 ∗ 𝐶𝐿 ∗ ℎ𝐿 ∗ 𝑥𝑓 ∗ √𝑡𝑓 𝐸𝑐. [4.18]

Donde:

CL Coeficiente de pérdida de fluido (generalmente de 0.0005 a 0.05 pies/min1/2).

hL Altura permeable de la fractura o pérdida de fluido por altura, h=18 pies.

xf Longitud de la fractura, xf= 160.9 pies.

tf Tiempo de realización de la fractura, tf= 30 minutos.

El coeficiente de pérdida de fluido, CL, es el parámetro que controla la pérdida

de fluido desde la fractura originada hasta el interior de la formación.

Sustituyendo los valores correspondientes en la Ecuación N°4.18.

𝑉𝐿𝑝 = 6 ∗ 0.0005 ∗ 18 ∗ 160.9 ∗ √30

𝑉𝐿𝑝 = 47.59 𝑏𝑙𝑠

67

El cálculo del volumen de fractura, Vf, se lo realiza por la Ecuación N° 4.17,

de la ecuación de balance de materiales.

Mediante el análisis del balance de materiales en un fracturamiento se puede

determinar la eficiencia que posee un fluido fracturante por medio de la

utilización de la Ecuación N°4.19.

𝑉𝑓 = 𝑉𝑖 − 𝑉𝐿𝑝 𝐸𝑐. [ 4.19 ]

Donde:

Vi Volumen inyectado, Vi= 492 bls.

VLp Volumen de pérdidas de fluido en el interior de la formación, VLp=47.59 bls

Vf Volumen ideal de la fractura,

Reemplazando los valores presentados, se tiene lo siguiente:

𝑉𝑓 = 492 − 47.59 = 444.41 𝑏𝑙𝑠

La eficiencia del fracturamiento hidráulico, puede ser calculada por la

Ecuación N°4.20.

𝜂 =𝑉𝑓

𝑉𝑖 𝐸𝑐. [4.20]

𝜂 =444.41 𝑏𝑙𝑠

492 𝑏𝑙𝑠= 0.90

La eficiencia calculada de la fractura es del 90%, esto es comparado con los

datos de campo de la fractura.

𝜂 =27 472 𝑙𝑏𝑠

28 529 𝑙𝑏𝑠= 0.96

68

Con los datos presentados por PETROAMAZONAS EP, se tiene una

efectividad de la fractura del 96%, lo cual indica un trabajo exitoso de


4.1.8. Cotejo Post Fractura

La simulación del Software FracCADE, donde se presenta el perfil de la

fractura y la concentración de apuntalante simulado, ver Gráfica N° 4.12.

Gráfica N° 4. 12. Perfil de fractura y concentración de apuntalante


A la izquierda se presenta el ancho de fractura en las dos secciones a fracturar

con formas cuadradas de color rojo y en la sección ubicada hacia la derecha

se presenta la concentración del agente de sostén que se comporta de la

siguiente manera: mientras menor es el esfuerzo en la formación mayor será

el ancho de la fractura dando lugar a una mayor concentración de apuntalante,

la concentración de apuntalante es adecuada, debido a que presenta una

coloración amarilla obscura en la mayor parte de la fractura, indicando que el

material no se depositó en un solo lugar.

Ancho de

fractura (wf)

69

Dentro de la simulación realizada por la compañía de servicios, se pudo

determinar el porcentaje de error de las variables simuladas para el

fracturamiento, mediante la Ecuación N°4.21, y los resultados son mostrados

en la Tabla N°4.19.

% 𝑒𝑟𝑟𝑜𝑟 = |𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑟𝑒𝑎𝑙 − 𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑒𝑠𝑡𝑖𝑚𝑎𝑑𝑜|

𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑟𝑒𝑎𝑙∗ 100 𝐸𝑐. [4.21]

Tabla N° 4. 19. Comparación diseño y fractura real generada del pozo

Parahuacu 10

Fractura propuesta

Fractura generada según cotejo

Procedimiento Error

Variables Valor Unidades Valor Unidades %

Longitud de Fractura

128.1 pies 160.9 pies %𝑒𝑟𝑟𝑜𝑟 =

|160.9 − 128.1|

160.9

20

Altura de Fractura


|93.3 − 90.2|

93.3

3.3

Conductividad 2,928 mD-pie 2,617 mD-pie %𝑒𝑟𝑟𝑜𝑟 =

|2,617 − 2,928|

2617

11.9

Ancho Promedio

0.164 pulgadas 0.138 pulgadas %𝑒𝑟𝑟𝑜𝑟 =

|0.138 − 0.164|

0.133

18.8


Los valores obtenidos difieren del valor propuesto en la simulación de la

fractura, sin embargo, se encuentran dentro de los parámetros normales de

los trabajos de fracturamiento hidráulico.

4.1.9. Análisis de la Productividad

Para determinar la productividad del pozo, es necesario calcular el índice de

productividad, IPR, ver Gráfica N° 4.13, se presenta el análisis del índice de

productividad.

70

La producción actual de fluido después del cierre del pozo se encuentra en

144 bppd, con un corte de agua de 2%. Con el trabajo de fracturamiento

hidráulico se esperaría obtener una tasa de flujo entre 320 bppd a 314 bppd.

Gráfica N° 4. 13. Análisis Nodal del pozo Parahuacu 10


La Gráfica N° 4.13, presenta un análisis nodal el pozo Parahuacu 10, donde

la curva de color rojo representa el índice de productividad antes del

fracturamiento, IPR before, mientras que la curva de color azul representa el

índice de productividad posterior al fracturamiento, IPR after.

La línea punteada de color negro constituye la presión de fondo fluyente del

yacimiento.

La prueba del pozo antes del fracturamiento se encuentra bosquejada por el

punto rojo, la estimación de la producción posterior al fracturamiento hidráulico

se encuentra simbolizada por el punto azul.

71

El comportamiento de la producción posterior al trabajo de fracturamiento, se

exhibe en la Gráfica N° 4.14.

Gráfica N° 4. 14. Comportamiento de la producción posterior al



En la Gráfica N° 4.14, se muestra en la línea de color rojo la cantidad de

barriles de petróleo producidos por día, bppd, la línea de color naranja

representa el promedio calculado de la producción del pozo hasta mayo de

2014, cuyo valor promedio es de 420 bppd, la línea de color verde representa

la cantidad de barriles de agua producidos por día, la cual para este pozo es

baja debido a que el porcentaje de BSW es del 1%.


Dentro de los trabajos de fracturamiento hidráulico se realizó el WO # 3, donde

se planificó la ejecución del fracturamiento.

q = 420 bppd

promedio

BSW = 1 %

72

4.2.1. Antecedentes

El pozo Parahuacu 11, fue perforado el 21 de julio de 2008, es un pozo de tipo

vertical de desarrollo ubicado en la parte Norte del campo Parahuacu. Dentro

de los trabajos de completación y pruebas se identifican zonas con mala

cementación, realizan una cementación forzada y se tiene buen cemento en

la zona de interés. Fue completado el 20 de Septiembre de 2008 y se realizó

las pruebas iniciales presentadas en la Tabla N° 4.20.

Tabla N° 4. 20. Resultados de pruebas iniciales del pozo Parahuacu 11

Prueba Zona Intervalo

(pies)

Tiempo Prueba (horas)

bppd BWS

%

°API @

60°F

29-Ago-09 “Ti” 9709 – 9730

9744 – 9754

37 322 21 33.3

16-Dic-2009 “Ui” 9520 – 9558 6 374 22 32.6


4.2.2. Historial de Reacondicionamientos

Es importante revisar el historial de reacondicionamientos, debido a que el

pozo presentó problemas de integridad del cemento, fases desbalanceadas,

entre otras.

4.2.2.1 WO # 1

Objetivo: Cambio de BHA por comunicación tubing – casing

El registro de integridad del cemento del pozo Parahuacu 11, ver

Gráfica N° 4.15, donde se evidencia comunicación entre el tubing y el casing,

existen varios problemas como corrosión de tipo pitting, marcas de rugosidad

interna por proceso de fabricación y deformación severa debido

probablemente a fisuras o agujeros.

73

Gráfica N° 4. 15. Integridad del cemento del pozo Parahuacu 11


Resumen de las operaciones

Comienza las operaciones el 30 de abril de 2009

Controlan el pozo con agua tratada de 8.3 libras por galón (LPG=,

desarman cabezal, arman BOP, sacan completación BES, sale en

buen estado, descarga de la bomba y NO-GO sale taponados con

material sólido.

74

Bajan BHA de limpieza en tubería de 3 ½”, circulan casing – tubing para

limpieza de sólidos, sacan BHA de limpieza.

Se encuentra un tubo roto por corrosión interna severa.

Bajan equipo BES D475N, desarman BOP, arman cabezal y prueban.

Es importante analizar las pruebas de producción antes del WO # 2 debido a

que después del WO # 2 la producción del pozo cayó, ver Tabla N° 4.21.


reacondicionamiento N° 1

Prueba Fecha Zona bppd BSW (%)

RGP (pcn/bls)

°API Observaciones

Antes 30-04-09 Ui Comunicación tubing – casing Bomba DN 475

Después 16-05-09 Ui 366 8.0 170 31.8 Bomba DN 475


Resultados: Los resultados son satisfactorios, se cambió el BHA y se eliminó

la comunicación entre tubing y casing.

4.2.2.2. WO # 2

Objetivo: Moller EZ-Drill a 9620 pies de profundidad, Bajar BHA de

evaluación. Evaluar las areniscas “Ui” y “Ti”. Completar la mejor zona.

Resumen de Operaciones

SQUEEZE a Ui: Asientan EZ drill a 9580’, bajan BHA de cementación,

realizan prueba de admisión a la arenisca “Ui” con 2700 psi a 4 barriles

por minuto (bpm) con 20 barriles (bls) de agua. El reservorio admite 20

barriles (bls) de lechada de cemento.

75

Bajan BHA moledor, muelen retenedor de cemento, circulan y sacan

herramientas de cementación y bajan BHA de limpieza.

Posterior a la limpieza, bajan conjunto TCP y se punzona la arenisca

“Ui” en el intervalo 9488 pies a 9504 pies (16 pies), desplazan bomba,

prueban y el pozo no aporta.

Sacan conjunto TCP y bajan BHA de evaluación; evalúan arenisca “Ui”

con camión bomba en varios intentos sin éxito, pozo no aporta.

Reversan Bomba, sale en buen estado. Prueban admisión a Ui con

2 500 psi, la presión cae 300 psi/minuto. Controlan el pozo con fluido

especial. Sacan BHA.

Resultados: Los resultados de los fluidos producidos antes y después del WO

# 2, se exhiben en la Tabla N° 4.22.


reacondicionamiento N° 2

Prueba Fecha Zona bppd BSW (%)

RGP (pcn/bls)

°API Observaciones

Antes 04-05-12 Ui 211 2 987 32.8 Bomba DN 475

Después 25-06-12 Ui Pozo no aporta durante evaluación con torre (Se evaluaron “Ti” y “Ui”)


El pozo no aportó producción de fluidos se están realizando análisis de

núcleos, PVT y las recetas utilizadas en los disparos, limpieza a los punzados

y cementación forzada principalmente en el reservorio “Ui”.

El pozo permanece cerrado desde el 19 de Septiembre del 2012, por falta de

torre de reacondicionamiento. Este largo tiempo cierre del pozo a la espera

de torre de reacondicionamiento, hace que el riesgo de realizar una inversión

o un trabajo de fracturamiento hidráulico o cualquier otro tipo de

reacondicionamiento aumente de forma ostensible.

76


El registro eléctrico de la zona de interés, la cual presenta barreras de arcillas

en los extremos, pero la arena es limpia solo en la base y hacia el tope no se

tiene la presencia de hidrocarburos, ver Gráfica N° 4.16.

Gráfica N° 4. 16. Registro eléctrico del yacimiento "Ui" del pozo

Parahuacu 11


En base a estudios realizados en el 2008, por medio de registros eléctricos se

consideró que el espesor neto del yacimiento “Ui” tenía un valor del espesor

neto de pago, h = 41 pies, sin embargo, en una nueva interpretación se

determinó que el espesor neto de pago de la zona de interés es de h = 22

pies.

Límite

superior

del

yacimiento

Zona de

interés

Límite

inferior del

yacimiento

Espesor

neto de

pago

Zona

sin

petróleo

77

4.2.4. Prueba de Presión Previo a la Fractura

Es necesario evaluar las características del pozo antes de realizar el trabajo

de fracturamiento hidráulico, para lograr evaluar y fiscalizar el fracturamiento,

además es necesario evaluar las condiciones posteriores al fracturamiento.

4.2.4.1. Datos de la prueba de restauración de presión previa a la fractura


la evaluación. Estos datos son utilizados para obtener resultados válidos en

la prueba de presión, los datos ingresados en la Prueba de Presión se

presentan en las Tablas N° 4.23, y 4.24.

Tabla N° 4. 23. Datos Mecánicos de la prueba de Build Up del pozo

Parahuacu 10

DATOS MECÁNICOS


Profundidad del reservorio

9,488– 9,504 pies (MD)

9,504 – 9,510 pies (MD)

Profundidad del sensor 9,443 pies (MD)




de reacondicionamiento, debido a que se generan menores esfuerzos en la

tubería, la profundidad del sensor permite realizar las correcciones de presión.

El diámetro del casing permite conocer las dimensiones de las herramientas

a utilizarse.

78

Tabla N° 4. 24. Propiedades de los fluidos de la prueba de Build Up del pozo

Parahuacu 11






Salinidad del agua de formación 30,200 Ppm Cl Na





Saturación del Agua (Sw) 27 %v





79

Tabla N° 4. 25. Radio de drenaje del pozo Parahuacu 11


Parahuacu 11 336.82 1,105.05




𝐴 =𝜋 ∗ (1,105.05)2

43,560= 88.06 𝑎𝑐𝑟𝑒𝑠




Tabla N° 4. 26. Datos petrofísicos del pozo Parahuacu 11


Parahuacu 11 22 11.4 27.0



drenaje de la roca reemplazamos estos valores en la Ecuación N° 4.1, y se


𝑃𝑂𝐸𝑆 =7,758 ∗ 88.06 ∗ 22 ∗ 0.114 ∗ (1 − 0.27)

1.2080

𝑃𝑂𝐸𝑆 = 1,035,409 𝑏𝑙𝑠

80


Ecuación N° 4.3.

𝑅𝑒𝑠𝑒𝑟𝑣𝑎𝑠 = 1,035,409 ∗0.20

1.2080


siguiente.



valores presentados por PETROAMAZONAS EP, debido a que se han

realizado nuevos estudios de interpretación de registros eléctricos, sin

embargo pueden tomarse como un valor aproximado de las reservas que tiene

el pozo Parahuacu 11.

4.2.4.2. Análisis de la prueba de presión previo a la fractura

Las pruebas de presión previas a la fractura datan del año 2008 y 2009, lo

cual no permite una correcta identificación de los parámetros del yacimiento.

Debido a que el pozo Parahuacu 11, se encontró a espera de una torre de

reacondicionamiento por un periodo de aproximadamente dos años.

De las pruebas de presión realizadas en el mes de mayo de 2009 se logró

obtener las Gráficas N° 4.17 y 4.18.

81

Gráfica N° 4. 17. Presiones obtenidas del Build Up previo al fracturamiento

del pozo Parahuacu 11


De la Gráfica N° 4.17, la gráfica de color rojo indica la variación de presión a

un determinado tiempo y caudal.

Se concluye que la diferencia de presiones tiene un valor de ∆Ps= 396 psi,

además se observa una rápida restauración de presión, lo cual es un indicativo

que el pozo Parahuacu 11 se encentra dañado.

Se identifica el caudal de flujo antes de colocar al pozo en producción de q=32

barriles y subsiguientemente se abre a un caudal constante de q=49 barriles.

Pws=1432 psi

Pwf=1036 psi

Valores de presión a 9 499 pies (mitad

perforaciones)

Período de cierre Período estabilizado

82


Parahuacu 11


En la Gráfica N° 4.18, se presenta la representación de la derivada de la

presión en función del tiempo, la línea de coloración naranja representa la

referencia ajustada del modelo, mientras que la línea de color azul simboliza

la respuesta real de la derivada, esta curva posee valores superiores a la línea

de referencia de la región de tiempos medios, MTR, este es un indicador

cualitativo de la presencia del daño de formación.

Para estimar un valor calculado del daño se utiliza la Ecuación N° 4.4.

MTR

ETR

Daño

83

𝑆 =396 ∗ 1.22 ∗ 22

141.2 ∗ 32 ∗ 1.2080 ∗ 1.91


𝑆 = 1.02

Este valor calculado del daño de formación, indica que el pozo se encuentra

dañado. Sin embargo, debido a que el pozo se mantuvo cerrado por un largo

período de tiempo este resultado no puede ser considerado para la evaluación

del pozo Parahuacu 11.

4.2.4.3. Análisis de la prueba de presión previo a la fractura

De los resultados obtenidos en las pruebas de restauración de presión

anteriormente mencionadas, identificamos que los resultados son muy

diferentes, como se indica en la Tabla N° 4.27.

Tabla N° 4. 27. Resultados de la prueba de Build Up previa al fracturamiento


Parámetros Prueba de restauración de

Presión Septiembre 2008

Prueba de restauración de

Presión Mayo 2008

K 175 mD 7.5 mD

S > 20 0.5

Ps a profundidad del punto medio perforaciones

1,524 psi 1,439 psi

Ps a profundidad del sensor

1,509 psi 1,383 psi


84

De la Tabla N° 4.27, anteriormente expuesta, se obtiene una doble

interpretación de las pruebas de restauración de presión, lo cual dificulta

conocer las características actuales del pozo Parahuacu 11.

A ese aspecto se debe agregar el tiempo que el pozo se mantuvo cerrado,

aumenta de forma significativa el riesgo de inversión para el trabajo de


Sin embargo, se realizó un estudio de heterogeneidad del pozo, para evaluar

al pozo Parahuacu 11 como candidato para la realización de un trabajo de

estimulación por fracturamiento hidráulico, el estudio de heterogeneidad del

pozo es exhibido en la Gráfica N° 4.19.

Gráfica N° 4. 19. Estudio de heterogeneidad del pozo Parahuacu 10


Pozo Parahuacu 11

85

Se determinó que el pozo Parahuacu 11, se encuentra ubicado en el tercer

cuadrante.

El tercer cuadrante comprende a los pozos más idóneos para la realización

de los trabajos de fracturamiento hidráulico por su baja producción de petróleo

y agua.


Objetivo: Realizar fracturamiento hidráulico a la arenisca “Ui”.

La profundidad del pozo Parahuacu 11 se encuentra desde 9 488 pies hasta

9 510 pies (22 pies), en el procedimiento se encuentra contemplado evaluar

el yacimiento “Ui”, en base a los resultados, diseñar y completar el pozo.

Resumen de operaciones

Inician operaciones en el pozo Parahuacu 11, el 24 de marzo de 2014.

Controlan el pozo, con fluido de control especial de 8.49 lpg.

Desarman cabezal, instalan BOP, instalan BOP de 11”.

Sacan completación de fondo.

Bajan BHA de limpieza, circulan y sacan.

Bajan BHA de fractura.

Arman equipo de fracturamiento, prueban líneas con 9 000 psi por 10

minutos, prueban anular con 1 000 psi por diez minutos.

Bombea 100 barriles de fluido One Step GP a 5 bpm, desplazan con

fluido WF 135 a 20 bpm, dejan en remojo el tratamiento One Step GP

como inhibidor de arcillas por cuatro horas.

Se realiza DATA FRAC.

Realizan fractura con apuntalamiento de la arena Carbolite 20/40.

Circulan con fluido especial, sacan BHA de fractura.

Bajan BHA de limpieza con broca hasta 9570 pies (CIBP).

Bajan BHA de evaluación.

86

Realiza prueba de admisión con 50 barriles (bls).

La compañía SERTECPET trata de evaluar la arena “Ui” sin éxito, pozo

sin retorno.

Finalizan operaciones el 17 de abril de 2014.

El diagrama de la completación del pozo Parahuacu 11, se exhibe en la

Gráfica N° 4.20.


Parahuacu 11


87

Dentro de la completación del pozo se observa un Ez Drill, que es utilizado

como retenedor de cemento, un neplo campana donde convergen los fluidos

producidos para continuar a la superficie, un niple de asiento (No – Go),

diseñado para alojar un dispositivo de cierra para controlar la producción, un

packer que sirve para aislar los movimientos de fluidos en el interior del pozo,

una camisa de circulación, provistas de ranuras para establecer comunicación

entre la tubería de producción y el espacio anular con la tubería de

revestimiento, un crossover, para conectar las herramientas y tuberías,

Resultados: Trabajo no exitoso, el pozo aporta durante un tiempo y la

producción disminuye, los resultados tomados del DATAFRAC, se muestran

en Tabla N° 4.28 y en las Gráficas N° 4.21, 4.22 y 4.23.

Tabla N° 4. 28. Resultados obtenidos durante el fracturamiento hidráulico del

pozo Parahuacu 11


ISIP 3,200 psi Espesor de la arena 22 pies

Presión inicial 3,020 psi Presión final 5,565 psi

Presión mínima 16 psi Presión máxima 5,568 psi

Presión promedio 4,821 bls Presión a 10 minutos

4,847 psi

Total fractura 273 bls Total de apuntalante en formación

19,339 lbs

Total de apuntalante cerámico 20 /40

20,221 lbs Gradiente de fractura

0.78 psi/pie

Gradiente de fricción 249 psi/1000 pies


88

La Tabla N° 4.28, es muy útil para la realización de los cálculos de las

variables del fracturamiento del pozo Parahuacu 11, la presión máxima y final

sirve para determinar si se logra la obtener la presión necesaria para fracturar

la presión, la presión instantánea de cierre, ISIP, es útil para el cálculo de la

presión de fractura en fondo, la cantidad de fluidos inyectados sirven para

calcular los volúmenes de fractura y la eficiencia del fluido de fracturamiento

hidráulico.

Gráfica N° 4. 21. DataFRAC del fluido OneSTEP GP del pozo Parahuacu 11


Dentro del fracturamiento hidráulico se utilizó 100 bls de fluido One STEP GP,

cuya función principal es acondicionar la formación y prepararla para recibir

los fluidos base agua que serán utilizados para el fracturamiento hidráulico, la

curva de color rojo representa la presión del tratamiento medida en superficie,

Treating Pressure (Tr. Press), donde podemos observar que la presión

Caudal

Máximo

Presión

Máxima

Presión

anular

máxima

89

máxima de inyección es de 5 500 psi, la línea de color azul representa los

caudales de inyección, Slurry Rate, de la gráfica observamos que se realiza

una prueba de inyección a diferentes caudales, el caudal máximo de inyección

es de 20 barriles por minuto (20 bls/min), la curva de color marrón representa

la presión anular, Anular Pressure (AN_PRESS), en la cual observamos un

aumento considerable lo cual puede indicar taponamiento, fricción en los

disparos.


Parahuacu 11


Posterior al fluido para acondicionar la formación, se ejecuta un DATAFRAC,

para calibrar y determinar la caída de presión. Para esta parte del

fraturamiento se utilizó 170 barriles (bls) de fluido fracturante Sapphire CF 135,

para representar las propiedades necesarias para el diseño de la fractura.

Presión

Máxima Caudal

Máximo

Presión Anular

Máxima

90

La línea de color rojo indica la presión del tratamiento en superficie, con una

presión máxima de 5 000 psi, mientras que el perfil de color azul representa

el caudal de inyección, con un caudal máximo de 20 bls/min.

La línea de color marrón muestra la presión anular, anular pressure

(AN_PRESS), que presenta variaciones pero consideradas dentro de los

parámetros normales, lo cual indica que el fracturamiento se realizó sin

inconvenientes.

Gráfica N° 4. 23. DataFRAC del fluido fracturante del pozo Parahuacu 11


1

5

4

3

2

1

2

1 3

2

1

4

3

2

1

91

La Gráfica N° 4.23, representa el comportamiento que posee el pozo a lo

largo de la realización de la fractura, se pudieron identificar las siguientes

partes del proceso de fracturamiento:

1. Fractura de la formación

2. Propagación de la fractura

3. Cierre instantáneo

4. Presión de cierre obtenido de la caída de presión

5. Re abrimiento de la fractura.

Dentro del análisis de la presión obtenida en el tratamiento de la fractura

hidráulica, se determinó un gradiente de fractura, Instantaneous shut-in

pressure (ISIP), con un valor de 0.78 psi/pie, tomando en cuenta este valor y

que FG < 0.8, la fractura generada tendrá una orientación vertical.

La línea de color azul representa el caudal de inyección, donde el caudal

utilizado para la fractura fue de 20 bls/min.

La línea de color marrón constituye la presión anular del pozo, que se

mantiene en los valores normales y no presenta un aumento desmedido.

La línea color verde obscuro representa la concentración del agente sostén,

la cual va aumentando hasta obtener una concentración adecuada del agente

sostén de 6 libras de apuntalante por galón de fluido, pounds of proppant

added (ppa), la línea de color verde claro indica la concentración del material

de soporte en el fondo del pozo.

4.2.6. Análisis de la Prueba de Restauración de Presión Posterior a la

Fractura

Dentro del análisis del fracturamiento hidráulico, se contempla realizar un

análisis a las condiciones del pozo Parahuacu 11, posterior a los trabajos de


92

En la prueba de presión realizada post fractura con fecha 6 de junio de 2014,

se obtuvieron las siguientes Gráficas N° 4.24 y 4.25.

En la Gráfica N° 4.24, se presenta la etapa de flujo y cierre del pozo para la

realización de la prueba de restauración de presión, en el tiempo de cierre,

para la restauración de presión el pozo toma un tiempo considerable, lo cual

es un indicio de que el pozo no posee daño en las vecindades del pozo.

Gráfica N° 4. 24. Presión y caudal de la prueba de Build Up posterior a la

fractura del Pozo Parahuacu 11


Período de Flujo

93


Parahuacu 11


En la Gráfica N° 4.25, se exhibe la gráfica de la derivada de presión obtenida

durante la prueba de restauración de presión donde se identifica la región de

tiempos tempranos, ETR, la región de tiempos medios, la cual presenta una

pendiente m=-1/2 lo cual representa una fractura, y la respuesta de presión

de tiempos tardíos, donde la tendencia hacia debajo de la curva representa

que el pozo se encuentra estimulado, un indicativo que se realizó de forma

adecuada la fractura.

Los resultados recopilados de la prueba de presión posterior al fracturamiento,

se presentan en la Tabla N° 4.29.

Fractura

ETR

MTR

94




Pwf @ Sensor (9,443 pies) 870 psi

Pwf @ MP (9,499 pies) 893 psi

Pws Sensor (9,443 pies) 1,766 psi

Pws @ MP (9,499 pies) 1,789 psi

∆Ps -2,563 psi

P Burbuja proporcionada 1,293 psi


Capacidad de Flujo 26.8 mD-pie

Daño -5.01

Presión de reservorio corregida @ MP 1,789 psi


En base a los valores presentados en la Tabla N° 4.29, los valores de la

presión de fondo fluyente se encuentran bajo el valor de la presión de burbuja,

indicando que el pozo Parahuacu 11, está saturado y producirá una cantidad

alta de gas, esto coincide con los trabajos de reacondicionamientos del pozo

que indican el cierre del pozo por fases desbalanceadas.

Las presiones corregidas al punto medio de las perforaciones, profundidad de

9 499 pies, la presión de reservorio Pr=1 789 psi y la presión de fondo fluyente

posee un valor de Pwf= 893 psi.

95

El valor de la permeabilidad obtenida después del trabajo de fracturamiento

hidráulico es de K=1.22 mD, lo cual representa un valor muy bajo, que no

permite el flujo de los fluidos presentes en el yacimiento.

En cuanto al parámetro del daño que presenta la formación es negativo, lo

cual nos da un indicio de que el fracturamiento se realizó y el pozo se

encuentra estimulado.


actual, mediante las Ecuación N° 4.5.






Mediante la Ecuación N° 4.7, se calcula la eficiencia de flujo del pozo.

𝐸𝐹 = 3.86


encuentra estimulada, esto evidencia que el trabajo de fracturamiento

hidráulico fue realizado, sin embrago, los valores del índice de productividad

son muy bajos lo que no beneficia al aumento de la producción de petróleo.

𝑆 = −4.9

El valor del daño calculado representa que el trabajo de fracturamiento se

realizó de forma adecuada, sin embargo, el pozo tiene otros problemas que

no permiten incrementar el recobro de las reservas de petróleo presentes en

el pozo Parahuacu 11.

96

4.2.7. Cálculo de diseño de fractura pozo Parahuacu 11





profundidad, se puede utilizar la ecuación de Overburden, ver

Ecuación N° 4.8.

𝜌 = 165 𝑙𝑏/𝑝𝑖𝑒3

Reemplazando los valores en la Ecuación N° 4.8, alcanza lo siguiente:

𝜎𝑣 =165 ∗ 9,499

144 = 10,884 𝑝𝑠𝑖


presión, así:

𝑑𝜎𝑣

𝑑𝐻=

10, 884 𝑝𝑠𝑖

9, 499 𝑝𝑖𝑒𝑠= 1.15

𝑝𝑠𝑖

𝑝𝑖𝑒

Esta gradiente de presión concuerda con los valores conocidos de las

unidades de campo empleados en la industria petrolera de 1.1psi/pie.





roca, calculado por la Ecuación N°4.9.

Reemplazando el valor de la compresibilidad de la roca, obtenida durante la

prueba de presión del pozo Parahuacu 11, se tiene lo siguiente:

97

𝐾𝑏 =1

𝑐𝑡=

1

1.7264𝑒−5= 57,924 𝑝𝑠𝑖

𝐾𝑏 = 57,924 𝑝𝑠𝑖 ∗ 1 𝑎𝑡𝑚

14.7 𝑝𝑠𝑖∗

101,325 𝑃𝑎

1 𝑎𝑡𝑚= 3.9 𝑥 108 𝑃𝑎

El valor del módulo de compresibilidad de las rocas calculado se encuentra de

acuerdo a los valores para las areniscas que va de 2.0 x108 y 5.5 x 109

Pascales (Pa).


Para el cálculo de la Presión neta de fractura, Pnet, se puede utilizar la

Gráfica N° 4.26, de la variación de esfuerzos y la Ecuación N°4.10.


pozo Parahuacu 11


∆σ = 1050 psi

98








Parahuacu 11


Pnet (psi) 𝑃𝑛𝑒𝑡 =

1

3 (1050)

350


(Stress) que soporta la roca a una determinada profundidad.

Para la determinación de la presión neta de fractura es necesario encontrar la

diferencia de esfuerzos, el máximo valor de esfuerzo menos el mínimo valor

del esfuerzo, y debido a que el pozo presenta una configuración de fractura

confinada, se divide para 3.





grieta en la roca.

99




será calculado mediante la Ecuación N°4.8.




unidades en pulgadas y se reemplazan los valores en la Ecuación N° 4.8,

obteniendo:


�̀�=

2 ∗ 350 ∗ 264

8.33 𝑥 105= 0.23 𝑝𝑢𝑙𝑔𝑎𝑑𝑎𝑠



Matemáticamente es calculado por la Ecuación N°4.13.

Sustituyendo todos los valores correspondientes en la Ecuación N° 4.13, se


𝑃𝐻 = 0.052 ∗ 22.56 ∗ 9,499 = 11,143.5 𝑝𝑠𝑖



Ecuación N° 4.15.


1,000 𝑝𝑖𝑒𝑠∗ 9,499 𝑝𝑖𝑒𝑠 = 1,814 𝑝𝑠𝑖




100









𝑝𝑖𝑒∗ 9,499 𝑝𝑖𝑒𝑠 = 7,409 𝑝𝑠𝑖


calculadas anteriormente, obteniendo un valor de BHFP= 5 595 psi, este valor

calculado de la presión de fractura que difiere de la presión máxima,

Pmax=5 568 psi, el error pudo ser introducido por el uso de factores y

constantes.



de materiales. En la cual el volumen inyectado de fluido fracturante, una

porción de este volumen penetra dentro de la formación y otra parte se

encuentra en el interior del volumen de la fractura. El volumen inyectado, Vi,

se encuentra definido matemáticamente así, ver Ecuación N 4.17.





considera debido a que el tiempo reportado inyectado no se registró de forma

adecuada. La pérdida de fluido, es un factor crítico dentro de los trabajos de

101




ser estimado aproximadamente con la Ecuación N°4.18.

𝑉𝐿𝑝 = 6 ∗ 0.0005 ∗ 22 ∗ 172.4 ∗ √14






utilización de la Ecuación N° 4.19.

𝑉𝑓 = 273 − 42.6 = 230.4 𝑏𝑙𝑠


Ecuación N° 4.19.

𝜂 =230.4 𝑏𝑙𝑠

273 𝑏𝑙𝑠= 0.84

La eficiencia calculada de la fractura es del 84%, esto puede ser comparado

con los datos de campo de la fractura.

𝜂 =19 339 𝑙𝑏𝑠

20 221 𝑙𝑏𝑠= 0.95


efectividad de la fractura, con los datos proporcionados en campo, con un

valor del 95%, lo cual indica que el fracturamiento hidráulico se llevó a cabo

sin demasiadas pérdidas de fluido.

102


En la Gráfica N° 4.27, se exhiben el ancho de la fractura y la concentración

del material de soporte.

Gráfica N° 4. 27. Perfil de fractura y concentración de apuntalante


En la Gráfica N° 4.27, en la parte izquierda se identifica la profundidad y el

esfuerzo que posee el yacimiento, mediante la línea verde, en la sección

intermedia se presenta el ancho de fractura en las dos secciones a fracturar

con formas cuadradas de color rojo y en la sección ubicada hacia la derecha

se presenta la concentración del agente de sostén , debido se puede observar

una gran sección de color celeste que indica una baja concentración de

material apuntalante, esto se debe a que el fluido de preparación no contiene

material apuntalante, esto puede generar que el ancho de la fractura en esta

sección se reduzca. Sin embargo, debido a que la altura y ancho de la fractura

se encuentran en un valor óptimo no representa un problema considerable.

Dentro de la simulación realizada por la compañía de servicios, se pudo

determinar el porcentaje de error de las variables simuladas para el

fracturamiento, los resultados son mostrados en la Tabla N° 4.31.

Ancho de

fractura (wf)

103

Tabla N° 4. 31. Comparación entre la fractura propuesta y fractura real

generada del pozo Parahuacu 11

Fractura propuesta


Procedimiento de cálculo

Error



158.6 Pies 172.4 pies %𝑒𝑟𝑟𝑜𝑟 =

|172.4 − 158.6|

172.4

8.0

Altura de Fractura

72.1 Pies 72.0 pies %𝑒𝑟𝑟𝑜𝑟 =

|72.0 − 72.1|

72.1

0.14

Conductividad 2880 mD-pie 2478 mD-pie %𝑒𝑟𝑟𝑜𝑟 =

|2880 − 2478|

2880

16.2

Ancho Promedio

0.141 Pulgadas 0.130 Pulgadas %𝑒𝑟𝑟𝑜𝑟 =

|0.141 − 0.130|

0.141

8.46


Dentro del análisis de las desviaciones presentadas en las variables del pozo

Parahuacu 11, el máximo valor de error es de 16.2% menor a otros trabajos

de fracturamiento, por lo que puede concluirse que el fracturamiento

hidráulico, en cuanto a sus variables se encuentra en un rango óptimo.


La producción de petróleo y el porcentaje de BSW a partir de marzo de 2012,

se exhiben en la Gráfica N° 4.28.

Pese a que el fracturamiento hidráulico se realizó sin novedades ni

contratiempos operativos, no se consiguió el resultado de producción

esperado, el cual fue estimado por la compañía de servicios que fue de 340

bppd.

104

Gráfica N° 4. 28. Historial de producción del pozo Parahuacu 11


El pozo obtenía una productividad de antes del reacondicionamiento # 2 de

262 bppd, como indica la curva de color azul, que simboliza la producción de

petróleo por día, bppd. Con los trabajos de fracturamiento hidráulico se

esperaba que el pozo aumente su producción a aproximadamente 350 bppd.

Sin embargo, la producción decae en el mes de mayo de 2014 y se estabiliza

en un valor de 48 barriles de petróleo producidos por día. Adicionalmente, en

la Gráfica N° 4.29 se presenta, el último índice de productividad reportado y

estimado luego del fracturamiento.



0

100

200

300

09

-mar

-12

16

-mar

-12

02

-may

-12

16

-may

-12

26

-Jan

-14

17

-Ap

r-14

19

-Ap

r-14

23

-Ap

r-14

05

-may

-14

10

-may

-14

13

-may

-14

16

-may

-14

19

-may

-14

BPPD

BSW

105

La empresa encargada de la realización del fracturamiento hidráulico tomo

como referencia la última producción reportada, q = 200 barriles de petróleo

producidos por día (bppd), en el análisis Nodal realizado el potencial que

incrementaría la producción era de q = 340 barriles de petróleo producidos por

día (bppd).


El pozo Parahuacu 12, fue seleccionado como candidato para la ejecución de

un trabajo de fracturamiento hidráulico que permita incrementar la producción,

debido a esto se debe realizar un análisis de las condiciones previas y

posteriores que mantenía el pozo para determinar las ventajas o desventajas

que puede generar el trabajo de fracuramiento en el pozo.

4.3.1. Antecedentes

El Pozo Parahuacu 12 se encuentra ubicado en un alto estructural a una

distancia de 1 030 metros de la estación. El pozo fue perforado el 08 de Agosto

de 2008 y su completación se realizó el 06 de octubre de 2008. El yacimiento

perforado fue la Arena “Ti” con una profundidad desde 9 700 pies hasta 9 738

pies (38 pies) a 5 disparos por pie (dpp). Los resultados de la prueba oficial

del pozo Parahuacu 12 se oficializan en la Tabla N° 4.32.

Tabla N° 4. 32. Resultados de las pruebas iniciales del pozo Parahuacu 12

Prueba Zona Intervalo

(pies) bppd

BWS

%

°API

@

60°F

29-Sep-08 “Ti” 9,700 – 9,738 317 34 34.2


106

De la Tabla N° 4.32, podemos identificar que el tipo de crudo es liviano debido

a que es mayor, el intervalo perforado es de 38 pies, además se tiene una

buena producción de petróleo de 317 barriles de petróleo por día, aunque se

tiene un valor alto del porcentaje de agua.


Dentro de los registros eléctricos tomados a la zona de interés, yacimiento

“Ti”, ubicado a una profundidad desde 9 700 pies a 9 738 pies (38 pies). Ver

Gráfica N° 4.30.


Parahuacu 12


Límite

superior

del

yacimiento

Zona

de

interés

Límite

inferior del

yacimiento

Espesor

neto de

pago

107

Se determinó que existen barreras de arcilla tanto en el tope como en la base

del yacimiento “Ti”, esto sirve para evitar que la fractura inducida en el pozo

se propague más allá de su diseño óptimo, además se tiene un espesor

considerable del yacimiento “Ti” lo que permite estimar una cantidad de

petróleo mayo que en los pozos antes analizados.

4.3.3. Prueba de Presión Previo Fractura

La última prueba de presión previa al fracturamiento fue realizada en el mes

de enero de 2009.

4.3.3.1. Datos de la Prueba de restauración de presión


la evaluación, los cuales sirven para obtener resultados válidos en la prueba

de presión, los datos ingresados en la Prueba de Presión se presentan en la

Tablas N° 4.33 y 4.34.

Tabla N° 4. 33. Datos mecánicos del pozo Parahuacu 12

DATOS MECÁNICOS


Profundidad del reservorio 9,700 – 9,738 pies (MD)





108


de reacondicionamiento, debido a que se generan menores esfuerzos en la

tubería en pozos verticales.

La profundidad del sensor permite realizar las correcciones de presión, la

profundidad de la bomba permite determinar la elevación que debe alcanzar

el fluido al interior del yacimiento para suministrar el fluido a la bomba, el

diámetro del casing permite conocer las dimensiones de las herramientas a

utilizarse.

Tabla N° 4. 34. Propiedades petrofísicas y de fluidos del pozo Parahuacu 12






Salinidad del agua de formación 14,000 ppm Cl Na




Porosidad Efectiva 16.5 %




109

La densidad del petróleo nos indica que es un crudo mediano, el punto de

burbuja sirve para la determinación del tipo de yacimiento sea saturado o sub

saturado de petróleo. El factor volumétrico del petróleo de 1.301, nos indica

que para obtener 1 barril de petróleo en condiciones de superficie

necesitamos de 1.301 barriles en el yacimiento.

La viscosidad de 0.70 indica que el petróleo tiene una buena movilidad, la

salinidad del agua de formación indica una alta cantidad de sales lo cual puede

generar problemas de corrosión. Las propiedades petrofísicas del reservorio

U inferior nos permiten determinar la cantidad de petróleo original en sitio,

POES, mediante el uso de la Ecuación N° 4.1.





Parahuacu 12 372.43 1,221.88




𝐴 =𝜋 ∗ (1,221.88)2

43,560= 107.68 𝑎𝑐𝑟𝑒𝑠




110

Tabla N° 4. 36. Propiedades petrofísicas del pozo Parahuacu 12


Parahuacu 12 38 16.5 27.0


𝑃𝑂𝐸𝑆 =7,758 ∗ 107.68 ∗ 38 ∗ 0.165 ∗ (1 − 0.27)

1.301

𝑃𝑂𝐸𝑆 = 2,938,989 𝑏𝑙𝑠


Ecuación N°4.3.

𝑅𝑒𝑠𝑒𝑟𝑣𝑎𝑠 = 𝑃𝑂𝐸𝑆 ∗ 𝐹𝑅

𝐵𝑜𝑖 (Ec. 4.46)

Reemplazando el valor obtenido del petróleo original en sitio se obtiene:

𝑅𝑒𝑠𝑒𝑟𝑣𝑎𝑠 = 2,938,989 ∗0.20

1.301


siguiente.



valores presentados por PETROAMAZONAS EP, por los estudios de

ingeniería e interpretación de registros eléctricos del yacimiento “Ti”, sin

embargo se puede utilizar este valor para estimar las reservas, de los tres

pozos analizados hasta el momento el pozo Parahuacu 12 es el que posee

una mayor cantidad de reservas.

111

4.3.4.2. Análisis de la prueba de restauración de presión previa al

fracturamiento hidráulico

De la prueba de restauración de presión previa a los trabajos de

fracturamiento hidráulico se logró obtener las Gráficas N° 4.31 y 4.32.

Gráfica N° 4. 31. Respuesta de la presión previa al fracturamiento del pozo

Parahuacu 12


En la Gráfica N° 4.31, durante el período de Build Up, se tiene una

restauración con velocidad moderada, lo cual es un indicativo que el pozo

tiene un daño de formación.

Gráfica N° 4. 32. Derivada de la presión previa al fracturamiento del pozo

Parahuacu 12


Daño

MTR

ETR

112

La gráfica de la derivada de la presión, ver Gráfica N° 4.32, muestra que la

respuesta de la derivada de la presión se encuentra sobre la línea de

referencia, MTR, representada por la línea de color azul, esto sirve para

estimar de forma cualitativa el daño, pero el daño presente en la formación se

puede calcular mediante la Ecuación N° 4.4.

𝑆 =268 ∗ 70.7 ∗ 38

141.2 ∗ 500 ∗ 1.301 ∗ 0.7


𝑆 = 16.61

El daño calculado varía en 6 unidades del daño presentado por la compañía

que realizó la prueba de presión.

4.3.4.3. Resultados de la prueba de restauración de presión previa al

fracturamiento

Los resultados de la prueba de restauración de presión previa a los trabajos

de fracturamiento se muestran en la Tabla N° 4.37.

Tabla N° 4. 37. Resultados de la prueba de Build Up previos al


Tipo de Transiente Restauración Observaciones

Modelo de yacimientos Homogéneo Tipo de prueba no suficiente para evaluar límites

Presión de yacimiento 1,305.6 psia a 9,063 pies de profundidad del sensor

Permeabilidad efectiva 70.7 mD En función de 18 pies de espesor total

S 11.2

Índice de Productividad 1.01 bls/día/psi (Pwf= 811 psia – Qo= 499 bls/día)


113




1305.6 − 1037.6=

500

268


El índice de productividad del pozo determina que el pozo se encuentra

produciendo un alto caudal, sin embargo, debido a que la prueba de los cuales

poseen una incertidumbre, pero pueden ser usados como una referencia del

estado del pozo en el año 2009.


Objetivo: Cambio de completación por desbalance de fases, reparar BES,

fracturar “Ti”

Resumen de las operaciones

Inicia operaciones el 03 de Febrero de 2014, controlan el pozo con

fluido especial.

Desarman el cabezal, instalan BOP y prueban con 1 500 psi.

Sacan equipo BES GE TD-300, las bombas y separador de gas salen

limpios y mecánicamente sin problema, de igual manera el sensor

mecánico y eléctrico. Existe presencia de sólidos en el exterior del

equipo.

Bajan BHA de limpieza, circulan, limpian y retiran el BHA.

Bajan completación para fractura en tubería de 3 ½”, realizan la

fractura hidráulica.

El diagrama de completación del WO # 3, donde se realizó el trabajo

de fracturamiento hidráulico, se presenta en la Gráfica N° 4.33.

114


Parahuacu 12


Dentro del diagrama de completación, se presenta una completación típica

para el levantamiento de bombeo electrosumergible, con un sello, separador

de gas y bombas electrosumergibles.

115

Reversan bomba jet, baja elementos de presión y asienta en 3 ½” a

9 477 pies. Cierran el pozo por 30 horas para prueba de Build Up.

Arman y bajan equipo BES TD-460 con 2 bombas, separador de gas,

dos protectores, motor y cubierta de camisa de refrigeración a 9 613

pies en tubing de 3 ½” miden, calibran y prueban.

Retiran BOP y realizan conexiones eléctricas en cabezal.

Realizan prueba de rotación y prueban la producción del yacimiento

“Ti”.

Finalizan operaciones el 01 de marzo de 2014.

Resultado: El trabajo de fracturamiento hidráulico fue exitoso debido a que la

producción incrementó de 45 bppd a 348 bppd. Los datos obtenidos durante

el DATAFRAC, realizado en la fractura se exhiben en la Tabla N° 4.38.


Parahuacu 12

Parámetro Valor Unidades Parámetro Valor Unidades

ISIP 2,500 psi Presión inicial 3,450 psi

P. min 3,120 psi Tasa 20 bls

Total bombeado para la fractura

336 bls Total bombeado flash

83 bls

Total bombeado proppant arena 20/40

30,669 lbs Profundidad

9,700 pies

Gradiente de fricción

206 psi/1000 pies P. final

4,500 psi

Presión máxima 4,561 psi

Proppant a la formación

30,160 lbs


116

La Tabla N° 4.38, es muy útil para la realización de los cálculos de las

variables del fracturamiento del pozo Parahuacu 12, la presión máxima y final

sirve para determinar si se logra la obtener la presión necesaria para fracturar

la presión, la presión instantánea de cierre, ISIP, es útil para el cálculo de la

presión de fractura en fondo, la cantidad de fluidos inyectados sirven para

calcular los volúmenes de fractura tanto el volumen inyectado, dato a ser

comparado con el volumen reportado y la pérdida del volumen de fractura en

el interior del yacimiento, el cual permite determinar la eficiencia del fluido de


Del trabajo de fracturamiento hidráulico realizado al pozo Parahuacu 12, se

lograron recopilar los datos presentados en la Tabla N° 4.39, anteriormente

expuesta y se pudo realizar las Gráficas N° 4.34, 4.35 y 4.36.

Gráfica N° 4. 34.DataFRAC del fluido OneSTEP GP del pozo Parahuacu 12


Caudal

Máximo

Presión

Máxima

117

Debido a la similitud de las características de los pozos 10, 11 y 12 del campo

Parahuacu, la estrategia de fracturamiento es igual, en la Gráfica N° 4.34, se

presenta el primer flujo de 100 barriles (bls) de OneSTEP GP, fluido

encargado de acondicionar el pozo para la inyección de los siguientes fluidos.

La línea de color rojo representa la presión del tratamiento, en la cual se

obtiene un valor máximo de presión de 4 560 psi, la línea de color azul

representa el caudal de inyección, el cual va en aumento para evaluar la

compatibilidad del fluido con la formación.

La línea de color celeste representa la presión anular, la cual aumenta debido

a la inyección del fluido pero no se obtiene un valor desmedido de la presión

anular, por lo que se evitan problemas de rotura y reducción del diámetro de

la tubería.


Parahuacu 12


Presión

Máxima

Caudal

Máximo

Presión

anular

Máxima

118

Posterior a la inyección del fluido OneSTEP GP, se inyectó 120 barriles (bls)

del fluido de fractura YF 135 HTD, ver Gráfica N° 4.35.

La línea de color rojo simboliza la presión producida durante el fracturamiento,

la cual aumenta debido a la inyección del fluido fracturante, después de dejar

la inyección de fluido cae nuevamente la presión, teniendo un valor de presión

máxima de P=4 400 psi.

La línea de color azul representa el caudal de inyección del fluido de

fracturamiento, donde el caudal aumenta hasta mantenerse en un caudal de

inyección constante de 20 barriles (bls).

La línea de color celeste muestra un comportamiento normal de la presión

anular del pozo durante el fracturamiento hidráulico, con un valor máximo de

1200 psi.

Gráfica N° 4. 36. DataFRAC del fracutramiento del pozo Parahuacu 12


Presión

Máxima

Presión

anular

Máxima

Caudal

Máximo

Concentración

de apuntalante

5

4

3

2

1

1 2

1

3

2

1

4

3

2

1

119

La Gráfica N° 4.36, presenta las variables registradas durante el trabajo de


La línea de color rojo simboliza la respuesta de la presión registrada en

superficie, durante la estimulación, la presión aumenta conforme se inyecta el

fluido de fractura, se produce la fractura de la formación (1), luego se realiza

la propagación de la fractura (2), se produce un cierre instantáneo, ISIP, (3),

se obtiene la presión de cierre obtenido de la caída de presión (4) y se re abre

la fractura (5).

La línea de color azul muestra la inyección del fluido fracturante, donde se

tiene un volumen inyectado constante de 20 barriles (bls), por un tiempo

aproximado de 21 minutos.

La línea de color celeste, muestra la presión anular medida, dentro de la cual

se evidencia que la presión del fluido inyectado no se está desviando al anular.

La línea de color verde, representa la concentración del apuntalante, la cual

va creciendo debido a que se debe inyectar de forma progresiva el

apuntalante, la línea de color marrón es la concentración de apuntalante

lograda en el fondo del pozo.

4.3.6. Prueba de Presión Posterior al Fracturamiento

El Pozo Parahuacu 12 se cerró por un periodo de 30 horas para realizar la

prueba de restauración de presión.

La respuesta de la derivada durante la prueba de restauración de la presión

posterior al fracturamiento, se exhibe en la Gráfica N° 4.37.

120


Parahuacu 12


La Gráfica N° 4.37, presenta una región de tiempos tempranos claramente

identificada, ETR, una región de tiempos medios, MTR, representa por la línea

recta de color morado, y en la región de tiempos tardíos los valores coinciden

con la recta de la región MTR por lo que la Gráfica N° 4.37, representa a un

yacimiento que no posee daño ni estimulación, debido a que la respuesta de

la derivada de la presión tiene valores similares a la línea de referencia.

Los resultados de la prueba de restauración de presión se presentan en la

Tabla N° 4.39.

MTR

LTR

ETR

121



Parámetro Valor Unidades Parámetro Valor Unidades

Ps 1,038 psi Pwf 941 psi

bfpd 346 bls/día bppd 232 bls/día

BSW 31 % Salinidad 11,250 ppm Cl

Conductividad Efectiva

5,490 mD-pie K 97.1 mD

S 0


Las presiones corregidas al punto medio de las perforaciones, a una

profundidad de 9 719 pies, la presión estática del reservorio Ps=1 038 psi y la

presión de fondo fluyente posee un valor de Pwf= 941 psi.

El valor de la permeabilidad obtenida después del trabajo de fracturamiento

hidráulico es de K=97.1 mD, lo cual representa un valor bueno de

permeabilidad, que permitirá el flujo de los fluidos presentes en el yacimiento.

En cuanto al parámetro del daño que presenta la formación tiene un valor de

0, lo cual nos da un indicio de que el fracturamiento no se encuentra ni

estimulado ni dañado, por esto se redujo el daño original que mantenía en

valores bajos la producción del pozo Parahuacu 12.




1038 − 941=

346

97= 3.6 𝑏𝑙𝑠/𝑑í𝑎/𝑝𝑠𝑖

122






𝐸𝐹 =3.6

3.44= 1.05


encuentra estimulada, se logró mejorar el daño que tenía la formación, esto

representa un incremento de la producción asociado al trabajo de


4.3.7 Cálculo de diseño de fractura pozo Parahuacu 12

Se realiza un diseño de fractura teórico a ser comparado con la simulación y

la fractura real generada en el pozo Parahuacu 12.




Ecuación N° 4.8.

Reemplazando los valores en la Ecuación N°4.8, se logra lo siguiente:

𝜎𝑣 =165 ∗ 9 ,719

144 = 11,136 𝑝𝑠𝑖


presión, así:

123

𝑑𝜎𝑣

𝑑𝐻=

11 136 𝑝𝑠𝑖

9 719 𝑝𝑖𝑒𝑠= 1.15

𝑝𝑠𝑖

𝑝𝑖𝑒

Esta gradiente de presión calculada concuerda con los valores presentados

en de campo empleados en la industria petrolera de 1.1 psi/pie.





roca, calculado por la Ecuación N° 4.9.

𝐾𝑏 =1

𝑐𝑡=

1

2.47𝑒−5= 40,486 𝑝𝑠𝑖

𝐾𝑏 = 40,486 𝑝𝑠𝑖 ∗ 1 𝑎𝑡𝑚

14.7 𝑝𝑠𝑖∗

101 325 𝑃𝑎

1 𝑎𝑡𝑚= 2.79 𝑥 108 𝑃𝑎









Gráfica N° 4.38, de la variación de esfuerzos y la Ecuación N° 4.10.

124


pozo Parahuacu 12




Tabla N° 4. 40. Cálculo de la Presión neta del pozo Parahuacu 12


Pnet (psi) 𝑃𝑛𝑒𝑡 =1

3 (2 300) 766

∆σ = 2 300 psi

125


(Stress) que soporta la roca a una determinada profundidad.

Para el cálculo de la presión neta de fractura se resta el máximo valor de

esfuerzo menos el mínimo valor del esfuerzo, diferencia de esfuerzos (∆σ), y

se divide para 3,



al ancho de fractura, w. Considerando a la roca como un medio elástico, al

inicio de la fractura es una grieta en la roca.




será calculado mediante la Ecuación N° 4.11.


�̀�=

2 ∗ 766 ∗ 456

8.33 𝑥 105= 0.84 𝑝𝑢𝑙𝑔𝑎𝑑𝑎𝑠




𝜌 = 2.71 ∗ 0.99902 𝑔𝑟/𝑐𝑚3 = 2.7073 𝑔𝑟/𝑐𝑚3

Este valor se encuentra correcto debido a que este tipo de petróleo es más

ligero que el agua, pero el valor debe ser transformado a libras por, así:

𝜌 = 2.7073 𝑔𝑟

𝑐𝑚3∗

1 𝑙𝑏

453.59 𝑔𝑟∗

(10𝑐𝑚)3

(1 𝑑𝑚)3∗

1 𝑑𝑚3

1𝐿∗

3.78 𝐿

1 𝑔𝑙= 22.56 𝑙𝑝𝑔

126

Sustituyendo todos los valores correspondientes en la Ecuación N° 4.13, se


𝑃𝐻 = 0.052 ∗ 22.56 ∗ 9 719 = 11,401.6 𝑝𝑠𝑖

Este valor indica que el fluido inyectado generaría 11 401 psi, pero se debe


Ecuación N° 4.15.


1,000 𝑝𝑖𝑒𝑠∗ 9,719 𝑝𝑖𝑒𝑠 = 2,002 𝑝𝑠𝑖












𝑝𝑖𝑒∗ 9,719 𝑝𝑖𝑒𝑠 = 6,900 𝑝𝑠𝑖



127



de materiales.

En la cual el volumen inyectado de fluido fracturante, una porción de este

volumen penetra dentro de la formación y otra parte se encuentra en el interior

del volumen de la fractura. El volumen inyectado, Vi, se encuentra definido

matemáticamente así, ver Ecuación N° 4.17.



calculado Vi= 420 barriles (bls), presenta un valor mínimo de diferencia

comparándolo con el total del fluido real inyectado durante el fracturamiento

Vi= 419 barriles (bls), lo cual presenta que no existieron pérdidas excesivas

durante el fracturamiento hidráulico. La pérdida de fluido, es un factor crítico

dentro de los trabajos de fracturamiento hidráulico y el diseño de la geometría

de la fractura, debido que este parámetro determina la eficiencia del fluido

fracturante. El volumen de pérdidas de fluido en el interior de la formación,

VLp, puede ser estimado aproximadamente con la Ecuación N° 4.18.

𝑉𝐿𝑝 = 6 ∗ 0.0005 ∗ 38 ∗ 221.4 ∗ √21 = 115.6 𝑏𝑙𝑠





utilización de la Ecuación N° 4.19.

𝑉𝑓 = 420 − 115.6 = 304.3 𝑏𝑙𝑠


Ecuación N° 4.20.

128

𝜂 =304.3 𝑏𝑙𝑠

420 𝑏𝑙𝑠= 0.72



𝜂 =30 160 𝑙𝑏𝑠

30 669 𝑙𝑏𝑠= 0.98


efectividad de la fractura del 98%, lo cual indica un trabajo exitoso de



Los datos obtenidos del diseño de la fractura hidráulica por medio del Software

FracCADE, realizada al pozo Parahuacu 12, se presentan en la Tabla N° 4.41.

Tabla N° 4. 41. Comparación entre fractura propuesta y fractura real


Fractura propuesta


Procedimiento de cálculo

Error




|195.4 − 174.6|

195.6

10.6

Altura de Fractura


|62.0 − 49.1|

62.0

20

Conductividad 5 424 mD-pie 5 490 mD-pie %𝑒𝑟𝑟𝑜𝑟 =

|5 490 − 5 424|

5 490

1.2

Ancho Promedio

0.154 Pulgadas 0.156 pulgadas %𝑒𝑟𝑟𝑜𝑟 =

|0.156 − 0.154|

0.156

1.3


129

Los datos de la fractura propuesta poseen un porcentaje de error bajo. El valor

más representativo de error se presenta en la altura de la fractura, pero debido

a que en el análisis estratigráfico existe un límite superior e inferior en el

yacimiento “Ti”, la fractura se contendrá. Conjuntamente, se exhibe la

Gráfica N° 4.39, que muestra el perfil de la fractura y la concentración del

material sustentante.

Gráfica N° 4. 39. Perfil de la fractura y concentración de material

apuntalante


En la parte izquierda se muestra el ancho de la fractura, wf, como se puede

observar tanto la altura como el ancho de la fractura poseen valores altos, por

lo que será necesario una mayor concentración de material puntalante como

se muestra en la parte derecha de la gráfica.


El análisis del incremento de la producción que se podría alcanzar con la

estimulación por fracturamiento hidráulico, es muy importante para la

selección del pozo candidato para realizar la fractura, debido a que el costo

de la fractura hidráulica es elevado y se debe evaluar económicamente si el

incremento de la producción cubre los costos del fracturamiento.

Ancho de la

fractura, wf

130

En la Gráfica N° 4.40, se representa el análisis nodal de la estimación del

índice de productividad del pozo Parahuacu 12.



El índice de productividad del pozo Parahuacu 12 incrementó de un valor de

0.19 bls/psi a 4.16 bls/psi, esto tiene relación directa con el comportamiento

de la producción de petróleo aumentando la producción de fluido de 101 bppd

a 346 bppd.

En la Gráfica N° 4.41, se muestra el comportamiento de la producción del

pozo Parahuacu 12, después del fracturamiento hidráulico.

131

Gráfica N° 4. 41. Comportamiento de la producción del pozo Parahuacu 12

posterior al fracturamiento


En la Gráfica N° 4.41, se observa que el pozo Parahucu 12 tiene una

estabilización de la producción del pozo posterior al trabajo de fracturamiento

hidráulico, con un valor de 360 bppd la línea de color rojo posee un aumento

después de la ejecución del trabajo del fracturamiento hidráulico.


Dentro del alcance planteado en esta investigación, se encuentra realizar un

análisis técnico del pozo Parahuacu 40.

4.4.1. Antecedentes

El pozo Parahuacu 40, es un pozo direccional tipo “J”, el cual inició su

perforación el 21 de octubre de 2013. El pozo Parahuacu 40 alcanzó una

profundidad medida de 10 250 pies MD, con una inclinación máxima del pozo

de 19.61° a 7 677 pies MD / 7 391.99 pies TVD y un dog leg máximo de 3.32

(°/100 pies) a 793 pies MD y 792.2 pies TVD. Finaliza las operaciones de

perforación el 15 de noviembre de 2013.

La completación del pozo Parahuacu 40 se realizó el 24 de noviembre de

2013, con la perforación del yacimiento “Ti” con una profundidad desde

9 982 pies a 9 994 pies (12 pies) a 5 disparos por pie, dpp.

132

Evalúan arena “Ti” por 13 horas, con 504 bfpd y un BWS=100%, el pozo no

se ha completado definitivamente debido al aporte inestable del pozo y la falta

de torres de reacondicionamiento.

El pozo presenta un buen cemento sobre y debajo de la zona de interés, como

se demuestra en la Gráfica N° 4.42.

Gráfica N° 4. 42. Integridad del cemento del pozo Parahuacu 40


En la Gráfica N° 4.42, se evidencia que el pozo Parahuacu 40 en la zona de

interés, yacimiento “Ti” ubicado desde 9 982 pies a 9 994 pies (12 pies),

presenta una buena integridad de cemento en la parte superior e inferior.


El registro eléctrico tomado de la zona de interés, ver Gráfica N° 4.43, permite

diseñar una longitud correcta de la fractura, de igual manera permite una mejor

cobertura de la zona de interés, cuando una barrera se encuentra confinada

la presión de bombeo se incrementa, además el perfil de esfuerzo (Stress)

que presenta la roca posee valores muy variables.

133


Parahuacu 40


En el registro petrofísico de la zona de interés, se observan barreras de

formaciones arcillosas sobre y debajo del intervalo de interés, arenisca “Ti”, lo

cual es conveniente debido a que las barreras contienen la fractura en el

interior de esta zona, lo cual permite diseñar una longitud correcta de la

fractura, de igual manera permite una mejor cobertura de la zona de interés.

Límite

superior

del

yacimiento

Límite

inferior del

yacimiento

Zona

de

interés Espesor

fracturado

Espesor

neto

134

4.4.3. Prueba de Presión Previo Fractura

La prueba de presión realizada de forma previa al trabajo de fracturamiento

hidráulico se realizó en el mes de diciembre de 2013.

4.4.3.1. Datos de la Prueba de Restauración de la Presión


la evaluación, los cuales sirven para obtener resultados válidos en la prueba

de presión, los datos ingresados en la Prueba de Presión se presentan en las

Tabla N° 4.42.

Tabla N° 4. 42. Datos de la prueba de Build Up del pozo Parahuacu 40

DATOS MECÁNICOS

Tipo de Pozo: Desviado Observaciones

Profundidad del reservorio 9,982 – 9,994 pies (MD)






Presión de burbuja (Pb) 1 050 psia



Salinidad del agua de formación 20 000 ppm Cl Na

135

Continuación Tabla N° 4.42. Datos de la prueba de Build Up del pozo

Parahuacu 40








El tipo de pozo es desviado, lo cual indica que se debe tener mayor cuidado

en los trabajos realizados al pozo debido a la desviación puede generarse

pescados, la profundidad del sensor permite realizar las correcciones de

presión, la profundidad de la bomba permite determinar la elevación mínima

necesaria del nivel fluido al interior del yacimiento.

La densidad del petróleo se encuentra en los valores de un crudo mediano,

esto concuerda con los pozos anteriormente analizados del campo

Parahuacu, el punto de burbuja sirve para la determinación del tipo de

yacimiento sea saturado o sub saturado de petróleo, el factor volumétrico del

petróleo, Bo, de 1.3, lo cual indica que para obtener 1 barril de petróleo en

condiciones de superficie es necesario tener 1.3 barriles en el yacimiento

Las propiedades petrofísicas del reservorio T inferior nos permiten determinar

la cantidad de petróleo original en sitio, POES, mediante el uso de la

Ecuación N° 4.1.



136



Parahuacu 40 359.03 1,177.91



Ecuación N° 4.2, se obtiene lo siguiente:

𝐴 =𝜋 ∗ (1 177.91)2

43,560= 100.06 𝑎𝑐𝑟𝑒𝑠




Tabla N° 4. 44. Parámetros petrofísicos del pozo Parahuacu 40


Parahuacu 40 12 14 30



drenaje de la roca reemplazamos estos valores en la Ecuación N° 4.1 y se


𝑃𝑂𝐸𝑆 =7,758 ∗ 100.06 ∗ 12 ∗ 0.14 ∗ (1 − 0.30)

1.3= 702,222 𝑏𝑙𝑠


Ecuación N° 4.3.

137

𝑅𝑒𝑠𝑒𝑟𝑣𝑎𝑠 = 702,222 ∗0.20

1.3= 108,034 𝑏𝑙𝑠

El resultado del cálculo de las reservas del pozo Parahuacu 40, no presenta

una gran diferencia con los valores presentados por PETROAMAZONAS EP,

este valor puede tomarse como una estimación de las reservas que mantiene

el pozo Parahuacu 40, además de que se puede realizar el cálculo en software

para obtener un valor más exacto.

4.4.3.2. Análisis de la Prueba de Presión Previo Fracturamiento

De la prueba de Build Up previa al fracturamiento, se consiguen las

Gráficas N° 4.44 y 4.45.

Gráfica N° 4. 44. Presión y caudal de la prueba de Build Up previo al



Periodo de Flujo

138

La Gráfica N° 4.44, presenta dos etapas: la primera de 36 horas donde el

pozo se mantiene fluyendo a 300 bls/día, se realiza el cierre del pozo por

aproximadamente 30 horas donde se obtuvo una restauración de presión

rápida, como se muestra en la gráfica de color verde posterior a las 30 horas,

donde en un tiempo de 2 horas, donde se alcanza la presión estática del

yacimiento.


Parahuacu 40


La Gráfica N° 4.45, presenta dos curvas: la curva de color verde muestra el

cambio de presión en función del tiempo, mientras que la curva de color rojo

representa la derivada del cambio de presión en función del tiempo. Se puede

identificar la región de tiempos tempranos, ETR, posterior se identifica la

región de tiempos medios, MTR, representada por la línea de color celesta, a

continuación se identifica la región de tiempos tardíos, LTR, donde los valores

están sobre la línea MTR, un indicativo de daño de formación.

ETR

MTR

Daño

139

El daño (skin) se puede calcular mediante la Ecuación N° 4.4.

𝑆 =594 ∗ 257 ∗ 12

141.2 ∗ 224 ∗ 1.3 ∗ 0.6382= 40

4.4.4.3. Resultados de la prueba de presión

E fundamental revisar los resultados de la prueba de restauración de presión

realizada al pozo Parahuacu 40. El pozo Parahuacu 40, presenta un daño, por

lo que se ha evaluado para la realización del fracturamiento.

Los resultados de la prueba de restauración de presión se exhiben en la

Tabla N° 4.45.

Tabla N° 4. 45. Resultados de la prueba de Build Up previos al


Presión Profundidad (pies)

Valor Medido (psi)

Pwf al Sensor 9,748 1,168

Pwf @ MP 9,988 1,260.9

Pws Sensor 9,748 1,761.79

Pws @ MP 9,988 1,854.69

P burbuja - 1,050


La presión de fondo fluyente, Pwf, es la presión que proporciona la energía

necesaria para levantar la columna de fluido desde el fondo del pozo hasta la

superficie, esta presión es calculada en fondo cuando el pozo se encuentra

en producción, es menor que la presión del yacimiento para crear el diferencial

de presión entre el pozo y el yacimiento.

140

La presión estática del yacimiento, Pws, es la presión inicial que originalmente

poseía el yacimiento que se encuentra cerrado.

La presión de burbuja, Pb, es la presión a la cual la primera burbuja de gas se

desprende del crudo, esta presión sirve para identificar si un yacimiento se

encuentra sub saturado o saturado de gas. De la Tabla N° 4.45, se analiza

que la presión de burbuja del pozo Parahuacu 40, tiene un valor de Pb =

1 050 psi, debido a que la presión de fondo fluyente se encuentra sobre la

presión de burbuja el yacimiento es sub saturado, por lo que solo se producirá

gas asociado al petróleo.

Otros resultados obtenidos de la prueba de restauración de presión se

observan en la Tabla N° 4.46.

Tabla N° 4. 46. Resultados adicionales de la prueba de Build Up previos a la

fractura del pozo Parahuacu 40

Parámetros Valor Unidades

Permeabilidad 257 mD

Capacidad de Flujo 3,080 mD-pie

∆Ps 340 psi

Daño 6 -


Dentro de la prueba de restauración de presión, realizada al pozo

Parahuacu 40, se logró alcanzar el flujo radial, además se tiene una rápida

restauración de presión, lo cual es un indicio de daño severo.

Una de las principales causas del daño presente en la formación es el alto

contenido de caolinita presente en la arenisca, lo que ocasiona el

taponamiento de los poros debido a la migración de finos, reduciendo su

141

permeabilidad, por este motivo, es recomendable no producir a altos caudales

de flujo para disminuir la migración de finos. Se tiene un diferencial de presión

por daño de DPs=340 psi, al lograr remover esta restricción que el pozo

presenta al flujo, mediante un tratamiento químico o un fracturamiento, se

lograría aumentar la producción del pozo, estimando este incremento de 166

bppd a 350 bppd. En base a los resultados de las presiones se calcula el

índice de productividad actual, mediante las Ecuación N° 4.5.


1 854.7 − 1 260.9=

224

593.8= 0.38 𝑏𝑙𝑠/𝑑í𝑎/𝑝𝑠𝑖




𝐼𝑃𝑟𝑒𝑎𝑙 =224

1 854.7 − 1 260.9 − (340)=

224

253.8= 0.88 𝑏𝑙𝑠/𝑑í𝑎/𝑝𝑠𝑖


𝐸𝐹 =0.38

0.88= 0.43

El valor del índice de productividad actual, IPactual=0.38 barriles/día/psi,

sugiere que el pozo Parahuacu 40 se encuentra produciendo bajo su máxima

capacidad disponible de producción. Esto concuerda con el índice de

productividad real el cual tiene un valor menor a la unidad. La eficiencia de

flujo del pozo Parahuacu 40, fue calculada mediante la relación de los índices

de productividad que presenta el pozo, la eficiencia de flujo del pozo

exterioriza que la formación se encuentra dañada, pero es necesaria una

estimación del incremento que se podría obtener mediante el trabajo de

fracturamiento hidráulico, por este motivo es indispensable realizar un análisis

nodal del pozo óptimo para que el trabajo de fracturamiento logre los

142

resultados esperados y genere réditos económicos para la empresa

operadora encargada del campo.


La completación utilizada para el reacondicionamiento N°1 (WO # 1), se

exhibe en la Gráfica N° 4.46.


Parahuacu 40


143

En la Gráfica N° 4.46, dentro del diagrama de completación, se observa

colocado un centralizador, este equipo asegura la ubicación en el centro del

motor, la bomba y el cable.

Son utilizados para permitir un enfriamiento adecuado, una completación

típica del sistema de levantamiento artificial electrosumergible, que consta de

un motor eléctrico, un sello, un separador de gas y bombas electrocentrífugas.

Después se identifica un niple de asiento (No – Go), diseñado para alojar un

dispositivo de cierra para controlar la producción.

Una camisa deslizable (Standing Valve) cuyo objetivo es permitir el flujo de

fluidos hacia la superficie.

Objetivo: Realizar trabajo de fracturamiento hidráulico a la arena “Ti” de 9 982

pies a 9 994 pies (12 pies), evaluar los resultados obtenidos.

Inician operaciones el 20 de abril de 2014.

Sacar sarta de evaluación

Bajar sarta de fracturamiento.

Recuperar standing valve con Slick Line.

Asentar packer a 9 700 pies.

Armar equipo para fracturamiento hidráulico.

Bombear 70 barriles (bls) One Step GP, desplazando con WF 135 y

dejar en remojo por un promedio de 4 a 6 horas.

Realizar DataFRAC con fluido de fractura, aproximadamente 100 bls, y

desplazar con WF 135, reportar presiones y eficiencia de fluido.

Esperar por declinación de presión y analizar datos para el rediseño.

Arman y bajan BHA de limpieza.

Esperar cierre de fractura y liberar presión

Sacar sarta de fractura.

Bajar sarta de producción.

144

Resultados: El trabajo de fracturamiento hidráulico fue exitoso, la producción

incrementó de 140 bppd a 314 bppd, obteniendo un incremental de producción

de 174 bppd.

Los datos obtenidos durante el fracturamiento hidráulico se presentan en la

Tabla N° 4.47.


Parahuacu 40


ISIP 1,815 psi Espesor de la arena

12 pies

Presión final

6,745 psi Presión máxima 6 745 psi

Total fractura

854 bls Total de apuntalante en formación

25 826 lbs

Total de apuntalante cerámico 20 /40

28, 456 lbs Gradiente de fractura

0.63 psi/pie

Gradiente de fricción 213 psi/1000 pies


Por medio de la Tabla N° 4.47, se puede realizar el diseño en base a cálculos

de las variables del fracturamiento para el pozo Parahuacu 40, la presión

máxima sirve para determinar si la presión máxima que se generó en

superficie, con logra alcanzar la presión de fractura del yacimiento, la cantidad

de fluidos inyectados sirven para calcular los volúmenes de fractura y la

eficiencia del fluido de fracturamiento hidráulico.

145

Del mismo modo, del trabajo de fracturamiento hidráulico se consiguió

registrar los datos presentados en las Gráficas N° 4.47, 4.48 y 4.49.

Gráfica N° 4. 47. DataFRAC del fluido OneSTEP GP del pozo Parahuacu 40


Antes de realizar el fracturamiento, se realizó la inyección de 90 barriles de

fluido de acondicionamiento del pozo, conocido con nombre comercial

OneSTEP GP, ver Gráfica N° 4.47, que sirve para que el yacimiento mejore

sus propiedades para la inyección del fluido de fractura, la línea de color rojo

representa la presión de tratamiento medida en superficie, donde la presión

aumenta debido a la inyección del fluido, teniendo una presión máxima de

4 900 psi, la línea de color azul representa el caudal de inyección, qi, el cual

aumenta a varios caudales para poder registrar la variación de presión en el

yacimiento, la línea de color marrón simboliza la presión anular, la cual

aumenta con la inyección pero no excede el valor de 1 000 psi.

Presión

Máxima

Caudal

Máximo

Presión

anular

máxima

146

Gráfica N° 4. 48. DataFRAC de la calibración del fracturamiento del pozo

Parahuacu 40


En la Gráfica N° 4.48, se exhibe el registro tomado del DataFRAC, que se

realizó para calibrar y lograr determinar la caída de presión. Para la calibración

de los parámetros de la fractura se manejó 140 barriles (bls) de fluido

fracturante Sapphire CF 135.

Este tipo de calibración para poder determinar los parámetros óptimos de la

fractura, es un aseguramiento de que los trabajos de fracturamiento hidráulico,

esto es una política por parte de la empresa prestadora de servicios, la cual

es considerada como una buena práctica para la realización de los trabajos

de fracturamiento se cumplan teniendo en consideración el diseño de la

fractura propuesto para el pozo Parahuacu 40.

Presión

Máxima

Caudal

Máximo

Presión

anular

máxima

147

Gráfica N° 4. 49. DataFRAC del fracturamiento del pozo Parahuacu 40


Para la realización de la fractura al igual que en los pozos anteriormente

estudiados en esta investigación, se utilizó una estrategia de fractura similar,

la Gráfica N° 4.49, representa los datos tomados durante la fractura

hidráulica.

La línea de color rojo simboliza la respuesta de presión durante el tratamiento

medido en la superficie, la presión aumenta por la inyección de fluido

fracturante hasta fracturar la formación (1), la fractura se propaga (2), a

continuación se presenta el cierre instantáneo, ISIP, (3), posterior se logra

registrar la presión de cierre (4), se reabre la fractura por el ingreso del

material apuntalante (5), debido a que la concentración del apuntalante

aumenta de forma considerable la presión aumenta a un valor máximo de

7 600 psi medidos en superficie.

Caudal

Máximo

Presión

Máxima

Presión

anular

máxima

1

2

1

5

4

3

2

1

3

2

1

4

3

2

1

148

4.4.4. Análisis de la Prueba de Restauración de Presión Posterior a la

Fractura

Los resultados obtenidos de la prueba de restauración de presión posterior a

la fractura se muestran en la Tabla N° 4.48.

Tabla N° 4. 48. Resultados del Build Up posteriores al fracturamiento del

pozo Parahuacu 40


Presión de yacimiento al punto medio de los disparos

1,812 psi

Pwf a la profundidad de la bomba (9,748 pies)

1,049.7 psi


S 0


La prueba de presión posterior al trabajo de fracturamiento hidráulico, reveló

que la restricción al flujo fue eliminada, pero el pozo no se encuentra ni

estimulado ni dañado.

Durante la realización de la prueba de restauración de presión realizada al

campo Parahuacu, posterior al trabajo de estimulación por fracturamiento

hidráulico se logró esquematizar la respuesta de presión del pozo, el cual se

presenta en la Gráfica N° 4.50.

149

Gráfica N° 4. 50. Derivada de la presión del Build Up posterior al

fracturamiento


En la Gráfica N° 4.50, se identifican la región de tiempos tempranos, ETR,

caracterizada por la elevación de la presión, a continuación se observa la

región de tiempos medios, MTR, donde se obtiene un flujo radial identificado

por la línea recta de color celeste, posterior se muestra la región de tiempos

tardíos, LTR, los valores de esta región se encuentran todos sobre la línea de

referencia de la región MTR, por lo que la formación no se encuentra ni

dañada ni estimulada.

4.4.5. Cálculo de diseño de fractura pozo Parahuacu 40






Ecuación N° 4.8.

LTR MTR

ETR

150

𝜎𝑣 =165 ∗ 9,982

144 = 11,438 𝑝𝑠𝑖


presión, así:

𝑑𝜎𝑣

𝑑𝐻=

11,438 𝑝𝑠𝑖

9,982 𝑝𝑖𝑒𝑠= 1.15

𝑝𝑠𝑖

𝑝𝑖𝑒

Esta gradiente de presión es correcto debido a que las unidades de campo

empleados en la industria petrolera son de 1.1 psi/pie.





roca, calculado por la Ecuación N°4.9.

𝐾𝑏 =1

𝑐𝑡=

1

4.51𝑒−6= 221,729 𝑝𝑠𝑖

𝐾𝑏 = 221,729 𝑝𝑠𝑖 ∗ 1 𝑎𝑡𝑚

14.7 𝑝𝑠𝑖∗

101 325 𝑃𝑎

1 𝑎𝑡𝑚= 1.5 𝑥 109 𝑃𝑎









Gráfica N° 4.51, de la variación de esfuerzos y la Ecuación N° 4.10.

151

Gráfica N° 4. 51. Esfuerzos de la formación productora en función de la

profundidad del pozo Parahuacu 40



(Stress) que soporta la roca a una determinada profundidad, para el cálculo

de la presión neta de fractura se reta el máximo valor de esfuerzo menos el

mínimo valor del esfuerzo, diferencia de esfuerzos, y se divide para 3, debido

a que la altura de la fractura es mucho mayor que el ancho.

Los valores de la diferencia de esfuerzos se realizan los cálculos pertinentes

y se obtienen los resultados expuestos en la Tabla N° 4.49.

Tabla N° 4. 49. Cálculo de la Presión neta del pozo Parahuacu 40


Pnet (psi) 𝑃𝑛𝑒𝑡 =

1

3 (650)

216

∆σ = 650 psi

152





grieta en la roca.




será calculado mediante la Ecuación N° 4.11.




unidades en pulgadas y se reemplazan los valores en la Ecuación N° 4.11,

obteniendo:


�̀�=

2 ∗ 216 ∗ 144

8.33 𝑥 105= 0.075 𝑝𝑢𝑙𝑔𝑎𝑑𝑎𝑠




𝑃𝐻 = 0.052 ∗ 22.56 ∗ 9 982 = 11 710 𝑝𝑠𝑖



Ecuación N° 4.15.


1,000 𝑝𝑖𝑒𝑠∗ 9,982 𝑝𝑖𝑒𝑠 = 2 ,126 𝑝𝑠𝑖

153









la fractura en la formación productora (Lozada, 2009, págs. 25-27).

Esta variable de la fractura puede ser calculada mediante la

Ecuación N° 4.16.


𝑝𝑖𝑒∗ 9,982 𝑝𝑖𝑒𝑠 = 7,886 𝑝𝑠𝑖





de materiales. En la cual el volumen inyectado de fluido fracturante, una

porción de este volumen penetra dentro de la formación y otra parte se

encuentra en el interior del volumen de la fractura. El volumen inyectado, Vi,

se encuentra definido matemáticamente así, ver Ecuación N° 4.17.





154

estima que es debido a que el volumen inyectado durante todo el tratamiento

no es un valor constante y el tiempo de inyección no se encuentra registrado

de forma correcta.

La pérdida de fluido, es un factor crítico dentro de los trabajos de




ser estimado aproximadamente con la Ecuación N°4.18.

𝑉𝐿𝑝 = 6 ∗ 0.0005 ∗ 12 ∗ 149.8 ∗ √24


El cálculo del volumen de fractura, Vf, se lo realiza por la Ecuación N°4.15,




utilización de la Ecuación N°4.19.

𝑉𝑓 = 461 − 26.40 = 434.6 𝑏𝑙𝑠


Ecuación N° 4.20.

𝜂 =434.6 𝑏𝑙𝑠

461 𝑏𝑙𝑠= 0.90



𝜂 =25 826 𝑙𝑏𝑠

28 456 𝑙𝑏𝑠= 0.91

155

Los datos calculados concuerdan con los datos presentados por la compañía

operador, PETROAMAZONAS EP, el error es del 1 %, lo que indica que el

cálculo se encuentra realizado de forma correcta.


Una vez realizados el trabajo de fracturamiento hidráulico en el pozo

Parahuacu 40, se compararon la simulación de la fractura Propuesta y la

fractura generada en el pozo según comparación, ver Tabla N° 4.50.

Tabla N° 4. 50. Comparación de la fractura propuesta y la fractura real


Fractura

propuesta

Fractura generada

según cotejo

Procedimiento

Error


Longitud de

Fractura


|149.8 − 148.6|

149.8

0.80

Altura de

Fractura


|67.2 − 69.3|

67.2

3.13

Conductividad 4 578 mD-pie 3 757 mD-pie %𝑒𝑟𝑟𝑜𝑟 =

|3757 − 4578|

3757

20.0

Ancho

Promedio

0.160 pulgadas 0.186 pulgadas %𝑒𝑟𝑟𝑜𝑟 =

|0.186 − 0.160|

0.186

14.0


El porcentaje de error calculado entre el valor de las variables de la fractura y

la fractura real generada, no supera el valor del 20%, tomando en cuenta esta

consideración, el diseño de la fractura se cumplió en el programa.

156

El perfil simulado de la fractura y la concentración de apuntalante inyectado al

pozo, se exhiben en la Gráfica N° 4.52.

Gráfica N° 4. 52. Perfil de fractura y concentración de material apuntalante

del fracturamiento del pozo Parahuacu 40


En la Gráfica N° 4.52, se presenta el perfil de la fractura simulado, donde la

fractura es representada por el rectángulo de color rojo, ubicado en la parte

izquierda de la gráfica. En la posición derecha de la gráfica se presenta la

concentración de apuntalante inyectado en la fractura, debido a que el

material apuntalante se inyecta después del fluido acondicionante, en la punta

de la fractura no existe mayor concentración, sin embargo, existe una buena

colocación de material apuntalante a lo largo de la fractura.

Ancho de

fractura (wf)

157

4.4.6. Análisis de la Producción

El estudio del Análisis Nodal es parte fundamental para la consideración de

un pozo candidato al trabajo de fractura, debido a que el costo de las fracturas

es alto, la potencial producción posterior a los trabajos de fracturamiento es la

base para tomar la decisión correcta de fracturar o no un pozo.

En la Gráfica N° 4.53, se exhibe el estudio de análisis Nodal realizado al pozo

Parahuacu 40.



La línea de color verde y color gris representan las curvas del índice de

productividad cuando el pozo tiene daño, el punto de color celeste indica la

producción promedio actualizada que tenía el pozo antes del fracturamiento,

qo=150 bppd, la curva de color rosado simboliza el índice de productividad

que puede alcanzar el pozo después de los trabajos de fracturamiento, el

punto estimado del incremento de la producción posee un valor de qo=350

bppd.

158

Igualmente, en la Gráfica N° 4.54, se muestra el comportamiento de la

producción desde el mes de noviembre de 2013 hasta mayo de 2014.

Gráfica N° 4. 54. Comportamiento del pozo Parahuacu 40 posterior al

fracturamiento


La línea de color azul simboliza la producción de fluidos producidos por día,

posterior al fracturamiento aumentó y se estabilizó en un valor aproximado de

390 barriles de fluido por día (bfpd).

La línea de color rojo representa la producción de petróleo la cual al eliminar

el daño que mantenía el pozo en sus alrededores aumentó, tiene una leve

caída debido a las pruebas pero se mantiene en un valor de 300 barriles de

petróleo por día (bppd).

La línea de color verde representa la producción de agua por día que mantiene

el pozo Parahuacu 40, posterior a los trabajos de fractura aumenta, esto

puede ser consecuencia de los fluidos inyectados para probar el pozo, pero

después de producir un mes baja la producción de agua.

La producción de petróleo, posterior al fracturamiento, se logró incrementar

de 140 bppd a 314 bppd, es decir, el incremento de producción posterior al

fracturamiento fue de 174 bppd. El índice de productividad también aumentó

de 0.21 bls/día/psi a 0.75 bls/día/psi.

CAPÍTULO V

160

CAPÍTULO V

5. ANÁLISIS ECONÓMICO

Para realizar un análisis económico adecuado de los trabajos de

fracturamiento hidráulico se debe tomar en cuenta los siguientes aspectos:

costos de inversión, costos de operación, valor actual neto (VAN), tasa interna

de retorno (TIR), producción de petróleo, precio del barril de petróleo, entre

otras variables posteriormente estudiadas.


A continuación se realizará el estudio económico del pozo Parahuacu 10 para

demostrar la rentabilidad o pérdida que generó el fracturamiento hidráulico.

5.1.1. Ingresos del Proyecto

El ingreso que generará el proyecto de fracturamiento hidráulico es la venta

del incremental de la producción, este incremento puede será calculado de la

diferencia entre los valores antes del fracturamiento y la producción

incremental que generó el fracturamiento, puede calculado mediante la

Ecuación N°5.1.

𝑞𝑡 = 𝑞𝑖𝑒−𝐷𝑡 𝐸𝑐. [5.1 ]

Donde:

qt Tasa de producción anual, barriles anuales

D Declinación, fracción de la tasa de producción, bls/año, valor aproximado del campo Parahuacu, D=15.56%

qi Tasa de producción referencial

t Tiempo, años

161

El tiempo de vida del proyecto generalmente se consideran 10 años, los

valores calculados del incremento de producción se presentan en la

Tablas N° 5.1 y 5.2.



Año Producción

con fracturamiento

Producción sin

fracturamiento

Incremento de

Producción

bls bls bls

2014 (Condición inicial)

127,020 52,560 74,460


Parahuacu 10

Año Procedimiento Producción con fracturamiento

bls Procedimiento

Producción sin fracturamiento

bls Procedimiento

Incremento de

Producción bls

2015 𝑞𝑡 = 127020𝑒−0.15∗1 10,8716.6 𝑞𝑡 = 52560𝑒−0.15∗1 44,986.2 ∆𝑞 = 108716 − 44986 63,730

2016 𝑞𝑡 = 127020𝑒−0.15∗2 93,050.7 𝑞𝑡 = 52560𝑒−0.15∗2 38,503.7 ∆𝑞 = 93051 − 38504 54,547

2017 𝑞𝑡 = 127020𝑒−0.15∗3 79,642.2 𝑞𝑡 = 52560𝑒−0.15∗3 32,955.4 ∆𝑞 = 79642 − 32955 46,686

2018 𝑞𝑡 = 127020𝑒−0.15∗4 68,165.9 𝑞𝑡 = 52560𝑒−0.15∗4 28,206.6 ∆𝑞 = 68166 − 28207 39,959

2019 𝑞𝑡 = 127020𝑒−0.15∗5 58,343.3 𝑞𝑡 = 52560𝑒−0.15∗5 24,142.1 ∆𝑞 = 58343 − 24142 34,201

162

Continuación Tabla N° 5.2. Cálculo del incremento de producción anual del

pozo Parahuacu 10


bls

Procedimiento Producción sin fracturamiento

bls

Procedimiento Incremento de

Producción bls

2020 𝑞𝑡 = 127020𝑒−0.15∗6 49,936.1 𝑞𝑡 = 52560𝑒−0.15∗6 20,663.2 ∆𝑞 = 49936 − 20663 29,272

2021 𝑞𝑡 = 127020𝑒−0.15∗7 42,740.4 𝑞𝑡 = 52560𝑒−0.15∗7 17,685.7 ∆𝑞 = 42740 − 17686 25,054

2022 𝑞𝑡 = 127020𝑒−0.15∗8 36,581.6 𝑞𝑡 = 52560𝑒−0.15∗8 15,137.2 ∆𝑞 = 36582 − 15137 21,444

2023 𝑞𝑡 = 127020𝑒−0.15∗9 31,310.2 𝑞𝑡 = 52560𝑒−0.15∗9 12,955.9 ∆𝑞 = 31310 − 12956 18,354

2024 𝑞𝑡 = 127020𝑒−0.15∗10 26,798.5 𝑞𝑡 = 52560𝑒−0.15∗10 11,089 ∆𝑞 = 26798 − 11089 15,710

Este incremento de producción debe ser multiplicado por el precio del crudo,

debido a que el precio del crudo es variable para determinado tiempo.

Se decidió tomar tres escenarios del precio del crudo.

El primer escenario con un valor de USD$ 60, siendo el escenario más

pesimista.

Un escenario normal con un precio del crudo de USD$ 70 y un escenario

positivo con un valor de crudo de USD$ 80, los ingresos de la venta del

incremental de crudo se muestran en la Tabla N° 5.3.

163

Tabla N° 5. 3. Cálculo de las ventas de la producción incremental anual

estimada del pozo Parahuacu 10

Año

Incremento de

Producción bls

Condición N° 1

USD$60

Condición N° 2

USD$70

Condición N° 3

USD$80


MM USD


MM USD


MM USD

2015 63,730 63730 ∗ 60 3.3 63730 ∗ 70 3.9 63730 ∗ 80 4.5

2016 54,547 54547 ∗ 60 2.8 54547 ∗ 70 3.3 54547 ∗ 80 3.9

2017 46,686 46686 ∗ 60 2.3 46686 ∗ 70 2.9 46686 ∗ 80 3.3

2018 39,959 39959 ∗ 60 2.0 39959 ∗ 70 2.4 39959 ∗ 80 2.8

2019 34,201 34201 ∗ 60 1.7 34201 ∗ 70 2.0 34201 ∗ 80 2.4

2020 29,272 29272 ∗ 60 1.5 29272 ∗ 70 1.7 29272 ∗ 80 2.1

2021 25,054 25054 ∗ 60 1.3 25054 ∗ 70 1.5 25054 ∗ 80 1.8

2022 21,444 21444 ∗ 60 1.1 21444 ∗ 70 1.3 21444 ∗ 80 1.5

2023 18,354 18354 ∗ 60 0.9 18354 ∗ 70 1.1 18354 ∗ 80 1.3

2024 15,710 15710 ∗ 60 0.8 15710 ∗ 70 0.9 15710 ∗ 80 1.1

5.1.2. Egresos del Proyecto

Dentro de los egresos del proyecto se ha considerado la inversión inicial del

proyecto y el costo operativo por barril de petróleo producido.

164

5.1.2.1. Costos de Inversión

Los costos reales del fracturamiento, se exhiben en la Tabla N° 5.4.

Tabla N° 5. 4. Costos reales de la fractura del pozo Parahuacu 10

SERVICIO

GASTO

USD $

Movilización 8,501.81

Trabajo de Torre 234,526.3

Supervisión y Transporte 19,966.61

Fluido de Control 164,649.95

Memorias 2,800

Registros de correlación, renta packer 43,184.93

Pulling 3,665

Inspección tubulares 5,376

Fractura Arena “U inf” 335,338.95

W/L 10,848.9

MTU 316,51.52

Corrida de Tubulares 5,376

165

Continuación Tabla N° 5.4. Costos reales de la fractura del pozo

Parahuacu 10

SERVICIO

GASTO

USD $

Conjunto TCP 68,315.32

Spooler 6,739.17

Renta de Packer Fractura 22,226.76

Desinstalación de Protectores 6,271.83

TOTAL 991,364.05


Los costos reales del fracturamiento hidráulico alcanzan un valor de

USD $ 991 364, siendo el trabajo de fracturamiento hidráulico más costoso, a

pesar de que la fractura entre fluido y servicios tiene un valor aproximado de

USD $ 330 000, para este pozo aumentan varios servicios donde el costo

presentado es muy alto.

5.1.2.2. Costos Operativos

En relación a los costos operativos se consideró, el costo de producción por

barril producido para el año 2013 fue por un valor de USD $8.95, este fue

calculado con la ecuación presentada a continuación (PETROAMAZONAS

EP, 2013).

𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜 𝑝𝑜𝑟 𝑏𝑎𝑟𝑟𝑖𝑙 =𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜𝑠 𝑦 𝑔𝑎𝑠𝑡𝑜𝑠 𝑑𝑒 𝑂𝑝𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛

𝑃𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑐𝑖ó𝑛 𝑎𝑛𝑢𝑎𝑙 =

1,065,486,267

119,026,500= 8.95 𝑈𝑆𝐷 $ /𝑏𝑙

166

Para encontrar el costo de producción anual se debe multiplicar el número de

barriles de incremento debido a los trabajos de fracturamiento hidráulico por

el costo, en la Tabla N° 5.5, se estiman los costos de producción por año.

Tabla N° 5. 5. Costos de producción anuales del pozo Parahuacu 10

Año

Incremento de Producción

Procedimiento

Costos Operativos

bls MM USD

2015 63,730 63730 ∗ 8.95 0.570

2016 54,547 54547 ∗ 8.95 0.488

2017 46,686 46686 ∗ 8.95 0.418

2018 39,959 39959 ∗ 8.95 0.358

2019 34,201 34201 ∗ 8.95 0.306

2020 29,272 29272 ∗ 8.95 0.262

2021 25,054 25054 ∗ 8.95 0.224

2022 21,444 21444 ∗ 8.95 0.192

2023 18,354 18354 ∗ 8.95 0.164

2024 15,710 15710 ∗ 8.95 0.141

5.1.3. Flujos Netos de Caja del Proyecto

Los flujos netos de caja son necesarios para la evaluación económica de los

proyectos de inversión, estos son calculados mediante las Ecuaciones N°

5.2, 5.3 y 5.4.

167

𝑭𝑵𝑪 = 𝑰𝒏𝒈𝒓𝒆𝒔𝒐𝒔 − 𝑬𝒈𝒓𝒆𝒔𝒐𝒔 𝐸𝑐. [5.2]

Para el primer año del proyecto, la Ecuación N° 5.3, será la siguiente:

𝑭𝑵𝑪 = 𝑽𝒆𝒏𝒕𝒂𝒔 − (𝑰𝒏𝒗𝒆𝒓𝒔𝒊ó𝒏 + 𝑪𝒐𝒔𝒕𝒐𝒔 𝑶𝒑𝒆𝒓𝒂𝒕𝒊𝒗𝒐𝒔) 𝐸𝑐. [ 5.3]

Para los años posteriores al primer año, si no existen más inversiones en el

pozo, la ecuación utilizada será la Ecuación N° 5.4.:

𝑭𝑵𝑪 = 𝑽𝒆𝒏𝒕𝒂𝒔 − 𝑪𝒐𝒔𝒕𝒐𝒔 𝑶𝒑𝒆𝒓𝒂𝒕𝒊𝒗𝒐𝒔 𝐸𝑐. [ 5.4]

Los flujos netos de caja para el pozo Parahuacu 10 son mostrados en el

Anexo N° 2.

5.1.4. Valor Actual Neto Pozo Parahuacu 10 (VAN PRH10)

Este es un indicativo económico que permite analizar si el trabajo es aceptado

o rechazado. Los valores del VAN y si la rentabilidad del proyecto se observan

en la Tabla N° 5.6.

Tabla N° 5.6. Valores y consideraciones del indicativo Valor Actual Neto

(VAN)

VAN OBSERVACIONES

VAN > 0 El proyecto es rentable, la inversión proporcionará beneficio.

VAN = 0 Se considera un proyecto indiferente, solo se recupera la inversión.

VAN < 0 El proyecto no es rentable, se produce pérdida de la cuantía.

Fuente: (Retana, 2007)

168

Para el pozo Parahuacu 10 se realizó el cálculo del Valor Actual Neto,

utilizando una tasa de descuento ajustada al riesgo i=20% y precios para el

barril del crudo de 60, 70 y 80 USD/Barril. En la Tabla N° 5.7, se exhibe el

procedimiento para calcular el Valor Actual Neto del pozo Parahuacu 10.

Para el cálculo del Valor Actual Neto, se manejó la Ecuación N° 5.5, para

calcular el Valor Actual Neto del pozo.

𝑉𝐴𝑁 = −𝐶𝑜 +𝐶1

(1 + 𝑖)+

𝐶2

(1 + 𝑖)2+

𝐶3

(1 + 𝑖)3+ ⋯ +

𝐶𝑛

(1 + 𝑖)𝑛 𝐸𝑐. [5.5]

Donde:

Co Capital inicial de inversión del proyecto

Cn Diferencia entre cobros y pagos calculados al periodo n

n Tiempo de vida útil del proyecto, años

i Tasa de descuento ajustada al riesgo

Tabla N° 5. 6. Procedimiento del cálculo del Valor Actual Neto con un precio

del crudo de USD $ 60 del pozo Parahuacu 10

Condición

Precio del crudo USD$60

Procedimiento 𝑉𝐴𝑁 = −0.9 +

2.8

(1 + 0.20)+

3.3

(1 + 0.20)2 +2.8

(1 + 0.20)3

+2.3

(1 + 0.20)4 +2

(1 + 0.20)5 +1.7

(1 + 0.20)6

+1.5

(1 + 0.20)7 +1.3

(1 + 0.20)8 +1.1

(1 + 0.20)9

+0.9

(1 + 0.20)10

RESULTADO VAN MM USD

7.38

169

El Valor Actual Neto calculado es muy alto debido a que el incremento de la

producción del pozo Parahuacu 10 generó réditos económicos desde el primer

año, el proyecto de fracturamiento hidráulico es muy rentable, incluso

colocando una tasa de descuento ajustada del riesgo del 20%.

Los resultados obtenidos del Valor Actual Neto, se muestran en la

Tabla N° 5.8, de las tres condiciones planteadas son alto, considerándose un

proyecto muy rentable.


Parahuacu 10

Condiciones

Condición 1 Condición 2 Condición 3

USD$ 60 USD $70 USD $ 80

VAN

MM USD$ $ 7.38 $ 9.12 $ 10.73

5.1.5. Tasa Interna de Retorno Pozo Parahuacu 10 (TIR PRH 10)

La tasa Interna de retorno, TIR, complementa la información económica del

proyecto proporcionada por el VAN, debido a que realiza el cálculo con un

VAN igual a cero y calcula la tasa de que le permite al flujo de caja neto ser

cero (Retana, 2007, págs. 25-26).

Matemáticamente, se ve representado por la Ecuación N° 5.6:

𝑉𝐴𝑁 = ∑𝐹𝑁𝐶𝑛

(1 + 𝑖)𝑛= 0

𝑛

𝑡=1

𝐸𝑐. [5.6]

170

Donde:

FNC Flujo Neto de Caja en el periodo t

n Número de periodos

I Valor de la inversión inicial

VAN Valor actual Neto

TIR Tasa Interna de Retorno

En la Tabla N° 5.9, se exhiben los datos ingresados en el programa Excel.

Tabla N° 5. 8. Cálculo del TIR del fracturamiento del pozo Parahuacu 10

A B C D

Flujo neto de Caja (MM USD) Fórmula de Excel Resultado (%)

1 -0.9

2 2.8

3 3.3

4 2.8

5 2.4

6 2.0

7 1.7

8 1.5

9 1.3

10 1.1

171

Los valores obtenidos del cálculo de la Tasa Interna de Retorno, TIR, son

utilizados para medir el grado de rentabilidad de la inversión del proyecto,

presentándose dos condiciones, así:

TIR > 0, el proyecto es aceptable y general réditos económicos.

TIR < 0, el proyecto es rechazado y genera pérdidas económicas

Se utilizó fórmulas similares para el cálculo de la Tasa Interna de retorno para

los precios de petróleo de USD$ 70 y 80, los resultados del cálculo de la Tasa

Interna de Retorno, TIR, se presentan en la Tabla N° 5.10.

Tabla N° 5. 9. Resultados del TIR del fracturamiento del pozo Parahuacu 10


USD$ 60 USD $70 USD $ 80

TIR (%) 291 363 435

5.1.6. Relación Costo / Beneficio Pozo Parahuacu 10 (RCB PRH 10)

La Relación Costo / Beneficio, expresa cuántos dólares de ganancia se

obtendrá por casa dólar invertido en el proyecto. Debido a que en el primer

año se recuperará la inversión, se utilizará los ingresos, costos e inversión

para el primer año y la Ecuación N° 5.7.

𝑅𝐶𝐵 =𝐼𝑛𝑔𝑟𝑒𝑠𝑜𝑠

𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜𝑠+𝐼𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑖ó𝑛 𝐸𝑐. [5.7]

El procedimiento y resultados del cálculo de la relación costo beneficio se

presenta en la Tabla N° 5.11.

172

Tabla N° 5. 10. Procedimiento y resultados del cálculo de la relación costo

beneficio del fracturamiento del pozo Parahuacu 10

Condición 1 USD$ 60

Condición 2 USD $70


Procedimiento 𝑅𝐶𝐵 =

2 809 819

666 417 + 991 364 𝑅𝐶𝐵 =

3 554 419

666 417 + 991 364 𝑅𝐶𝐵 =

4 299 019

666 417 + 991 364

Resultado RCB

1.69 2.14 2.69

Igual que en los parámetros económicos anteriores si el valor es positivo, el

proyecto generará ganancia, por cada dólar invertido se recuperará 1.69 para

un precio del crudo de USD$ 60.

Para un precio del crudo de USD$ 70 se obtendrá 2.14 dólares por cada dólar

invertido.

En el mejor escenario de USD$ 80 por cada dólar de inversión se logrará

obtener 2.69 dólares.

5.1.7. Tiempo de recuperación de la Inversión Pozo Parahuacu 10

(Payback PRH 10)

El tiempo de recuperación de la inversión, Payback, sirve para estimar el

tiempo requerido para recuperar la inversión inicial y los costos operativos.

Este criterio económico mide no solo la liquidez sino también el riesgo relativo,

para anticipar eventos a corto plazo. Se calcula con la Ecuación N° 5.8.

𝑃𝑎𝑦𝑏𝑎𝑐𝑘 =𝐼𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑖ó𝑛

𝐼𝑛𝑔𝑟𝑒𝑠𝑜𝑠∗ 365 𝐸𝑐. [5.8 ]

173

Donde:

Payback Tiempo de retorno de la inversión, días

Inversión Inversión inicial anual, USD$

Ingresos Ingresos anuales, USD$

365 Constante de transformación de años a días

El procedimiento y resultados del cálculo del tiempo de recuperación de la

inversión se exhiben en la Tabla N° 5.12.

Tabla N° 5. 11. Procedimiento y resultados del cálculo del tiempo de

recuperación de la inversión del fracturamiento del pozo Parahuacu 10

Condición 1

USD$ 60

Condición 2

USD $70

Condición 3

USD $80

Procedimiento 𝑃𝑎𝑦𝑏𝑎𝑐𝑘 =

991 364

2 809 819 𝑃𝑎𝑦𝑏𝑎𝑐𝑘 =

991 364

3 554 419 𝑃𝑎𝑦𝑏𝑎𝑐𝑘 =

991 364

4 299 018

Resultado

Payback

(días)

129 102 84

5.1.8. Análisis de Resultados pozo Parahuacu 10

El pozo Parahuacu 10 posee propiedades estratigráficas adecuadas para

poder contener la fractura dentro de la zona de interés, del análisis de presión

previo a la fractura, se determinó que existía un daño en el pozo, el cual fue

removido quedando estimulado posterior a la fractura, el trabajo de

fracturamiento hidráulico se llevó a cabo sin contratiempo ni novedades,

logrando los resultados esperados, incrementando la producción del pozo.

174

En el aspecto económico, los parámetros económicos del pozo indican que el

fracturamiento hidráulico genera réditos económicos significativos,

obteniéndose la recuperación de la inversión en un período máximo de 4

meses.


Debido a la realización de la fractura en el pozo Parahuacu 11 es necesario

realizar el análisis económico pertinente para evaluar la rentabilidad o pérdida

que ocasionó el trabajo de fracturamiento hidráulico realizado en el campo

Parahuacu.





incremental que generó el fracturamiento. Los valores calculados del

incremento de producción se presentan en las Tablas N° 5.13 y 5.14.



Año

Producción con

fracturamiento

Producción sin

fracturamiento

Incremento de

Producción

bls anuales bls anuales bls anuales

2014 (Condición inicial)

15,253 65,335 -50,082

175


Parahuacu 11


M bls Procedimiento


M bls Procedimiento

Incremento de

Producción M bls

2015 𝑞𝑡 = 152253𝑒−0.15∗1 13.1 𝑞𝑡 = 52560𝑒−0.15∗1 55.9 ∆𝑞 = 13.1 − 55.9 -42.8

2016 𝑞𝑡 = 152253𝑒−0.15∗2 11.2 𝑞𝑡 = 52560𝑒−0.15∗2 47.8 ∆𝑞 = 11.2 − 47.8 -36.6

2017 𝑞𝑡 = 152253𝑒−0.15∗3 9.6 𝑞𝑡 = 52560𝑒−0.15∗3 41.0 ∆𝑞 = 9.6 − 41.0 -31.4

2018 𝑞𝑡 = 152253𝑒−0.15∗4 8.2 𝑞𝑡 = 52560𝑒−0.15∗4 35.1 ∆𝑞 = 8.2 − 35.1 -26.9

2019 𝑞𝑡 = 152253𝑒−0.15∗5 7.0 𝑞𝑡 = 52560𝑒−0.15∗5 30.0 ∆𝑞 = 7.0 − 30 -23.0

2020 𝑞𝑡 = 152253𝑒−0.15∗6 6.0 𝑞𝑡 = 52560𝑒−0.15∗6 25.7 ∆𝑞 = 6.0 − 25.7 -19.7

2021 𝑞𝑡 = 152253𝑒−0.15∗7 5.1 𝑞𝑡 = 52560𝑒−0.15∗7 22.0 ∆𝑞 = 5.1 − 22.0 -16.9

2022 𝑞𝑡 = 152253𝑒−0.15∗8 4.4 𝑞𝑡 = 52560𝑒−0.15∗8 18.8 ∆𝑞 = 4.4 − 18.8 -14.4

2023 𝑞𝑡 = 152253𝑒−0.15∗9 3.8 𝑞𝑡 = 52560𝑒−0.15∗9 16.1 ∆𝑞 = 3.8 − 16.1 -12.3

2024 𝑞𝑡 = 127020𝑒−0.15∗10 3.2 𝑞𝑡 = 52560𝑒−0.15∗10 13.8 ∆𝑞 = 3.1 − 13.8 -10.7

Debido a que no se logró recuperar la producción original que el pozo

mantenía antes de cerrarse en el 2012, no se generó un incremento de

producción que permita generar ganancias, lo cual es un explicativo del signo

negativo de los cálculos realizados en la Tablas N° 5.13 y 5.14.

176

No se pudo generar ganancias por ventas de crudo debido a que el pozo

Parahuacu 11, se cerró debido a los problemas que presenta.

Durante los tres meses posteriores al trabajo de fracturamiento hidráulico solo

se pudieron recuperar 586 barriles de petróleo.

Esta producción del pozo Parahuacu 11, representa un promedio de 6.5

barriles de petróleo por día, bppd, lo cual se encuentra por debajo del límite

económico del pozo, al momento el pozo se encuentra cerrado.

Sin embargo se realizó un cálculo del valor obtenido de ingresos durante estos

tres meses, como se muestra en la Tabla N° 5.15.

Tabla N° 5. 14. Ingresos obtenidos en el pozo Parahuacu 11

Año Producción

bls

Condición N° 1

USD$60

Condición N° 2

USD$70

Condición N° 3

USD$80


USD


MM USD


MM USD

2014 586 586 ∗ 60 35,160 586 ∗ 70 41,020 586 ∗ 80 46,880


Por los problemas que se generaron en el pozo Parahuacu 11, los egresos

del proyecto serán los costos de la inversión inicial realizada.



177

Tabla N° 5. 15. Costos reales del fracturamiento del Pozo Parahuacu 11

SERVICIO

GASTOS

USD $

Movimiento de la Torre (1-25 Km) 10,500.00

Trabajo de la Torre (23 días + 10 horas) 81,930.60

Company Man 11,030.00

Diesel para el RIG 1,679.00

Química para fluido de control 31,087.13

Inspección de tubería 5,497.80

Slick Line 525.23

Packer Mecánico 14,682.34

Fractura servicios 101,928.10

Fractura materiales 249,760.64

Servicio de Packer 10,824.14

Servicio de Cabezal 6,332.80

Fluido de Control + Servicio Técnico 19,757.15

178

Continuación Tabla N° 5.16. Costos reales del fracturamiento del Pozo

Parahuacu 11

SERVICIO

GASTOS

USD $

Cheque de tope de área 371.46

Servicio Técnico de Packer 3,426.30

Slick Line 676.64

Inspección de tubería 5,660.20

TOTAL 555,124.02


El costo inicial de inversión de la fractura del pozo Parahuacu 11, tuvo el costo

más bajo de los trabajos de fracturamiento hidráulico del campo Parahuacu,

pero es importante evaluar si se recuperará la inversión que alcanza el valor

de USD$ 555 124 dólares.


barriles por el costo de producción por cada barril producido, en la

Tabla N° 5.17, se exhibe el costo de producción para los 586 barriles

recuperados en tres meses.

179

Tabla N° 5. 16. Costos de producción pozo Parahuacu 11

Año

Producción

Procedimiento

Costos Operativos

bls USD $

2014 586 586 ∗ 8.95 5 244.7




5.2, 5.3 y 5.4.


Anexo N° 3.

Debido a que todos los flujos de caja son negativos, es un indicativo que no

van a existir ganancias y debido a que el pozo se encuentra cerrado no existe

mayor producción que pueda generar ingresos.




En la Tabla N° 5.18, se exhibe el procedimiento para calcular el Valor Actual

Neto del pozo Parahuacu 11.

180

Tabla N° 5. 17. Procedimiento y resultados del cálculo del Valor Actual Neto


Condición Precio del crudo

USD$60

Precio del crudo

USD$70

Precio del crudo

USD$80

Procedimiento 𝑉𝐴𝑁 = −555,12 +29915

(1 + 0.20) 𝑉𝐴𝑁 = −555,12 +

35775

(1 + 0.20) 𝑉𝐴𝑁 = −555,12 +

41635

(1 + 0.20)

Resultado

VAN

M USD

-26.4 -26.3 -26.3

Los cálculos del Valor Actual Neto, revelan que el proyecto no es rentable, se

produce pérdida de la cuantía.


La tasa Interna de retorno, TIR, complementa la información económica del

proyecto proporcionada por el VAN.

Debido a que realiza el cálculo con un VAN igual a cero y calcula la tasa de

que le permite al flujo de caja neto ser cero.

Para el cálculo de la Tasa Interna de retorno que presenta el trabajo de

fracturamiento hidráulico del pozo Parahuacu 11, se exhibe la Tabla N° 5.19,

donde se muestra el procedimiento para el cálculo de la Tasa Interna de

Retorno, TIR, en el programa Excel.

181

Tabla N° 5. 18. Procedimiento y resultados del cálculo de la Tasa Interna de

Retorno del fracturamiento al pozo Parahuacu 11

A B C D

Precio del Crudo USD $ 60

Flujo neto de Caja

( USD)

Fórmula de Excel Resultado

(%)

1 -555,124

=TIR(B1:B2;0.2) -95

2 29,915


3 -555,124

=TIR(B3:B4;0.2) -94

4 35,775


5 -555,124

=TIR(B5:B6;0.2) -92

6 41,635

Los resultados del cálculo de la Tasa Interna de Retorno, TIR, con los tres

escenarios son negativos, por lo que el proyecto debe ser rechazado y

generará pérdidas económicas.

182



obtendrá por casa dólar invertido en el proyecto. Se puede cuantificar

mediante la Ecuación N° 5.7.



Tabla N° 5. 19. Procedimiento y resultados de la Relación Costo Beneficio

del fracturamiento al pozo Parahuacu 11





29,915

5,245 + 555,124 𝑅𝐶𝐵 =

35,775

5,245 + 555,124 𝑅𝐶𝐵 =

41,635

5,245 + 555,124

Resultado RCB

0.05339 0.06384 0.07430

Este indicador concuerda con los anteriores indicadores del proyecto debido

a que por cada dólar de inversión se generarán de 5 centavos en el peor

escenario y 7 centavos en el caso más optimista, el proyecto genera pérdidas

por lo que debe ser rechazado.


(Payback PRH 11)

El tiempo de recuperación de la inversión del pozo Parahuacu 11 se calcula

mediante la Ecuación N° 5.8.



183

Tabla N° 5. 20. Procedimiento y resultados del Tiempo de Recuperación de

la Inversión del fracturamiento al pozo Parahuacu 11

Condición 1

USD$ 60

Condición 2

USD $70

Condición 3

USD $70


555,12

29,915 𝑃𝑎𝑦𝑏𝑎𝑐𝑘 =

555,12

35,775 𝑃𝑎𝑦𝑏𝑎𝑐𝑘 =

555,12

41,635

Resultado

Payback (días) 6,773 5,664 4,867

Debido a que el pozo solo produjo por tres meses y en el mejor de los casos

el tiempo de recuperación de la inversión del proyecto se dará en 13 años, es

conveniente rechazar el proyecto y es recomendable cerrar el pozo.

5.2.8. Análisis de Resultados pozo Parahuacu 11

Se incrementó el riesgo del capital de la inversión al no realizar una prueba

de restauración de presión previa al fracturamiento y se decidió tomar valores

de una prueba desactualizada de mayo de 2009. La fractura se realizó de

acuerdo al programa, obteniéndose dimensiones según el objetivo, se utilizó

los mismos fluidos que en los otros pozos, al poner el pozo a producción la

producción aumentó pero disminuye rápidamente, lo cual no genera un

aumento significativo de la producción.

En base a los datos presentados, los indicadores económicos del pozo son

negativos y representan una pérdida en la inversión inicial. Para el Pozo

Parahuacu 11, el trabajo de fracturamiento hidráulico, no obtuvo los resultados

esperados, razón por la cual, no existió un incremento en la producción del

pozo.

184

Todos los valores del pozo se consideran pérdidas y los criterios económicos

presentan valores negativos, no se pudo recuperar la inversión inicial del

proyecto y no se obtuvieron ganancias, ver Tabla N° 5.22.

Tabla N° 5. 21. Indicadores económicos del fracturamiento al pozo

Parahuacu 11

Indicador Precio del Crudo $ 60

Precio del Crudo $ 70

Precio del Crudo $ 80

VAN (USD)

-7,366.2 -34,983.9 -36,167.7

TIR (%) - - -

RCB -29,1 -33, 8 -43,2

TRI (días) 6,773 5,664 4,867

El valor promedio de la producción histórica, antes del cierre del pozo

Parahuacu 11, en el mes de Septiembre de 2012 fue de 179 BPPD, como se

mencionó en el capítulo anterior el pozo no aporta después del

reacondicionamiento # 2, posterior al fracturamiento hidráulico la producción

tienen un promedio de 41.79 bppd, por lo que los indicativos económicos del

proyecto son negativos y no se logran valores positivos.

El proyecto, representó pérdida para la empresa y no generó ningún rédito

económico.


El proyecto de fracturamiento hidráulico del pozo Parahuacu 12, generó una

inversión inicial considerable, por este motivo es vital analizar los indicadores

económicos que generó el proyecto.

185





incremental que generó el fracturamiento, puede calculado mediante la

Ecuación N° 5.1.

En general, para proyectos de inversión, se estima un tiempo de vida útil del

proyecto de 10 años, los valores calculados del incremento de producción se

presentan en la Tablas N° 5.23 y 5.24.



Año

Producción

con

fracturamiento

Producción

sin

fracturamiento

Incremento

de

Producción

bls bls bls

2014

(Condición

inicial)

118,260 90,994 27,266

186


Parahuacu 12


bls Procedimiento


bls Procedimiento

Incremento de

producción bls

2015 𝑞𝑡 = 118260𝑒−0.15∗1 101,219 𝑞𝑡 = 90995𝑒−0.15∗1 77,882 ∆𝑞 = 101219 − 77882 23,337

2016 𝑞𝑡 = 118260𝑒−0.15∗2 86,633.4 𝑞𝑡 = 90995𝑒−0.15∗2 66,660 ∆𝑞 = 86633.4 − 66660 19,973.8

2017 𝑞𝑡 = 118260𝑒−0.15∗3 74,149.7 𝑞𝑡 = 90995𝑒−0.15∗3 57,054.1 ∆𝑞 = 74149 − 57054 17,095.6

2018 𝑞𝑡 = 118260𝑒−0.15∗4 63,464.8 𝑞𝑡 = 90995𝑒−0.15∗4 48,832.7 ∆𝑞 = 63465 − 48833 14,632.2

2019 𝑞𝑡 = 1118260𝑒−0.15∗5 54,319.6 𝑞𝑡 = 90995𝑒−0.15∗5 41,795.9 ∆𝑞 = 54320 − 41796 12,523.7

2020 𝑞𝑡 = 1118260𝑒−0.15∗6 46,492.3 𝑞𝑡 = 90995𝑒−0.15∗6 35,773.2 ∆𝑞 = 46492 − 35773 10,719.1

2021 𝑞𝑡 = 118260𝑒−0.15∗7 39,792.8 𝑞𝑡 = 90995𝑒−0.15∗7 30,618.4 ∆𝑞 = 39793 − 30618 9,174.5

2022 𝑞𝑡 = 118260𝑒−0.15∗8 34,058.7 𝑞𝑡 = 90995𝑒−0.15∗8 26,206.3 ∆𝑞 = 34059 − 26206 7,852.4

2023 𝑞𝑡 = 118260𝑒−0.15∗9 29,150.9 𝑞𝑡 = 90995𝑒−0.15∗9 22,430 ∆𝑞 = 29151 − 22430 6,721.0

2024 𝑞𝑡 = 118260𝑒−0.15∗10 24,950.3 𝑞𝑡 = 90995𝑒−0.15∗10 19,198 ∆𝑞 = 24950 − 19198 5,752.5

Para estimar el valor del ingreso por las ventas del petróleo del trabajo de

fracturamiento hidráulico para el pozo Parahuacu 12, se debe ser multiplicar

el precio del crudo por barril.

Los barriles de incremento de producción, se decidió tomar tres escenarios

del precio del crudo, el primer escenario con un valor de USD$ 60, siendo el

escenario más pesimista.

187

Un escenario normal con un precio del crudo de USD$ 70 y un escenario

positivo con un valor de crudo de USD$ 80, los ingresos de la venta del

incremental de crudo se muestran en la Tabla N° 5.25.

Tabla N° 5. 24. Ingresos por venta de la producción incremental por


Año

Incremento de

Producción bls

Condición N° 1

USD$60

Condición N° 2

USD$70

Condición N° 3

USD$80

Procedimiento

Resultado

MM USD

Procedimiento

Resultado

MM USD

Procedimiento

Resultado

MM USD

2014 2,7266 27266 ∗ 60 1.6 27266 ∗ 70 1.9 27266 ∗ 80 2.2

2015 23,3356.6 233356.6 ∗ 60 1.4 23336.5 ∗ 70 1.6 23336.5 ∗ 80 1.87

2016 19,973.8 19973.8 ∗ 60 1.2 19973.8 ∗ 70 1.4 19973.8 ∗ 80 1.60

2017 17,095.6 17095.6 ∗ 60 1.03 17095.6 ∗ 70 1.2 17095.6 ∗ 80 1.37

2018 14,632.2 14632.2 ∗ 60 0.88 14632.2 ∗ 70 1.02 14632.2 ∗ 80 1.17

2019 12,523.7 12523.7 ∗ 60 0.75 12523.7 ∗ 70 0.88 12523.7 ∗ 80 1.00

2020 10,719.1 10719 ∗ 60 0.64 10719 ∗ 70 0.75 10719 ∗ 80 0.86

2021 9,174.5 9175 ∗ 60 0.55 9175 ∗ 70 0.64 9175 ∗ 80 0.73

2022 7,852.4 7852 ∗ 60 0.47 7852 ∗ 70 0.55 7852 ∗ 80 0.63

2023 6,720.9 6721 ∗ 60 0.40 6721 ∗ 70 0.47 6721 ∗ 80 0.54

2024 5,752.4 5752 ∗ 60 0.45 5752 ∗ 70 0.40 5752 ∗ 80 0.46

188



proyecto y el costo operativo de producir cada barril de petróleo.



Tabla N° 5. 25. Costos reales del fracturamiento del pozo Parahuacu 12

SERVICIO

GASTOS

USD $


Trabajo de la Torre (25 días + 15 Hrs) 244,878.90



Elementos de Presión 4,400.10

Técnico 2,717.46

Pulling 3,283.30

Inspección Tubulares 11,184.32

Fractura 327,007.61

W/L 7,630.82

Evaluación 26,461.12

189

Continuación Tabla N° 5.26. Costos reales del fracturamiento del pozo

Parahuacu 12

SERVICIO

GASTOS

USD $

Corrida de Tubulares 20,585.00

Packer 8,369.52

Spooler 6,378.64

Servicio de Packer 2,704.00

Desinstalación e instalación de protectores 2,884.22

Instalación Quick Conector 3 387.50

Corrida de Tubulares 19 103.71

TOTAL 817 354.50


En la Tabla N° 5.26, los costos más representativos que se muestran son el

tiempo de trabajo de la torre y la fractura realizada, el costo total de la

estimulación es de USD $ 817 354.5, a continuación de estos dos rubros se

encuentra la corrida de tuberías.

Debido a que el costo inicial de la inversión que conllevan los trabajos de

fracturamiento hidráulico, el análisis económico es indispensable para

determinar la rentabilidad de los trabajos realizados al pozo Parahuacu 12.

190


Para conocer el valor que representan los costos de producción anual se

multiplica el número de barriles de incremento debido a los trabajos de

fracturamiento hidráulico por el costo de producción de cada barril, en la

Tabla N° 5.27, se estiman los costos de producción por año.

Tabla N° 5. 26. Costos anuales de producción del pozo Parahuacu 12

Año


Procedimiento

Costos Operativos

bls MM USD

2015 23,337 233357 ∗ 8.95 0.21

2016 19,973.8 19973.8 ∗ 8.95 0.18

2017 17,095.6 17095.6 ∗ 8.95 0.15

2018 14,632.2 14632.2 ∗ 8.95 0.13

2019 12,523.7 12523.7 ∗ 8.95 0.11

2020 10,719.1 10719.1 ∗ 8.95 0.10

2021 9,174.5 9174.5 ∗ 8.95 0.08

2022 7,852.4 7852.4 ∗ 8.95 0.07

2023 6,720.9 6720.9 ∗ 8.95 0.06

2024 5,752.4 5752.4 ∗ 8.95 0.05

191




5.2, 5.3, y 5.4.


Anexo N° 4.


Para obtener el Valor Actual Neto del fracturamiento realizado al pozo

Parahuacu 12, se empleó la Ecuación N° 5.5.

En la Tabla N° 5. 28, se exhibe el procedimiento para calcular el Valor Actual

Neto del pozo Parahuacu 12.

Tabla N° 5. 27. Procedimiento y resultado del cálculo del Valor Actual Neto

del pozo Parahucau 12

Condición


Procedimiento

𝑉𝐴𝑁 = −0.81 +2.7

(1 + 0.20)+

2.3

(1 + 0.20)2 +2.0

(1 + 0.20)3

+1.7

(1 + 0.20)4 +1.5

(1 + 0.20)5 +1.3

(1 + 0.20)6

+1.07

(1 + 0.20)7 +0.92

(1 + 0.20)8 +0.79

(1 + 0.20)9

+0.67

(1 + 0.20)10

RESULTADO

VAN MM USD 3.8

192

El Valor Actual Neto del pozo Parahuacu 12 es alto debido a que el incremento

de la producción del pozo, incluso colocando una tasa de descuento ajustada

del riesgo del 20%.

Los resultados obtenidos del Valor Actual Neto son altos, incluso en el

escenario considerado como el más pesimista.

El proyecto presenta una alta rentabilidad, generando ganancias muy

significativas.

En la Tabla N° 5.29, se muestran los resultados del Valor Actual Neto del pzo

Parahuacu 12.

Tabla N° 5. 28. Resultados del Valor Actual Neto del fracturamiento al pozo

Parahuacu 12

Condiciones


USD$ 60 USD $70 USD $ 80

VAN

MM USD$ $ 3.8 $ 4.45 $4.91

En la Tabla N° 5.29, se evidencia que los resultados del valor actual neto del

pozo Parahuacu 12 son positivos y con un valor alto, por lo que el proyecto

generará una alta rentabilidad.


La tasa Interna de retorno, complementa la información económica del

proyecto proporcionada por el VAN, matemáticamente, se ve representado

por la Ecuación N° 5.6.

193

Para el cálculo de la Tasa Interna de retorno se presenta la Tabla N° 5.30,

donde se muestra el procedimiento para el cálculo del TIR, en el programa

Excel.

Tabla N° 5. 29. Procedimiento de cálculo del TIR en el programa Excel

A B C D

Flujo neto de Caja (MM USD)

Fórmula de Excel Resultado (%)

1 -0.81

=TIR(B1:B10;0,2) 109

2 0.57

3 1.4

4 1.2

5 1.02

6 0.88

7 0.75

8 0.64

9 0.55

10 0.47

Se utilizó el mismo procedimiento para el cálculo de la Tasa Interna de

Retorno para los precios de petróleo de USD$ 70 y 80, los resultados del

cálculo de la Tasa Interna de Retorno, TIR, se presentan en la Tabla N° 5.31.

194

Tabla N° 5. 30. Resultados del cálculo del TIR del fracturamiento al pozo

Parahuacu 12


USD$ 60 USD $ 70 USD $ 80

TIR (%) 109 136 146

La Tabla N° 5.31, demuestra que el proyecto del fracturamiento hidráulico

realizado al pozo Parahuacu 12 generó una rentabilidad alta, debido a que la

Tasa Interna de Retorno, TIR, es mayor a cero y superior al 100%.



obtendrá por casa dólar invertido en el proyecto. Debido a que dentro del

primer año, mediante la estimación de la producción incremental que generará

el trabajo de fracturamiento hidráulico, la inversión se recuperará la inversión,

se utilizará los ingresos, costos e inversión para el primer año y la Ecuación

N° 5.7. El procedimiento y resultados del cálculo de la relación costo beneficio

se presenta en la Tabla N° 5.32.

Tabla N° 5. 31. Procedimiento y resultados de la Relación Costo Beneficio

del fracturamiento al pozo Parahuacu 12

Condición 1 USD$ 60 Condición 2 USD $ 70 Condición 3 USD $ 80


1 633 560

208866 + 817354 𝑅𝐶𝐵 =

1 908 585

208866 + 817354 𝑅𝐶𝐵 =

2 181 240

208866 + 817354

Resultado RCB

1.54 1.79 2.06

195

Los valores de la relación costo beneficio del pozo Parahuacu 12, demuestran

que el proyecto de la estimulación por fracturamiento hidráulico, en el peor de

las consideraciones obtendrá 1.54 dólares por cada dólar de inversión, para

un precio del crudo de USD$60.

Para un caso intermedio con un precio del crudo de USD$ 70, se obtendrá

una ganancia de 1.79 dólares por cada dólar invertido.

Con el precio del crudo más alto, USD $ 80, se presenta una ganancia de 2.06

dólares por cada dólar invertido.


(Payback PRH 12)


tiempo requerido para recuperar la inversión inicial y los costos operativos. Se

calcula con la Ecuación N° 5.8.



Tabla N° 5. 32. Procedimiento y resultados del cálculo del Tiempo de

Recuperación de la Inversión del fracturamiento al pozo Parahuacu 12

Condición 1

USD$ 60

Condición 2

USD $70

Condición 3

USD $70


817 355

1 635 930 𝑃𝑎𝑦𝑏𝑎𝑐𝑘 =

817 355

1 908 585 𝑃𝑎𝑦𝑏𝑎𝑐𝑘 =

817 355

2 181 240

Resultado

Payback

(días)

182 156 137

196

El tiempo de recuperación de la inversión dependerá de los ingresos que se

relacionan de forma directa con el precio del crudo, con un precio de

USD$ 60, se necesitarán 6 meses para recuperar la inversión inicial.

Para recuperar la inversión con un precio del crudo de USD $ 70, se

necesitarán 5 meses y con un precio del crudo de USD $ 80, será necesario

mantener la misma producción que en los casos anteriores por 4 meses.

5.3.7. Análisis de resultados

El pozo Parahuacu 12, es el pozo que presentó el mayor incremento en la

producción de petróleo después de los trabajos de fracturamiento hidráulico,

técnicamente se evidencia mediante la eliminación de daño que mantenía la

formación de 11.2 a un valor de 0, creando un aumento en el valor del índice

de productividad del pozo que aumentó de 0.19 a 4.16 bls/psi.

Tomando en consideración los mismos criterios y valores estimados del barril

de petróleo, el fracturamiento hidráulico realizado al pozo Parahuacu 12, es el

que generó mayor rentabilidad.

El tiempo de recuperación de la inversión inicial es menor de 3 meses y se

obtienen una relación costo beneficio más alta que en los demás pozos

analizados.


El pozo Parahuacu 40, es un pozo de desarrollo, el cual presentó problemas

en la producción de petróleo, por este motivo se decidió realizar un trabajo de

fracturamiento hidráulico para recobrar la producción original que presentaba

el pozo.


Los ingresos que se obtendrán en el proyecto de estimulación mediante el

fracturamiento hidráulico, se producirán de la venta del crudo.

197

El incremento puede será calculado de la diferencia entre los valores antes

del fracturamiento y la producción incremental que generó el fracturamiento,

puede calculado mediante la Ecuación N° 5.1.

El tiempo de vida del proyecto generalmente se consideran 10 años, los

valores calculados del incremento de producción se presentan en la

Tablas N° 5.34 y 5.35.

Tabla N° 5. 33. Condición inicial y estimación de producción del año 2014


Año

Producción

con

fracturamiento

Producción

sin

fracturamiento

Incremento

de

Producción

bls bls bls

2014

(Condición

inicial)

97,852 62,306 30,425

Tabla N° 5. 34. Estimación del incremento de producción anual del pozo

Parahuacu 40

Año Procedimiento Producción con

fracturamiento

bls

Procedimiento Producción sin

fracturamiento

bls

Procedimiento Incremento

de

producción

bls

2015 𝑞𝑡 = 97852𝑒−0.15∗1 83,752 𝑞𝑡 = 62305𝑒−0.15∗1 53,327 ∆𝑞 = 83752 − 53327 30,425

2016 𝑞𝑡 = 97852𝑒−0.15∗2 71,684 𝑞𝑡 = 62305𝑒−0.15∗2 45,643 ∆𝑞 = 71684 − 45643 26,040

198

Continuación Tabla N° 5.35. Estimación del incremento de producción

anual del pozo Parahuacu 40


bls

Procedimiento Producción sin fracturamiento

bls

Procedimiento Incremento de

producción bls

2017 𝑞𝑡 = 97852𝑒−0.15∗3 61,354 𝑞𝑡 = 62305𝑒−0.15∗3 39,066 ∆𝑞 = 61354 − 39066 22,288

2018 𝑞𝑡 = 97852𝑒−0.15∗4 52,513 𝑞𝑡 = 62305𝑒−0.15∗4 33,437 ∆𝑞 = 52513 − 33437 19,077

2019 𝑞𝑡 = 97852𝑒−0.15∗5 44,946 𝑞𝑡 = 62305𝑒−0.15∗5 28,618 ∆𝑞 = 44946 − 28618 16,328

2020 𝑞𝑡 = 97852𝑒−0.15∗6 38,469 𝑞𝑡 = 62305𝑒−0.15∗6 24,494 ∆𝑞 = 38469 − 24494 13,975

2021 𝑞𝑡 = 97852𝑒−0.15∗7 32,926 𝑞𝑡 = 62305𝑒−0.15∗7 20,965 ∆𝑞 = 32926 − 20965 11,961

2022 𝑞𝑡 = 97852𝑒−0.15∗8 28,181 𝑞𝑡 = 62305𝑒−0.15∗8 17,944 ∆𝑞 = 28181 − 17944 10,238

2023 𝑞𝑡 = 97852𝑒−0.15∗9 24,121 𝑞𝑡 = 62305𝑒−0.15∗9 15,358 ∆𝑞 = 24121 − 15358 8,762

2024 𝑞𝑡 = 97852𝑒−0.15∗10 20,645 𝑞𝑡 = 62305𝑒−0.15∗10 13,145 ∆𝑞 = 20645 − 13145 7,500

Para estimar el valor de las ventas que se obtendrán por el incremento de la

producción, es necesario multiplicar cada barril de incremento de producción

por el precio de cada del crudo, se decidió tomar tres escenarios del precio

del crudo: el primer escenario con un valor de USD$ 60, siendo el escenario

más pesimista, un escenario normal con un precio del crudo de USD$ 70 y un

escenario positivo con un valor de crudo de USD$ 80, los ingresos de la venta

del incremental de crudo se muestran en la Tabla N° 5.36.

199

Tabla N° 5. 35. Ingreso por ventas de crudo por fracturamiento del pozo

Parahuacu 40.

Año

Incremento de

producción bls

Condición N° 1

USD$60

Condición N° 2

USD$70

Condición N° 3

USD$80


MM USD


MM USD


MM USD

2014 30,425 30435 ∗ 60 2.13 30435 ∗ 70 2.49 30435 ∗ 80 2.84

2015 26,041 26041 ∗ 60 1.83 26041 ∗ 70 2.13 26041 ∗ 80 2.43

2016 22,288 22288 ∗ 60 1.56 22288 ∗ 70 1.82 22288 ∗ 80 2.08

2017 19,077 19077 ∗ 60 1.34 19077 ∗ 70 1.56 19077 ∗ 80 1.78

2018 16,327 16327 ∗ 60 1.15 16327 ∗ 70 1.34 16327 ∗ 80 1.52

2019 13,975 13975 ∗ 60 0.98 13975 ∗ 70 1.14 13975 ∗ 80 1.31

2020 11,961 11961 ∗ 60 0.84 11961 ∗ 70 0.98 11961 ∗ 80 1.12

2021 10,238 10238 ∗ 60 0.72 10238 ∗ 70 0.84 10238 ∗ 80 0.96

2022 8,762 8762 ∗ 60 0.61 8762 ∗ 70 0.72 8762 ∗ 80 0.82

2023 7,500 7500 ∗ 60 0.532 7500 ∗ 70 0.61 7500 ∗ 80 0.70



proyecto y el costo operativo por barril de petróleo producido.

200



Tabla N° 5. 36. Costos reales del fracturamiento al pozo Parahuacu 40

SERVICIO GASTOS (USD $)


Trabajo de la Torre (22 días + 22 Hrs) 199,391.50



Elementos de Presión 772.08

Renta de Packer 8,329.94

Fractura Hidráulica 32,9138.40

Inspección Tubulares 6,837.60

Tubing Punch 1,761.32

S/L 4,687.42

Servicio de instalación y asentamiento de ancla

2,426.30

Diesel 2,745.28

Corrida de Tubulares 68,051.20

TOTAL 746,394.16


201

Entre los costos reales revisados para el trabajo de fracturamiento hidráulico,

el costo de los fluidos y del fracturamiento posee un valor de USD$ 329 138

dólares.

El trabajo de la torre es el segundo valor más alto con un monto de

USD$ 199 391, el tercer rubro en cuanto al valor concierne al fluido de control,

el cual es necesario para evitar problemas con el pozo.


En relación a los costos operativos se consideró, el costo de producción por

barril producido para el año 2013 fue por un valor de USD $8.95.


barriles de incremento debido a los trabajos de fracturamiento hidráulico por

el costo, en la Tabla N° 5.38, se estiman los costos de producción por año.

Tabla N° 5. 37. Costos operativos anuales del fracturamiento al pozo

Parahuacu 40

Año

Incremento de

Producción Procedimiento

Costos

Operativos

bls MM USD

2014 30,425 30,425 ∗ 8.95 0.32

2015 26,041 26,041 ∗ 8.95 0.27

202

Continuación Tabla N° 5.38. Costos operativos anuales al pozo Parahuacu

40

Año


Procedimiento

Costos Operativos

bls MM USD

2016 22,288 22,288 ∗ 8.95 0.23

2017 19,077 19,077 ∗ 8.95 0.20

2018 16,327 16,327 ∗ 8.95 0.17

2019 13,975 13,975 ∗ 8.95 0.15

2020 11,961 11,961 ∗ 8.95 0.13

2021 10,238 10,238 ∗ 8.95 0.11

2022 8,762 8,762 ∗ 8.95 0.09

2023 7,500 7,500 ∗ 8.95 0.08

A pesar de que los costos de operación han incrementado en comparación

con años anteriores, comparándolos con los ingresos generados estos costos

de operación son relativamente bajos.




5.2, 5.3 y 5.4.

203


Anexo N° 5.

5.4.4. Valor Actual Neto Pozo Parahuacu 40 (VAN PRH 40)



En la Tabla N° 5.39, se exhibe el procedimiento para calcular el Valor Actual Neto del pozo Parahuacu 40.

Tabla N° 5. 38. Procedimiento para el cálculo del Valor Actual Neto del

fracturamiento al pozo Parahuacu 40

Condición


Procedimiento

𝑉𝐴𝑁 = −0.75 +1.06

(1 + 0.20)+

1.56

(1 + 0.20)2 +1.33

(1 + 0.20)3

+1.14

(1 + 0.20)4+

0.98

(1 + 0.20)5+

0.84

(1 + 0.20)6

+0.71

(1 + 0.20)7 +0.61

(1 + 0.20)8 +0.52

(1 + 0.20)9

+0.45

(1 + 0.20)10

RESULTADO

VAN MM USD 4.92

El mismo procedimiento de cálculo del Valor Actual Neto fue realizado para

los tres casos y los resultados se exhiben en la Tabla N° 5.40.

204


Parahuacu 40

Condiciones


USD$ 60 USD $70 USD $ 80

VAN

MM USD$ $ 4.92 $ 5.76 $ 6.60

El Valor Actual Neto calculado es muy alto debido a que el incremento de la

producción del pozo Parahuacu 40 generó réditos económicos desde el primer

año, el proyecto de fracturamiento hidráulico es muy rentable, incluso

colocando una tasa de descuento ajustada del riesgo del 20%.

Los resultados obtenidos del Valor Actual Neto de las tres condiciones

planteadas son alto, considerándose un proyecto muy rentable.


Debido a que realiza el cálculo con un VAN igual a cero y calcula la tasa de

que le permite al flujo de caja neto ser cero.

Matemáticamente, se ve representado por la Ecuación N° 5.6.

Para el cálculo de la Tasa Interna de retorno se presenta la Tabla N° 5.41,

donde se muestra el procedimiento para el cálculo del TIR, en el programa

Excel.

205

Tabla N° 5. 40. Procedimiento del cálculo del TIR del fracturamiento al pozo

Parahuacu 40

A B C D

Flujo neto de Caja (MM USD)

Fórmula de Excel Resultado (%)

1 -0.75

=TIR(B1:B10;0.2) 173

2 1.06

3 1.56

4 1.33

5 1.14

6 0.98

7 0.83

8 0.71

9 0.61

10 0.52

Se utilizó operaciones de cálculo similares para el cálculo de la Tasa Interna

de retorno para los precios de petróleo de USD$ 70 y 80, los resultados del

cálculo de la Tasa Interna de Retorno, TIR, se presentan en la Tabla N° 5.42.

206

Tabla N° 5. 41. Resultados del cálculo de la Tasa Interna de Retorno del



USD$ 60 USD $70 USD $ 80

TIR (%) 173 215 258

Los resultados del cálculo de la Tasa Interna de Retorno, revelan que el

proyecto presenta una alta rentabilidad, debido a que el valor es positivo y

supera el 100%.

Con un costo del barril de petróleo de USD $ 60, el proyecto de la estimulación

del pozo por fracturamiento hidráulico presenta una condición de la Tasa

Interna de Retorno del 173%.

En el caso que el precio del barril de petróleo aumente el benefició será aún

mayor.



obtendrá por casa dólar invertido en el proyecto. Debido a que en el primer

año se recuperará la inversión, se utilizará los ingresos, costos e inversión

para el primer año y la Ecuación N° 5.7.



207

Tabla N° 5. 42. Resultados del cálculo de la Relación del Costo Beneficio del






2 132 841

318 149 + 746 394 𝑅𝐶𝐵 =

2 488 314

318149 + 746 394 𝑅𝐶𝐵 =

2 843 788

318149 + 74 6394

Resultado RCB

2.00 2.34 2.67

La Relación Costo Beneficio, RCB, del fracturamiento hidráulico del pozo

Parahuacu 40, presenta valores óptimos, indicando que se obtendrá una

rápida recuperación de la inversión inicial utilizada dentro del proyecto.

Tomando en cuenta un precio del crudo de USD $ 60, por cada dólar invertido

en el fracturamiento se obtendrán 2 dólares de ganancia.

De igual forma, para un precio de crudo de USD $ 70, por cada dólar de

inversión se alcanzará una ganancia de 2.34 dólares.

Con el más alto precio proyectado, el proyecto del fracturamiento hidráulico

del pozo Parahuacu 40, generará 2.67 dólares de ganancia por cada dólar

invertido.


(Payback PRH 40)


tiempo requerido para recuperar la inversión inicial y los costos operativos.

Este criterio económico mide no solo la liquidez sino también el riesgo relativo,

para anticipar eventos a corto plazo. Se calcula con la Ecuación N° 5.8.

208

El procedimiento y resultados del cálculo del tiempo de recuperación de la inversión se exhiben en la Tabla N° 5.44.

Tabla N° 5. 43. Procedimiento y cálculo del Tiempo de Recuperación de la

Inversión del fractuamiento al pozo Parahuacu 40

Condición 1

USD$ 60

Condición 2

USD $70

Condición 3

USD $70


991 364

2 809 819 𝑃𝑎𝑦𝑏𝑎𝑐𝑘 =

991 364

2 809 819 𝑃𝑎𝑦𝑏𝑎𝑐𝑘 =

991 364

2 809 819

Resultado

Payback

(días)

127 109 96

Los resultados de la Tabla N° 5.44, indican que se logrará la recuperación de

la inversión inicial en un periodo de tiempo de 3 a 4 meses, dependiendo el

valor del crudo.

5.4.8. Análisis de Resultados

Los resultados del pozo Parahuacu 40, presentados con varios indicadores

económicos todos ellos positivos, indican que el incremento en la producción

fue considerable y que cubre la inversión incurrida y los gastos operativos por

barril de producción, la recuperación de la inversión se obtendrá en 3 meses,

planteando un escenario con un precio del barril de crudo de USD$ 60,

adicionalmente por cada dólar invertido se podrá recuperará el doble, lo cual

muestra una alta rentabilidad.

CAPÍTULO VI

210

CAPÍTULO VI

6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

6.1. CONCLUSIONES

El fracturamiento hidráulico se realiza a pozos que tienen problemas de

daño, para lograr aumentar el área de flujo de los fluidos presentes en

la formación productora.

En base a los registros eléctricos de los pozos seleccionados como

candidatos, se considera adecuada la realización de los trabajos de

fracturamiento hidráulico debido a que poseen barreras en los

extremos de la formación productora, que limitan la formación de la

fractura.

Los trabajos de fracturamiento hidráulico en todos los pozos del campo

Parahuacu, se han realizado sin novedades y no se han presentado

problemas operacionales.

Mediante el análisis de las pruebas de restauración de presión posterior

a los trabajos de fracturamiento hidráulico, se comprobó la remoción

del daño de formación y la creación de la fractura.

Los fluidos seleccionados para efectuar el fracturamiento hidráulico

fueron compatibles con las formaciones, debido a que los pozos

presentan características similares, se utilizó la misma estrategia de

fractura.

Los pozos Parahuacu 10, 12 y 40 presentan un incremento

considerable en la producción, sin embargo, el pozo Parahuacu 11

presentó un bajo aporte de fluidos por un periodo corto de tiempo,

211

después de este periodo el pozo no aporta, esto se generó desde un

reacondicionamiento realizado previamente.

El pozo Parahuacu 11 mostraba malas condiciones de integridad del

cemento, motivo por el cual se realizó una cementación forzada

(Squezze), lográndose evitar la comunicación entre el tubing y casing.

Los indicadores económicos de los pozos Parahuacu 10, 12 y 40,

indican que los proyectos de fracturamiento hidráulico son aceptables

y generan réditos económicos para la empresa.

La inversión incurrida en la fractura del pozo Parahuacu 11, no se logró

recuperar, todos los indicadores económicos son negativos y

representan una baja rentabilidad, PETROAMAZONAS EP, se

encuentra realizando estudios y alternativas para producir las reservas

remanentes del pozo.

Las dimensiones generadas en los trabajos de fractura, a pesar de

diferir a las planificadas, presentan diferencias altas en un parámetro y

no supera el 20%, que para los trabajos de fracturamiento hidráulico

son normales.

212

6.2. RECOMENDACIONES

Realizar estudios de compatibilidad más minuciosos para cada uno de

los pozos, donde se va a desarrollar trabajos de fracturamiento

hidráulico.

Efectuar una prueba de restauración de presión antes de realizar el

fracturamiento hidráulico y pruebas de laboratorio, para obtener datos

cercanos a la realidad del pozo y reducir el riesgo de la inversión de la

compañía operadora.

Limpiar el pozo de forma apropiada durante y después del

fracturamiento hidráulico, para evitar el taponamiento de la formación

por reflujo del apuntalante o migración de finos.

Debido a la presencia de finos, taponamiento y alta salinidad del agua

que presenta el pozo Parahuacu 11, se debe emplear químicos más

eficaces y adicionar un anticorrosivo.

Es recomendable realizar un registro eléctrico de la integridad del

cemento, que logre evitar las pérdidas del fluido de fractura.

Debido a la presencia de finos, la cual es una de las principales causas

del daño de formación, que pueden taponar las gargantas porales y

causar flowback de la arena de fractura, es recomendable ejecutar un

arranque del pozo a frecuencia mínima por un período de dos a tres

días, evitar producir a altos caudales de flujo y por ende evitar cambios

bruscos de frecuencia.

Monitorear Pwf para detectar el taponamiento o identificar un

comportamiento anómalo del yacimiento.

213

Utilizar el fluido One STEP GP, para acondicionar el pozo antes de

realizar el fracturamiento, debido a la presencia de arcilla, caolinita y

otros materiales.

214

GLOSARIO

API American Petroleum institute

∂ Derivada

bls Barriles

bapd Barriles de agua producidos por día

BES Bombeo electro sumergible

bf Barril fiscal

bfpd Barriles de fluido producidos por día

BHA Bottom Hole Assembly (Ensamblaje de fondo de pozo)

BHFP Bottom Hole Flowing Pressure (Presión de fondo fluyente)

bls Barriles

bppd Barriles de petróleo producidos por día

Bo Factor volumétrico del petróleo

bpm Barriles por minuto

BSW Basic Sediments and Water (Contenido de agua y sedimentos)

B Up Build Up (Prueba de restauración de presión)

by Barril de yacimiento

ETR Early Time Region (Región de tiempos tempranos)

EF Eficiencia de Flujo

Ce Compresibilidad efectiva

cP Centi poise

Cp Concentración de apuntalante

Ct Compresibilidad total de la roca, psi-1

dpp Disparos por pie

E Módulo de Young

215

Flush Última etapa del fluido de fractura utilizado para desplazar el fluido viscosificado con el agente de sostén

FG Gradiente de fractura

G Módulo de Corte

gal Galón

Gf Gradiente de fractura, psi/pie

GOR Relación Gas petróleo

Guar Polímero de alto nivel molecular que aumenta la viscosidad del fluido de fractura.

hf Altura media de la fractura, pies

HSP High-stength proppant (Apuntalante de alta resistencia)

HTD High Temperature delayed

Hz Hertzio

ID Inside Diameter (Diámetro Interno)

In Inches (Pulgadas)

IP Índice de productividad

ISIP Instantaneous shut-in pressure

K Permeabilidad, md

Kb Módulo de bulk

KGD Kristianovich, Geerstman y Daneshy

Ko Permeabilidad efectiva al petróleo, md

lb Libra

LTR Late Time Region (Región de tiempos tardíos)

lpg Libras por galón

MD Measure depth (Profundidad medida), pies

md Mili darcy (0.001 Darcy)

Min Minuto

216

MTU Mobile Test Unit

MTR Medium Time Region (Región de tiempos medios)

η Eficiencia

Np Número de perforaciones

°F Grado Fahrenheit

OD Outside Diameter (Diámetro exterior)

P Presión

Pb Presión de burbuja

pcn Pies cúbicos normales

pH Potencial hidrógeno. Medida de la concentración del ión hidrógeno.

PKN Perkins, Kern y Nordgren

ppa Pounds of ppropant added (Libras de apuntalante por galón de fluido)

ppg Pouns per gallon (Libras por galón)

Proppant Agente de soporte.

Ps Presión estática o de reservorio

Psi Pounds per square inch (Libras por pulgada cuadrada)

Psia Presión absoluta

Psig Pounds per square inch gauge (Presión manométrica)

PVT Presión, Volumen, Temperatura

Pwf Presión de fondo fluyente

q Caudal, bpm

RCB Relación costo-beneficio

RGP Relación gas petróleo, pcn/bl

Rsi Relación gas disuelto aceite, pcn/bl

rw Radio del pozo

217

σ Esfuerzo normal

S Daño de formación

Sg Specific gravity (Gravedad específica)

SQz Squeeze (Cementación Forzada)

Sw Saturación de agua

σmin Mínimo esfuerzo horizontal

T Temperatura

TCP Tubing Conveyed Perforating

Ti Arena T inferior

TIR Tasa Interna de retorno

TVD True Vertical Depth (Profundidad vertical verdadera)

µ Viscosidad, cP

Ui Arena U inferior

µo Viscosidad del petróleo, cP

VAN Valor Actual Neto

w Máximo ancho de fractura, in

WHP Well Head Pressure (Presión de cabeza), psi

WO Work Over (Reacondicionamiento)

w Máximo ancho de fractura, in

xf Longitud media de la fractura, pies

ε Deformación

Ø Porosidad

ʋ Relación de Poisson

ρ Densidad, ppg

τ Esfuerzo de corte

218

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ANEXOS

225

ANEXOS

Anexo N° 1. Normativa aplicada al fracturamiento hidráulico

226


Parahuacu 10

Año

Ventas

MMUSD Costos

MM USD

FNC1

MMUSD

Ventas

MMUSD Costos

MM USD

FNC2

MMUSD

Ventas

MMUSD Costos

MM USD

FNC3

MMUSD Condición N° 1

USD$60

Condición N° 2

USD$70

Condición N°3

USD$80

2014 4.4 1.658 2.742 5.2 1.658 3.542 6.0 1.658 4.342

2015 3.3 0.570 2.730 3.9 0.570 3.33 4.5 0.570 3.93

2016 2.8 0.488 2.312 3.3 0.488 2.812 3.9 0.488 3.412

2017 2.3 0.418 1.882 2.9 0.418 2.482 3.3 0.418 2.882

2018 2.0 0.358 1.642 2.4 0.358 2.042 2.8 0.358 2.442

2019 1.7 0.306 1.394 2.0 0.306 1.694 2.4 0.306 2.094

2020 1.5 0.262 1.238 1.7 0.262 1.438 2.1 0.262 1.838

2021 1.3 0.224 1.076 1.5 0.224 1.276 1.8 0.224 1.576

2022 1.1 0.192 0.908 1.3 0.192 1.108 1.5 0.192 1.308

2023 0.9 0.164 0.736 1.1 0.164 0.936 1.3 0.164 1.136

2024 0.8 0.141 0.659 0.9 0.141 0.759 1.1 0.141 0.959

227


Parahuacu 11

Año

Ventas

USD

Costos

USD

FNC1

MUSD

Ventas

USD Costos

MM

USD

FNC2

MUSD

Ventas

MMUSD Costos

MM

USD

FNC3

MMUSD Condición

N° 1

USD$60

Condición

N° 2

USD$70

Condición

N°3

USD$80

2014 35160 560368 -525 41020 560368 -519 46880 560368 -514

228


Parahuacu 12

Año

Ventas

MMUSD Costos

MM USD

FNC1

MMUSD

Ventas

MMUSD Costos

MM USD

FNC2

MMUSD

Ventas

MMUSD Costos

MM USD

FNC3


USD$60

Condición N° 2

USD$70

Condición N°3

USD$80

2014 1.64 1.06 0.58 1.91 1.06 0.85 2.19 1.06 1.13

2015 1.4 0.21 1.19 1.6 0.21 1.39 1.87 0.21 1.66

2016 1.2 0.18 1.02 1.4 0.18 1.22 1.60 0.18 1.42

2017 1.03 0.15 0.88 1.2 0.15 1.05 1.37 0.15 1.22

2018 0.88 0.13 0.75 1.02 0.13 0.89 1.17 0.13 1.04

2019 0.75 0.11 0.64 0.88 0.11 0.77 1.00 0.11 0.89

2020 0.64 0.10 0.54 0.75 0.10 0.65 0.86 0.10 0.76

2021 0.55 0.08 0.47 0.64 0.08 0.56 0.73 0.08 0.65

2022 0.47 0.07 0.41 0.55 0.07 0.48 0.63 0.07 0.56

2023 0.40 0.06 0.34 0.47 0.06 0.41 0.54 0.06 0.48

2024 0.35 0.05 0.30 0.40 0.05 0.35 0.46 0.05 0.41

229


Parahuacu 40

Año

Ventas

MMUSD Costos

MM USD

FNC1

MMUSD

Ventas

MMUSD Costos

MM USD

FNC2

MMUSD

Ventas

MMUSD Costos

MM USD

FNC3


USD$60

Condición N° 2

USD$70

Condición N°3

USD$80

2014 2.13 1.07 1.06 2.50 1.07 1.43 2.84 1.07 1.77

2015 1.83 0.27 1.56 2.13 0.27 1.86 2.43 0.27 2.16

2016 1.56 0.23 1.33 1.82 0.23 1.59 2.08 0.23 1.85

2017 1.34 0.20 1.14 1.56 0.20 1.36 1.78 0.20 1.58

2018 1.15 0.17 0.98 1.34 0.17 1.17 1.50 0.17 1.33

2019 0.98 0.15 0.83 1.14 0.15 0.99 1.31 0.15 1.16

2020 0.84 0.13 0.71 0.98 0.13 0.85 1.12 0.13 0.99

2021 0.72 0.11 0.61 0.84 0.11 0.73 0.96 0.11 0.85

2022 0.61 0.09 0.52 0.72 0.09 0.63 0.82 0.09 0.73

2023 0.53 0.08 0.45 0.61 0.08 0.53 0.70 0.08 0.62

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