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Título : Mejoras en el diseño del fracturamiento hidráulico utilizando análisis de riesgo en el noroeste del Perú
Autor : Del Castillo Rodríguez, Luis Antonio
Palabras clave : Calibración;Deformación estructural;Ingeniería hidráulica
Fecha de publicación : 2010
Editorial : Universidad Nacional de Ingeniería. Programa Cybertesis PERÚ
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Resumen : Se propone realizar una investigación sistemática del diseño del fracturamiento hidráulico de los pozos de petróleo en el Noroeste del Perú para obtener mayores rendimientos, utilizando modernas mejoras en las capacidades del tratamiento, Diseño de Fractura Unificado (UFD) y técnicas de análisis económico, aplicando el Valor Presente Neto (NPV) y análisis de riesgo con el Método de Montecarlo, para determinar el tamaño de fractura óptimo y el programa de tratamiento. En todas las áreas de la ingeniería, la optimización ha tomado diferentes formas. El fracturamiento hidráulico, aplicado a pozos de petróleo, ha tenido su parte. En el pasado, y antes de la consolidación del fracturamiento de alta permeabilidad (HPF) y tratamiento de fracturamiento con control de crecimiento longitudinal de fractura o tip screen out techniques (TSO por sus siglas en inglés), el fracturamiento hidráulico se vio limitado a reservorios de baja permeabilidad y fracturas no restringidas. En dichos casos, la longitud de la fractura sería una variable de optimización de diseño adecuado contra un criterio económico, es decir el Valor Actual Neto (NPV). Esto implicaba equilibrar el aumento del ingreso futuro versus el costo de ejecución. Los estudios paramétricos también son importantes, pues permiten la variación de variables de ejecución y la detección de diferencias en su diseño de los NPV respectivos. Dichas diferencias pueden ser útiles para tomar decisiones acerca de la medición de una variable o de quedarse con supuestos razonables. El surgimiento de facturamiento de mayor permeabilidad y el concepto de Diseño de Fractura Unificado (UFD) dio lugar a dos nociones importantes. En primer lugar, no hay diferencia entre reservorios de alta y baja permeabilidad en términos de obtención de beneficios por el fracturamiento. Se deben resolver temas de apropiada ejecución. En segundo lugar, y lo más importante, es que para cualquier masa de propante que vaya a inyectarse en cualquier pozo, existe solo una geometría de fractura que puede maximizar la producción. Esta geometría, consistente en la longitud y el ancho de fractura adecuados, puede ser determinada rápidamente (siendo la altura una variable secundaria), y si esto ocurre, puede darse como resultado un índice de productividad máximo. Todas las demás configuraciones darán como resultado valores de productividad más bajos. A esto se le conoce como optimización física. La teoría del Unified Fracture Design establece que para una razón de permeabilidades agente de sostén/formación, hay una específica razón de longitud/ancho de agente de sostén empaquetado, que podrá producir el máximo posible de incremento de producción. En este trabajo se combinan las dos optimizaciones: económica con la técnica operativa. Para cada masa de propante primero se optimiza la fractura físicamente, y luego aplicando el criterio de NPV, se efectúan una serie de estudios de parámetros para una variedad de reservorios y usando variables económicas aplicables se determina el tamaño de fractura óptimo. Luego se deduce cómo en la perforación y completación de pozos, a través de los tratamientos de fractura, se posibilita que ciertos reservorios en áreas maduras se tornen económicamente atractivos. Por último, utilizando análisis de riesgo con el software Crystal Ball, se trabaja con distribución de probabilidades de longitudes de fractura y datos económicos, para obtener un Valor Presente Neto de la Inversión en el Fracturamiento, incluyendo en adición a la optimización física y económica el análisis de riesgo por incertidumbre y de esta manera tener una completa evaluación del diseño del fracturamiento.
URI : http://cybertesis.uni.edu.pe/handle/uni/240
Derechos: info:eu-repo/semantics/openAccess
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