Trabajo Especial de Trabajo Especial de GradoGrado
Estudio de la Factibilidad Técnica Estudio de la Factibilidad Técnica de Fracturamiento Hidráulico en de Fracturamiento Hidráulico en
arenas altamente compactadas de arenas altamente compactadas de los pozos P1-01, P1-02, y P1-03 del los pozos P1-01, P1-02, y P1-03 del Campo de Gas Yucal-Placer, Edo. Campo de Gas Yucal-Placer, Edo.
Guárico-VenezuelaGuárico-Venezuela
Tutor Académico: Prof. Luis N. BuenoTutor Académico: Prof. Luis N. BuenoTutores Industriales: Dr. Thierry ForsansTutores Industriales: Dr. Thierry Forsans
Ing. Jean-Yves BellangerIng. Jean-Yves Bellanger
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4. Metodología y Análisis de Resultados por Pozo
1. Objetivos2. Descripción del campo3. Marco Teórico
5. Conclusiones6. Recomendaciones
ContenidContenidoo
4. Metodología y Análisis de Resultados por Pozo
1. Objetivos2. Descripción del campo3. Marco Teórico
5. Conclusiones6. Recomendaciones
ObjetivosObjetivos
• Estudiar la factibilidad técnica de un fracturamiento hidráulico en los pozos P1-01, P1-02 y P1-03 en los niveles de las arenas M-7 y M-8 de la primera fase de desarrollo del Campo de Gas Yucal-Placer
Objetivo General
• Permitir una mejor comprensión del comportamiento mecánico de la formación en estas arenas.
• Establecer a partir de los resultados obtenidos de los registros convencionales y de imagen en estos pozos los criterios para la realización del trabajo de fracturamiento aplicable para todo el campo.
• Permitir aplicar una metodología de fracturamiento para el desarrollo del campo
Objetivos Específicos
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4. Metodología y Análisis de Resultados por Pozo
1. Objetivos2. Descripción del campo3. Marco Teórico
5. Conclusiones6. Recomendaciones
Brasil
Mar Caribe
Colombia OcéanoAtlántico
Estado Guárico
Area Yucal Placer
Faja PetrolíferaCUENCA ORIENTAL DE
VENEZUELA
Faja Petrolífera
CUENCA ORIENTAL DE
VENEZUELA
N
2. Descripción del campo
Área: 1811 Km2 (447 MIL ACRES)
YUCAL-1 (1957)Pozos: 37
Descubrimiento: PLACER-1 (1947)
YUCAL-1 L-7 FEB-58 1/2” 1250 7.2
POZO ARENA FECHA RED PRESION DE TASA (“) CABEZAL (LPC) MMPCGD
PLACER-1 L-4 OCT-47 3/8” 3315 9.8
0 5
Kms
N
YUCAL PLACER SUR
YUCAL PLACER NORTE
PLA-1
LEYENDA
Abandonado con Indicaciones gas
Abandonado seco
Productor de Gas
Abandonado por Fallas mecánicos
M
YUC-1A
M
M
M
2. Descripción del campo
Columna Litoestratigráfica
EDAD FORMACIÓN LITOLOGÍA DESCRIPCIÓN
Areniscas Fluviales
Ciclo regresivo con lutitas marinas en la base gradan a areniscas litorales. Parte
Espesa secuencia de lutitas marinas con areniscas turbidíticas en su parte media y areniscas de plataforma en su parte
inferior. Lutitas y areniscas interestratificadas. Areniscas superiores marinas de plataforma.
Calizas delgadas, areniscas y ftanitas. Calizas Fosilíferas.
Areniscas y Lutitas
Pleistoceno
Plioceno
Mioceo Superior
Miocenoo Inferior
Superior
Medio
Inferior
Eoceno
Paleoceno
Cretáceo
O l i goceno
Aluvión
Chaguaramas 1969 - 4593 pies
Roblecito 3281 - 4921 pies
La Pascua 3228 - 4625 pies
Tigre 250 m. La
Cruz
Guavinita
Canoa
Infante
superior y media erosionadas
•Profundidad de los yacimientos: entre 4000 y 11000 pies.
•Presión: 3200-4100 lpc
•Temperatura: 310-400°F.
•El gas está compuesto básicamente por metano
2. Descripción del campo
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4. Metodología y Análisis de Resultados por Pozo
1. Objetivos2. Descripción del campo3. Marco Teórico
5. Conclusiones6. Recomendaciones
3. Marco Teórico
3.2 ¿Para qué el Fracturamiento ?•Mejorar la Producción•Desarrollar Reservas Adicionales•Extender la Vida Productiva•Superar Daño a la Formación
3.1 ¿ Qué es el Fracturamiento ? Fracturamiento hidráulico es el proceso de inyectar fluido en un pozo para crear esfuerzos tensionales en una formación expuesta a la presión del fluido de fracturamiento, de tal manera que los esfuerzos locales creados excedan la resistencia a la tensión de la roca.
3.3 Parámetros Principales Considerados para la selección de un Pozo Candidato a Fracturamiento Hidráulico
•Permeabilidad de la formación•Presión de yacimiento•Factor de daño•Reservas de petróleo o de gas•Condición mecánica del pozo
3. Marco Teórico
3.4 Adquisición de Datos en el Campo para el Diseño de Fracturamiento Hidráulico
•Registro de temperatura base: con el pozo cerrado, antes del minifrac.•Minifrac•Prueba de tasa variable
3. Marco Teórico3.5 Parámetros Tridimensionales de Fractura
• Espesor del yacimiento• Presión de Formación• Módulo de Young
• Permeabilidad de la capa
3.6 Factores Limitantes en el Fracturamiento Hidráulico•Tortuosidad cerca del pozo, que limita la colocación adecuada del agente de soporte
•La reología y la tasa de inyección
3. Marco Teórico
3.7 Mini-Frac
• Realizado con un volumen pequeño, anterior a la fractura principal
• Se usa para calcular el esfuerzo mínimo• Determinar la presión de inicio de fractura• Medir las presiones mientras se cierra la fractura • Analizar la declinación por medio de programas
computarizados• Determinar la Tortuosidad y Restricciones de la Completación • Determinar la Eficiencia del Fluido • Estimar la Altura de la Fractura• Diseñar el Fracturamiento
3. Marco Teórico3.8 Programa General de Fracturamiento Hidráulico
•Evaluación Pre-Frac, diseño del minifrac•Minifrac y análisis •Perfil Temperatura, diseño del tratamiento principal•Fracturamiento•Retorno de Fluido y Producción•Evaluación Post-Frac
•Inicio de la Fractura•Propagación de la Fractura•Empaquetamiento con agente de soporte
3.9 Etapas de una Fractura Hidráulica
3. Marco Teórico
3.10 Fluido de Fracturamiento Hidráulico Los fluidos de fracturamiento originan la fractura y transportan los agentes de soporte a través de la longitud de la fractura.
CaracterísticasCaracterísticas•Viscosidad (Reología).•Compatibilidad con la formación y sus fluidos.•Eficiencia.•Fácil remoción postfractura.•Económicos y prácticos.•Base Acuosa o Aceite.
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4. Metodología y Análisis de Resultados por Pozo
1. Objetivos2. Descripción del campo3. Marco Teórico
5. Conclusiones6. Recomendaciones
Pies MD/RT
Pies TVD/RT Descripión Tipo de Lodo
0' 0' Mesa Rotaria Diámetro LodoPulgadas
30' 30' Nivel del terreno9 lpg
180' 180' 20" Zapata171
1500' 1500' 13-3/8"Zapata 10 lpg1408
6932' 6912' 9-5/8" Zapata 13,9 lpg6880
9179 9181' 9160' Profundidad Total 12,4 lpg
Arquitectura de PozoRevestidores
20"
- 0.
625"
W
T - X
56 -
XLF
9-5/
8" -
53.5
0# -
C95
- SE
C S
T
7" li
ner 3
2# C
95 S
EC S
T
17-1/2"
26"
Base Agua
12-1/4"
8-1/2"
Base Agua
TRSCSSV at 300pies
4-1/
2" tu
bing
12.
60#
L80
13%
Cr N
K3S
B
Base Aceite (Invertido)74/26
13-3
/8"
- 68#
- N
80 -
BTC
Base Acite (Invertido) 70/30
4. Metodología y Análisis de Resultados por Pozo Pozo P1-01 - Yacimiento M-8
Inf.Arquitectura del Pozo
• Pozo Vertical• Lodo Invertido 12.4 ppg,
74/26• Temperatura: 390°F• Completado con una
sarta de producción de 4 1/2 ”. La metalurgia es 13% de cromo
4. Metodología y Análisis de Resultados por PozoDeterminación de las propiedades de la arena
Registro CompuestoIntervalo de interés: 9072 – 9077 pies Porosidad: 3 – 5%Temperatura esperada: 390°F
Registro MDTLa presión indicada por el MDT: 4.785 lpc
Registro de UBI No existen fracturas naturales evidentes frente al intervalo cañoneado (9072 – 9077 pies)
Pozo P1-01 - Yacimiento M-8 Inf. Pozo: P1-01 Profundidad (Pies)
Intervalo 7000 – 9150 Escala de Profundidad 1/500
4. Metodología y Análisis de Resultados por Pozo Pozo P1-01 - Yacimiento M-8
Inf.
Registro DSILos resultados del registro DSI se procesaron y fueron combinados para medir la anisotropía, identificar fracturas abiertas, medir las propiedades de la roca y estimar la dirección de los esfuerzos, aproximar los esfuerzos calculados
Equipos de Fracturamiento Hidráulico
4. Metodología y Análisis de Resultados por Pozo
0
1500
3000
4500
6000
7500
9000
10500
12000
13500
15000
16:04 16:12 16:19 16:26 16:33 16:40 16:48 16:55 17:02 17:09 17:16
Time (27 march 03)
Pres
sure
(psi
)0
3
6
9
12
15
18
21
24
27
30
Rat
e (b
pm)
Tubing Pressure (psi)Calc'd BH Pressure (psi)Slurry Rate (bpm)
Computer Frost
Comportamiento de la Presión en el Minifrac•Presión inicial de Fractura: 8.050 lpc
•Gradiente de Fractura: 0,89 lpc/pie
•Presión de Cierre: 8.900 lpc
•Eficiencia del Fluido: 20% (Sólo salmuera y gel lineal)
•Fricción: 3.338 lpc @ 16,5 bpm (Tortuosidad: alta)
Pozo P1-01 - Yacimiento M-8 Inf.
4. Metodología y Análisis de Resultados por Pozo
1- Presión inicial de fractura2- Propagación3- Presión instantánea de cierre4- Presión de cierre (“fall off”)5- Reapertura6- Presión de Cierre (Flujo de retorno)
Tasa
de
Inye
cció
n
Pres
ión
de F
ondo
del
Hoy
o
CierreFlujo de Retorno
Tasa de Inyección
Segu
nda
Inye
cció
n
Cycl
e
Prim
ea
Inye
cció
n
2
3344
55
6
Presión
11
8
Pozo P1-01
Comportamiento de los Parámetros durante el Tratamiento Principal
PLA-19
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
16000
10:33 10:48 11:02 11:16 11:31 11:45 12:00
time (08 - April - 03)
Pre
ssur
e (p
si)
0
4
8
12
16
20
24
28
32
Rat
e (b
pm) -
Pro
ppan
t con
cent
ratio
n (p
pg)
Treating Pressure psi Calc'd BH Pressure psi Calc'd Net Pressure 1 psiSlurry Rate bbl/min Proppant Conc lb/gal BH Proppant Conc lb/gal
Máxima Concentración de Arena (ppg) 5,30
Máxima Tasa de Bombeo (bpm) 23,60
Máxima Presión de Cabezal (lpc) 8100
NWBF (lpc) 2.000
Cantidad de Arena Bombeada (lb) 48.000
Cantidad de Arena en la Formación (lb) 30.000
Conductividad (mD. pie) 6.000
Permeabilidad Final (mD) 0,2
4. Metodología y Análisis de Resultados por Pozo
•30,000 lbs de bauxita en la formación sobre 48,000 lbs bombeadas (Fracturas Naturales ?)
•Presión máxima durante fractura 8100 lpc, 11500 lpc durante minifrac sobre 13000 lpc máx (tubing 8000lpc, anular 5000 lpc)
•Alta cantidades de H2S (1200 ppm) y CO2 (>25%) incompatible con metalurgia 13% Cr
•Prueba parada inmediatamente (Imposible medir flujo en el nivel M-8 inf) y aislamiento de la zona.
•Cancelación otros trabajos de fracturamiento
Penetración de la Fractura (pies)
50 100 150 200
115.36 min MD (Pies)
9100
9150
9200
Esfuerzo
(lpc)
80009000100001100012000
Arci
lla
0.000
1578.336
3156.673
4735.009
6313.346
7891.682
9470.019
Arci
llaAr
cilla
Aren
a 9050
Cond
ucti
vida
d m
D-p
ies
Pozo P1-01 - Yacimiento M-8 Inf.
4. Metodología y Análisis de Resultados por Pozo
Resultados de Simulación:
•La fractura se extendió de 9040 pies a 9220 pies.
•Longitud de la fractura 80 pies La conductibilidad de la fractura en el yacimiento era de 6000 mD.pies
Pozo P1-02 - Yacimiento M-8 Sup.Determinación de las propiedades de la arena
Registro CompuestoIntervalo de interés: 8.840 – 8.850 pies Porosidad: 3-9%Presión: 4.300 – 4.600 lpcTemperatura del yacimiento se espera que esté alrededor 365 °F
Registro MDTLa presión indicada por el MDT era la presión de la columna hidrostática.
Registro DSINo se corrió ningún registro DSI en este pozo, en virtud de que el pozo es muy semejante al pozo P1-01.
Registro de UBI Indicó que los resultados de la arena M-8 en esta sección del pozo P1-02 son muy semejantes a los que se observaron en el pozo P1-01 en M-8 Inf
4. Metodología y Análisis de Resultados por Pozo
Prueba del Minifrac
La prueba del minifrac se realizó a través de una sarta de fractura 4-1/2" New VAM, se obtuvieron los siguientes resultados durante el minifrac:
•Presión inicial de fractura : 4.600 lpc (8.990 lpc en el fondo del hoyo)
•Gradiente de Fractura: 1,02 lpc/pie
•Eficiencia del Fluido: 40-60%
•Presión de Cierre: 8.400 lpc
•Fricción: 1.700 lpc @15 bpm
PLA- 20 Minifrac P8/9 - 7 June 03
07/06/200316:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00
07/06/200322:00
Time
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000A
0
5
10
15
20
25B
(ISIP = 5948.67)
Tubing Pressure (psi)Slurry Rate (bpm)Annulus Pressure (psi)
ABA
321
Minifrac Events
1
2
3
Start
Shut In
Stop
Time16:28:12
16:41:14
21:13:42
TP8095
5942
3315
SR18.50
1.953
0.000
AP3665
3875
2864
PDAT Version 2.0.108-Jun-03 15:09
Pozo P1-02 - Yacimiento M-8 Sup.
4. Metodología y Análisis de Resultados por Pozo
Tratamiento Principal
Pozo P1-02 - Yacimiento M-8 Sup.
4. Metodología y Análisis de Resultados por Pozo
08/06/200312:00 12:05 12:10 12:15 12:20 12:25 12:30 12:35 12:40 12:45 12:50 12:55 13:00 13:05 13:10 13:15 13:20 13:25
08/06/200313:30
Time
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
11000
12000A
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
22
24
26
28
30B
Rate
0
3
6
9
12
15
18
21
24
27
30C
Prop conc
WHP BHP Slurry rate Prop Conc BH Prop Annulus Pressure
A A BC C A
Customer: Job Date: Ticket #:Well Description: UWI: CemWin v1.5.0
08-Jun-03 17:18
Máxima Concentración de Arena (ppg) 3,85
Máxima Tasa de Bombeo (bpm) 15,60
Máxima Presión de Cabezal (lpc) 9550
NWBF (lpc) 1.000
Cantidad de Arena Bombeada (lb) 36.000
Cantidad de Arena en la Formación (lb) 34.000
Conductividad (mD. pie) <2
Permeabilidad Final (mD) 0,01
At C lo su re
F ra c tu re Pe n e tra tio n (f t)1 0 0 2 0 0 3 00 4 0 0
YUC A L PL AC E R
Ne
t P
ress
ure
(p
si)
10
02
00
50
01
00
02
00
05
00
0
T im e (m in )2 .0 5 .0 10 2 0 5 0 1 0 0 2 0 0 5 0 0 1 00 0 2 0 0 0
S im u la te d D a ta
M e a su r ed D a ta
Ma x W id th 0 .6 1 in
-0 .4 -0 .2 -0 .0 0 .2 0 .4
8 6 0 0ft
MD
8 7 0 0
8 8 0 0
8 9 0 0
9 0 0 0
9 1 0 0
T o ta lF ina E lfS tre ss (p s i)
8 0 0 0 1 00 00 1 20 00
Pozo P1-02 - Yacimiento M-8 Sup.
•Longitud: 400 pies, según el modelo, la fractura se propagó de 8780 a 8920 pies
•Se abrió el pozo al separador de prueba. 400 bbl de fluido de fracturar retornaron por aproximadamente 12 horas
•El análisis indicó una permeabilidad promedio de 0.008 mD, además de midieron niveles de CO2 de hasta 36% y H2S hasta 120ppm.
•Tasa de flujo no pudo ser medida (flujo discontinuo de gas)
•Aislamiento de la zona
4. Metodología y Análisis de Resultados por Pozo
Pozo P1-02 - Yacimiento M-7
Determinación de las propiedades de la arena
Registro CompuestoIntervalo de interés: 8.623 – 8.633 pies Porosidad: 3-4%Presión: 4.300 – 4.600 lpcTemperatura del yacimiento se espera que esté alrededor 365 °F
4. Metodología y Análisis de Resultados por Pozo
Registro de UBI
Pozo P1-02 - Yacimiento M-7
17/06/200309:40 09:45 09:50 09:55 10:00 10:05 10:10 10:15
17/06/200310:20
Time
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
11000
12000
13000
14000A
0
5
10
15
20
B
Rate
W HP BHP Annulus Pressure s lurry rate
A AA B
CemWin v1.5.017-Jun-03 11:32
•Presión inicial de fractura: 7.804 lpc @ WHP o 12.000 lpc @ BHP.
•Gradiente de fractura: 1,4 lpc/pie
•Presión promedio de propagación: 9.200 lpc @ 17,2 bpm. Esto es equivalente a un BHP calculado de 1,35 lpc/pie
•Presión instantánea de cierre: 6.850 lpc. Equivalente a un BHP calculado de 10.650 lpc de 1,23 lpc/pie
•Fricción cerca del “wellbore”: 970 lpc @ 17 bpm.
•Presión de cierre: 8.800 lpc, equivalente a 1.05 lpc/pie.
Resultados Minifrac
4. Metodología y Análisis de Resultados por Pozo
Pozo P1-02 - Yacimiento M-7
Arenamiento
•Arenamiento prematuro (1200 lbs en la formación por 6,200 lbs bombeadas), probablemente debido a la presencia de fracturas naturales
•No indicación de gasK < 0.02 mD
4. Metodología y Análisis de Resultados por Pozo
Pozo P1-03 - Yacimiento M-8
Pies MD/RKB
Mtr MD/RKB Descripción Arquitectura propuesta
0' 0 m RKB
21' 6 m Nivel del suelo
184' 56 m Zapata de 13-3/8"
6900' 2.103 m Zapata de 9-5/8"
Yac. M-4 (6920-6966ft)
Yac. M-8 (7494-7761ft)
8698' 2.651 m Zapata de 7"8717' 2.657 m TD
Valvula de seguridad
a 300'
Nipple FBN a 7455´
Nipple FBN a 6875´
Arquitectura del Pozo – Estado Mecánico
Descripción del Yacimiento :
•Intervalo de interés: 8.840 - 8850 pies
•Porosidad por registros: 3 - 8%
•Presión del Yacimiento: 4100 lpc
•Temperatura del Yacimiento: 345 °F
•Permeabilidad del Yacimiento: Desconocida (Esperada de 0.01 a 0.1 mD)
•Resultados de UBI y Fracturas Naturales no se tiene ninguna información disponible de este registro.
4. Metodología y Análisis de Resultados por Pozo
Pozo P1-03 - Yacimiento M-8
Prueba de inyección después del cañoneo
•Después que se dispararon los cañones no hubo ninguna indicación en la presión en la superficie. El agua fue desplazada por una salmuera de 11.2 lpg con “coiled tubing”
•No fue posible inyectar.
•La presión máxima calculada delante de las perforaciones era 11.500 lpc. Con una presión en la superficie limitada a 7.500 lpc (90% de la presión de estallido de la tubería que es de 8.500 lpc.). Corresponde a un gradiente de 1,50 lpc/pie.
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
11000
12000
01:45:07 01:48:00 01:50:53 01:53:46 01:56:38 01:59:31 02:02:24 02:05:17 02:08:10 02:11:02 02:13:550,00
0,50
1,00
1,50
2,00
2,50
3,00
3,50
4,00
Tbg Press (psi) Calc BHP Press (psi) Slurry Rate (bpm)
4. Metodología y Análisis de Resultados por Pozo
ContenidContenidoo
4. Metodología y Análisis de Resultados por Pozo
1. Objetivos2. Descripción del campo3. Marco Teórico
5. Conclusiones6. Recomendaciones
Conclusiones Generalidades
• Se demostró la factibilidad técnica de realizar un fracturamiento hidráulico en las arenas compactadas del M-8.
• En formaciones de muy baja permeabilidad (por ejemplo P1-03), no es posible la inyección de fluido en la formación, sea cual fuere el tipo de cañoneo hecho para permitir esta inyección.
• La baja resistencia de las lutitas en comparación con la de las arenas puede ser un obstáculo para un buen crecimiento de la fractura.
• La baja permeabilidad de las arenas compactadas no permite una importante y rápida disipación de la presión.
Influencia de las fracturas naturales:• La existencia de fracturas naturales se considera un
problema para la realización de un fracturamiento hidráulico.
• En la presencia de fracturas naturales, una tasa de bombeo elevada puede ayudar a sostener una apertura de fractura suficiente.
• Resulta peligrosa la realización de un fracturamiento hidráulico en zonas con fracturas naturales.
Conclusiones
En Particular• La presión se desahoga en el flujo de retorno después del
minifrac y del tratamiento principal.• No se logró realizar un tratamiento de fracturamiento eficaz en
la arena M-7 (Presencia de fracturas naturales ?).• En el pozo P1-03, aún cuando la arena M-8 fue penetrada al
cañonear, la permeabilidad es tan baja que no permitió inyectividad.
ContenidContenidoo
4. Metodología y Análisis de Resultados por Pozo
1. Objetivos2. Descripción del campo3. Marco Teórico
5. Conclusiones6. Recomendaciones
Recomendaciones
•Hacer un tratamiento de fractura hidráulica en presencia de fracturas naturales no es recomendado.•Realizar el estudio del registro UBI, ya que puede ayudar en la determinación de las zonas en las cuales el fracturamiento hidráulico puede ser impedido por fracturas naturales.•Organizar las operaciones conjuntamente con la compañía de servicio, para optimizar futuros trabajos de estimulación en el campo.•Utilizar como referencia los esfuerzos calculados a través del registro de DSI para predecir la forma de fractura.•Seleccionar la zona a estimular considerarando una altura importante de arenas sin intercalaciones de lutitas.
Explotación Unidimensional
Tasa de Producción
Años0 10 20 30
Qo
((BPD)
101
101022
103
104
Sin Fractura
Pozo Vertical Sin FracturamientoPozo Vertical Fracturado
Fractura Hidráulica
Tasa de Producción
AñosAños00 1010 2020 3030
QoQo
(BOPD)
101011
101022
101033
101044
Explotación Bidimensional
Con Fractura
Sin Fractura
Bombeo de Fluido (Pad)
Inicio de la Fractura
Pres
ión
Fractura
Propagación de la Fractura
Bombeo de Fluido (Pad)
Pres
ión
Fractura
Bombeo de Fluido (Pad)Bombeo de Fluido (Pad)
Propagación de la Fractura
Pres
ión
Fractura
Inicio del Bombeo del Agente de Soporte
Fractura
Bombeo del Agente de Soporte
Pres
ión
Tasa
de
Bom
beo
Tiempo
Apuntalamiento de la Fractura
Bombeo del Agente de Soporte
Tasa
de
Bom
beo
Tiempo
Pres
ión
Fractura con Agente de Soporte
Apuntalamiento de la Fractura
Bombeo del Agente de Soporte
Tasa
de
Bom
beo
Tiempo
Pres
ión
Fractura con Agente de Soporte
Desplazamiento del Agente de Soporte
Bombeo del Fluido Desplazante
Fractura con Agente de Soporte
Tasa
de
Bom
beo
Tiempo
Pres
ión
Cierre de la Fractura
Tasa
de
Bom
beo
Tiempo
Pres
ión
Fractura con Agente de Soporte
Fractura con Agente de Soporte
Cierre de la Fractura
Adicionales
Tipo de Fluido Volumen de
Fluido Planificado (gal)
Volumen de Fluido Observado (gal)
Etapas Planificadas
para el agente de soporte (lb)
Etapas reales para el agente de soporte (lb)
Xlink Gel 2.000 2.000
Xlink gel with 1 ppg
100 mesh píldora 1.050 742 1.000 866
Xlink gel with 1-2 ppg
sand píldora 1.600 1.496 2.250 3.108
Linear gel
displacement 7.000 6.011
Xlink gel 10.000 10.094
Xlink gel + 1 ppg
stage 4.130 4.157 4.000 4.207
X link gel + 2 ppg 3.190 3.210 6.000 6.426
X link gel + 3 ppg 3.290 3.299 9.000 10.081
X link gel + 4 ppg 4.520 1.248 16.000 5.535
X link gel + 5 ppg 5.230 0 12.500 0
Displacement (7 bbl –
Under displacement) 7.000 2.990
TOTAL 48.148
Plan de Bombeo del Tratamiento Principal
Pozo P1-01 - Yacimiento M-8 Inf.
4. Metodología y Análisis de Resultados por Pozo
Pozo P1-02 - Yacimiento M-8 Sup.
Descripción de las etapas
Volumen de fluido
planificado (gal)
Concen. De agente de soporte
planificada (ppg)
Total agente de soporte durante la
etapa planificada
(lb)
Volumen slurry fluid
planned (gal)
Volume slurry fluid actual
(gal)
Volume agente de soporte bombeado
(lb)
Volume agente de soporte en la
formación (lb)
PAD 2 000 2000 2675
PAD with 1 – 2 ppg
sand slug 1 000 1 – 2 1500 1160 2281 1130
PAD 7 000 7 000 6746 4 800 1630
Sand Ramp 1: 1 – 4
ppg 16 000 1 – 4 40 000 17 300 15259 33640 20 530
Sand Ramp 2: 4 – 4
ppg 2 000 4 – 4 8 000 2 260
Desplazamiento 5300 5 300 4436 930 33 900
Plan de Bombeo del Tratamiento Principal
4. Metodología y Análisis de Resultados por Pozo
Pozo P1-03 - Yacimiento M-8 Prueba de inyección después del cañoneo con Stem Guns
•Ninguna inyección era líquida.
•La presión máxima de superficie era de 8.000 lpc, así la máxima presión en el fondo del hoyo era de 12.500 lpc, lo que corresponde a un gradiente de 1,62 lpc/pie.
Análisis de los resultados
•La formación fue alcanzada
•La porosidad y permeabilidad no permiten ninguna fractura.
•La presión máxima para fracturarse no fue alcanzada con esta instalación.
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
16:26:24 16:33:36 16:40:48 16:48:00 16:55:12 17:02:24 17:09:36 17:16:48 17:24:000,00
1,00
2,00
3,00
4,00
5,00
6,00
7,00
Tbg Press (psi) BHP Calc (psi) Slurry Rate (bpm)
4. Metodología y Análisis de Resultados por Pozo
Fluidos de Fracturamiento Base Acuosa: : Soluciones salinas, polímeras, mezclas agua-alcohol, soluciones ácidas
4. Marco Teórico
Polímeros (viscosificante):Polímeros (viscosificante):•Guar (de origen vegetal) y sus derivados: hidroxypropilguar, carboxymethylhydroxypropylguar. •Derivados de celulosa (estructura glucosa) para fluido muy limpio Xanthan, biopolímero, costoso, menos utilizado. •Agentes Entrecruzados (Borato, Circonio, Aluminio y Titanio), aumentan peso molecular para contrarrestar disminución de viscosidad por temperatura.Fluidos Base Aceite: Se usan en formaciones sensibles al agua, son menos dañinos, como aditivo gelificante se usan derivados de Ester-fosfato de aluminio. Fluidos Multifásicos: Superan las propiedades de los fluidos base agua o base aceite, añadiendo una segunda fase, para formar espumas o emulsiones.
4.11 Fluido de Fracturamiento Hidráulico
ADITIVOS FUNCIÓN
Amortiguadores (buffer) Ajustar pH en fluidos acuosos, Promover la hidratación de polímeros.
Bactericidas Prevenir pérdida de viscocidad en fluidos acuosos por degradación bacterial
Estabilizadores Prevenir la degradación de geles polisacáridos a temperaturas encima de los 200 °F
Interruptores Eliminar el gel polímero en pozos de baja temperatura
SurfactantesPromover la formación de burbujas estables en espumas. Agente reductor de tensión superficial. Ayudar a la limpieza de la fractura del fluido de fracturación. Bactericida y agente controlador de arcillas.
Estabilizadores de arcillas Prevenir e inhibir la hidratación de arcillas y migración.
Control de pérdida de fluido Taponar los poros y evitar la pérdida de fluido a través de la formación.
4. Marco Teórico
4.12 Tipos de Aditivos
Espumas: Espumas: Se usa N2, CO2, que se expande al producir el pozo y obliga a salir el líquido de la fractura.
Emulsiones:Emulsiones: Tienen buenas propiedades de transporte.
COMPANY YPERGAS WELLAREA LAND FIELDSERVICES DST/EMR/STE BASE
D E S C R I P T I O N THREAD LENGTH (FT) OD (pul) ID (pul)
Lift Sub
Test Tree
5" Stiff Joint 4.75 4 Stub ACME 5 3/4 4 STUB ACME 35,00 5,00 3,06
X-Over 5.75" 4 stub acme x 3 1/2" 9.2 PPF NK3SB Pin
5 3/4 4 STUB ACME 1,50 5,00 2,992
Tubing 3 1/2" NK3SB 9.3 PPF 3 1/2" NK3SB 7628,00 3,50 2,992
X-Over 3 1/2" NK3SB Box- 3 7/8" CAS Pin3 1/2" NK3SB 15,00 5,00 2,25
Slip joint ( 5 Ft stroke) 3 7/8" CAS 15,00 5,00 2,25
Slip joint ( 5 Ft stroke) 3 7/8" CAS 15,00 5,00 2,25
Slip joint ( 5 Ft stroke) 3 7/8" CAS 15,00 5,00 2,25
X-Over 3 7/8" Cas Box- 3 1/2" IF Pin3 1/2" IF 1,62 5,00 2,25
3 1/2" Heavy weight 36 PPF 3 1/2" IF 600,00 5,00 2,25
4-3/4" 47 ppf Drill collars 3 1/2" IF 540,00 4,75 2,25
OMNI Valve Singler Chamber3 1/2" IF 21,41 5,00 2,25
X-Over 3 7/8" Cas Box- 3 1/2" IF Pin3 1/2" IF 1,67 5,00 2,25
3 1/2" Drill Pipe 15.5 #/Ft. 3 1/2" IF 30,00 4,75 2,602
X-Over 3 1/2" IF Box- 3 7/8" CAS Pin3 1/2" IF 1,63 5,000 2,25
P1-01
MATURINYUCA EL PLACER
Sarta de Fractura
5. Metodología y Análisis de Resultados por Pozo
• Minifrac realizado con la sarta de fractura• Equipo 15K en locación• Diseño inadecuado del
equipo de fractura de superficie
• Falla del mezclador al momento de realizar la operación
Pozo P1-01 - Yacimiento M-8 Inf.
Geometría de la Fractura
Ancho
Longitud `
Altura
Longitud Altura
Punta
Alas de la Fractura
3. Marco Teórico
Permeabilidad x Ancho de la FracturaCf = kf x wf
Fractura con Agente de Soporte
Conductividad de la Fractura
Pozo P1-02 - Yacimiento M-7
Yucal P lacer
dp
5.0
10
20
50
100
200
500
100
0200
0500
0100
00
dt0.020 0.050 0.10 0.20 0.50 1.0 2.0 5.0 10 20 50 100 200
Interpretación del Minifrac:
El cruce de las 2 curvas indica cuando la fractura se empezó a cerrar.
En el gráfico el cierre inicial no está antes de 500 lpc debajo del ISIP. Esto indica que la presión de cierre de la formación está entre 8.800 lpc a 9.000 lpc , eq. a 1.05 lpc/pie.
Se encontró una K de 0,008 mD
4. Metodología y Análisis de Resultados por Pozo