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Generalidades Propiedades de la Formación Mecánica de Rocas. Teoría de Fractura Fluidos de Fractura. Agentes Sostén ( Propantes)
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Generalidades Propiedades de la Formación Mecánica de Rocas. Teoría de Fractura Fluidos de Fractura. Agentes Sostén ( Propantes)
Generalidades Sección 1
OBJETIVO DE LA ESTIMULACION Cuando hablamos de estimulación, hablamos de estimulación Matricial ó también de Estimulación por Fractura. En ambos casos si miramos la Ley de Darcy, podemos observar que tres de los términos se pueden modificar: Pwf , rw y S.
Pwf tenemos que reducirla. En pozos surgentes estaría definida por la presión hidrostática + presión en cabeza; en pozos con levantamiento artificial podemos bajar ésta presión a casi “cero”. El término rw, , mientras más grande sea es mucho mejor, pero como no podemos perforar pozos de diámetro demasiado grande, por los costos, estabilidad del pozo, etc.,es prácticamente imposible modificar este valor. Sin embargo emba rgo , en fracturamient fracturamientoo de pozo, la fractura fractura se asimila a un mayor radio radio de pozo ó denominado radio efectivo ( r´w). S es el factor Skin, que nos representa el daño a la Formación. En tratamientos matriciales matri ciales vamos a reducir reducir este este valor valor a “cero” y en el caso caso de fract fracturamie uramiento nto lo que se trata de obtener es un valor de S negativo.
INDICE DE PRODUCTIVIDAD La Ley de Darcy se puede re-escribir de otra manera para definir el Índice de de Productividad Productividad (PI), (PI), que en en realidad realidad es el valor que que mas se utiliza para representar los resultados de una operación de Estimulación. Cuando queremos evaluar los resultados de una fractura lo que estamos observando es el PI antes de fracturar vs. El PI después de fracturar.
DAÑOS DE FORMACION El tipo de daño es de importancia para el diseño de un tratamiento con Fractura, pero mucho más importante para el estudio previo que se realiza para definir el tipo de estimulación a aplicar, o sea al momento de definir entre un tratamiento matricial, una fractura ó un cambio de sistema de extracción. Los principales daños de formación son :
Invasión / Incompatibilidad de fluidos
Invasión de la Matriz por fluidos de completación ó Perforación, que tienen alguna incompatibilidad con los Fluidos de la Formación ( emulsión, precipitación, …), ó Con la roca ( desestabilización de arcillas, ….)
Invasión de sólidos
Junto con los fluidos de completación ó perforación, pueden entrar en los poros de la Formación, partículas sólidas, solubles ó no , que taponen las gargantas porales e impidan el flujo si la presión diferencial no es lo suficiente para removerlos.
Movimiento de Finos
Durante la producción, ó inyección, el flujo puede mover las Partículas de arcillas dentro de los poros y llegar a taponar las gargantas porales que son de un diámetro menor. También la inyección de un fluido base agua puede hinchar las arcillas, desestabilizarlas y permitir su movimiento.
Cambio de Mojabilidad
El uso de ciertos surfactantes, ó solventes, pueden modificar la tensión superficial de la roca y por consiguiente su mojabilidad. En caso de pasar de acuohumectante a oleohumectante se reducirá la Permeabilidad al petróleo en las cercanías del pozo.
Emulsiones
El uso de ciertos surfactantes, ó solventes, pueden provocar la formación de emulsiones más ó menos estables según el tipo petróleo que existe en la Formación. También un surfactante que es beneficioso a un determinada concentración puede ser dañino a otra concentración.
ARCILLAS
CAMBIO DE MOJABILIDAD
EMULSION
Crudo emulsionado
Bloqueo por agua
Un cambio en la saturación de agua provoca un cambio en la permeabilidad relativa del petróleo. En caso de un incremento hay una reducción de la permeabilidad. Este daño también puede ser producido por el uso de surfactantes.
Sub-productos de reacción
En el caso de hacer tratamientos matriciales ácidos, ó fracturas ácidas, se generen sub-productos de las mismas reacciones. Algunos de ellos, como el hidróxido de hierro pueden precipitar en forma gelatinosa en los poros de la matriz, y obturarlos.
Incrustaciones
Algunas aguas de Formación tienen sólidos solubilizados ( Ej. CaCO3,BaSO4,…) que al sufrir un cambio de presión ó temepartura, precipiten. Estas precipitaciones pueden tapar tanto los poros de la matriz, como los punzados ó los tubings. Este problema puede ser agravado por la mezcla del agua de Formación con agua inyectada que aporte los elementos faltantes para la formación de las incrustaciones.
INCRUSTACIONES PRECIPITADOS INORGANICOS
Depósitos orgánicos
De la misma manera que se pueden depositar incrustaciones , pueden precipitar materiales orgánicos como son las parafinas, los asfaltenos. Estos pueden precipitarse en la matriz, en la vecindad del pozo, en los punzados, ó en el tubing. Estos depósitos pueden existir en pozos de petróleo, como en pozos de gas condensado. También en pozos inyectores pueden existir residuos de bacterias que tapen instalaciones y la misma Formación.
PERO EN EL CASO DE UN FRACTURA, NO NOS INTERESA MUCHO TODO ESTO, YA QUE VAMOS A “BYPASEAR” EL DAÑO. CUANDO SE HABLE DE UN TRATAMIENTO MATRICIAL, EL DAÑO DE FORMACIÓN SI ES UN TEMA QUE HAY QUE ESTUDIAR EN PROFUNDIDAD.
FRACTURA VS. TRATAMIENTO MATRICIAL El Tratamiento Matricial busca remover el daño cercano al pozo para devolverle su potencial. Profundidad del Tratamiento:1 a 2 metros Son tratamientos a bajo caudal y presión.
La fractura crea un camino conductivo desde el reservorio hasta el pozo. Profundidad variable de 10 a 300 metros Son tratamientos a alto caudal y presión.
¿Qué es una Fractura Hidráulica?
FRACTURAMIENTO HIDRAULICO
FRACTURAMIENTO HIDRAULICO
Inyección de fluido
Empaquetamiento de la Fractura
Inyección de fluido con apuntalante
Producción del pozo
Regímenes de Flujo
FLUJO RADIAL: Porosidad y Permeabilidad Naturales
FLUJO LINEAL: Fractura de Alta Conductividad. Caída de Presión en la Fractura es Despreciable Se manifiesta durante un tiempo muy corto después de terminar el bombeo y de poner el pozo en producción. Gran parte del fluido que entra en el pozo viene de la expansión del sistema que se generó durante la fractura.
FLUJO BILINEAL: Fractura de no muy Alta Conductividad. Hay Caída de Presión Se observa el flujo que va de la matriz a la Fractura y el flujo que está dentro de la fractura
FLUJO SEUDO RADIAL: Fractura de Alta Conductividad, Corta, en Alta Permeabilidad Mas tarde en la vida del pozo, no veremos más a la fractura como tal, pero veremos el sistema fractura-reservorio como un pozo de un diámetro mucho más grande.
RADIO EFECTIVO DE FRACTURA Si el pozo está produciendo en forma natural ó radial, el área de flujo va ser solamente el el área del pozo, es decir
En el caso de un pozo fracturado, el área de flujo es las dos alas de la fractura, y cada ala tiene dos caras. La superficie de una cara es La longitud por la altura, es decir Si queremos hablar de radio efectivo de Fractura, el área equivalente de flujo va a tener la misma formula que en el caso de un pozo que produce de manera radial, o sea se puede escribir: Lo que nos da que
Fractura como Completamiento Preferido en los Pozos de Gas y Petróleo en Norteamérica
Propiedades de la Formación Sección 2
Características de la Formación – Mineralogía – Porosidad – Permeabilidad – Fluidos del Reservorio – Presión del Reservorio
Mineralogía – Tipos de Rocas asociadas con Reservorios • Sedimentaria – Clástica: Sandstones, Shales – No Clástica: Limestones,Evaporites
• Ígneas (no comunes) – Importancia de la Mineralogía y Textura • Tamaño de grano, forma, morfología poral,
cemento, cantidad de arcillas,% de cada una de ellas.
– Técnicas Disponibles en Estudio de Cores
Mineralogía (cont.) • Difracción de Rayos X
– Mineralogía de la roca y arcillas
• SEM (Scanning Electron Microscope) – Micro textura y Mineralogía
• Microscopio con Luz Polarizada
– Mineralogía de minerales de grano grueso (mejor para la relación grano-poro-cemento)
Porosidad ( Cont.) • Porosidad es la cantidad de un medio poroso •
(roca) que no es ocupado por material sólido, y es expresado como porcentaje. En otras palabras, si en un pie cúbico de muestra de una formación en particular, contiene 0.75 ft3 de material sólido y .25 ft3 de espacio vacío, la porosidad sería : .25 ft3 / 1 ft3 = .25 = 25 %
Porosidad (Cont.) • Poros ó Aperturas en una formación – Afecta el caudal de pérdida de fluido – Usada para el cálculo del petróleo y gas in situ – Puede ser determinado del análisis de Registros Eléctricos – Puede ser determinado del análisis de cores
Porosidad (Cont.) • Ejemplo gráfico Aislado ó porosidad no efectiva Material cementante Grano de arena Interconectado ó Porosidad Efectiva
Permeabilidad • Medida de la facilidad de flujo a través de los poros en una formación expresado en milidarcies (md) ó darcies (d) – Afecta la penetración deseada – Afecta el caudal de pérdida de fluido – Puede ser determinado por análisis de cores – Puede ser determinado por prueba de pozos (DST)
Permeabilidad (Cont.) • Ejemplo Gráfico
K = Q * u * L/ A* dP
Permeabilidad (Cont.) Permeabilidad Efectiva: es la permeabilidad de un fluido en un sistema poroso, cuando ese fluido sólo ocupa una fracción del volumen total. Permeabilidad Absoluta : es la permeabilidad de un fluido en un sistema poroso, cuando ese fluido satura 100% del volumen total. Permeabilidad Relativa : es la permeabilidad de un fluido en un sistema poroso, definida como la relación entre su permeabilidad efectiva y permeabilidad absoluta.
Fluidos del Reservorio • Tipos – Petróleo – Gas – Agua
• Características – Saturación de cada uno – Densidad – Viscosidad – Compatibilidades
Presión del Reservorio • Presión dentro de los poros de la Roca _ Afecta la penetración deseada – Afecta el caudal de pérdida de fluido – Es determinado de pruebas de presión build-up
Mecánica de Rocas Sección 3
Propiedades de las Rocas • Cuando se someten a algún esfuerzo, los materiales se deforman. • Si al retirar el esfuerzo deformante, el material:
– Recupera su forma original: ELASTICO – No recupera su forma original: PLASTICO
• En general las ROCAS son materiales ELASTICOS.
Deformación Elástica F
Δl
Deformación Unitaria εv = Δl / l
l
ACERO A / F =
Ley de Hooke Módulo de Elasticidad
σ
ARENISCA
εv = Δl / l
E = σ / εv
Módulo de Elasticidad (Young) • E indica cuanto se deforma un material cuando se le aplica un esfuerzo. • Valores típicos de E:
– Acero 30 x 106 psi – Caliza 7 x 106 psi – Arenisca Dura 5 x 106 psi – Arenisca Inconsolidada 0.5 x 106 psi
Deformación Transversal F
Δa/2
Δl
Deformación Unitaria εh = Δa / a
l
Relación de Poisson γ = εh / εv
a
La Relación de Poisson indica cuanta deformación transversal provoca cierta deformación axial.
•Metales 0.25 - 0.35 • Areniscas 0.15 - 0.27 • Ars. Inconsolidadas 0.28 - 0.45
Toughness • Una medida de la resistencia de la roca a
la propagación de la fractura • Proporcional a la cantidad de energía que puede ser absorbida por la roca antes que la propagación ocurra • No es lo mismo que el esfuerzo de tensión de la roca, pero ambos pueden ser relacionados
Toughness (cont.) Valores generalmente usados Tipo de Formación psi-in1/2 kPa-m1/2 Siltstone 950-1650 1040-1810 Sandstone 400-1600 440-1750 Limestone 400-950 440-1040 Shale 1000-2000 1100-2200
from van Eekelen, Hydraulic Fracture Geometry: “ Fracture Containment in Layered Formations ”, ”, SPEJ 1982
Gradiente de Fractura ( v P o ) P o T o 1 P fg D
P fg v
Po T o D
= = = = = = =
Gradiente de presión de fractura, psi / /ft Razón de Poisson Esfuerzo total Overburden, vertical, psi Constante de Biots = 1 – (1 / (1 + 20 ø ) Presión del Reservorio, psi Esfuerzo de tensión, psi (de fallas, etc.)Tectonismo Profundidad, ft
Teoría de Fractura Sección 4
Presiones durante la Fractura
Pfrac Psup Phyd Pfric tub Protura PISIP Pnwb Pnet
= Presión de fractura = Presión de superficie = Presión Hidrostática = Presión de fricción en la tubería = Pf = Presión con que rompe la formación = Presión instantánea de cierre = Presión por fricción en el near wellbore = Pfric wellbore = Presión neta
Presión Neta La presión Neta representa la diferencia entre la presión dentro de la fractura y la presión de cierre. Físicamente es la presión que se necesita para que la fractura quede abierta y se propague. Si la PN es cero, es porque la fractura está cerrada. En el ejemplo mostrado, entonces podemos decir que de los 2500 psi dentro de la Fractura, solamente 500 psi son utilizados para la propagación de la fractura, los otros 2000 psi son para impedir que se cierre. El comportamiento de la presión neta es utilizado para estimar el comportamiento del crecimiento de la fractura, o sea permite estimar si la fractura crece longitudinalmente, verticalmente, si hay arenamiento
eoría y Mecánica de Fracturamiento Hidráulico: Revisión • Iniciación de la Fractura
– Inyección de fluido a caudales mayores que el máximo caudal de flujo matricial
• Crecimiento de la Fractura
– Orientación – Crecimiento • Longitud • Altura • Ancho – Contención
Orientación de la Fractura
From IHRDC PE305 Fracturing Text
El Esfuerzo Mínimo controla el Azimut de la Fractura Menor Esfuerzo Principal H1 = Min
e t r o N
H - Max
H2
Vista Isométrica
Dirección favorecida de la fractura
H - Min
Vista de Planta
Crecimiento de la Fractura
From IHRDC PE305 Fracturing Text
Efecto del Esfuerzo In Situ en el Crecimiento de la Fractura
Eficiencia de Fluido de Fractura La eficiencia del fluido representa el porcentaje de fluido que queda dentro de la fractura, al momento de parar el bombeo. Es decir si se bombea 1000 Gls de Fluido, y al parar el bombeo dentro de la fractura quedan 600 Gls, la eficiencia será 60%. Si el fluido es de baja eficiencia un alto porcentaje filtra a la Formación (alto coeficiente de pérdida de fluido) y por lo tanto se generará una fractura corta. Si el fluido es de alta eficiencia un bajo porcentaje filtra a la Formación, y generará una fractura larga.
Factores que afectan el Desarrollo de la Fractura • Propiedades de la Roca (sección 4)
– Toughness – Propiedades Mecánicas
• Razón de Poisson • Módulo de Young • Módulo de corte
– Esfuerzo In-situ
• Presión Poral • Esfuerzo compresivo
• Caída de Presión en el Near-Wellbore Perforados Tortuosidad
• Dilatancia – Pruebas
• Propiedades del Fluido – Reologías
• Múltiples Fracturas • Transporte de Propante
– Convección – Asentamiento por gravedad
Calculo del N ° de perforados abiertos STP - ISIP - Pf pipe = Pf perfs 0.2369 Q D Perfs Open 2 4 C H P f 2
0.5
perfs
Q D C H
= Caudal de Flujo, bpm = densidad del fluido, lb /gal = coeficiente de descarga de los perforados = diámetro de los perforados
Presión de Fricción en perforados •Ecuación Generalizada: Presión Fricción (en perforados) = 2.93 * gravedad específica del fluido * (caudal/# de perforados)2/diámetro 4 2.93 es una constante basada en una variable conocida como “ coeficiente de descarga” la cual está basada en los efectos túnel de los perforados.
Ejemplos • Caudal = 50 bbl /min • Número de huecos = 25 • Diámetro de los perforados = 0.33” • Coeficiente de Descarga – (1) 0.6 en el PAD – (2) 0.9 en la etapa de 4 ppg
• Gravedad específica
– (1) 1.01 en el PAD – (2) 1.25 en la etapa de 4 ppg
Examples (1)F(perf )
= 1.01 * 8.33 * 0.2369 * (50/25)2 /[0.33)4 * (0.6)2] = 1867 psi
(2) F(perf)
= 1.25 * 8.33 * 0.2369 * (50/25)2 /[(0.33)4 * (0.9)2] = 1027 psi
Examples (1)F(perf )
= 1.01 * 8.33 * 0.2369 * (50/25)2 /[0.33)4 * (0.6)2] = 1867 psi
(2) F(perf)
= 1.25 * 8.33 * 0.2369 * (50/25)2 /[(0.33)4 * (0.9)2] = 1027 psi
Tortuosidad en el Near-Wellbore • Restricción del ancho cerca al pozo
From GRI-AST April 1996
¿Cuándo ocurre la Tortuosidad de la Fractura en el NearWellbore?
• Áreas con altos diferenciales de esfuerzo • Grandes Intervalos de perforados (Ejem. Mayores de 20 pies) • Perforados espaciados/ alta densidad • Pozos que se desvían del plano preferencial de fractura • Formaciones Naturalmente Fracturadas
La Tortuosidad puede ser medida • Se diagnostica con pruebas de inyección comúnmente denominada “Step Down Test” • Tortuosidad es Difícil de PREDECIR pero Fácil de MEDIR usando cambios en los caudales de flujo
Tortuosidad puede ser medida (cont.)
NCAP 3: Step Down Test BHPOffset(psi)
Sl urry Rate (bbl/min)
Pnwb
15000
Ptort
Pperf
Pnwb(Calc)
16 15 14
2200
2000
13
14000
1800 12 11 10
13000 9
ISIP : 12421.99
8 7
1600
1400 ) i s p ( 1200 e r u s s e r P 1000
12000 6 800 5 4 11000
3
600
400
2 200 1 10000 59
60
61
62
63
64
65
66
67
68
0 69
0 0
Treatment Time (min)
•
ISIP = 12422 psi
•
N = 18
•
DP, perf: 322 psi; DP, nwb: 1960 psi; DP, total: 2282 psi
1
2
3
4
5
6
7
8
Rate(bbl/min)
9
10
11
12
13
14
15
16
Tortuosidad puede ser corregida – Intervalos perforados mas cortos – Utilizar los slugs de propante para erosionar la fractura y taponar la múltiples fracturas – Caudales más altos – Iniciando la fractura con fluidos mas Viscosos
Consecuencias de la Tortuosidad • Arenamiento prematuro debido al puenteo del Propante (tipo más común de arenamiento • Incapaz de bombear un tratamiento de fractura en algunos pozos (Presiones demasiadas altas)
Si se tiene “presiones por fricción” muy altas,¿qué se puede hacer? • Reducir la fricción en perforados – Re-perforar – Hacer un tratamiento de “Spot Acid”
• Reducir la Tortuosidad – Slugs de Propante – Píldoras Viscosas
Múltiples Fracturas • Propagación simultánea de Múltiples Fracturas fuera del área de tortuosidad en el Near Wellbore
From GRI-AST April 1996
Múltiples Fracturas
Múltiples Fracturas Múltiples Fracturas Hidráulicas Independientes Hidráulicas Superpuestas From GRI-AST April 1996
¿Cuándo ocurre las Múltiples Fracturas Hidráulicas? • Pozos que no coinciden con el plano
preferencial de fractura • Grandes intervalos perforados • Formaciones con presencia de Fracturas Naturales • Pozos altamente desviados
Transporte del Propante • Asentamiento del Propante – Dominado por efecto de la gravedad de partículas dentro del fluido viscoso
• Convección del Propante
– Efecto de la Gravedad dentro de toda la lechada ( arena + fluido) – Etapas de mayor concentración de propante desplazan las etapas de menor concentración
¿Qué es la Convección del Propante? • Transporte de slurry denso hacia el fondo
From GRI-AST April 1996
Cómo Minimizar la Convección del Propante • Reducir los Tiempos de Cierre • Reducir los volúmenes del Pad • Incrementar los volúmenes del Propante • Diseñar con Tip Screen-Out al final del tratamiento- Cierre Forzado
GEOMETRÍA Y MODELOS DE PROPAGACIÓN DE FRACTURA Sección 4a
Geometría de Fractura Factores que afectan la Geometría de Fractura: •Propiedades de la roca •Caudal de inyección • Volumen de fluido inyectado •Propiedades del fluido inyectado •Pérdida de fluido •Propiedades del fluido de la formación
Modelos de Fractura • La gran mayoría de modelos de fractura aún se basan en los modelos 2D: – Modelo PKN – Modelos CGD - KGD – Modelo Radial 2D – Modelo pseudo 3D
• Los modelos 2D son fáciles de usar y proporcionan respuesta rápida, relativamente confiable.
Diferencia entre PKN y KGD • PKN – – – – – –
Altura fija y flujo en una dirección Sin esfuerzo en plano vertical Ancho varía con la altura Fracturas largas Presión Neta aumenta con el tiempo El modelo sería apropiado cuando h
• KGD – – – – –
Ancho no varía con la altura Altura fija y flujo en una dirección Sin esfuerzo en plano horizontal Presión Neta decrece con el tiempo El modelo sería apropiado cuando h > Xf – Fractura con forma elíptica en el plano horizontal y rectangular en el plano vertical
Modelo pseudo 3D
Perfil de Esfuerzos
Perfil de Ancho 0 0 1
100
) s e i p ( a r u t l A
0
Zona Productiva
-0.0 0 0 1 -
-100
-200 -500 0
-0.2
0 0 2 -
500 1000 1500 2000 Esfuerzo Neto (psi)
0.2 (pulg)
Perfiles de Propagación en Modelos Seudo 3D 600 500
) t f ( , y e c n a t s i D
2500
400 300 200 100
1200
0 -100 -200 -300
1000
1500
1250 1700
-400 -500 -600
2000
0
100 200 300 400 500 600 700 Distance x, (ft)
Stress (psi)
Width Profile Inches
Interpretación de la Pendiente LogLog para Datos Ideales Extensión restringida -Un ala activa Extensión restringida - Dos alas activas Altura restringida, extensión no restringida p II f c I n
III-b III-a
IV Crecimiento Inestable de altura (descontrolada) Extensión ineficiente para p net > pfc (1) Crecimiento estable en altura (capacidad de formación) (moderado) o (2) Apertura de fisuras p g o L
Log Tiempo o Volumen
Fluidos de Fractura Sección 5a
EVOLUCION DE FLUIDOS DE FRACTURA USO EN EL TIEMPO CMHPG/CMHEC POLYEMULSION
FOAM
HPG
GUAR
OIL
50
54
58
62
66
70
74
AÑO CALENDARIO
78
82
86
90
TEMPERATURA LIMITE VARIOS IONES RETICULANTES METALICOS ZIRCONIO TITANIO
ANTIMONIO
CHROMIUM (N+)
ANTIMONIO(III)
BORO (III)
ALUMINUM
100
150
200
250
TEMPERATURE, ° F MIKE CONWAY, JPT Feb. 1983
300
350
FLUIDOS PARA FRACTURA • NEWTONIANOS: Agua, Salmueras,
Ácidos, Gasoil (Diesel, Kerosene), Petróleos Crudos y Derivados.
• GELES LINEALES • GELES RETICULADOS • VISCOELASTICOS • EMULSIONES • ESPUMAS (CO2, N2)
FLUIDOS DE FRACTURA COMPONENTES (Base Agua)
GELIFICADO (Gel Lineal)
Buffer (si es necesario) Gelificante (polímero) Rompedor Aditivos
RETICULADO
Gelificante Buffer Reticulante(s) Rompedor(s) Aditivos
FLUIDOS DE FRACTURA FUNCIONES Y PROPIEDADES
COMPATIBLE CON LA FORMACION Y LOS FLUIDOS DEL POZO CAUSAR MINIMO DAÑO A LA FORMACION AL EMPAQUE DE AGENTE DE SOSTEN
ANTES: RESIDUO SOLIDO DEL POLIMERO AHORA: PERMEABILIDAD RETENIDA DEL AGENTE DE
SOSTEN EN LA FRACTURA
DAÑO POR POLIMERO
Stim Lab Data
RESIDUO DE POLIMEROS 6
5 5
E J A T 4 N E C 3 R O P
2.4 1.9
2
1.2
1.8
1.5
1
0.16 0 GUAR
HP G EN PE PES SO
CMHPG EN VOL OLU UME MEN N
0
CMHEC
PERMEABILIDAD RETENIDA FLUIDOS RETICULADOS (40#)
100
89
90 80
66
70 60 50
43
41
40
32
30 20 10 0
HPG/Ti 0.25#APS
HPG/Zr 0.5#APS
CMHPG/Ti HPG/B ore Guar/OCB 2.0#APS
PERMEABILIDAD RETENIDA DEL EMPAQUE DE APUNTALANTE A 250°F
FLUIDO BASE AGUA
FLUIDO BASE AGUA CON GOMA GUAR • Fluido base agua reticulado con Borato Organo -
complejo. • Alta Viscosidad Aparente, Capacidad de Transporte y Suspensión de Apuntalante. • Baja fricción, resistente al corte. • Alta Conductividad Retenida (>70%) • Mezclado en baches (gel lineal) • Activado al paso. • Rompedor interno. • Puede retardarse la reticulación, mezcla continua (XLFC), compatible con N2.
FLUIDO BASE ACEITE
FLUIDO BASE ACEITE • Fluido base aceite (Diesel, Kerosén y la mayoría de
Petróleos Crudos). • No contiene polímero • Alta Viscosidad Aparente, Capacidad de Transporte y Suspensión de Apuntalante. • Baja fricción, resistente al corte. • Compatible con la formación. • Mezclado continuo (al paso). • Rompimiento controlado. • Compatible con N2 y CO2.
FLUIDO DE FRACTURAMIENTO VISCOELÁSTICO, CERO POLÍMERO
FLUIDO VISCOELASTICO • No contiene ningún polímero (>100%
permeabilidad retenida) • De preferencia con surfactante aniónico • Excelente transporte de agente de sostén • Rompe limpio en contacto con petróleo, dilución con agua, o cambio de pH • Baja fricción tubular • Excelente para Frac Packs • Dispersión de asfaltenos
Viscosidad Aparente (100 sec-1)
Viscosidad Aparente (40 sec-1)
Fricción en Tubería (Fluido Newtoniano)
1100
Fricción en Tubería (Fluido Reticulado)
200
Selección Agentes de Sostén Sección 6b
Proppant Selection of Today…
List not complete. Some names are registered trademarks, some historical Sand
Ottawa Jordan Hickory Badger Brady Colorado Silica Arizona White/Brown
With Resins: PR typically denotes precured, CR=curable LC = low cost DC = dual coat
Lightweight Ceramic
ECONOPROP CARBOLITE ValueProp NapLite
Intermediate Density Ceramic
High Density Ceramic
CARBOPROP
CARBOHSP
ISP, InterProp
Sintered Bauxite
SinterLite VersaProp (broad sieve)
BoroProp ForoProp
SinterBall UltraProp (broad sieve)
Ceramax E AcFrac CR, PR, Black Ceramax V Ceramax P Ceramax I Tempered/Super TF HyperProp MagnaProp OptiProp EconoFlex Super HS (usually DynaProp sand) XRTGold Many resins on any substrate ( Norcote , Tempered LC, DC, HS, XRT resins ) Norcote
TRANSPORTE DE APUNTALANTE
FLUIDO APUNTALANTE DECANTANDO 1er BANCO
+ BANCO
FLUIDO DE BAJA VISCOSIDAD
TRANSPORTE DE APUNTALANTE APUNTALANTE EN SUSPENSION
PERFECTO: 0.0 pies/min CASI PERFECTO: 0.04 pies/min
BANCO
FLUIDO DE ALTA VISCOSIDAD
Fig. 1. Relación teórica de Conductividad vs. concentración para arena 20/40 a bajos esfuerzos de cierre
PERMEABILIDAD & CONDUCTIVIDAD Stim-Lab, Inc. "PredkF00" version 6.01
phone 580/252-4309 fax 580/252-6979 E-mail
[email protected]
Input proppant fo ur choices and co nditions in cells B72 to E84 (inside box). Permeability and conductivity graphs are generated in row 8 thro ugh 30, co lumns A to G. Co nductiv ity and permeability vs clo sure tables are generated on lines 34-42. Conductivit y and Permeabilty at specific clos ures are given in cells B150 to E151.
CONDUCTIVITY VS. CLOSURE ST RESS
PERMEABILITY VS. CLOSURE ST RESS
100000
1000
10000
100
1000
`
10 Stim-Lab Inc. PredkF00
Stim-Lab Inc. PredkF00
100
1 0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
0
2000
4000
C L O S UR E S T R E S S - P S I
2000 4000 6000 8000 10000 12000
8000
10000
12000
2.0lb/sqft 20/40Jordan250°F
2.0lb/sqft 16/30Jordan250°F
2.0lb/sqft 20/40Jordan250°F
2.0lb/sqft 16/30Jordan250°F
2.0lb/sqft 12/20Jordan250°F
2.0lb/sqft 40/70Jordan250°F
2.0lb/sqft 12/20Jordan250°F
2.0lb/sqft 40/70Jordan250°F
C O N D UC T IV IT Y ( m d - f t ) C lo s ur e S tr e s s psi
6000
C L O S UR E S T R E S S - P S I
2 0 / 40 J o r d a n 2 .0 lb / s qf t -2 50 °F 4232 1905 849 339 101 18
1 6/ 30 J o r d a n 2 .0 lb / s qf t -2 50 °F 8837 3300 1238 466
P E R M E A B IL IT Y ( D a r c i e s ) 1 2 / 20 J o r d a n 2 .0 lb / sq f t- 25 0°F 16048 4601 1623 592
4 0 / 70 J o r d a n 2 .0 lb / sq f t -2 50 °F 941 398 181 76
C lo s ur e S tr e s s psi 2000 4000 6000 8000 10000 12000
2 0/ 40 J o rd a n 2 .0 lb / s qf t -2 50 °F 228 106 49 20 6 1
1 6 /3 0 J o rd a n 2 .0 lb / s qf t - 25 0°F 466 182 72 28
1 2/ 20 J o r d an 2 .0 lb / s qf t -2 50 °F 829 251 94 37
4 0 / 70 J o r d a n 2 .0 lb / sq f t -2 50 °F 51 23 12 5
