Daño a la Formaci ón y Estimulaci ón de Pozos
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DAÑO DE FORMACION ESTIMULACION MATRICIAL FRACTURA HIDRAULICA
Daño a la Formaci ón y Estimulaci ón de Pozos
RESEÑA HISTÓRICA El primer tratamiento de estimulación por fracturamiento hidráulico fue bombeado bombeado en el p pozo ozo Klepper Klepper No. 1 en Julio de 1947, era un pozo de gas operado operado por Pan Pan American Petroleum Corporation en el campo Hugoton, en el Condado de Grant, Kansas. Desde entonces el fracturamiento hidráulico se ha convertido en un tratamiento estándar para estimular la productividad de los pozos de gas y de petróleo En 1955, se realizaron un estimado de 4500 trabajos de fractura por mes. Durante los años 70’s se realizaban arriba de 2500 Economides et al 2002 trabajos por mes.
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DAÑO DE FORMACION ESTIMULACION MATRICIAL FRACTURA HIDRAULICA
Daño a la Formaci ón y Estimulaci ón de Pozos
RESEÑA HISTÓRICA El primer tratamiento de estimulación por fracturamiento hidráulico fue bombeado bombeado en el p pozo ozo Klepper Klepper No. 1 en Julio de 1947, era un pozo de gas operado operado por Pan Pan American Petroleum Corporation en el campo Hugoton, en el Condado de Grant, Kansas. Desde entonces el fracturamiento hidráulico se ha convertido en un tratamiento estándar para estimular la productividad de los pozos de gas y de petróleo En 1955, se realizaron un estimado de 4500 trabajos de fractura por mes. Durante los años 70’s se realizaban arriba de 2500 Economides et al 2002 trabajos por mes.
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Fracturamiento de Pozos Definición General Es la técnica mediante la cual se crea una geometría de fractura (canal) en la formación aplicando una presión mayor a los esfuerzos mínimos de la formación y apuntalada con agente de soporte (apuntalante o grava) de tamaño especifico y alta conductividad con el propósito de apartar el daño de formación y aumentar el área de flujo.
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Fracturamiento de Pozos Definición Descriptiva es el proceso de bombear un fluido en un pozo a una tasa de inyección que es demasiado alta para que la formación la acepte en régimen de flujo radial. Fracturamiento
Hidr áulico:
Como la resistencia al flujo en la formación se incrementa, la presión en el pozo aumenta a valores que exceden la presión de quiebre de la formación, así í la í la Fractura. produciendose as
Daño a la Formaci ón y Estimulaci ón de Pozos OBJETIVOS DEL FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO
Incremento de la tasa de flujo de petróleo y/o gas de yacimientos de baja y alta permeabilidad (Fracs and Packs).
Incremento de la tasa de petróleo y/o gas de pozos que han sido dañados.
Conectar fracturas naturales presentes en la formación.
Disminuir el diferencial de presión (drawdown) alrededor del pozo para minimizar la producción de arena y/o asfáltenos.
Incrementar el área de drenaje o la cantidad de formación en contacto con el pozo.
Daño a la Formaci ón y Estimulaci ón de Pozos OBJETIVOS DEL FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO
Controlar
la producción de escamas.
Conectar
la producción de intervalos lenticulares.
Disminuir
la velocidad de flujo en la matriz rocosa.
Disminuir
el numero de pozos necesarios para drenar un área.
Retardar
el efecto de conificación de agua.
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BENEFICIOS DEL FRACTURAMIENTO DISMINUCION DEL DAÑO. AUMENTO DE LA CONDUCTIVIDAD. MAYOR AREA DE FLUJO. MEJORAMIENTO DE LA PRODUCCION.
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ORIENTACION DE LA FRACTURA
σmin La Fractura Hidráulica se inicia y continua perpendicular a la dirección del Mínimo Esfuerzo Principal de la Roca.
Daño a la Formaci ón y Estimulaci ón de Pozos ORIENTACION DE LA FRACTURA
La orientación puede ser: Vertical
Horizontal
Daño a la Formaci ón y Estimulaci ón de Pozos FACTORES QUE INFLUENCIAN LA FRACTURA
Los esfuerzos locales (In situ Stresses)
La presión de sobrecarga
Presión de poro
Relación de Poisson
Modulo de Young
Compresibilidad de la roca
Toughness
Daño a la Formaci ón y Estimulaci ón de Pozos PROPIEDADES DE LAS ROCAS: ELASTICAS/PLASTICAS
Relacion de Poisson
ν = σ2/ σ1 • Definido como la relación de la expansion lateral a la contracción longitudinal de una roca bajo la acción de una fuerza uniaxial. Poisson’s ratio = w
l
−
Lateral strain
Longitudinal strain
0
εw υ=− ε l
0
εw =
∆w w 0
ε l =
∆l l 0
Daño a la Formaci ón y Estimulaci ón de Pozos PROPIEDADES DE LAS ROCAS: ELASTICAS/PLASTICAS
Toughness
• Es una medida de la resistencia de los materiales a la propagación de la fractura. • Proporcional a la cantidad de energia que puede ser absorvida por el material antes de que ocurra la propagación. • No es igual a la resistencia de la roca a la tensión.
Daño a la Formaci ón y Estimulaci ón de Pozos PROPIEDADES DE LAS ROCAS: ELASTICAS/PLASTICAS
Toughness
• La relación envuelve la asunción de que hay defectos (pre-existentes) en la roca que inducen alta concentración de estreses en sus vecindad. – Estos sitios se convierte en lugares de rompimiento (crack de la roca) donde se inicia y propaga la fractura.
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Toughness
• Dado:
ac = Area del defecto mas grande
To = Esfuerzo de Tensión de la roca KIC = Toughness de la Fractura
T o •
=
K IC π ac
o
K IC = T o
π ac
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Toughness
• También se lo conoce como Factor de intensidad de esfuerzos críticos. Los valores mas frecuentes son: Formation Type Siltstone Sandstone Limestone Shale
psi-in1/2 950-1650 400-1600 400-950 300-1200
kPa-m1/2 1040-1810 440-1750 440-1040 330-1320
Sacado de van Eekelen, Hydraulic Fracture Geometry: “ Fracture Containment in Layered Formations ”, SPEJ 1982
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MODULO DE YOUNG
E = σ/ε • DefinDa como la relación entre el esfuerzo a la deformación causado por un fuerza uniaxial. σ: Esfuerzo ε : Deformación
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RELACION DE MODULO DE CORTE
G=
E 2(1 + ν )
Daño a la Formaci ón y Estimulaci ón de Pozos PROPIEDADES DE LAS ROCAS: ELASTICAS/PLASTICAS
ECUACIONES DE ELASTICIDAD
F
L1
L1 x L2 x L3
L2 1
L3 3 2
Cube of dimensions
Esfuerzo = = F/A = F/(L1 x L2)
Deformación = = L/L
Relación de Poisson = = 2 /
Modulo de Young = E = /
1
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• Factores que afectan el tamaño de la fractura – Espaciamiento entre pozos – Longitud o radio de Fractura • Volumen de fluido bombeado • Volumen de fluido en la fractura • Geometría de la fractura – Ancho y altura de la fractura • Viscosidad del fluido • Caudal de inyección • Esfuerzos locales (In situ stresses) de la roca.
Daño a la Formaci ón y Estimulaci ón de Pozos GEOMETRIA DE LA FRACTURA ESPACIAMIENTO ENTRE POZOS (SIDETRACKS, ETC) < = = <==1320 feet==> 1 3 2 660 0 f e feet e t = = 40 ACRES >
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CARACTERISTICAS MAS IMPORTANTES DEL FLUIDO DE FRACTURA
• Filtrado – Minimizando el filtrado se incrementara el área de fractura. • Viscosidad – Afecta las perdidas por fricción, área y ancho de la fractura. – Afecta la capacidad de acarreo del propante.
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CARACTERISTICAS DESEABLES EN UNA FRACTURA
• • • •
Máxima Permeabilidad Penetración de la fractura adecuada Empaquetamiento del Propante Buen ancho de fractura
Daño a la Formaci ón y Estimulaci ón de Pozos GEOMETRIA DE LA FRACTURA
AGENTE SOSTEN (PROPANTE) El propante es el agente de soporte que mantiene la fractura abierta una vez que ha quitado la presión que mantenía abierta la misma. Sus características principales son:
• Permeabilidad del propante empaquetado. • Conductivity vs Permeability • Capas de propante empaquetado – Partial Monocapa – Monocapa – Multicapa
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AGENTE SOSTEN (PROPANTE)
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AGENTE SOSTEN (PROPANTE): PERMEABILIDAD
• Naturaleza del propante usado – Concentración – Empotramiento – Residuos dejados – Debris – Redondes – Esfuerzo – Tamaño – Elasticidad o deformación
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AGENTE SOSTEN (PROPANTE): PERMEABILIDAD
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AGENTE SOSTEN (PROPANTE) Como los agentes de soporte deben oponerse a los esfuerzos de la tierra para mantener la fractura abierta después que la presión hidráulica del fluido decae. El material apuntalante debe ser suficientemente resistente para soportar el esfuerzo de cierre, para que este no triture el material y disminuya la conductividad de la fractura. Los apuntalantes más usados son: • Arena • Bauxita • Cerámicos • Cerámicos recubiertos con resinas
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AGENTE SOSTEN (PROPANTE)
De acuerdo a su resistencia a compresión, se recomienda usar apuntalantes en los siguientes rangos: Tipo de agente de sostén Presión de cierre (PSI) Arena Arenas recubiertas con resinas Bauxita Cerámicos
Hasta 5000 Hasta 8000 Hasta 15000 Hasta 15000
Economides et al 2002
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AGENTE SOSTEN (PROPANTE) Una de las funciones mas importantes del material apuntalante es la de preservar la alta conductividad de la fractura. Las siguientes gráficas de Economides et al (2002), muestran tres (3) métodos de incrementar la conductividad a través de la elección del apuntalante:
Conductividad de fractura para varias concentraciones areales de apuntalante (malla 20/40)
Conductividad de fractura para varios tamaños de malla
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AGENTE SOSTEN (PROPANTE)
Conductividad de fractura para varios apuntalantes
Daño a la Formaci ón y Estimulaci ón de Pozos GEOMETRIA DE LA FRACTURA
AGENTE SOSTEN (PROPANTE)
Cómo calcular el esfuerzo de cierre???? La ecuación comúnmente usada para estimar el esfuerzo de cierre (esfuerzo horizontal mínimo a la profundidad del yacimiento) es conocida como la ecuación de Eaton. La forma común de esta ecuación es: Donde: ν = Radio de Poisson S h
=
ν
1 −ν
(S − P ) + P v
p
Sv=
p
Esfuerzo vertical absoluto, sobrecarga por unidad de área
Pp= Presión de yacimiento
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AGENTE SOSTEN (PROPANTE)
El esfuerzo vertical efectivo viene dado por: σ v
Donde: α= Constante de Biot o constante poroelástica. 0.7< α < 1
= S v − α ⋅ P p
De manera similar, el esfuerzo vertical creado por las capas de suelo superpuestas en un campo petrolero, inducirán un esfuerzo horizontal en la roca reservorio (a través de la matriz sólida). La magnitud de este esfuerzo horizontal es calculado por: σ h
=
υ
1 − υ
⋅ σ v
Daño a la Formaci ón y Estimulaci ón de Pozos MODELOS DE FRACTURA TEORICOS
• Modelos en dos dimensiones: – Perkins, Kern, Nordgren - Eliptico – Geertsma & de Klerk, Daneshay, KhristianovichZheltov - Rectangular – Forma Radial o Penny • Modelos tri-dimensionales (1990’s) – Full Tres-Dimensiones – Pseudo Tres-Dimensiones – Lumped Tres-Dimensiones – Non-Planar Tres-Dimensiones
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MODELOS DOS DIMENSIONES: PKN
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MODELOS DOS DIMENSIONES: PKN
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MODELOS DOS DIMENSIONES: PKN
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MODELOS DOS DIMENSIONES: GDK
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MODELOS DOS DIMENSIONES: GDK
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MODELOS DOS DIMENSIONES: GDK
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MODELOS DOS DIMENSIONES: Elipsoidal Vertical
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MODELOS DOS DIMENSIONES: Comparación de Modelos
• Dado: – hf = 100 ft Q = 10 bpm V = 2,000 bbls C = 0.001 ft/√min Parameter
GDK Daneshy
PK
N
Width, in.
0.22
0.43
0.17
0.16
Length, ft
698
670
804
845
Pad Vol, bbls
750
320
1350 1650
Note: Este ejemple es para fluidos de baja eficiencia (frac vol/injection vol). Para baja eficiencia: el largo de fractura calculado es casi independiente del modelo Para alta eficiencia: el largo de fractura calculado puede variar dependiendo del model.
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MODELOS DOS DIMENSIONES: Mecánica de la fractura
La iniciación y propagación de una fractura significa que el material ha respondido de una manera no elástica y ha sufrido un cambio irreversible. La teoría de elasticidad lineal describe adecuadamente el proceso de fractura (comportamiento esfuerzo - deformación) excepto quizás en la vecindad de la cara de la fractura y espacialmente en la punta. Un material elástico lineal isotrópico esta caracterizado por constantes elásticas, y solo dos de ellas son suficientes para describir su comportamiento. Economides et al 2002
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MODELOS DOS DIMENSIONES: Mecánica de la fractura Deformació Deformación plana: Si se asume que un sólido es infinito en al menos una dirección, y que fuerzas externas (si hay alguna) son aplicadas paralelas a esa dirección, entonces es obvio que el estado de deformación se reparte en cada diferencial de sección transversal infinitamente. El concepto de deformación plana es una aproximación razonable en una descripción simplificada de fracturamiento hidráulico.
KGD
Estado de deformación plana en el plano horizontal (Khristianovitch, Zheltov, 1955) (Geertsma y de Klerk, 1969)
PKN
Estado de deformación plana en el plano vertical, normal a la dirección de propagación de fractura. (Perkins y Kern, 1961) (Nordgren, 1972)
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MODELOS TRES DIMENSIONES: FULL
• Full Tri-Dimensional – Teratech • Pseudo Tres-Dimensiones • Lumped Tres-Dimensiones • Non-Planar Tres-Dimensiones • Software comercialmente disponibles: – Mfrac III FracPro Frac Cade – Gopher Stim Plan Meyer
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MODELOS TRES DIMENSIONES: FULL
• No proveen respuestas rápidas (corren en estaciones de trabajo de gran capacidad de procesamiento) • Usa ecuaciones complejas para modelar el flujo de fluidos, apertura de la fractura, crecimiento de fractura y transporte del propante. • Utiliza mecanismos de fractura elástica lineal. • Limitadas características de ajuste (matching) de la presión neta. (debido a factores de tiempo y costo asociado)
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MODELOS TRES DIMENSIONES: PSEUDO 3D
• Provee respuestas rápidas (corre en PC) • Basado en modelos 2-D, ajusta la altura de la fractura (fija) a lo largo de la longitud de misma. • Usa solamente 1-D en cuanto al Transporte de propante y flujo de fluidos (No considera Convección) • Buenas capacidades para el ajuste de la Presión Neta.
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MODELOS TRES DIMENSIONES: PSEUDO 3D / LUMPED (Concentrados)
• Provee respuestas rápidas (corre en PC) • Cálculos basados en parámetros Lumped (No da una solución exacta) • Usa 2-D en cuanto al transporte de propante y flujo de fluidos (considera convección). • Permite la incorporación de mecanismos de fractura mas complejos para ajustar (matching) la presión neta observada. • Buenas capacidades de ajuste de la presión neta.
Daño a la Formaci ón y Estimulaci ón de Pozos MODELOS DE FRACTURA TEORICOS
MODELOS TRES DIMENSIONES: NO PLANAR 3 D
• No provee respuestas rápidas (corre en computadores muy potentes) • Usa ecuaciones completas para modelar la apertura y crecimiento de la fractura • No permite modelar de forma completa el transporte de propante y flujo de fluidos • Capaz de calcular la curvatura de la fractura • Limitada capacidad de ajuste de la presión neta (debido a tiempo y costo ).
Daño a la Formaci ón y Estimulaci ón de Pozos HIDRAULICA DEL FRACTURAMIENTO
FACTORES QUE LA INFLUENCIAN:
• Presiones de Estimulación • Cálculos de fricción – Fricción en los tubulares – Fricción en los punzados – Tortuosidad (FNWB) – Fricción del fluido de fractura viajando a través de la misma ( Far-Field) • Entrada limitada – Número de perforaciones – Tamaño de las perforaciones – Caudal de Inyección
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PRESIONES DE ESTIMULACION: Presión de Fractura
• La presión de fractura en fondo de pozo (BHFP) es igual al gradiente de fractura por la profundidad. BHFP = FG X Depth • BHFP es igual a la presión instantanea al cierre (ISIP) en la superficie + la presión hidrostática (Ph) en la cara de la formación. BHFP = ISIP + Ph
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PRESIONES DE ESTIMULACION: Presión de Fractura
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PRESIONES DE ESTIMULACION: Presión de Fractura
• La presión de fractura en fondo ( BHFP) es igual a la presión de tratamiento en superificie (STP) “+” la presión hidrostática (Ph) “-” menos la caída de fricción total (Pf ). BHFP = STP + Ph - Pf • La caída de presión total es igual a las perdidas en los tubulares (Pf pipe) “+” perdidas de fricción en los punzados (P f perf ) “ + ” las perdidas de fricción cerca del pozo (near-wellbore friction /P f nwb) Pf = Pf pipe + Pf perfs + Pf nwb
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PRESIONES DE ESTIMULACION: Presión Hidrostática
• La presión hidrostática (psi) es igual a un factor de conversión (0,052) multiplicado por la profundidad vertical (LF / en ft) y multiplicado por la densidad de fluido (en lb/gal). PH = lb/gal. X LF X 0.052
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PRESIONES DE ESTIMULACION: Perdidas de Presión por Fricción
• Las perdidas de presión por fricción en los tubulares es usualmente determinada de cartas obtenidas en pruebas de laboratorio. • Las perdidas de presión por fricción en los punzados es usualmente determinada de cartas obtenidas en pruebas de laboratorio. • La presión de tratamiento en fondo (BHTP) es igual a la presión de tratamiento en superficie “+” la presión hidrostática “ –” las perdidas de fricción totales. BHTP = STP + Ph - Pf
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PRESIONES DE ESTIMULACION: RESUMEN DE FORMULAS
STP = BHFP - Ph + Pf Pf = Pf pipe + Pf perfs + Pf nwb • • • • • •
STP = BHFP Ph Pf pipe Pf perf Pf nwb
Surface Treating Pressure = Bottom Hole Frac Pressure = Hydrostatic Head Pressure = Pipe Friction Pressure = Perforation Friction Pressure = Near-Wellbore Friction Pressure
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PRESIONES DE ESTIMULACION: RESUMEN DE FORMULAS
BHFP = ISIP + Ph BHFP = Frac Gradient X Depth BHFP = STP + Ph - Pf pipe - Pf perf o 0 - 4,000 ft 0.90 psi/ft 4,000 - 6,000 ft 0.80 psi/ft 6,000 - Deeper 0.70 psi/ft
Pf nwb
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PRESIONES DE ESTIMULACION: BHA TIPO
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PRESIONES DE ESTIMULACION: PROBLEMAS
• Cuál es la Presión de Fractura? – Gradiente de Fractura: 0.75 psi/ft – Profundidad: 6,250 ft
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PRESIONES DE ESTIMULACION: PROBLEMAS
• Cuál es la Presión de Fractura? – Gradiente de Fractura: 0.75 psi/ft – Profundidad: 6,250 ft BHFP = Frac Gradient X Depth = 0.75 psi/ft x 6,250 ft = 4688 psi
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PRESIONES DE ESTIMULACION: PROBLEMAS •
Cuál es la Presión de Fractura? – ISIP: 4,000 psi – Prof: 12,500 ft – Fluido: 10 ppg
•
Cuál es el ISIP? – Gradiente de Fract:0.80 psi/ft – Prof: 9,200 ft – Fluido: 2% KCL(8.43 lpg)
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PRESIONES DE ESTIMULACION: PROBLEMAS •
Cuál es la Presión de Fractura? – ISIP: 4,000 psi – Prof: 12,500 ft – Fluido: 10 ppg
BHFP = ISIP + Ph = 4000 + (0.052x10x 12500) = 10500 psi
•
Cuál es el ISIP? – Gradiente de Fract:0.80 psi/ft – Prof: 9,200 ft – Fluido: 2% KCL(8.43 lpg)
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PRESIONES DE ESTIMULACION: PROBLEMAS •
Cuál es la Presión de Fractura? – ISIP: 4,000 psi – Prof: 12,500 ft – Fluido: 10 ppg
BHFP = ISIP + Ph = 4000 + (0.052x10x 12500) = 10500 psi
•
Cuál es el ISIP? ISIP = BHFP - Ph – Gradiente de Fract:0.80 psi/ft = (0.80x9200) - (0.052x8.43x 9200) – Prof: 9,200 ft – Fluido: 2% KCL(8.43 lpg) = 7360 – 4033 = 3327 psi.
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PRESIONES DE ESTIMULACION: PROBLEMAS
• Cuál es el gradiente de fractura ? – Prof: 12,500 ft – BHFP: 10500 psi
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PRESIONES DE ESTIMULACION: PROBLEMAS
• Cuál es el gradiente de fractura ? – Prof: 12,500 ft – BHFP: 10500 psi Gradiente = BHFP/ Prof. = 10500 psi / 12500 ft = 0.84 psi /ft
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PRESIONES DE ESTIMULACION: Fricción en Tubulares
• Regimenes de Flujo – Flujo Tapón – Flujo Laminar – Flujo Turbulento – Flujo transicional • Número de Reynolds • Número de fricción de Fanning
Daño a la Formaci ón y Estimulaci ón de Pozos 580 psi Friction = 580 psi H.H. = 0 psi 580 psi
20 BPM
1000’
500 ’
507 psi Friction = 290 psi H.H. = 217 psi 507 psi 434 psi Friction H.H.
= 0 psi = 434 psi 434 psi
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PRESIONES DE ESTIMULACION: Fricción en Tubulares
• Número de Reynolds - Fluidos Newtonianos 4
NR = 1.592 x 10 Q x ρ dxµ – Q – ρ = – d= – µ =
=Caudal, bpm densidad, lb/gal diamétro interno de la tubería, inch viscosidad, centipoise (cp)
Daño a la Formaci ón y Estimulaci ón de Pozos PRESIONES DE ESTIMULACION: Fricción en Tubulares
• Fanning Friction – Fluidos Newtonianos Friction Factors for Newtonian Fluids f r o t c a F n o i t c i r F g n i n n a F
1
0.1
Laminar Flow
Turbulent Flow
0.01
0.001 1.E+00
1.E+01
1.E+02
1.E+03
1.E+04
Reynolds Number - N Re Pipe
Annulus
Turbulent Area
1.E+05
1.E+06
Daño a la Formaci ón y Estimulaci ón de Pozos PRESIONES DE ESTIMULACION: Fricción en Tubulares Fanning Friction – Fluidos Newtonianos
Daño a la Formaci ón y Estimulaci ón de Pozos PRESIONES DE ESTIMULACION: Fricción en Tubulares
• Fluidos Newtonianos 2
Pf = 11.41 x f x L x ρ x Q 5 d
– Pf = Fricción en Tubulares, psi – L = Longitud del tubular, feet – ρ = Densidad, lb/gal – d = Diámetro interno del tubular, inch – f = Factor de fricción de Fanning El factor de fricción de Fanning depende del Número de Reynolds (N R)
Daño a la Formaci ón y Estimulaci ón de Pozos PRESIONES DE ESTIMULACION: Fricción en Tubulares
• Fluidos No-Newtonianos
– – – – – –
d V ρ K’ n’ Q
( 12)
1.86 × d
N R
=
V
= 17.15 ×
n'
× V 2-n' × ρ
K' × 8n ' Q
d2
= Diámetro interno del tubular, inch = Velocidad del fluido, ft/sec = Densidad del fluido, lb/gal = Indice de consistencia, lb-sec n’/sq ft = Indice de comportamiento de flujo = Caudal, bpm
Daño a la Formaci ón y Estimulaci ón de Pozos PRESIONES DE ESTIMULACION: Fricción en Tubulares
• Fluidos No-Newtonianos
Pf = 0.0390 ×
L × ρ
– Pf = Pressure loss, psi – L = Length of pipe, feet – ρ = density, lb/gal – V = fluid velocity, ft/sec – D = inside diameter of pipe, inch – f = Fanning Friction Factor Fanning Friction factor depends on the Reynolds Number (N R)
× V 2 × f d 2
Daño a la Formaci ón y Estimulaci ón de Pozos PRESIONES DE ESTIMULACION: Fricción en Perforados
(Rate Perfs) Perf ID
4
2
× 2.93 × Sp. Gr. =
Perf Friction
Rate = BPM Perf ID = Inches Perf Friction = PSI
2.93 es una constante que concentra una variable conocida como coeficiente de descarga la cuál esta basada en los efectos del tunel del perforado.
Daño a la Formaci ón y Estimulaci ón de Pozos PRESIONES DE ESTIMULACION: Fricción en Perforados
0.2369 × Q C
2
2
×D
× H 4 × Number of Perfs2
= Perf Friction
Q D C
= = =
flow rate, bpm fluid density, lb/gal perforation discharge coefficient
H
=
perforation diameter, inch
Daño a la Formaci ón y Estimulaci ón de Pozos PRESIONES DE ESTIMULACION: Fricción en Perforados
• Ecuación Modificada de Cramer – Compensa por efectos de la erosión de la perforación
(Rate
)
2
Perfs 4 2 Perf ID × K
× 0.2369 × Fluid Density
= Perf Friction
= BPM Perf ID = Inches Perf Friction = PSI Fluid Density = PPG Rate
•
“K” es conocida como “coeficiente de descarga” esta basadp en los efectos del tunel de la perforación. Los valores varian entre 0.6 al inicio del tratamiento hasta 0.9 al final del mismo.
Daño a la Formaci ón y Estimulaci ón de Pozos PRESIONES DE ESTIMULACION: Fricción en Perforados
STP - ISIP - Pf pipe = Pf perfs
0.2369 × Q 2 × D Perfs Open = 2 4 C × H × P f perfs
Q D C H Pf perf
= = = = =
flow rate, bpm fluid density, lb/gal perforation discharge coefficient perforation diameter, inch perforation friction pressure, psi
0.5
Daño a la Formaci ón y Estimulaci ón de Pozos PRESIONES DE ESTIMULACION: TORTOUSIDAD Definida como la restricción en las cercanias del pozo para iniciar y orientar la fractura.
Daño a la Formaci ón y Estimulaci ón de Pozos PRESIONES DE ESTIMULACION: FAR FIELD FRICCTION
• Definida como la fricción del fluido mientras viaja a lo largo de la fractura
Daño a la Formaci ón y Estimulaci ón de Pozos PRESIONES DE ESTIMULACION: PRESION DE CIERRE
• Definida como la presión a la cuál la fractura se cierra • Cabe destacar que no es: – Presión de cierre instantaneo (ISIP) – Esfuerzo mínimo horizontal ([hmin) – Menor esfuerzo principal ( [min) – Gradiente de Fractura – Presión de Propagación de la fractura • Es usualmente obtenida del análisis de la declinación de presión durante el minifrac.
Daño a la Formaci ón y Estimulaci ón de Pozos PRESIONES DE ESTIMULACION: PRESION DE CIERRE
• Una vez que se conoce la presión de cierre, esta puede ser usada para determinar el tiempo de cierre el cual es usado para determinar la eficiencia del fluido. • La presión de cierre es requerida para definir la presión neta durante la inyección del tratamiento principal.
Daño a la Formaci ón y Estimulaci ón de Pozos PRESIONES DE ESTIMULACION: PRESION NETA
Es una variable que nos ayuda a determinar la geometría de la fractura durante la operación.
• pnet = pfracture - pclosure • pnet = psurface gauge +phydrostatic - pfrictiontotal - pclosure • pfrictiontotal= pfriction pipe+pfrictionperforations + pnwb
Daño a la Formaci ón y Estimulaci ón de Pozos PRESIONES DE ESTIMULACION: PRESION NETA Grafica de Nolte /Smith~ 1980 e r u s s e r P t e N f o g o L
Slope 1/8 - 1/4 0 1-1 (unit) 2-1 (double) Negative
III-b I
II
III-a IV
Log of Time or Volume Mode
Interpretation . I Altura restringida y extensión no -restringida II Crecimiento estable de la altura o apertura de fisuras III-a Extensión restringida en ambas alas III-b Extensión restringida e n 1 sola a la IV Crecimiento en altura descontrolado
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• YACIMIENTOS DE BAJA PERMEABILIDAD • POZOS CON ALTOS DAÑOS. 2*3.1416 *K*h ( PWS-PWF) Q=----------------------------------U* Ln( Re-Rw) + S
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Estudio de producción bajo condiciones de flujo radial Caso ideal, flujo radial sin daño en la formación
Caso real, flujo radial a través de una región dañada en las cercanías de la cara del pozo
PPwf wf
P wf
Pi
Pi STIM005-4
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FRACTURAS DE ALTA CONDUCTIVIDAD (FAC) YACIMIENTOS DE ALTA PERMEABILIDAD: Permeabilidad: 10md o superior Diseño de fracturas Tip-screenout Control de Arena
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CONCEPTOS BASICOS MINIFRAC Técnica donde se bombea un volumen de fluido previo al tratamiento (fractura) con características iguales al fluido que se utilizará en el F.A.C. Y a la misma tasa , nos proporciona los cálculos de gradiente de fractura , eficiencia del fluido, pérdida de filtrado, tiempo de cierre de la fractura y presión de cierre.
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CONCEPTOS BASICOS APUNTALANTE. ( GRAVA ) Material natural o artificial con cierta composición y propiedades físicas, utilizada para mantener abierta la fractura, conservando a concentraciones apropiadas la conductividad de la misma según las características mecánicas del yacimiento.
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CONCEPTOS BASICOS PAD (COLCHON) Volumen de fluido con ciertas propiedades reológicas definidas según el yacimiento para crear la geometría de fractura (altura, ancho, largo) y a la cual posteriormente se le coloca el material apuntalante (grava).
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CONCEPTOS BASICOS FLUIDO BASE Fluido de fractura compuesto de aditivos químicos y sólidos, puede estar formado por fluido base agua o aceite.
PRESION DE CIERRE Es la presión a la cual la fractura se cierra e indica el mínimo esfuerzo en la roca.
FCD
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SELECCI ÓN DE CANDIDATOS A SELECCIÓN FRACTURAR Las variables a considerar para la selección de candidatos a fracturamiento son: • Distribución de esfuerzos in situ • Viscosidad de los fluidos del yacimiento • Presión de yacimiento • Profundidad del yacimiento • Factor de daño (S) • Condiciones mecánicas del pozo
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DESARROLLO DEL SET DE DATOS Los datos que deben ser medidos o estimados para diseñar un fracturamiento son: Profundidad de la formación Permeabilidad Esfuerzos in situ en la zona objetivo y en las capas suprayacentes Módulos de la formación (E, ) Presión del yacimiento Porosidad Compresibilidad de la formación Espesor del yacimiento
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DESARROLLO DEL SET DE DATOS Los datos que pueden ser controlados en el diseño son: • Detalles de la completación • Volumen del tratamiento • Volumen de pad • Tasa de inyección • Viscosidad y densidad del fluido de fractura • Aditivos para control de perdidas • Tipo de agente de soporte • Volumen de agente de soporte
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FLUIDOS DE FRACTURA Los Losfluidos fluidosde defractura fracturatransmiten transmitenlalapresión presiónhidráulica hidráulicadesde desdelas lasbombas bombasaalala formación, la cual crea una fractura, y luego transporta formación, la cual crea una fractura, y luego transporta elel material material apuntalante a la fractura creada. Los fluidos que invaden a la formación apuntalante a la fractura creada. Los fluidos que invaden a la formaciónson son finalmente removidos (clean up) de la formación, permitiendo así finalmente removidos (clean up) de la formación, permitiendo así lala producción producciónde dehidrocarburos. hidrocarburos. Existen Existenvarios variostipos tiposde defluidos: fluidos:
Base Acuosa Base Hidrocarburo Debilmente gelificados Reticulados Emulsiones acuosas Acidos emulsionados
Petróleos Reticulados (entrecruzado) Espumados
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FLUIDOS DE FRACTURA Las propiedades más importantes que debe cumplir un fluido de fractura son las siguientes: • Baja perdida por filtrado • Buena capacidad de transporte del agente de sostén • Baja perdida por fricción • Facilmente recuperable de la formación (clean up) • Compatible con los fluidos de formación • Causar el minimo daño a la formación • Ser estable a temperatura de fondo de pozo • Seguridad en la manipulación
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FLUIDOS DE FRACTURA Los fluidos de fractura de base acuosa son los mas comúnmente usados. Posee la ventaja de ser fáciles de preparar en el campo y poseen excelentes propiedades de transporte de agente de sostén y control de filtrado. Otras ventajas son: • No existen problemas de incendios • Fácilmente disponibles en todas las áreas • Bajo costo • La alta densidad reduce potencia con respecto a fluidos de base hidrocarburo • Son fácilmente adaptables a las condiciones de cada reservorio
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FLUIDOS DE FRACTURA En tal sentido, los productos mas usados como gelificante de fluidos base agua son: • Goma guar • Hidroxietil celulosa • Hidroxipropil guar (HPG) • Carboximetil celulosa (CMC) • Carboximetil hidroxietil celulosa (CMHEC) • Poliacrilamida (PAA) - Sintético • Xantan (XC) - Bacteriano
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FLUIDOS DE FRACTURA Los agentes gelificantes, entrecruzadores, y controladores de pH, según la formación definen el tipo de fluido especifico a utilizar en cada tratamiento. Los aditivos de los fluidos, son materiales usados para producir un efecto especifico independiente del tipo de fluido.
Aditivo
Concentración, gal o lbm añadido por cada 1000 gal de fluido limpio
Biocida P erdida de fluido Rompedores Reductores de fricción Surfactantes A gent es es pumant es
0,1 - 1,0 gal 10 - 50 l bm 0,1 - 10 lbm 0,1 - 1,0 gal 0,05 - 10 gal 1 - 10 gal
Controladores de arcillas
1 - 3% KCl
Proposito Previene la descomposición del polimero guar por bacterias Dis mi nuy e el fi lt ardo de fluido a la formac ión durant e la operac ión Provee una reducción controlada de de la viscos idad del fluido Reducen las perdidas de presión por fricción en el pozo mientras se bombea Reducen la tension superficial, previenen emulsiones, y cambios de mojabilidad P roveen una es puma es table c on ni trogeno o di ox ido de c arbono Previenen temporalmente o permanentemente el hinchamiento de las arcillas (Compatibilidad con el agua de formación)
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FLUIDOS DE FRACTURA Los fluidos base hidrocarburo surgieron de la necesidad de contar con un agente de transporte que no provoque alteración apreciable sobre formaciones altamente sensibles a las soluciones acuosas. Las características más importantes de estos fluidos son: • Fácil disponibilidad • Bajo costo • Excesiva fricción • Baja capacidad de transporte • Peligroso • Alto filtrado
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DISEÑ ÑO DEL TRATAMIENTO DISE DISEÑO MINIFRACS: Es la prueba mas importante en locación, antes de que se
bombee el tratamiento principal. El minifrac es una prueba que emplea tasas de bombeo a full escala, y volúmenes de fluidos relativamente grandes, en el orden de miles de galones. La información recogida en la prueba incluye la presión de cierre de la formación,Pc, presión neta, condiciones de entrada (fricción en las perforaciones y en las zonas cercanas al pozo), y posible evidencia de crecimiento vertical de la fractura (altura).
Economides et al 2002
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DISEÑ ÑO DEL TRATAMIENTO DISE DISEÑO El cierre de fractura es típicamente determinado por una o más construcciones de la curva de declinación. Alguno de los gráficos más usados son: • Pshut - in vs tt • Pshut - in vs • Pshut - in vs función g (y variaciones) • Log (Pisip-Pshut -in) El concepto original de análisis de declinación de presión esta basado en la observación de la tasa de declinación de presión durante el proceso de cierre, la cual contiene la información de la intensidad del proceso de filtrado de fluido a la formación.
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DISEÑ ÑO DEL TRATAMIENTO DISE DISEÑO BOMBEO DE APNTALANTE: Dado el tiempo total de bombeo y volumen de
fluido entrecruzado, el paso siguiente es la adición del programa de adición apuntalante a la fractura. Generalmente, el proceso de inyección de fluido en un tratamiento de fracturamiento hidráulico se puede dividir en: • Colchón (pad) • Transporte de apuntalante (slurry volume) • Desplazamiento (Flush) • Shut in
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DISEÑ ÑO DEL TRATAMIENTO DISE DISEÑO Colchó Colchón (pad): Es el fluido que se inyecta al comienzo del tratamiento sin apuntalante. Normalmente, de 30 a 60% del fluido bombeado en el tratamiento se filtra a la formación mientras se bombea. El pad provee mucho de este fluido extra necesario. El pad debe generar suficiente longitud de fractura y ancho, para permitir el emplazamiento de apuntalante dentro de la fractura. Transporte de apuntalante (slurry volume): Después de que el pad especificado, es bombeado, la concentración de apuntalante puede ser bombeado, de dos maneras. Una es bombear la concentración en en rampa, y la otra es bombearla en escalera, hasta llegar a la concentración final fijada en el diseño.
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FRACTURAMIENTO EN FAP A principios de los 90’s, el fracturamiento hidráulico fue usado casi exclusivamente para yacimientos de baja permeabilidad. Las grandes perdidas de fluido y arenas no consolidadas asociadas con formaciones de alta permeabilidad (FAP) podían evitar ostensiblemente la iniciación y extensión de una simple fractura planar con suficiente ancho para aceptar apuntalante. Incluso, si la fractura era creada y apuntalada, podía ser incompatible con la necesidad de las formaciones de moderadas y altas permeabilidades. Esta necesidad se traduce en grandes conductividades (ancho). Con la llegada de la técnica de tip screenout (TSO), la cual permite el crecimiento lateral y posterior inflado y empaque de la fractura, se empezó a realizar tratamientos de fracturamiento hidráulicos en cualquier tipo de formación, logrando así el aumento de la productividad en cualquier tipo de formación.
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FRACTURAMIENTO EN FAP En la siguiente tabla se muestran los rangos para definir formaciones de baja, moderada y alta permeabilidad
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FRACTURAMIENTO EN FAP El fracturamiento hidráulico en formaciones de alta permeabilidad, a menudo se le llama frac & pack o fracpac, es a menudo usado como técnica de control de producción de arena. En la actualidad tres factores que contribuyen a la desconsolidación de arena: 1. La presión drawdown y el flujo creado por la producción de fluido. 2. La resistencia de la roca y la integridad de la cementación natural. 3. El estado de esfuerzo en la formación. De esos tres factores, el único que puede ser alterado es la distribución de flujo y la presión drawdown
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FRACTURAMIENTO EN FAP SELECCIÓN DEL APUNTALANTE: El único problema relacionado a la adecuada selección selecci ón del apuntalante apuntalante en este tipo de tratamiento, tratamiento, es el de mantener una alta permeabilidad para cualquier esfuerzo de cierre. En tal sentido el tamaño y el material del apuntalante son los factores a analizar. SELECCIÓN DEL FLUIDO: Siempre se realiza con la finalidad de reducir la invasion de polimeros a la formación con el objeto de minimizar el efecto de daño ocasionado por el tratamiento. Cinco - Ley y Samaniego Samaniego describen el comportamiento de fracturas de conductividad finita, e identifican tres tipos de daño: • Reducción de la permeabilidad del apuntalante: Resulta de del trituramiento del apuntalante, o de polímeros que no han sido rotos por los aditivos rompedores. • Daño de choke: Se produce en la zona cercana al pozo de la fractura. Este daño puede resultar por sobre - desplazamiento al final del tratamiento o por la migración de finos durante la producción.
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FRACTURAMIENTO EN FAP • Daño en la cara de la fractura:
Implica reducción de la permeabilidad en la dirección normal a la cara de la fractura, dirección fractura, la cual cual puede ser causada causada por el revoque (filter cake), invasión de polímero y zonas donde se produzcan ambos efectos a la vez.
Daño en la cara de la fractura Zonas invadidas por fluido
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FRACTURAMIENTO EN FAP Las recomendaciones a seguir a la hora de seleccionar el fluido de fractura apropiado son: • No se recomienda el uso de geles lineales, por su su considerable penetración. Los fluidos con alta carga polímerica son mucho mas apropiados para este tipo de tratamiento. • Es necesario un programa agresivo agresivo de aditivos rompedores rompedores en el proceso • Aditivos constructores constructores de revoque (filter cake) pueden pueden también ser considerados para minimizar el spurt loss y el leakoff total.
Aggour y Economides (1996)
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FRACTURAS DE ALTA CONDUCTIVIDAD YACIMIENTOS DE ALTA PERMEABILIDAD: Permeabilidad: 10md o superior superior Diseño de fracturas Tip-screenout Control de Arena
Daño a la Formaci ón y Estimulaci ón de Pozos INICIO DE LA FRACTURA Fluid Loss to Rock Matrix Fracture Reservoir Rock
Top View - Initial Fracture Propogation With Pad
P P T T H H B B
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Daño a la Formaci ón y Estimulaci ón de Pozos ESTABLECIMIENTO DE UNA GEOMETRÍ ÍA DE FRACTURA GEOMETR GEOMETRÍA
Top View - All Pad Injected Into Fracture
P P T T H H B B
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Daño a la Formaci ón y Estimulaci ón de Pozos BOMBEO DEL APUNTALANTE DENTRO DE LA FRACTURA G G G G P P P P P P P P . . . . c c c c n n n n o o o o C C C C
No No Proppant Proppant
Proppant Proppant Laden Laden Fluid Fluid
P P T T H H B B
Top Top Proppant into Fracture View Initiate TopView View---Initiate Initiate Proppant Proppantinto intoFracture Fracture
000 00
Job Job Time Job Time
Daño a la Formaci ón y Estimulaci ón de Pozos EL APUNTALANTE ALCANZA LA PUNTA (TIP) DE DE LA FRACTURA G G G G P P P P P P P P . . . . c c c c n n n n o o o o C C C C
P P T T H H B B
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Job Job Time Job Time
Top Top Proppant Reaches View Fracture Tip Tip TopView View--- Proppant ProppantReaches Reaches Fracture
Daño a la Formaci ón y Estimulaci ón de Pozos INFLANDO LA FRACTURA G G P P P P . . c c n n o o C C
P P T T H H B B
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Top Top View View --Tip-Screenout Tip-Screenout Mode Mode
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Daño a la Formaci ón y Estimulaci ón de Pozos FIN DEL TRABAJO G G P P P P . . c c n n o o C C
P P T T H H B B
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Top View - Job End
Daño a la Formaci ón y Estimulaci ón de Pozos GRÁ ÁFICO DE LA PRESIÓ ÓN NETA DEL FONDO DEL GR PRESI GRÁFICO PRESIÓN DEL POZO 10000 10000 5000 4000 3000 Inflando Fractura
2000 Introducción apuntalante 1000 Establecimiento de la Geometría de Fractura
500 400 300 200
100 11
Fin del Trabajo
Tip Screen Out
Inicio de la Fractura
2 3 4 5
10 10
20 304050 TIME-MIN. TIME-MIN.
100
200 300 300
1000
Daño a la Formaci ón y Estimulaci ón de Pozos FACTORES QUE AFECTAN EL TIEMPO DE ARENAMIENTO (SCREEN-OUT) (SCREEN (SCREEN-OUT)
Tasa Promedio de Inyección Modulo de Young Reología del Fluido Tasa de pérdida de fluido Concentración de Arena Presión por Fricción
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Para lograr una fractura exitosa, es necesario crear un arenamiento para: Maximizar el ancho de la fractura Maximizar la conductividad de la fractura Un diseño apropiado depende de la exactitud de los valores de Pérdida de Fluido. La unica forma de conocerlos es a través del análisis del MiniFrac.
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Consideraciones Especiales para Minifrac de Pozos con Alta Permeabilidad Fluidos viscosos Para el control de fluido Coeficientes de pérdida de fluido(Cw) Control de pérdida instantánea de fluido (spurt loss)
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TORTUOSIDAD
Esfuerzo en la roca tan grande como el mí mínimo esfuerzo principal
Mínimo Esfuerzo Principal de la Roca min
El Inicio de la Fractura puede que no sea perpendicular al Mínimo Esfuerzo Principal de la Roca debido a que ocurre un cambio en el esfuerzo durante la perforación.
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FRACTURA TIP SCREEN -OUT SCREEN-OUT
Metas: Maximizar el ancho de la fractura. Maximizar la cantidad de apuntalante colocado. por unidad de area de fractura. Maximizar la capacidad de flujo de la fractura.
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FRACTURA TIP SCREEN -OUT SCREEN-OUT Caracter ísticas Características Crea una Geometría de Fractura. Coloca el apuntalante en la punta (Tip) de la fractura. Aumenta la presión neta. Incrementa el ancho. Empaca la fractura con un ancho máximo.
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EQUIPOS PARA SERVICIOS DE FRACTURA 3 Unidades de Fractura ( 1,400 HP cada una )
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EQUIPOS PARA SERVICIOS DE FRACTURA FRACTURA
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EQUIPOS (TIERRA) PARA SERVICIOS DE FRACTURA •
1 Blender (Mezclador)
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EQUIPOS PARA SERVICIOS DE FRACTURA FRACTURA
•
2 Herramientas aisladoras
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EQUIPOS PARA SERVICIOS DE FRACTURA
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EQUIPOS PARA SERVICIOS DE FRACTURA
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EQUIPOS PARA SERVICIOS DE FRACTURA
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EQUIPOS PARA SERVICIOS DE FRACTURA