presentación tesis ucv definitivo (25!11!2003)

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

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

ContenidContenidoo




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


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


ContenidContenidoo




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.

ContenidContenidoo




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


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.


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


•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



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


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.


Tratamiento Principal



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


•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


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


Registro de UBI


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



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



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.



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)


ContenidContenidoo




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




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

Desplazamiento del Agente de Soporte

Bombeo del Fluido Desplazante


Tasa

de

Bom

beo

Tiempo

Pres

ión

Cierre de la Fractura

Tasa

de

Bom

beo

Tiempo

Pres

ión



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




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


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)


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



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


• 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


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


Conductividad de la Fractura


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


presentación tesis ucv definitivo (25!11!2003)

Documents