Title: FRACTURAMIENTO EN FORMACIONES DEL TERCIARIO
1FRACTURAMIENTO EN FORMACIONES DEL TERCIARIO
2FRACTURAMIENTO EN FORMACIONES DE ALTA
PERMEABILIDAD
- POR QUE FRACTURAR EN ALTA PERMEALIDAD?
- Alto daño causado por pérdidas de fluidos de
perforación y terminación. - Aproximadamente 70 de las reservas mundiales de
Petróleo y Gas están contenidas en reservorios de
arenas poco consolidadas en donde la producción
de sólidos puede ser un problema durante la vida
del campo. - JPT Octubre 1998, Pág. 80
3Mapa de Regiones de Producción de Arena
Mexico?
4Producción de Arena
- Formaciones jóvenes del terciario
- Arenas del Mioceno o Plioceno
- Estas arenas débilmente consolidadas debido a
- Cemento de material arcilloso
- interacción de esfuerzo y fricción intergranular
- Fuerzas capilares
- Viscosidad del los fluidos in-situ
5Proceso de Selección
A Producción
Inicio
Permeabilidad ?
Daño Crítico ?
Problemas de Arena ?
Alta
No
No
Baja
Si
Si
Fractura
EOB Perf
Gravel Pack
Acid-Frac
Acido
FracPac
Fractura
Consoli- dación
6Proceso de Selección
7Distribución de Presión en el Yacimiento con Daño
Pozo
Presión Estatica
Presión de Formación
Zona Dañada
- P daño caída de presión adicional
Presion de Fondo Fluyente
8Efecto de Daño de Pozo
4000
3500
3000
2500
2000
1500
100
101
102
103
Distance from Center of Well, ft
9Efecto del Daño del Pozo
4000
3500
3000
2500
2000
1500
100
101
102
103
10Mecanismo de Falla de Formación
?
??
Shear Stress ?
Shear Failure
??
Unstable
?
?
Pore Collapse Failure
Stable
Cohesive Failure (C???
?
Initial Conditions
?
Tensile Failure
Effective Normal Stress ?
??
Compresión
Tensión
11Producción de Arena
- Clasificación de la textura de Rocas Clásticas
- Establemente cementadas Silica-cemented
sandstone y limonite sandstone - Con poco cemento soluble Clastic-cemented
sandstone and conglomerate - Con mucho cemento soluble Gypsum-cemented
sandstones and conglomerates - Débilmente cementados Friable sandstone, tuff
- No-cementados Clay-bound sandstone
12Representación Mecánica de la Caída de Presión
Crítica que activa la Producción de Arena
tmax
Inestable
Failure Envelope
Estable
D p
sn
sr2
sr1
sq1
sq2
a
13Cuáles son la consecuencias de la Producción de
Arena?
- Llenado del pozo con arena.
- Problemas en los equipos.
- Erosión del equipo de fondo.
- Acumulación de arena en superficie.
- Erosión del equipo de superficie.
- Pérdida de Producción.
- Colapso del Casing/Liner.
- Disposición de la Arena.
- Problemas Ambientales.
- Paro de Plantas.
14Efectos del Fracturamiento en la Producción de
Arena
- Reducir la caída de presión en el pozo
- Sobrepasar la zona dañada
- Incrementar el radio efectivo del pozo
- Reducir la velocidad en el pozo de los fluidos
producidos
15Qué causa la producción de Arena?
16Qué causa la producción de arena?
- Formaciones Totalmente o Parcialmente in-
consolidadas. - Material Cementador de Argillocitas (contienen
arcillas). - Interacción de fricción inter-granular y stress
in situ. - Fuerzas Capilares.
- Viscosidad de los fluidos del reservorio.
- Completación inapropiada.
- - Estimulación Acida / Fluidos de Completación /
Cementación. - Cambios de esfuerzos en el formación.
- Altos caudales de producción.
- Declinación del Yacimiento.
- Producción de fluidos con alta viscosidad.
17Qué causa la producción de arena? Cont
- Producción de Agua.
- Disuelve el material cementador que mantiene
juntos los granos de arena. - Incrementa la fuerza de arrastre debido al
incremento total del caudal de fluidos. - Incrementa la fuerza de arrastre debido al flujo
de fluidos de dos fases. - Distorsiona las fuerzas cohesivas que mantienen
los granos juntos. - Distorsiona las fuerzas capilares que mantienen
los granos juntos.
18Qué se puede hacer sobre la producción de arena?
- Restricción de la Producción o bajar la velocidad
de Flujo - -Reducir el estrangulador en Superficie.
- -Redisparar.
- Terminaciones Inteligentes reducen el
estrangulador en fondo - Métodos Mecánicos Filtros en el Fondo.
- Empaque de Grava.
- Cedazos solos en agujero Abierto (Stand Alone).
- - FracPack.
- Cedazos Expandibles
- Consolidación Química de la formación.
- Métodos con arenas curadas.
19Gravel Pacs, EX-Tension Pacs, FracPacs
20Daño de Formación
- Lo que realmente conseguimos
2 md damage
100 md reservoir
100 md reservoir
21FracPac
Ex-Tension Pac
2 md dañada
100 md yacimiento
Perforations
Gravel PacK
22Performance ComparisonSand Control Completions
23FracPac
- Crear una fractura corta y ancha con la tecnica
- TSO (arenamiento en la punta) para conseguir
altas concentraciones de arena - Longitud de fractura para sobrepasar la zona
dañada - Incrementar el área de contacto con el yacimiento
- Disminuir la caída de presión (drawdown)
- Flujo lineal de fractura
24FracPac
- FracPac es un método establecido para incrementar
la productividad creando una fractura apuntalada
a través de la zona dañada, conectándolo con la
zona virgen del yacimiento.
2 md zona dañada
gt1000 md
100 md yacimiento
25FracPac
- Una fractura altamente conductiva es extendida
mas alla de la región dañada dentro del
yacimiento. - La fractura altamente conductiva sobrepasará la
zona dañada - Un camino altamente conductivo es creado en el
pozo. - Diseños de Fractura Tip Screen Out (TSO) son
usados para - Maximizar el ancho de fractura
- Empacar el apuntalante dentro de la fractura
26Efecto de la Longitud de Fractura
4000
tp3 Meses, q500 STB/D rs10 ft
,ks0.1k kfw8000 md-ft
3700
3400
3100
Dañado Sin Fractura xf5 ft xf15 ft xf40
ft xf80 ft xf150 ft Sin Daño
2800
2500
102
100
103
101
Distancia desde el centro del pozo
27Efecto de la Conductividad de Fractura
Distribución de Presión
4000
tp3 Meses, q500 STB/D rs10 ft ,ks0.1k xf40
ft
Note Distribution is the Fracture Plane
3700
3400
Danado Sin Fractura kfw 100 md-ft kfw 500
md-ft kfw 2000 md-ft kfw 4000 md-ft kfw
8000 md-ft kfw 20000 md-ft Sin Dano
3100
2800
2500
102
100
103
101
Distancia desde el centro del pozo
28Arenas usadas en Fracturamiento
- Arena Cuarcítica Arena Sintética
- 20/40 Sand 120 darcies
320 darcies - 40/60 Sand 45 darcies
100 darcies 50/70 Sand 20
darcies
29Efectos del Fracturamiento en la Producción de
Arena
- Reducir la caída de presión en el pozo
(draw-down) - Sobrepasar la zona dañada
- Incrementar el radio efectivo del pozo
- Reducir la velocidad en el pozo de los fluidos
producidos
30Tip Screen Out Fracture Design
La fractura hidráulica es iniciada mediante el
uso de fluidos eficientes
Net Pressure Plot (Log Net Pvs Log Time)
31Tip Screen Out Fracture Design
Proppant Laden slurry is pumped into the fracture
to fill the fracture with slurry. At the point
when proppant reaches the tip of the fracture,
length growth stops.
32Tip Screen Out Fracture Design
Pumping is continued after the tip screen out is
initiated. During this time the fracture length
will be constant and the width will increase with
net pressure. The fracture is then filled and
packed with proppant
Net Pressure Plot (Log Net Pvs Log Time)
Tip screen out initiated fracture width increases
33Tip Screen Out Fracture Design
Pumping is continued after the tip screen out is
initiated. During this time the fracture length
will be constant and the width will increase with
net pressure. The fracture is then filled and
packed with proppant
Net Pressure Plot (Log Net Pvs Log Time)
Fracture is packed and pumping stops
34Gráfica de la Presión Neta
10000
10000
5000
5000
4000
4000
3000
3000
Inflando Fractura
2000
2000
Fin del Trabajo
Introducción apuntalante
1000
1000
Tip Screen Out
Establecimiento de la Geometría de Fractura
500
500
400
400
300
300
200
200
Inicio de la Fractura
100
100
1000
1000
1
10
2
3
4
5
20
30
40
50
100
200
300
1
10
2
3
4
5
20
30
40
50
100
200
300
TIME-MIN.
TIME-MIN.
35PRESIÓN DE FRACTURA SCREEN-OUT (DE ARENAMIENTO)
Incremento de la Presión Neta
Incremento de la Presión Neta
Presión de Fondo de Pozo
INCREMENTO DE LA PRESIÓN NETA DE DISEÑO
Incremento Total de Presión Neta
Gasto de Bombeo
Conc. de Apuntalante
Tiempo
36Factores que Afectan el Tiempo de Arenamiento
(Screen-out)
- Gasto Promedio de Inyección
- Modulo de Young
- Reología del Fluido
- Tasa de pérdida de fluido (Leak-off)
- Concentración de Arena
- Presión por Fricción
37Recomendaciones para la Pérdida de Fluidos
- 1. La Viscosidad del Fluido es el factor que
mayor incidencia tiene sobre el comportamiento
de la perdida de fluidos en formaciones con alta
permeabilidad - 2. La perdida de fluidos en geles lineales exige
la modificación de los modelos actualmente en
uso. La data utilizada implica la modificación de
los modelos y el análisis del Minifrac. - 3. Pruebas futuras determinarán el impacto de
alterar la permeabilidad del núcleo y de otros
aditivos para la perdida de fluidos.
38Top Completions - GOM
19 de los 22 mejores pozos en el GOM han sido
terminados por Halliburton
39Algunas preguntas asociadas a Terminaciones
Fracpac
- Penetración de la Fractura dentro de zonas de agua
Cw Frac
40Cw Frac - REPRESENTACION
41Resumen
- Colocado como un aditivo en el fluido de frcatura
- Permite producción económica cuando el agua esta
presente - Extiende la vida económica del yacimiento al
controlar el influjo de agua - Reduce la permeabilidad al agua de 7 a 10 veces
mas que la del hidrocarburo - La opción probada cuando se fractura en zonas
cercanas al agua
42Nuevas técnicas de Empaques cont
- EX-tension Pac .
- Diseño de Tip screenout.
- Cantidad de arena bombeada entre 200-250 lbs/pie
de disparo. - Valores de Daño entre los de HRWP y FracPack.
43Extension Pac
- Tratamiento diseñado para colocar mayor cantidad
de arena detrás del revestidor con la finalidad
de conseguir mayor conductividad en la zona
empacada. - Tratamiento excede la presión de fractura para
crear fracturas que sobrepasen la zona dañada. - Se bombea a altos gastos (mayores que en el
Gravel Pack) usando fluidos gelificados a bajas
concentraciones de arena, con la herramienta en
posición de Inyección. - Usa Mejoradores de Conductividad, como el
SandWedge para detener los finos de migración. - Recomendado para formaciones de alta
permeabilidad.
44GravelPack ( Engravamiento)
- El único objetivo del Gravel Pack es controlar la
arena de formación usando cedazos (Screens) y
diseñando apropiadamente el tamaño de grava
colocada en el espacio anular como empaque para
detener la migración de finos dentro del pozo. - El volumen de arena diseñado es el necesario para
llenar el espacio anular Cedazo-Casing y los
disparos. - Operación realizada a bajo gasto, con presiones
debajo de la presión de fractura y con la
herramienta en posición de Circulación.
45(No Transcript)
46(No Transcript)
47Cedazos (Screens) y Liner Ranurado
- Control de Arena Mecánico
- Impide la entrada de arena del pozo
- Requiere taponamiento de granos más grandes sobre
la superficie del Cedazo o Liner Ranurado
48Cedazos Pre-empacados
- Control mecanico simple para arenas mas pequeñas
- Filtro de dos etapas
- Sujeto a taponamiento de
- Tunel disparado
- Cara del Cedazo (screen face)
- Arena con resina entre los cedazos
- Restringido al diámetro del pozo
49Cedazos (Screens) Halliburton
50Demostración de Laboratorio de Fracturas en
formaciones de arena pobremente Consolidadas
51Cuál es la información mínima que se requiere
para diseñar un exitoso tratamiento de control de
arena?
52Información requerida.
- Mineralogía y Sensibilidad al agua de la
formación. - Tamaño de la Formación.
- Análisis de Mallas (Sieve Analysis).
- Análisis de Partículas (Particle Size Analysis).
- Determinación de la Grava.
- Gravel Pack vs. FracPac.
- Determinación del Tamaño de abertura de Filtros.
- Gravel Pack vs. FracPac.
- Tuberias Ranuradas.
- Cedazos.
- Cedazos Preempacados.
- Cedazos Expandibles
53Información Requerida cont
- Método de Completación basado en la información
de la formación. - Clay Instability Rating (CIR).
- Arcillas solubles en ácido.
- Heterogeneidad de la Formación.
- Espesor de la formación.
- Desviación.
- Tipo de Reservorio (empuje de agua, gas?).
- BHT.
- BHP.
54Determinando el Tamaño de Grava.
- Arena de Formación.
- La muestra es pasada por diferentes mallas.
- La cantidad que permanece en cada malla es
graficada en función al peso acumulativo en
porcentaje vs. el diámetro de los granos.
55Gráfico Final
- Varios Puntos son Determinados
- D50, D10, D40, D90
- Con estos puntos se determina el tamaño de grava
para detener la arena de formación.
56Métodos para Determinar tamaño de Grava
- Gravel Pack.
- Coberly.
- Tausch Corley.
- Saucier 5-6 x D50.
- Solo filtros (Screen only).
- Coberly.
- Sparlin - D10.
- FracPack.
- 7-10 x D50
- Un tamaño más que Saucier.
57Gravas y Apuntalantes.
- Agentes de Sostén.
- Arenas (API-RP-58).
- Apuntalante Artificiales.
- -Carbolite
- Apuntalante Livianos.
- -ISOPAC.
- -Lite-Pack.
- Altas Temperaturas.
- -ThermPac.
58Técnicas de Terminación de control de
arena.Métodos Mecánicos
59Solo Filtros.
- Más común en completación Open Hole que en Case
Hole. - El contenido de Arcillas es muy importante.
- Homogeneidad del reservorio (D40/D90).
60FILTRACION DE FLUIDOS
61Herramientas utilizadas para unEmpaque de
Grava/FracPAc
- Empacador de Gravel Pack
- Flow Subs / Closing Sleeves
- Sistema de perdida de fluidos
- Junta de Seguridad
- Tubería Ciega
- Cedazos
- Sump Packer
62Arreglo de empaque de una Zona
UNIDAD DE SELLOS
Packer
Indicador de posición
WASH PIPE
CEDAZOS
O-RING SUB
CEDAZOS DE COLA
SUMP PACKER
CN00811
63Posición de Tratamiento
MULTI-POSITION SERVICE TOOL
VERSA-TRIEVE ORPERMA-SERIES PACKER
MFS FLOW SUB
FORZANDO LA LECHADA DE ARENA A LA FORMACION
PERMA-SERIES SUMP PACKER
CN00801
64Posición de Circulación
HERRAMIENTA LEVANTADA /- DOS PIES
65Posición de Circulación Inversa
Recuperar el exceso de arena
CN00802
66Sellos de Producción
CN00803
67Qué programas están disponibles para
modelar/simular un tratamiento?
68Programas de Bombeos de Grava.
- Jaycor GPS.
- Wave
- HES- HzGPSim Simulador para empaque en Pozos
Horizontales. - Scoop software de EX-tension Pac.
69SC2OOPTM
- SC2OOP analysis
- Ayuda a seleccionar la mejor técnica de
completación utilizando características del
reservorio wellbore, daño. - Base de datos
70GPsim
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