FRACTURAMIENTO EN FORMACIONES DEL TERCIARIO - PowerPoint PPT Presentation

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FRACTURAMIENTO EN FORMACIONES DEL TERCIARIO

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fracturamiento en formaciones del terciario fracturamiento en formaciones de alta permeabilidad por que fracturar en alta permealidad? alto da o causado por ... – PowerPoint PPT presentation

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Title: FRACTURAMIENTO EN FORMACIONES DEL TERCIARIO


1
FRACTURAMIENTO EN FORMACIONES DEL TERCIARIO
2
FRACTURAMIENTO 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

3
Mapa de Regiones de Producción de Arena
Mexico?
4
Producción 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

5
Proceso 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
6
Proceso de Selección
7
Distribución 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
8
Efecto de Daño de Pozo
4000
3500
3000
2500
2000
1500
100
101
102
103
Distance from Center of Well, ft
9
Efecto del Daño del Pozo
4000
3500
3000
2500
2000
1500
100
101
102
103
10
Mecanismo 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
11
Producción 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

12
Representación 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
13
Cuáles 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.

14
Efectos 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

15
Qué causa la producción de Arena?
16
Qué 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.

17
Qué 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.

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Qué 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.

19
Gravel Pacs, EX-Tension Pacs, FracPacs
20
Daño de Formación
  • Formación IDEAL
  • Lo que realmente conseguimos

2 md damage
100 md reservoir
100 md reservoir
21
FracPac
Ex-Tension Pac
2 md dañada
100 md yacimiento
Perforations
Gravel PacK
22
Performance ComparisonSand Control Completions
23
FracPac
  • 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

24
FracPac
  • 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
25
FracPac
  • 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

26
Efecto 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
27
Efecto 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
28
Arenas 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

29
Efectos 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

30
Tip Screen Out Fracture Design
La fractura hidráulica es iniciada mediante el
uso de fluidos eficientes
Net Pressure Plot (Log Net Pvs Log Time)
31
Tip 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.
32
Tip 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
33
Tip 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
34
Gráfica 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.
35
PRESIÓN 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
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Factores 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

37
Recomendaciones 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.

38
Top Completions - GOM
19 de los 22 mejores pozos en el GOM han sido
terminados por Halliburton
39
Algunas preguntas asociadas a Terminaciones
Fracpac
  • Penetración de la Fractura dentro de zonas de agua

Cw Frac
40
Cw Frac - REPRESENTACION
41
Resumen
  • 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

42
Nuevas 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.

43
Extension 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.

44
GravelPack ( 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)
47
Cedazos (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

48
Cedazos 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

49
Cedazos (Screens) Halliburton
50
Demostración de Laboratorio de Fracturas en
formaciones de arena pobremente Consolidadas
51
Cuál es la información mínima que se requiere
para diseñar un exitoso tratamiento de control de
arena?
52
Información 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

53
Información 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.

54
Determinando 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.

55
Gráfico Final
  • Varios Puntos son Determinados
  • D50, D10, D40, D90
  • Con estos puntos se determina el tamaño de grava
    para detener la arena de formación.

56
Métodos 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.

57
Gravas y Apuntalantes.
  • Agentes de Sostén.
  • Arenas (API-RP-58).
  • Apuntalante Artificiales.
  • -Carbolite
  • Apuntalante Livianos.
  • -ISOPAC.
  • -Lite-Pack.
  • Altas Temperaturas.
  • -ThermPac.

58
Técnicas de Terminación de control de
arena.Métodos Mecánicos
59
Solo Filtros.
  • Más común en completación Open Hole que en Case
    Hole.
  • El contenido de Arcillas es muy importante.
  • Homogeneidad del reservorio (D40/D90).

60
FILTRACION DE FLUIDOS
61
Herramientas 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

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Arreglo de empaque de una Zona
UNIDAD DE SELLOS
Packer
Indicador de posición
WASH PIPE
CEDAZOS
O-RING SUB
CEDAZOS DE COLA
SUMP PACKER
CN00811
63
Posición 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
64
Posición de Circulación
HERRAMIENTA LEVANTADA /- DOS PIES
65
Posición de Circulación Inversa
Recuperar el exceso de arena
CN00802
66
Sellos de Producción
CN00803
67
Qué programas están disponibles para
modelar/simular un tratamiento?
68
Programas de Bombeos de Grava.
  • Jaycor GPS.
  • Wave
  • HES- HzGPSim Simulador para empaque en Pozos
    Horizontales.
  • Scoop software de EX-tension Pac.

69
SC2OOPTM
  • SC2OOP analysis
  • Ayuda a seleccionar la mejor técnica de
    completación utilizando características del
    reservorio wellbore, daño.
  • Base de datos

70
GPsim
71
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