Fracturamiento Hidraulico
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FRACTURAMIENTO FRACTURAMIENTO HIDRHIDRÁÁULICOULICO
Austreberto Ríos Rascón
Red de Expertos en Red de Expertos en Productividad de PozosProductividad de Pozos
Tipo de Formación
Arenisca Carbonatos
Gas Aceite
k < 1 mD k < 5 mD
S > 10
Produce finos
Frac Pack Ver Estimulación
S > 0
Produce finos
Frac Pack Ver Estimulación
Fractura Hidráulica
Fractura Hidráulica
Gas Aceite
k < 1 mD k < 5 mD
S > 10
Fractura Acida
Fractura Acida
Ver Estimulación
S > 5
Fractura Acida
Fractura Acida
Ver Estimulación
Fractura Hidráulica
Fractura Hidráulica
py < ph
Sensible al agua
Espuma, CO2 y base aceite
base agua y base aceite
Espuma y CO2
Efectuar pruebas de laboratorio con base en la Ty para definir la composición óptima del fluido
Ee > 4000 psi
Arena 4000< Ee < 8000
8000< Ee < 12000Cerámico ligero óarena resinada
Cerámico HS ó cerámico ligero resinado
Ee > 12000 psi
Bauxita ó Cerámico HS resinado
k = permeabilidad
S = factor de daño
py = presión de yacimiento
ph= = presión hidrostática
Ty = temperatura de yacimiento
Ee = esfuerzo de cierre efectivo.
Ee= (∆f x D) – pwf
∆f = gradiente de fractura
Pwf = presión de fondo fluyendo
HS= alta resistencia (high strenght)
Considerando las características del yacimiento y los materiales seleccionados diseñar diferentes alternativas de fracturamiento (xf y FCD)
Efectuar pronósticos de producción para cada una de la las alternativas
Efectuar un análisis económico para las diferentes alternativas
Con base en el análisis económico (xf vs. VPN) definir el fracturamiento óptimo
Ejecutar en campo de acuerdo con el diseño, analizar en tiempo real, llevar un estricto control de calidad en los equipos y materiales utilizados
Evaluar el fracturamiento con las presiones, gastos, concentraciones de apuntalante y químicos monitoreados durante
la operación
Si se dispone evaluar la prueba de presión postfractura
Evaluar el fracturamiento con al menos 6 meses de datos de producción
Documentar las evaluaciones y retroalimentar el proceso para el siguiente pozo a terminar en el mismo yacimiento
B
B
Tipo de Formación
Arenisca Carbonatos
Gas Aceite
k < 1 mD k < 5 mD
S > 10
Produce finos
Frac Pack Ver Estimulación
S > 0
Produce finos
Frac Pack Ver Estimulación
Fractura Hidráulica
Fractura Hidráulica
Gas Aceite
k < 1 mD k < 5 mD
S > 10
Fractura Acida
Fractura Acida
Ver Estimulación
S > 5
Fractura Acida
Fractura Acida
Ver Estimulación
Fractura Hidráulica
Fractura Hidráulica
py < ph
Sensible al agua
Espuma, CO2 y base aceite
base agua y base aceite
Espuma y CO2
Efectuar pruebas de laboratorio con base en la Ty para definir la composición óptima del fluido
Ee > 4000 psi
Arena 4000< Ee < 8000
8000< Ee < 12000Cerámico ligero óarena resinada
Cerámico HS ó cerámico ligero resinado
Ee > 12000 psi
Bauxita ó Cerámico HS resinado
k = permeabilidad
S = factor de daño
py = presión de yacimiento
ph= = presión hidrostática
Ty = temperatura de yacimiento
Ee = esfuerzo de cierre efectivo.
Ee= (∆f x D) – pwf
∆f = gradiente de fractura
Pwf = presión de fondo fluyendo
HS= alta resistencia (high strenght)
Considerando las características del yacimiento y los materiales seleccionados diseñar diferentes alternativas de fracturamiento (xf y FCD)
Efectuar pronósticos de producción para cada una de la las alternativas
Efectuar un análisis económico para las diferentes alternativas
Con base en el análisis económico (xf vs. VPN) definir el fracturamiento óptimo
Ejecutar en campo de acuerdo con el diseño, analizar en tiempo real, llevar un estricto control de calidad en los equipos y materiales utilizados
Evaluar el fracturamiento con las presiones, gastos, concentraciones de apuntalante y químicos monitoreados durante
la operación
Si se dispone evaluar la prueba de presión postfractura
Evaluar el fracturamiento con al menos 6 meses de datos de producción
Documentar las evaluaciones y retroalimentar el proceso para el siguiente pozo a terminar en el mismo yacimiento
B
B
Definir tipo de Definir tipo de TratamientoTratamiento
POLÍMERO BASE ACTIVADOR COMPAÑÍA
Guar
Hidroxipropil guar(HPG)
Carboximetilhidroxipropil guar(CMHPG)
Zirconato, Borato
Zirconato o Borato
Zirconato
B.J. Services, Dowell, Halliburton
Dowell Halliburton
B.J. Services, Halliburton
Tipos de Fluidos Tipos de Fluidos FracturantesFracturantes
Requerimientos de un Fluido Requerimientos de un Fluido FracturanteFracturanteCompatible con los fluidos y roca de formaciónGenerar un adecuado ancho de fractura para aceptar el apuntalanteCapacidad de suspender y transportar el apuntalante a la fracturaMantener la viscosidad durante el tratamiento y “romperse después “Bajo Costo
ComposiciComposicióón de los Fluidos n de los Fluidos FracturantesFracturantes
Fluido BaseFluido BaseAguaEspumaAcidoAceite
AditivosAditivos• Polímeros• Biocidas• Activadores• Rompedores• Controladores de PH• Surfactantes• Estabilizadores de arcilla• Aditivos de pérdida de
fluido• Espumantes• Reductores de Fricción• Estabilizadores de
Temperatura• Agentes divergentes
Gelatina =Fluido Base+ Polímero+ Aditivos según
el caso
SELECCIÓN DEL APUNTALANTELa determinación correcta del apuntalante requiere considerar:
Esfuerzo de cierre al que estará sometido el apuntalanteConductividad requerida para el potencial del yacimiento Costo del apuntalanteSi es necesario tener control de regresión de apuntalante
Ee= (∆f x D) – pwf
1.243e+062.192e+052719.1144780.3893200200
1.011e+061.785e+052719.1139770.37545180180
7.923e+051.401e+052719.1133740.35877160160
5.927e+051.051e+052719.1127730.3422140140
2.689e+05486482719.1114540.30572100100
93916170032719.18994.10.237126060
412987440.12719.17004.10.179164040
2029.6312.052719.12101.90.0492711010
(lbm)(U.S. gal)(hhp)(md-ft)(in.)(m)(m)
Sand MassVolumeLiquid
Max. PowerCond. Kf-Wf
ProppedWidth
ProppedLength
CreatedLength
Alternativas de Fracturamiento HidrAlternativas de Fracturamiento Hidrááulicoulico
PronPronóósticos de Produccisticos de Produccióón para las Diferentes n para las Diferentes Alternativas de Fracturamiento HidrAlternativas de Fracturamiento Hidrááulicoulico
AnAnáálisis Econlisis Econóómico para Definir la Alternativa mico para Definir la Alternativa ÓÓptima ptima de Fracturamiento Hidrde Fracturamiento Hidrááulicoulico
AnAnáálisis Econlisis Econóómico para Definir la Alternativa mico para Definir la Alternativa ÓÓptima ptima de Fracturamiento Hidrde Fracturamiento Hidrááulicoulico
Tipo de Formación
Arenisca Carbonatos
Gas Aceite
k < 1 mD k < 5 mD
S > 10
Produce finos
Frac Pack Ver Estimulación
S > 0
Produce finos
Frac Pack Ver Estimulación
Fractura Hidráulica
Fractura Hidráulica
Gas Aceite
k < 1 mD k < 5 mD
S > 10
Fractura Acida
Fractura Acida
Ver Estimulación
S > 5
Fractura Acida
Fractura Acida
Ver Estimulación
Fractura Hidráulica
Fractura Hidráulica
py < ph
Sensible al agua
Espuma, CO2 y base aceite
base agua y base aceite
Espuma y CO2
Efectuar pruebas de laboratorio con base en la Ty para definir la composición óptima del fluido
Ee > 4000 psi
Arena 4000< Ee < 8000
8000< Ee < 12000Cerámico ligero óarena resinada
Cerámico HS ó cerámico ligero resinado
Ee > 12000 psi
Bauxita ó Cerámico HS resinado
k = permeabilidad
S = factor de daño
py = presión de yacimiento
ph= = presión hidrostática
Ty = temperatura de yacimiento
Ee = esfuerzo de cierre efectivo.
Ee= (∆f x D) – pwf
∆f = gradiente de fractura
Pwf = presión de fondo fluyendo
HS= alta resistencia (high strenght)
Considerando las características del yacimiento y los materiales seleccionados diseñar diferentes alternativas de fracturamiento (xf y FCD)
Efectuar pronósticos de producción para cada una de la las alternativas
Efectuar un análisis económico para las diferentes alternativas
Con base en el análisis económico (xf vs. VPN) definir el fracturamiento óptimo
Ejecutar en campo de acuerdo con el diseño, analizar en tiempo real, llevar un estricto control de calidad en los equipos y materiales utilizados
Evaluar el fracturamiento con las presiones, gastos, concentraciones de apuntalante y químicos monitoreados durante
la operación
Si se dispone evaluar la prueba de presión postfractura
Evaluar el fracturamiento con al menos 6 meses de datos de producción
Documentar las evaluaciones y retroalimentar el proceso para el siguiente pozo a terminar en el mismo yacimiento
B
B
DiseDiseñño del o del TratamientoTratamiento
Análisis de InformaciónHistoria de perforaciónCaracterísticas del Yacimiento
- Presión- Permeabilidad- Temperatura
Radio de DrenePosición EstructuralAnálisis de Registros GeofísicosPruebas de PresiónComportamiento de pozos vecinosSísmica
Análisis de InformaciónHistoria de perforaciónCaracterísticas del Yacimiento
- Presión- Permeabilidad- Temperatura
Radio de DrenePosición EstructuralAnálisis de Registros GeofísicosPruebas de PresiónComportamiento de pozos vecinosSísmica
Ejecución•Logística•Monitoreo de presiones y gasto•Análisis en tiempo real•Control de Calidad
Ejecución•Logística•Monitoreo de presiones y gasto•Análisis en tiempo real•Control de Calidad
Evaluación•Análisis de presiones durante •la fractura•Curvas de variación de presión•Registro de Temperatura,• Trazadores•Microsísmica•Análisis de historia de Producción
Evaluación•Análisis de presiones durante •la fractura•Curvas de variación de presión•Registro de Temperatura,• Trazadores•Microsísmica•Análisis de historia de Producción
PrediseñoDiseño Preliminar
- Longitud- Amplitud- Conductividad- Volúmenes de gel y arena.- Apuntalante
Alternativas con análisis económicos
PrediseñoDiseño Preliminar
- Longitud- Amplitud- Conductividad- Volúmenes de gel y arena.- Apuntalante
Alternativas con análisis económicos
Minifractura•Prueba de Inyección•Permeabilidad•Eficiencia de fluido•Perfil de Esfuerzos•Análisis de disparos yvecindad del pozo•Estimar altura de fractura
Minifractura•Prueba de Inyección•Permeabilidad•Eficiencia de fluido•Perfil de Esfuerzos•Análisis de disparos yvecindad del pozo•Estimar altura de fractura
Diseño OptimizadoAjuste del prediseño
- Volúmenes ytipo de fluidos
- Apuntalante
Diseño OptimizadoAjuste del prediseño
- Volúmenes ytipo de fluidos
- Apuntalante
Rate vs Time
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
0 20 40 60 80 100 120
Aver
age
gas
prod
uctio
nra
te, M
scf/D
Time, dayCUL402
Tipo de Formación
Arenisca Carbonatos
Gas Aceite
k < 1 mD k < 5 mD
S > 10
Produce finos
Frac Pack Ver Estimulación
S > 0
Produce finos
Frac Pack Ver Estimulación
Fractura Hidráulica
Fractura Hidráulica
Gas Aceite
k < 1 mD k < 5 mD
S > 10
Fractura Acida
Fractura Acida
Ver Estimulación
S > 5
Fractura Acida
Fractura Acida
Ver Estimulación
Fractura Hidráulica
Fractura Hidráulica
py < ph
Sensible al agua
Espuma, CO2 y base aceite
base agua y base aceite
Espuma y CO2
Efectuar pruebas de laboratorio con base en la Ty para definir la composición óptima del fluido
Ee > 4000 psi
Arena 4000< Ee < 8000
8000< Ee < 12000Cerámico ligero óarena resinada
Cerámico HS ó cerámico ligero resinado
Ee > 12000 psi
Bauxita ó Cerámico HS resinado
k = permeabilidad
S = factor de daño
py = presión de yacimiento
ph= = presión hidrostática
Ty = temperatura de yacimiento
Ee = esfuerzo de cierre efectivo.
Ee= (∆f x D) – pwf
∆f = gradiente de fractura
Pwf = presión de fondo fluyendo
HS= alta resistencia (high strenght)
Considerando las características del yacimiento y los materiales seleccionados diseñar diferentes alternativas de fracturamiento (xf y FCD)
Efectuar pronósticos de producción para cada una de la las alternativas
Efectuar un análisis económico para las diferentes alternativas
Con base en el análisis económico (xf vs. VPN) definir el fracturamiento óptimo
Ejecutar en campo de acuerdo con el diseño, analizar en tiempo real, llevar un estricto control de calidad en los equipos y materiales utilizados
Evaluar el fracturamiento con las presiones, gastos, concentraciones de apuntalante y químicos monitoreados durante
la operación
Si se dispone evaluar la prueba de presión postfractura
Evaluar el fracturamiento con al menos 6 meses de datos de producción
Documentar las evaluaciones y retroalimentar el proceso para el siguiente pozo a terminar en el mismo yacimiento
B
B
DiseDiseñño del o del FracturamientoFracturamiento
OptimizaciOptimizacióón del n del FracturamientoFracturamiento
1.243e+062.192e+052719.1144780.3893200200
1.011e+061.785e+052719.1139770.37545180180
7.923e+051.401e+052719.1133740.35877160160
5.927e+051.051e+052719.1127730.3422140140
2.689e+05486482719.1114540.30572100100
93916170032719.18994.10.237126060
412987440.12719.17004.10.179164040
2029.6312.052719.12101.90.0492711010
(lbm)(U.S. gal)(hhp)(md-ft)(in.)(m)(m)
Sand MassVolumeLiquid
Max. Power
Cond. Kf-Wf
ProppedWidth
ProppedLength
CreatedLength
3.-Análisis Económico
1.-Alternativas de Fracturamiento
2.-Pronósticos de Producción
BOTTOMHOLE TREATMENT SCHEDULE Stage No.
Avg Slurry Rate
Liquid Volume
Slurry Volume
Total Slurry Volume
Total Time
Conc. From
Conc. To Prop. Stage Mass
(-) (bpm) (U.S. gal) (U.S. gal) (U.S. gal) (min) (lbm/gal) (lbm/gal) (lbm) 1 22 5000 5000 5000 5.4113 0 0 0 2 0 0 0 5000 5.4113 0 0 0 3 22 12000 12000 17000 18.398 0 0 0 4 22 2500 2613.1 19613 21.226 1 1 2500 5 22 2500 2726.3 22339 24.177 2 2 5000 6 22 2500 2839.4 25179 27.25 3 3 7500 7 22 2500 2952.5 28131 30.445 4 4 10000 8 22 3000 3678.8 31810 34.427 5 5 15000 9 22 2500 3163.3 34973 37.85 6 6 15000 10 22 2500 3273.8 38247 41.393 7 7 17500 11 22 2500 3384.3 41632 45.056 8 8 20000 12 22 2000 2795.9 44427 48.082 9 9 18000
Total Slurry Volume:44427 (U.S. gal) Total Liquid Volume: 39500 (U.S. gal)
Total Sand Mass: 1.105e+05 (lbm)
4.-Diseño óptimo
INFORMACIÓN
6.-Evaluación
7.-Retroalimentación
5.-Ejecución
Log-log plot
Tipo de Formación
Arenisca Carbonatos
Gas Aceite
k < 1 mD k < 5 mD
S > 10
Produce finos
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S > 0
Produce finos
Frac Pack Ver Estimulación
Fractura Hidráulica
Fractura Hidráulica
Gas Aceite
k < 1 mD k < 5 mD
S > 10
Fractura Acida
Fractura Acida
Ver Estimulación
S > 5
Fractura Acida
Fractura Acida
Ver Estimulación
Fractura Hidráulica
Fractura Hidráulica
py < ph
Sensible al agua
Espuma, CO2 y base aceite
base agua y base aceite
Espuma y CO2
Efectuar pruebas de laboratorio con base en la Ty para definir la composición óptima del fluido
Ee > 4000 psi
Arena 4000< Ee < 8000
8000< Ee < 12000Cerámico ligero óarena resinada
Cerámico HS ó cerámico ligero resinado
Ee > 12000 psi
Bauxita ó Cerámico HS resinado
k = permeabilidad
S = factor de daño
py = presión de yacimiento
ph= = presión hidrostática
Ty = temperatura de yacimiento
Ee = esfuerzo de cierre efectivo.
Ee= (∆f x D) – pwf
∆f = gradiente de fractura
Pwf = presión de fondo fluyendo
HS= alta resistencia (high strenght)
Considerando las características del yacimiento y los materiales seleccionados diseñar diferentes alternativas de fracturamiento (xf y FCD)
Efectuar pronósticos de producción para cada una de la las alternativas
Efectuar un análisis económico para las diferentes alternativas
Con base en el análisis económico (xf vs. VPN) definir el fracturamiento óptimo
Ejecutar en campo de acuerdo con el diseño, analizar en tiempo real, llevar un estricto control de calidad en los equipos y materiales utilizados
Evaluar el fracturamiento con las presiones, gastos, concentraciones de apuntalante y químicos monitoreados durante
la operación
Si se dispone evaluar la prueba de presión postfractura
Evaluar el fracturamiento con al menos 6 meses de datos de producción
Documentar las evaluaciones y retroalimentar el proceso para el siguiente pozo a terminar en el mismo yacimiento
B
B
EjecuciEjecucióónn
Consiste en transportar a la localización del pozo el equipo:
TanquesBombasMezclador continuo de gelatinaMezclador de gelatina y apuntalanteBanda transportadora de apuntalanteEquipo de monitoreoConexiones y manguerasAditivos químicosApuntalanteAgua
LOGÍSTICA
Se prueban las conexiones y equipo a una presión mayor a la esperada durante la operación
Del análisis de la
prueba de calibración
se afinan los
siguientes
parámetros:
Esfuerzo mínimo
Eficiencia de fluido
Perfil de esfuerzos
Eficiencia de
disparos
Presencia de
tortuosidad
PRUEBA DE CALIBRACIÓN O MINIFRAC
REDISEÑOPRUEBA
DE EQUIPO
MONITOREO Y EVALUACION EN
TIEMPO REAL
Afinar el diseño considerando la información de la etapa anterior:
LongitudAnchoConductividadVolúmenes de
gel y apuntalante
Monitoreo de presión, gasto, apuntalante, viscosidad, pH y concentración d.de aditivos químicosConducción y Evaluación en tiempo real (geometría de fractura creada)
SEGURIDAD Y CONTROL DE CALIDAD
B
Arbol de Válvulas
Contenedor de arena
Unidad de Alta Presión
Laboratorio
Tanques de Fractura
Trai
ler d
e Ad
itivo
s
F rac
tur a
d ore
sH
T 4 0
0
Frac
tura
dore
s
Mangueras de SucciónM
anifold de Alta
Mezclador
Planta Elec.
PuntoReunión
Equipode
Tetra
Area de Estacionamiento
Unidad de Monitoreo
Banda de ArenaLaboratorioMezclador
deAditivos
Pipa con Agua
Presa metálica
QUEMADOR VERTICAL
Acceso
Etapa de inyección Etapa de observación
Presión de ruptura
1 Presión de ruptura
2 Pci (presión de cierre instántaneo)
3 Pcf (presión de cierre de la fractura esfuerzo horizontal mínimo)
1
2
3
Coef. de pérdida de fluído(eficiencia), Pcf
Permeabilidad, presión de yacimiento, daño
Pres
ión,
psi
Eficiencia de disparos, Pci y contraste de esfuerzos
Tiempo, min
Comportamiento del yacimiento
BOTTOMHOLE TREATMENT SCHEDULE PUMPED Stage No.
Avg Slurry Rate Liquid Volume Slurry Volume Total Slurry Volume
Total Time Prop Conc. Prop. Stage Mass
(-) (bpm) (U.S. gal) (U.S. gal) (U.S. gal) (min) (lbm/gal) (lbm) 1 22 5000 5000 5000 5.4113 0 0 2 0 0 0 5000 5.4113 0 0 3 22 12000 12000 17000 18.398 0 0 4 22 2500 2613.1 19613 21.226 1 2500 5 22 2500 2726.3 22339 24.177 2 5000 6 22 2500 2839.4 25179 27.25 3 7500 7 22 2500 2952.5 28131 30.445 4 10000 8 22 3000 3678.8 31810 34.427 5 15000 9 22 2500 3163.3 34973 37.85 6 15000 10 22 2500 3273.8 38247 41.393 7 17500 11 22 2500 3384.3 41632 45.056 8 20000 12 22 2000 2795.9 44427 48.082 9 18000
Total Slurry Volume 44427 (U.S. gal) Total Liquid Volume 39500 (U.S. gal) Total Sand Mass 1.105e+05 (lbm)
PROPPANT TRANSPORT End of Job
After Closure
Stage No.
Interval From
Interval To Height Slurry
Conc. Final Prop Width Prop Ht. Total
Prop Conc.Area
(-) (m) (m) (m) (lbm/gal) (in.) (m) (lbm/ft²) 12 0 17.857 50.691 9.1227 0.3525 50.675 2.9141 11 17.857 29.546 49.078 8.4412 0.31967 49.059 2.6428 10 29.546 39.774 47.739 7.6995 0.28723 47.714 2.3746 9 39.774 49.467 46.389 6.8747 0.25251 46.357 2.0875 8 49.467 60.885 44.785 6.0116 0.21262 44.75 1.7691 7 60.885 70.308 42.968 5.0688 0.17325 42.923 1.4415 6 70.308 79.666 41.047 4.0172 0.13207 40.991 1.0989 5 79.666 88.981 38.744 2.865 0.089006 38.674 0.74056 4 88.981 98.279 35.809 1.5674 0.044541 35.714 0.3706 3 98.279 115.24 27.118 0 0 0 0 2 115.24 115.24 0 0 0 0 0 1 115.24 115.25 2.5408 0 0 0 0
PROPPANT DESIGN SUMMARY PW-7
Created Fracture Length EOJ 115.25 (m) Total Propped Fracture Length 79.666 (m) Avg. Propped Height in Fracture 44.842 (m) Avg. Propped Height in Pay Zone 20 (m) Avg. Propped Width at Well 0.35694 (in.) Avg. Propped Width in Pay Zone 0.2234 (in.) Max. Width EOJ at Perfs 0.69372 (in.) Avg. Prop. Conc./Area in Fracture 1.0496 (lbm/ft²) Avg. Prop. Conc./Area in Pay Zone 1.8504 (lbm/ft²) Avg. Frac Conductivity in Pay Zone 8312 (md-ft) Avg. Dim. Fracture Cond. in Pay 12.57 Propped Fracture Ratio 0.34396 Estimated Closure Time 82.69 (min)
Esta es la etapa final del procesode optimización, donde una vezdefinida la longitud óptima, ahora se juega con los tipos de fluidos, apuntalantes, gasto de inyección, concentraciones de apuntalante que permitanobtener las características de fractura definidas. Como resultado se obtiene el programade bombeo, la distribución e apuntalante y la geometría y conductividad de la fractura.
Tipo de Formación
Arenisca Carbonatos
Gas Aceite
k < 1 mD k < 5 mD
S > 10
Produce finos
Frac Pack Ver Estimulación
S > 0
Produce finos
Frac Pack Ver Estimulación
Fractura Hidráulica
Fractura Hidráulica
Gas Aceite
k < 1 mD k < 5 mD
S > 10
Fractura Acida
Fractura Acida
Ver Estimulación
S > 5
Fractura Acida
Fractura Acida
Ver Estimulación
Fractura Hidráulica
Fractura Hidráulica
py < ph
Sensible al agua
Espuma, CO2 y base aceite
base agua y base aceite
Espuma y CO2
Efectuar pruebas de laboratorio con base en la Ty para definir la composición óptima del fluido
Ee > 4000 psi
Arena 4000< Ee < 8000
8000< Ee < 12000Cerámico ligero óarena resinada
Cerámico HS ó cerámico ligero resinado
Ee > 12000 psi
Bauxita ó Cerámico HS resinado
k = permeabilidad
S = factor de daño
py = presión de yacimiento
ph= = presión hidrostática
Ty = temperatura de yacimiento
Ee = esfuerzo de cierre efectivo.
Ee= (∆f x D) – pwf
∆f = gradiente de fractura
Pwf = presión de fondo fluyendo
HS= alta resistencia (high strenght)
Considerando las características del yacimiento y los materiales seleccionados diseñar diferentes alternativas de fracturamiento (xf y FCD)
Efectuar pronósticos de producción para cada una de la las alternativas
Efectuar un análisis económico para las diferentes alternativas
Con base en el análisis económico (xf vs. VPN) definir el fracturamiento óptimo
Ejecutar en campo de acuerdo con el diseño, analizar en tiempo real, llevar un estricto control de calidad en los equipos y materiales utilizados
Evaluar el fracturamiento con las presiones, gastos, concentraciones de apuntalante y químicos monitoreados durante
la operación
Si se dispone evaluar la prueba de presión postfractura
Evaluar el fracturamiento con al menos 6 meses de datos de producción
Documentar las evaluaciones y retroalimentar el proceso para el siguiente pozo a terminar en el mismo yacimiento
B
B
EvaluaciEvaluacióónn
Información
Evaluar fractura en base a los datos del
tratamiento (geometría de fractura generada y
conductividad)
Se dispone de prueba de
presión ?
Se dispone de historia de
producción ?
Evaluar la prueba de presión (xf efectiva, sf y
FcD)
Efectuar ajuste de la historia de producción(xf efectiva, FcD y área
de drene)
Análisis e interpretación de resultados,
Incorporando la información disponible
de otras fuentes
Conclusiones y Recomendaciones
NO NO
Ret
roal
imen
taci
ón
SI SI
Pronósticos de produccióntrazadores,microsísmica,pruebas de compatibilidad,registros de temperatura,planos estructurales,planos de distribución de facies,Pruebas de conductividad retenidaPruebas de propiedades mecánicas
De este análisis se obtiene la longitud y condcutividad de fractura creadas
Gráfica Log-Log
De este análisis se obtienen varios parámetros, para el caso que se ilustra tenemos:
• Xf=138 ft• FcD=3.7• S=0• kh= 6.5 md-ft• Pi=3046 psi
Rate vs Time
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
0 20 40 60 80 100 120
Ave
rage
gas
pro
duct
ion
rate
, Msc
f/D
Time, day
De este análisis se obtienen varios parámetros, para el caso que se ilustra:
Tipo de Formación
Arenisca Carbonatos
Gas Aceite
k < 1 mD k < 5 mD
S > 10
Produce finos
Frac Pack Ver Estimulación
S > 0
Produce finos
Frac Pack Ver Estimulación
Fractura Hidráulica
Fractura Hidráulica
Gas Aceite
k < 1 mD k < 5 mD
S > 10
Fractura Acida
Fractura Acida
Ver Estimulación
S > 5
Fractura Acida
Fractura Acida
Ver Estimulación
Fractura Hidráulica
Fractura Hidráulica
py < ph
Sensible al agua
Espuma, CO2 y base aceite
base agua y base aceite
Espuma y CO2
Efectuar pruebas de laboratorio con base en la Ty para definir la composición óptima del fluido
Ee > 4000 psi
Arena 4000< Ee < 8000
8000< Ee < 12000Cerámico ligero óarena resinada
Cerámico HS ó cerámico ligero resinado
Ee > 12000 psi
Bauxita ó Cerámico HS resinado
k = permeabilidad
S = factor de daño
py = presión de yacimiento
ph= = presión hidrostática
Ty = temperatura de yacimiento
Ee = esfuerzo de cierre efectivo.
Ee= (∆f x D) – pwf
∆f = gradiente de fractura
Pwf = presión de fondo fluyendo
HS= alta resistencia (high strenght)
Considerando las características del yacimiento y los materiales seleccionados diseñar diferentes alternativas de fracturamiento (xf y FCD)
Efectuar pronósticos de producción para cada una de la las alternativas
Efectuar un análisis económico para las diferentes alternativas
Con base en el análisis económico (xf vs. VPN) definir el fracturamiento óptimo
Ejecutar en campo de acuerdo con el diseño, analizar en tiempo real, llevar un estricto control de calidad en los equipos y materiales utilizados
Evaluar el fracturamiento con las presiones, gastos, concentraciones de apuntalante y químicos monitoreados durante
la operación
Si se dispone evaluar la prueba de presión postfractura
Evaluar el fracturamiento con al menos 6 meses de datos de producción
Documentar las evaluaciones y retroalimentar el proceso para el siguiente pozo a terminar en el mismo yacimiento
B
B
RetroalimentaciRetroalimentacióónn