ESTIMULACION DE
ESTIMULACION DE POZOS MEDIANTE
POZOS MEDIANTE FRACTURAMIENT
FRACTURAMIENTO Y
O Y
EMPAQUE
INTRODUCCIÓN
INTRODUCCIÓN
INTRODUCCIÓN
INTRODUCCIÓN
INTRODUCCIÓN
INTRODUCCIÓN
•
•
En yacimientos de areniscas se tienen distintos
En yacimientos de areniscas se tienen distintos
problemas durante la vida productiva de un pozo
problemas durante la vida productiva de un pozo
tales
como:
daño,
producción
de
arena,
tales
como:
daño,
producción
de
arena,
desconsolidación de la formación, una pobre
desconsolidación de la formación, una pobre
comunicación con el yacimiento y el pozo, en el caso
comunicación con el yacimiento y el pozo, en el caso
de pozos de gas seco ó gas y condensado se presenta
de pozos de gas seco ó gas y condensado se presenta
flujo no-Darciano.
flujo no-Darciano.
•
•
La técnica de fracturamiento aplicada a este tipo de
La técnica de fracturamiento aplicada a este tipo de
pozos es un proceso de estimulación mediante
pozos es un proceso de estimulación mediante
fracturamiento hidráulico combinado con un
fracturamiento hidráulico combinado con un
empacamiento de grava que ayuda a resolver dichos
RANGOS DE PERMEABILIDAD EN EL
FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO
Permeabilidad
Tipo de yacimiento
Gas
Aceite
Baja
k < 0.5 md
k < 5 md
Moderada
0.5 < k < 5 md
5 < k < 50 md
Alta
k > 5 md
k > 50 md
L >> 50 pies W
L pulgadas
Fracturamiento convencional
Fracturamiento en alta permeabilidad
OBJETIVOS DEL FRACTURAMIENTO EN ALTA PERMEABILIDAD
Atravesar la zona dañada
Reducir las caídas de presión en la vecindad del pozo durante la producción
Mejorar la comunicación entre el yacimiento y el pozo
RESTRICCIÓN DEL CRECIMIENTO LATERAL DE LAS FRACTURAS
La clave del fracturamiento en altas permeabilidades es la técnica de
tip-screenout (TSO), que es una técnica en la cual se detiene el
crecimiento lateral de las fracturas para después poder
“inflarlas”y
SELECCIÓN DE POZOS CANDIDATOS
1
•
Pozos en los cuales se busca tener un
mejoramiento en la producción.
2
•
Pozos en los que se tienen problemas de
flujo o caídas de presión en la vecindad
del pozo.
SELECCIÓN DE POZOS CANDIDATOS
Pozos en los cuales se busca tener un mejoramiento en la producción
•Formaciones en las cuales la acidificación matricial no puede ser usada a causa de la
mineralogía o por que el daño es muy profundo o es muy grande para ser removido mediante la estimulación matricial.
1
• Arenas donde los perfiles de permeabilidad indican flujo irregular que puede influir
en la longevidad de la terminación.
2
•Múltiples zonas productoras en secuencias de arena y lutitas, en donde las capas
laminadas no permiten una comunicación con el pozo a menos que una fractura pueda proporcionar tal conexión.
3
4
SELECCIÓN DE POZOS CANDIDATOS
Pozos en los que se tienen problemas de flujo o caídas de presión en
la vecindad del pozo
• Pozos pobremente consolidados. El principal mecanismo que favorece
el fracturamiento en alta permeabilidad es la reducción en el flujo de fluidos a un ritmo deseado a causa del incremento sustancial en el área de contacto con el yacimiento. Este incremento en el área
previene la desconsolidación de la arena y su migración hacia el pozo.
1
• Distribución de permeabilidad discontinua con secciones de alta
permeabilidad que puede causar problemas durante la vida productiva.
CONSIDERACIONES PARA EL
RECONOCIMIENTO DE POZOS CANDIDATOS
Determinar que el pozo es de bajo rendimiento
Realizar una prueba de presión
Analizar el desempeño del pozo e identificar los impedimentos
de la producción
Conocimiento de la roca del yacimiento y la química de los
fluidos
Diseño
Recopilar la información necesaria para el diseño Materiales utilizados en el fracturamiento hidráulico Requerimientos de disparos Calibración del tratamiento Ejecución del tratamientoPARAMETROS DESCRIPCIÓN Y USO Permeabilidad promedio del
yacimiento, md
Útil para el cálculo de la pérdida de fluido. Esto ayudará a la elección del tamaño del apuntalante y la geometría de la fractura requerida.
Radio del drene del pozo Requisito necesario para lograr la geometría óptima de la fractura.
Datos de registros Los perfiles de rayos gama, densidad, porosidad, S w , So, Sg, litología, resistividad; nos ayudan a limitar las zonas productoras, pérdida de fluido.
Perfiles de esfuerzo Registro acústico, calibrado con datos de núcleos; las correlaciones son validadas por medio de mediciones de campo reales; se usan para definir la geometría de la fractura y el comportamiento de la presión; también permite la evaluación del esfuerzo del
apuntalante y la conductividad durante la producción.
Módulo de Young, E Se obtiene de medidas de núcleos. El valor del módulo de Young es necesario para
determinar el módulo de tensión natural, E’. Este módulo se usa para describir la
geometría que se genera.
Relación de Poisson, Esta propiedad de la formación es medida de nú cleos; se usa para entender los parámetros geométricos de la fractura; se requiere para el cálculo del módulo de tensión natural.
Propiedades y reología del sistema La densidad, formulación, comportamiento a distintas temperaturas, etc.
MATERIALES UTILIZADOS EN EL
FRACTURAMIENTO
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Tipos de fluido y
propiedades
Análisis y control de
pérdida de fluido
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S
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Propiedades
Selección
FLUIDOS UTILIZADOS ACTUALMENTE
•
Pérdida de fluido grande debido a su baja viscosidad.
Capacidad de transporte mínima. Pueden ofrecer un
daño mínimo al realizar el tratamiento.
Fluidos newtonianos
•
Mayor control de pérdida de fluido debido a que su
viscosidad es mayor que los fluidos newtonianos.
También ofrecen una mayor capacidad de transporte del
apuntalante.
Geles de polímero
no-reticulado
•
Es un fluido reversible, que es una propiedad que ayuda
a tener un mayor control de pérdida de fluido debido a la
formación de un enjarre en la superficie de la cara de la
Fluidos reticulados
•
Estables a temperaturas mayores a 300 °F, capacidad de
transporte excelente, este tipo de fluido genera un daño
mucho mayor debido a que forma pequeños filtros
irreversibles en la cara de la fractura.
Fluidos reticulados
órgano-metálicos
•
Compatibles con los fluidos de la formación, altos costos en el
aceite refinado. Tienen un gran impacto al medio ambiente
por ello su uso es solo e operaciones en tierra.
Aceite gelificado
•
Fluido viscoso libre de polímeros eliminando los mecanismos
de daño convencional, el control de la pérdida de fluido se
obtiene de la viscosidad siendo menos eficientes que los
Geles surfactantes
Condiciones del yacimiento Fluido adecuado Fluido no adecuado Longitud del intervalo productor
<50 pies Gel lineal, gel surfactante Borato reticulado 50 a 100 pies Gel lineal, gel surfactante, borato reticulado
>100 pies Borato reticulado Gel lineal, gel surfactante Permeabilidad del yacimiento y tipo de fluido
Gas, < 50 md Gel lineal, gel surfactante, borato reticulado
Gas, > 50 md Borato reticulado Gel lineal, gel surfactante Aceite, < 500 md Gel lineal, gel surfactante, borato reticulado
Aceite, > 500 md Borato reticulado Gel lineal, gel surfactante Aceite pesado, > 500 md Gel lineal, gel surfactante, borato reticulado
Calidad del yacimiento
Arena uniforme Gel lineal, gel surfactante, borato reticulado
Intervalos laminados Borato reticulado Gel lineal, gel surfactante Capas intercaladas con arcillas Borato reticulado Gel lineal, gel surfactante Contactos cercanos de agua o gas
< 50 pies Gel lineal, gel surfactante Borato reticulado
> 50 pies Borato reticulado Gel lineal, gel surfactante Gradiente de presión del yacimiento
AGENTES SUSTENTANTES
PropiedadesForma
Tamaño
Densidad ResistenciaSELECCIÓN DEL APUNTALANTE
Potencial de producción
Control de arena de la formación
Disponibilidad del apuntalante
REQUERIMIENTOS DE DISPAROS
Fase
Densidad de
disparos
Tipo de carga
Longitud del
intervalo
disparado
Disparos
bajo- balance y
sobre-balance
CALIBRACIÓN DEL TRATAMIENTO
Trabajo Objetivo
Inyección de ácido Remover el daño asociado con la pérdida de circulación después de los disparos
Prueba de inyección
Determinar el gasto y la presión de extensión de la fractura y límite superior de la presión de cierre.
Minifractura Determinar la presión de cierre, tiempo de cierre, la eficiencia y el coeficiente de pérdida de fluido
EJECUCIÓN DEL
TRATAMIENTO
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Modo de
inyección forzada
Modo de
circulación
CASO
HISTÓRICO
TRABAJOS PREVIOS AL FRACTURAMIENTO
•Inyección de 750 galones de fluido al 10% de HClTrabajo con
ácido
•Se determinó el límite superior de la presión de cierre a 3,307 psia y un gasto de 5.1 bl/minPrueba de
inyección
•Presión de cierre de 3,875 psia •Eficiencia de fluido de 9% •Coeficiente de pérdida de fluido de 0.032 pie/Minifractura
FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO
Volumen de fluido por etapa (gal) Concentración del apuntalante por etapa (lbm/gal) 5,000 0 2,000 0.5 750 0.5 a 2.0 750 2.0 a 4.0 750 4.0 a 6.0 750 6.0 a 8.0 750 8.0 a 10.0 750 10.0 Total 11,500 27,438 lbmRESULTADOS EN LA PRODUCCIÓN
El pozo anteriormente
estaba produciendo 200
barriles de aceite por día y
200 mil pies cúbicos de gas
Después del fracturamiento
se logró obtener una
producción de 1,718 barriles
de aceite por día y 968 mil
CONCLUSIONES Y
La selección de los pozos candidatos debe ser minuciosa teniendo en cuenta la
evaluación económica y logística para poder aplicar esta técnica, a pesar de que existan otros métodos que puedan ayudar a resolver los mismos problemas durante la vida productiva de un pozo.
Los problemas de pérdida de fluido requieren de la comprensión de los sistemas de fluidos que actualmente se usan en el fracturamiento en altas permeabilidades. Las características del fluido, apuntalante, geometría de la fractura y propiedades del
yacimiento permiten realizar estudios en los cuales se seleccione el sistema óptimo que permita el éxito del tratamiento. La revisión bibliográfica que se realizó en este trabajo, permitió ofrecer un análisis sobre dicho comportamiento de pérdida la cual es crucial para la optimización de las fracturas en yacimientos de alta permeabilidad.
Es muy recomendable actualizarse en artículos que sean publicados sobre fluidos de vanguardia que se utilicen durante el proceso de fracturamiento en alta permeabilidad, ya que debido al aumento de la aplicación de esta técnica alrededor del mundo, se
