Disparos Para Fracturamiento Hidraulico - KSST Nortex

Disparos para Fracturamiento Hidraulico

Alfredo Fayard

Obje Ob jetitivo vo de los los Dispa Disparos ros Desd De sdee un unaa pe pers rspe pect ctiv ivaa de Fr Frac actu tura rami mien ento to

• Com omuuni niccac acio ionn par araa la pr prod oduc ucci cioon de hi hidr drooca carb rbur uros os del yaci ya cimi mien ento to al pozo pozo • fractura • Com omuuni niccac acio ionn par araa co colo loccar el apu apunnta tala lannte en la fo form rmaaci cioon • Tec ecni nica ca de Div Diver erge genc ncia ia (e (enn trata tratami mien ento toss “l “lim imitited ed ent entry ry”) ”)

Obje Ob jetitivo vo de los los Dispa Disparos ros Desd De sdee un unaa pe pers rspe pect ctiv ivaa de Fr Frac actu tura rami mien ento to

• Com omuuni niccac acio ionn par araa la pr prod oduc ucci cioon de hi hidr drooca carb rbur uros os del yaci ya cimi mien ento to al pozo pozo • fractura • Com omuuni niccac acio ionn par araa co colo loccar el apu apunnta tala lannte en la fo form rmaaci cioon • Tec ecni nica ca de Div Diver erge genc ncia ia (e (enn trata tratami mien ento toss “l “lim imitited ed ent entry ry”) ”)

Tecn ecnica icass de Dispar Disparos os • Bajo-balance - Presion en la la co columna menor que Pr (5 (500 - 4000 ps psi) - Par araa fac facililititar ar la re remo moccio ionn de lo loss fin finos cr crea eado doss co conn el dis dispa paro ro • Propelentes - Pulso rapido de pr presion crea fracturas radiales - Me ora la comunicacion ozo-formacion - Redu duce ce la la tor tortu tuos osid idaad y la la Pre Presi sioon de Ru Rupt ptur uraa (F (FBP BP)) • Sobre re-b -baalance Ext Extre remo mo - Cre reaaci cion on de frac fractu tura rass cor orta tas, s, re redu ducc ccio ionn de tor tortu tuoosid idad ad y FB FBP • Bajo-balance Di Dinamico - PURE - Me Mejo jora ra la co cone nect ctiv ivid idad ad co conn la fo forma rmaci cion on,, redu reduce ce la la tortu tortuos osid idad ad

Disparos Optimizados • Previenen la re-orientacion de la fractura (tortuosidad). • Reducen la creacion de fracturas multiples. • Minimizan FBP. • Mejoran la inyectividad de fluidos de fracturamiento. • Reducen las caidas de presion por friccion. • Reducen las caidas de presion durante la produccion (skin por flujo convergente)

Consideraciones para Disparos Consideraciones  FPB  Creacion de micro-anillo entre el cemento y la formacion  Multiples fracturas cercanas al pozo  Re- Orientacion de la fractura (tortuosidad)

Variables  Intervalo a Disparar   Densidad de Disparos  Fase de los Disparos  Eleccion del Sistema  – Penetracion  – Agujero de entrada 

Siempre hay un compromiso!!!

Formation Breakdown Pressures (FBP) • Depende de la limpieza de los tuneles - Remocion de finos y zona comprimida

• Depende de la fase del sistema - Es minima cuando se orientan los disparos. se conoce.

• Depende de la desviacion del pozo - Puede ser considerable en pozos de alta desviacion. - Es importante la direccion de los esfuerzos con respecto a la posicion del pozo.

Problemas de Disparos no Orientados

• Preventing fracture re-orientation (i.e. tortuosity). • Reducing the occurrence of near wellbore multiple fractures. • Minimizing breakdown pressures. Enhance injectivity of fracture . • Reduce perforation friction pressure losses. • Reduce pressure losses during production (i.e. convergent flow skin)

Interfase Cemento / Formacion Restriction Area Wellbore

Fracture

Channel to Fracture Wings

• • • •

Fracture

Perforation

Micro-anillo separa el cemento de la formacion. Se observa en una gran cantidad de casos. Creado durante los disparos o la iniciacion de la fractura. Fractura creada desde un pozo abierto, a lo largo del plano preferencial de fracturas.

Efecto de la fase en el Microanillo Perforation Cement Fracture

Preferred Fracture Plane

• Disparos en el PFP daran fracturas que crecen en el PFP. • Disparos no alineados con el PFP (i.e. diferencia > 100) resultan en micro-anillo.

Fracturas Multiples, Cerca del Pozo

Prefered Fracture Plane

300 Terminated, Secondar Strand

Micro-annulus Multiple Fractures

• Pozos Verticales: Fracturas Multiples existen en la zona vecina la pozo Problema: fracturas multiples compiten, generando presiones mas altas durante el tratamiento

• Tendencia que una sola fractura sea la dominante en el campo lejano

Iniciacion de la Fractura asumiendo un campo de esfuerzo ortogonal

de disparos concentrado

Esfuerzo minimo

fracture unica ayuda a optimizar  Se genera

Multiples fractura impide optimi

Re-orientacion de Fracturas Pozos Horizontales • Fracturas Longitudinales causan algun grado de re-orientacion

Prefered Fracture Plane

• La re-orientacion siempre sucede, a menos que el pozo este perforado exactamente en la direccion del esfuerzo horizontal maximo. • Fracturas Ortogonales: No se re-orientan

Intervalo de Disparos

• Disparar el alto de fractura esperado • Alta densidad de disparos para minimizar caidas de presion y flujo convergente • Intervalo limitado en horizontales y alta desviacion

Densidad de Disparos • Minimiza la caida de presion por  • Densidad Efectiva:  – 3/3 for 180o friccion:  – 2/3 for a 120o 1 ∆Pperf α

2

n

• Alta densidad recomendada cuando el intervalo disparado es limitado • Integridad del Cemento

 – 1/3 for a 60o

Efecto de Fase de los Disparos

Profunidad de Penetracion

•

La penetracion debe ser suficiente para conectar  mas alla de la zona kd  – Hacer un agujero en la TR, a traves del cemento y en la formacion

•

La eleccion del sistema debe poner prioridad en el agujero de entrada en la TR.

Efecto del agujero de entrada 10   n    i   m    /    l    b    b  ,   n   o    i    t   a   r   o    f   r   e    P    /   e    t   a    R   w   o    l    F

9 8 7 6 5 4

50 psi pressure drop

3

100 psi pressure drop

2

200 psi pressure drop

1 0 0

0.2

0.4

0.6

Perforation Diameter, inch

0.8

1

Efecto del fluido 0.65 0.60    h   c 0 . 5 5   n    i  ,   r   e    t 0 . 5 0   e   m 0 . 4 5   a    i   e    l   o    H   g   n    i   s   a    C

2 - 1 /2 D e e p Penetrator 2 - 1 /2 B ig H o l e

0.40 0.35

3 - 3 /8 D e e p Penetrator

0.30 0.25 0.20 0

0 .5

1

1 .5

W a t e r C le a r a n c e , in c h

2

Agujero de Entrada 10

 .   a    i    D  .   p   o   r    P   e   g   a   r   e   v    A    /  .    i    D  .    f   r   e    P

Tap Water 8

100 cp HEC Solution

6

4

Proppant Size

Prop Mean Diam [in]

Perf Diam [in]

20/40

0.022

0.22

16/30

0.031

0.31

12/20

0.041

0.41

2

0

0

2

4

6

9

10

30

Maximum Proppant Concentration (PPA)

• El diametro debe ser como minimo 6 veces el diametro del apuntalante • Se recomienda 8 - 10 veces el diametro

Tecnica de Disparos PURE

• Criterio de Seleccion - Disparos limpios minimizan tortuosidad y FBP

• En order de Preferencia: - PURE - Propelentes / EOB - Bajo-balance Convencional

• La aplicacion depende de las caracteristicas de la formacion - Propiedades Mecanicas, Permeabilidad, Presion

P4

PURE pre-Fracturamiento 

Pozo en Norte de Mexico – 4 m Convencional y 4 m PURE – – Tortuosity + Friccion: 161 psi – (Usual 350 – 400 psi)

Alternativas de Perforacion - Multifrac Pozos Horizontales Fracturas Naturales

• •

Perforar para intersectar el maximo numero de fracturas Maximizar el beneficio por  anisotropia horizontal

Multifrac Pozos Horizontales

• •

Alineado con la orientacion preferida en el campo lejano Fracturas Ortogonales o colineales.

Re-orientacion de la Fractura en Pozos Horizontales Fractura Unica

Multiples fracturas

Pozo perforado paralelo al max. esfuerzo      o      o      z      r      m      e       i      u      x       f      a      s      m      e

Pozo perforado perpendicular  al max. esfuerzo

Disparos en Pozos Horizontales • Frac Colineal - Incrementar el intervalo disparado (10-20 ft.) para mejorar la produccion post-tratamiento y minimizar proppant flowback - Considerar que el azimuth de la fractura/pozo no difieran por mas de 10o, pues podria inducir multiples fracturas discontinuas. - sp , ase arr a y a a o - Agujeros de maximo diametro (0.6”-0.8”)

• Frac Ortogonal - Disparar solo 2-4 ft por fractura - Agujeros de maximo diametro (0.6”-0.8”) - Alta densidad, minima fase:12 spf, 45o phased

Integridad del Cemento

• Use el registro de cementacion para colocar el frac selectivamente • Un buen sello en el intervalo disparado, contribuye a limitar el numero de fracturas. • Una pobre integridad de cemento puede resultar en un , multiples fracturas angostas. • La fractura angosta puede inducir alta presiones por friccion e incrementar el riesgo de arenamiento (screen-out ).

Disparos para Fracturamiento- Perfiles de Esfuerzos 

Diversos perfiles de esfuerzos dictaran diferentes practicas de disparos/fracturas      s  – Esfuerzo Lineal  – Zonas Depresionadas  – Barreras de Esfuerzo Competentes / Contraste de Esfuerzos  – Perfil Variable de Esfuerzos

     e      r      e       t      n       I      e       d      a      n      o       Z

a

b

c Esfuerzo

d

Geometria de Fracturas en funcion del Esfuerzo 2550

< 0.0 lb/ft2 0.0 - 0.2 lb/ft2 0.2 - 0.4 lb/ft2 0.4 - 0.6 lb/ft2 0.6 - 0.8 lb/ft2 0.8 - 1.0 lb/ft2 1.0 - 1.2 lb/ft2 1.2 - 1.4 lb/ft2 1.4 - 1.6 lb/ft2 > 1.6 lb/ft2

2600   m   -

  p   e

2650

  e

Simulacion basada en Modelo y Conocimiento Locales

2700 Fracture# 1 Initiation MD = 2743.50 m

2750 7000

7500

8000

-0.2

Stress - psi

-0.1

0

0.1

0.2

0

50

ACL Width at Wellbore - in

100

150

2550

250

< 0.0 lb/ft2 0.0 - 0.2 lb/ft2 0.2 - 0.3 lb/ft2 0.3 - 0.5 lb/ft2 0.5 - 0.7 lb/ft2 0.7 - 0.8 lb/ft2 0.8 - 1.0 lb/ft2 1.0 - 1.1 lb/ft2 1.1 - 1.3 lb/ft2 > 1.3 lb/ft2

2600   m   -

  p   e

200

Fracture Half-Length - m

2650

  e

2700 Fracture# 1 Initiation MD = 2745.00 m

2750 7000

7500

8000

Stress - si

-0.2

-0.1

0

0.1

ACL Width at Wellbore - in

0.2

0

50

100

150

Fracture Half-Len th - m

200

250

Simulacion incorporando el Flujo de Trabajo

Caso I – Disparos en la posicion incorrecta 







Se ignoro el perfil de ACL Fracture Profile and Proppant Concentration esfuerzos 2600 La fractura crecio hacia 2700 arriba sin conectar los disparos ni la zona principal 2800 Comunicacion limitada entre la fractura y el pozo Perforations 3000 Pay Produccion limitada • 60-80 BPD • El analisis de Produccion indica mayor potencial



Mejora: disparos hacia la parte inferior: • 220 BOPD

MisplacedPerforationsExample

< 0.0 lb/ft2 0.0 - 0.5 lb/ft2 0.5 - 1.0 lb/ft2 1.0 - 1.5 lb/ft2 .  - . 2.1 - 2.6 lb/ft2 2.6 - 3.1 lb/ft2 3.1 - 3.6 lb/ft2 3.6 - 4.1 lb/ft2 > 4.1 lb/ft2

3100

3200

3300 1000

2000 3000-0.6 -0.3 0 0.3 0.6 0 ACL Width at Wellbore (in) Stress (psi)

25

50 75 Fracture Half-Length (ft)

100

Case II – Presion de Tratamiento Correlada FracCADE*

.



Treating Pressure Match 3000

60

2500

50

   i   s   p   - 2000   e   r   u   s   e   r 1500    P   g   n    i    t 1000   a   e   r    T

20

16

 S  l   40  u r  r   y

P  r   o 12  p R   C   a  o  t   n  e 30  c -  -   b  P   b  l   8 P   /   m A  n 20 i  

Tr. Press. (JobData) Tr. Press. (PropFRAC)

500

10

4

Slurry Rate Prop Concentration 0

Mejor ubicacion de Disparos:

0

5

10

15

Treatment Time - min

*Mark of Schlumberger

0 20

0

• Reducido numero de disparos por etapa • Colocados estrategicamente • Concentracion de disparos en zonas de altos esfuerzos favorecen la ruptura e interconeccion • Todos los disparos abiertos en comparacion a la tecnica “limited entry”

Disparos par Fracturamiento 

Estrategia Optimizada

• Ubique los disparos donde mas se necesitan, considerando: correlacion con la descripcion del yacimiento, distribucion de esfuerzos, contraste entre zonas, densidad de disparos y fase • Seleccione la tecnica que genere los disparos mas limpios  – Mejor conectividad al yacimiento, reduccion de tortuosidad y de presion de rompimiento

• Minimize la creacion de fracturas multiples y re-orientacion de la fractura • Reduzca las caidas de presion por friccion en los disparos y por flujo convergente

Ejemplo de Anisotropia de Esfuerzos - Mexico

Sonic Scanner

Fracturas

Esfuerzos

Fracturas

Plataforma para Punzados Orientados - WPP

Centralizer WP MOtor Tool WP TElemetry Tool WP Press & Temp Tool WP GYro carrier Tool WP Completion Mapper WP Gamma Ray Tool (PTC) WP Shooting Tool

Efecto de la orientacion 8000 7000 6000

Direct offset Comparison

   )    i   s5000   p    (   e   r   u4000   s   s   e   r3000    P

~ . Conventional Perforating (~ 0.8 mmcf/day @ 90 days)  – Two wells  – - One well utilizing oriented perf, perf. the other using conventional  – - Immediate offsets and comparable log quality

2000 1000 0

0

25

50

75 Time (min)

100

125

150

Diatomite – Resultados del Tratamiento (Friccion excesiva cerca del pozo - Pozo #3) 600

Offset Data Oriented Data

500

   e 400    r    u    s    e    r 300     P  .    e    v     A 200

100

0 Zone 1

Zone 2

Zone 3

Flujo de trabajo - PowerSTIM Analisis pozos vecinos Go Close the loop (guarantee  )

Seleccion del Candidato

Flowback data

Analisis Post-fractura

Go

Logs

StimMAP

Cores

Recoleccion de datos Go

Go

Implementacion de la fractura

Programa fractura

Go

Optimal fluids

MF and DF analysis

Onsite testing

Strategy for problem wells

Frac model

Productivity prediction

Go

Descripcion yacimiento Stress model

Well potential

Target zones identification