Estimulacion de Pozos Mediante Fracturamiento y Empaque

ESTIMULACION DE POZOS MEDIANTE FRACTURAMIENTO FRACTURAMIENTO Y EMPAQUE

INTRODUCCIÓN

INTRODUCCIÓN

INTRODUCCIÓN • En yacimientos de areniscas se tienen distintos

problemas durante la vida productiva de un pozo tales como: daño, producción de arena, desconsolidación de la formación, una pobre comunicación con el yacimiento y el pozo, en el caso de pozos de gas seco ó gas y condensado se presenta flujo no-Darciano.

• La técnica de fracturamiento aplicada a este tipo de

pozos es un proceso de estimulación mediante fracturamiento hidráulico combinado con un empacamiento de grava que ayuda a resolver dichos

RANGOS DE PERMEABILIDAD EN EL FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO Tipo de yacimiento

Permeabilidad

Baja

Moderada

 Alta

Gas

 Aceite

k < 0.5 md

k < 5 md

0.5 < k < 5 md

5 < k < 50 md

k > 5 md

k > 50 md

GEOMETRÍA DE LA FRACTURA Fracturamiento convencional  L >> 50 pies W 

Fracturamiento en alta permeabilidad  L  pulgadas

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

Reducir el efecto del flujo No-Darciano

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  sustentarlas con el apuntalante necesario.

SELECCIÓN DE POZOS CANDIDATOS • Pozos en los cuales se busca tener un

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mejoramiento en la producción.

• Pozos en los que se tienen problemas de

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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

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• 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.

• Arenas donde los perfiles de permeabilidad indican flujo irregular que puede influir

en la longevidad de la terminación.

• 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.

SELECCIÓN DE POZOS CANDIDATOS Pozos en los que se tienen problemas de flujo o caídas de presión en la vecindad del pozo

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• 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.

• 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

Ejecución del tratamiento

Diseño

Calibración del tratamiento

Requerimientos de disparos

INFORMACIÓN NECESARIA PARA EL DISEÑO PARAMETROS

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    s    e    t    n    a    r    u    t    c    a    r     f    s    o     d     i    u

Tipos de fluido y  propiedades  Análisis y control de pérdida de fluido

   s    e    t    n    a    t    n    e    t    s    u    S    s    e    t    n    e

Propiedades Selección

FLUIDOS UTILIZADOS ACTUALMENTE Fluidos newtonianos

Geles de polímero noreticulado

Fluidos reticulados

• Pérdida de fluido grande debido a su baja viscosidad.

Capacidad de transporte mínima. Pueden ofrecer un daño mínimo al realizar el tratamiento.

• 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.

• 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 UTILIZADOS ACTUALMENTE Fluidos reticulados órganometálicos

 Aceite gelificado

Geles surfactantes

• 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.

• 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.

• 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

Condiciones del yacimiento

Fluido adecuado

Fluido no adecuado

Longitud del intervalo productor 100 pies

Gel lineal, gel surfactante

Borato reticulado

Gel lineal, gel surfactante, borato reticulado

Borato reticulado

Gel lineal, gel surfactante

Permeabilidad del yacimiento y tipo de fluido Gas, < 50 md Gas, > 50 md  Aceite, < 500 md  Aceite, > 500 md  Aceite pesado, > 500 md

Gel lineal, gel surfactante, borato reticulado

Borato reticulado

Gel lineal, gel surfactante

Gel lineal, gel surfactante, borato reticulado

Borato reticulado

Gel lineal, gel surfactante

Gel lineal, gel surfactante, borato reticulado

Calidad del yacimiento  Arena uniforme Intervalos laminados Capas intercaladas con arcillas

Gel lineal, gel surfactante, borato reticulado

Borato reticulado Borato reticulado

Gel lineal, gel surfactante Gel lineal, gel surfactante

Gel lineal, gel surfactante Borato reticulado

Borato reticulado Gel lineal, gel surfactante

Contactos cercanos de agua o gas < 50 pies > 50 pies Gradiente de presión del yacimiento

AGENTES SUSTENTANTES Forma

Resistencia

Propiedades

Densidad

Tamaño

SELECCIÓN DEL APUNTALANTE Potencial de producción Control de arena de la formación Disponibilidad del apuntalante

REQUERIMIENTOS DE DISPAROS Fase

Densidad de disparos Longitud del intervalo disparado

Tipo de carga

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    o     i    c     i   v    r    e    s    e     d    a    t    n    e     i    m    a    r    r

Modo de inyección forzada Modo de circulación

TUBOS DE DERIVACIÓN

CASO HISTÓRICO ARENA I-1, SOUTH MARSH ISLAND AREA

TRABAJOS PREVIOS AL FRACTURAMIENTO Prueba de inyección • Inyección de 750 galones

de fluido al 10% de HCl

Trabajo con ácido

• Se determinó el límite

superior de la presión de cierre a 3,307 psia y un gasto de 5.1 bl/min

• Presión de cierre de 3,875

psia • Eficiencia de fluido de 9% • Coeficiente de pérdida de fluido de 0.032 pie/

Minifractura

FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO

Total

 Volumen de fluido por etapa (gal)

Concentración del apuntalante por etapa (lbm/gal)

5,000 2,000 750 750 750 750 750 750 11,500

0 0.5 0.5 a 2.0 2.0 a 4.0 4.0 a 6.0 6.0 a 8.0 8.0 a 10.0 10.0 27,438 lbm

GEOMETRÍA DE LA FRACTURA

RESULTADOS 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 RECOMENDACIONES

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 siguen realizando estudios y pruebas a distintos sistemas de fluidos.