FRACTURAMIENTO DE POZOS

FRACTURAMIENTO FRACTURAMIENTO DE POZOS POZOS

Antes de ejecutar un fracturamiento hidráulico, se realiza un diseño en el cual se debe de tener conocimiento de diversos parámetros que serán empleados en cualquier software de las difere erentes empresas de servicios,

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Se usan los softwares para la simulación de los parámetros de fractura, mencionando algunos como:

longitud ancho conductividad alto de fractura plan de bombeo concentración del agente de soporte 

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Ajustando de tal manera estos parámetros a los requeridos en cada trabajo en particular

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Antes de la evaluación de la fractura son ejecutadas una serie de pruebas (comunicación, prebolado, mini frac,entre otros).

La evaluación de la fractura es realizada inmediatamente después de finalizado el bombeo, con la data obtenida de las presiones manejadas durante el tratamiento.

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Considerando en esta evaluación el tiempo de cierre, el empaque de la fractura, longitud alcanzada, los intervalos fracturados, si ocurrió arenamiento en el pozo durante o después de la fractura, el tiempo de rompimiento de gel de la fractura, tiempo de activación de los pozos después de finalizado el trabajo determinando de esta manera el éxito o fracaso de la operación de la fractura.

DESCRIPCIÓN DEL PROCESO DE FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO 

Consiste en una mezcla de químicos especiales para obtener un fluido apropiado y así poder bombear la mezcla del fluido dentro de la zona a altas tasas y presiones para acuñar y extender la fractura.

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Inicialmente un fluido llamado Pad (fluido de fracturamiento) es bombardeado para la fractura inicial, la primera cantidad de fluido que entra en la fractura se encarga de la creación de la misma y del control de la pérdida de fluido dentro de la formación, a lo largo de las superficies de la formación creadas por la fractura, las cuales son paredes de la misma.

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Las fracturas se extienden o se propagan a medida que se continúa bombeando el fluido de tratamiento. La fractura producida proveerá canales de alta conductividad desde el yacimiento hasta el fondo del pozo. Se podría considerar que después de fracturar un pozo, se origina un cambio de patrón de flujo radial o lineal

EQUIPOS DE FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO Los equipos de fracturamiento actualmente usados son: 

Equipos de almacenamiento de fluidos. Equipos de almacenamiento de agentes de sostén. Equipos mezcladores. Equipos de bombeo de alta presión. Centro de control. Líneas de superficie y de distribución

EQUIPO DE FRACTURAMIENTO

Programa de bombeo: 

1.Precolchón (si aplica),

gelificado o no, puede utilizarse HCL preflujo gelificado que se bombea antes de agregar el agente de sostén 

2.Colchón o

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3.Dosificación del

agente de sostén concentraciones escalonadas y crecientes. 

4.Fluido acarreador,

lleva el material de soporte a concentraciones crecientes. 

5.Desplazamiento,

fluido limpio con la finalidad de desplazar la mezcla fluido /agente de sostén

CASO HISTÓRICO ARENA I1 SOUTH MARSH ISLAND AREA TRABAJOS PREVIOS AL FRACTURAMIENTO

 Inyección de 750 galones de fluido al 10% de HCl

Trabajo con ácido

Prueba de inyección  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 3,875psia  Eficiencia de fluido de 9%  Coeficiente de pérdida de fluido de 0.032 pie

Minifractura

FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO

GEOMETRÍA

DE LA FRACTURA

RESULTADOS EN LA PRODUCCIÓN 

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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 pies cúbicos de gas.

Anexo

SARTA DE FRACTURAMIENTO HIDRAULICO

PROCEDIMIENTO OPERACIONAL PARA REALIZAR TRABAJO DE FRACTURAMIENTO (POZO X). 

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Mover torre de reacondicionamiento a locación 2.- Controlar pozo con agua futrada y tratada. 3.- Desarmar cabezal de pozo, armar BOP, sacar completación de bombeo jet. 4.- Chequear presencia de escala, sólidos y corrosión. 1.-

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Bajar con broca y raspa tubos en tubería de 3.5" hasta 10,098ft. No moler retenedor de cemento (asentado a 10,093 ft; únicamente toparlo levemente). 6.- Bajar sarta de prueba con packer en la punta para realizar prueba de inyectividad a "U". Si la inyectividad es baja, bombear 500 gal de acido clorhídrico al 10%. 7.- Sacar sarta de prueba a superficie 8.- Bajar retenedor de cemento en tubing de 3.5" para realizar squeeze en "U". 9.- Asentarlo a 9,900 ft. Programa de bombeo de cemento de acuerdo a recomendaciones de compañía de servicios. 10.- Bajar sarta para moler retenedor de cemento a 9,900 ft, más cemento hasta 10,098, retenedor de cemento a 10,098 ft, retenedor de cemento a 10,100 ft, moler y bajar ubre hasta10,545 ft (tope de cemento encima de collar flotador). Circular para limpiar y sacar. 5.-

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Bajar sarta de evaluación para la arena "T" con sensores de fondo para realizar buid up. Tiempo estimado de producción requerido es 30hrs. Tiempo de cierre alrededor de 30hrs (a ser verificado posteriormente, basado en resultados de simulación para diseño de buid up). NOTA: Si el pozo no produce, suspender la evaluación, sacar sarta de prueba y bajar sarta de fractura 13.- Movilizar y armar equipo de Schlumberger para fracturamiento hidráulico. NOTA: e! taladro deberá suministrar un estimado de 1,200 bbls de agua fresca filtrada cara realizar la mezcla de los fluidos de tratamiento. 14.- Sacar sarta de prueba y bajar sarta de fracturamiento hidráulico consistente en:3-1/2" EUE Niple campana 3-1/2" EUE, 9.3#/ft, 1 tubo3-1/2" EUE, packer tipo positrieve a ser asentado a 9,951 ft3-1/2" EUE, 9.3#/ft, 1 tubo3-1/2" EUE, No go, diámetro interno es 2.25"3d/2" EUE, 9.3 #/ft, tubing hasta superficie. NOTA: 12.-

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Realizar prueba de líneas de con 8,500 psi contra válvula de tapón en cabezal de pozo. Si la prueba es satisfactoria durante 5minutos, liberar presión, abrir cabezal de pozo y probar con7,500 psi contra standing valve durante 5 minutos. 16.- Si la prueba es exitosa, liberar presión, retirar conexiones en cabezal de pozo y recuperar standing valve con slickline. 17.- Realizar tubing pickle:10 bbls de 10% HCL Desplazar hasta que el ácido se encuentre a 1 bbls cerca del bypass. Detener bombeo, cambiar válvulas en superficie y reversar al tanque de viaje del taladro donde será neutralizado antes de desechar el fluido. 18.- Desconectar líneas de tratamiento. 19.- Asentar packer, probar anular con 800 psi. 20.- Conectar líneas de tratamiento en el cabezal de pozo 21.- Realizar DataFRAC, el cuál consistirá en lo siguiente: Prueba multitasas ascendente y descendente hasta 12 bpm,utilizando150 bbls de FreFLO Prueba de inyección con 300 bbls de YF130HTD, bombeados a19 bpm. 22.- Esperar declinación de presión durante aproximadamente1hr. Realizar verificación de fluidos, mezclar más gel lineal encaso de necesidad. 23.- Realizar operación de fracturamiento hidráulico, el cual tentativamente tendrá la siguiente secuencia: 15.-

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Por favor tomar en cuenta que este programa de bombeo considera un sub-desplazamiento de 3.0 bbls.

Esperar cierre de fractura. Liberar presión. Si el pozo fluye, recuperar los fluidos de la formación por un período estimado de4hrs para luego controlarlo con salmuera a 8.5 ppg. 24.-

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NOTA: En caso de arenamiento prematuro, la limpieza de la tubería será realizada con coiled tubing. La operación de coiled tubing incluyendo armado, operación de limpieza y desarmado, toma alrededor de 18-20hrs. 25.- Si el pozo no fluye, desasentar el packer, circular pozo en reversa hasta obtener retornos limpios. 26.- Sacar sarta de fractura, correr sarta de evaluación para poner pozo en producción por bombeo jet. 27.- Evaluar pozo hasta obtener producción estabilizada. Verificar que no existe producción de finos o apuntalante. 28.- Realizar build up post-fractura, período de producción y de cierre a ser definidos. 29.- Bajar completación de producción definitiva de acuerdo a los resultados de la evaluación y diseño por parte de Ingeniería de Petróleos NOTA: en caso de que la completación de producción consista en bomba electrosumergible, las frecuencias de trabajo inicial es para que el pozo produzca, tendrán que ser lo más bajas posible para reducir los riesgos de migración de finos, producción de apuntalante, etc. 30.- Realizar prueba de producción

BIBLIOGRAFIA 

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http://es.scribd.com/doc/75271894/Fracturamie nto-Hidraulico-Herlinsv http://es.scribd.com/doc/31552905/fracturamie nto-hidraulico http://es.scribd.com/doc/73360618/FRACTURAM IENTO-HIDRAULICO http://es.scribd.com/doc/56565624/07FRACTURAMIENTO-HIDRAULICO http://es.scribd.com/doc/65474150/Estimulacion -de-Pozos-Mediante-Fracturamiento-y-Empaque