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Fracturamiento Hidráulico en Pozos de Shale Gas Juan Bernardo Nieto A. Reservoir Stimulation Engineer 

Agenda

• Introducción al Fracturamiento Hidráulico. • Fracturamiento Hidráulico en Shale Gas. • Shale Gas en Colombia. •Equipos Fracturamiento Hidráulico y Coiled Tubing. Tubing. • Laboratorios Estimulación.

Agenda

• Introducción al Fracturamiento Hidráulico. • Fracturamiento Hidráulico en Shale Gas. • Shale Gas en Colombia. •Equipos Fracturamiento Hidráulico y Coiled Tubing. Tubing. • Laboratorios Estimulación.

Fracturamiento Hidráulico u n camino/canal para • Es el proceso de producir un

incrementar la conductividad desde el yacimiento al wellbore.  – La fractura se genera aplicando presión de fluido a

la formación.  – La conductividad se crea ubicando un material resistente al “crush” dentro de la fractura.

Características Básicas de una Fractura

Longitud

 Ancho

 Altura

Características de la Fractura • Conductividad de la Fractura Apuntalada:  – Capacidad de flujo de la fractura.  – Igual a la permeabilidad del apuntalante por el ancho

promedio apuntalado.  –  A mayor conductividad, mayor productividad  – hasta

un punto. • Longitud de la Fractura Apuntalada:  –  A mayor longitud, mayor productividad siempre que

exista suficiente conductividad.

 Alta vs. Baja Permeabilidad • En Formaciones de Alta Permeabilidad se requieren

fracturas cortas y anchas.  – Productividad limitada por la conductividad de la

fractura.  – Fracturas diseñada para un máximo ancho

apuntalado.  – Longitud apuntalada es menos importante.

 Alta vs. Baja Permeabilidad • En Formaciones Baja Permeabilidad ‘Shale’ se requieren

fracturas largas y delgadas.  – Productividad limitada por la capacidad de la formación

para entregar hidrocarburos a la fractura.  – Fácil para hacer fracturas significativamente más

conductivas que la formación.  – Fracturas diseñadas para un área de flujo máxima

(ejemplo, máxima longitud).

Factores del Diseño • Permeabilidad  – Permeabilidad de la Formación.  –  Apuntalante en la Fractura. • Permeabilidad del Apuntalante. • Condiciones de Producción Post-Tratamiento.

 – Fracturas Acidas • Conductividad de la Fractura.

LA PERMEABILIDAD DE LA FORMACION ES LA PIEZA MAS IMPORTANTE QUE SE NECESITA PARA DISEÑAR UN TRABAJO DE FRACTURAMIENTO HIDRAULICO

Factores del Diseño • Compatibilidad con Fluidos de Formación  – No deben reaccionar con minerales de la formación.  – No deben afectar la humectabilidad y la permeabilidad

relativa.  – No debe dejar residuo de polímero en la formación o

en el paquete apuntalado.  – El líquido no debe formar bloques inmóviles de fluidos

en la formación.

Factores del Diseño • Perforaciones, tienen mucha influencia en el éxito de

los trabajos de fracturamiento hidráulico:  – Minimizar la tortuosidad.  – Controlar la iniciación de la fractura.  – Eliminar múltiples fracturas.

Fluidos Fracturamiento Hidráulico Base agua Goma Guar refinada Boratos 70-250°F

Magnum frac

Dyna frac

CMHPG + Zirconatos Hasta 375°F

Acid frac

FRACTURAM IENTO

HCl gelificado

Aqua Vis Gel lineal Goma Guar o CMHPG

Oil Vis Diesel o crudo gelificado

CO2 FF Sistemas carbonatados y espumados

N2 FF Solo Vis

Sistemas de fractura nitrificados

 Apuntalante

Permeabilidad de los Apuntalantes • Use la Mejor Calidad de los Apuntalantes Disponibles 600 600 500

  s   e    i   c   r   a    d 400  ,   y    t    i    l    i    b   a 300   e   m   r   e    P

Flujo Darcy Una Fase

20/40 Carbolite

200 20/40 Econoprop 100 20/40 Frac Sand 00

Mayor Conductividad 1800

Mayor Desempeño, con 40-150% más Conductividad  entre Arena y Resina Sintéticas 40/70 a 6k y 8k psi  40/80 CARBOHydroprop

1600    )    t    f   -1400    D   m    ( 1200   y    t    i   v    i    t   c1000   u    d   n   o 800    C   e   c   n 600   e   r   e    f   e    R400

200

40/70 Premium Resin Coated Sand 40/70 Resin Coated Sand 40/70 White Sand

40-120% Improvement 40-150% Improvement

Diagrama de Flujo Fracturamiento Hidráulico Obtain Well Data: Logs, DST’s, Mud Logs, Production History (If Any), PVT Data, Completion Diagram, Previous Treatment

1

2

Mobilize Equipment. Material and Personnel

Pressure Match Simulator  Output to Minifrac Data

Use Nodal Analysis or Similar 

Final Treatment Design

Rig Up, Mix Fluids, Pressure Test

E, v, Klc, Pnet; Pclosure; n frac

Re-Design Treatment

Load Proppant & Additives. Mix Fluids

History Match Production Data Pre-Job Safety Meeting

Pre-Job Safety Meeting

Establish Base Case Production

Pump Step Rate Test (Step Up and Step Dow)

Input Speculative Fracture Geometry into Production Simulator 

Run Production Simulation with Fracture

Real Time Data Modeling

Pump Treatment

NO

 Analyze SRT Data

Fracture Extension Pressure, Near  Wellbore Friction

Premature Screenout? Monitor Pressure until Closure

 YES

Shut in Well & Bleed Off Pressure

Pump Minifrac With Proppant Slugs

NO

 YES Pump Minifrac Design Treatment for  Optimum Fracture Geometry

 YES

Is NWF Significant?

NO Optimum Fracture Geometry?

Real Time Data Modeling

Real Time Data Modeling

NO

YES Pressure Rise due to Prop.

Wait for Fluid Sample to Break

Flow Back Well

Rig Down

Proyectos de Shale Gas en el Mundo

Regiones con Shale Gas en Norte América • Barnett • Marcellus • Montney • Horn River  • Haynesville • Eagle Ford • Woodford • Fayetteville • Utica • Niobrara • Antrim • Monterey • Mancos

Norte América • Más de 2000 rigs en 2009-2010 • 53% de todos los rigs perforan

Proyectos de Shale Gas en Colombia  AREAS CON MAYOR POTENCIAL EN SHALE GAS •Valle del Magdalena Medio •Cundinamarca •Catatumbo

COMPAÑIAS OPERADORAS •Ecopetrol S.A. •Nexen •Occidental de Colombia

POZOS PERFORADOS •Pozo La Luna-1 de Ecopetrol S.A. •Pozo Sueva-1 de Nexen

Proyectos de Shale Gas en Colombia

MAGDALENA MEDIO (VMM) Formación La Luna, miembros Pujamaná y Salada

CUNDINAMARCA Formación Chipaque Formación Villeta CATATUMBO Formación La Luna

Características Yacimientos de Shale Gas • Por lo general cubren grandes áreas onshore (hasta ahora). • La mayoría de los shales son yacimientos naturalmente • • • •

fracturados. Permeabilidad de la matriz baja. Se requiere análisis de núcleos. Los pozos horizontales se usan para desarrollo. Los pozos requieren múltiples etapas a fracturar.

Selección de Pozos Candidatos • La selección de candidatos significa garantizar suficientes

reservas para justificar el tratamiento:  – Radio de drenaje  – Espesor neto  – Porosidad  – Saturación  – Presión de Yacimiento

Fracturamiento Hidráulico en Shale Gas

Fracturamiento Hidráulico en Shale Gas

Fluido de Fractura • El fluido de fractura desempeña 2 funciones durante el

tratamiento:  – Transferir energía desde las bombas de fractura a la

formación, creando la fractura.  – Transportar y mantener en suspención el apuntalante.

Fluido de Fractura • Con el fin de generar el incremento máximo de

producción posible, un fluido de fractura debe:  – Ser compatible con minerales de la formación.  – Minimizar el daño en el paquete apuntalado y que

rodea la formación.  – Recuperarse fácilmente después del tratamiento.

Fluidos vs. Tipos de Shale Shales Isotrópicos-Frágil • Fluidos de baja viscosidad o agua • Concentraciones bajas de arena

Shales AnisotrópicosDúctil • Incrementar viscosidad o fluidos híbridos • Necesita más conductividad • Schedules alternativos

Fracturas Híbridas • Fracturas Híbridas Opción

A (Formación Isotrópica - Frágil):

 – Consiste en bombear agua en el pad.  – Después del pad bombear gel lineal.  – Carga de gel mínima (10-15 #).  – Concentración de apuntalante adicionado hasta 2.5

ppa.

Fracturas Híbridas  Opción

B (Formación Anisotrópica - Dúctil):

 – Consiste en bombear agua en el pad.  – Después del pad bombear fluido de fractura

convencional.  – Carga de gel mínima (15-30#) dependiendo de la

temperatura.  – Concentración de apuntalante adicionado hasta 6-8

ppa.  – Hasta 10,000 lb/ft.

Fluidos de Tratamiento • Trabajos con 100% agua fueron usados inicialmente. • Slickwater - Agua fresca o salmuera con Reduc. Fricción. • Gel lineal : 10# a 20# goma guar (WGA-15L). • Fluido Entrecruzado “Crosslink”: Dynafrac 10# a 20#. • Fluidos Híbridos: Incrementar la viscosidad con el incremento de la

concentración de apuntalante:  – Slickwater > Gel lineal 10# > Gel lineal 20# > Dynafrac 20# •  Acido (típicalmente HCl 15% con surfactantante, inhibidor y control

de hierro):  – Desplazar el ácido antes de comenzar con el tratamiento

principal.

Sistemas Propuestos para Fracturar Shale Fluidos Lineales

Composición por 1000 gls AQUAVIS 10G

SLICKWATER

WFR-55LA, Friction Reducer WNE-342LN, Surfactant Bio-Clear® 5000, Bactericide

1 1 0.2

Gel lineal

WGA-15L, Slurried Gelling Agent WIC-641L, Iron Control Agent WFR-55LA, Friction Reducer Bio-Clear® 5000, Bactericide WNE-342LN, Surfactant WIC-641L, Iron seq

2.5 0.2 1 0.2 1 0.2

Fluidos Entrecruzados DYNAFRAC HT 20 Gel entrecruzado

WGA-15L, Slurried Gelling Agent WIC-641L, Iron Control Agent WFR-55LA, Friction Reducer Bio-Clear® 5000, Bactericide WXL-101L, Crosslinker WXL-105L, Crosslinker WPB-584L, pH Adjusting Agent WNE-342LN, Surfactant WBK-143L, Delayed Breaker DynaFrac HT 35

5 0.5 1 0.2 0.8 0.2 1.5 1 0.5

Gel entrecruzado

WGA-15L, Slurried Gelling Agent Bio-Clear® 5000, Bactericide WCS-631LC, KCl Substitute WXL-101L, Crosslinker WXL-105L, Crosslinker WPB-584L, pH Adjusting Agent WNE-342LN, Surfactant

8.75 0.2 1 1.4 0.5 1.5 1

Prácticas en Formaciones de Shale

Equipos Fracturamiento Hidráulico

Equipos Fracturamiento Hidráulico

Equipos de Coiled Tubing

Equipos de Coiled Tubing

LABORATORIOS WEATHERFORD

SERVICIOS INTEGRADOS DE LABORATORIO

OMNI Laboratories Houston, TX

 _______________  TICORA Geosciences Denver, CO

Baseline Resolution Houston, TX

ACS Laboratories Australia

ResLab

Hycal Energy Research Laboratories

Norway

Canada

InfoLogic

Humble Instruments & Services

Houston, TX

Houston, TX

Tesseract Corporation Denver, CO

Wellsite Core Handling & Preservation ,Rock Properties - Sorption Characterization Unconventional Reservoir Engineering  Geochemical Testing and Database Management 

Servicios Integrados de Laboratorio Capacidades norteamérica •Wellsite Services •Reservoir Fluids - Sampling Services •Coal In-situ Wellsite Permeability (Injection Fall Off Test) •Sample Handling & Preparation •Routine Core Analysis - Laboratory Services •Shale Rock Properties •Shale Gas Content and Composition •Coal Bed Methane Analysis •Petrography and Reservoir Geology •Fluid Inclusions Stratigraphy •Biostratigraphy •Organic Petrography •Organic Geochemistry

•SCAL: Electrical Properties / Capillary Pressure at elevated P & T •SCAL: Relative Permeability Ambient & elevated P & T •SCAL: Relative Permeability Reservoir conditions / live fluids •SCAL: Mercury Injection Capillary Pressure • Advanced Reservoir Studies •Formation Damage Studies •Rock Mechanics •NMR Services •PVT Services •Sand Control •Consultancy; Geology, Production, Reservoir Engineering •Storage, Logistics & Viewing Services.

Capacidades latino norteamérica •Wellsite Services •Wellsite Analysis - Reservoir Fluids •Reservoir Fluids – Sampling Services •Coal In-situ Wellsite Permeability (Injection Fall Off Test) •Tracer  – Wellsite Measurement of Mud Filtrate Invasion •Sample Handling & Preparation •Routine Core Analysis - Laboratory Services

•Petrography •Biostratigraphy •SCAL: Electrical Properties / Capillary Pressure at elevated P & T •SCAL: Relative Permeability Ambient & elevated P & T •SCAL: Mercury Injection Capillary Pressure •Formation Damage Studies •PVT Services

Situación Geográfica Actual en laboratorios

Anchorage

Bergen Stavanger Calgary Calgary

St. John’s, St. John’s, Casper Casper Newfoundland Newfoundland Denver Denver Bakersfield Bakersfield Jackson Jackson Midland Midland New Orleans Corpus New Orleans CorpusChristi Christi Houston Houston Poza PozaRica Rica Villahermosa Port of Spain Port of Spain Maracaibo Maracaibo

Trondheim

Oslo East Grinstead (London) Winfrith

Tripoli

Kuwait Abu Dhabi Ahmedabad Dhahran Dharan Muscat Kolkata Ayutthaya Songhkla Gebung

Brisbane Riode deJaneiro Janeiro Rio

Perth

Dunedin