Fracturamiento Hidraulico

FRACTURAMIENTO HIDR   ÁULICO 

Red de Expertos en Productividad de Pozos

Tipo de Formación Carbonatos

 Arenisca Gas

 Aceite

Gas

Aceite

k < 1 mD

k < 5 mD

k < 1 mD

k < 5 mD

S>0

S > 10

S > 10 Produce finos Fractura Hidráulica

Fractura Hidráulica

Fracc Pac Fra Packk

Ver Estimulación

S>5

Produce finos Fractura Hidráulica

Fractura Hidráulica

Fracc Pac Fra Packk

Fractura  Acida

Ver Estimulación

Fractura  Acida

Ver Estimulación

Fractura  Acida

Fractura  Acida

Ver Estimulación

py < ph Espuma y CO2

Sensible al agua Espuma, CO2 y base aceite

base agua y base aceite

Efectuar pruebas de laboratorio con base en la Ty para definir definir la composición composición óptima óptima del fluido Ee > 4000 4000 psi  Arena

4000< Ee < 8000 B Cerámico ligero ó arena resinada

8000< Ee < 12000

Cerámico HS ó cerám Cerámico cerámico ico ligero resinado k = permeabilidad

Ee > 12000 12000 psi Bauxita Bauxi ta ó Cerám Cerámico ico HS resinado

S = factor de daño py = presión de yacimiento ph= = presión hidrostática Ty = temperatura de yacimiento Ee = esfuerzo de cierre efectivo. Ee= (∆f x D) – pwf 

Ejecutar en campo de acuerdo con el diseño, analizar en tiempo real, llevar un estricto control de calidad en los equipos y materiales utilizados

Evaluar el fracturamiento con las presiones, gastos, concentraciones de apuntalante apuntalante y químicos monitoreados durante durante la operación

Considerando las características del yacimiento y los materiales seleccionados diseñar diferentes alternativas de fracturamiento (x f  y FCD) Si se dispone evaluar la prueba de presión postfractura Efectuar pronósticos de producción para cada una de la las alternativas Evaluar el fracturamiento con al menos 6 meses de datos de producción Efectuar un análisis económico para las diferentes alternativas

Tipo de Formación Carbonatos

 Arenisca Gas

 Aceite

Gas

Aceite

k < 1 mD

k < 5 mD

k < 1 mD

k < 5 mD

S>0

S > 10

S > 10 Produce finos Fractura Hidráulica

Fractura Hidráulica

Frac Pack

Ver Estimulación

S>5

Produce finos Fractura Hidráulica

Fractura Hidráulica

Frac Pack

Fractura  Acida

Ver Estimulación

Fractura  Acida

Ver Estimulación

Fractura  Acida

Fractura  Acida

Ver Estimulación

py < ph Espuma y CO2

Sensible al agua Espuma, CO2 y base aceite

Definir tipo de Tratamiento

base agua y base aceite

Efectuar pruebas de laboratorio con base en la Ty para definir la composición óptima del fluido Ee > 4000 psi  Arena

4000< Ee < 8000 B Cerámico ligero ó arena resinada

8000< Ee < 12000

Cerámico HS ó cerámico ligero resinado k = permeabilidad

Ee > 12000 psi Bauxita ó Cerámico HS resinado

S = factor de daño py = presión de yacimiento ph= = presión hidrostática Ty = temperatura de yacimiento Ee = esfuerzo de cierre efectivo. Ee= (∆f x D) – pwf 

Ejecutar en campo de acuerdo con el diseño, analizar en tiempo real, llevar un estricto control de calidad en los equipos y materiales utilizados

Evaluar el fracturamiento con las presiones, gastos, concentraciones de apuntalante y químicos monitoreados durante la operación

Considerando las características del yacimiento y los materiales seleccionados diseñar diferentes alternativas de fracturamiento (x f  y FCD) Si se dispone evaluar la prueba de presión postfractura Efectuar pronósticos de producción para cada una de la las alternativas Evaluar el fracturamiento con al menos 6 meses de datos de producción Efectuar un análisis económico para las diferentes alternativas

Requerimientos de un Fluido Fracturante     

Compatible con los fluidos y roca de formación Generar un adecuado ancho de fractura para aceptar el apuntalante Capacidad de suspender y transportar el apuntalante a la fractura Mantener la viscosidad durante el tratamiento y “romperse después “ Bajo Costo

Tipos de Fluidos Fracturantes

POLÍMERO BASE

ACTIVADOR

Guar 

Zirconato, Borato

Hidroxipropil guar  (HPG)

Zirconato o Borato

Carboximetil  hidroxipropil guar 

Zirconato

COMPAÑÍA

B.J. Services, Dowell, Halliburton Dowell Halliburton B.J. Services, Halliburton

Composici ón de los Fluidos Fracturantes Fluido Base    

Agua Espuma Acido Aceite

Gelatina =Fluido Base + Polímero + Aditivos según el caso

Aditivos Polímeros Biocidas Activadores Rompedores Controladores de PH Surfactantes Estabilizadores de arcilla Aditivos de pérdida de fluido • Espumantes • Reductores de Fricción • Estabilizadores de Temperatura Agentes divergentes • • • • • • • •

SELECCIÓN DEL APUNTALANTE La determinación correcta del apuntalante requiere considerar: Esfuerzo de cierre al que estará sometido el apuntalante Conductividad requerida para el potencial del yacimiento Costo del apuntalante Si es necesario tener control de regresión de apuntalante

Ee= ( f x D) – pwf  

Alternativas de Fracturamiento Hidr áulico Created Length

Propped Length

Propped Width

Cond. KfWf 

Max. Power 

Volume Liquid

Sand Mass

(m)

(m)

(in.)

(md-ft)

(hhp)

(U.S. gal)

(lbm)

10

10

0.049271

2101.9

2719.1

312.05

2029.6

40

40

0.17916

7004.1

2719.1

7440.1

41298

60

60

0.23712

8994.1

2719.1

17003

93916

100

100

0.30572

11454

2719.1

48648

2.689e+05

140

140

0.3422

12773

2719.1

1.051e+05

5.927e+05

160

160

0.35877

13374

2719.1

1.401e+05

7.923e+05

180

180

0.37545

13977

2719.1

1.785e+05

1.011e+06

200

200

0.3893

14478

2719.1

2.192e+05

1.243e+06

Pronósticos de Producción para las Diferentes Alternativas de Fracturamiento Hidr áulico

Análisis Económico para Definir la Alternativa Óptima de Fracturamiento Hidr áulico

Análisis Económico para Definir la Alternativa Óptima de Fracturamiento Hidr áulico

Tipo de Formación Carbonatos

 Arenisca Gas

 Aceite

Gas

Aceite

k < 1 mD

k < 5 mD

k < 1 mD

k < 5 mD

S>0

S > 10

S > 10 Produce finos Fractura Hidráulica

Fractura Hidráulica

Frac Pack

Ver Estimulación

S>5

Produce finos Fractura Hidráulica

Fractura Hidráulica

Frac Pack

Fractura  Acida

Ver Estimulación

Fractura  Acida

Ver Estimulación

Fractura  Acida

Fractura  Acida

Ver Estimulación

py < ph Espuma y CO2

Diseño del Tratamiento

Sensible al agua Espuma, CO2 y base aceite

base agua y base aceite

Efectuar pruebas de laboratorio con base en la Ty para definir la composición óptima del fluido Ee > 4000 psi  Arena

4000< Ee < 8000 B Cerámico ligero ó arena resinada

8000< Ee < 12000

Cerámico HS ó cerámico ligero resinado k = permeabilidad

Ee > 12000 psi Bauxita ó Cerámico HS resinado

S = factor de daño py = presión de yacimiento ph= = presión hidrostática Ty = temperatura de yacimiento Ee = esfuerzo de cierre efectivo. Ee= (∆f x D) – pwf 

Ejecutar en campo de acuerdo con el diseño, analizar en tiempo real, llevar un estricto control de calidad en los equipos y materiales utilizados

Evaluar el fracturamiento con las presiones, gastos, concentraciones de apuntalante y químicos monitoreados durante la operación

Considerando las características del yacimiento y los materiales seleccionados diseñar diferentes alternativas de fracturamiento (x f  y FCD) Si se dispone evaluar la prueba de presión postfractura Efectuar pronósticos de producción para cada una de la las alternativas Evaluar el fracturamiento con al menos 6 meses de datos de producción Efectuar un análisis económico para las diferentes alternativas

Análisisde deInformación Información Análisis Historiade deperforación perforación Historia Característicasdel delYacimiento Yacimiento Características Presión - -Presión Permeabilidad - -Permeabilidad Temperatura - -Temperatura Radiode deDrene Drene Radio PosiciónEstructural Estructural Posición Análisisde deRegistros RegistrosGeofísicos Geofísicos Análisis Pruebasde dePresión Presión Pruebas Comportamientode depozos pozosvecinos vecinos Comportamiento Sísmica Sísmica

Prediseño Prediseño

DiseñoPreliminar  Preliminar  Diseño Longitud - -Longitud Amplitud - -Amplitud Conductividad - -Conductividad Volúmenesde degel gelyyarena. arena. - -Volúmenes Apuntalante - -Apuntalante Alternativascon con Alternativas análisiseconómicos económicos análisis

Evaluación Evaluación

Análisisde depresiones presionesdurante durante ••Análisis fractura ••lalafractura Curvasde devariación variaciónde depresión presión ••Curvas Registrode deTemperatura, Temperatura, ••Registro Trazadores ••Trazadores Microsísmica ••Microsísmica Análisisde dehistoria historiade deProducción Producción ••Análisis

   D    /    f   c   s 10000    M  ,   e    t   a 9000   r   n   o 8000    i    t   c   u 7000    d   o   r 6000   p   s   a   g 5000   e   g   a   r   e   v    A

Ratevs Time

4000

3000

2000 0 CUL402

20

40

60

80

100

120

Time, day

Ejecución Ejecución •Logística

Minifractura Minifractura

•Logística Monitoreode depresiones presionesyygasto gasto ••Monitoreo Análisisen entiempo tiemporeal real ••Análisis

Pruebade deInyección Inyección ••Prueba Permeabilidad ••Permeabilidad Eficienciade defluido fluido ••Eficiencia Perfilde deEsfuerzos Esfuerzos ••Perfil Análisisde dedisparos disparosyy ••Análisis

Controlde deCalidad Calidad ••Control

vecindaddel delpozo pozo vecindad

Estimaraltura alturade defractura fractura ••Estimar

DiseñoOptimizado Optimizado Diseño Ajustedel delprediseño prediseño Ajuste

Tipo de Formación Carbonatos

 Arenisca Gas

 Aceite

Gas

Aceite

k < 1 mD

k < 5 mD

k < 1 mD

k < 5 mD

S>0

S > 10

S > 10 Produce finos Fractura Hidráulica

Fractura Hidráulica

Frac Pack

Ver Estimulación

S>5

Produce finos Fractura Hidráulica

Fractura Hidráulica

Frac Pack

Fractura  Acida

Ver Estimulación

Fractura  Acida

Ver Estimulación

Fractura  Acida

Fractura  Acida

Ver Estimulación

py < ph

Diseño del Fracturamiento

Espuma y CO2

Sensible al agua Espuma, CO2 y base aceite

base agua y base aceite

Efectuar pruebas de laboratorio con base en la Ty para definir la composición óptima del fluido

Optimización del Fracturamiento

Ee > 4000 psi  Arena

4000< Ee < 8000 B Cerámico ligero ó arena resinada

8000< Ee < 12000

Cerámico HS ó cerámico ligero resinado k = permeabilidad

Ee > 12000 psi Bauxita ó Cerámico HS resinado

S = factor de daño py = presión de yacimiento ph= = presión hidrostática Ty = temperatura de yacimiento Ee = esfuerzo de cierre efectivo. Ee= (∆f x D) – pwf 

Ejecutar en campo de acuerdo con el diseño, analizar en tiempo real, llevar un estricto control de calidad en los equipos y materiales utilizados

Evaluar el fracturamiento con las presiones, gastos, concentraciones de apuntalante y químicos monitoreados durante la operación

Considerando las características del yacimiento y los materiales seleccionados diseñar diferentes alternativas de fracturamiento (x f  y FCD) Si se dispone evaluar la prueba de presión postfractura Efectuar pronósticos de producción para cada una de la las alternativas Evaluar el fracturamiento con al menos 6 meses de datos de producción Efectuar un análisis económico para las diferentes alternativas

INFORMACIÓN 7.-Retroalimentación

6.-Evaluación

Log-log plot

1.-Alternativas de Fracturamiento

Stage No.

5.-Ejecución

(-) 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Avg Slurry Rate (bpm) 22 0 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22

Created Length

Propped Length

Propped Width

Cond. KfWf 

Max. Power 

Volume Liquid

Sand Mass

(m)

(m)

(in.)

(md-ft)

(hhp)

(U.S. gal)

(lbm)

10

10

0.049271

2101.9

2719.1

312.05

2029.6

40

40

0.17916

7004.1

2719.1

7440.1

41298

60

60

0.23712

8994.1

2719.1

17003

93916

0.30572

11454

2719.1

48648

2.689e+05

100

100

BOTTOMHOLE TREATMENT SCHEDULE Liquid Slurry Total Slurry Total Conc. Volume Volume Volume Time From

140

140

0.3422

12773

2719.1

1.051e+05

5.927e+05

160

160

0.35877

13374

2719.1

1.401e+05

7.923e+05

(U.S. gal) 5000 0 12000 2500 2500 2500 2500 3000 2500 2500 2500 2000

180

180

0.37545

13977

2719.1

1.785e+05

1.011e+06

200

200

0.3893

14478

2719.1

2.192e+05

1.243e+06

(U.S. gal) 5000 0 12000 2613. 1 2726. 3 2839.4 2952. 5 3678. 8 3163.3 3273.8 3384.3 2795.9

(U.S. gal) 5000 5000 17000 19613 22339 25179 28131 31810 34973 38247 41632 44427

(min) 5.4113 5.4113 18.398 21.226 24.177 27.25 30.445 34.427 37.85 41.393 45.056 48.082

Conc. To Prop. Stage Mass (lbm/gal) (lbm/gal) (lbm) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 2500 2 2 5000 3 3 7500 4 4 10000 5 5 15000 6 6 15000 7 7 17500 8 8 20000 9 9 18000

Total Slurry Volume:44427 Total Liquid Volume: 39500 Total Sand Mass:1.105e+05

4.-Diseño óptimo

2.-Pronósticos de Producción

(U.S. gal) (U.S. gal) (lbm)

3.-Análisis Económico

Tipo de Formación Carbonatos

 Arenisca Gas

 Aceite

Gas

Aceite

k < 1 mD

k < 5 mD

k < 1 mD

k < 5 mD

S>0

S > 10

S > 10 Produce finos Fractura Hidráulica

Fractura Hidráulica

Frac Pack

Ver Estimulación

S>5

Produce finos Fractura Hidráulica

Fractura Hidráulica

Frac Pack

Fractura  Acida

Ver Estimulación

Fractura  Acida

Ver Estimulación

Fractura  Acida

Fractura  Acida

Ver Estimulación

py < ph Espuma y CO2

Sensible al agua Espuma, CO2 y base aceite

Ejecución

base agua y base aceite

Efectuar pruebas de laboratorio con base en la Ty para definir la composición óptima del fluido Ee > 4000 psi  Arena

4000< Ee < 8000 B Cerámico ligero ó arena resinada

8000< Ee < 12000

Cerámico HS ó cerámico ligero resinado k = permeabilidad

Ee > 12000 psi Bauxita ó Cerámico HS resinado

S = factor de daño py = presión de yacimiento ph= = presión hidrostática Ty = temperatura de yacimiento Ee = esfuerzo de cierre efectivo. Ee= (∆f x D) – pwf 

Ejecutar en campo de acuerdo con el diseño, analizar en tiempo real, llevar un estricto control de calidad en los equipos y materiales utilizados

Evaluar el fracturamiento con las presiones, gastos, concentraciones de apuntalante y químicos monitoreados durante la operación

Considerando las características del yacimiento y los materiales seleccionados diseñar diferentes alternativas de fracturamiento (x f  y FCD) Si se dispone evaluar la prueba de presión postfractura Efectuar pronósticos de producción para cada una de la las alternativas Evaluar el fracturamiento con al menos 6 meses de datos de producción Efectuar un análisis económico para las diferentes alternativas

B SEGURIDAD Y CONTROL DE CALIDAD

PRUEBA DE EQUIPO

LOGÍSTICA

Consiste en transportar a la localización del pozo el equipo:  Tanques  Bombas  Mezclador continuo de gelatina  Mezclador de gelatina y apuntalante  Banda transportadora de apuntalante  Equipo de monitoreo  Conexiones y mangueras  Aditivos químicos  Apuntalante  Agua



Se prueban las conexiones y equipo a una presión mayor a la esperada durante la operación

PRUEBA DE CALIBRACIÓN O MINIFRAC



Del análisis de la prueba de calibración se afinan los siguientes parámetros:



Esfuerzo mínimo



Eficiencia de fluido



Perfil de esfuerzos



Eficiencia de disparos



Presencia de



MONITOREO Y EVALUACION EN TIEMPO REAL

REDISEÑO

Afinar el diseño considerando la información de la etapa anterior:  Longitud  Ancho  Conductividad  Volúmenes de gel y apuntalante

Monitoreo de presión, gasto, apuntalante, viscosidad, pH y concentración d.de aditivos químicos  Conducción y Evaluación en tiempo real (geometría de fractura creada) 

 Acceso

Punto Reunión

Area de Estacionamiento

QUEMADOR VERTICAL

Presa metálica Equipo de Tetra

Arbol de Válvulas

Pipa con Agua

Planta Elec.

             0  0              4              T              H          s          e          r          o              d          a          r          u             t           c          a          r              F

Unidad de Monitoreo

Unidad de Alta Presión M  a  n i   f    o l    d   d   e  A l    t    a 

Mezclador  Laboratorio

Mezclador  de Aditivos   s   o   v    i    t    i    d    A   e    d   r   e    l    i   a   r    T

Laboratorio Mangueras de Succión

         s          e          r          o              d          a          r          u             t           c          a          r              F

Banda de Arena

Etapa de observación

Etapa de inyección Eficiencia de disparos, Pci y contraste de esfuerzos

Presión de ruptura

Coef. de pérdida de fluído (eficiencia), Pcf 

Permeabilidad, presión de yacimiento, daño

1 Comportamiento del yacimiento

   i   s   p  ,   n    ó    i   s   e   r    P

2 3 1 Presión de ruptura 2 Pci (presión de cierre instántaneo) 3 Pcf (presión de cierre de la fractura esfuerzo horizontal mínimo)

BOTTOMHOLE TREATMENT SCHEDULE PUMPED Stage  Avg Slurry Rate Liquid Volume No. (-) (bpm) (U.S. gal) 1 22 5000 2 0 0 3 22 12000 4 22 2500 5 22 2500 6 22 2500 7 22 2500 8 22 3000 9 22 2500 10 22 2500 11 22 2500 12 22 2000 Total Slurry Volume Total Liquid Volume Total Sand Mass

Stage No. (-) 12 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1

Interval From (m) 0 17.857 29.546 39.774 49.467 60.885 70.308 79.666 88.981 98.279 115.24 115.24

Slurry Volume (U.S. gal) 5000 0 12000 2613.1 2726.3 2839.4 2952.5 3678.8 3163.3 3273.8 3384.3 2795.9

Total Slurry Volume (U.S. gal) 5000 5000 17000 19613 22339 25179 28131 31810 34973 38247 41632 44427 44427 39500 1.105e+05

Total Time Prop Conc. Prop. Stage Mass (min) (lbm/gal) (lbm) 5.4113 0 0 5.4113 0 0 18.398 0 0 21.226 1 2500 24.177 2 5000 27.25 3 7500 30.445 4 10000 34.427 5 15000 37.85 6 15000 41.393 7 17500 45.056 8 20000 48.082 9 18000 (U.S. gal) (U.S. gal) (lbm)

PROPPANT TRANSPORT End of Job Interval To Height Conc. Final Prop Width Prop Ht. Slurry Total (m) (m) (lbm/gal) (in.) (m) 17.857 50.691 9.1227 0.3525 50.675 29.546 49.078 8.4412 0.31967 49.059 39.774 47.739 7.6995 0.28723 47.714 49.467 46.389 6.8747 0.25251 46.357 60.885 44.785 6.0116 0.21262 44.75 70.308 42.968 5.0688 0.17325 42.923 79.666 41.047 4.0172 0.13207 40.991 88.981 38.744 2.865 0.089006 38.674 98.279 35.809 1.5674 0.044541 35.714 115.24 27.118 0 0 0 115.24 0 0 0 0 115.25 2.5408 0 0 0

Esta es la etapa final del proceso de optimización, donde una vez definida la longitud óptima, ahora se juega con los tipos de fluidos, apuntalantes, gasto de inyección, concentraciones de apuntalante que permitan obtener las características de fractura definidas. Como resultado se obtiene el programa de bombeo, la distribución e apuntalante y la geometría y conductividad de la fractura.

 After Closure Prop Conc.  Area (lbm/ft²) PROPPANT DESIGN SUMMARY 2.9141 2.6428 2.3746 Created Fracture Length EOJ Total Propped Fracture Length 2.0875  Avg. Propped Height in Fracture 1.7691  Avg. Propped Height in Pay Zone 1.4415  Avg. Propped Width at Well 1.0989  Avg. Propped Width in Pay Zone 0.74056 Max. Width EOJ at Perfs  Avg. Prop. Conc./Area in Fracture 0.3706  Avg. Prop. Conc./Area in Pay Zone 0  Avg. Frac Conductivity in Pay Zone 0  Avg. Dim. Fracture Cond. in Pay 0

PW-7 115.25 79.666 44.842 20 0.35694 0.2234 0.69372 1.0496 1.8504 8312 12.57

(m) (m) (m) (m) (in.) (in.) (in.) (lbm/ft²) (lbm/ft²) (md-ft)

Tipo de Formación Carbonatos

 Arenisca Gas

 Aceite

Gas

Aceite

k < 1 mD

k < 5 mD

k < 1 mD

k < 5 mD

S>0

S > 10

S > 10 Produce finos Fractura Hidráulica

Fractura Hidráulica

Frac Pack

Ver Estimulación

S>5

Produce finos Fractura Hidráulica

Fractura Hidráulica

Frac Pack

Fractura  Acida

Ver Estimulación

Fractura  Acida

Ver Estimulación

Fractura  Acida

Fractura  Acida

Ver Estimulación

py < ph Espuma y CO2

Sensible al agua Espuma, CO2 y base aceite

base agua y base aceite

Efectuar pruebas de laboratorio con base en la Ty para definir la composición óptima del fluido

Evaluación

Ee > 4000 psi  Arena

4000< Ee < 8000 B Cerámico ligero ó arena resinada

8000< Ee < 12000

Cerámico HS ó cerámico ligero resinado k = permeabilidad

Ee > 12000 psi Bauxita ó Cerámico HS resinado

S = factor de daño py = presión de yacimiento ph= = presión hidrostática Ty = temperatura de yacimiento Ee = esfuerzo de cierre efectivo. Ee= (∆f x D) – pwf 

Ejecutar en campo de acuerdo con el diseño, analizar en tiempo real, llevar un estricto control de calidad en los equipos y materiales utilizados

Evaluar el fracturamiento con las presiones, gastos, concentraciones de apuntalante y químicos monitoreados durante la operación

Considerando las características del yacimiento y los materiales seleccionados diseñar diferentes alternativas de fracturamiento (x f  y FCD) Si se dispone evaluar la prueba de presión postfractura Efectuar pronósticos de producción para cada una de la las alternativas Evaluar el fracturamiento con al menos 6 meses de datos de producción Efectuar un análisis económico para las diferentes alternativas

 

Información

   

Evaluar fractura en base a los datos del tratamiento (geometría de fractura generada y conductividad)

  n    ó    i   c   a    t   n   e   m    i    l   a   o   r    t   e    R

Se dispone de prueba de presión ?

  

NO

SI Evaluar la prueba de presión (xf efectiva, sf y FcD)

Conclusiones y

Análisis e interpretación de resultados, Incorporando la

Se dispone de historia de producción ?

SI Efectuar ajuste de la historia de producción (xf efectiva, FcD y área de drene)

Pronósticos de producción trazadores, microsísmica, pruebas de compatibilidad, registros de temperatura, planos estructurales, planos de distribución de facies, Pruebas de conductividad retenida Pruebas de propiedades mecánicas

NO

De este análisis se obtiene la longitud y condcutividad de fractura creadas

De este análisis se obtienen varios parámetros, para el caso que se ilustra tenemos: •  Xf=138 ft  • FcD=3.7  • S=0  • kh= 6.5 md-ft • Pi=3046 psi

Gráfica Log-Log

Rate vs Time 10000

   D    /    f   c   s    M  ,   e    t   a   r   n   o    i    t   c   u    d   o   r   p   s   a   g   e   g   a   r   e   v    A

9000 8000 7000 6000 5000 4000 3000 2000 0

20

40

60

Time, day

De este análisis se obtienen varios parámetros, para el caso que se

80

100

120

Tipo de Formación Carbonatos

 Arenisca Gas

 Aceite

Gas

Aceite

k < 1 mD

k < 5 mD

k < 1 mD

k < 5 mD

S>0

S > 10

S > 10 Produce finos Fractura Hidráulica

Fractura Hidráulica

Frac Pack

Ver Estimulación

S>5

Produce finos Fractura Hidráulica

Fractura Hidráulica

Frac Pack

Fractura  Acida

Ver Estimulación

Fractura  Acida

Ver Estimulación

Fractura  Acida

Fractura  Acida

Ver Estimulación

py < ph Espuma y CO2

Sensible al agua Espuma, CO2 y base aceite

base agua y base aceite

Efectuar pruebas de laboratorio con base en la Ty para definir la composición óptima del fluido Ee > 4000 psi  Arena

Retroalimentación

4000< Ee < 8000

B Cerámico ligero ó arena resinada

8000< Ee < 12000

Cerámico HS ó cerámico ligero resinado k = permeabilidad

Ee > 12000 psi Bauxita ó Cerámico HS resinado

S = factor de daño py = presión de yacimiento ph= = presión hidrostática Ty = temperatura de yacimiento Ee = esfuerzo de cierre efectivo. Ee= (∆f x D) – pwf 

Ejecutar en campo de acuerdo con el diseño, analizar en tiempo real, llevar un estricto control de calidad en los equipos y materiales utilizados

Evaluar el fracturamiento con las presiones, gastos, concentraciones de apuntalante y químicos monitoreados durante la operación

Considerando las características del yacimiento y los materiales seleccionados diseñar diferentes alternativas de fracturamiento (x f  y FCD) Si se dispone evaluar la prueba de presión postfractura Efectuar pronósticos de producción para cada una de la las alternativas Evaluar el fracturamiento con al menos 6 meses de datos de producción Efectuar un análisis económico para las diferentes alternativas