FRACTURAMIENTO FRACTURAMIENTO HIDRHIDRÁÁULICOULICO

Austreberto Ríos Rascón

Red de Expertos en Red de Expertos en Productividad de PozosProductividad de Pozos

Tipo de Formación

Arenisca Carbonatos

Gas Aceite

k < 1 mD k < 5 mD

S > 10

Produce finos

Frac Pack Ver Estimulación

S > 0

Produce finos

Frac Pack Ver Estimulación

Fractura Hidráulica

Fractura Hidráulica

Gas Aceite

k < 1 mD k < 5 mD

S > 10

Fractura Acida

Fractura Acida

Ver Estimulación

S > 5

Fractura Acida

Fractura Acida

Ver Estimulación

Fractura Hidráulica

Fractura Hidráulica

py < ph

Sensible al agua

Espuma, CO2 y base aceite

base agua y base aceite

Espuma y CO2

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

Ee > 4000 psi

Arena 4000< Ee < 8000

8000< Ee < 12000Cerámico ligero óarena resinada

Cerámico HS ó cerámico ligero resinado

Ee > 12000 psi

Bauxita ó Cerámico HS resinado

k = permeabilidad

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

∆f = gradiente de fractura

Pwf = presión de fondo fluyendo

HS= alta resistencia (high strenght)

Considerando las características del yacimiento y los materiales seleccionados diseñar diferentes alternativas de fracturamiento (xf y FCD)

Efectuar pronósticos de producción para cada una de la las alternativas

Efectuar un análisis económico para las diferentes alternativas

Con base en el análisis económico (xf vs. VPN) definir el fracturamiento óptimo

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

Si se dispone evaluar la prueba de presión postfractura

Evaluar el fracturamiento con al menos 6 meses de datos de producción

Documentar las evaluaciones y retroalimentar el proceso para el siguiente pozo a terminar en el mismo yacimiento

B

B

Tipo de Formación

Arenisca Carbonatos

Gas Aceite

k < 1 mD k < 5 mD

S > 10

Produce finos

Frac Pack Ver Estimulación

S > 0

Produce finos

Frac Pack Ver Estimulación

Fractura Hidráulica

Fractura Hidráulica

Gas Aceite

k < 1 mD k < 5 mD

S > 10

Fractura Acida

Fractura Acida

Ver Estimulación

S > 5

Fractura Acida

Fractura Acida

Ver Estimulación

Fractura Hidráulica

Fractura Hidráulica

py < ph

Sensible al agua

Espuma, CO2 y base aceite

base agua y base aceite

Espuma y CO2

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

Ee > 4000 psi

Arena 4000< Ee < 8000

8000< Ee < 12000Cerámico ligero óarena resinada

Cerámico HS ó cerámico ligero resinado

Ee > 12000 psi

Bauxita ó Cerámico HS resinado

k = permeabilidad

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

∆f = gradiente de fractura

Pwf = presión de fondo fluyendo

HS= alta resistencia (high strenght)

Considerando las características del yacimiento y los materiales seleccionados diseñar diferentes alternativas de fracturamiento (xf y FCD)

Efectuar pronósticos de producción para cada una de la las alternativas

Efectuar un análisis económico para las diferentes alternativas

Con base en el análisis económico (xf vs. VPN) definir el fracturamiento óptimo

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

Si se dispone evaluar la prueba de presión postfractura

Evaluar el fracturamiento con al menos 6 meses de datos de producción

Documentar las evaluaciones y retroalimentar el proceso para el siguiente pozo a terminar en el mismo yacimiento

B

B

Definir tipo de Definir tipo de TratamientoTratamiento

POLÍMERO BASE ACTIVADOR COMPAÑÍA

Guar

Hidroxipropil guar(HPG)

Carboximetilhidroxipropil guar(CMHPG)

Zirconato, Borato

Zirconato o Borato

Zirconato

B.J. Services, Dowell, Halliburton

Dowell Halliburton

B.J. Services, Halliburton

Tipos de Fluidos Tipos de Fluidos FracturantesFracturantes

Requerimientos de un Fluido Requerimientos de un Fluido FracturanteFracturanteCompatible con los fluidos y roca de formaciónGenerar un adecuado ancho de fractura para aceptar el apuntalanteCapacidad de suspender y transportar el apuntalante a la fracturaMantener la viscosidad durante el tratamiento y “romperse después “Bajo Costo

ComposiciComposicióón de los Fluidos n de los Fluidos FracturantesFracturantes

Fluido BaseFluido BaseAguaEspumaAcidoAceite

AditivosAditivos• 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

Gelatina =Fluido Base+ Polímero+ Aditivos según

el caso

SELECCIÓN DEL APUNTALANTELa determinación correcta del apuntalante requiere considerar:

Esfuerzo de cierre al que estará sometido el apuntalanteConductividad requerida para el potencial del yacimiento Costo del apuntalanteSi es necesario tener control de regresión de apuntalante

Ee= (∆f x D) – pwf

1.243e+062.192e+052719.1144780.3893200200

1.011e+061.785e+052719.1139770.37545180180

7.923e+051.401e+052719.1133740.35877160160

5.927e+051.051e+052719.1127730.3422140140

2.689e+05486482719.1114540.30572100100

93916170032719.18994.10.237126060

412987440.12719.17004.10.179164040

2029.6312.052719.12101.90.0492711010

(lbm)(U.S. gal)(hhp)(md-ft)(in.)(m)(m)

Sand MassVolumeLiquid

Max. PowerCond. Kf-Wf

ProppedWidth

ProppedLength

CreatedLength

Alternativas de Fracturamiento HidrAlternativas de Fracturamiento Hidrááulicoulico

PronPronóósticos de Produccisticos de Produccióón para las Diferentes n para las Diferentes Alternativas de Fracturamiento HidrAlternativas de Fracturamiento Hidrááulicoulico

AnAnáálisis Econlisis Econóómico para Definir la Alternativa mico para Definir la Alternativa ÓÓptima ptima de Fracturamiento Hidrde Fracturamiento Hidrááulicoulico

AnAnáálisis Econlisis Econóómico para Definir la Alternativa mico para Definir la Alternativa ÓÓptima ptima de Fracturamiento Hidrde Fracturamiento Hidrááulicoulico

Tipo de Formación

Arenisca Carbonatos

Gas Aceite

k < 1 mD k < 5 mD

S > 10

Produce finos

Frac Pack Ver Estimulación

S > 0

Produce finos

Frac Pack Ver Estimulación

Fractura Hidráulica

Fractura Hidráulica

Gas Aceite

k < 1 mD k < 5 mD

S > 10

Fractura Acida

Fractura Acida

Ver Estimulación

S > 5

Fractura Acida

Fractura Acida

Ver Estimulación

Fractura Hidráulica

Fractura Hidráulica

py < ph

Sensible al agua

Espuma, CO2 y base aceite

base agua y base aceite

Espuma y CO2

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

Ee > 4000 psi

Arena 4000< Ee < 8000

8000< Ee < 12000Cerámico ligero óarena resinada

Cerámico HS ó cerámico ligero resinado

Ee > 12000 psi

Bauxita ó Cerámico HS resinado

k = permeabilidad

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

∆f = gradiente de fractura

Pwf = presión de fondo fluyendo

HS= alta resistencia (high strenght)

Considerando las características del yacimiento y los materiales seleccionados diseñar diferentes alternativas de fracturamiento (xf y FCD)

Efectuar pronósticos de producción para cada una de la las alternativas

Efectuar un análisis económico para las diferentes alternativas

Con base en el análisis económico (xf vs. VPN) definir el fracturamiento óptimo

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

Si se dispone evaluar la prueba de presión postfractura

Evaluar el fracturamiento con al menos 6 meses de datos de producción

Documentar las evaluaciones y retroalimentar el proceso para el siguiente pozo a terminar en el mismo yacimiento

B

B

DiseDiseñño del o del TratamientoTratamiento

Análisis de InformaciónHistoria de perforaciónCaracterísticas del Yacimiento

- Presión- Permeabilidad- Temperatura

Radio de DrenePosición EstructuralAnálisis de Registros GeofísicosPruebas de PresiónComportamiento de pozos vecinosSísmica

Análisis de InformaciónHistoria de perforaciónCaracterísticas del Yacimiento

- Presión- Permeabilidad- Temperatura

Radio de DrenePosición EstructuralAnálisis de Registros GeofísicosPruebas de PresiónComportamiento de pozos vecinosSísmica

Ejecución•Logística•Monitoreo de presiones y gasto•Análisis en tiempo real•Control de Calidad

Ejecución•Logística•Monitoreo de presiones y gasto•Análisis en tiempo real•Control de Calidad

Evaluación•Análisis de presiones durante •la fractura•Curvas de variación de presión•Registro de Temperatura,• Trazadores•Microsísmica•Análisis de historia de Producción

Evaluación•Análisis de presiones durante •la fractura•Curvas de variación de presión•Registro de Temperatura,• Trazadores•Microsísmica•Análisis de historia de Producción

PrediseñoDiseño Preliminar

- Longitud- Amplitud- Conductividad- Volúmenes de gel y arena.- Apuntalante

Alternativas con análisis económicos

PrediseñoDiseño Preliminar

- Longitud- Amplitud- Conductividad- Volúmenes de gel y arena.- Apuntalante

Alternativas con análisis económicos

Minifractura•Prueba de Inyección•Permeabilidad•Eficiencia de fluido•Perfil de Esfuerzos•Análisis de disparos yvecindad del pozo•Estimar altura de fractura

Minifractura•Prueba de Inyección•Permeabilidad•Eficiencia de fluido•Perfil de Esfuerzos•Análisis de disparos yvecindad del pozo•Estimar altura de fractura

Diseño OptimizadoAjuste del prediseño

- Volúmenes ytipo de fluidos

- Apuntalante

Diseño OptimizadoAjuste del prediseño

- Volúmenes ytipo de fluidos

- Apuntalante

Rate vs Time

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

0 20 40 60 80 100 120

Aver

age

gas

prod

uctio

nra

te, M

scf/D

Time, dayCUL402

Tipo de Formación

Arenisca Carbonatos

Gas Aceite

k < 1 mD k < 5 mD

S > 10

Produce finos

Frac Pack Ver Estimulación

S > 0

Produce finos

Frac Pack Ver Estimulación

Fractura Hidráulica

Fractura Hidráulica

Gas Aceite

k < 1 mD k < 5 mD

S > 10

Fractura Acida

Fractura Acida

Ver Estimulación

S > 5

Fractura Acida

Fractura Acida

Ver Estimulación

Fractura Hidráulica

Fractura Hidráulica

py < ph

Sensible al agua

Espuma, CO2 y base aceite

base agua y base aceite

Espuma y CO2

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

Ee > 4000 psi

Arena 4000< Ee < 8000

8000< Ee < 12000Cerámico ligero óarena resinada

Cerámico HS ó cerámico ligero resinado

Ee > 12000 psi

Bauxita ó Cerámico HS resinado

k = permeabilidad

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

∆f = gradiente de fractura

Pwf = presión de fondo fluyendo

HS= alta resistencia (high strenght)

Considerando las características del yacimiento y los materiales seleccionados diseñar diferentes alternativas de fracturamiento (xf y FCD)

Efectuar pronósticos de producción para cada una de la las alternativas

Efectuar un análisis económico para las diferentes alternativas

Con base en el análisis económico (xf vs. VPN) definir el fracturamiento óptimo

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

Si se dispone evaluar la prueba de presión postfractura

Evaluar el fracturamiento con al menos 6 meses de datos de producción

Documentar las evaluaciones y retroalimentar el proceso para el siguiente pozo a terminar en el mismo yacimiento

B

B

DiseDiseñño del o del FracturamientoFracturamiento

OptimizaciOptimizacióón del n del FracturamientoFracturamiento

1.243e+062.192e+052719.1144780.3893200200

1.011e+061.785e+052719.1139770.37545180180

7.923e+051.401e+052719.1133740.35877160160

5.927e+051.051e+052719.1127730.3422140140

2.689e+05486482719.1114540.30572100100

93916170032719.18994.10.237126060

412987440.12719.17004.10.179164040

2029.6312.052719.12101.90.0492711010

(lbm)(U.S. gal)(hhp)(md-ft)(in.)(m)(m)

Sand MassVolumeLiquid

Max. Power

Cond. Kf-Wf

ProppedWidth

ProppedLength

CreatedLength

3.-Análisis Económico

1.-Alternativas de Fracturamiento

2.-Pronósticos de Producción

BOTTOMHOLE TREATMENT SCHEDULE Stage No.

Avg Slurry Rate

Liquid Volume

Slurry Volume

Total Slurry Volume

Total Time

Conc. From

Conc. To Prop. Stage Mass

(-) (bpm) (U.S. gal) (U.S. gal) (U.S. gal) (min) (lbm/gal) (lbm/gal) (lbm) 1 22 5000 5000 5000 5.4113 0 0 0 2 0 0 0 5000 5.4113 0 0 0 3 22 12000 12000 17000 18.398 0 0 0 4 22 2500 2613.1 19613 21.226 1 1 2500 5 22 2500 2726.3 22339 24.177 2 2 5000 6 22 2500 2839.4 25179 27.25 3 3 7500 7 22 2500 2952.5 28131 30.445 4 4 10000 8 22 3000 3678.8 31810 34.427 5 5 15000 9 22 2500 3163.3 34973 37.85 6 6 15000 10 22 2500 3273.8 38247 41.393 7 7 17500 11 22 2500 3384.3 41632 45.056 8 8 20000 12 22 2000 2795.9 44427 48.082 9 9 18000

Total Slurry Volume:44427 (U.S. gal) Total Liquid Volume: 39500 (U.S. gal)

Total Sand Mass: 1.105e+05 (lbm)

4.-Diseño óptimo

INFORMACIÓN

6.-Evaluación

7.-Retroalimentación

5.-Ejecución

Log-log plot

Tipo de Formación

Arenisca Carbonatos

Gas Aceite

k < 1 mD k < 5 mD

S > 10

Produce finos

Frac Pack Ver Estimulación

S > 0

Produce finos

Frac Pack Ver Estimulación

Fractura Hidráulica

Fractura Hidráulica

Gas Aceite

k < 1 mD k < 5 mD

S > 10

Fractura Acida

Fractura Acida

Ver Estimulación

S > 5

Fractura Acida

Fractura Acida

Ver Estimulación

Fractura Hidráulica

Fractura Hidráulica

py < ph

Sensible al agua

Espuma, CO2 y base aceite

base agua y base aceite

Espuma y CO2

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

Ee > 4000 psi

Arena 4000< Ee < 8000

8000< Ee < 12000Cerámico ligero óarena resinada

Cerámico HS ó cerámico ligero resinado

Ee > 12000 psi

Bauxita ó Cerámico HS resinado

k = permeabilidad

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

∆f = gradiente de fractura

Pwf = presión de fondo fluyendo

HS= alta resistencia (high strenght)

Considerando las características del yacimiento y los materiales seleccionados diseñar diferentes alternativas de fracturamiento (xf y FCD)

Efectuar pronósticos de producción para cada una de la las alternativas

Efectuar un análisis económico para las diferentes alternativas

Con base en el análisis económico (xf vs. VPN) definir el fracturamiento óptimo

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

Si se dispone evaluar la prueba de presión postfractura

Evaluar el fracturamiento con al menos 6 meses de datos de producción

Documentar las evaluaciones y retroalimentar el proceso para el siguiente pozo a terminar en el mismo yacimiento

B

B

EjecuciEjecucióónn

Consiste en transportar a la localización del pozo el equipo:

TanquesBombasMezclador continuo de gelatinaMezclador de gelatina y apuntalanteBanda transportadora de apuntalanteEquipo de monitoreoConexiones y manguerasAditivos químicosApuntalanteAgua

LOGÍSTICA

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

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

tortuosidad

PRUEBA DE CALIBRACIÓN O MINIFRAC

REDISEÑOPRUEBA

DE EQUIPO

MONITOREO Y EVALUACION EN

TIEMPO REAL

Afinar el diseño considerando la información de la etapa anterior:

LongitudAnchoConductividadVolúmenes de

gel y apuntalante

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

SEGURIDAD Y CONTROL DE CALIDAD

B

Arbol de Válvulas

Contenedor de arena

Unidad de Alta Presión

Laboratorio

Tanques de Fractura

Trai

ler d

e Ad

itivo

s

F rac

tur a

d ore

sH

T 4 0

0

Frac

tura

dore

s

Mangueras de SucciónM

anifold de Alta

Mezclador

Planta Elec.

PuntoReunión

Equipode

Tetra

Area de Estacionamiento

Unidad de Monitoreo

Banda de ArenaLaboratorioMezclador

deAditivos

Pipa con Agua

Presa metálica

QUEMADOR VERTICAL

Acceso

Etapa de inyección Etapa de observación

Presión de ruptura

1 Presión de ruptura

2 Pci (presión de cierre instántaneo)

3 Pcf (presión de cierre de la fractura esfuerzo horizontal mínimo)

1

2

3

Coef. de pérdida de fluído(eficiencia), Pcf

Permeabilidad, presión de yacimiento, daño

Pres

ión,

psi

Eficiencia de disparos, Pci y contraste de esfuerzos

Tiempo, min

Comportamiento del yacimiento

BOTTOMHOLE TREATMENT SCHEDULE PUMPED Stage No.

Avg Slurry Rate Liquid Volume Slurry Volume Total Slurry Volume

Total Time Prop Conc. Prop. Stage Mass

(-) (bpm) (U.S. gal) (U.S. gal) (U.S. gal) (min) (lbm/gal) (lbm) 1 22 5000 5000 5000 5.4113 0 0 2 0 0 0 5000 5.4113 0 0 3 22 12000 12000 17000 18.398 0 0 4 22 2500 2613.1 19613 21.226 1 2500 5 22 2500 2726.3 22339 24.177 2 5000 6 22 2500 2839.4 25179 27.25 3 7500 7 22 2500 2952.5 28131 30.445 4 10000 8 22 3000 3678.8 31810 34.427 5 15000 9 22 2500 3163.3 34973 37.85 6 15000 10 22 2500 3273.8 38247 41.393 7 17500 11 22 2500 3384.3 41632 45.056 8 20000 12 22 2000 2795.9 44427 48.082 9 18000

Total Slurry Volume 44427 (U.S. gal) Total Liquid Volume 39500 (U.S. gal) Total Sand Mass 1.105e+05 (lbm)

PROPPANT TRANSPORT End of Job

After Closure

Stage No.

Interval From

Interval To Height Slurry

Conc. Final Prop Width Prop Ht. Total

Prop Conc.Area

(-) (m) (m) (m) (lbm/gal) (in.) (m) (lbm/ft²) 12 0 17.857 50.691 9.1227 0.3525 50.675 2.9141 11 17.857 29.546 49.078 8.4412 0.31967 49.059 2.6428 10 29.546 39.774 47.739 7.6995 0.28723 47.714 2.3746 9 39.774 49.467 46.389 6.8747 0.25251 46.357 2.0875 8 49.467 60.885 44.785 6.0116 0.21262 44.75 1.7691 7 60.885 70.308 42.968 5.0688 0.17325 42.923 1.4415 6 70.308 79.666 41.047 4.0172 0.13207 40.991 1.0989 5 79.666 88.981 38.744 2.865 0.089006 38.674 0.74056 4 88.981 98.279 35.809 1.5674 0.044541 35.714 0.3706 3 98.279 115.24 27.118 0 0 0 0 2 115.24 115.24 0 0 0 0 0 1 115.24 115.25 2.5408 0 0 0 0

PROPPANT DESIGN SUMMARY PW-7

Created Fracture Length EOJ 115.25 (m) Total Propped Fracture Length 79.666 (m) Avg. Propped Height in Fracture 44.842 (m) Avg. Propped Height in Pay Zone 20 (m) Avg. Propped Width at Well 0.35694 (in.) Avg. Propped Width in Pay Zone 0.2234 (in.) Max. Width EOJ at Perfs 0.69372 (in.) Avg. Prop. Conc./Area in Fracture 1.0496 (lbm/ft²) Avg. Prop. Conc./Area in Pay Zone 1.8504 (lbm/ft²) Avg. Frac Conductivity in Pay Zone 8312 (md-ft) Avg. Dim. Fracture Cond. in Pay 12.57 Propped Fracture Ratio 0.34396 Estimated Closure Time 82.69 (min)

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

Tipo de Formación

Arenisca Carbonatos

Gas Aceite

k < 1 mD k < 5 mD

S > 10

Produce finos

Frac Pack Ver Estimulación

S > 0

Produce finos

Frac Pack Ver Estimulación

Fractura Hidráulica

Fractura Hidráulica

Gas Aceite

k < 1 mD k < 5 mD

S > 10

Fractura Acida

Fractura Acida

Ver Estimulación

S > 5

Fractura Acida

Fractura Acida

Ver Estimulación

Fractura Hidráulica

Fractura Hidráulica

py < ph

Sensible al agua

Espuma, CO2 y base aceite

base agua y base aceite

Espuma y CO2

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

Ee > 4000 psi

Arena 4000< Ee < 8000

8000< Ee < 12000Cerámico ligero óarena resinada

Cerámico HS ó cerámico ligero resinado

Ee > 12000 psi

Bauxita ó Cerámico HS resinado

k = permeabilidad

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

∆f = gradiente de fractura

Pwf = presión de fondo fluyendo

HS= alta resistencia (high strenght)

Considerando las características del yacimiento y los materiales seleccionados diseñar diferentes alternativas de fracturamiento (xf y FCD)

Efectuar pronósticos de producción para cada una de la las alternativas

Efectuar un análisis económico para las diferentes alternativas

Con base en el análisis económico (xf vs. VPN) definir el fracturamiento óptimo

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

Si se dispone evaluar la prueba de presión postfractura

Evaluar el fracturamiento con al menos 6 meses de datos de producción

Documentar las evaluaciones y retroalimentar el proceso para el siguiente pozo a terminar en el mismo yacimiento

B

B

EvaluaciEvaluacióónn

Información

Evaluar fractura en base a los datos del

tratamiento (geometría de fractura generada y

conductividad)

Se dispone de prueba de

presión ?

Se dispone de historia de

producción ?

Evaluar la prueba de presión (xf efectiva, sf y

FcD)

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

de drene)

Análisis e interpretación de resultados,

Incorporando la información disponible

de otras fuentes

Conclusiones y Recomendaciones

NO NO

Ret

roal

imen

taci

ón

SI SI

Pronósticos de produccióntrazadores,microsísmica,pruebas de compatibilidad,registros de temperatura,planos estructurales,planos de distribución de facies,Pruebas de conductividad retenidaPruebas de propiedades mecánicas

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

Gráfica Log-Log

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

Rate vs Time

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

0 20 40 60 80 100 120

Ave

rage

gas

pro

duct

ion

rate

, Msc

f/D

Time, day

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

Tipo de Formación

Arenisca Carbonatos

Gas Aceite

k < 1 mD k < 5 mD

S > 10

Produce finos

Frac Pack Ver Estimulación

S > 0

Produce finos

Frac Pack Ver Estimulación

Fractura Hidráulica

Fractura Hidráulica

Gas Aceite

k < 1 mD k < 5 mD

S > 10

Fractura Acida

Fractura Acida

Ver Estimulación

S > 5

Fractura Acida

Fractura Acida

Ver Estimulación

Fractura Hidráulica

Fractura Hidráulica

py < ph

Sensible al agua

Espuma, CO2 y base aceite

base agua y base aceite

Espuma y CO2

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

Ee > 4000 psi

Arena 4000< Ee < 8000

8000< Ee < 12000Cerámico ligero óarena resinada

Cerámico HS ó cerámico ligero resinado

Ee > 12000 psi

Bauxita ó Cerámico HS resinado

k = permeabilidad

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

∆f = gradiente de fractura

Pwf = presión de fondo fluyendo

HS= alta resistencia (high strenght)

Considerando las características del yacimiento y los materiales seleccionados diseñar diferentes alternativas de fracturamiento (xf y FCD)

Efectuar pronósticos de producción para cada una de la las alternativas

Efectuar un análisis económico para las diferentes alternativas

Con base en el análisis económico (xf vs. VPN) definir el fracturamiento óptimo

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

Si se dispone evaluar la prueba de presión postfractura

Evaluar el fracturamiento con al menos 6 meses de datos de producción

Documentar las evaluaciones y retroalimentar el proceso para el siguiente pozo a terminar en el mismo yacimiento

B

B

RetroalimentaciRetroalimentacióónn