acid frac duofrac ii

Ciudad Ojeda, 20 de Mayo, 2001

PDVSAAtn.:

Ref:Fractura Acida.

De mi consideracin:

Asunto: Reporte de Tratamiento; Acid Frac.

Estimados Seores;

Adjunto a la presente, encontrarn un resumen detallado de las operaciones realizadas en el pozo LL, el cual fue sometido a una fractura cida el pasado 24 de Mayo del ao en curso en el intervalo 15295-16073 selectivo.

El trabajo fue realizado en dos fases: la primera donde se cont con el bombeo de 100 Bbls de YF-130HTD , desplazarlos con 50 Bbls de WF-130 con la finalidad de obtener la presin de cierre de la formacin. Al da siguiente se realiz el fracturamiento cido, donde se utilizaron alternadamente 100 Bbls de WF-120 , 900 Bbls de DGA, 536 bbl de YF-145HTD desplazados por 95 bbl de gasoil, y 125 bbl de agua del lago .

Quedo a su disposicin para aclarar cualquier duda que pudiera surgir.

Atentamente,

Realizado por:Revisado por:Fecha & Versin:

Ing. Abbas Mahdi

Ingeniero de Estimulacin

Ing. Oscar Rodriguez.

FSM Estimulacin31/05/01

versin 1

Tabla de contenidos

1. Diseo

1.1 Consideraciones generales.1.2 Consideraciones tcnicas2. Ejecucin

2.1Prueba de inyeccin

2.2 Acid Frac

3. Evaluacin3.1 Simulacin del trabajo bombeado

4. Conclusiones y Recomendaciones.

5. Anexos.1. Diseo

1.1 Consideraciones Generales.

Pozo nico completado en el yacimiento Cretaceo 22, caonendose el intervalo (15295 16073 sel), acidificado en 4 etapas previa completacin, respondiendo positivamente con una produccin inicial de 4720 BNPD, RGP 930 y %AyS = 3.0. El 15/05/78 se verifico fondo con barra a 16472. La prueba realizada el 15/05/78 tuvo un resultado de 2600 bnpd, rgp=1010 y ays=0.5%. El 05/02/79 se verifico fondo con toma muestra de 1-3/4 a 16390 y la prueba realizada el 28/04/79 tuvo un resultado de 1971 bppd, rgp 882 ays=0. El 22/07/79 se verifico fondo a 11334 saco muestra de asfltenos. Anp1=843210 bls. El 01/12/79, bombeo de 20 bbls de gasoil y 70 bbls de solvente aromtico. Trato de continuar bombeado solvente s/e. Presin aument a 12000 lppc. El 17/06/81 realizo limpieza con la unidad hidrulica de rehabilitacin de pozos. Bombeo solvente aromtico la prueba realizada el 19/07/81 tuvo un resultado de 1741 bppd, rgp de 929 y ays=0.3. El 30/07/81, desplazo tubulares con gasoil Pmax=2350 lppc. Tasa 2.5 bpm. La prueba realizada el 29/01/82 tuvo resultado de 1600 bnpd, rgp=953 y ays=0.7. El 10/06/82 bombeo 35 bbls de mezcla aromatica (50% has-1 y 50% gas-oil) a una tasa de 2.4 bpm, pmin 1000 lppc, pmax= 3000 psi. Desplazo con 200 bbls de gasoil. La prueba realizada el 16/06/82 tuvo un resultado de 992 bppd, rgp=901 y %ays=0.8. El 13/08/82 mar-np, anp2=321.022 bbls-prueba realizada el 12/11/82 tuvo un resultado de 675 bppd, rgp de 1264 y ays=5.0.

El 22/10/88 realizo limpieza con solvente y acidifico pozo con commingled acido. Desplazo con nitrogeno. Se realizo prueba el 26/10/88 su resultado fue de 168 bppd, rgp de 1958 y 3% ays. El 11/12/88 midi 0.0 en NF, al igual que en 17/12/88.

1.2 CONSIDERACIONES TCNICAS:

Dada la caracterstica que presentan las formaciones que conforman el Grupo Cogollo (Apn Lisure y Maraca), las cuales estn principalmente compuestas por elementos calcreos, se recomienda la utilizacin de un tratamiento de fractura cida para incrementar significativamente la produccin del pozo.

El tratamiento de fracturamiento cido es un proceso de estimulacin en el cual cido, generalmente cido clorhdrico, es inyectado haca una formacin rica en compuestos carbonatos (Calizas o Dolomitas) a una presin suficiente como para romper la formacin o para abrir las fisura naturales ya existente. La eficiencia de este tipo de tratamiento depende en gran medida del tipo, concentracin y volumen del cido utilizado, el coeficiente de prdida a la formacin que ste presente, junto con su relacin de reaccin y la rapidez que le tome al fluido reactivo para estar completamente gastado. Estos factores son todos dependiente entre si.

La mayor diferencia entre las fracturas cidas y las fracturas hidrulicas convencionales es la forma en que la conductividad es alcanzada. En los tratamientos convencionales, la conductividad se obtiene por la colocacin de arena o cualquier otro agentes de sostn para prevenir el cierre de la fractura luego que la presin de tratamiento disminuye al finalizar el bombeo. Mientras que en las fracturas cidas los agentes de sostn rara vez se utilizan, quedando la conductividad de la fractura gobernada por los espacios vacos creados por la disolucin de la roca de formacin en los fluidos de tratamiento.

Tcnica DUOFRAC II:

Uno de los mayores aspectos que se deben tratar de optimar durante el diseo de un fracturamiento cido es la longitud de fractura. Para este caso en particular, debido a las altas temperaturas existentes (280(F), la obtencin de una longitud gravada (gastada) de fractura lo suficientemente larga, como para obtener un impacto considerable en la produccin del pozo, requiere de tcnicas de alta ingeniera y eficiencia. Los mayores obstculos para lograr la longitud de fractura deseada son las grandes prdidas por filtrado del cido vivo y la rapidez con que el mismo cido se gasta en la boca del pozo debido a la temperatura existente en el yacimiento.

Las altas prdidas del cido vivo se producen por las caras de la fractura, pero son altamente influenciadas por la formacin de los agujeros de gusanos. Durante el tratamiento, el cido no slo disuelve las caras de las fracturas creadas, sino que igualmente se filtra dentro del yacimiento perpendicular a la fractura, creando unos espacios vacos conocidos como hoyos de gusano. Estos se convierten en conductos irregulares, altamente conductivos que pueden penetrar suficientemente dentro del yacimiento. Los agujeros de gusano son causados por un alargamiento selectivo de los poros de la roca a medida que estos reaccionan con el cido. Una vez que ellos se forman, las prdidas de filtrado del cido ocurren principalmente por estos espacios vacos altamente conductivos. Los agujeros de gusano mantienen un considerable volumen de cido fuera del sistema principal de fractura; volumen que no queda disponible para formar una fractura gravada de mayor penetracin dentro del yacimiento.

Igualmente, los yacimientos donde hay temperaturas altas, como en nuestro caso para el pozo LL, la rapidez de reaccin del cido y la formacin es tal, que el cido se gastara dentro de los primeros pies a partir de las paredes del pozo.

La tcnica de DUOFRAC II fue desarrollada con la finalidad de reducir significativamente las prdidas de filtrado a travs de los agujeros de gusano que se forman durante una fractura cida y de permitir al cido vivo viajar ms profundo dentro del yacimiento, y alcanzar as una mejor longitud de fractura gravada al final del bombeo. Esta tcnica consiste en la iniciacin de la fractura con un fluido de reticulado no reactivo (YF-145HTD en nuestro caso) seguido por etapas sucesivas de cido vivo y fluido no reactivo. El primer volumen de PAD iniciar la fractura para la primera etapa de cido. Esta primera etapa de cido disolver una porcin de la cara de la fractura creada, y a la vez, crear agujeros de gusanos que tienen que ser controlados. El segundo PAD de fluido reticulado llenar los agujeros de gusanos ya creados, previniendo as que las subsiguientes etapas de cido se pierdan dentro de stos. La segunda etapa de cido disolver una nueva seccin de fractura mientras va creando nuevos agujeros de gusanos. Este proceso se repite hasta completar el diseo. Con frecuencia, partculas slidas son aadidas a las etapas de PAD para ayudar al control de prdida de filtrado. Estas partculas se puentean en los agujeros de gusano, y en las pequeas fisuras naturales, reduciendo igualmente el filtrado.

As mismo, dadas las altas temperaturas que se presentan en el pozo, se hace necesario la utilizacin de un sistema cido que contempla la utilizacin de cidos orgnicos (con capacidad de disolucin de carbonatos similar al HCl 15%) con la finalidad de hacer ms fcil la proteccin de los tubulares del pozo sin sacrificar capacidad de disolucin. Este aspecto se trata con mayor detalle en las secciones siguientes.

Al mismo tiempo, los distintos baches de fluido reticulado que se utilizan para crear la fractura hidrulica disminuyen la temperatura de la nueva seccin a ser disuelta por el cido vivo. Esto constituye una gran ventaja para nuestro caso en especfico, ya que esto hace que la reaccin entre el fluido y la formacin sea ms lenta, permitiendo igualmente una mayor longitud gravada.

En conclusin, esta metodologa disminuye en gran medida las perdidas por filtrado de los sistemas reactivo, aumentando la eficiencia del tratamiento.

Seleccin de los Fluidos de Tratamiento:

WF-120 (ETAPA DE ENFRIAMIENTO):

La temperatura gobierna la velocidad de reaccin entre el cido y la formacin. Como se expres anteriormente, a temperaturas elevadas, la velocidad de reaccin es tan alta que la penetracin de la fractura gravada podra limitarse slo a algunos pies dentro de formacin. Debido a esto, una etapa de un fluido para el enfriamiento inicial del sistema sera de gran beneficio pues permitir mejorar la longitud final de la fractura gravada.

Normalmente, el fluido utilizado en esta etapa es un fluido con alta prdida de filtrado. Para nuestro caso, se decidi utilizar WF-120 por ser ste un fluido lineal (alta prdida) y presentar una baja friccin en tubera. En su composicin se est considerando la utilizacin de metanol con la intencin de facilitar su retorno una vez que el pozo sea puesto a produccin.

Composicin

AditivoDescripcinConcentracin

J-457Polmero20 lbs/mgal

M-117Kcl2%

F-103Surfactante2 gal/mgal

K-046Metanol10 %

Fluido Reticulado YF-145HTD:

Como se explic previamente, durante aplicacin de la tcnica DuoFRAC II, la utilizacin de un fluido altamente viscoso es fundamental. Este fluido cumplir la doble funcin de crear la fractura hidrulica para luego dejar que la etapa de cido disuelva las caras de la fractura ya creada, y la segunda funcin consiste en que las etapas que siguen a la primera etapa del fluido reactivo se filtrarn hacia dentro de los agujeros de gusanos, reduciendo drsticamente la prdida de las subsiguiente etapas de cido lo que incrementar la longitud final gravada de la fractura.

Composicin

AditivoDescripcinConcentracin

J457Polmero.45 lbs/mgal

L064Estabilizador de arcillas2 gal/mgal

F103Demulsificante2 gal/mgal

J353Estabilizador par alta temperatura10 lbs/mgal

Solucin activadora8 gal/mga

cido gelificado DGA 400 (cido frmico 9% + cido actico 13%):

Para la seleccin del fluido reactivo se consideraron dos aspectos fundamentales:

La solubilidad de la matriz del yacimiento en el sistema eficiencia de fluidos: dada la composicin mineralgica de la matriz de los yacimientos de las formaciones del grupo cogollo, se seleccion una mezcla de cidos orgnicos como fluido reactivo para obtener la disolucin de la matriz del yacimiento y lograr as la penetracin gravada de la fractura una vez finalizado el bombeo. Igualmente, y enfocados hacia la obtencin de una mejor penetracin de la fractura, se recomienda utilizar el cido gelificado con la finalidad de mejorar su eficiencia hidrulica (reducir su coeficiente de prdida a la formacin) lo cual tendr un impacto directo sobre la longitud de fractura final alcanzada.

Adems, la utilizacin del sistema gelificado redunda en otro beneficio como es: la excelente suspensin de los finos no disueltos, esto se traduce en una mejor limpieza de la fractura posterior al tratamiento. Adems la reduccin de las prdidas por friccin, proporciona la posibilidad de alcanzar mejores tasas de bombeo. Adems de obtener una fractura ms ancha.

Esta metodologa, en conjunto con el bombeo de fluidos viscosos no reactivos, tal como se explic anteriormente, resultar en la obtencin de una fractura gravada de longitud mucho mayor a la obtenida en caso de bombear slo acido regular como tratamiento.

Para nuestro caso, se recomienda utilizar el sistema DGA-415, el cual es un sistema gelificado bastante eficiente para las condiciones que se esperan conseguir.

La rapidez de reaccin entre el fluido de tratamiento y la matriz del yacimiento: Dada la alta temperatura del pozo, la reaccin entre los carbonatos de la formacin y el cido clorhdrico es bastante rpida. Por tal motivo, la inclusin de HCl (fluido reactivo convencionalmente utilizado) en la composicin del fluido reactivo podra resultar en un desgaste total del HCl a pocos pies dentro del yacimiento. Al analizar otras opciones, obtenemos que el cido actico y el cido frmico puede reaccionar eficientemente con el carbonato, especialmente a altas temperaturas. As obtenemos, que al utilizar una mezcla que contenga cido frmico al 9% y cido actico 13% se puede generar un sistema con la una capacidad de disolucin de carbonato muy cercana a la presentada por el HCl 15% (1833 lbs de CaCO3/1000 gal de HCl 15% vs. 1672 lbs de CaCO3/1000 galones de la mezcla de los cidos orgnicos), con la ventaja adicional que la velocidad de reaccin es ms lenta, lo que conlleva una mejor penetracin del cido vivo en la formacin, obteniendo una longitud final gravada mucho mayor.

Adicionalmente, los cidos orgnicos son mucho menos corrosivo que el HCl, lo cual es un gran beneficio para nuestro caso en particular a la hora de pensar en la inhibicin de los tubulares del pozo a altas temperaturas.

Por todo lo anteriormente expuesto anteriormente, el sistema de fluido reactivo recomendado para ejecucin del tratamiento es el DGA-415, con aditivos para controlar la corrosin, cido actico y cido frmico, agentes tensoactivos necesarios para prevenir la formacin de emulsiones, sludge y precipitados segn se obtengan de las pruebas de compatibilidad.

La composicin tentativa del sistema sera:

COMPOSICIN

ADITIVODESCRIPCINCONCENTRACIN

J476CAgente gelificante cido de HT20 gal/mgal

A166Inhibidor de corrosin5 gal/mgal

L036cido frmico105 gal/mgal

F103Desmulsificante2 gal/mgal

L058Reductor de hierro15 lbs/mgal

U101Antiasfalteno2 gal/mgal

L400cido actico130 gal/mgal

GEOMETRA DE FRACTURA:

El programa de bombeo consta de un tratamiento dividido en 4 etapas. Cada etapa se propone realizar con la finalidad de cubrir cada uno de los intervalos existentes en el pozo. Como se explic en las secciones anteriores, dado el espaciamiento existente entre los intervalos a ser estimulado, se imposibilita la prediccin de la distribucin de los fluidos de tratamiento durante el bombeo. Sin embargo, se piensa que las perforaciones abiertas en Lisure sern las primeras en recibir los fluidos de tratamiento. Basados en esto se procedi a realizar la simulacin de las caractersticas de la fractura generada en cada yacimientos.

Para la simulacin de la fractura se procedi a analizar cada uno de los intervalos que se desean fracturar por separado con su correspondiente volumen de tratamiento asociado. Los resultados que se obtuvieron fueron los siguientes:

Etapa 1

(15295-15305)Etapa 2

(15383-15417)Etapa 3

(15486-15528)Etapa 4

(15662-16073)

Longitud Gravada44253626

Ancho de Fractura0,220.340.320.43

Conductividad2292 mD*ft6087 mD*ft5554 mD*ft8860 mD*ft

Fcd10.5483169

Ver anexos.

2. Ejecucin

2.1 PROCEDIMIENTO OPERACIONAL

1. Anclar Gabarra D-1010 y a su costado posiocionar D-1015.

2. Realizar tendido de lneas de la siguiente manera:

a. Una lnea al rbol de navidad con vlvula unidireccional, probarla con 14000 psi.

b. Una lnea independiente al espacio anular de 7x 3-, colocar vlvula de alivio previamente probada y calibrada a 4000 psi.

c. Colocar registradores de presin en la tubera de 3- y en los espacios anulares de 7 x 3- y 9-5/8 x 7.

d. Durante el bombeo, mantener 2000 psi en el espacio anular de 7 x 3- y 1500 en el espacio 9-5/8 x 7.

e. Tener disponible 2 anillos BX-154 y BX-152 (opcional).

NOTA: La presin en los espacios anulares depender de la presin y tasa de bombeo alcanzada durante el trabajo.

3. Realizar reunin de seguridad con todo el personal involucrado en la operacin.

a. Revisar programa de bombeo.

b. Resaltar los aspectos de seguridad.

c. Asignar posiciones y funcin del personal.

d. Revisar plan contra incendios y evacuacin.

4. Realizar Fracturamiento cido segn siguiente programa:

FLUIDOVOLUMEN

(GAL)PELOTASTASA

(BPM)

ENFRIAMIENTOWF-1308400015.0

PADYF-145HTD3500015.0

EATPA IFLUIDO REACTIVODGA4700015.0

PADYF-145 HTD1000015.0

FLUIDO REACTIVODGA 4700015.0

PADYF-145HTD350015615.0

ETAPA IIFLUIDO REACTIVODGA5400015.0

PADYF-145 HTD1000015.0


PADYF-145HTD350015615.0

FLUIDO REACTIVODGA6200015.0

ETAPA IIIPADYF-145 HTD1000015.0


PADYF-145HTD350015815.0

ETAPA IVFLUIDO REACTIVODGA4700015.0

PADYF-145 HTD1000015.0


DESPLAZAMIENTOWF-1307500015.0

5. Monitorear comportamiento de presin.

6. Desconectar lneas de tratamiento. (Asegurarse de haber circulado las lneas lo suficiente, de manera que solo exista agua en ellas al momento de romper lneas).

7. Desanclar las gabarras de locacin.

8. Abrir el pozo a produccin.

Si el pozo no fluye, prepararse para realizar arranque del pozo con CT, segn programa que se presenta en los anexos.

2.2 Ejecucin.

2.2.1 Bombeo de solvente

El dia de 21 de mayo, a las 16:30 se realiz el bombeo de 200 bbl de Solvente (50% xileno, 10 Butil Oxitol, 0.2 % Demulsificante, 0.2% Asfalteno y 36.9 Gasoil) a 3 y a 4 bpm. Se desplazo con 179 bbl de gasoil a 5 bpm. Al momento de abrir el pozo se registr un presin de cero psi. Durante el bombeo se increment el caudal desde 2 a 4 bpm. La presin llego a 56 psi (max). La finalidad de bombear este tratamiento fue atacar los depsitos orgnicos (asfaltenos) que el pozo ha demostrado histricamente. Tambin dicho bombeo sirve como una prueba de inyeccin previa a la movilizacin del equipo de fractura cida.

2.2.2 DouFRAC II.

El da 24 de Mayo del ao en curso se inicio el bombeo a las 12:55 horas. Se not que al abrir la vlvula maestra del pozo, este tena una presin en cabeza de cero psi. El bombeo se inici con WF-130 como fluido de enfriamiento. El tratamiento se inici a 15 BPM luego se incremento a 24 bpm in 4 pasos (15,20. 22 &24 bpm).

Al principio se uso 200 bbl de WF-130 como fluido de enfriamiento. LA fractura empez con un PAD de YF-145 HTD para propagar la fractura, por las caractersticas reologicas de este sistema. La etapa de YF-145 HTD fue seguida por cinco etapas alternativas de DGA 315 y YF-145 HTD. El cido gelificado DGA 315, sigue propagando la fractura, mientras que el cido reacciona con los carbonatos de la formacin. El hecho que el cido sea gelificado reduce perdidas en la formacin y por ende el DGA se gasta a una tasa ms lenta que el cido plano, logrando mayor longitud. La etapa de 145 HTD que sigue a las etapas del DGA, tapa la cara de la formacin donde reaccion el DGA con los carbonatos, divergiendo la prxima etapa del DGA. De hecho divergen el tratamiento a otra zona.

La primera etapa de PAD fue extendida por cambio de suministro de fluido. En total se bombeo 193 bbls en esta etapa envs de 83 bbl. El resto del tratamiento fue realizado segn el diseo. Segn las cantidades de fluido. Hubo un aumento de pelotas bobeadas con el motivo de obtener una buena divergencia. En total el trabajo fue hecho en cuatro etapas separadas por 3 etapas de pelotas. 160, 200 y 200 pelotas. En total se bombeo 22606 gal de 145HTD (536 bbl) y 41300 gal de DGA (983 bbl )

Con el comienzo del bombeo la presin llega a un pico de 5500 psi a 24 bpm. Luego la presin bajo debida a propagacin de la fractura y mas aun la baja inducida a la tasa mientras resolviendo el suministro de fluido auxiliar. Luego la tasa se estabilizo a 20 bpm donde la presin llego a 3021 psi, y de all cayo hasta 1764 psi donde se observo claramente el efecto de cido. Se aumento la tasa a 25 bpm donde se mantuvo la tasa 20 minutos. Se aumento la tasa hasta 30 bpm donde el efecto del segundo bache de 200 pelotas era muy claro(2400 psi) y seguidamente el efecto del cido que lo sigui , una cada de 3350 psi. El ultimo bache de 200 pelotas llego correspondida con una tasa de 22 bpm produjo una ganancia de 2550 psi en presin de superficie. Seguida por una cada de presin de 1800 psi dada el efecto de cido. Ya que empez la etapa del desplazamiento, la presin de superficie aumento 3454 psi, llegando se a 10014 psi en la cabeza del pozo. Este aumento de presin es causado por la alta presin de friccin que caracteriza el fluido de desplazamiento (Gasoil). Durante los 100 Bbls finales del tratamiento, se suspendi la adicin del gelificante del DGA, y se bombe cido plano con la finalidad de obtener un mayor ancho de fractura en la proximidad del pozo.

Se verifico el numero de las pelotas bobeadas, se encontr que 652 pelotas envs de 650.A continuacin se presenta la grfica del tratamiento:

3. Evaluacin

3.1. Simulacin del trabajo bombeado

Para la simulacin de la fractura se procedi a analizar cada uno de los intervalos que se desean fracturar por separado con su correspondiente volumen de de tratamiento asociado. Los resultados que se obtuvieron fueron los siguientes:Etapa I

Perforation Data

Top

MD

(ft)Top

TVD

(ft)Bottom

MD

(ft)Bottom

TVD

(ft)Shot

Density

(shot/ft)Number

( )Diameter(in)

15280.015280.015290.015290.06.00600.32

15295.015295.015305.015305.07.00700.32

Section 1: AcidFRAC Schedule

The following is the Pumping Schedule to achieve an etched fracture half-length (Xf) of 55.8 ft with an average conductivity (Kfw) of 1302 md.ft.

Job Description

Stage Name

Pump

Rate(bbl/min)Fluid Name

Stage Fluid

Volume(gal)Acid

Conc.(%)

PRE-PAD15.0WF12063000.0

PAD15.0YF145.1HTD110000.0

GELLED ACID15.0Gelled Acid480015.0

PAD15.0YF145.1HTD10000.0


FLUSH15.0YF145.1HTD42000.0

Fluid Totals

6300 gal of WF120

16200 gal of YF145.1HTD

9600 gal of Gelled Acid

Job Execution

Stage Name

Stage Fluid

Volume(gal)Cum. Fluid

Volume(gal)Stage

Time

(min)Cum.

Time

(min)

PRE-PAD6300630010.010.0

PAD110001730017.527.5

GELLED ACID4800221007.635.1

PAD1000231001.636.7

GELLED ACID4800279007.644.3

FLUSH4200321006.751.0

Section 2: AcidFRAC Simulation

The following are the results of the computer simulation of this Fracturing Proposal using a Error!Marcador no definido. model.

Etched Fracture Half-Length55.8 ft

Average Etched Width0.179 in

Average Conductivity1302 md.ft

Average Fcd4.7

Net Pressure470 psi

Efficiency0.238

Simulation Results by Fracture Segment

From(ft)To(ft)Etched Width(in)Fracture

Conductivity(md.ft)

0.014.00.3204053

14.027.90.2291813

27.941.90.1911226

41.955.80.144570

ETAPA II

Perforation Data

Top

MD

(ft)Top

TVD

(ft)Bottom

MD

(ft)Bottom

TVD

(ft)Shot

Density

(shot/ft)Number

( )Diameter(in)

15383.015383.015388.015388.06.00300.32

15394.015394.015399.015399.07.00350.32

15401.015401.015406.015406.06.00300.32

15414.015414.015419.015419.07.00350.32

Section 3: Zone Data

Formation Transmissibility Properties

Zone Name

Top MD

(ft)Net

Height

(ft)Perm

(md)Porosity

(%)Res. Pressure

(psi)Gas Sat.

(%)Oil Sat.

(%)Water Sat.

(%)

Barrera Superior 15230.00.00.115.042000.01.099.0

Lisure 15250.055.0510.038005.060.035.0

Lutita Intermedia 15315.00.00.115.042000.01.099.0

Lisure 15340.065.0510.038005.060.035.0


Section 4: Zone DataFormation Mechanical Properties

Zone Name

Top MD

(ft)Zone Height

(ft)Frac Grad.

(psi/ft)Insitu Stress

(psi)Youngs Modulus

(psi)Poissons Ratio

Tough-ness

(psi.in0.5)

Barrera Superior 15230.020.00.850129546.730E+050.35 1000

Lisure 15250.065.00.700106984.190E+060.30 1200

Lutita Intermedia 15315.025.00.730111896.730E+050.35 1000

Lisure 15340.085.00.700107684.190E+060.30 1200




Job Description

Stage Name

Pump


Stage Fluid

Volume(gal)Acid

Conc.(%)

PRE-PAD15.0WF12063000.0

PAD15.0YF145.1HTD35000.0


PAD15.0YF145.1HTD10000.0


Flush15.0WF12072660.0

Fluid Totals

13565.970215 gal of WF120



Job Execution

Stage Name

Stage Fluid


Volume(gal)Stage

Time

(min)Cum.

Time

(min)

PRE-PAD6300630010.010.0

PAD350098005.615.6

GELLED ACID5500153008.724.3

PAD1000163001.625.9

GELLED ACID5500218008.734.6

Flush72662906611.546.1






Average Fcd48.3

Net Pressure109 psi

Efficiency0.131



Conductivity(md.ft)

0.06.30.51212314

6.312.60.4589697

12.618.90.3765769

18.925.20.3765769

Etapa III

Perforation Data

Top

MD

(ft)Top

TVD

(ft)Bottom

MD

(ft)Bottom

TVD

(ft)Shot

Density

(shot/ft)Number

( )Diameter(in)

15486.015486.015490.015490.06.00240.32

15498.015498.015506.015506.06.00480.32

15518.015518.015528.015528.06.00600.32



Zone Name

Top MD

(ft)Net

Height

(ft)Perm

(md)Porosity

(%)Res. Pressure

(psi)Gas Sat.

(%)Oil Sat.

(%)Water Sat.

(%)


Lisure 15462.075.0510.038005.060.035.0


Lisure 15655.025.0510.038005.060.035.0

Lutita Intermedia 15680.00.0115.042000.01.099.0

Lisure/Apon 15720.035.0510.038005.060.035.0

Barrera Inferior 15770.00.0115.042000.01.099.0


Zone Name

Top MD

(ft)Zone Height

(ft)Frac Grad.


(psi)Youngs Modulus

(psi)Poissons Ratio

Tough-ness

(psi.in0.5)


Lisure 15462.098.00.700108584.190E+060.30 1200


Lisure 15655.025.00.700109674.190E+060.30 1200


Lisure/Apon 15720.050.00.700110214.190E+060.30 1200

Barrera Inferior 15770.030.00.800126286.730E+050.35 1000



Job Description

Stage Name

Pump


Stage Fluid

Volume(gal)Acid

Conc.(%)

PRE-PAD15.0WF12063000.0

PAD15.0YF145.1HTD35000.0


PAD15.0YF145.1HTD10000.0


FLUSH15.0WF12073310.0

Fluid Totals

13630.545898 gal of WF120



Job Execution

Stage Name

Stage Fluid


Volume(gal)Stage

Time

(min)Cum.

Time

(min)

PRE-PAD6300630010.010.0

PAD350098005.615.6

GELLED ACID63001610010.025.6

PAD1000171001.627.1

GELLED ACID63002340010.037.1

FLUSH73313073111.648.8






Average Fcd30.9

Net Pressure197 psi

Efficiency0.082



Conductivity(md.ft)

0.09.00.53713008

9.017.90.4799788

17.926.90.3726376

26.935.90.2101289

Etapa IV

Perforation Data

Top

MD

(ft)Top

TVD

(ft)Bottom

MD

(ft)Bottom

TVD

(ft)Shot

Density

(shot/ft)Number

( )Diameter(in)

15660.015660.015670.015670.06.00600.32

15746.015746.015756.015756.07.00700.32



Zone Name

Top MD

(ft)Net

Height

(ft)Perm

(md)Porosity

(%)Res. Pressure

(psi)Gas Sat.

(%)Oil Sat.

(%)Water Sat.

(%)


Lisure 15655.025.0510.038005.060.035.0

Lutita Intermedia 15680.00.0115.042000.01.099.0

Lisure/Apon 15720.035.0510.038005.060.035.0

Barrera Inferior 15770.00.0115.042000.01.099.0


Zone Name

Top MD

(ft)Zone Height

(ft)Frac Grad.


(psi)Youngs Modulus

(psi)Poissons Ratio

Tough-ness

(psi.in0.5)


Lisure 15655.025.00.700109674.190E+060.30 1200


Lisure/Apon 15720.050.00.700110214.190E+060.30 1200

Barrera Inferior 15770.030.00.800126286.730E+050.35 1000



Job Description

Stage Name

Pump


Stage Fluid

Volume(gal)Acid

Conc.(%)

PRE-PAD15.0WF12063000.0

PAD15.0YF145.1HTD35000.0


PAD15.0YF145.1HTD10000.0


FLUSH15.0WF12074400.0

Fluid Totals

13739.634766 gal of WF120



Job Execution

Stage Name

Stage Fluid


Volume(gal)Stage

Time

(min)Cum.

Time

(min)

PRE-PAD6300630010.010.0

PAD350098005.615.6

GELLED ACID4800146007.623.2

PAD1000156001.624.8

GELLED ACID4800204007.632.4

FLUSH74402784011.844.2






Average Fcd69.1

Net Pressure322 psi

Efficiency0.173



Conductivity(md.ft)

0.06.40.62317296

6.412.80.62317296

12.819.20.4136274

19.225.60.2672149

Conclusiones y Recomendaciones

Desde el punto de vista operativo, el tratamiento result un xito, ya que los programas de bombeo se realizaron con seguridad segn se planific y con buenos resultados.

Los claros efectos de pelotas ratifican que la seleccin de los intervalos caoneados junto con su densidad de disparo y fase fue acertada

Los resultados de estas fracturas indicaron que la tcnica DouFRAC II es una metodologa de alta eficiencia para estimular las formaciones del grupo Cogollo. Dado los buenos resultados del cido orgnico en la misma formacin se recomienda seguir usando Acido orgnico en lugar de HCl, el cual es un fluido de mayor reactividad lo cual dificulta obtener un buen largo de fractura.

La prctica de eliminar el gelificante en la ltima etapa junto con la reduccin de la tasa al final de tratamiento, result en un buen ancho de fractura.

Dado los excelentes resultados de produccin observados, se recomienda extender el presente tratamiento a los restantes pozos del rea completados en el Grupo Cogollo.

Dado a la historia del pozo, su problemas de depsitos orgnicos. Se recomienda producir el pozo de una forma controlada (Choqueada) para evitar la precipitacin de depsitos orgnicos.

Desde el punto de vista de seguridad el cido orgnico es menos riesgoso para su manejo que el HCl.

ANEXOS.

de baja Presion

cambio de suministro

Baja de caudal por

ISIP 1620

Incremento debido a pelotas retrasadas (posible)

Efecto acido

200

200

160

Efecto Pelotas

Efecto acido

Friccion debido a cambio de fluido (Gasoil)

Slurry_Rate [bbl/min]

Annulus_Pressure [psi]

Treating_Pressure [psi]

35.0

30.0

25.0

20.0

15.0

10.0

5.0

0.0

Presion

Tiempo (MIN)

0.0

12000.0

10000.0

8000.0

2000.0

6000.0

0.0

100.0

90.0

80.0

70.0

60.0

50.0

40.0

30.0

10.0

20.0

4000.0

_1052550232.ppt

acid frac duofrac ii

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