fracturamiento hidraulico

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FRACTURAMIENTO HIDRAULICO DEFINICIÓN Es la aplicación de presión a una roca reservorio hasta que se produce la falla o fractura de la misma. Después de la rotura de ¡a roca se continúa aplicando presión para extender la fractura más allá del punto de falla. Con esta fractura se crea un canal de flujo de gran tamaño que no sólo conecta fracturas naturales sino que produce una gran área de are naja de fluidos del reservorio. Los objetivos principales del fracturamiento hidráulico son: Incrementar el régimen de producción. Aumentar la recuperación total. Mejorar el uso de la energía del yacimiento. ORIENTACIÓN DE LA FRACTURA. La fractura se crea y se propaga siempre en sentido perpendicular al de menor esfuerzo de la roca. Por ejemplo una fractura horizontal se crea cuando el esfuerzo vertical es menor que e! latera!, esto se puede observar en la Figura 2. Los factores que tienen mayor influencia en la orientación da la fractura son: la presión de los poros, el módulo de Poisson, el módulo de Young, dureza y compresibilidad de la roca. La forma, posición y tipo de punzados no influye en la forma y dirección de la fractura. En la figura 3, se observa la orientación de la fractura, que puede ser horizontal, vertical o inclinada, así: MODELO DE FRACTURA HIDRÁULICA Después del  inicio de la fractura ; la inyección adicional resultaría en propagación de la fractura.

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FRACTURAMIENTO HIDRAULICO

DEFINICIÓN

Es la aplicación de presión a una roca reservorio hasta que seproduce la falla o fractura de la misma. Después de la rotura de¡a roca se continúa aplicando presión para extender la fracturamás allá del punto de falla.Con esta fractura se crea un canal de flujo de gran tamaño queno sólo conecta fracturas naturales sino que produce una granárea de are naja de fluidos del reservorio.

Los objetivos principales del fracturamiento hidráulico son:• Incrementar el régimen de producción.• Aumentar la recuperación total.• Mejorar el uso de la energía del yacimiento.

ORIENTACIÓN DE LA FRACTURA.

La fractura se crea y se propaga siempre en sentidoperpendicular al de menor esfuerzo de la roca. Por ejemplo unafractura horizontal se crea cuando el esfuerzo vertical es menor que e! latera!, esto se puede observar en la Figura 2.

Los factores que tienen mayor influencia en la orientación da lafractura son: la presión de los poros, el módulo de Poisson, el

módulo de Young, dureza y compresibilidad de la roca.

La forma, posición y tipo de punzados no influye en la forma ydirección de la fractura. En la figura 3, se observa la orientaciónde la fractura, que puede ser horizontal, vertical o inclinada, así:

MODELO DE FRACTURA HIDRÁULICA

Después del inicio de la fractura; la inyección adicional resultaríaen propagación de la fractura.

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La geometría de la fractura creada puede ser aproximada por modelos que toman en cuenta ¡as propiedades mecánicas de laroca, las propiedades del fluido de fractura, las condiciones conlas cuales el fluido es inyectado (cantidad, presión) y ladistribución de esfuerzo en e! medio poroso.

MODELO PKN

El modelo PKN tiene forma elíptica en el orificio del pozo (Figura4.)

El ancho máximo está en la línea central de esta elipse, con cero

ancho en la parte superior y en el fondo. Para fluido Newtonianoel ancho máximo cuando la longitud de fractura medida es iguala xf, está dada por:

Donde:W max = ANCHO MÁXIMO DE FRACTURA.

 Xf= ANCHO DE LA FRACTURA.µ= VISCOSIDAD APARENTE v= ES LA RELACIÓN DE POISSOM 

G= ES EL MODULO ELÁSTICO DE CORTE 

Hay que recordar que G está relacionado con el modulo deYoung, E por la ecuación:

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MODELO KGD.

El modelo KGD representado en la figura 5  que gira 90° delmodelo PKN, y es particularmente aplicable para aproximar lageometría de fractura donde hf > xf, de tal forma, este modelo nodebería ser usado en casos donde la distancia larga de fracturasea generada.

Tal como se puede mirar en la figura.

Y en unidades de campo:

MECÁNICA DE DAÑO CONTINÚO EN FRACTURAHIDRÁULICA.

Un método para extender y describir estos fenómenos estábasado en el criterio de propagación de fractura derivado de

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mecánica de daño continuo, (CDM) Continue MechanicalDamage.

Según CDM, bajo esfuerzos la estructura del material puedeempezar a desintegrarse. Pequeñas fisuras pueden formarse y

dicho deterioro debilita a! material y disminuye su capacidad decarga.

El deterioro es característico de la variable de daño cuantificable.

MIGRACIÓN DE ALTURA

Un modelo pseudo tridimensionales P-3-D apropiado permitiríamigración de altura de fractura lateral y vertical. Unaaproximación para la altura de fractura en e! orificio de! pozo(donde tendría un valor máximo) se presenta luego.

Si esta altura fuera utilizada sea con el modelo KGD o PKN, estoconduciría una sobre estimación del volumen de suspensión para

ejecutar el tratamiento.

La distribución de esfuerzos horizontales a lo largo de la columnavertical varía debido a la litología que tienen diferentes relacionesde Poisson.

La figura 6, es un esquema del modelo.

• El valor del esfuerzo horizontal en la capa apuntada deespesor, h es σ.

• La capa superior tiene un esfuerzo σU. L• La capa de abajo tiene un esfuerzo σd.• La migración de fractura hacia arriba h, es medida desde el

fondo del reservorio y la migración hacia abajo hd es medida

desde e! tope del reservorio.

La presión neta de fractura requerida para causar una migraciónde altura de fractura hacia arriba hu es:

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En la expresión anterior, la contribución del contraste de esfuerzoentre capaz (segundo término en el costado derecho) para casitodos los reservorios es el más grande.

El primer término, el de factor de intensidad da esfuerzo crítico,contribuye solo en una pequeña cantidad.

Finalmente, en migración hacia arriba, los efectos de la gravedadson retardantes, mientras en migración hacia abajo ellos sonacelerantes.Las constantes C1, C2 y C3 para unidades de campo petroleroson 0.0217, 0.515 y 0.0069 respectivamente.

FLUIDOS DE FRACTURAMIENTO.

El Fluido de fractura es aquel que crea las fracturas en laformación gracias a la alta presión con que es inyectado, estéfluido está compuesto de tres etapas cada uno diseñado paracumplir una función específica.

El Pad es el fluido que se inyecta al principio y es el que crea la

fractura en sí. El fluido de lavado es e! que se utiliza paradesplazar la suspensión de la pared del pozo a la formación.

Los fluidos de fractura deben tener la capacidad de transportar arena al interior de la fractura de manera de evitar su cierrecuando finaliza la operación.

Así mismo el fluido debe generar el menor daño posible a laformación, minimizando la concentración de residuos insolublesque afecten la producción del pozo.

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Un trabajo de fractura consta de ciertas etapas ce íbicesdistintas, cada una diseñada para efectuar una tarea específica.

Pad es el fluido de fractura que no lleva apuntalante, está

diseñado para iniciar y propagar la fractura.

Después de la inyección del Pad, el apuntalante es agregado alfluido de fractura en crecientes concentraciones hasta el final deltratamiento en que la concentración alcance un valor predeterminado.

Este valor depende de las capacidades del fluido paratransportar el apuntalante.

La longitud de fractura hidráulica creada difiere de la longitudapuntalada, porque el apuntalante no puede ser transportadomás allá del punto donde el ancho de fractura es más pequeñoque ¡os tres diámetros de apuntalante.

TIPOS DE FLUIDOS DE FRACTURAMIENTO

Un fluido de fractura debe tener baja pérdida de fluido, buenacapacidad de transporte de! agente sostén, baja pérdida defricción, debe ser fácilmente recuperable de la formación, debeser estable a la temperatura de fondo de pozo, ser compatible

con los fluidos de formación y causar el mínimo daño a laformación.

Básicamente existen dos tipos de fluidos utilizados parafracturamiento hidráulico:

• Base agua

Base hidrocarburo.

FLUIDOS DE FRACTURAMIENTO BASE AGUA.

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Es el fluido de fractura que se utiliza con mayor frecuenciadebido a su disponibilidad, compatibilidad con la formación ymenor cesto. Los componentes esenciales de los fluidos baseagua son:

1. AGUA DE ALTA CALIDAD.Tiene que ser limpia, filtrada, sin sólidos, en el laboratorio sedetermina el rango adecuado de pH para la gelificación.

2. POLÍMERO (GELIFICANTE).Un gel es un sistema tipo, coloidal con dos componentes: uncoloide hinchado y disperso y la fase líquida que puede llegar al

95%.

Los productos gelitificantes incrementan la viscosidad del líquidoporque son polímeros de cadenas muy largas que dificultan elmovimiento de las capas de fluido entre sí. Algunos gelitificantesson: Goma Guar y HEC.

3. RETICULADOR (CROSSLINKER).Son sustancias activadores que modifican laestructura molecular entrecruzando las cadenas de polímerospara formar una red. Con ello se "consigue incrementar laviscosidad antes que el fluido ingresen la formación. '

4.  REGULADOR (BUFFER).

Ajustan y mantienen" el pH para una óptima reticulación de losfluidos y contribuyen al control del tiempo de reticulación.

5. ESTABILIZADORES DE ARCILLAS.Los fluidos base agua pueden desestabilizar minerales dearcillas. La migración de finos o el hinchamiento ce las arcillasdañan la formación en la cercanía de la fractura.Los estabilizadores de arcillas inhiben o minimizan laincompatibilidad del fluido con la matriz.

6. RUPTORES DE GEL (SREAKER).

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Son productos de acción retardada, que degradan la cadena depolímero una vez que se ha completado el tratamiento. Seseleccionan de acuerdo a la temperatura.

Para geles base agua se utilizan principalmente oxidantes,

enzimas y enzimas de alto pH y para romper los geles basepetróleo se utilizan sales inorgánicas y ácidos orgánicos.

7. REDUCTORES DE FILTRADOLos polímeros y reticuladores actúan formando un revoque en lascaras de la fractura, para obtener un control adicional se puedeusar partículas insolubles, almidones, resinas; etc.

3. SURFACTAMTES.Los agentes surfactantes disueltos en líquido reducen la tensiónsuperficial o la tensión interfacial y modifican el ángulo decontacto, rompen y previenen problemas de emulsiones ybloqueos de agua, forman espumas en los fluidos y ayudan acontrolar las bacterias.

Un bloqueo por agua, donde la presión disponible es insuficientepara vencer la presión capilar, se rompe cuando se reduce latensión superficial, en este caso los surfactantes aceleran larecuperación de fluidos.

9. BACTERICIDAS.Se agregan bactericidas para proteger la formación del desarrollo

de bacterias anaeróbicas. Las mismas que causan inestabilidaden la densidad del fluido de fracturamiento base agua por sudesarrollo.

FLUIDOS DE FRACTURAMIENTO BASE PETRÓLEO.

Fueron desarrollados debido a que el agente de sostén tiene lanecesidad de contar con un agente de transporte, que noprovoque alteración apreciable sobre formaciones altamentesensibles a ¡as soluciones acuosas.

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El fluido más usado, es el petróleo liviano del mismo pozo, perosu uso se restringe a pozos poco profundos y con bajosgradientes de fractura. Su alta perdida por filtrado no permite unafractura de gran extensión.

Los componentes esenciales en este tipo de fluidos son:solventes, geles base hidrocarburo y activador (Crosslinker).

APUNTALANTE

Es la arena  natural o sintética que se inyecta en el fluido defractura. Tiene como función principal mantener abierto los

canales fracturados un vez que la presión de inyeccióndisminuya.

TIPOS DE APUNTALANTE

Del conjunto de materiales utilizados en el fracturamientohidráulico el agente apuntalante o sustentante es el único que

permanecerá en la fractura manteniéndola abierta yestableciendo un canal conductivo para la afluencia de los fluidosde formación hacia el pozo.

Estos materiales son diseñados para soportar los esfuerzos decierre de la formación, sin embargo, se debe seleccionar deacuerdo a los esfuerzos que estará sometido y a la dureza de la

roca, ya que si se tienen esfuerzos de cierre altos este se podríatriturar en formaciones suaves.

Existen principalmente dos tipos de apuntalante, los naturales ylos sintéticos.

1. APUNTALANTES NATURALES

Principalmente se encuentran las arenas de sílice y soportanbajos esfuerzos de cierre de la fractura, hasta un límite de 4000psi.

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2. APUNTALANTES SINTÉTICOSEste grupo se caracteriza por contener apuntalantes de granresistencia a cierres de formación al cerrarse la fractura, en laactualidad se han desarrollado apuntalantes para resistir 

esfuerzos de cierre hasta 14000 psi.

Estos pueden ser recubiertos con capas de resina curable yprecurable, según sea la necesidad.

De acuerdo a las propiedades físicas se han dividido en dosgrupos.

2.1. APUNTALANTES ELASTO – FRÁGILES

En esta clasificación las deformaciones que sufre el material soncasi nulas con los esfuerzos aplicados sobre él hasta que vienela ruptura, ejemplo: arenas de sílice.

2.2. APUNTALANTES ELASTO - PLÁSTICOS

En esta-deformación del material es proporcional a los esfuerzosaplicados sobre el mismo, la curva de esfuerzo contra ladeformación presenta una primera fase elástica yposteriormente, el comportamiento de la deformación es plástica.

PROPIEDADES DEL APUNTALANTELas propiedades del apuntalante que afectan el éxito de lafractura hidráulica incluyen: tamaño del grano, distribución delgrano, calidad (cantidad de impurezas), redondez y esfericidad.,densidad del apuntalante y la porosidad del paquete apuntalante.

Las propiedades principales, tales como tamaño de la malla,porosidad y densidad de la mayoría de apuntalantes comunes semuestran en la tabla 1.

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DISEÑO PARA REALIZAR EL FRACTURAMIENTO.

El diseño que se utilizará es el proceso de DaiaFRAC. ElDataFRAC está dividido en dos secciones, en la primera de ellasse utilizará el fluido denominado FreFLO, cuya función principalincluye entre otras, el acondicionar la formación y prepararla para

recibir los fluidos de fractura base agua que serán bombeadosposteriormente.

Además de eso es un fluido newtoniano que permite determinar los límites superiores de la presión de, fractura, así comotambién permite estimar los valores de presión de fricciónobservadas en los tubulares y en las perforaciones.

La segunda parte del DataFRAC consiste en la inyección paracalibración y declinación de presión. En esta parte se utilizará el

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fluido de fracturamiento hidráulico (YF130HTD), inyectado alcaudal que se piensa utilizar durante el fracturamiento hidráulico.Con este análisis puede determinarse la eficiencia del fluido,geometría de la fractura, presión de cierre, entre otraspropiedades.

Finalmente, pruebas de laboratorio serán realizadas tanto en labase antes de movilizar el equipo, como también en el campo.

SELECCIÓN DEL FLUIDO

Para la selección del fluido de fractura se fijará como prioridad lautilización de un sistema que diera la mayor posibilidad de

limpieza en el empaque de la fractura posterior al tratamiento.

Basado en lo anteriormente expuesto y en la temperaturaestimada de yacimiento, se propone utilizar el sistemaYF130HTD como fluido de fractura, con la finalidad de mejorar laeficiencia hidráulica de la fractura, lo cual nos llevaría a obtener la geometría de fractura necesaria para obtener el incremento de

producción deseado.

 YF.- Es la denominación para un fluido activado.

La serie 100: significa que se está utilizando un gel lineal basadoen agua, con una carga de polímero equivalente a 30 gal/mgal.Las letras HTD: significan que el fluido se activa retardadamente

y ha sido diseñado para trabajar a alta temperatura.

Se calcula el efecto de retardación hasta que el fluido seencuentra aproximadamente a ¾  de distancia dentro de ¡atubería, con el objeto de reducir la presión de fricción a un nivelaceptable para favorecer el bombeo a "altos caudales y lograr la-mayor presión-neta dentro de la formación

SELECCIÓN DEL APUNTALANTE

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La función del agente de sostén dentro del un fractura mientohidráulico es mantener las paredes de la fractura separada unavez que e! bombeo finalice y el fluido de fractura se filtre a laformación.Uno de los principales factores de selección del apuntalante es la

conductividad que se obtendrá luego del tratamiento.La siguiente gráfica resume las conductividades de los distintosagentes de sostén a distintos esfuerzos de cierre.

Para la selección ce! agente de sostén, se tomará corno principalparámetro la presión de cierre que se espera conseguir en elyacimiento.

El apuntalante sugerido es Ceramax tamaño de malla 16/20debido a las siguientes razones:

1.- El tamaño se debe al tipo de conductividad que esta mallaofrece.2.- Este tipo de apuntalante es recubierto en resina, la cual se

activa a temperatura de fondo de pozo, y también debido a losesfuerzos que el mismo soporta, una vez se encuentra en el sitio.

PREVENCIÓN DE REFLUJO DE APUNTALANTE

En casos anteriores se ha probado exitosamente el PropNET™,el cual es una pequeña fibra que se bombea juntamente con el

apuntalante.

Esta fibra permite formar una malla estrecha que no solamentefavorece el bombeo del fluido más apuntalante dentro de latubería (buena suspensión de sólidos, especialmente aconcentraciones de apuntalante más altas), sino que ademásimpide la producción o reflujo de apuntalante una vez que elpozo sea puesto en producción.

SIMULADOR DE FRACTURA HIDRÁULICA

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Con la finalidad de determinar el programa de bombeo queresulte en la geometría final de fractura se utilizará e! simulador FracCADE™.

Para dicho propósito utilizamos información de presiones de los

últimos trabajos de fractura realizados en e! campo, análisispetrofísico a partir de registros eléctricos y propiedadesmecánicas de roca promedias para el tipo de roca encontrada.

El simulador indica los siguientes resultados promedios, luego dela utilización de los datos disponibles al momento:

Tope de fractura inicial TVD .......................... 10120.0 ftBase de fractura inicial TVD ........................... 10198.0 ftLongitud media de la fractura………………... 295 ftEOJ Hyd espesor del hoyo………………….... 65.3 ftPromedio del ancho del sostén...................... 0.121 inPromedio de la concentración del gel............ 422.3 lb/mgalPromedio del factor del gel retardante……… 0.40

Presión neta.................................................. 2489 psiEficiencia....................................................... 0.522Eficiencia de conductividad………………….. 2466 md.ftEficiencia Fcd............................................... 0.556Presión max. en superficie…………………... 5801 psi

La gráfica siguiente muestra ¡a geometría de la fractura, largo,

ancho y altura de la misma. Adicionalmente se muestra laconcentración de apuntalante, medido en libras por pie cuadradoa lo largo del área fracturada, A la izquierda. se mira el contrastede esfuerzos y al medio se ve e! ancho de la fractura.

EQUIPOS DE FRACTURAMIENTO A UTILIZARSELa ejecución eficiente de cualquier trabajo de fracturamientoexige la combinación correcta de equipos en la boca del pozo.

1.- BOMBAS PARA FRACTURAMIENTO

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La potencia de cualquier sistema de bombeo para introducir losfluidos y productos al pozo es la bomba para fracturar o “FracPump” para este trabajo se utiliza, SPF-343 (2 unidad debombeo x 1,800 HHP).

2.- BLENDER

El Blender es, literalmente, el "corazón" de la operación defractura. Los productos de fractura se mezclan en el blender antes de ser bombeados al pozo.

Los blender cumplen tres funciones:

• Extraer el fluido de los tanques de almacenaje;• Mezclar la cantidad adecuada de agente de sostén con el

fluido, y• Enviar el fluido cargado con agente de sostén (lechada) a

las succiones de los equipos de bombeo a baja presión(usualmente 60 psi o menores).

3.- MANIFOLDS DE SUCCIÓN.

Los manifolds de succión incluyen el manifold incorporado; altanque de Fracturamiento, el manifold de succión común, elmanifold de la pileta y e! manifold de descarga.

Manifold incorporado al tanque de Fracturamiento: La mayoría delos tanques de fractura están equipados con un mínimo de cuatroconexiones de 4" y una válvula mariposa de 12" entre el tanque ylas conexiones.

Para un trabajo en el que intervengan múltiples tanques, algunostanques de fractura se pueden conectar entre ellos con

mangueras cortas flexibles para formar un manifold de succióncomún.

4.- TANQUES DE ALMACENAJE DE FLUIDOS

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En las operaciones de fractura se emplean varios tamaños yconfiguraciones de tanques para almacenaje de fluidos.Estos tanques se describen a continuación.

Tanques de fractura. Se utilizan los siguientes tanques:Tanque de fractura rectangular de 500 barriles.Ancho: 8 piesAlto: 8 pies, 9 pulgadas (frente)12 pies, 10 pulgadas (atrás)

5.- MANIFOLDS DE DESCARGA.

Esta unidad montada en conjunto que se interconecta conacoplamientos consta de tres componentes principales: elmanifold del blender, la tubería de conexión, el manifold desucción de la bomba y el manifold de descarga de la bomba.El manifold consta del cabezal de descarga del blender principal,al cual se pueden conectar hasta ocho mangueras para

descargar el blender.

La unidad está montada en un bloque con suficiente espacioentre las conexiones de descarga y succión desde el nivel delpiso. Usa una tubería de conexión o tubos conectores paratransferir el fluido del blender al manifold de succión de labomba. Cada sección del manifold de succión de la bomba, que

posee 12 pies de longitud y 6" de diámetro, conecta con dosunidades de bombeo y deja un espacio adecuado entre loscamiones de bombeo.

6.- MANGUERAS

Mangueras flexibles de goma de succión y descarga(supercargadoras) se utilizan para enviar los fluidos desde sulugar de almacenaje al equipo de mezcla, de aditivos o equiposde bombeo.

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Las mangueras de succión normalmente están disponibles en untamaño 4" y están diseñadas para satisfacer los requerimientosde succión de todo e! equipo de mezcla y aditivos.Todas las mangueras de descarga (super-cargadoras)  estándiseñadas para soportar una presión de descarga normal del

blender de 60 psi y tienen una capacidad nominal de presión detrabajo de 250 psi.

7.- ADAPTADORES.

Todos los adaptadores usados para las operaciones de fractura,inclusive los

"crossovers" deben ser con uniones del tipo integral o de sellosin presión (rosca no presurizada).

8.- CABEZAL DE FRACTURA.

Los adaptadores para las cabezas de fractura están disponiblesen diferentes "tamaños' Y  en un rango de medida desde 4.1/2" a

8.5/8". Las cabezas de fractura se pueden acoplar juntas cuandose trata de bombear caudales elevados.

La tapa de la cabeza de fractura contiene un sustituto hembra de2'' - 1502. La entrada principal de fluido consta de cuatroconexiones para 7500 psi.

También existe disponible una cabeza de fractura para presionesde trabajo de 15,000 psi y cuatro conexiones de 15.000 lb/pulg2.Además existen comercialmente otros cabezales de fracturaaprobados.

UBICACIÓN DE LOS EQUIPOS EN LOCACIÓN

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PROCEDIMIENTO OPERACIONAL PARA REALIZARTRABAJO DE FRACTURAMIENTO (POZO X).

1.- Mover torre de reacondicionamiento a locación2.- 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.

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5.- Bajar con broca y raspatubos 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 superficie8.- 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 deacuerdo 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.11.- Con wireline, bajar CIBP para asentarlo a 10,360 ft12.- Bajar sarta de evaluación para la arena "T" con sensores defondo 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 simulaciónpara 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 parafracturamiento hidráulico.

NOTA: e! taladro deberá suministrar un estimado de 1,200 bblsde agua fresca filtrada cara realizar la mezcla de los fluidos detratamiento.

14.- Sacar sarta de prueba y bajar sarta de fracturamientohidráulico consistente en:

3-1/2" EUE Niple campana

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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: Probar la tubería con 3,000 psi cada 3,000 ft hasta llegar al fondo.

15.- Realizar prueba de líneas de con 8,500 psi contra válvula detapón en cabezal de pozo. Si la prueba es satisfactoria durante 5minutos, liberar presión, abrir cabezal de pozo y probar con

7,500 psi contra standing valve durante 5 minutos.16.- Si la prueba es exitosa, liberar presión, retirar conexiones encabezal de pozo y recuperar standing valve con slickline.17.- .Realizar tubing pickle:

10 bbls de 10% HCLDesplazar hasta que el ácido se encuentre a 1 bbls cerca del

bypass.

Detener bombeo, cambiar válvulas en superficie y reversar altanque de viaje del taladro donde será neutralizado antes dedesechar el fluido.18.- Desconectar líneas de tratamiento.19.- Asentar packer, probar anular con 800 psi.20.- Conectar líneas de tratamiento en el cabezal de pozo21.- Realizar DataFRAC, el cuál consistirá en lo siguiente:

Prueba multitasas ascendente y descendente hasta 12 bpm,utilizando150 bbls de FreFLOPrueba 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 cualtentativamente tendrá la siguiente secuencia:

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

24.- 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.

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NOTA: En caso de arenamiento prematuro, la limpieza de latubería será realizada con coiled tubing. La operación de coiledtubing incluyendo armado, operación de limpieza y desarmado,toma alrededor de 18-20hrs.

25.-  Si el pozo no fluye, desasentar el packer, circular pozo enreversa hasta obtener retornos limpios.28.- Sacar sarta de fractura, correr sarta de evaluación paraponer 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 losresultados de la evaluación y diseño por parte de Ingeniería dePetróleos

NOTA: en caso de que la completación de producción consistaen bomba electrosumergible, las frecuencias de trabajo iniciales

para que el pozo produzca, tendrán que ser lo más bajas posiblepara reducir los riesgos de migración de finos, producción deapuntalante, etc.

30.- Realizar prueba de producción31.- Dar por terminadas las operaciones.

COMPLETACION DEL POZO PARA FRACTURAMIENTO.La completación para realizar el trabajo de fracturamientohidráulico se lo puede apreciar en el esquema de a continuación:

SARTA DE FRACTURAMIENTO HIDRAULICO

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