Comodoro Rivadavia, 23 / 24 de agosto de 2012.-

Muchas gracias

Experiencia de aplicación de sistema de WSO

para mejorar respuesta de fractura acuatizada L. Minisini, L. Martín, I. Vega, W. Morris, J. Robles – San Antonio Internacional

Jornadas de Producción y

Recuperación Secundaria – EOR

23 y 24 de agosto de 2012

Características de la capa a tratar

Antecedentes de la completación

Sistema de WSO propuesto

Ensayos de laboratorio

Dimensionamiento del tratamiento

Operación de campo

Producción post-tratamiento de WSO

Conclusiones

Otros aspectos a evaluar en futuros tratamientos

Indice

Características de la capa a tratar

Generalidades

Ubicación del pozo en estudio: Es un pozo de borde, su puesta en

producción abre una línea para seguir perforando.

Propiedades del reservorio a tratar:

El control geológico, registros eléctricos y la experiencia adquirida por el

desarrollo de la zona, hacen más predecible la respuesta en producción.

Información litológica y de fluidos del pozo:

Litología: Arena de baja permeabilidad (Valores máx. de aprox. 0.3 md)

Porosidad: 13%

Presión de reservorio: original

Saturación de agua calculada por Archie: 48

Nota: Como regla se acepta que si es < 45 el pozo será surgente de gas,

hasta 55 puede ser petróleo o Agua y > de 55 es irremediablemente agua.

El pozo evaluado tiene las propiedades litológicas antes mencionadas y

una saturación de agua del 48%, se completa convencionalmente

Generalidades

Antecedentes de la completación

Zto: 2507mbbp

Zto 9 5/8": 580 mbbp

9 5

/8 "

K

-55

36

lb

/ft

Zto 13 3/8": 50 mbbp

13

3/8

" K

-55

54

,5 lb

/ft

DV: 1640 mbbp

5 1

/2"

N-8

0 1

7 lb

/ft

Zto

20

":

18

mb

bp

E

D

B

C

A

2050.5/2096.5 mbbp496 Sks - Sint .16/30

2223.5/62.5 mbbp520 Sks - Sint .16/30

2280.5/87.5 mbbp307 Sks - Sint .16/30

2321.0/37.0 mbbp480 Sks - Sint .16/30

2469.0/2383.0 mbbp462 Sks - Sint .16/30

Los 5 niveles se comportaron en forma similar:

• Al punzar las capas no manifiestan aporte alguno.

• Luego de fracturados, los 5 niveles quedan

surgentes en agua con abundante gas, no se ensayan

por separador por la arena que aportan.

• El nivel E, será el que se evalúa para intentar control

de agua.

Completación

Time (min)

630 640 650 660 670 680

0

0

0

0

1000

8

1200

8

2000

16

2400

16

3000

24

3600

24

4000

32

4800

32

5000

40

6000

40

0

0

0

10

8

10

20

16

20

30

24

30

40

32

40

50

40

50

Surf Press (psi)

Slurry Flow Rate (bpm)

BHP from WB Model and/or Data (psi)

CO2 Flow Rate (bpm)

Proppant Conc (ppg)

Bottomhole Proppant Conc. (ppg)

Slurry Rate (bpm)

Q Promedio: 22 bpm

PIF: 2260 psi

Inicial

2840 psi

Promedio

2760 psi Final: 3000 psi

Sa.1180

May 31, 2011

Fluido de fractura: Espuma CO2 60%

Ag. de sosten: 330 sks Arena 16/30

165 sks Extralite 16/30

Long. Empaquetada: 60 mts.

Fracturamiento capa E

Ensaya zona E - post-fractura (descomprimidos): Hora Carr. Ext. Acum. Niv.. H2O P° Cl. Dens. Observaciones

22:45 (#) (Lt.) (Lt.) (m.) (%) (%) (g/l) (g/l)

23:00 1 450 450 bdp 100 - - - Fl.Vertido.

24:00 5 3800 4250 180 100 - - - “ “ leve gas

01:00 1e/s 2730 6980 180 100 - 30 1050 Fl.vert/F°. VQG

02:00 1e/s 1350 8330 470 100 Rst 60 1080 Fl. F° VQG.

03:00 2 900 9230 760 100 Rst 68 1080 F.Form, Ab.Gas

04:00 2 1800 11030 850 100 Rst 68 1080 “ “ “ “

05:00 3 2600 13630 870 100 Rst 72 1090 “ “ “ “

06:00 3 1800 15430 960 100 Rst 78 1100 “ “ “ “

07:00 2 930 16360 1240 100 Rst 78 1100 F.Form, Ab.Gas

08:00 2 1560 17920 1290 100 Rst 84 1100 “ “ “ “

09:00 2 1780 19700 1240 100 Rst 88 1100 F.Form, Ab.Gas

Producción post-fractura

Bajo estas condiciones de producción y asumiendo que el gran aporte

de agua estaba ahogando la surgencia de gas, se propone realizar

tratamiento de Water Shut Off a la fractura, buscando como objetivo el

bloqueo selectivo del agua en las caras de la fractura y en el espacio

intersticial del pack de fractura.

Solución o abandono?

Ventana de Aplicación Geles para Water Shutoff

Sistema de WSO propuesto: WSP

WSP es un sistema basado en un polímero soluble en agua con un agente

entrecruzador, que en condiciones de reservorio forman una red tridimensional

(gel) que reduce la permeabilidad del medio poroso.

WSP Presenta baja viscosidad inicial y elevada consistencia una vez gelificado.

WSP es un gel modificador desproporcional de permeabilidad al agua.

Los tratamientos se formulan acorde al reservorio: T°, Agua, Problema, etc.

Que es WSP?

Afectará la conductividad, pero en

especial la del agua, disminuyendo

su caudal, posibilitando que se

manifieste el gas que estará

expuesto a menor hidrostática.

Hipotesis para lograr un trabajo exitoso

Ref.:

1. Seright, R.S; et.al.: “Sizing Gelant Treatments in Hydraulically Fractured Production Wells,” SPE 52398

2. Sydansk, R.D. and Seright, R.S: “When and Where Relative Permeability Modification WSO Treatments Can Be Succesfully Applied,” SPE 99371

Una vez que se encuentra el sistema

WSP en el pack de fractura y en las

caras de la misma (leakoff).

Ensayos de laboratorio sistema WSP

Ensayos fuera del medio poroso

Desempeño reológico del WSP

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

0:00:00 4:48:00 9:36:00 14:24:00 19:12:00 0:00:00

visc

osi

ty (

cp)

time (h)

TgiTgf

Variación de la viscosidad del sistema WSP diseñado para el tratamiento de la fractura.

Tiempos de gelificación inicial y final.

Se realiza sobre testigo para determinar la permeabilidad retenida a

partir de la medición del Kw y Ko antes y después de inyectar el

tratamiento.

Ensayos en el medio poroso

fluido

post

fluido

pre

K

K

Frrw

Los ensayos se realizan en una celda tri-axial generando un pack de

agente de sostén 16/30 con una concentración areal de 2.1 lb/ft2 en un

testigo de arena berea cortado longitudinalmente, simulando condiciones

de la fractura.

Pack de agente de sostén 16/30

Berea de 50 mD

Manga de confinamiento

(1500 psi)

Ensayos pack de fractura

Ensayos pack de fractura en celda triaxial – Agente de sosten 16/30

Celda tri-axial con dispositivo separador utilizada para evaluar el caudal de gas (N2) pos tratamiento WSP

Sistema WSP Kw - Antes Kw - Después Frrw

Alta viscosidad 59270 md (@10ml/min) 2.83 md (@0.1ml/min) 20935

Baja viscosidad 59270 md (@10ml/min) 25.90 md (@0.1ml/min) 2288

Ensayos pack de fractura en celda triaxial – Agente de sosten 16/30

Variación del caudal de gas (N2) producido por el pack de arena 16/30

tratada con WSP(Alto RRF) en función del tiempo y el DP aplicado.

Dimensionamiento del tratamiento WSP

Se presenta un método que permite dimensionar un tratamiento de geles

para WSO en zona fracturada.

Se requiere:

• El uso de un gel que produzca una reducción de permeabilidad

desproporcionada, superior al agua que al hidrocarburo.

• La determinación de los factores de resistencia al agua e hidrocarburo

en el medio y condiciones a realizar el tratamiento .

Seright, R.S; Liang, J. and Seldal, M.

“Sizing Gelant Treatments in Hydraulically Fractured Production Wells”

SPE 52398

hf = altura de fractura

bf = Ancho de fractura

lp

Dimensionamiento del tratamiento de WSP

Considerando una fractura vertical de dos alas donde: lf = Longitud de un ala de la fractura

hf = Alto de la fractura

bf = Ancho de la fractura

Φf = Porosidad de la fractura

Φm = Porosidad de la matrix de formación

Lp = Longitud penetrada por el leakoff

Asumiendo:

Lp = 0.5 pulg

Bf = 0.1 pulg

Φm = 0.13

Φf = 1

Luego la relación del volumen filtrado al volumen de la fractura = 1.3 veces

Volumen en la fractura

Volumen en la matrix

𝑉𝑓 = 2 ℎ𝑓 𝑙𝑓 𝑏𝑓 ∅𝑓

𝑉𝑚 = 4 ℎ𝑓 𝑙𝑝 𝑙𝑓 ∅𝑚 𝑉𝑚

𝑉𝑓= 2

𝑙𝑝 ∅𝑚𝑏𝑓 ∅𝑓

Lp

Dimensionamiento del tratamiento de WSP

𝑉

𝑉𝑓= − ln 1 −

𝐿

𝐿𝑓

0.0

0.5

1.0

2.0

3.0

4.0

0

1

2

3

4

5

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 L/Lf

V/Vf

Dimensionamiento del tratamiento de WSP

La siguiente ecuación (con simplificaciones) representa la relación entre

la longitud alcanzada por el frente de fluido inyectado y el volumen de

tratamiento bombeado.

Ref.: Seright, R.S; et.al.: “Sizing Gelant Treatments in Hydraulically Fractured Production Wells,” SPE 52398.

v/vf = 4 v/vf = 48

Dimensionamiento del tratamiento de WSP

• Se decide utilizar gel parcialmente sellante de alta viscosidad inicial y

resistencia final de gel.

• Se acuerda ser conservador en el volumen (1.3 veces el volumen

poral), ya que dada la baja permeabilidad de formación se infiere que

será difícil lograr avance de leakoff, o la presión requerida será muy

alta, lo que haría peligrar la estabilidad de la fractura.

Se espera reducir sustancialmente el caudal de agua y por movilidad

lograr surgencia de gas.

Criterio para definir el tratamiento

Operación de campo

POZO:Grado Cupla Peso De Hasta

13 3/8" 54.5 #/ft 0 509 5/8" 36 #/ft 0.0 580.0

17 #/ft 0.0 2507.0

13 3/8"

Datos:Yacimiento:Formación:

Punzado: 2050.5 / 2096.0 mbbp

Espesor Total: 45.50 Mts

Espesor Neto: 11.00 Mts (2050.5/53.5 - 2076/78 - 2080/83 - 2093/96) (Capa E)

9 5/8" Tubing: 2 7/8"

Ag. Sosten: 496 SksTipo ag. Sosten: Sinterlite 16/30

Densidad bulk: 1.89 Kg/LtVolumen de ag.sosten: 11888 Lt

Porosidad confinada: 40.7%Volumen Poral: 30 Bbls

E = 2050.5/2096 mbbp

Volumen tratamiento con exceso 30%: 40 Bbls

Programa Operativo:1 Aislar zona a tratar2 Probar admisión con agua tratada + 0.2% SF-2 para evaluar tiempos de operación y formulación de gel.

Nota: Previo al ensayo con bomba del equipo de WO realizar prueba de admisión sin superar 1800 psi en boca3 Ensayar capa E hasta producción estabilizada (servirá de referencia para evaluar tratamiento).4 Continuar ensayando hasta inicio de bombeo de WSP (ayudará a mantener depletado el pack de fractura).

D = 2223.5/2262.5 mbbp 5 Preparación del tratamiento para Water Shut Off6 Agregado del sistema reticulador, esto se debe hacer en los minutos previos al bombeo

Nota: De los ensayos de laboratorio se tiene un TGI, luego de acuerdo a la admisión se conoce el tiempo operativoC = 2280.5/2287.5 mbbp

Bombeo 6 Inyectar a regimen matricial 40 Bbls WSP (

B = 2321/2337 mbbp 7 Desplazar a régimen matricial hasta tope de punzados

Tiempo de gelificación en formación8 Se debe mantener en reposo 24 hs, de acuerdo a ensayos este tiempo excede el TGF

2475.5 m Producción9 Previo a la puesta en produccion se recomienda jetear o rotar frente a los punzados para eliminar gel dentro del casing

10 Abrir por orificio pequeño e irlo regulando en función de la surgencia (en caso de presentarse)

5 1/2"RESPETAR NORMAS DE SEGURIDAD Y PROTECCIÓN DEL MEDIO AMBIENTE

2507 m

580 m

A = 2469 /

PKR

PROGRAMA DE BLOQUEO SELECTIVO DE AGUA EN CAPA FRACTURA ACUATIZADA

FECHA: 02-ago-11 SA - ………………..Diámetro

5 1/2"

50 m

Operación tratamiento WSO

Producción post-tratamiento de WSO

Ensaya zona E - post-fractura: Hora Carr. Ext. Acum. Niv.. H2O P° Cl. Dens. Observaciones

(#) (Lt.) (Lt.) (m.) (%) (%) (g/l) (g/l)

09:00 2 1780 19700 1240 100 Rst 88 1100 F.Form, Ab.Gas

Ensaya zona E – post- tratamiento WSP: Hora Carr. Ext. Acum. Niv.. H2O P° Cl. Dens. Observaciones

08:15 (#) (Lt.) (Lt.) (m.) (%) (%) (g/l) (g/l)

09:00 4 2500 8820 720 100 - 22 1020 Fl.Vertido.

10:00 4 2500 11320 1120 100 - 24 1020 “ “

11:00 3 1800 13120 1220 100 - 24 1020 Fl. Vertido.

12:00 2 1340 14460 1380 100 - 42 1030 Fl. F°. Gas.

13:00 2 1110 15570 1380 100 - 42 1030 Fl. F°. Gas.

14:00 2 1250 16820 1380 100 - 44 1030 Fl. F°. Gas.

15:00 2 930 17750 1380 100 - 44 1030 Fl. F°. Gas.

16:00 3 1660 19410 1490 100 - 44 1030 Fl. F°. Gas.

17:00 3 1660 21070 1630 100 - 46 1040 Fl. F°. Gas.

18:00 2 1170 22240 1730 100 - 48 1050 Fl. F°. Gas.

19:00 2 960 23200 1790 100 - 50 1060 Fl. F°. Gas.

20:00 2 990 24190 1890 100 - 54 1070 Fl. F°. Gas.

21:00 Chequea corta cable de pistón.

22:00 2 1110 25300 1690 100 - 50 1070 Fl. F°. Gas.

23:00 2 1250 26550 1820 100 - 56 1070 Fl. F°. Gas.

24:00 2 750 27300 1910 100 - 62 1060 Fl. F°. Gas.

En un reensayo posterior se observa que se mantiene nivel y caudal de aporte de agua y gas al finalizar cada carrera, pero aparece un 5% de Petróleo.

Comparación de producción capa E – sin y con tratamiento WSO

Producción post-fractura, post-tratamiento WSO, con Gaslift

Presión inyección gas anular

Presión producción por tubing

Caudal de producción: Gas inyectado + gas de capa E

Caudal de líquido

• La respuesta en producción del pozo fue acorde a la esperada, con

una importante reducción de caudal y nivel de agua.

• La disminución del aporte de agua no fue suficiente para evitar el

ahogo de la fase gaseosa, el gas no surge.

• Tampoco el gaslift (con gas de un pozo cercano) genero un aporte

de gas importante de la capa en estudio.

Conclusiones

• Es una solución el uso de geles de WSO en fracturas

acuatizadas?: Si ya invertimos en la fractura y contactamos agua,

poder reducir su caudal y propiciar que Aumente/se mantenga o

disminuya poco el aporte de H.C., indudablemente la respuesta es sí.

• Selección del candidato: En este caso fue un trabajo para tratar de

salvar el pozo, lo ideal es seleccionarlo en base a su potencial.

• Volumen y consistencia del tratamiento de WSO: El tratamiento

fue muy conservador, una reducción más drástica del agua hubiera

dado más chances a la surgencia de gas.

• Ensayos de laboratorio: Se debe realizar sobre testigo de

formación para evaluar FRRw, FRRo, leak off y en base a eso definir

la formulación del sistema de WSO.

Aspectos a evaluar

Muchas gracias

Muchas Gracias