Yacimiento Valle Hermoso.Entendimiento y Evolución de las Fracturas Hidráulicas

Juan Carlos Bonapace (Halliburton)

Matias Ureta (Halliburton)

Angeles Krenz (Pan American)

Gabriel Lucanera (Pan American)

Evolución Histórica

I. 2003 - Descubrimiento del Reservorio

II. 2005/06 – Entendimiento de la geometría de fractura

III. 2006/08 – Alternativas de Terminación (optimización de las mismas)

IV. 2007/08 – Modificación en los diseños de fractura

V. 2008/09 – Incorporación de Logística para nuevos diseños

VI. 2009 – Monitoreo en tiempo real de la presión de fondo (Dead String)

VII. 2010 – Uso Agua Inyección

VIII.Caso Histórico

I. Descubrimiento del Reservorio:

Propiedades del Reservorio

• Formación: Mina el Carmen

• Fluido: Petróleo Liviano

• Porosidad: 17 - 23%

• Permeabilidad: 1 – 10 mD

• Espesor: 130 – 320 m

• Presión Reservorio: 0.35 – 0.37 psi/ft

750

950

1150

1350

1550

1750

1950

2150

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000

TV

D (m

)

Pressure (psi)

SFT Data

Phyds1

Pstop

P Poral Normal

Evaluación

PozoPerfil pozo

abierto (MRIL)Presión Capa

(SFT)Testigo lateral

Correlación zonas cercanas

Ensayos pistoneo

Simulador

FracturaPerfil pozo

abierto (MRIL)Presión Capa

(SFT)Perfil Sónico Dip.

(Prop Mecánicas)

Selecciónzonas a estimular

Calibración

y

Nuevo

Mod.

Simulador

Estimulaciones

WSTT (Pre-Frac)

BHP Memory

EstimulaciónMinifrac + Fractura

WSTT (Post-Frac)

Análisis

Procesamiento

Ajuste

Determinación Altura de Fractura (HF.WSTT)

(WSTT – Pre y Post)

Ajuste Sim. Fractura HF.WSTT

BHP Memory

Minifrac + Frac

Análisis de Productividad

Geometría Final Fractura

Determinación de la altura de fractura

Ondas acústicas de corte en Formaciones Isotrópicas

Dipolo X Dipolo Y

Receptores en línea

Receptores cruzados

Receptores cruzados Receptores en línea

Dipolo X Dipolo Y

Receptores en línea

Receptores en líneaReceptores cruzados

Receptores cruzados

Determinación de la altura de fractura

Ondas acústicas de corte en Formaciones Anisotrópicas

II. Entendimiento geometría de fractura: Altura de Fractura

**SPE 119460

h Perf

mts Perfil Sónico MINIFRAC

1626.5 1632.0 5.5

1633.0 1636.0 3.0

1692.0 1694.0 2.0

1695.0 1698.0 3.0

F7 1719.0 1727.5 8.5 3730 3550 PDLF6 1770.0 1782.0 12.0 3900 3200 HR

1816.5 1818.5 2.01820.0 1822.0 2.01824.0 1827.0 3.0

1829.0 1831.5 2.5

1892.0 1897.0 5.01898.5 1901.0 2.51904.5 1908.5 4.0

F3 1964.0 1977.5 13.5 4060 3660 HR1997.0 2006.0 9.02020.0 2032.0 12.02062.0 2064.0 2.0 4550 3780 HR2068.0 2073.0 5.0

3580 3200 HR

3450 3350 TE

F4

F8

F2

F1

F5

HR

4030 3380 NL

STRESS (psi)MPF

3320 3000

4296 3800

F9 NL

Zona Punzada

mts

Fractura Perfil Sónico Simulador Frac

1626.5

1636.0

1692.0

1698.0

1719.01727.51770.01782.01816.5

1831.5

1892.01908.51964.01977.51997.02032.02061.02073.0

41.3

45.7

50.6

13.5

45.036.9

52.9 59.0

59.0

11.5

9.5

49.9

39.0

24.0

F7 8.5 26.4 25.0

12.3

12.0 55.4

F8

F6

F1

F2

F4

F5

F3

21.0

7.0

43.1

5.0

ALTURA DE FRACTURA (mts)

Zonas Punzadas

F9 9.5 49.9 54.0

F1 F2 F3 F4 F5 F6 F7 F8 F9

Altura Fractura (mts) 45.0 59.0 41.3 50.6 39.0 59.0 25.0 24.0 54.0

Longitud Fractura (mts) 34.0 52.0 41.9 40.5 35.8 37.8 31.0 s/d 70.7

Ancho Promedio (inch) 0.142 0.162 0.174 0.130 0.183 0.130 0.082 s/d 0.19

Conc Areal Promedio (lb/ft2) 1.16 1.33 1.43 1.06 1.5 1.06 0.67 s/d 0.69

Pozos Analizados:

• Pozo A (9 fracturas)

• Pozo B (7 fracturas)

Conclusiones:• Medición confiable de la altura de fractura mediante el uso del Perfil FWS

• Validación del modelo geo-mecánico del simulador (esfuerzos)

• Calibración del simulador de fractura

• Confiabilidad en la geometría final lograda con el simulador (calibrado)

• Modificación en los criterios de diseño e implementación de los mismos

II. Entendimiento geometría de fractura

III. Alternativas de Terminación

A continuación se detallan los diferentes tipos de alternativas utilizadas en las

terminaciones de estos pozos:

• Terminación Convencional A:

• Punzado de la totalidad de las zonas

• Ensayo de las mismas

• Estimulación (Frac Hidráulica) con tapón y packer

• Terminación Convencional B:

• Punzado de la totalidad de las zonas

• Ensayo de las mismas

• Estimulación (Frac Hidráulica) con tapón y packer doble

• Terminación Rigless:

• Punzado abrasivo con CT

• Estimulación (Frac Hidráulica) asistida con CT

• Aislamiento con tapón de arena/ mecánico

• Terminación Convencional C:

• Punzado en etapa individual

• Estimulación (Frac Hidráulica)

• Aislamiento con tapón de arena o mecánico

• . Terminación Convencional D:

• Punzado en etapa individual

• Estimulación (Frac Hidráulica)

• Aislamiento con tapón de arena o mecánico

• Punzado a través de packer de pasaje amplio

Alternativas de Terminación: Fracturas asistidas con CT

SECUENCIA OPERATIVA:

A. Se posiciona la herramienta de Hydrajet en la zona

B. Se realiza punzado con Hydrajet y comienza la fractura

C. Se bombea tratamiento por anular mientras se mueve el CT hacia arriba

D. Se preuba tapón de arena y mueve BHA hasta constatar tope

E. Se lava arena por reversa hasta el próximo objetivo (si es necesario)

F. Se posiciona la herramienta de HydraJet en la siguiente zona: se repite de B a E

0.00

0.20

0.40

0.60

0.80

1.00

1.20

1.40

1.60

1.80

2.00

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

Day

Fra

c S

tag

es

N°FRAC Day for Frac

Conventional -- HPAP

3 /2 6 /2 00 708:00 10:00 12:00 14:00 16:00 18:00 20:00

3 /2 6 /2 00 722:00

Time

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20 0

250

500

750

1000

1250

1500

1750

2000

2250

2500

StimWin v4.8.202-Apr-07 21:04

F7 F8 F9F7 – F9 = 5:20 hr

Pozo N# Frac Prof. (mts) Gr Frac (psi/ft) Press Max (psi) Fluido Fractura Sacos Tipo Ag Sostén

HPAP-1 12 2121.0 - 1008.0 0.86 - 0.58 3000 DeltaFrac 200 / 140 3721 Arena

HPAP-2 14 2084.0 - 1136.5 0.78 - 0.59 3800 DeltaFrac 200 / 140 2906 Arena

HPAP-3 8 2142.3 - 1709.6 0.77 - 0.71 3800 DeltaFrac 200 2264 RCP - Arena

HPAP-4 10 2114.0 - 1714.0 0.86 - 0.72 3200 DeltaFrac 200 3109 Arena - RCP

**SPE 121557

IV. Modificación en los diseños de fractura :Diseños etapa inicial 2003 a 2006

• Tratamientos convencionales según la practicas en curso en el yacimiento

• PAD: 52 – 60%

• Caudal: 1 a 3 bpm por metro de capa

• Tamaño Fractura: 25 a 38 sks/m de capa

• Max Concentración: 6 a 8 ppg

• Utilización de arena Blanca.

• Conclusiones a partir de los estudios realizados

• Disminuir el porcentaje de PAD

• Disminuir el caudal de fractura

• Buscar alcanzar concentraciones areales de al menos 1lb/ft2 (xf > 40 mts)

• Incrementar la concentración final de mezcla > a 8 ppg

Diseños etapa desarrollo 2007 a 2010

• Nuevos diseños según entendimiento de las fracturas

• PAD: 46 a 52%

• Caudal: 0.7 a 1.5 bpm por metro de capa

• Tamaño Fractura: 45 a 55 sks/m de capa

• Max Concentración: 8 a 10 ppg

• Utilización del 50% de arena resinada al final de la fractura

• Resultados obtenidos

• Incrementos en los ISIP finales de fractura (15% superior al del Minifrac)

• Incrementos de presiones Netas de 350 a 500 psi (en lecturas de Memory – Dead String)

• Evidencias de Tips Screen out

• Longitudes de fractura empaquetadas superiores a los 40 mts con 1 lb/ft2

IV. Modificación en los diseños de fractura :

Optimización en los diseños de fractura :

2003 - 2006

2007 - 2010

Sks/mt

% PAD

Optimización en los diseños de fractura :

Time (min)

Surf Press [Tbg] (psi) Slurry Flow Rate (bpm)Proppant Conc (ppg) Btm Prop Conc (ppg)

66.0 78.8 91.6 104.4 117.2 130.0 0.0

1000

2000

3000

4000

5000

0.0

6.000

12.00

18.00

24.00

30.00

0.0

4.000

8.000

12.00

16.00

20.00

0.0

4.000

8.000

12.00

16.00

20.00

Time (min)

Treating Pressure Slurry RateSlurry Proppant Conc Btm Prop Conc (ppg)

18.00 30.40 42.80 55.20 67.60 80.00 0.0

1300

2600

3900

5200

6500

0.0

6.000

12.00

18.00

24.00

30.00

0.0

4.000

8.000

12.00

16.00

20.00

0.0

4.000

8.000

12.00

16.00

20.00

Time (min)

Treating Pressure Slurry RateSlurry Proppant Conc Btm Prop Conc (ppg)

31.0 51.8 72.6 93.4 114.2 135.0 0.0

1400

2800

4200

5600

7000

0.0

6.000

12.00

18.00

24.00

30.00

0.0

4.000

8.000

12.00

16.00

20.00

0.0

4.000

8.000

12.00

16.00

20.00

Time (min)

Treating Pressure Slurry RateSlurry Proppant Conc Btm Prop Conc (ppg)

35.0 50.0 65.0 80.0 95.0 110.0 0.0

1200

2400

3600

4800

6000

0.0

6.000

12.00

18.00

24.00

30.00

0.0

4.000

8.000

12.00

16.00

20.00

0.0

4.000

8.000

12.00

16.00

20.00

Time (min)

Surf Pressure (psi) Slurry Rate (bpm)Prop Conc (ppg) Btm Prop Conc (ppg)

200.0 216.0 232.0 248.0 264.0 280.0 0.0

1200

2400

3600

4800

6000

0.0

6.000

12.00

18.00

24.00

30.00

0.0

4.000

8.000

12.00

16.00

20.00

0.0

4.000

8.000

12.00

16.00

20.00

Time (min)

Surf Pressure (psi) Slurry Rate (bpm)Prop Conc (ppg) Btm Prop Conc (ppg)Net Pressure (psi) Observed Net (psi)

0.0 28.0 56.0 84.0 112.0 140.0 0.0

1200

2400

3600

4800

6000

0.0

6.000

12.00

18.00

24.00

30.00

0.0

4.000

8.000

12.00

16.00

20.00

0.0

4.000

8.000

12.00

16.00

20.00

0.0

1200

2400

3600

4800

6000

0.0

1200

2400

3600

4800

6000

V. Logística: Equipamiento adicional

Gel-Pro• Caudal: 100 bpm

• Sistema ACE (Automatic Control Equipment)

• Cap. Tanque LGC: 50 bbl / 2,100 gal

• Cap. Tanque Hidratación: 80 bbls / 3,360 gal

• Cantidad Hal-Tank (aditivos): 4 (55 gal)

• Bombas aditivos líquidos: LA (4)

• Bombas aditivos LGC: LA (2)

• Tipos LGC: Guar – HPG - CMHPG

Mountain Mover• Capacidad: 2,500 bolsas

• Sistema ACE (Automatic Control Equipment)

• Compartimentos: 5 (500 bolsas aprox.)

• Velocidad entrega: 200 bolsas/min

• Sensor Óptico ajuste nivel tolva

• Cinta transportadora

Primero Trabajos

Trabajos con logística adicional. (Gel-Pro & Mountain Mover)

VI. Monitoreo BHTP en Tiempo Real: Dead String

P1

P2

P3

P1

P2

P3

P1

P2

P3

Sufer Pressure

BHTP = P1 + P Hyd - (Pipe Fric + Entry Fric)

Dead String

BHTP = P2 + P Hyd - (Entry Fric)

MemoryBHTP = P3 - (Entry Fric)

NOTA: Como se puede observar de las ecuaciones anteriormente descriptas la lectura de

presión en anular es el registro de presión de fondo (BHTP) extrapolada a superficie,

independiente de las fricciones en cañería, lo cual nos permite conocer el comportamiento

de la presión de fondo en tiempo real.

Consideraciones:

• Casing: acordes a las presiones a desarrollar (Max WHP)

• Cemento: buena condición

• Punzados: pozo ciego (sin punzados)

Beneficios:

• Comportamiento de BHTP o Net Press en tiempo real

• Modificación del esquema de bombeo en tiempo real

• Fluido y agente sostén de exceso para realizar modificaciones

• Ajuste de las fricción del fluido de fractura y agente sostén para la sarta de fractura (post-match)

• Corroborar geometrías de fracturas desarrolladas según estudios previos (post-match)

Time (min)

Surf Press [Tbg] (psi) Slurry Flow Rate (bpm)Proppant Conc (ppg) Btm Prop Conc (ppg)Dead String Press (psi) Net Pressure (psi)Observed Net (psi)

144.0 165.2 186.4 207.6 228.8 250.0 0

1200

2400

3600

4800

6000

0.00

4.00

8.00

12.00

16.00

20.00

0.00

4.00

8.00

12.00

16.00

20.00

0.00

4.00

8.00

12.00

16.00

20.00

0

1200

2400

3600

4800

6000

0

1200

2400

3600

4800

6000

0

1200

2400

3600

4800

6000

R... St... M... P...0 5P... C...

Layer Properties

San...

Shale

San...

Dirt...

San...

Dirt...

San...

Shale

1960

1970

1980

1990

2000

2010

2020

2030

5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70

Concentration of Proppant in Fracture (lb/ft²)

0 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 0.80 0.90 1.0

Proppant Concentration (lb/ft²)

1960

1970

1980

1990

2000

2010

2020

2030

0

Width Profile (in)

Fracture Length (m)Propped Length (m)Total Fracture Height (m)Total Propped Height (m)Fracture Top Depth (m)Fracture Bottom Depth (m)Average Fracture Width (in)Average Proppant Concentration (lb/ft²)Dimensionless Conductivity

63.0 56.5 49.8 44.61969.72019.4 0.390 3.2232.790

Volumen Consentración Ag Sosten Volumen Consentración Ag Sosten

gal ppg sks gal ppg sks

Pad + Slug 25000 25050

Arena Común 20/40 3000 2.0 60 3080 2.0 62

Arena Común 20/40 3500 4.0 140 3970 4.0 159

Arena Común 20/40 3500 5.0 175 0 5.0 0

Arena Común 20/40 3500 6.0 210 4360 6.0 262

Arena Común 20/40 4000 7.0 280 5385 7.0 377

Optiprop 20/40 4000 8.0 335 3730 8.0 312

Optiprop 20/40 3500 9.0 330 2380 9.0 224

Optiprop 20/40 2800 10.0 293 1380 10.0 145

Volumen (m3) 199.9 186.8

Pad(%) 47% 51%

Max Conc (ppg) 10.0 10.0

Total Propp (sks) 1823 1540

Etapa

Diseño Re Diseño - Real

Diseño Re Diseño - Real

Real Time BHTP: Dead String

57 m @ 1lb/ft2

RCP

Análisis Minifrac

• cambia mezcla de 5#/gal por 6-7#/gal

Real Time

• 9#/gal en Fm decide pasar a 10#/gal (Press)

Time (min)

Surf Press [Tbg] (psi) Slurry Flow Rate (bpm)Proppant Conc (ppg) Btm Prop Conc (ppg)Net Pressure (psi) Observed Net (psi)Dead String Press (psi)

0.00 12.40 24.80 37.20 49.60 62.00 0

1200

2400

3600

4800

6000

0.00

4.00

8.00

12.00

16.00

20.00

0.00

4.00

8.00

12.00

16.00

20.00

0.00

4.00

8.00

12.00

16.00

20.00

0

1200

2400

3600

4800

6000

0

1200

2400

3600

4800

6000

0

1200

2400

3600

4800

6000

R... S... ... P... P... C...

Layer Properties

Sh...

Sa...

Sh...

Sa...

Sh...

Dirt...

Sa...

Sa...

Sh...

Sa...

Sa...

Dirt...

Sa...

1730

1740

1750

1760

1770

1780

1790

1800

1810

5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75

Concentration of Proppant in Fracture (lb/ft²)

0 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 0.80 0.90 1.0

Proppant Concentration (lb/ft²)

1730

1740

1750

1760

1770

1780

1790

1800

1810

0

Width Profile (in)

Fracture Length (m)Propped Length (m)Total Fracture Height (m)Total Propped Height (m)Fracture Top Depth (m)Fracture Bottom Depth (m)Average Fracture Width (in)Average Proppant Concentration (lb/ft²)Dimensionless Conductivity

67.4 58.9 42.6 37.31749.61792.3 0.304 1.81 6.060

Volumen Consentración Ag Sosten Volumen Consentración Ag Sosten

gal ppg sks gal ppg sks

Pad + Slug 9000 8000

Arena Común16/30 2500 2.0 50 2380 2.0 48

Arena Común16/30 2500 4.0 100 2370 4.0 95

Arena Común16/30 2500 6.0 150 2400 6.0 144

Optiprop 16/30 1500 7.0 112 1215 8.0 104

Optiprop 16/30 1500 8.0 128 1225 9.0 118

Optiprop 16/30 1500 10.0 160 2136 10.0 228

Volumen (m3) 79.5 74.7

Pad(%) 43% 41%

Max Conc (ppg) 10.0 10.0

Total Propp (sks) 700 736

Etapa

Diseño Re Diseño - Real

Diseño Re Diseño - Real

52 m @ 1lb/ft2

RCP

Análisis Minifrac

• reducción Pad

• cambia mezcla de 7#/gal por 9#/gal

Real Time BHTP: Dead String

VII. Uso Agua de Inyección: Fluido de Fractura

Evolución Histórica

2005:– Ensayo de factibilidad de uso de agua de inyección.

– Identificación puntos de carga – Ensayos Fann 50

– Primer fractura con agua de inyección

2007:– Análisis bacteriológicos de agua de inyección.

– Actividad – 27 etapas de fractura.

– Procedimiento para empleo de agua de inyección en fluido de fractura.

2008:– Desarrollo Plan piloto – 72 etapas de fractura.

2009:– Introducción Gel-Pro – Uso en fractura bajo volumen

– Búsqueda e identificación de nuevos puntos de carga.

– Actividad 191 etapas de fractura.

2010:– Empleo en fractura de gran volumen de fluido (Valle Hermoso).

– Evaluación continua de nuevos puntos de carga.

– Reformulación y ajuste fluido de fractura.

– Actividad 410 etapas de fractura.

Uso Agua de Inyección: Valle Hermoso

Implementación 2010

> 25 Etapas de Fractura

> 3,000 m3 de agua de Inyección usados

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

0

400

800

1200

1600

2000

2400

2800

3200

3600

4000

0 3 6 9

12

15

18

21

24

27

30

33

36

39

42

45

48

51

54

57

60

63

66

69

72

75

78

81

84

87

90

93

96

99

102

105

108

111

114

117

120

123

Vis

co

cid

ad

(cP

) -

40 1

/sec

Ensayos Reometro (FANN-50)

Agua Dulce Agua Inyeccion Agua Inyeccion + Ruptor Temp (F)

Time (min)

500 cP

Time (min)

Surf Pressure (psi) Slurry Rate (bpm)Prop Conc (ppg) Btm Prop Conc (ppg)

0.00 17.00 34.00 51.00 68.00 85.00 0

1000

2000

3000

4000

5000

0.00

6.00

12.00

18.00

24.00

30.00

0.00

4.00

8.00

12.00

16.00

20.00

0.00

4.00

8.00

12.00

16.00

20.00

Tratamiento Tipo Valle Hermoso

- Tiempo de operacion: 65 min

- Volumen: 153 m3 / 40,500 gal

- Agente sosten total: 1,205 sks

VIII.Caso Histórico: Valle

Hermoso

Time (min)

Surf Pressure (psi) Slurry Rate (bpm)Prop Conc (ppg) Btm Prop Conc (ppg)Net Pressure (psi) Observed Net (psi)

0.0 28.0 56.0 84.0 112.0 140.0 0.0

1200

2400

3600

4800

6000

0.0

6.000

12.00

18.00

24.00

30.00

0.0

4.000

8.000

12.00

16.00

20.00

0.0

4.000

8.000

12.00

16.00

20.00

0.0

1200

2400

3600

4800

6000

0.0

1200

2400

3600

4800

6000

Pozo Record: 12,110 sks en Fm

Etapas Punzados Caudal Presión Prom PAD Max Conc Total Ag Sosten Fluido bombeado

(m) bpm psi % ppg sks (m3)

F1 2139.5/54.5 16.0 3567 41 10.3 738 82.3

F2 2094.5/2100.0 - 02.0/03.5 - 06.0/16.0 - 24.0/34.0 18.0 3373 40 10.0 1836 218.8

F3 2014.5/35.0 - 39.0/48.0 - 55.0/64.5 20.1 4350 56 8.0 1377 237.3

F4 1941.0/54.0 - 1952.5/97.0 20.4 3843 43 10.3 2523 330.7

F5 1900.0/21.0 17.8 3400 44 10.2 994 121.5

F6 1797.0/1816.5 - 1822.0/37.5 22.5 2700 46 10.1 1920 230.9

F7 1745.5/60.0 - 62.0/88.0 20.0 2997 41 10.0 2054 227.9

F8 1465.5/69.0 - 1471.0/75.0 - 1486.5/89.0 15.0 2030 42 8.0 465 58.3

F9 1200.0/03.5 15.0 1815 56 8.0 201 33.5

Frac# 4 Record: 2,523 en Fm