yacimiento valle hermoso. - iapgf4 f8 f2 f1 f5 hr 4030 3380 nl stress (psi) mpf 3320 3000 4296 3800...
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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