Experiencias de fracturamiento hidráulico en pozos nuevos/activos

frac-transport3D-simple Los beneficios del fracturamiento hidráulico son bien reconocidos en la industria petrolera, técnica que ha sido aplicada en miles de pozos alrededor del mundo, por lo que siguen siendo consideradas al momento de la completación de pozos nuevos, remediación y/o mejoramiento de la productividad de pozos activos en producción. Este es el caso de los pozos del yacimiento LJA que se encuentra hacia NE de la cuenca del oriental de Venezuela. Este yacimiento presenta areniscas intercaladas con sellos lutíticos, que por su ambiente depositacional profundo, presenta alta compactación, reduciendo notablemente la permeabilidad en el medio poroso, por lo que la productividad de estos pozos mediante flujo matricial se considera despreciable.
El fracturamiento hidráulico se ha establecido como la técnica de completación para nuevos pozos en el yacimiento LJA, como es el caso del pozo en pozos nuevos, pero también ha sido considerada la aplicación en pozos viejos completados en capas de muy baja permeabilidad, la cual presentan un amplio intervalo cañoneado. El propósito de este artículo es presentar las lecciones aprendidas y resultados obtenidos durante el fracturamiento hidráulico de los mencionados pozos, la cuales presentaron un alto desafío para la definición de las mejores prácticas operacionales, que garantizaron los compromisos de producción propuestos.
El mejoramiento en la producción del yacimiento LJA, ha sido importante con la implementación del fracturamiento hidráulico, en pozos nuevos se ha observado que el incremento es de aproximadamente 3.300 barriles de petróleo en pozos que no tenían capacidad de producir a la estación; en pozos activos se ha visto incrementos de aproximadamente el 120% en la producción con respecto a la condición del pozo antes de realizar el trabajo de fracturamiento hidráulico.
INTRODUCCIÓN
El fracturamiento hidráulico comenzó a aplicarse a partir de los años 1940, con el objetivo de crear canales de alta conductividad dentro del yacimiento, incrementado el área de drenaje y la producción en yacimientos de muy baja permeabilidad, reduciendo la energía requerida para mover el hidrocarburo del yacimiento hacia el pozo. Este objetivo es alcanzado bombeando fluido a alta presión, rompiendo la formación y creando canales de alta conductividad. La creación de la fractura es lograda a través de fluidos de alta viscosidad la cual permiten transportar material apuntalante (propante). Este fluido viscoso es diseñado apropiadamente con el propósito de que este se pueda "romper" después de un tiempo estipulado, perdiendo la capacidad de transporte. El material apuntalante es mantenido en el sitio por la presión ejercida por la formación después de alcanzar la presión de cierre de fractura. Debido a las propiedades mecánicas, el material apuntalante puede mantener la fractura abierta y sobre todo, la de crear un canal con una permeabilidad considerablemente mayor que la permeabilidad de la formación. Después de la operación de bombeo, el fluido "roto" de fractura es retornado a superficie en la fase de limpieza del pozo.
La estructura del yacimiento LJA se ubica en la cuenca Oriental de Venezuela,  a unos 16 Km. al norte de la ciudad de Maturín. Este lineamiento estructural se formó como resultado de la colisión entre la placa Sudamericana y la del Caribe, dando origen a una serie de anticlinales de orientación SO-NE. De acuerdo a la nueva interpretación estructural del yacimiento, definido mediante interpretación sísmica 3D, donde se interpretó la estructura del yacimiento como un anticlinal simétrico, de rumbo suroeste - noreste, el cual esta asociado a un corrimiento de bajo ángulo, sobre el que cabalga toda la estructura, de 3,5 Km. de ancho por 18,2 Km. sobre el eje longitudinal, producto de un esquema regional compresivo, en el cual la estructura se fractura transversalmente debido a fallas principales de tipo transcurrentes, y posiblemente transgresivas y/o transtensivas. En la Figura 1, se puede observar un mapa isopaco-estructural del yacimiento. El yacimiento LJA, es un anticlinal que se caracteriza por presentar fluidos que muestran una marcada variación composicional con profundidad, que va desde gas condensado en la cresta de la estructura, pasando por un petróleo mediano hasta llegar a la base del mismo con una zona de petróleo no móvil. Debido a esto, se ha observado en los pozos activos que se encuentran completados en la zona de gas, la presencia de anillos de condensado, ya que la presión de rocío se encuentra aproximadamente a 2.000 lpca por debajo de la presión de yacimiento, mientras que los pozos completados en la zona de petróleo mediano, presenta problemática de floculación moderada de asfaltenos que puede ocasionar taponamiento de la tubería de producción e inclusive el taponamiento del espacio poroso, dependiendo de la posición estructural.
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Figura 1. Mapa isopaco-estructural yacimiento LJA.
Adicionalmente, el yacimiento posee un tercer punto de complejidad, la presencia de fracturas naturales. Considerando los datos estáticos y dinámicos disponibles en el yacimiento LJA, a través del análisis de fracturas se pudo definir que son de Tipo III, de acuerdo con la clasificación de Nelson. En el yacimiento se identificaron cuatro familias principales de fracturas, identificándose las fracturas naturales asociadas al pliegue anticlinal. Sin embargo, el impacto de las fracturas naturales es limitado debido a que no existe conexión vertical del sistema de fracturas. El yacimiento se encuentra produciendo desde 1990, por lo que ha sido drenado un importante volumen de fluidos. Hasta la fecha se mantiene un plan de explotación por recuperación primaria. El yacimiento LJA  es caracterizado dinámicamente como un yacimiento volumétrico, aunque se ha observado una estabilización del comportamiento de presión del yacimiento, asociados principalmente por la depleción diferencial entre los diferentes compartimientos y la zona de petróleo pesado. Hasta abril de 2012 se han drenado más de 32 MMBN de petróleo y 176 MMMPCN de gas.
VISUALIZACIÓN PREVIA AL TRATAMIENTO DE FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO
Debido a la poca cantidad de pozos en el campo y por consiguiente la baja volumetría de trabajos de fracturamiento hidráulico, todos los pozos (activos y nuevos) fueron evaluados para realizar trabajos de estimulación por fracturamiento hidráulico. Una serie de aspectos operacionales fueron considerados antes de identificar los posibles candidatos para fracturamiento hidráulico:
1. Cabezal de pozo. La presión límite de los cabezales de pozo es 10.000 lpc. Con el objetivo de proteger la integridad del cabezal del pozo de las altas presiones cuando la operación se ejecuta sin taladro en sitio, un treesaver fue utilizado. En pozos nuevos, la estrategia de fracturamiento hidráulico es sin taladro en sitio, para reducir costos operativos.
2. Calidad del cemento. La calidad del cemento es revisado minuciosamente a través de los registros CBL, VDL y mapas de cemento para los candidatos de fracturamiento hidráulico. Con el objetivo de alcanzar un optimo tratamiento en la zona de interés, es importante realizar un buen aislamiento en la zona, para evitar que el tratamiento sea bombeado fuera de la zona objetivo. En los registros de los pozos revisados, se observan zonas de mal cemento a lo largo de los liners de producción, sin embargo en la zona de interés la calidad del cemento es aceptablemente buena como para ejecutar un tratamiento de fracturamiento hidráulico.
CASO #1 - FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO A UN POZO ACTIVO
Visión general El pozo P4 alcanzó una profundidad de 15.381 pies, hasta la Formación SA (zona de petróleo mediano), la cual fue cañoneada y fracturada. La fractura hidráulica fue evaluada, arrojando un caudal de producción de aproximadamente 2.100 BN/D con reductor de 40/64. Posteriormente fue cañoneada las arenas de la Fm. SJ (zona de gas condensado), evaluándose toda la formaciones en conjunto con una producción de 5.100 BN/D con reductor de 64/64. El pozo ha declinado fuertemente su producción entre los años 2001 y 2005, por lo que se decide realizar una estimulación con ácido orgánico sin resultados satisfactorios. En 2011, el pozo producía 735 BN/D, por lo que se decide realizar un trabajo de fracturamiento hidráulico en las arenas de la Fm. San Juan, con el propósito de incrementar la productividad del pozo en aproximadamente 400 BN/D de petróleo.
Ejecución del Minifrac e interpretación de resultados Uno de los principales problemas para realizar el fracturamiento hidráulico en la zona fue la arquitectura del pozo (desviación de 18˚), la amplia zona de intervalos perforados (aproximadamente 1.000 pies selectivos) y la presencia de fracturas naturales. Debido a esto se realizó especial atención al diseño de fracturamiento, ya que debido a las características del pozo, fue propenso a inducir múltiples fracturas hidráulicas hacia la formación.
Debido al amplio intervalo, se tuvo que definir la zona a fracturar, por lo que se procedió a aislar la zona inferior (intervalos pertenecientes a la Formación SA) por presentar menos potencialidad de producción en los análisis de productividad. El procedimiento consistió en colocar un tapón de arena con unidad de coiled tubing de aproximadamente 730'. La poca volumetría de trabajos de fracturamiento hidráulicos en el yacimiento hace que sea necesario realizar un Minifrac con el objetivo de ajustar los parámetros de diseño de fracturamiento hidráulico. Se realizó una prueba SRT para la determinación de la presión de ruptura y de extensión de fractura. Durante el Minifrac se bombeó el fluido Medallion HT4000 (40 lb/1000gal), un fluido de alta carga polimérica a base de zirconato, con Bauxita malla 20/40. Posteriormente se realizó una prueba SDT para observar las posibles tortuosidades a nivel de perforados/yacimiento. Se determinó que existía obstrucción a nivel de los perforados, tal como puede observarse en la Figura 2, en la cual se puede observar una alta fricción de más de 2.000 lpc a tasas de bombeo superiores a los 16 bpm.
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Figura 2. Resultados de interpretación prueba SRT – Pozo P4.
También fue necesario correr un registro de temperatura en el pozo, con el propósito de determinar la zona influenciada por el bombeo durante la operación de Minifrac, de esta manera optimizar la zona a recañonear y mitigar la problemática de presión adicional por obstrucción a nivel de los perforados. Como se puede observar en la Figura 3, en el registro de temperatura se aprecia una disminución de la temperatura en el intervalo 14.090' - 14.194', por lo que el fluido fue tomado por el mencionado intervalo. Esto permitió definir que realizando un cañoneo selectivo se podía reducir notablemente el problemática de fricción en los perforados.
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Figura 3. Registro de temperatura – Pozo P4.
De acuerdo con los resultados obtenidos en el Minifrac, se observa que la respuesta de la presión corresponde al comportamiento de extensión de fractura durante el cierre. Se puede observar una rápida declinación de la presión en el período temprano [0<G<0,3], y esto es debido al posible exceso de energía aplicado en el gel para lograr la extensión de fractura deseada, tal como se puede observar en la Figura 4. Como la presión declina, la tasa de crecimiento y extensión de la fractura decrece y el leakoff a nivel de la matriz empieza a dominar la declinación de presión. En la gráfica de Gdp/dG se observa que la misma se acerca a la línea recta después de un corto período de tiempo de cierre, donde el valor de leakoff empieza a ser constante. En esta etapa temprana, la curva Gdp/dG cae por debajo de la extrapolación de la línea recta con una pendiente más pronunciada. Este comportamiento puede ser indicativo de la presencia de fisuras naturales orientadas paralelamente al plano preferencial de fracturamiento, o un leakoff dentro de un sistema paralelo de fisuras naturales.
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Figura 4. Gráfico de Nolte (P vs Función G) – Pozo P4.
La presencia de fisuras naturales ha sido validada a través de registros de imágenes microresistivos y en el comportamiento de producción del yacimiento, sin embargo, el comportamiento de la curva de superposición Gdp/dG no define con certeza a un sistema donde el leakoff es dependiente de la presión (comportamiento típico que se observa en fracturas hidráulicas en yacimientos naturalmente fracturados). De acuerdo a estas premisas, se estimó los esfuerzos de cierre y la eficiencia de fluido observando los resultados de la propagación de la presión, obteniéndose una eficiencia de aproximadamente 13%, y la presión de cierre determinada fue de 8.900 lpc. La baja eficiencia del fluido permite confirmar la presencia de fracturas naturales en el medio, para lo que es necesario bombear arena malla 100 para controlar las pérdidas de filtrado en la fisuras naturales, evitando una deshidratación del gel de fractura, que puede conllevar a un arenamiento prematuro.
Recañoneo del intervalo a fracturar Cargas Big Holes (BH) o alta penetración? La respuesta sigue estando en debate entre los expertos. La principal razón es porque probablemente ambas técnicas son adecuadas para alcanzar buenos resultados en yacimientos de diferentes características y profundidades. Cargas BH son ampliamente usadas y recomendadas para reducir la fricción en los perforados, sin embargo el diseño de las cargas deben considerar el programa de bombeo, la máxima concentración y el tamaño del material apuntalante a usar durante la operación de fracturamiento hidráulico. Por otra parte, con cargas de alta penetración tienen la desventaja de no ser tan eficientes cuando se bombea altas concentraciones de material apuntalante durante la operación de fracturamiento hidráulico. Sin embargo en la actualidad existe cañones de alta penetración que permite tener diámetros de orificios de hasta 3,16 pulgadas con cañones de 2-7/8". Estos diámetros permiten disminuir notablemente los efectos de fricción durante el bombeo. Adicionalmente las cargas de alta penetración permiten realizar un bypass en la vecindad del pozo, donde se generan zonas de altos esfuerzos durante la fase de perforación del hoyo.
Otro aspecto que se debe tomar en consideración es la orientación de las cargas. Muchos estudios de laboratorio han determinado que un cañoneo 180˚ Fase (orientado) hacia el plano de esfuerzos máximos generalmente provee una reducción en la presión para crear perforados hacia el pozo y permite mejorar las condiciones de presión de bombeo durante la operación de fracturamiento hidráulico. Sin embargo, la mayoría de las veces no es muy fácil determinar la anisotropía de esfuerzos o la dificultad de reconocer los esfuerzos principales en el yacimiento. Aún cuando son bien conocidas las orientaciones de esfuerzo en el yacimiento, los cañoneos orientados no se ejecutan sin una comprobada justificación, debido a que una pequeña pérdida en la alineación de los cañones (posiblemente en la operación o por errores humanos), puede comprometer el trabajo de fracturamiento hidráulico, ya que altas presiones de ruptura durante el bombeo pueden ser detectadas, debido al bajo ancho hidráulico y problemas de tortuosidad. El cañoneo de 60˚ Fase en general ofrece mejores posibilidades para evitar arenamientos prematuros. La principal razón es porque el tratamiento de fracturamiento hidráulico solo crecerá en solo un numero de perforaciones favorablemente orientados. El resto de los perforados no se encuentran alineados a éste, y por ende no son efectivos durante el tratamiento.
Para el trabajo de recañoneo parcial pre-fracturamiento del pozo P4, se seleccionaron los cañones de alta penetración de la tecnología PURE Power Jet Omega de 2", 6 TPP y 60˚ Fase, la cual garantiza un diámetro de perforado de 2,31" (por restricciones en mínimos diámetros en la completación mecánica del pozo), la cual permite el paso de bauxita 20/40. El recañoneo se realizó en el intervalo 14.090' - 14.120' (30'), con el propósito de inducir el crecimiento vertical de la fractura hacia la zona superior y conectar hidráulicamente con otras arenas que se encuentran suprayacentes.
Fracturamiento Hidráulico
Considerando los resultados obtenidos durante el Minifrac, y la condición del pozo (inclinación de la zona de interés, gran espesor abierto al flujo, y presencia de tortuosidades a nivel de los perforados), se modificó el programa de bombeo para alargar las etapas iniciales a baja concentración de material apuntalante (1, 2 y 3 lpg) para evitar un posible arenamiento prematuro. Debido a la posible presencia de fracturas naturales, se bombeo arena malla 100 para controlar la pérdida de filtrado producto de la presencia de fracturas naturales en el yacimiento. Se inició el bombeo con un volumen de PAD de 29.000 galones equivalente a 641 bls de fluido Medallion HT4000 con una presión inicial de 7.200 lpc y una tasa de bombeo de 27-30 bpm, continuando la primera etapa de 1 lpg de bauxita 20/40 (52 sacos), luego la segunda etapa a 2 lpg de bauxita (98 sacos), seguida de una tercera etapa de 3 lpg (92 sacos), manteniendo la tasa entre 30-31 bpm y una presión de 6.300 lpc. En vista de este escenario, se decidió proseguir con la cuarta etapa, bombeando 170 bls (258 sacos), observándose un aumento paulatino de la presión en superficie, alcanzando la condición de arenamiento a una presión de 10.000 lpc en superficie. Se estimaron 242 sacos de bauxita 20/40 entraron en la formación. En la Figura 5, se muestra los principales parámetros monitoreados durante el tratamiento.
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Figura 5. Parámetros monitoreados durante la operación de fracturamiento hidráulico – Pozo P4.
También pudo observarse durante el bombeo, que el trabajo de recañoneo parcial previo a la fractura hidráulica contribuyó a mejorar las presiones durante el trabajo, obteniéndose una disminución de aproximadamente 1.000 lpc en la presión mínima obtenida durante la operación del Minifrac. Las altas tasas de bombeo manejadas durante la operación (30-31 bpm), permitieron colocar la mayor cantidad de agente apuntalante en la formación, con el propósito de contrarrestar el crecimiento de múltiples fracturas inducidas durante el bombeo. Se realizó un cálculo de la geometría de fractura inducida a través del cotejo de presiones con el software especializado de fractura, la  cual se puede observar en la Figura 6. La conductividad adimensional (FCD) representa la capacidad que tiene la fractura de transportar hasta el pozo el hidrocarburo que proviene de la formación productora. Para este trabajo, el FCD fue de 7,9; lo que es indicativo de que el efecto de la fractura hidráulica en la producción puede tener un tiempo prolongado. El pozo fue limpiado con unidad de coiled tubing e inducido a producción con nitrógeno. La tasa de producción del pozo antes de la ejecución del trabajo era de 735 BN/D, por lo que después de ejecutado el tratamiento, se observó un incremento de más de 125% en el caudal de producción, pasando a una producción de 1.659 BN/D de petróleo, superando notablemente los objetivos volumétricos para este trabajo. Se observó una mejora de la condición energética del pozo, incrementando la presión de cabezal en aproximadamente 485 lpc, lo que permite ampliar su tiempo de producción.
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Figura 6. Morfología de fractura hidráulica inducida – Pozo P4.
CASO #2 - FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO A UN POZO NUEVO
Visión general En yacimientos de petróleo convencionales, la principal práctica de completación es el cañoneo de una larga sección vertical. Muchos estudios indican que los daños mecánicos asociados durante la perforación. completación y la penetración parcial pueden ser mitigados mediante el cañoneo convencional. Sin embargo, en yacimientos no convencionales, como el caso del yacimiento LJA, el fracturamiento hidráulico es necesario para la completación de nuevos pozos. El pozo P7 fue perforado hasta una profundidad de 15.385' con el objetivo de desarrollar las reservas en la zona de petróleo mediano. Las bajas permeabilidades observadas en la evaluación petrofísica y la evaluación del comportamiento de producción en la fase de completación (pozos que no tienen capacidad de producir hasta la estación de flujo), hace que este tipo de pozo sean atractivos a ser completados mediante fracturamiento hidráulico. La arquitectura del pozo es de tipo J, con una desviación de aproximadamente 15˚ en la zona de interés con una completación tipo "monobore" de 4-1/2". El caudal de producción objetivo es de 1.600 BN/D de petróleo con un caudal de gas asociado de 1,6 MMPCN/D.
Cañoneo para fracturamiento
La mejor estrategia para completación con fracturamiento hidráulico en un pozo nuevo es realizar un corto cañoneo selectivo en la zona de interés para reducir cualquier riesgo que puedan comprometer el tratamiento de fractura. Los intervalos cortos de cañoneo son más beneficiosos que el cañoneo total de la sección de arena, debido a que los cortos intervalos de cañoneo se puede concentrar toda la energía del fluido de fractura, reduciendo el riesgo de la formación de múltiples fracturas, problemas asociados a la tortuosidad y la perdida de eficiencia del fluido de fractura en yacimientos naturalmente fracturados. Las propiedades mecánicas y las barreras juegan un papel importante en la selección apropiada del intervalo a cañonear. Para el caso del pozo P7, los resultados de la evaluación petrofísica se observó que la arena de interés se encuentra en el intervalo 14.460' - 14.520' (60') con intercalaciones lutíticas supra e infrayacentes. Se seleccionó el intervalo de 14.470' - 14.490' (20') para cañoneo parcial de la arena, debido a que presenta las mejores propiedades de roca de acuerdo a los registros RHOB/NPHI y los cálculos realizados mediante la correlación de Winland R35, que relaciona la porosidad, permeabilidad y radio de garganta de poro.
Debido a la poca caracterización de anisotropía de esfuerzos en el yacimiento, que conlleve a la factibilidad de la aplicación de un cañoneo orientado a 180˚ Fase, se seleccionó cañones PURE Power Jet Omega de 2,5" de alta penetración, 6 TPP y 60˚ Fase que garantizan un diámetro de perforado de 2,78", lo que facilita el paso de bauxita malla 20/40. Este tipo de carga crean un bajo balance dinámico instantáneo que ayuda a la limpieza de los perforados, evitando la presencia de residuos que puedan afectar en la fase de tratamiento.
Ejecución del Minifrac e interpretación de resultados Se ejecutaron 3 operaciones de Minifrac en el pozo debido a varios problemas operacionales: Minifrac No. 1 (problema de contaminación de material apuntalante), Minifrac No. 2 (agua sin condiciones para armar el gel de fractura) y finalmente el Minifrac No. 3, que fue el definitivo. Se realizó ajuste mediante el modelo de raíz cuadrada del tiempo, donde se obtuvo un ISIP de 2.498 lpc, Presión de Cierre en Superficie de 1.625 lpc y una eficiencia de fluido 23,1%. Las presiones observadas fueron más bajas de las esperadas, y esto es debido fundamentalmente a que la formación ya había sido influenciada con los 2 intentos anteriores de Minifrac. Es importante destacar que se realizó el ajuste mediante el modelo de la Función G de Nolte, observándose el comportamiento característicos de declinación de presión dependiente del perdida del filtrado de fluido (yacimiento con presencia de fracturas naturales) en la gráfica GdP/dG.
Luego de obtener los valores del Minifrac, se procedió al cotejo de la presión de superficie y la presión neta versus la simulada, con el propósito de alimentar el simulador con los valores obtenidos de la formación (gradiente de fractura, módulo de Young, eficiencia, etc.), de esta manera cotejar el comportamiento de la operación de fracturamiento hidráulico lo más cercano a la realidad. Con estos resultados permitió ajustar el plan de bombeo para fracturamiento hidráulico en sitio. Adicionalmente, se realizó el análisis de la prueba SDT, que permitió definir la caída de presión en el sistema perforados – vecindad del pozo. De acuerdo a los resultados arrojados, existen 77 perforados abiertos, por lo que el mecanismo de caída de presión por fricción es la tortuosidad y esfuerzos presentes en la vecindad del pozo, la cual no es considerable (501 lpc), indicando la buena comunicación entre el pozo y el yacimiento. En la Figura 7, se puede observar la gráfica resultante del análisis de la prueba SDT.
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Figura 7. Resultados de interpretación prueba SRT – Pozo P7.
Fracturamiento Hidráulico
De acuerdos con los resultados obtenidos durante el Minifrac, se procedió ajustar el plan de bombeo para la ejecución del fracturamiento hidráulico. Se inició la fractura bombeando 31.000 galones equivalentes a 739 bls de fluido de fractura Spectrafrac, un gel de fractura a base de borato, con una carga polimérica de 40 lb/1000 gal como PAD con la finalidad de abrir la fractura y generar un ancho hidráulico suficiente para que permita el paso del material apuntalante (bauxita 20/40). Seguidamente, se bombearon las etapas desde 1 hasta 8 lpg de la siguiente manera: 99 bls (4.030 gal) de lechada a 1 lpg (40 sacos), 55 bls (2.150 gal) de lechada a 2 lpg (43 sacos), 81 bls (3.100 gal) de lechada a 3 lpg (93 sacos), 88 bls (3.250 gal) de lechada a 4 lpg (130 sacos), 93 bls (3.340 gal) de lechada a 5 lpg (167 sacos), 97 bls (3.400 gal) de lechada a 6 lpg (204 sacos), 98 bls (3.400 gal) de lechada a 7 lpg (234 sacos), 25 bls (830 gal) de lechada a 8 lpg (60 sacos) y finalmente se desplazo con 178 bls de gel lineal. En la Figura 8, se observa el comportamiento de los principales parámetros registrados durante el trabajo de fracturamiento hidráulico.
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Figura 8. Parámetros monitoreados durante la operación de fracturamiento hidráulico – Pozo P7.
Para la estimación de las propiedades de la fractura hidráulica inducida, se realizó un cotejo de las presiones de superficie y netas observadas durante el trabajo con los modelos matemáticos del software especializado. En la Figura 9, se observa la geometría de fractura hidráulica inducida durante el tratamiento. El factor de conductividad adimensional (FCD) estimado fue de 11,63, lo que es indicativo de que el efecto de la fractura hidráulica en la producción puede tener un efecto prolongado en el tiempo. La fractura inducida tiene una permeabilidad de promedio de 285,23 Darcys. Se realizó una limpieza con unidad de coiled tubing y se indujo el pozo a producción observándose buena respuesta en términos de productividad en el pozo.
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Figura 9. Morfología de fractura hidráulica inducida – Pozo P7.
Cañoneo para producción Debido a que solo se encontraba cañoneado el intervalo 14.470' - 14.490' (20'), y el crecimiento vertical de la fractura hidráulica estimada por el simulador fue de 109,86 pies promedios, se realizó cañoneo post fractura para mejorar la productividad del pozo y la caída de presión adicional producto de la penetración parcial y otros efectos generados en la vecindad del pozo. Se realizó un cotejo del crecimiento vertical de la fractura y las arenas influenciadas, para la optimización del trabajo de cañoneo. De acuerdo a esto, se requirió un total de 99' de arena a cañonear, por lo que se utilizó la tecnología PURE Power Jet Omega de 2,5" de alta penetración y 60˚ Fase. Los resultados preliminares indicaron una producción de petróleo de más de 3.800 BN/D, con condiciones de presión favorables que permiten que los fluidos producidos lleguen a la estación de flujo.

Experiencias de fracturamiento hidráulico en pozos nuevos/activos Experiencias de fracturamiento hidráulico en pozos nuevos/activos Reviewed by Marcelo Madrid on 22:09 Rating: 5

19 comentarios:

  1. Muy bueno y completo. Libros técnicos, pdf´s aquí: petroteca.blogspot.com.ar


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    1. Hola Gerardo, gracias por el comentario, revisaré tu biblioteca! Saludos

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  2. hola soy estudiante de ingeniria petrolera y tengo un gran interes en estudio frackig.pues mi persona se encutra realizando un proyecto grado parala conclucion de mi tema me podria brindar alguna sujerencia mi e-mail ortega.ferje@gmail.com o deylor_w@hotmail.com gracias

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    1. Hola Fernando! bueno te puedo ayudar suministrándole algunos papers que desde mi punto de vista pueden servirte a la hora de un diseño de fracturamiento hidráulico, selección de fluidos, interpretación de minifracs, etc... Por la parte de las conclusiones de tu tema de tesis, tendría que saber más o menos que hiciste y así poder ayudarte! Este es mi correo: marcelo.madrid@portaldelpetroleo.com Saludos y suerte!

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  3. Hola Marcelo. Muy buena experiencia en los trabajos realizados. Donde me encuentro laborando acabamos de terminar una campaña de fractura. Cuales fueron los gradientes de fractura que manejaron con los minifrac? por lo leido observe que habian muchos intervalos abiertos, ¿pensaron en algun momento realziar un diseño utilizando prebolado (bolas de gomas para aislar zonas ladronas de presión)?. Tuvieron efecto de succión durante la limpieza del coiled tubing?. En nuestra experiencia tuvimos succión en la limpieza de un pozo re-fracturado

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  4. tienes información de copmo realizar el cálculo de eficiencia de fluido de fractura que no sea a través de las aplicaciones de fractura? fracpro, entre otras

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  5. Que diametro y libraje de tubería de fractura utilizaron para realizar el trabajo? que diametro y libraje de revestidor utilizaron? que tipo de empacadura utilizaron (mecpanica o permanente)?. Por que pregunto esto: en un pozo tuvimos muchos problemas operacionales donde tuvimos que bajar y tratar de anclar 7 empacaduras mecánicas, se trato de diagnosticar si algo ocurria en el revestidor a traves de registros usit modo corrosión para ubicar el problema. Manejamos presiones en superficies de 8000psi, con zonas de fractura recañoneadas ccon cañones TCP y Casing gun de 4 1/2" 90°fase y 2 7/8" pirhaña 60° fase, y las presiones fueron muy altas segun la experiencia en pozos vecinos.

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    1. Hola Eliecer, gracias por el comentario. Para las fracturas hidráulicas comentadas en esta experiencias fueron de 0,74 - 0,76 lpc/pie, para una formación a 14.200 pies de profundidad aprox. Como tal no tuvimos experiencias con prebolado (no se tomaron en consideración en el diseño aparte de las limitantes de contrato). Operacionalmente no recuerdo haber tenido problemas de succión durante la limpieza de coiled tubing, lo que si es que necesitamos inducirlos con N2 para traerlos a producción (la manifestación casi siempre tarda). Como tal, en donde trabajo no contamos con el simulador, practicamente dependientes de los cálculos de la empresa de servicio (por supuesto que hacemos la debida auditoría). Los últimos trabajos, los cálculos de diseño se han hecho con Meyer (tengo entendido que es el paquete más robusto). Con respecto a los diámetros y libraje de los hierros, ahorita el que recuerdo es del Caso 2, este es un pozo monobore de 4-1/2" 15,2 lb/pie ID 3.826" (si mal no recuerdo) P-110. Era una completación con packer permanente. Cuando hicieron el SDT tenían sobre presiones en el near wellbore o en los perforados? Es raro eso, porque ya con varios trabajos previos deberían tener más o menos caracterizado el plano preferencial de fracturas. Han ejecutado registros de microsísmica? Saludos

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  6. Buenas Tardes, Me encanta la información que compartes necesito material para la caracterización de yacimientos no convencionales.Si me puedes ayudar g_cabarcas@hotmail.com

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  7. Para entender que es el fracking,

    recomendable ver documental Gasland:

    http://vimeo.com/75524062

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  8. podrian orientarme respecto a los pasivos ambientales y los daños que se han cuantificado en PDVSA gracias al fracking gracias

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    1. Hola ARIANAMICHELIN! desafortunadamente no manejo información de ese tipo de ninguna empresa que use la técnica. Saludos

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  9. Excelente portal estimado Marcelo!

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  10. Excelente el material que aportas Marcelo. Muchas gracias es de mucha ayuda!!

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  11. Hola Marcelo como estas? dada tu experiencia en fracturamiento hidraulico, podrias indicarme cual seria la mejor manera de realizar un limpieza post-fractura??? te lo pregunto porque hace un tiempo atrás realice una, y la tubería se pego por diferencial y tensione hasta 90000 lb y fue imposible, bombeo n-cantidad de fluidos sin exito.... Se recomendo al cliente realizar la limpieza con gasoil en vez de agua y este se negó, al momento de descubrir el tope de los perforados, ocurrio el evento.

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    1. Hola Ricardo como estas? Soy Ingeniero de Reservorio, por lo que participo de lleno en la ingeniería convencional, de detalle, ejecución y evaluación de Fracturamiento Hidráulico y no tanto en las labores de limpieza Post Fractura. No se los detalles de porque se quedaron en fondo con una pega diferencial, sin embargo, el uso de gasoil al frente de los perforados puede ser riesgoso, debido a posibles incompatibilidades con el fluido del reservorio y de fractura (posible formación de precipitados, emulsiones, etc). La mejor manera de limpiar un pozo siempre va a depender del mismo pozo, ya que la configuración mecánica juega un papel importante (si es monobore o no), la utilización de fluidos con reología adecuada para el acarreo, y los posibles aislamientos que pueda tener (tapón de arena o hierro). Cada pozo es un escenario distinto, y marcará la diferencia en el resultado final del trabajo.

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  12. Hola que tal buen blog lo sigo hace un tiempo y me ha ayudado mucho.
    Soy estudiente de ing petrolera y estoy cursando la materia de fraciramiento hidraulico. Tengo que dar una pequeña informacion sobre la conductividad optima y la conductividad adimensional. Esta ultima ya la encontre en este post. Me podria ayudar con la conductividad optima y la diferencia de la adimensional.
    Gracias

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    1. Hola, no se si tu puedas ayudarme, también soy estudiante de ingienería de petróleos y necesito información sobre casos reales de los principales problemas del fracturamiento hidráulico en no convencional.
      Muchas gracias

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