9.00 d huteau fracturas

8/7/2019 9.00 D Huteau fracturas

1/20

Pg. 1

OPTIMIZACIN DELPROCESO DE FRACTURAS

EN UN RESERVORIONO CONVENCIONAL

VOLCANO CLSTICOE. dHuteau; R. Ceccarelli, Repsol YPF; F. Cafardi,Schlumberger


2/20

Pg. 2

NDICE

Ubicacin geogrfica

Conceptos originales

Completacin

Estrategia de Punzados

Agente de sostn Anlisis de minifracs

Evaluacin de las fracturas

Datos de produccin

Consideraciones sobre perfiles de imgenes

Conclusiones


3/20

Pg. 3

CHIHUI

DO

P.

HERNA

NDEZ

LOMALA

LATA

UBICACIN GEOGRFICA

20 Km

Bandurria

La Calera

Coirn Amargo

Loma La Lata Sierra

Barrosa

Meseta Buena

Esperanza

Fortn de Piedra

Sierras Blancas

Lindero

Atravesado

Mata Mora

Los Bastos Agua del CajnAguada

Baguales

Cruz de Lorena

Loma Campana

Lago Los

Barreales

Lago Mari Menuco

Barrosa Toledo

(Cupen Mahuida)


4/20

Pg. 4

COLUMNA ESTRATIGRFICA

Brisson y Veiga, 1999

Profundidad en el rea de

Cupn Mahuida:

3100 a 3800 mbbp


5/20

Pg. 5

DISEOS y CONSIDERACIONES ORIGINALES

Roca de origen volcnico con zonas alteradasque actan como reservorio.

Profundidad 3100 a 3800 m TVD.

Porosidad de 8 a 15%, baja permeabilidad dematriz.

Por perfil el reservorio es similar a unclstico.

Generalmente se encuentra sobre presionado.


6/20

Pg. 6

Completacin

Completacin Pozos verticales

Casing: Exploratorios: 7 32#/ftP110

Desarrollo: 5 18#/ftN80

Tubing 3.5 9.3 #/ft P110

Zona de inters:

3100 3800 m


7/20

Pg. 7

Angle

(deg)

Clearance

(in)0 2.28

ESTRATEGIA DE PUNZADOS

Estrategia de punzado El sistema de punzados es

seleccionado por lasrestricciones en el Tubing.

Can: 2 - 6.5 gr - 6 spf - 60

Por simulacin, dimetro delagujero en casing de 5:

Dimetro promedio en Csg:0.19

Dimetro mnimo en Csg:0.15

M aximum , Recomm ended and M in imum P er f

0.00

0.05

0.10

0.15

0.20

0.25

0 2 4 6 8 10 12 14

Proppant Conce ntration

PerforationDiameter(inch)

Worst Scenario (6 x Max par t ic le s ize) SHOULD NOT NEED

LA RGER THAN THIS

Recommended* Based on 8 x Mean s ize - Safety factor of

Gruesbec k/Col lin (6 x Mean s ize) DO NOT GO SMALLER T

because i t has no safety factor

Sinterball 20/40


8/20

Pg. 8

Concentracin de Agente de Sosten en Formacin [ppg]

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

F-01

F-02

F-03

F-04

F-05

F-06

F-07

F-08

F-09

F-10

F-11

F-12

F-13

F-14

F-15

F-17

F-18

F-19

F-21

F-22

F-23

F-24

F-25

F-26

Pozos

ESTRATEGIA DE PUNZADOS

Para casing de 7 es necesario modificar la

estrategia de punzado o cambiar el agente desostn.

Casing 7 Casing 5

TC

P

y

30/5

0

Slug

1

PPA


9/20

Pg. 9

AGENTE DE SOSTN

Por la presin de confinamiento se utiliza Sinterball20/40.

Las cantidades bombeadas (no diseo) varan de 500 a2000 bolsas/frac.

Debido a la falta de barreras hay un fuerte crecimientofuera de la zona de inters. Entonces el espesor neto noes el factor dominante para el clculo del agente desostn. Se dise 1500 a 2000 bolsas por capas.


10/20

Pg. 10

ANLISIS DE MINIFRAC

70% de los minifracs muestran un evidente

comportamiento de pressure dependent leak-off (PDL). Pfo ~200 psi > Pc (

hmin)

Pfo Pc Pfo

Pc


11/20

Pg. 11

ANLISIS DE MINIFRAC

70% de los minifracs muestran un evidente

comportamiento de pressure dependent leak-off (PDL). Pfo ~200 psi > Pc (

hmin)

Se observa este comportamiento an en zonas donde nose detectan fracturas en perfil de imgenes.

Se observa tambin el efecto de height recession


12/20

Pg. 12

EVALUACIN DE LAS FRACTURAS

Se analizaron solo las fracturas en casing de 5:

No se observa contencin en altura de lasfracturas.

Coincide con la interpretacin de mecnica de roca.

Screen Out: 40% de las operaciones No hay TSO La presin neta es afectada por los cambios de concentracin

=> restricciones cerca del pozo.

Los screen out pueden ser relacionados con la calidad del

reservorio.


13/20

Pg. 13

Evaluacin de las Fracturas - Pnet


14/20

Pg. 14

EVALUACIN DE LAS FRACTURAS

Proppant SlugReductor de Filtrado

100 Mesh


15/20

Pg. 15

DATOS DE PRODUCCIN

Produccin vs. Bolsas de Proppant

0 100 200 300 400 500 600

A- 1

A- 2

B-1

B-2

B-3

C-1

C-2

Pozos

Produccin [Mm 3/d]

2103

700 sx

450 sx

0 sx

2215 sx

1396 sx

450 sx


16/20

Pg. 16

Condiciones de Reservorio A

Brechas tobceas / Flujo piroclstico grueso

Identificacin de dif. tipos de reservorioIdentificacin de dif. tipos de reservorio


17/20

Pg. 17

Brechas tobceas / Flujo piroclstico grueso

Condiciones de Reservorio B.



18/20

Pg. 18

Coladas

Brechas

Coladas

Tobas y

brechas

Flujos piroclsticos

Condiciones de Reservorio C.

Colada fracturada

30m



19/20

Pg. 19

CONCLUSIONES DE OTROS ESTUDIOS

Las mejores producciones se relacionan con zonas con

buena porosidad de matriz y con presencia de fracturas,comprobadas por las interpretaciones de imagen y datosde ingeniera. (A)

Los pozos estriles o de baja productividad se relacionancon baja porosidad y permeabilidad de matriz, aunquepresenten niveles fracturados . (C)

Los niveles con producciones intermedias se relacionancon buena porosidad y permeabilidad de matriz y sinparticipacin de fracturas . (B)

Los depsitos piroclsticos son los mejores reservoriosprimarios, las coladas volcnicas pueden constituir

buenos reservorios si estn fracturados.


20/20

Pg. 20

CONCLUSIONES

A la interpretacin normal de perfiles, se debe adicionar lainterpretacin de perfiles de imgenes y snico dipolar para lacuantificacin de fisuras y para definir los intervalos productivos.

Hacer un test de inyectividad para determinar el comportamientoPDL: Mini-fall off cuando es posible, minifrac siempre.

Bombear agente de sostn de malla 100, u aditivos con funcionesequivalentes, durante el colchn para reducir el efecto de lasfracturas naturales.

En condiciones B y C disear tratamientos con etapas largasa concentraciones de 6 a 8 PPA. Terminar con una corta etapa a10 PPA.

En condiciones A disear tratamientos con etapas hasta

concentraciones de 12 PPA. Buscar un arenamiento sobre el final de la ultima concentracin

para asegurar buena conductividad en el NWB.

9.00 d huteau fracturas

Documents