Analisis minifrac

$: Analisis minifrac$
5/9/2014

1

Análisis de presión de la fracturaAnálisis de presión de la fracturaAnálisis de presión de la fracturaAnálisis de presión de la fractura

High KHigh K

Low KLow K

IMD ServiciosCementación y Estimulación

CalibrationCalibration tetstets ObjeObjetivostivosCalibrationCalibration tetstets ObjeObjetivostivos Determinar la Presión de extension de la Fractura Determinar las fricciones asociadas a los punzados y NWB

(near well bore) Determinar la presión de cierre y tiempo de cierre Determinar la Presión Neta (Net pressure) Determinar los parámetros de perdida de fluido Determinar la Eficiencia del Fluido Estimar la permeabilidad y el skin Estimar la Altura de la Fractura Presión de poral Determinar la geometria de la fractura Validación del diseño Etc


5/9/2014

2

BombeosBombeos dede DiagnósticoDiagnósticoBombeosBombeos dede DiagnósticoDiagnóstico


SURT, Step Up Rate Test - (Caudales crecientes)

SDRT, Step Down Rate Test - (Caudales decrecientes)

FET, Fluid Efficiency Test - (Eficiencia Fluido)

Pump in / Shut in - (Minifrac – Data Frac)

DFIT, Diagnostic Fractured Injection Test

Step UpStep Up RateTestRateTest Usado para determinar el limite superior de la PC y presión/ caudal de extensión de fractura Se inicia bombeando un fluido newtoniano a 0.5 bpm, incrementando por etapas de igual

tiempo a 0.25, 0.5, 0.75, 1,2, 2.5, 3, 4 6, 8 y 10 bpm- Determinar la presión antes deincrementar el caudal y determinar la BHTP en c/caudal

Efectuar el grafico BHTP ( Psup + P h – P fricción) vs Caudal Determinar la presión de extensión (det. El minimo caudal necesario para mantener la frac.

Abierta) cuando cambia la pendiente Fluido bombeado puede ser salmuera, KCL o gel lineal. Cuando es combinado con minifrac, el fluido se usa el frac fluid

Time

Caudal

Presión de superficie

Rate

Presión de extencionde fractura

yCaudal de fractura

SPE 58767 IMD ServiciosCementación y Estimulación

Matrix line-flujo radial

Frac. Line- Flujo lineal

5/9/2014

3


Step UpStep Up RateTestRateTest

•La presión de extensiónentre el ISIP y la PC.•Este ensayo provee el limitesuperior para la Presión deCierre (PC).•La PC debe estar siempredebajo de la presión deextensión•La PC det. Por el métodode Horner es el limiteinferior

ISIP>FRAC EXT>CP>RESERVORIO

EjemploEjemplo

Hallibur ton Pumping Diagnostic Analysis ToolkitJob Da ta

05/ 10/200609:41 09:43 09:45

05/ 10/200609:47

T ime

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000A

0

2

4

6

8

10

12

14

16B

I1 Pressure 1 (ps i)I1 Flow 2 R ate (bpm)

AB

1

1

2

3

Sta rt

Shut In

Stop

Time09:41:36

09:52:00

12:36:42

IP176. 59

984.4

125.5

IF2R0.000

0.146

0.000

7654321

Step Rate Ev ents

1

2

3

4

5

6

7

Time09:42:12

09:42:49

09:43:39

09:44:15

09:44:41

09:45:18

09:46:09

IP11544

2024

2602

3008

3359

3629

3899

IF2R1. 598

3. 771

5. 815

7. 848

9. 944

12. 09

14. 21

H A LLIB UR TO NSt im Win v4.8 .106- Oct- 06 15:39

Halliburton Pumping Diagnostic Analysis ToolkitStep Rate

0 2 4 6 8 10 12 14 16

I1 Flow 2 Ra te (bpm)

5000

5500

6000

6500

7000

7500

8000

(1. 471, 5172)

( m = 254.3)

F rac Ext ( 7.457, 6694)

(m = 128.5)

(14.51, 7 601)

( Y = 7792)

Bot tom Hole Pressure (psi)

Step Rate EventsTime

09:42:1209:42:4909:43:3909:44:1509:44:4109:45:1809:46:09

BHP5206569262666672702472937564

IF2R1. 6013. 7705. 8147. 8449. 99512.0914.21

H ALLIB UR TO NStim Win v 4.8.106-O ct -06 15:36

El análisis mostró el caudal alcual se produce la rotura de laformación, como asi lapresión de extensión defractura

P° extensión Fractura:

6,694psi

Q mínimo de fractura:

7.45 bpm

5/9/2014

4

IdentificaciónIdentificación dede ProblemaProblema

Presión Final

ISIP

FricciónTotal

Fricción enpunzados + tortuosidad

Fricción enTubing

Tiempo

Presion

Step Down RateStep Down Rate TestTestStep Down RateStep Down Rate TestTest

Fricción: En tubing, Casing, en losperforados, por tortuosidad, Múltiplesfracturas, etc Técnica de análisis para determinar

aproximadamente “entry friction”punzados y NWB ( tortuosidad) Técnicas de eliminación de situaciones

asociada con la excesiva fricción.


Entry frict

5/9/2014

5

La fractura crece perpendicular al mínimo stress

min max

La iniciación de la fractura puede ser no perpendicular al mínimo esfuerzo debido acambios inducidos por la perforación, por la orientación de las perforaciones etc.

maxmin

Tortuosidad:Tortuosidad:• Reorientación de la fractura

•Múltiples fracturas

•Micro anular

•Esquema de los punzados


StepStep DownDown Rate TestRate TestStepStep DownDown Rate TestRate Test• Los cambios deben ser

suficientemente rápidos paraevitar que la fracrura se cierre,en cuyo caso el test quedainvalidado.

• Asegurarse que la fractura sepropague por lo menos por 5min.

• Realizar 4 o 5 etapas, de 10 a 15”c/u.

• Puede combinarse con otrostests.

• Debe mantenerse la fracturaabierta a lo largo del test.

Time

Caudal

Presión de superficie

Step-Down Test(Buena comunicación con la

fractura)


5/9/2014

6

AnálisisAnálisis deldel SDRTSDRTAnálisisAnálisis deldel SDRTSDRTTortuosidad

Fricción en Punzados

Near Well boreFriction Pressure Breakdown

Caudal

2QKP perfperf

5.0QKP torttort


SPE 71661, 29591,

PROCEDIMIENTO

•Inyectar a caudal de fractura

•Se reduce el caudal enetapas de 1/3 a 1/5 delmáximo caudal hasta llegar a0 bpm.

•Monitorear la presión ycaudal de superficie

•Determinar el cambio en laBHTP a cada cambio deinyección

•Graficar la fricción deentrada versus caudal


5/9/2014

7


AnálisisAnálisis deldel SDTSDTEjemploEjemplo de campode campo-- dominantedominante

fricciónfricción nwbnwb


fricciónfricción nwbnwb



fricciónfricción punzadopunzado


fricciónfricción punzadopunzado

5/9/2014

8

PIONEER NAT RESWell: ACE-2004

Basamento Perf: 2770/84 mts

Time (min)

Surf Pressure (psi) Slurry Rate (bpm)

40.00 42.00 44.00 46.00 48.00 50.00 0

2000

4000

6000

8000

10000

0.00

6.00

12.00

18.00

24.00

30.00

POBRE WATER HAMMER

SDRT muestra problemas NWBF

PIONEER NAT RESWell: ACE-2004

Basamento Perf: 2770/84 mts

Pumping Rate (bpm)

Observed Fric (psi) Est. NWB Friction (psi)Est. Perf Friction (psi)

0.00 4.00 8.00 12.00 16.00 20.00 0

200

400

600

800

1000

0

200

400

600

800

1000

0

200

400

600

800

1000

Water hammer puede ser usada como una indicación cualitativa de la comunicaciónentre pozo y la formación. Es a menudo muy subjetivo.


5/9/2014

9

WATERWATER HAMMERHAMMEREs un pulso de presión como resultado de un repentino cambio de velocidad de unfluido, este efecto suele observarse en las disminuciones de caudal en un SDRT,siendo un indicador cualitativo de cómo es la comunicación entre el fluido del pozo yel de la fractura creada. (SPE 71661)

TIME

PumpRate

Wellhead Pressure

Step-Rate Test(Good Fluid Entry)

TIME

PumpRate

Wellhead Pressure

Step-Rate Test(Good Fluid Entry)

TIME

PumpRate

Wellhead Pressure

Step-Rate Test(Restricted Entry)

TIME

PumpRate

Wellhead Pressure

Step-Rate Test(Restricted Entry)

SA-1118Zona 2

Time (min)

Surf Press [Tbg] (psi) Slurry Flow Rate (bpm)

10.00 11.40 12.80 14.20 15.60 17.00 0

700

1400

2100

2800

3500

0.00

8.00

16.00

24.00

32.00

40.00

Buen Water Hammer

5/9/2014

10

PETROBRAS ENERGIA S.A.WELL: MA-1004

Time (min)


42.35 43.88 45.41 46.94 48.47 50.00 39

538

1036

1535

2034

2532

0.52

7.17

13.82

20.47

27.12

33.77

Buen Water Hammer

PIONEER NATURAL RESOURCESWell: Pi.Nq.NB-52

Time (min)


63.00 63.80 64.60 65.40 66.20 67.00 0

1200

2400

3600

4800

6000

0.00

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

Mal Water Hammer

5/9/2014

11

PIONEER NATURAL RESOURCESWell: Pi.Nq.Gu-1107

Time (min)

Surf Pressure (psi) Slurry Rate (bpm)

29.00 30.20 31.40 32.60 33.80 35.00 0

1000

2000

3000

4000

5000

0.00

8.00

16.00

24.00

32.00

40.00

Malas bajadas de caudal

Pobre Water Hammer


MiniMini--FracFrac o Datao Data fracfrac--ObjetivosObjetivos

MiniMini--FracFrac o Datao Data fracfrac--ObjetivosObjetivos

SPE 140136 SPE 78173

(BHTP)

5/9/2014

12


ISIPISIPISIPISIP

Este valor depende del volumende inyección, la perdida de fluido yla comunicación fractura-pozo

Exceso de Fricción en losExceso de Fricción en lospunzadospunzados

Exceso de Fricción en losExceso de Fricción en lospunzadospunzados

Remedio potenciales: Etapa acida- Para remover daños inducidos,

daños generado en la perforación:◦ HCl 7.5 al 15%◦ 90-200 gpf◦ Divergente (opcional)

Sand Slugs Ball Out Reperforar


5/9/2014

13

SandSand SlugsSlugsSandSand SlugsSlugs

Un método es usar “sand slugs”, para: Reducir o eliminar la tortuosidad Iniciar la fractura dominante Erosionar el punzado

Sand Slugs Bombear el SS dentro de las perforaciones La BHTP debería disminuir si el SS esta eliminando la tortuosidad Si la presión responde bien pero no suficiente, otro SS a mas alta

concentraciones debería intentarse Sand 100 mesh, Bauxita 30/50, son los propant mas comúnmente

usado, a una concentración de 0.5 a 3 ppg y un volumen entre500 a 5000 gal



MiniMini--FracFrac o Datao Data fracfrac-- ObjetivosObjetivosMiniMini--FracFrac o Datao Data fracfrac-- ObjetivosObjetivos

La Closure pressure (Pc), esdefinida como la presión de fluidoa la cual la fractura cierra.Idealmente, Pc≈

Se asume que el esconstante a lo largo de la fractura.

Definición matemática de Pc

5/9/2014

14

Presión Neta es...

Es la presión necesaria paramantener la fractura abierta.

Es la presión adicional arriba delesfuerzo horizontal mínimo.

Net Pressure Nolte-Smith - 1978Net Pressure Nolte-Smith - 1978BHTP = Psurface + Phydrostatic - Ppipe frictionNet Pressure = BHTPmodel - Pclosure (similar σmin)

Net P = BHTP-δhminIMD ServiciosCementación y Estimulación

Importancia de la NP. NP está directamente relacionada con lageometría de la fractura.•Usada para estimar la geometría de lafractura en; diseño, análisis en tiempo real yanálisis post frac.•Con los simuladores podemos obtener la“NP de modelo”•Medida durante la operación “Observed netpressure”

Real time or Memory Guages Nos determina la BHTP y temperatura Registro de temperatura

◦ Provee BHST, importante para el diseño del fluido defractura

◦ Provee el comportamiento de BHTT, Importante en fraccon N2 o CO2, para calcular la contracción del tbg porenfriamiento y para el cambio de reologia (mas exactocalculo de fricción)

◦ Aquellos bajados con WL o SL, después del mifrac puedehacer el “temperature log”, que nos puede dar una idea dedonde la fractura se inició.


Bottom hole dataBottom hole data

5/9/2014

15

Volumen. Es difícil determinarlo, sin embargocomo regla practica, es volumen es aquel quegenere una geometría que alcance lasformaciones vecinas y se propague un poco lafractura, para analizar el comportamiento segúnNolte. Otros sugieren un vol. Mínimo 2/3 del pad.

Caudal. El mismo de la fractura Fluido: idem al diseñado para la fractura. Alguno

por razones económicas, sugieren el Slick water,pero el “leakoff”, tiempo de cierre y la geometríaes diferente al obtenido con Frac fluid.


Volumen, caudal y tipo de fluidoVolumen, caudal y tipo de fluido

Se puede obtener, como mínimo la siguienteinformación:

Gradiente de fractura Presión de fricción (Pw-ISIP) Presión de cierre Presión Neta Usado para determinar el porcentaje de fluido en la

fractura al terminar el bombeo. Eficiencia de fluido Estimar esfuerzos de zonas lindantes, dimensiones de

fractura Identificar NWF Aproximaciones de permeabilidades Presión poral

MinifracMinifrac-- PumpPump--in/in/ shutshut--in testin test(Declinación de la presión)(Declinación de la presión)


5/9/2014

16

IMD ServicionsCementación y Estimulación

MinifracMinifrac análisisanálisis,, SelecciónSelección deldelStart, shutStart, shut--in y end timein y end time


1:start: comienzo del bombeo dentro de la fractura iniciada. Esto es usado para calculareficiencia del fluido y el “G function time”2:Shut-in; marca el final del bombeo e inicio falloff. Con este dato, se calcula el caudalpromedio y volumen promedio bombeado. Es importante la precisión de estos datos, para noafectar tiempo de cierre, eficiencia

3: End time.El soft limitasu análisis aeste valor.Importante,no colocaresta banderamas allá delfinal, por loserrores quepuedeproducir enel analisis.




Colocación del “shut-in” debería ser lo mascercano a cero caudal

5/9/2014

17


Pump Rate

Wellhead Pressure

Start Shut in Closure

Pump inTp

Shut inTc

Time

Pump Rate

Wellhead Pressure


Pump inTp

Shut inTc

Pump Rate

Wellhead Pressure


Pump inTp

Shut inTc

Time

InformaciónInformación BombeosBombeos DiagnósticosDiagnósticos

BCA ACA

Pump in / Flow backPump in / Flow backPump in / Flow backPump in / Flow back

Time

Caudal

Presion de superficie

Flow Back

Presion de cierre

Determina la presión de cierre en formaciones de baja permeabilidad• graficar “ p vs tiempo”, en el punto de deflexión tenemos la presión de

cierre• si el flujo es muy bajo, puede ser “p vs raíz cuadrada del tiempo”• El test depende de la elección del caudal de retorno. Puede ser

necesario repetir este test a diferentes caudales de retorno• Es esencial mantener constante el flow back


5/9/2014

18

Asunciones para el análisis: Toda la perdida de fluido en la matriz de

la formación y ocurre a lo largo delintervalo permeable La fractura creada es simétrica, dos alas La degradación del fluido causada por el

tiempo y la temperatura es despreciable En algunos modelos la viscosidad no es

considerada para el calculo de lageometría



Elección del fluido, depende de la información aobtener, ej:

Si se quiere determinar estrictamente la presión decierre, el fluido debería ser de baja viscosidad y altaperdida de fluido, para promover una rápida declinacióny un evidente cambio de pendiente

En caso que se quiera también determinar la eficienciadel fluido, el fluido debe ser el mismo del tratamientoprincipal

En definitiva el diseño del minifrac está sujeto, a lascaracterísticas de la formación, estado mecánico delpozo y de la información que se quiera obtener



5/9/2014

19

Fluid Efficiency TestFluid Efficiency Test• Objetivo: determinar perdidas de fluido en formación

(comportamiento del gel de fractura en la formación a estimular),porcentaje de Pad.

• Fluido: Gel de Fractura (activado)

1.5

p

c

1.5

p

c

1.5

p

c

1.5

p

c

TT

TT1

1TT

TT1

F.E.

Pump Rate

Wellhead Pressure


Pump inTp

Shut inTc

Time

Pump Rate

Wellhead Pressure


Pump inTp

Shut inTc

Pump Rate

Wellhead Pressure


Pump inTp

Shut inTc

Time

• Mecanismo: determinar presión de cierre de la formación (Stress).Gráficos especializados G funtion, SQRT / Log-Log/Nolte/derivadas.

F. E. NoltePad %

ShellPad %

60% 21% 25%50% 30% 33%40% 41% 43%

AnálisisAnálisis de lade la declinacióndeclinación de lade la PresiónPresiónPumpPump--in/shutin/shut--in testsin tests

AnálisisAnálisis de lade la declinacióndeclinación de lade la PresiónPresiónPumpPump--in/shutin/shut--in testsin tests

Este analisis es probablemente el comun de lostests de minifrac

Determinación de la presión de Cierre. Lineal presión versus función G Lineal Presión versus Raiz cuadrada de tiempo

(Square Root of Time) Log (presión neta) versus log.Tiempo Lineal presión versus horner time Lineal presión versus lineal tiempo


5/9/2014

20


SquareSquare RootRootTimeTime PlotsPlots

Este plot es facil de usar y entender, sin embargo, su uso se ve limitado y enmascaradoel punto de cambio de pendiente, por efecto de multiple fracturas y tortuosidad.


HornerHorner PlotsPlots

Este grafico, siempre es usado en conjunto con otro, ya que este nos determina elmenor valor de PC . O sea nos da el límite inferior, arriba del cual deberíaencontrarse la PC.

Pseudo Radialflujo- fracturacerrada

5/9/2014

21

Se asume: Altura de la fractura constante Caudal constante La propagación de la fractura termina con

el bombeo La declinación de la presión durante el

periodo de cierre representa el leak offdurante el bombeo


BCABCA-- ShutShut--InIn PressurePressure DeclineDeclinePressurePressureVs. GVs. G--FunctionFunction

El uso de la derivadas, son una ayuda paradeterminar los segmentos de línea recta. Primera derivada, indica la pendiente de la

curva de declinación. Donde la pendientees constante estamos en una recta Segunda derivada; da la curvatura, si esta

es cercana a cero indica que tiene pocacurvatura por lo tanto corresponde a laparte recta de la curva de declinación


DerivativeDerivative PlotsPlotsDerivativeDerivative PlotsPlots

5/9/2014

22


DerivativeDerivative PlotsPlots-- EjemploEjemploDerivativeDerivative PlotsPlots-- EjemploEjemplo

En la derivada, una línea horizontal indica una recta en la curva pariente. Cambiode pendiente en la curva parienta produce rápidos cambios en la derivada


BCABCA-- ShutShut--In Pressure DeclineIn Pressure DeclinePressure Vs. GPressure Vs. G--FunctionFunction

5/9/2014

23

Esto es parte ciencia y parte arte. Es esencial tener un buen conocimientodel proceso de la fractura, entender las propiedades mecánicas de la roca,y tener una idea de como trabaja el simulador.

Permite ajustar la fractura modelada a la formación.Para ello, se ajustan variables, tales como: Modulo de young Toughness Insitu stress Leakoff rate Relación de Poisson Near wellbore friction Multi fracturas (Fracpro)


PressurePressure MatchingMatchingPressurePressure MatchingMatching

SPE 25892, 26796, 12941, 25892, 26796



5/9/2014

24



Esta tabla debe ser tomada con precaución, ya que se aplica a frac. Confinada,dentro de una formación.

Iniciar el match en la declinación de presión.Al estar estacionario, el efecto de las friccionesson eliminadas. Early time (tiempo temprano) vs late time

(tiempo tardio). El early time, hay menosparámetros que alterar con respecti al latetime. La 1° etapa es el match de la declinaciónde presión. Recordar el análisis de Nolte. Es basado en el

modelo PKN 2D, y estos principios básicosnos ayudaran en el match.


PressurePressure MatchingMatching ((TipsTips))PressurePressure MatchingMatching ((TipsTips))

5/9/2014

25

Tener en cuenta la interconexión de todas lasvariables. Un cambio de variables afecta a todala fractura en mayor o menor extensión Ignorar las pequeñas alteraciones. Las rocas

no son absolutamente homogéneas. Estopuede producir breves picos o descensos depresiones Tener en cuenta la tortuosidad. Esta afecta la

BHTPIMD ServicionsCementación y Estimulación

PressurePressure MatchingMatching ((TipsTips))PressurePressure MatchingMatching ((TipsTips))


PressurePressure MatchingMatching . Ejemplo 1. Ejemplo 1PressurePressure MatchingMatching . Ejemplo 1. Ejemplo 1

Presión inicial del Minifrac

1 etapa: incrementostress, aproxima elISIP

5/9/2014

26


PressurePressure MatchingMatching. Ejemplo 1. Ejemplo 1PressurePressure MatchingMatching. Ejemplo 1. Ejemplo 1

Variables, como ; E,toughness, leakoff,pueden ser cambiadaspara ajustar el Match.


PressurePressure MatchingMatching--Ejemplo 1Ejemplo 1PressurePressure MatchingMatching--Ejemplo 1Ejemplo 1

5/9/2014

27

InformaciónInformación BombeosBombeos DiagnósticosDiagnósticos

Time

Caudal

FricciónExcedente

Presión de CierreStress

PresiónReservorio

Permeabilidad(ACA)

Eficiencia FracFluid

Permeabilidad(BCA)

Q Mínimo Frac

Presión Ext Frac

BCABCA-- FunciónFunción “G”“G”La determinación de la presión de cierre mediante la función Gmuestra 4 modelos que caracterizan mecanismos de pérdida de fluido.

a)- Normal Leakoff (NL):

Este comportamiento se obtiene cuando el área de la fractura esconstante durante el cierre y el leakoff es a través de una matrizhomogénea.

La gráfica tiene uncomportamiento;

• lineal a partir del origen,

• el cierre es identificadocuando la derivada de lafunción "G" se desvía de lalínea recta.

5/9/2014

28

b)- Pressure Dependent Leakoff (PDL):Este comportamiento se obtiene en rocas fisuradas o fracturadas.

El resultado de apertura y cierre de las fisuras se ve reflejado en un Leakoffvariable durante el cierre y puede ser indicador de un reservorio Heterogéneode porosidad dual.

FunciónFunción “G”“G”

Periodo de apertura ycierre de fisuras

Leakoff por la matriz dela roca (fisuras cerradas)

Cierre de la formación

c)- Height Recession (HR):Este comportamiento se sueleobservar cuando la fractura crecedentro de capas cercanasrelativamente impermeables y de altosStress.

Al comienzo la fractura cierra primeroen la zona impermeable y luego en lapermeable.

La derivada tiene un comportamientoque cae por debajo de la líneaextrapolada desde el origen (LeakoffNormal) en forma cóncava, paraposteriormente incrementar y alinearsecon la recta patrón.

Suele tener un comportamiento linealpor un corto período y luego se detectael cierre.

FunciónFunción “G” Height“G” Height RecessiónRecessión (HR)(HR)

ZONA IMPERMEABLEALTO STRESS

ZONA PERMEABLE

ALTO STRESSZONA IMPERMEABLE

5/9/2014

29

d)- Tip Extension (TE):Esto ocurre cuando la fractura continuacreciendo luego de haber detenido elbombeo, es el resultado de unextremadamente bajo Leakoff.

Físicamente esto ocurre debido a que laenergía del bombeo no puede serconsumida por la pérdida de fluido y esdisipada a través del crecimiento de lafractura.

Se suele presentar ejemplos de este tipo enreservorios de muy baja permeabilidad y quehan mostrado pobres producciones.

La derivada se alinea con la recta patrón,pero ésta no pasa por origen.

FunciónFunción “G” Tip Extension (TE)“G” Tip Extension (TE)

After Closure AnalysisAfter Closure AnalysisEs un método más real para determinar presión y permeabilidad, noobstante suele demandar mayor tiempo de registro.

Identificando los tramos de declinación luego del cierre pseudolineal ypseudoradial, se extrapolan rectas tangentes a la curva en dichossectores para encontrar la presión de reservorio y permeabilidad de lazona.

Dos tipos de régimen de fluido son identificados una vez que se haproducido el cierre de la zona

Flujo Pseudolineal (no se puede determinar K)Flujo Pseudoradial (se puede determinar K)

En el Flujo Pseudoradial para determinar K la misma es función devolumen inyectadopresión de reservoriotransmisibilidad de la formacióntiempo de cierre

5/9/2014

30

DiagnoticDiagnotic FractureFracture InjectionInjection Test (FIT)Test (FIT)-- Recomendaciones para realizar el test yRecomendaciones para realizar el test y

recolección de datosrecolección de datos Punzar y usar un fluido aditivado de acuerdo a la necesidad,

surfactante, reductor de fricción, inhibidor de arcillas, etc Instalar en superficie emg (electronic memory gauges). La

resolución debe ser 1 psi o menos y el intervalo deregistro de 1 a 2” para el primer día; el intervalo puede serextendido para largos test en shales.

Iniciar la recolección antes de iniciar el bombeo y finalizarladespués que el falloff se completó.

Aislar el EMG, de manera que la recolección de datos no sevea afectado al desarmar la linea.


El caudal debe ser el suficiente para romper ypropagar una pequeña fractura. Caudales tipicos 5 a7 bpm. Volumen de 20 a 80 bbls (tipico en shales 20a 30 bbls) dependiendo del espesor de la zona. Parar las bombas y registrar el volumen total

bombeado, para calcular el caudal promedio duranteel test Desarmar la línea al fracturador sin perturbar el

emg aislado, el cual continuará registrando los datosde falloff


DFITDFIT-- Recomendaciones para realizar el testRecomendaciones para realizar el testy recolección de datos (continua)y recolección de datos (continua)

5/9/2014

31

Después de completado el falloff, bajar lainformación del emg. El test puede terminarantes de lo previsto por la caida de presión a0 psi Proveer el Ascii el registro del emg P vs

tiempo del fracturador. El operador debe provee well logs,

propiedades petrofísicas estimadas(porosidad, saturación al agua, espesor neto)e información de PVT.


DFITDFIT-- Recomendaciones para realizar elRecomendaciones para realizar eltest y recolección de datos (continua)test y recolección de datos (continua)

DFITDFIT-- montajemontaje


5/9/2014

32

DFITDFIT-- metodología del testmetodología del test Quick Way: Agua de inyección acondicionada,

en conjunción con el todo el equipo defractura a caudal de fractura. Hasta el cierre,obtener la información de minifrac yobtener el limite superior de la Pr y la K queno es tan rigurosa ya que se la determinaBCA. Comprehensive way, efectuar la fractura y

dar un shut-ins de 12 hs a 10 dias (shale),permite una estimación mas rigurosa de laPr y K, con el método ACA


Diagnostico durante el bombeoDiagnostico durante el bombeo

Tres dificultades se presenta durante lafractura, que importante prever: Determinación de la geometría

(principalmente longitud y altura) Determinar la habilidad de las

formaciones vecinas para contener lafractura Identificar prematuramente el tendencia

del screenout.IMD ServiciosCementación y Estimulación

5/9/2014

33

DiagnDiagnóósticostico durantedurante elel bombeobombeoDiagnDiagnóósticostico durantedurante elel bombeobombeo

Cada operaciónde fracturapresenta sudistintivo

comportamiento de presión


ModeMode 11ModeMode 11 Gradual incremento de la Presión

Neta, la fractura es relativamentecontenida y el mayor movimientoes extensión dentro del reservorio

El rango de la pendiente es entre0.18 a 0.33, dependiendo de laeficiencia y n’ del fluido.

ModeMode 22ModeMode 22Presión Neta constante, originalmente se interpretaba comoque la fractura crece aceleradamente en altura o la pérdida defluido es la causa de la menor eficiencia en la longitud, pero hoyha sido modificado este concepto a fractura perfectamentedentro de las barrerasIMD Servicios

Cementación y Estimulación

5/9/2014

34

Mode 3Mode 3Mode 3Mode 3Screenout mode: La presión Neta incrementa

con una pendienteproporcional al porcentajede la fractura previamentecreada que esta sirviendode volumen dealmacenamiento.

La velocidad con queincrementa la presión, esinversamente proporcionala la distancia dondecomienza el screenout.


Mode 4Mode 4Mode 4Mode 4

La declinación gradualde la presión Neta,muestra uncrecimiento en alturaincontrolable,resultando unafractura angosta y depobre longitud.


5/9/2014

35


Diagnostico durante el bombeoDiagnostico durante el bombeo

La derivada de lapresión magnificalos eventos de lafractura porquerealza lasensibilidad

Crecimiento excesivo en alturaCrecimiento excesivo en alturayy arenamientoarenamiento


5/9/2014

36

Diagnóstico durante el bombeoDiagnóstico durante el bombeoDiagnóstico durante el bombeoDiagnóstico durante el bombeo

Determina el volumen del colchón (Pad) ytipo Determina restricciones cercanas al pozo

(Near Wellbore) Registrar el ISIP a la mitad del Pad Registrar el ISIP al final del trabajo Determina en incremento de la presión

neta


Near Wellbore ScreenNear Wellbore Screen--OutOutNear Wellbore ScreenNear Wellbore Screen--OutOut

Time (mins)

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

75.0 90.0 105.0 120.0 135.0 150.0 0

4000

8000

12000

16000

20000

0.00

10.00

20.00

30.00

40.00

50.00

0.00

2.00

4.00

6.00

8.00

10.00

0.00

2.00

4.00

6.00

8.00

10.00

0

400

800

1200

1600

2000


5/9/2014

37

Causas del ScreenCausas del Screen--Out cercaOut cercaDel pozoDel pozo

Causas del ScreenCausas del Screen--Out cercaOut cercaDel pozoDel pozo

Ancho Insuficiente de FracturaAncho Insuficiente de FracturaTipo de fluidoTipo de fluidoPerdida de FluidoTortuosidad Fracturas Multiples


CausasCausasCausasCausas Colchón Insuficiente

◦ No se realizó FET(minifrac)◦ Análisis incorrecto◦ Cambios en las propiedades de la formación.

Ancho Insuficiente◦ Bajo caudal de Fractura◦ Baja viscosidad del fluido◦ Programa agresivo del agente de sostén◦ Alta pérdida de fluido◦ Tortuosidad◦ Fracturas Múltiples◦ Excesivo crecimiento en altura◦ Diámetro de perforaciones pequeño


5/9/2014

38

Declinación de la presiónDeclinación de la presiónPosterior a la fracturaPosterior a la fractura

Declinación de la presiónDeclinación de la presiónPosterior a la fracturaPosterior a la fractura

Presion ensuperficie

Square Root of Time

Near WellboreScreen-Out

“Tip” Screen-Out


Analisis minifrac

Documents

Transcript of Analisis minifrac