1_Seleccion de Candidatos de Fractura_AE

Well Production Services Servicios de Estimulacin

Seleccin de candidatos de fractura

Sch

lum

berg

er P

rivate

3 Ariel Exler (PSE)

-16 -12 -8 -4 4 8 12 16

-16

-12

-8

-4

4

8

12

16

Cement

Formation

Cross-Sectional Plot

Perforator CharacteristicsGun/Charge Type : 3-1/8 HEGS 90,4 34B HJ RDX

Gun Position : Positioned

Shot Phasing : 90 deg

Gun Rotation Offset deg: 0

Perforation CharacteristicsOrientation (deg) : 0 90 180 270

Total Penetration (in) : 12.396 13.416 13.228 13.416

Formation Penetration (in) : 10.472 11.466 11.304 11.466

Entrance Hole Dia.,1st csg (in) : 0.39652 0.41871 0.37697 0.41871

Company: Kerns Oil and Gas Well: Gates 1-11

Job ID: SPAN Version 6.0File: C:\WINDOWS\DESKTOP\KERNS1.SPW Copyright 1999 Schlumberger

Flu

id C

hara

cte

risti

c

WF

10

0W

F20

0

YF

100

YF

200

YF

100L

GY

F100 H

TD

/YF

100

LG

D

YF

100.1

HT

DY

F300

YF

400

YF

500

YF

600 (

LT

; H

T)

YF

800H

T

HE

C

YF

GO

IVY

FG

OV

N2

Low

QN

2 H

igh Q

CO

2 L

ow

QC

O2 H

igh Q

YF

100E

CY

G100

ULG

YF

100S

TC

learF

RA

C (

J508

W)

Frac Fluid Emulsion Tendency 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 5 5 3 4 4 4 3 3 3 2/3*

Gas Formation - Relative Perm./ Cap. Pres. Effect 4 4/5** 3 3/4** 3 3 3 3 3/4** 3 3/4** 3/4** 4 2 2 4 4 4 4 3 3 3 3

Clay Sensitivity 4 4 3 3 3 2 2 3 3 3 3 3 4 5 5 B B 4 4 2 3 3 3

pH Formation Compatibility 4 4 3 3 3 3 3 4 4 4 4 4 4 4 4 B B 4 4 3 3 3 4

Frac Fluid Yield Stress 4 4 4 4 4 3 3 3 3 3 3 3 3 5 5 4 4 4 4 3 3 3 4

Proppant Pack Cleanup - Not Low Res. Pres. 4 4 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 4 4 4 4 4 4 4 3 3 3 5

Proppant Pack Cleanup - Low Res. Pres. 4 4 2 2 2 3 3 3 3 3 3 3 4 4 4 5 5 5 5 2 2 2 2

Frac Fluid Leakoff 3 3 5 5 5 4 4 4 4 4 4 4 3 2 2 4 4 4 4 4 3 4 1/5***

Proppant Transport 1 1 5 5 4 4 5 4 4 4 4 4 1 3 3 4 4 5 5 4 4 4 5

NWB or Early Viscosity 1 1 5 5 4 4 5 3 3 3 3 3 1 3 3 2 2 3 3 4 4 5 2

High Viscosity 2 2 5 5 5 4 5 3 3 3 3 3 1 3 3 2 2 2 2 4 4 5 3

Shear Sensitivity 4 4 5 5 3 4 5 3 3 3 3 3 4 5 5 5 5 5 5 4 4 4 5

Frac Fluid Friction 4 4 2 2 2 4 4 3 3 3 3 3 4 1 1 3 3 1 1 4 3 3 5

Enviromentally Frienly 4 4 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 4 1 1 2 2 2 2 3 3 3 4

Frac Fluid Cost 5 5 4 4 4 4 4 3 3 4 4 3 2 2 2 3 3 2 2 3 3 3 2

100-125 F

126-150 F

151-175 F

176-200 F

201-225 F

226-250 F

251-275 F

276-300 F

300-325 F

above 326 F

Tem

pera

ture

Ran

ge

Sch

lum

berg

er P

rivate

4 Ariel Exler (PSE)

Sch

lum

berg

er P

rivate

5 Ariel Exler (PSE)

-16 -12 -8 -4 4 8 12 16

-16

-12

-8

-4

4

8

12

16

Cement

Formation

Cross-Sectional Plot

Perforator CharacteristicsGun/Charge Type : 3-1/8 HEGS 90,4 34B HJ RDX

Gun Position : Positioned

Shot Phasing : 90 deg

Gun Rotation Offset deg: 0

Perforation CharacteristicsOrientation (deg) : 0 90 180 270

Total Penetration (in) : 12.396 13.416 13.228 13.416

Formation Penetration (in) : 10.472 11.466 11.304 11.466

Entrance Hole Dia.,1st csg (in) : 0.39652 0.41871 0.37697 0.41871

Company: Kerns Oil and Gas Well: Gates 1-11

Job ID: SPAN Version 6.0File: C:\WINDOWS\DESKTOP\KERNS1.SPW Copyright 1999 Schlumberger

Flu

id C

hara

cte

risti

c

WF

10

0W

F20

0

YF

100

YF

200

YF

100L

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F100 H

TD

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100

LG

D

YF

100.1

HT

DY

F300

YF

400

YF

500

YF

600 (

LT

; H

T)

YF

800H

T

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QN

2 H

igh Q

CO

2 L

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QC

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YF

100E

CY

G100

ULG

YF

100S

TC

learF

RA

C (

J508

W)

Frac Fluid Emulsion Tendency 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 5 5 3 4 4 4 3 3 3 2/3*

Gas Formation - Relative Perm./ Cap. Pres. Effect 4 4/5** 3 3/4** 3 3 3 3 3/4** 3 3/4** 3/4** 4 2 2 4 4 4 4 3 3 3 3

Clay Sensitivity 4 4 3 3 3 2 2 3 3 3 3 3 4 5 5 B B 4 4 2 3 3 3

pH Formation Compatibility 4 4 3 3 3 3 3 4 4 4 4 4 4 4 4 B B 4 4 3 3 3 4

Frac Fluid Yield Stress 4 4 4 4 4 3 3 3 3 3 3 3 3 5 5 4 4 4 4 3 3 3 4

Proppant Pack Cleanup - Not Low Res. Pres. 4 4 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 4 4 4 4 4 4 4 3 3 3 5

Proppant Pack Cleanup - Low Res. Pres. 4 4 2 2 2 3 3 3 3 3 3 3 4 4 4 5 5 5 5 2 2 2 2

Frac Fluid Leakoff 3 3 5 5 5 4 4 4 4 4 4 4 3 2 2 4 4 4 4 4 3 4 1/5***

Proppant Transport 1 1 5 5 4 4 5 4 4 4 4 4 1 3 3 4 4 5 5 4 4 4 5

NWB or Early Viscosity 1 1 5 5 4 4 5 3 3 3 3 3 1 3 3 2 2 3 3 4 4 5 2

High Viscosity 2 2 5 5 5 4 5 3 3 3 3 3 1 3 3 2 2 2 2 4 4 5 3

Shear Sensitivity 4 4 5 5 3 4 5 3 3 3 3 3 4 5 5 5 5 5 5 4 4 4 5

Frac Fluid Friction 4 4 2 2 2 4 4 3 3 3 3 3 4 1 1 3 3 1 1 4 3 3 5

Enviromentally Frienly 4 4 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 4 1 1 2 2 2 2 3 3 3 4

Frac Fluid Cost 5 5 4 4 4 4 4 3 3 4 4 3 2 2 2 3 3 2 2 3 3 3 2

100-125 F

126-150 F

151-175 F

176-200 F

201-225 F

226-250 F

251-275 F

276-300 F

300-325 F

above 326 F

Tem

pera

ture

Ran

ge

Sch

lum

berg

er P

rivate

7 Ariel Exler (PSE)

Sch

lum

berg

er P

rivate

8 Ariel Exler (PSE)

Sch

lum

berg

er P

rivate

9 Ariel Exler (PSE)

Variables Punto

Operacin

Valor Max.

Valor Min.

PTP (Kg/cm2) Ptp_po Ptpx Ptpy

Qiny (MMPCPD)

Qiny_po Qinyx Qinyx

Piny (Kg/cm2) Piny_po Ptpx Ptpy

Corte Agua (%)

CA_po CAx CAy

3

5

6

CN-0001

CN-0101

CN-1011

CN-1013CN-1017

CN-1021

CN-1023

CN-1025

CN-1027

CN-0010A CN-0011

CN-1113

CN-0118

CN-0012A CN-0013CN-0014

CN-0141

CN-0015

CN-0017CN-0018A

CN-0020B CN-0021

CN-0212

CN-0022

CN-0221

CN-0023CN-0024

CN-0025

CN-0026 CN-0027CN-0028

CN0029R1

CN-0301

CN-0030ACN-0032

CN-0321

CN-0322

CN-0033CN-0034 CN0035R1CN-0036

CN0037R1

CN-0039

CN-0040

CN-0402

CN-0041CN-0042 CN-0043CN-0044 CN-0045 CN-0047

CN-0050

CN-5013

CN-0502

CN-5023

CN-0051CN-0052A CN-0053

CN-0532

CN-0055CN-0057

CN-0059

CN-0060 CN-0061 CN-0063CN-0065

CN-0067 CN-0069

IP

>=0.11, =0.80, =1.49, =2.18, =2.87, =3.56, =4.24, =4.93, =5.62, =6.31, = 1.22, < 2.12

>= 2.12, < 3.02

>= 3.02, < 3.93

>= 3.93, < 4.83

>= 4.83, < 5.73

>= 5.73, < 6.63

>= 6.63, < 7.54

>= 7.54, < 8.44

>= 8.44, < 9.34

>= 9.34, =10.24, =11.15, =12.05, =12.95, =13.85, =14.76, = 0, < 4352

>= 4352, < 8704

>= 8704, =13057, =17409, =21761, =26113, =30466, =34818, =39170,

Sch

lum

berg

er P

rivate

10 Ariel Exler (PSE)

Sch

lum

berg

er P

rivate


Sch

lum

berg

er P

rivate


PRODUCTIVITY PLOTS

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50

Gas Rate [MMscfd]

Bo

tto

mH

ole

Pre

ss

ure

[p

sia

]

CASE-A

Zone 1 only

S1=0

CASE-C

Zone 1&2

S1=S2=0.73 (SPAN)

CASE-D

Zone 1&2

S1=S2=1.64

(miniDST)

CASE-B

Zone 2 only

S2=0

Sch

lum

berg

er P

rivate


Sch

lum

berg

er P

rivate


Correlaciones estructurales y

contactos

Informacin Geolgica

Relevante

Sch

lum

berg

er P

rivate


Sch

lum

berg

er P

rivate


Diagnstico y

determinacin del origen

del agua

Perfil de produccin y

aporte de los intervalos

disparados PLT

Sch

lum

berg

er P

rivate


Sch

lum

berg

er P

rivate


Diseo del tratamiento de

estimulacin y cdula de bombeo

Sch

lum

berg

er P

rivate


Sch

lum

berg

er P

rivate


Aspectos econmicos de la estimulacin de pozo

Evaluacin del

yacimiento

Requerimientos

del diseo

Ganancia

Costo

NP

V

Inversin

Seleccin de candidato

Sch

lum

berg

er P

rivate


Pozo sin limitaciones mecanicas

No problema de gas/agua

Arena o carbonatos

Baja K o Alta K para by-pasar un dano

Buenas barreras

Candidato para fractura

Sch

lum

berg

er P

rivate


Datos Requeridos para Estudio de pozo

Mapa del campo, secciones diagramticas con pozos vecinos

historia de intervenciones y relevantes de la perforacin/Terminacion (lodo perdido si esta pozo nuevo)

Evaluacin petrofsica del pozo (ELAN, Imgenes, snico dipolar, .)

Registro snico de cementacin (CBL-VDL)

Estado Mecnico del pozo

Registros de fondo fluyente del pozo y cerrados (del pozo, pozos vecinos produciendo de la misma arena)

Prueba de Incremento (del pozo, de pozos vecinos produciendo de la misma arena)

Datos de Produccin (del pozo, pozos vecinos produciendo de la misma arena) y

Otros registros (PLT, )

Sch

lum

berg

er P

rivate


Datos Requeridos para Diseno de Fractura/Estimualcion en ARENA

Para diseo de fractura:

Rayo gama, Neutron-densidad, Snico dipolar, ELAN (registro

procesado) para calcular perfil de esfuerzos, modulo de Young y

relacin de Poison

Para diseo de Estimulacin:

Estudio XRD de muestra de roca de la arena

Datos de Rayo Gama Natural Espectral (NGT) (Por interpretacin de

valores de K, Th y U con X-plot se puede discretear % de cada

arcillas) (SOLO AGUREJO ABIERTO)

Sch

lum

berg

er P

rivate


Anlisis Nodal

Procedimiento para determinar el caudal al cual un pozo de gas o de petrleo produce y para despus evaluar los efectos de varios factores tales como :

tamao de la tubera de produccin

tamao de los caos de superficie

presin del separador

ubicacin de los estranguladores (chokes)

restricciones en el fondo y vlvulas de seguridad

tcnicas de terminacin de pozo

Establecer un potencial mximo razonable de

produccin por estimulacin

Sch

lum

berg

er P

rivate


Flowing Wellhead

Pressure

Gas Sales

Horizontal Flowline

Separator

Stock Tank

Vertical or

Inclined Tubing

Intake Flow through reservoir

Pr, K, IPR

El sistema total de produccin

Sch

lum

berg

er P

rivate


El caudal de produccin basicamente est

determinado por tres sistemas :

1. El yacimiento - su capacidad a entregar sus fluidos : Inflow Performance.

2. La Terminacin - disparos, empaque de grava, estimulacin, etc.

3. La arquitectura - tubos, estrangulador, vlvulas de seguridad subterrneas, levantamiento artificial, etc.

Comportamiento del pozo

Sch

lum

berg

er P

rivate


a Pwh = 150 psi

b Pwh = 300 psi

c Pwh = 400 psi

c b a

1 2 3 4

Pw

f (p

sig

)

2800

2100

1400

700

0

0 2000 4000

Production (BOPD)

6000 8000

Caracterstica de la curva de produccin

(Tubing Intake)

Sch

lum

berg

er P

rivate


PWF

Disparos

Pwfs

Cemento

Revestidor

Caudal pr

Yacimiento fracturado

Pe

The inflow performance de un pozo representa la capacidad que tiene a entregar sus fluidos.

Relacin de Inflow Performance

Sch

lum

berg

er P

rivate


1 xf = 300.0

2 xf = 400.0

3 xf = 500.0

4 Unstimulated

a Pwh = 150 psi

b Pwh = 300 psi

c Pwh = 400 psi

c b a

1 2 3 4

Pw

f (p

sig

)

2800

2100

1400

700

0

0 2000 4000

Production (BOPD)

6000 8000

Operating Point

Outflow

Inflow

Modelo de Anlisis de Sistemas -

Pronstico de Produccin Momentnea

Sch

lum

berg

er P

rivate


xf = 500

xf = 400

xf = 300

Tiempo, aos

Pro

du

cci

n a

cum

ula

da

(ST

B/M

MS

CF

)

No estimulado

Produccin Acumulada

Sch

lum

berg

er P

rivate


Productos de Fracturamiento

- Fluido de Fractura

- Agente de Sostn

- Aditivos

Equipos

Costos Fijos

- Pausa en la produccin

- Obtener ms datos

Largo de la Fractura In

vers

in

Costo del Fracturamiento Hidrulico

Sch

lum

berg

er P

rivate


Ganancia

Costo

NPV

Largo de la Fractura

Net

Pre

sen

t V

alu

e

Largo de la Fractura

Net

Pre

sen

t V

alu

e

Ganancia

Costo

NPV

NPV de la Fractura = Ganancia neta del pozo

- Costo del Tratamiento

Anlisis Econmico

Sch

lum

berg

er P

rivate


Rate

Pre

ssu

re

Frac. Length

Vo

lum

e

Time

Pro

du

ctio

n

Frac. Length

Co

st Time

NP

V

Eva

luac

in

del

Res

ervo

rio

S

imu

laci

n

de

Fra

ctu

ra

El Concepto de Seleccin de Candidato

Sch

lum

berg

er P

rivate


La produccin esperada est conseguida ?

50

150

250

350

0 10 20 30 40 50 60

Time (months)

BO

PD

Series1

Esperada

Medida

Monitoreo de la Produccin

Post-Estimulacin del Pozo

Sch

lum

berg

er P

rivate


Preguntas ?

Documents

1_Seleccion de Candidatos de Fractura_AE