EXPERIENCIA ACUMULADAS EN LA COMPLETACIÓN Y FRACTURAS DE POZOS … NqN/ExpAcumuladasCompl.pdf · • Son sistemas de resinas líquidas cuya selección depende de la temperatura de

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EXPERIENCIA ACUMULADASEN LA COMPLETACIÓN YFRACTURAS DE POZOS

Jornada de Perforación, Terminación, Reparación y Servicio de PozosNeuquén, 15 de noviembre 2006


EXPERIENCIAS ACUMULADAS ENCOMPLETACIÓN Y FRACTURA DE POZOS.

AGENDA• DEVOLUCIÓN DE “PROPPANT”: REMEDIACIÓN

• DESARROLLO DE FORMACIONES TIGHT.

• FRACTURA CON COILED TUBING (COBRAMAX)


DEVOLUCIÓN DE PROPPANT: REMEDIACIÓN

PROBLEMAS QUE PRESENTA LA PRODUCCIÓNDE PROPPANT

• Disminución de la producción

• Intervención de limpieza de pozos

• Potencial rotura de equipo de bombeo (ESP) einstalaciones de superficie.



CONTROL DE DEVOLUCIÓN DE ARENA:

TERMINACIÓN• Diseño de fractura• Cierre Forzado• Engravados• Agente de sostén resinados• Agente modificadores de la superficie del proppant• Fibras y termoplásticos.

REMEDIACIÓN• Disminución de caudal de producción• Inyección de resinas curables.



TECNICAS DE COLOCACIÓN DE LAS RESINAS

• Bullheading

• Cañería con packer

• Coiled Tubing



NUEVO MÉTODO DE TRATAMIENTO

“SISTEMA DE CONSOLIDACIÓN + NUEVA TÉCNICADE APLICACIÓN (COILED TUBING Y/O PACKER CON CAÑODE COLA + HERRAMIENTA DE PULSO DE PRESIÓN)”



SISTEMA DE CONSOLIDACIÓN• Son sistemas de resinas líquidas cuya selección depende de

la temperatura de fondo de pozo.

• Se mezcla a la pasada y se inyecta para recubrir al agente desostén en la fractura

• No requieren catalizador

• El tiempo de curado es lento, lo que permite su colocaciónen forma adecuada.



ETAPAS EN EL PROCESO DE CONSOLIDACIÓN• Preflujo 1: limpia el petróleo residual

• Preflujo 2: lava el petróleo y agua connata

• Separador: previene un curado prematuro

• Fluido de consolidación: resinas de baja viscosidad querecubre el agente de sostén consolidando sus granos.

• Separador: minimiza la contaminación de fluidos.

• Postflujo: remueve el exceso de resina en los poros.



TRATAMIENTO TÍPICO CON CT• Limpiar cañería del CT

• Lavar el pozo con CT (gel + espumígeno + N2)

• Bombear tratamiento (Preflujos + Resinas + Postflujo)

• Desplazar el fluido de consolidación

• Sacar CT, con el anular del CT aun cerrado.

• Cerrar boca de pozo y bombear solución limpiadora del CT

• Mantener cerrado el pozo para el curado de la resina.





Disposición de equipos de bombeo



EXPERIENCIAS LOCALES


DEVOLUCIÓN DE PROPPANT:REMEDIACIÓN

EXPERIENCIAS LOCALES : RESULTADOS


DESARROLLO DE FORMACIONES TIGHTAGENDA

• Halliburton líder en desarrollo de Tight Sand

• Lecciones Aprendidas

• Implementación de soluciones


DESARROLLO DE FORMACIONES TIGHT

Cuales son las claves para producir lasreservas ?

• Proceso Sigma● Log análisis● Caracterización de reservorio● Selección de intervalo a punzar y fracturar● Análisis Económico● Ejecución de fractura● Evaluación de producción


DESARROLLO DE FORMACIONES TIGHT

Evaluate Well Performance

Estimated Production Profile

0 5 10 15 20 25

Elapsed Time (mon)

2

3

4

5

6

7

8

9

2

1000

Gas

Pro

duct

ion

(Msc

f/day

)

Predicted Gas Production Historical Gas Production

StiMRIL Forecast v2.7.0 beta 3�FracproPT and GOHFER21-Jul-03 14:52

4/2/200307:52 07:54 07:56 07:58 08:00 08:02 08:04

4/2/200308:06

Time

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000A

0

5

10

15

20

25B

0

2

4

6

8

10

12C

Casing Pressure (psi) Slurry Rate (bpm)Proppant Concentration (lb/gal) GOHFER Bottom Hole Pressure (psi)GOHFER Surface Pressure (psi) GOHFER Slurry Rate (bpm)

A BC AA B

21

Customer: BP America Job Date: 02-Apr-2003 T icket #: 237223Well Description: Five Mile #19-3 Stg 1 UWI: 4903725293

StimWin v4.7.0a23-Apr-03 09:25

History Match Frac Treatment

Production History Match !!!!

Production Log Analysis

“Pum

p th

e tr

eatm

ent a

s des

igne

d an

d pr

ove

it”

Lithology

GR

0.000 300GAPI

Coal

Shale

Sandstone

Depth

GPAY

Net Pay

Rugose Hole

BHF

0 5

NPay

4 0

GPay

-4 4

Porosity

Core_Por(N/A)

0.25 0

COREPHI(N/A)

0.25 0

PHIE

0.25 0

BVW

0.25 0

Water

Gas

Permeability

DFIT Perm

0.0010 1V/V

KG_C

0.001 1

Perm to Gas

Flow Profile

QGSC

0 1500MF/D

Gas

10100

10200

10300

10400

Almond

MA 1

Summary – Total Well Production Job

Number Zone

Number Scenario Top

MD BottomMD

TreatmentVolume

ProppantAmount

Skin FractureLength

Avg Prop Conc

Fracture Conductivity

Linf

Qi

Qw

ft ft gal lb ft lb/ft² md*ft ft Mscf/day bpd 8 18 1 8943 8978 70922 216676 N/A 539 0.80 27 98.1 369 4.3 7 14 1 10156 10165 0 0 N/A 0 0.00 0 0.0 2 0.1 6 12 1 10262 10285 37496 79510 N/A 523 0.77 25 189.7 420 2.7 5 10 1 10317 10322 40592 85191 N/A 296 0.34 4 40.5 47 0.3 4 8 1 10352 10361 0 0 N/A 0 0.00 0 0.0 5 0.2 3 6 1 10414 10420 24372 61934 N/A 157 0.87 34 156.9 62 0.6 2 4 1 10444 10459 24232 2208 N/A 112 0.30 3 31.5 75 0.7 1 2 1 10493 10504 31890 21236 N/A 272 0.58 14 34.4 298 2.6

Total 1279 11.4

Reduce $/BOE Improve Completion EfficiencyRefine Model

Core Wells Cumulative Frequency

Calibrated Petrophysical ModelCumulative Frequency

Core Based Net Pay Definition

Cumulative Fractional Storage(PhiH) / Flow Capacity(KgH)Champlin 44A-1 (Core Data)

Almond Formation

0.01

0.1

1

0 0.02 0.04 0.06 0.08 0.1 0.12 0.14 0.16 0.18

Porosity %

Cum

ulat

ive

Frac

tiona

l Sto

rage

/ Fl

ow C

apac

ity

Series3 Series4

Cumulative Fractional Storage(PhiH) / Flow Capacity(KgH)Champlin 445-1A (Log Data)

Almond Formation

0.01

0.1

1

0 0.02 0.04 0.06 0.08 0.1 0.12 0.14 0.16 0.18 0.2

Porosity %

Cum

ulat

ive

Frac

tiona

l Sto

rage

/ Fl

ow C

apac

ity

Cumulative Fractional Storage Cumulative Frational Flow Capacity

Geologic Area of Interest Structure

Log Analysis ModelAnd Validation

Log Analysis Model with Core Data

�� _3�

�� - � ��

�� - � � ��

�� - ��

�� - � ��

0.002 0.004 0.. . 0.. 0.01 0.02 0.04 0... 0.. 0.1 0.2 0.002 0.004 0... 0.. 0.01 0.02 0.04 0.. . 0. . 0.1 0.2

0.002

0.004

0.0060.0080.01

0.02

0.04

0.060.080.1

0.2

0.002

0.004

0.0060.0080.01

0.02

0.04

0.060.080.1

0.2

� ��

8500 9000 9500 10000 10500 11000 11500 12000 12500 13000

4000

5000

6000

7000

8000

Log PermeabilityInjection Test Perm

Pore Pressure ModelVs Measured Pore Pressure

Estimated Rock PropertiesVs Measured Rock Properties

Estimate Reservoir Potential

“Opt

imiz

e T

reat

men

t Eco

nom

ics”

CONDUCTIVITY (md-ft) PERMEABILITY (Darcies)

Closure Stress 20/40PR6000 20/40INTERPROP 20/40SIN BAUX 20/40PR6000 Closure Stress 20/40PR6000 20/40INTERPROP 20/40SIN BAUX 20/40PR6000psi 0.9lb/sqft-210°F 0.9lb/sqft-210°F 0.9lb/sqft-210°F 0.9lb/sqft-210°F psi 0.9lb/sqft-210°F 0.9lb/sqft-210°F 0.9lb/sqft-210°F 0.9lb/sqft-210°F

2000 927 1242 1320 927 2000 111 173 189 1114000 670 1056 1106 670 4000 84 151 163 846000 390 785 925 390 6000 51 115 141 518000 176 588 701 176 8000 24 88 110 24

10000 76 445 480 76 10000 11 68 78 1112000 308 323 12000 49 54

Media n Dia m. (mm) 0.661 0.662 0.662 0.661

CONDUCTIVITY VS. CLOSURE STRESS

100

1000

10000

100000

0 2000 4000 6000 8000 10000 12000

CLOS URE S TRESS - PS I

CO

ND

UC

TIVI

TY M

D-F

T

0.9lb/sqft 20/40P R6000210°F 0.9lb/s qft 20/40INTERPROP 210°F0.9lb/sqft 20/40S IN BAUX210°F 0.9lb/s qft 20/40PR6000210°F

Stim-La b Inc.

P redKD99

PERMEABILITY VS. CLOS URE STRES S

1

10

100

1000

0 2000 4000 6000 8000 10000 12000

CLOSURE S TRES S - PSI

PER

MEA

BIL

ITY

- D

AR

CIE

S

0.9lb/s qft 20/40PR6000210°F 0.9lb/s qft 20/40INTERP ROP 210°F0.9lb/s qft 20/40SIN BAUX210°F 0.9lb/s qft 20/40P R6000210°F

Stim-La b Inc.P redKD99

Proppant Selection

Job Size NPV

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

Months

Dis

coun

ted

Cas

h Fl

ow

150000 180000 210000

Job Size Determination

Design Completions

� ��

�� 9756.75 9790.75 9831.75 9873.75 9888.75 9912.75 9923.75 9969.75 10009.... 10073.... 10100.... 10114.... 10177.... 10189....

0

2500

5000

7500

10000

12500

15000

17500

20000

Stimulation Design


DESARROLLO DE FORMACIONES TIGHTANALISIS DE PERFILES

� � ��

� ��

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

Grouping of OGIPfor Frac StageDesign

� � ��

��

0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5


DESARROLLO DE FORMACIONES TIGHT– Relative Gas Permeability > 0.01 to 0.1 md– Porosity > 5% to 12%– Water Saturation > 35% to 60%– Pressure Gradient > 0.45 psi/ft to 0.53 psi/ft– Drainage Area :40 acres– EUR 1 to >10 BCF/well

0.001

0.010

0.100

1.000

0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10 0.12 0.14 0.16

core porosity, routine

core

per

mea

bilit

y


DESARROLLO DE FORMACIONES TIGHTC o r r e la t io n

G R

0 2 0 0G A P I

S P

- 1 0 0 0M V

C A L I( C A L )

6 1 6IN

H F R A C

0 .0 0 0 1 .0 0P U

R e s is t iv it y

H L L S ( N / A )

0 . 2 2 0 0

R D

0 . 2 2 0 0O H M M

R e s S ( R X O )

0 . 2 2 0 0O H M M

( N / A )

0 . 2 2 0 0 0

P o r o s it y

P H IE

0 . 3 0V / V

P H IS

0 . 3 0V / V

T r a c k 5

V S H

0 . 0 0 0 1 .0 0V / V

P H IX

1 0V / V

P H IE

1 0V / V

Y e llo w

T r a c k 6

P H IE

0 . 3 0V / V

P H IS W

0 . 3 0V / V

W a te r

G a s

D e p t h

M D

P E R F S

0 3u n k n

O ld P e r f

P E R F S

0 3u n k n

1 0 2 4 - M S

Z O N E _ C

1 . 0 0 0 1 8 . 0 0 0

T r a c k 4

P e r m 3 ( N / A )

0 . 0 0 1 1 0

P E R M

0 . 0 0 1 1 0M D

T r a c k 7

P A Y

0 3

Y e llo w

P E R M 2

0 . 0 0 1 1 0

P O R E

3 0 0 0 7 0 0 0

3 0 0 0

3 0 5 0

3 1 0 0

3 1 5 0

3 2 0 0

3 2 5 0

3 3 0 0

3 3 5 0

3 4 0 0

3 4 5 0

3 5 0 0

3 5 5 0

3 6 0 0

3 6 5 0

T o p e 8 A

T o p e 1 0 B

T o p e 9 A

T o p e P R m e d io

T o p e 6 B

T o p e 5 C

T o p e 6 A

T o p e 3 C

T o p e 4 A

T o p e 4 B

T o p e 4 C

T o p e 5 A

T o p e 5 B

F 3

F 4

F 5

F 6

F 7

F 8

S 1 a

S 1 b

S 2 a

S 2 b

S 3 a

S 3 b

S 4 a

S 4 b

S 5 a

S 5 b

S 6 a

S 6 b

Average Log Properties Job

Number Zone

Number

Zone Name

Top MD

BottomMD

Pay Length

InitialSkin

φe

φeH

Sw

Kg

KgH

m m m % m % md md*ft 6 11 11 3219 3257 28.4 0.0 20.54 5.83 27.60 0.0800 7.45 0 12 12 3257 3278 6.7 0.0 23.24 1.56 24.50 0.0000 0.00 5 9 9 3278 3341 33.6 0.0 11.64 3.91 43.88 0.0378 4.17 0 10 10 3341 3356 0.7 0.0 24.44 0.17 30.29 0.0000 0.00 4 7 7 3356 3400 26.4 0.0 9.35 2.47 44.30 0.0337 2.92 0 8 8 3401 3411 1.7 0.0 12.38 0.21 52.08 0.0000 0.00 3 5 5 3411 3451 18.1 0.0 13.83 2.50 39.38 0.131 7.80 0 6 6 3451 3461 2.3 0.0 16.25 0.37 32.25 0.0107 0.08 2 3 3 3461 3511 19.3 0.0 10.28 1.98 37.78 0.0535 3.39 0 4 4 3511 3543 4.6 0.0 11.36 0.52 42.51 0.0416 0.63 1 1 1 3543 3600 29.2 0.0 10.47 3.06 37.00 0.0727 6.97 0 2 2 3601 3778 103.2 0.0 12.80 13.21 38.02 0.103 34.86 0 14 14 3778 3799 14.7 0.0 11.02 1.62 33.71 0.196 9.44 0 15 15 3799 3900 31.8 0.0 8.06 2.56 38.35 0.0237 2.48

Avg All Pay 12.75 38.39 0.0643 Avg Selected 12.75 38.39 0.0643 Sum All Pay 3219 3600 155.0 19.76 32.69 Sum Selected 3219 3600 155.0 19.76 32.69

Summary – Total Well Production Job

Number Zone

NumberScenario Top

MD Bottom

MD FractureLength

NPV

Fracture Conductivity

Effective Fracture Length

Qi

Qw

m m m US Dollar md*ft m scm/day bpd 6 11 1 3219 3257 120 5220757 1000 66.9 414105 0.05 9 1 3278 3341 105 2617662 1000 44.9 175194 0.04 7 1 3356 3400 75 1643721 1000 30.9 94671 0.03 5 1 3411 3451 45 1679315 1000 29.5 188438 0.02 3 1 3461 3511 60 1437399 1000 29.4 97724 0.01 1 1 3543 3600 60 2210946 1000 32.6 198325 0.0

Total 14809800 1168457

0 100 200 300 400 500Effective Fracture Length (m)

1050000

1100000

1150000

1200000

1250000

1300000

1350000

1400000

1450000A

Net

Pre

sent

Val

ue (U

S D

olla

r)

-2

0

2

4

6

8

10B

Incr

emen

tal R

OI

150

200

250

300

350

400

450

500

550C

Inte

rnal

Rat

e of

Ret

urn

(%)

N et P resent Value Incremental ROIInternal Rate of Return

A BC

0 10 20 30 40 50 60 70

Effective Fracture Length (m)

2750000

3000000

3250000

3500000

3750000

4000000

4250000

4500000

4750000

5000000

5250000A

Net P

rese

nt V

alue

(US

Dollar)

0

10

20

30

40

50B

Incr

emen

tal R

OI

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000C

Intern

al R

ate of

Retur

n (%

)

N et P resent Value Incremental ROIInternal Rate of Return

A BC

0 100 200 300 400 500

Effective Fracture Length (m)

1050000

1100000

1150000

1200000

1250000

1300000

1350000

1400000

1450000A

Net

Pre

sent

Val

ue (U

S D

olla

r)

-2

0

2

4

6

8

10B

Incr

emen

tal R

OI

150

200

250

300

350

400

450

500

550C

Inte

rnal

Rat

e of

Ret

urn

(%)

Net P resent Value Incremental ROIInternal Rate of Return

A BC

E conom ic F orecast

0 50 10 0 1 5 0 20 0 25 0 3 0 0 35 0E ffe c tiv e F ra c tu re Le ngth (m )

1 70 0 00 0

1 80 0 00 0

1 90 0 00 0

2 00 0 00 0

2 10 0 00 0

2 20 0 00 0

2 30 0 00 0A

NetPresentValue(USD

-2

0

2

4

6

8

1 0

1 2

1 4B

Incremental ROI

1 0 0

20 0

30 0

40 0

50 0

60 0

70 0

80 0C

Internal Rate of Return (%)

N e t P re se nt V a lue Inc re m e nta l R O IInte rna l R a te of R e turn

A BC

H A L L IB U R T O NSt iM RIL Fo re c as t v 2.8.1� A c tu a l\D e s ig n S ce n ario08-Ju n -06 17:16


DESARROLLO DE FORMACIONES TIGHTEJECUCION DE LA FRACTURAS

Procedimiento DFIT– Uso de una simple salmuera– Bajos caudales de bombeo– Pequeños volumenes de fluido– Registrar la declinación de presión– Step rate down test

5 10 15 20 25 30

G(Time)

11600

11800

12000

12200

12400

12600

12800

13000A

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000E

(0.002, 0)

(m = 52.21)

(18, 939.4)

(Y = 0)

Bottom Hole Calc Pressure (psi)Smoothed Pressure (psi)1st Derivative (psi)G*dP/dG (psi)

AAEE

1

1 ClosureTime11.38

BHCP12228

SP12230

DP430.2

FE85.84

DT99.62

0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0

Linear Flow Time Function

11000

11250

11500

11750

12000

12250

12500

(m = 1308)

Bottom Hole Calc Pressure (psi)

ResultsReservoir Pressure = 11330.66 psiStart of Pseudo Linear Time = 345.88 minEnd of Pseudo Linear Time = 553.41 min12

Analysis Events

2

1End of Pseudolinear Flow

Start of Pseudolinear Flow

LFTF0.26

0.32

BHCP11674

11746

0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0

Linear Flow Time Function

11000

11250

11500

11750

12000

12250

12500

(m = 1308)

Bottom Hole Calc Pressure (psi)

ResultsReservoir Pressure = 11330.66 psiStart of Pseudo Linear Time = 345.88 minEnd of Pseudo Linear Time = 553.41 min12

Analysis Events

2

1End of Pseudolinear Flow

Start of Pseudolinear Flow

LFTF0.26

0.32

BHCP11674

11746

Pore Pressure11,330 psi

0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0

X(n) * 1.0E08

0

20

40

60

80

100

120

Y(n

)

Gertsma-deKlerk

0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0

X(n) * 1.0E08

0

20

40

60

80

100

120

Y(n

)

Gertsma-deKlerk


DESARROLLO DE FORMACIONES TIGHTSEGUIMIENTO

Pore Pressure11,330 psi

Rate vs Time

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

0 20 40 60 80 100 120

Ave

rage

gas

pro

duct

ion

rate

, Msc

f/D

Time, day

Rate vs Time

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

0 20 40 60 80 100 120

Ave

rage

gas

pro

duct

ion

rate

, Msc

f/D

Time, day

Cum vs Time

0

20

40

60

80

100

120

0 20 40 60 80 100 120

Cum

ulat

ive

gas

prod

uctio

n, M

Msc

f

Time, day

Cum vs Time

0

20

40

60

80

100

120

0 20 40 60 80 100 120

Cum

ulat

ive

gas

prod

uctio

n, M

Msc

f

Time, day

Geertsma-deKlerk

Xf or Rf, ft: 31 wl, in: 0.026 Cl, ft/min^0.5: 0.00114 ef, %: 85.97 Kr, md: 0.005

•Match de historia deproducción

• Validación de K y Ps

•Recalibrar los simuladores

Estimated Production Profile

0 10 20 30 40 50

Elapsed Time (mon)

3

4

5

6

789

2

3

4

5

6

789

2

3

100000

1000000

A

Net

Pre

sent

Val

ue (U

S D

olla

r)

3

4

5

6

7

8

9

2

3

1000

B

Gas

Pro

duct

ion

(Msc

f/day

)

6

7

8

9

2

3

4

5

6

7

8

9

2

100000

1000000

C

Cum

ulat

ive

Gas

Pro

duct

ion

(Msc

f)

Negative Net Present Value Positive Net Present ValuePredicted Gas Production Historical Gas ProductionCumulative Gas Production

A AB BC

StiMRIL Forecast v2.8.1�Actual\Design Scenario23-Jan-06 10:15


DESARROLLO DE FORMACIONES TIGHTLECCIONES APRENDIDAS

– Evitar cerrar el pozo o etapas de fractura por unlargo período de tiempo

– Minimizar las etapas de ahogo del pozo

– Minimizar los puntos de entrada a las fracturas

– Fluidos compatibles con la formación

– El tamaño de la estimulación debe reflejar el NetPay estimado


DESARROLLO DE FORMACIONES TIGHTIMPLEMENTACION DE SOLUCIONES

Reverse while WashingDown to next Target


Pack PerforationsPack Perforations Hydra-Jet Perforations& Initiate Fracture

Hydra-Jet Perforations& Initiate Fracture

Pump Frac TreatmentDown Annulus





DESARROLLO DE FORMACIONES TIGHTIMPLEMENTACION DE SOLUCIONES


CobraMax®

Estimulación Hidráulica demúltiples intervalos con

Coiled Tubing


Proceso CobraMax®



Pack PerforationsPack Perforations Hydra-Jet Perforations& Initiate Fracture







CobraMax®

• Múltiples fracturas en una sola carrera de Coiled tubing

• 1 fractura cada 2 horas

• Lectura de presión en fondo en tiempo real

• Diseño de la fractura para cada intervalo


• Mínima perdida de tiempos luego de un screen out

• Se punza con HYDRAJET– alta conductividad– bajo retorno de arena

• Caudales Máximos de fractura para 1-3/4” Coil• 3-1/2” Casing 11 bpm• 4-1/2” Casing 25 bpm• 5-1/2” Casing 36 bpm• 7” Casing 55 bpm

CobraMax®


Máxima Conductividad• Perforaciones o ranuras Hydra-

jetted

• Reducidos problemas de entrada(Near-Wellbore) a la fractura

• Bajo retorno de agente sostén

• Altas concentración de agentesostén en las perforaciones


BHA sin packer

Corrida del Coiled Tubing

Perforación con Hydrajet

Iniciación de fractura - SurgiFrac

Tratamiento de fractura por anular

Sub-desplazamiento del agente sostén

Empaquetamiento de la fractura

Re-posicionamiento del BHA

Limpieza del exceso de agente sostén

Punzar el próximo intervalo

Lavado final del pozo


CobraMax® en Argentina


10/17/200616:00 16:10 16:20 16:30 16:40 16:50

10/17/200617:00

Time

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000A

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20B

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20C

CT Pressure (psi) Annulus Pressure (psi) CT Rate (bpm)Annulus Pressure(bpm) Slurry Proppant Conc (lb/gal) Bottomhole Proppant Conc (lb/gal)

A A BB C C

Corte de casing

Fractura Hidráulica

Pan American Energy DeltaFrac 200 PO-960 (4) - 2088.5 m 210 sks Arena 20/40

HA LLIB UR TO NTG Version G3.2.225-Oct-06 19:35

Registro - CobraMax®

2100 m


Lost Hills

• Se evaluaron 36 pozos bajo tres metodologías y doscompañías de servicios:– Punzado y Tapones (P&P)– CobraJet Frac– Cobra Max

• Criterios de evaluación fueron:– Seguridad– Performance a largo plazo (6 meses) (Costo Total por

bbl de producción)


Lost Hills

P&P


Lost Hills

Competitor P&P

18 Wells18 Wells

7 Wells

3 Wells

8 Wells

37.6%26.2%


Por que aplicar CobraMax®

• Múltiples fracturas en 24 horas

• Mayor selectividad de los intervalos a fracturar

• Optimización de los diseños de fracturas

• Mayor conductividad (Screen Out)

• Bajo retorno de arena

• Permite trabajar en pozos vivos


FIN

PREGUNTAS?

Documents

EXPERIENCIA ACUMULADAS EN LA COMPLETACIÓN Y FRACTURAS DE POZOS … NqN/ExpAcumuladasCompl.pdf · • Son sistemas de resinas líquidas cuya selección depende de la temperatura de