EXPERIENCIA ACUMULADAS EN LA COMPLETACIÓN Y

EXPERIENCIA ACUMULADAS
EN LA COMPLETACIÓN Y
FRACTURAS DE POZOS
Jornada de Perforación, Terminación, Reparación y Servicio de Pozos
Neuquén, 15 de noviembre 2006
“For External Distribution. © 2005 Halliburton. All Rights Reserved.”
EXPERIENCIAS ACUMULADAS EN
COMPLETACIÓN Y FRACTURA DE POZOS.
AGENDA
•
DEVOLUCIÓN DE “PROPPANT”: REMEDIACIÓN
•
DESARROLLO DE FORMACIONES TIGHT.
•
FRACTURA CON COILED TUBING (COBRAMAX)
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DEVOLUCIÓN DE PROPPANT: REMEDIACIÓN
PROBLEMAS QUE PRESENTA LA PRODUCCIÓN
DE PROPPANT
• Disminución de la producción
• Intervención de limpieza de pozos
• Potencial rotura de equipo de bombeo (ESP) e
instalaciones de superficie.
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DEVOLUCIÓN DE PROPPANT: REMEDIACIÓN
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.
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DEVOLUCIÓN DE PROPPANT: REMEDIACIÓN
TECNICAS DE COLOCACIÓN DE LAS RESINAS
• Bullheading
• Cañería con packer
• Coiled Tubing
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DEVOLUCIÓN DE PROPPANT: REMEDIACIÓN
NUEVO MÉTODO DE TRATAMIENTO
“SISTEMA DE CONSOLIDACIÓN + NUEVA TÉCNICA
DE APLICACIÓN (COILED TUBING Y/O PACKER CON CAÑO
DE COLA + HERRAMIENTA DE PULSO DE PRESIÓN)”
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DEVOLUCIÓN DE PROPPANT: REMEDIACIÓN
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 de
sostén en la fractura
•
No requieren catalizador
•
El tiempo de curado es lento, lo que permite su colocación
en forma adecuada.
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DEVOLUCIÓN DE PROPPANT: REMEDIACIÓN
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 que
recubre el agente de sostén consolidando sus granos.
•
Separador: minimiza la contaminación de fluidos.
•
Postflujo: remueve el exceso de resina en los poros.
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DEVOLUCIÓN DE PROPPANT: REMEDIACIÓN
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.
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DEVOLUCIÓN DE PROPPANT: REMEDIACIÓN
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DEVOLUCIÓN DE PROPPANT: REMEDIACIÓN
Disposición de equipos de bombeo
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DEVOLUCIÓN DE PROPPANT: REMEDIACIÓN
EXPERIENCIAS LOCALES
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DEVOLUCIÓN DE PROPPANT:
REMEDIACIÓN
EXPERIENCIAS LOCALES : RESULTADOS
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DESARROLLO DE FORMACIONES TIGHT
AGENDA
• Halliburton líder en desarrollo de Tight Sand
• Lecciones Aprendidas
• Implementación de soluciones
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DESARROLLO DE FORMACIONES TIGHT
Cuales son las claves para producir las
reservas ?
• Proceso Sigma
●
●
●
●
●
●
Log análisis
Caracterización de reservorio
Selección de intervalo a punzar y fracturar
Análisis Económico
Ejecución de fractura
Evaluación de producción
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DESARROLLO DE FORMACIONES TIGHT
Log Analysis Model
And Validation
Core Based Net
Pay Definition
Geologic Area of Interest Structure
Design Completions
Evaluate Well Performance
Estimate Reservoir Potential
Log Analysis Model with Core Data
History Match Frac Treatment
Casing Pressure (psi)
Proppant Concentration (lb/gal)
A Slurry Rate (bpm)
C GOHFER Bottom Hole Pressure (psi)
A GOHFER Slurry Rate (bpm)
A
GOHFER Surface Pressure (psi)
12000
20000
1
B
A
B
B
25
C
12
2
17500
10000
20
15000
8000
10000
7500
5000
2500
-
-
0.2
0.1
0.08
0.06
0.04
0.02
0.01
0.008
0.006
0.004
Core Wells Cumulative Frequency
0.002
-
-
0.2
Cumulative Fractional Storage(PhiH) / Flow Capacity(KgH)
0.1
0.08
0.06
Champlin 44A-1 (Core Data)
Almond Formation
0.04
0.02
0.01
0.008
0.006
0.004
0.002
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
_3
0.1
Pore Pressure Model
Vs Measured Pore Pressure
0.01
0
0.02
0.04
0.06
0.08
0.1
0.12
0.14
0.16
0.18
Porosity %
Series3
Series4
8000
Calibrated Petrophysical Model
Cumulative Frequency
7000
6000
Cumulative Fractional Storage(PhiH) / Flow Capacity(KgH)
Champlin 445-1A (Log Data)
Almond Formation
Proppant Selection
PERMEABILITY - DARCIES
1000
10000
1000
Stim-La b
Inc.
P redKD99
100
10
Stim-La b Inc.
P redKD99
100
1
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
0
2000
4000
CLOS URE S TRESS - PS I
CONDUCTIVITY (md-ft)
PERMEABILITY (Darcies)
Closure Stress
psi
20/40PR6000
0.9lb/sqft-210°F
20/40INTERPROP
0.9lb/sqft-210°F
20/40SIN BAUX
0.9lb/sqft-210°F
20/40PR6000
0.9lb/sqft-210°F
Closure Stress
psi
20/40PR6000
0.9lb/sqft-210°F
20/40INTERPROP
0.9lb/sqft-210°F
20/40SIN BAUX
0.9lb/sqft-210°F
20/40PR6000
0.9lb/sqft-210°F
2000
4000
6000
8000
10000
12000
927
670
390
176
76
1242
1056
785
588
445
308
1320
1106
925
701
480
323
927
670
390
176
76
2000
4000
6000
8000
10000
12000
111
84
51
24
11
173
151
115
88
68
49
189
163
141
110
78
54
111
84
51
24
11
0.661
0.662
0.662
0.661
Media n Dia m. (mm)
Stimulation Design
Job Size NPV
9500
10000
10500
11000
11500
12000
12500
13000
1,400
0.1
0
0.02
0.04
0.06
0.08
0.1
0.12
0.14
0.16
0.18
0.2
Porosity %
Cumulative Fractional Storage
Cumulative Frational Flow Capacity
Summary– Total Well Production
Job Zone Scenario Top
Number Number
MD
ft
8
18
1
8943
7
14
1 10156
6
12
1 10262
5
10
1 10317
4
8
1 10352
3
6
1 10414
2
4
1 10444
1
2
1 10493
Total
Bottom Treatment Proppant Skin Fracture AvgProp Fracture
MD Volume Amount
Length Conc Conductivity
ft
gal
lb
ft
lb/ft²
md*ft
8978 70922 216676 N/A
539
0.80
27
10165
0
0 N/A
0
0.00
0
10285 37496 79510 N/A
523
0.77
25
10322 40592 85191 N/A
296
0.34
4
10361
0
0 N/A
0
0.00
0
10420 24372 61934 N/A
157
0.87
34
10459 24232
2208 N/A
112
0.30
3
10504 31890 21236 N/A
272
0.58
14
Qi
Linf
ft
Mscf/day
98.1
369
0.0
2
189.7
420
40.5
47
0.0
5
156.9
62
31.5
75
34.4
298
1279
Qw
bpd
4.3
0.1
2.7
0.3
0.2
0.6
0.7
2.6
11.4
Reduce $/BOE
1,200
Discounted Cash Flow
Estimated Rock Properties
Vs Measured Rock Properties
12000
0.9lb/s qft 20/40INTERP ROP 210°F
0.9lb/s qft 20/40P R6000210°F
Job Size Determination
9000
10000
0.9lb/s qft 20/40PR6000210°F
0.9lb/s qft 20/40SIN BAUX210°F
4000
8500
8000
0.9lb/s qft 20/40INTERPROP 210°F
0.9lb/s qft 20/40PR6000210°F
5000
0.01
6000
CLOSURE S TRES S - PSI
0.9lb/sqft 20/40P R6000210°F
0.9lb/sqft 20/40S IN BAUX210°F
1
Cumulative Fractional Storage / Flow Capacity
PERMEABILITY VS. CLOS URE STRES S
100000
10
8
15
6000
6
10
4000
4
5
2000
0
07:52
07:54
4/2/2003
07:56
07:58
08:00
08:02
08:04
Time
Customer:
BP America
Well Description: Five Mile #19-3 Stg 1
Job Date: 02-Apr-2003
UWI:
4903725293
0
08:06
2
0
4/2/2003
T icket #: 237223
StimWin v4.7.0a
23-Apr-03 09:25
Production Log Analysis
Lithology
Depth
GR
Coal
Net Pay
Shale
Rugose Hole
Sandstone
Porosity
0.25
0
0
QGSC
10
MF/D
1500
Gas
1
Perm to Gas
BVW
5 0.25
NPay
0
GPay
-4
V/V
KG_C
0 0.001
PHIE
0.25
Flow Profile
DFIT Perm
0 0.0010
COREPHI(N/A)
0.25
BHF
4
Permeabili ty
Core_Por(N/A)
GPAY
0.000GAPI 300
4
0
Water
Gas
Almond
10100
MA 1
10200
10300
10400
Production History Match !!!!
Estimated Production Profile
Predicted Gas Production
Historical Gas Production
2
1,000
Gas Production (Mscf/day)
Cumulative Fractional Storage / Flow Capacity
1
9756.75 9790.75 9831.75 9873.75 9888.75 9912.75 9923.75 9969.75 10009.... 10073.... 10100.... 10114.... 10177.... 10189....
CONDUCTIVITY VS. CLOSURE STRESS
CONDUCTIVITY MD-FT
Log Permeability
Injection Test Perm
“Optimize Treatment Economics”
0
“Pump the treatment as designed and prove it”
12500
800
600
400
9
8
7
6
5
4
3
200
2
0
0
180000
5
10
15
20
25
Elapsed Time (mon)
Months
150000
Refine Model
1000
StiMRIL Forecast v2.7.0 beta 3 FracproPT and GOHFER
21-Jul-03 14:52
210000
Improve Completion Efficiency
“For External Distribution. © 2005 Halliburton. All Rights Reserved.”
DESARROLLO DE FORMACIONES TIGHT
ANALISIS DE PERFILES
Grouping of OGIP
for Frac Stage
Design
9000
8000
7000
3.5
6000
5000
3
4000
3000
2000
2.5
1000
0
2
1.5
1
0.5
0
0
0.5
1
1.5
2
2.5
3
3.5
4
“For External Distribution. © 2005 Halliburton. All Rights Reserved.”
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
core permeability
1.000
0.100
0.010
0.001
0.00
0.02
0.04
0.06
0.08
0.10
0.12
0.14
0.16
core porosity, routine
“For External Distribution. © 2005 Halliburton. All Rights Reserved.”
DESARROLLO DE FORMACIONES TIGHT
1 6 0 .2
O HMM
200
( N /A )
1 .0 0 0 .2
V /V
0 0 .3
P H IE
1
V /V
Y e llo w
2000
V /V
PER F S
0 0
PER M
u n kn
W a te r
PA Y
10 0
3 0 .0 0 1
MD
3
10
PER M 2
O ld P e r f
0
0 .0 0 1
PER F S
Gas
0
Average Log Properties
Y e llo w
10
Job
Number
PO R E
u n kn
3
3000
7000
1024 - MS
Zone
Numbe Zone Name
r
Z O NE_ C
1 .0 0 0
3 0 0 0
1 8 .0 0 0
To p e 1 0 B
6
0
5
0
4
0
3 Job
0
2Number
0
1
0
0 6
0
5
Avg All Pay
Avg Selected
4
Sum All Pay
3
Sum Selected
3 0 5 0
3 1 0 0
To p e 9 A
3 1 5 0
To p e 8 A
N e t P re se nt V a lue
In te rna l R a te of R e turn
A
2300000
3 2 0 0
S 6 a
F 8
S 6 b
2000000
1900000
3 3 0 0
1700000
0
A
1450000
1400000
1350000
100
Top
MD
1250000
1200000
1150000
1100000
1050000
m
3219
3278
3356
3411
3461
3543
I nc re m e nta l R O I
1
1
1
1
1
150
200
φe
φ eH
Sw
B
B
14
3341
3400
3219
3451
3219
3511
3600
12
10
8
6
250
300
0
Inc re me nta l R O I
B
B
10
500
8
450
6
2
350
300
250
200
100
200
300
-2
500
400
150
700
600
A
5250000
500
5000000
60
60
400
300
N e t P re s e nt V a lue
Inte rna l R a te of R e turn
1437399
2210946
14809800
1000
1000
4750000
100
E ffe c tiv e F ra c tu re Le ngth (m )
400
0
200
-2
350
A c tu a l\ D e s ig n S c e n a rio
4
4500000
4250000
4000000
A
C
29.4
32.6
Inc re me nta l R O I
B
97724
198325
1168457
3750000
3500000
KgH
md
md*ft
0.0800
7.45
0.0000
0.00
0.0378
4.17
0.0000
0.00
0.0337
2.92
0.0000
0.00
0.131
7.80
0.0107
0.08
0.0535
3.39
Qw
0.0416
0.63
0.0727
6.97
bpd
0.103
34.86
0.196 0.0
9.44
0.0237
2.48
0.06430.0
0.06430.0
32.69
0.0 32.69
C
550
C
800
4
2
Kg
m
%
m
%
28.4 0.0 20.54
5.83 27.60
6.7 0.0 23.24
1.56 24.50
33.6 0.0 11.64
3.91 43.88
0.7 0.0 24.44
0.17 30.29
26.4 0.0
9.35
2.47 44.30
1.7 0.0 12.38
0.21 52.08
18.1 0.0
13.83 Effective2.50 39.38
Fracture
2.3 0.0 16.25
0.37 32.25
NPV
19.3 Conductivity
0.0 10.28 Fracture1.98 Q37.78
i
4.6 0.0 11.36
0.52 42.51
E ffe c tiv e F ra c tu re Le ngth (m) Length
29.2 0.0 10.47
3.06 37.00
US103.2
Dollar 0.0md*ft12.80 m 13.21scm/day
38.02
14.7 0.0 1000
11.02
1.62 414105
33.71
5220757
66.9
31.8 0.0
8.06
2.56 38.35
105 2617662
1000
44.9
175194
12.75
38.39
12.75
38.39
75 1643721
1000
30.9
94671
3600
155.0
19.76
45
1679315
1000
29.5
188438
3600
155.0
19.76
A
C
Summary – Total Well Production
1300000
0
50
S t iM R IL F o re c a s t v 2.8.1
08-Ju n -06 17:16
m
3257
3278
3341
3356
3400
3411
3451
Fracture
3461
Length
3511
3543
3600
m
3778
3799
120
3900
N e t P re se nt V a lue
Inte rna l R a te of R e turn
Internal Rate of Return (%)
Net Present Value (US D
1800000
m
3219
3257
3278
3341
3356
3401
3411
Bottom
3451
MD
3461
3511
3543
m
3601
3778
3257
3799
Incremental ROI
2
1
Total
SF 57 a
S 5 b
9
7
5
3
1
2100000
3 2 5 0
3 3 5 0
SF 46 a
A
C
2200000
T o p e P R m e d io
To p e 6 B
11
11
12
12
9
9
10
10
7
7
8
8
5 Scenario
5
Zone
6
6
Number
3
3
4
4
1
1
2
2
E co n o m ic F o re cast
14 1
1114
15
15
Top Bottom Pay Initial
MD
MD Length Skin
0.0
0.0
B
50
40
C
1000
900
800
700
30
20
3250000
10
H A L L IB U R T O N
600
500
400
300
200
3000000
To p e 6 A
2750000
0
10
20
30
40
50
60
70
0
100
E ffe c tiv e F ra c tu re Le ngth (m)
T o3Sp4 4e0 b50 C
S 3 a
N e t P re se nt V a lue
Inte rna l R a te of R e turn
A
1450000
To p e 5 B
A
C
Inc re me nta l R O I
B
S 2 a
To p e 5 A
3 5 0 0
T oSp 2e b4 C
C
550
1400000
500
8
F 5
3S4 35 b0
B
10
1350000
450
6
1300000
1250000
4
1200000
2
1150000
400
350
300
250
0
1100000
SF 14 a
T o3 p5 e5 40 B
To p e 4 A
3S6 10 b0
F 3
To p e 3 C
3 6 5 0
200
1050000
0
100
200
300
400
-2
500
150
E ffe c tiv e F ra c tu re Le ngth (m)
“For External Distribution. © 2005 Halliburton. All Rights Reserved.”
Internal Rate of Return(%)
0 1
Pe r m 3 ( N /A )
0 .0 0 1
P H IS W
Tra c k7
Tra c k4
M D
0
Incremental ROI
V /V
V /V
Internal Rate of Return (%)
IN
PU
2 0 0 0 .3
D e p th
P H IE
1 .0 0 0 .3
P H IX
Re s S (RX O )
HFRA C
0 .0 0 0
P H IS
V /V
Incremental ROI
6
O HMM
Tra c k6
V SH
0 0 .0 0 0
Net Present Value (USDollar)
0 0 .2
V /V
Internal Rate of Return (%)
MV
RD
C A L I( C A L )
Tra c k5
P H IE
2 0 0 0 .3
Incremental ROI
SP
-1 00
P o r o s it y
H L L S ( N /A )
2 0 0 0 .2
Net Present Value (US Dollar)
R e s is t iv it y
GR
G A PI
Net Present Value (US Dollar)
C o r r e la t io n
0
DESARROLLO DE FORMACIONES TIGHT
EJECUCION DE LA FRACTURAS
Procedimiento DFIT
Analysis
AnalysisEvents
Events
LFTF
LFTF BHCP
BHCP
2
Bottom Hole Calc Pressure (psi)
Bottom Hole Calc Pressure (psi)
12500
12500
–
–
–
–
–
A
13000
Uso de una simple salmuera
Bajos caudales de bombeo
Pequeños volumenes de fluido
Registrar la declinación de presión
Step rate down test
Bottom Hole Calc Pressure (psi)
Smoothed Pressure (psi)
1st Derivative (psi)
G*dP/dG (psi)
A
A
E
E
Time BHCP
1
1
Closure
11.38
12228
SP
DP
FE
DT
12230 430.2 85.84 99.62
(18, 939.4)
E
1000
900
120
120
0.26 11674
of Pseudolinear Flow
2 End
0.26 11674
End of Pseudolinear Flow
1 Start of Pseudolinear Flow 0.32 11746
1 Start of Pseudolinear Flow 0.32 11746
12250
12250
12000
12000
(m = 1308)
(m = 1308)
11750
11750
11500
11500
11250
11250
Results
Results
Pore Pressure
11,330 psi
2
11000
11000
0.0
0.0
0.1
0.1
0.2
0.2
2
1
Reservoir Pressure = 11330.66 psi
Reservoir Pressure = 11330.66 psi
Start of Pseudo Linear Time = 345.88 min
Start of Pseudo Linear Time = 345.88 min
End of Pseudo Linear Time = 553.41 min
End of Pseudo Linear Time = 553.41 min
1
0.3
0.3
0.4
0.4
0.5
0.5
0.6
0.6
Linear
LinearFlow
FlowTime
TimeFunction
Function
0.7
0.7
0.8
0.8
0.9
0.9
1.0
1.0
Gertsma-deKlerk
Gertsma-deKlerk
100
100
12800
800
12600
80
80
600
12400
500
Y(n)
Y(n)
700
60
60
(m = 52.21)
12200
400
40
40
300
12000
200
20
20
11800
100
11600
(0.002,
(Y
= 0) 0)
0
5
10
15
G(Time)
20
25
30
00
0.0
0.0
0.1
0.1
0.2
0.2
0.3
0.3
0.4
0.4
0.5
0.5
X(n)
X(n)**1.0E08
1.0E08
0.6
0.6
0.7
0.7
0.8
0.8
0.9
0.9
1.0
1.0
“For External Distribution. © 2005 Halliburton. All Rights Reserved.”
DESARROLLO DE FORMACIONES TIGHT
SEGUIMIENTO
Cum vs Time
Rate vs Time
120
Cumulative gas production, MMscf
2500
2000
1500
1000
500
100
80
60
40
20
0
0
20
40
60
80
100
0
120
20
Xf or Rf, ft:
wl, in:
Cl, ft/min^0.5:
ef, %:
Kr, md:
GeertsmadeKlerk
31
0.026
0.00114
85.97
0.005
40
60
80
100
120
Time, day
Pore Pressure
11,330 psi
Time, day
Estimated Production Profile
Negative Net Present Value
Predicted Gas Production
Cumulative Gas Production
A
A Positive Net Present Value
B Historical Gas Production
C
A
B
3
B
C
3
2
2
2
• Validación de K y Ps
8
7
6
5
4
1000
3
9
8
2
7
6
1000009
Gas Production (Mscf/day)
•Match de historia de
producción
1000000
10000009
9
8
7
6
5
4
3
2
5
8
7
100000
6
•Recalibrar los simuladores
4
5
Cumulative Gas Production (Mscf)
0
Net Present Value (US Dollar)
Average gas production rate, Mscf/D
3000
9
8
4
7
3
3
0
10
20
30
40
6
50
Elapsed Time (mon)
StiMRIL Forecast v2.8.1 Actual\Design Scenario
23-Jan-06 10:15
“For External Distribution. © 2005 Halliburton. All Rights Reserved.”
DESARROLLO DE FORMACIONES TIGHT
LECCIONES APRENDIDAS
– Evitar cerrar el pozo o etapas de fractura por un
largo 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 Net
Pay estimado
“For External Distribution. © 2005 Halliburton. All Rights Reserved.”
DESARROLLO DE FORMACIONES TIGHT
IMPLEMENTACION DE SOLUCIONES
Hydra-Jet Perforations
& Initiate Fracture
Pump Frac Treatment
Down Annulus
Pack Perforations
Reverse while Washing
Down to next Target
Hydra-Jet Perforations
& Initiate Fracture
“For External Distribution. © 2005 Halliburton. All Rights Reserved.”
DESARROLLO DE FORMACIONES TIGHT
IMPLEMENTACION DE SOLUCIONES
“For External Distribution. © 2005 Halliburton. All Rights Reserved.”
®
CobraMax
Estimulación Hidráulica de
múltiples intervalos con
Coiled Tubing
“For External Distribution. © 2005 Halliburton. All Rights Reserved.”
Proceso
Hydra-Jet Perforations
& Initiate Fracture
Pump Frac Treatment
Down Annulus
®
CobraMax
Pack Perforations
Reverse while Washing
Down to next Target
Hydra-Jet Perforations
& Initiate Fracture
“For External Distribution. © 2005 Halliburton. All Rights Reserved.”
®
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
“For External Distribution. © 2005 Halliburton. All Rights Reserved.”
®
CobraMax
•
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
“For External Distribution. © 2005 Halliburton. All Rights Reserved.”
Máxima Conductividad
• Perforaciones o ranuras Hydrajetted
• Reducidos problemas de entrada
(Near-Wellbore) a la fractura
• Bajo retorno de agente sostén
• Altas concentración de agente
sostén en las perforaciones
“For External Distribution. © 2005 Halliburton. All Rights Reserved.”
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
“For External Distribution. © 2005 Halliburton. All Rights Reserved.”
®
CobraMax
en Argentina
“For External Distribution. © 2005 Halliburton. All Rights Reserved.”
Registro - CobraMax®
2100 m
A
10000
CT Pressure (psi)
Annulus Pressure(bpm)
A Annulus Pressure (psi)
B Slurry Proppant Conc (lb/gal)
A CT Rate (bpm)
C Bottomhole Proppant Conc (lb/gal)
B
C
B
20
C
20
18
18
8000
16
16
7000
14
14
6000
12
12
5000
10
10
4000
8
8
3000
6
6
2000
4
4
1000
2
2
0
0
Corte de casing
Fractura Hidráulica
9000
0
16:00
10/17/2006
16:10
16:20
16:30
Time
Pan American Energy
PO-960 (4) - 2088.5 m
DeltaFrac 200
210 sks Arena 20/40
16:40
16:50
17:00
10/17/2006
HA LLIB UR T O N
TGVersion G3.2.2
25-Oct-06 19:35
“For External Distribution. © 2005 Halliburton. All Rights Reserved.”
Lost Hills
• Se evaluaron 36 pozos bajo tres metodologías y dos
compañías 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)
“For External Distribution. © 2005 Halliburton. All Rights Reserved.”
Lost Hills
P&P
“For External Distribution. © 2005 Halliburton. All Rights Reserved.”
Lost Hills
3 Wells
7 Wells
18 Wells
18 Wells
26.2%
37.6%
8 Wells
Competitor P&P
“For External Distribution. © 2005 Halliburton. All Rights Reserved.”
®
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
“For External Distribution. © 2005 Halliburton. All Rights Reserved.”
FIN
PREGUNTAS?
“For External Distribution. © 2005 Halliburton. All Rights Reserved.”