Buenos Aires, 7 al 10 de agosto de 2012 - IAPG · 2012. 9. 6. · Buenos Aires, 7 al 10 de agosto...
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Buenos Aires, 7 al 10 de agosto de 2012
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Análisis y optimización de los fracturamientos
hidráulicos y del proceso de terminación basado en
la respuesta de producción en la cuenca no
convencional de Eagle Ford.
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Sergio Centurion.
Completion Engineering Advisor.
Reservoir Solution Team - South Texas Area – USA. Baker Hughes Inc
Objetivo de la Presentacion.
• Mostrar y compartir la información de los trabajos hechos en esta
formación.
Agenda.
• Conocimiento del reservorio.
• Desarrollo de la cuenca.
• Análisis de los parámetros de la terminación y fracturamiento hidráulicos.
• Conclusiones.
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Aunque los operadoras y las compañías de servicio han trabajado para lograr un
mejor entendimiento de esta cuenca y su desarrollo, incertidumbre existe en todos
los aspectos dentro de los procesos de perforación y terminación.
Las siguientes preguntas se presentan en forma frecuente:
• Cual es la longitud optima de una etapa de terminación?
• Cuantos set de agujeros por etapa son necesarios?
• Cual es la distancia optima entre cada set de agujeros?
• Cual es el tipo de fluido de fracturamiento recomendado?
• Cuantas libras y que tipo de apuntalante por etapa son necesarios?
• Cuanto es el volumen de agua que es recomendada por cada etapa?
• Cual es el óptimo esquema de bombeo para una fractura hidráulica?
• Cual es la mejor geometría de un pozo?
• Cuantas etapas de fracturamiento son necesarias para terminar un pozo?
Compartir la information para disminuir la incertidumbre es el objetivo de este
trabajo.
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Metologia.
• 224 pozos estimulados, mas de 3,500 etapas de fracturamiento hidraulicos en
Eagle Ford.
• 107 pozos fueron revisados. El resto no presentaron información pública de
producción.
• 25 pozos fueron eliminados por presentar 100% gas o por presentar cero
producción (operaciones).
• Los 82 pozos restantes fueron analizados para determinar
• Información geológica: espesor.
• Producción: 3 meses acumulada BOE. Perforación : Profundidad vertical
y desarrollada.
• Terminación : Longitud Lateral efectiva, longitud de cada etapa, numero
de etapas, clusters por etapa.
• Fracturamiento hidráulico: Volumenes de fluido y apuntalante por pozo,
caudal de bombeo promedio por pozo.
• Toda esta informacion fue encadenada con la produccion de los pozos para el
análisis. 17
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A
(azul)
A
(rojo)
B
(naranja)
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Conclusiones. • Para los parametros de profundidad vertical, profundidad desarrollada y longitud
lateral efectiva, se observa una ligera tendencia de que a mayores valores se presenta un aumento de produccion.
• Para los parametros de fracturamiento, como volumen de fluido y de agente de sosten, no se observa una tendencia que afirme que determinados valores gobiernan el resultado de produccion. Sin embargo, para los mejores 10% productores en esta área, estimulados por esta compañía de servicios: • El volumen de fluido de fracturamiento utilizado por pie de longitud lateral
efectiva esta en el rango desde 585 a 1,046 gal/ft. • El volumen de fluido de fracturamiento utilizado por pie de longitud lateral
efectiva y por pie de espesor de formación esta en el rango de 3.70 a 8.28 gal/ft/ft.
• El volumen de apuntalante utilizado por pie de longitud lateral efectiva esta en el rango desde 557 a 931 lb/ft.
• El volumen de apuntalante utilizado por pie de longitud lateral efectiva y por pie de espesor de formación esta en el rango de 4.40 a 7.52 lb/ft/ft.
• El reservorio no convencional de Eagle Ford posee una heterogeneidad muy elevada, basado esto en su composicion mineralogica y sus propiedades mecánicas. Debido a esto, las estrategias para perforar y terminar un pozo deben ser analizadas para cada área en específico. Infiriendo resultados de un área a otra puede resultar en pozos cuyas producciones no alcanzan las expectativas.
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Análisis y optimización de los fracturamientos
hidráulicos y del proceso de terminación basado en
la respuesta de producción en la cuenca no
convencional de Eagle Ford.
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Sergio Centurion.
Completion Engineering Advisor.
Reservoir Solution Team - South Texas Area – USA. Baker Hughes Inc
