TRABAJO 1

ESTIMULACIÓN ÁCIDA DE ARENISCAS EN TEXAS, USA. UN CASO ESPECÍFICO.

PRESENTADO A:

ING. LUIS HUMBERTO ORDUZ

PRESENTADO POR:

MIGUEL ÁNGEL BALLESTEROS

JUAN PABLO BONILLA

TRABAJO PRESENTADO EN EL ÁREA DE ESTIMULACIÓN ÁCIDA

UNIVERSIDAD SURCOLOMBIANA

MARZO 12 - 2015

NEIVA-HUILA

CASO: DESARROLLO DE FLUIDO DE ESTIMULACIÓN EN LA ARENISCA MORROW, HUTCHISON COUNTY, TEXAS

INTRODUCCIÓN

La formación Morrow fue considerada durante mucho tiempo incapaz de producir hidrocarburos a una tasa económica. Sólo los completamientos no estimulados a una alta rata de flujo eran considerados económicos, pero estos completamientos eran muy pocos. Estos hechos bajaron las expectativas para suficiente inversion en el recobro para continuar con la perforación desarrollada.

Debido a completamientos sin éxito, los autores se reunieron para juntarse en la tarea de crear una solución. El principal problema apareció existir en la selección del fluido frac. Históricamente, los expertos en el área creyeron que debería usarse METANOL en cualquier tratamiento en Morrow. Se pensó que esto beneficiaría la zona por el contenido de arcillas. Acorde a esto, el primer intento no natural o de estimulación para completamiento usó CO2 de calidad 70 con 25% del fluido base siendo Metanol. Los resultados no fueron tan buenos como se anticipó. Tratamientos posteriores, usando espuma de CO2 a base de metanol también fueron pobres.

Los autores luego decidieron usar nuevos datos de núcleos de pared para determinar cuál fluido frac debería ser usado. Los datos SEM (Scanning Electron Microscope) indicaron que los materiales de arcillas que fueron reportados en datos previos de difracción de rayos x no fueron localizados en los espacios porosos. También, las arcillas en el espacio poroso eran de la naturaleza que podía responder bien a un fluido frac de bajo pH. También responden bien a bajos niveles de ácido fluorhídrico (HF). El CO2 fue considerado como la mejor opción como fase gaseosa debido a sus diversas propiedades.

Estudios posteriores se enfocaron en la colocación del propante. Un diseño 3D del estado del arte y un sistema de análisis fue utilizado. Esta herramienta indicó que la convección estaba causando un pobre asentamiento del propante en la fractura hidráulica. La preparación del propante fue cambiada para obtener mejores resultados.

Además, estudios más a fondo con el sistema de fractura hidráulico 3D revelaron que los esfuerzos in la zona permitieron el uso de una mayor cantidad de propantes menos costosos. Valores más altos de permeabilidad se buscaron para permitir el máximo desempeño del pozo. Como compromiso con el costo, un pozo fue estimulado usando un sistema monofásico (en superficie) y no tuvo éxito. Resultados subsecuentes claramente indicaron que un fluido frac con base CO2 de calidad 70 con 3% de HCl es el fluido correcto.

Estudios posteriores mostraron que la distribución del propante, el crecimiento vertical de la fractura y el desempeño del pozo son controlados por la distribución de las arenas y arcillas Morrow, y la permeabilidad de la arena. Este fluido frac toma clara ventaja de estos aspectos del yacimiento mediante la ubicación de un paquete propante limpio y altamente conductivo en la formación.

ANTECEDENTES

Los completamientos iniciales fueron naturales con altas ratas de flujo en la cresta de la estructura. En el flanco, la zona necesitaba estimulación. Intentos iniciales de estimular consistieron en el rompimiento de la zona usando diésel seguido de espuma frac de 25% CO2 con base Metanol. Este tratamiento conllevó a un incremento de 6.67 veces. La rata final no fue considerada adecuada debido a las ratas observadas de los completamientos naturales previos.

Datos de núcleos de pared iniciales indicaron la existencia de arcillas en Morrow descritas como de tipo hinchable. Altos niveles de Clorita se encontraron. Por esta razón, el Metanol fue considerado como necesario por algunos autores para reducir la cantidad de agua agregada a la formación y así mejorar la limpieza del fluido frac.

Los siguientes dos tratamientos de frac hidráulico usaron un fluido base Metanol 100% como fase continua de la espuma frac de CO2. Los resultados de nuevo estuvieron por debajo de lo esperado.

Resumiendo, se encontraron 5 problemas a tratar y solucionar:

Incrementar las ratas de flujo de la matriz. La abundancia de finos. Arena de formación friable. Mantener la fijación del propante hasta el fondo de la fractura. Mantener la fractura contenida en la zona.

DESARROLLO DEL FLUIDO FRAC

De datos de flujo en nuevos núcleos de pared tomados de West Turkey Track (WTT) #20, los autores descubrieron que el ácido HCl incrementó las ratas de flujo. Los datos SEM (Scanning Electron Microscope) revelaron que la Clorita no estaba presente en los espacios porosos, pero la Kaolinita y la Ilita residían allí. Entonces, los autores decidieron usar 7 ½% Fe HCl como fluido rompedor y 3% de HCl como la base del fluido frac. Esto debido a la presencia de arcillas cambiantes consideradas estabilizables en sistemas de bajo pH.

La dimensión añadida de tener la posibilidad de un fragmento de Illita insoluble agregado al efluente de recobro manifestó un aumento del fluido frac. Esto conllevó a la adición de 0.15 a 0.25 % de HF como complemento del sistema de fluido frac. Este componente se agrega en el camino como una sal de amonio estable en el primer 25% del fluido frac.

Este 3% de HCl+0.15% HF de fluido base es usado como descarga del tratamiendo de ácido rompedor 7 ½ % Fe HCl.

El fluido frac es llamado WTTFoam, el cual consiste de espuma con calidad de 75 a 60 de CO2 con el fluido base diendo 3% HCl más 0.15 a 0.25 % HF. La base de agua fresca es gelificada con un gel guar doble #40. Un sistema de ácido de concentración 28% HCl es llevado en la unidad de bombeo de la espuma y bombeado en el camino hacia la línea de frac para disminuir el tiempo de residencia de manera que no se le permita al ácido romper el gel prematuramente. Un aditivo de pérdida de fluido se agrega durante el primer 33% del tratamiento. La fase gaseosa CO2 es usualmente calentada hasta 100°F.

SELECCIÓN DEL PROPANTE

Para evitar el cierre y el moldeo alrededor de la arena frac en la zona suave, friable; se usó arena frac de tamaño grande para la capacidad máxima de arrastre del fluido frac. En las últimas etapas de la arena frac se agregó un propante el cual estaba recubierto con una resina curable por dos razones: 1) Para evitar el flujo contrario del propante durante la limpieza y 2) Proporcionar una superficie uniforme consolidada para las zonas friables para su cierre durante el flujo contrario y mantener la fractura inducida abierta.

Estas resinas están diseñadas para enlazarse en la fractura para consolidar el empaque y prevenir el flowback o contraflujo.

Otros pozos (WTT #24 a 27) usaron propantes menos costosos (Brady Vs Ottawa). Estos resultados indicaron un mejoramiento significativo sobre tratamientos pasados y un ahorro de costos de 8%.

CONCLUSIONES

Un fluido frac no ortodoxo fue desarrollado usando datos de SEM y de flujo. Sólo los datos de Difracción de Rayos X pueden falsamente condenar la selección de un fluido. Esta aplicación pude notarse in fluidos espumosos más fácilmente que en fluidos no espumosos, debido a la fase discontinua y/o falta de fluido.

Altas calidades iniciales en la espuma son necesarias para reducir la convección. Flujo bifásico puede ayudar a resolver este problema también.

Perforaciones selectivas pueden ser usadas para enfocar una única fractura hidráulica en el espesor neto productivo. Pequeñas diferencias de Tortuosidad cercana al pozo puede contribuir a este beneficio.

Disminuir los porcentajes de “pad” (fluido para iniciar el fracturamiento hidráulico sin propante) ayuda a combatir la convección y el crecimiento vertical de la fractura en sistemas de espumas.

Si los esfuerzos lo permiten, ubicar propantes menos costosos en mayor abundancia en una fractura hidráulica incrementará las ratas de flujo y promoverá un valor presente neto (NPV) más alto para el pozo.