CASOS DE ESTIMULACIN CIDA DE ARENISCAS EN TEXAS USA

ESTIMULACIN CIDA DE ARENISCAS EN TEXAS USAMiguel Angel Ballesteros Juan Pablo Bonilla

CASO: Desarrollo de Fluido de Estimulacin en la Arenisca Morrow, Hutchison County, TexasLa formacin Morrow fue considerada durante mucho tiempo incapaz de producir hidrocarburos a una tasa econmica. Slo los completamientos no estimulados a una alta rata de flujo eran considerados econmicos, pero estos completamientos eran muy pocos. Estos hechos bajaron las expectativas para suficiente inversion en el recobro para continuar con la perforacin desarrollada.

Criterios tenidos en cuenta para una solucin de traer la rata de produccin post-frac de un incremento de 1 a 10 veces:

1) Frac Fluid2) Proppant Placement3) Proppant Selection

Debido a completamientos sin xito, los autores se reunieron para juntarse en la tarea de crear una solucin. El principal problema apareci existir en la seleccin del fluido frac. Histricamente, los expertos en el rea creyeron que debera usarse METANOL en cualquier tratamiento en Morrow. Se pens que esto beneficiara la zona por el contenido de arcillas. Acorde a esto, el primer intento no natural o de estimulacin para completamiento us CO2 de calidad 70 con 25% del fluido base siendo Metanol. Los resultados no fueron tan buenos como se anticip (TABLA 1). Tratamientos posteriores, usando espuma de CO2 a base de metanol tambin fueron pobres.INTRODUCCIN

El CO2 fue considerado como la mejor opcin como fase gaseosa debido a sus diversas propiedades.

Resultados subsecuentes claramente indicaron que un fluido frac con base CO2 de calidad 70 con 3% de HCl es el fluido correcto.IMPORTANCIA DELA SELECCIN DEL PROPANTE.

GEOLOGAEl contacto inferior de la zona Morrow superior es una disconformidad la cual corta con los Shales inferiores de Morrow, o las capas densas de carbonatos de Chester o la caliza masiva de Mississippi. Sobre el rea rentada West Turkey Track, la inconformidad corta con las rocas inferiores de la formacin Chester. La Formacin superior Morrow contiene arena interpretada como fluvial y ha sido mojada donde se evalu. Sobre esta hay una zona suave de Shale que es rojiza, marrn y verde en color. Ocasionalmente, una marga blanca suave, delgada y adherente es vista en las muestras de la parte superior Morrow. Este podra ser una zona de suelo en clima rido, con caliche (saltpetre-nitrate bearing ground) o depsitos de playa.Todas estas arenas tienen porosidades entre 10-25%. Las arenas son de grano medio a grueso con algunos clastos hasta de tamao de cantos. Las rocas son friables con seleccin pobre. Una arcilla Kaolinita est presente en la matriz y el espacio poroso. Abundantes finos resultaron cuando las arenas fueron trituradas con los dedos.

ANTECEDENTESLos completamientos iniciales fueron naturales con altas ratas de flujo en la cresta de la estructura. En el flanco, la zona necesitaba estimulacin. Intentos iniciales de estimular consistieron en el rompimiento de la zona usando disel seguido de espuma frac de 25% CO2 con base Metanol. Este tratamiento conllev 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 ncleos de pared iniciales indicaron la existencia de arcillas en Morrow descritas como de tipo hinchable. Altos niveles de Clorita se encontraron. Por esta razn, el Metanol fue considerado como necesario por algunos autores para reducir la cantidad de agua agregada a la formacin y as mejorar la limpieza del fluido frac.Los siguientes dos tratamientos de frac hidrulico 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 formacin friable.Mantener la fijacin del propante hasta el fondo de la fractura.Mantener la fractura contenida en la zona.

DESARROLLO DEL FLUIDO FRAC

ESPACIO POROSO

Arcillas cambiantes consideradas estabilizables en sistemas de bajo pH.

CLORITA NOKAOLINITA / ILLITA SI

7 % Fe HCl Fluido Rompedor

3 % HCl base fluido frac

de 0.15 a 0.25 % de HF Complemento

Sal de amonio estable en el primer 25% NOTA:Este 3% de HCl+0.15% HF de fluido base es usado como descarga del tratamiendo de cido rompedor 7 % Fe HCl.FRAC FLUID HCl-HF

Frac Fluid WTTFOAMConsiste de espuma con calidad de 75 a 60 de CO2 con el fluido base siendo 3% HCl ms 0.15 a 0.25 % HF. La base de agua fresca es gelificada con un gel guar doble #40. Un sistema de cido de concentracin 28% HCl es llevado en la unidad de bombeo de la espuma y bombeado en el camino hacia la lnea de frac para disminuir el tiempo de residencia de manera que no se le permita al cido romper el gel prematuramente. Un aditivo de prdida de fluido se agrega durante el primer 33% del tratamiento. La fase gaseosa CO2 es usualmente calentada hasta 100F.

The primary gelling agent used in fracturing fluids is guar.

SELECCIN DEL PROPANTE

En las ltimas etapas de la arena frac se agreg un propante el cual estaba recubierto con una resina curable por dos razones: Para evitar el flujo contrario del propante durante la limpieza y Proporcionar una superficie uniforme consolidada para las zonas friables para su cierre durante el flujo contrario y mantener la fractura inducida abierta.

RESULTADOS

CONCLUSIONESUn fluido frac no ortodoxo fue desarrollado usando datos de SEM y de flujo. Slo los datos de Difraccin de Rayos X pueden falsamente condenar la seleccin de un fluido. Esta aplicacin pude notarse in fluidos espumosos ms fcilmente 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 conveccin. Flujo bifsico puede ayudar a resolver este problema tambin.Perforaciones selectivas pueden ser usadas para enfocar una nica fractura hidrulica en el espesor neto productivo. Pequeas diferencias de Turtuosidad cercana al pozo puede contribuir a este beneficio. Disminuir los porcentajes de pad (fluido para iniciar el fracturamiento hidrulico sin propante) ayuda a combatir la conveccin 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 hidrulica incrementar las ratas de flujo y promover un valor presente neto (NPV) ms alto para el pozo.