FRACTURAMIENTO EN FORMACIONES DEL TERCIARIO

FRACTURAMIENTO EN FORMACIONES DE ALTA PERMEABILIDAD

FRACTURAMIENTO EN FORMACIONES DE ALTA PERMEABILIDAD

• POR QUE FRACTURAR EN ALTA PERMEALIDAD?

• Alto daño causado por pérdidas de fluidos de perforación y terminación.

• Aproximadamente 70% de las reservas mundiales de Petróleo y Gas están contenidas en reservorios de arenas poco consolidadas en donde la producción de sólidos puede ser un problema durante la vida del campo. [JPT Octubre 1998, Pág. 80]

• POR QUE FRACTURAR EN ALTA PERMEALIDAD?

• Alto daño causado por pérdidas de fluidos de perforación y terminación.

• Aproximadamente 70% de las reservas mundiales de Petróleo y Gas están contenidas en reservorios de arenas poco consolidadas en donde la producción de sólidos puede ser un problema durante la vida del campo. [JPT Octubre 1998, Pág. 80]

Mapa de Regiones de Producción de Arena

Mapa de Regiones de Producción de Arena

Mexico?

Producción de ArenaProducción de Arena

Formaciones jóvenes del terciario– Arenas del Mioceno o Plioceno

Estas arenas débilmente consolidadas debido a:– Cemento de material arcilloso – interacción de esfuerzo y fricción intergranular– Fuerzas capilares– Viscosidad del los fluidos in-situ

Formaciones jóvenes del terciario– Arenas del Mioceno o Plioceno

Estas arenas débilmente consolidadas debido a:– Cemento de material arcilloso – interacción de esfuerzo y fricción intergranular– Fuerzas capilares– Viscosidad del los fluidos in-situ

Proceso de SelecciónProceso de SelecciónInicio

Permeabilidad ?

DañoCrítico

?

AProducción

Alta No Problemas de Arena ?

No

Baja

Fractura

Acid-Frac

Fractura

Acido

Si

EOB Perf

FracPac

Consoli-dación

Si

Gravel Pack

Proceso de SelecciónProceso de Selección

Zona Zona DañadaDañada

Presión EstaticaPresión Estatica

Presión de FormaciónPresión de Formación

P P dañodaño caída de presión adicionalcaída de presión adicional

Presion de Fondo FluyentePresion de Fondo Fluyente

PozoPozo

Distribución de Presión en el Yacimiento con Daño

Distribución de Presión en el Yacimiento con Daño

Distance from Center of Well, ftDistance from Center of Well, ft

4000

3500

3000

2500

2000

1500100 101 102 103

ks=0.05*k;S=65ks=0.1*k;S=30ks=0.3*k;S=8No Wellbore Damage

tp = 3 Months, q = 500 STB/Drs = 10 ftNo Fracture

Efecto de Daño de PozoEfecto de Daño de Pozo

4000

3500

3000

2500

2000

1500100 101 102 103

ks=0.05*k;S=65ks=0.1*k;S=30ks=0.3*k;S=8No Wellbore Damage

tp = 3 Meses, q = 500 STB/Drs = 10 ftNo Fracture

Efecto del Daño del PozoEfecto del Daño del Pozo

ShearStress

ShearFailure

Unstable

Pore CollapseFailure

Effective Normal Stress

InitialConditions

+ CompresiónTensión

TensileFailure

CohesiveFailure (C=

StablePMAX

Mecanismo de Falla de FormaciónMecanismo de Falla de Formación

Producción de ArenaProducción de Arena

• Clasificación de la textura de Rocas Clásticas• Establemente cementadas: Silica-cemented

sandstone y limonite sandstone• Con poco cemento soluble: Clastic-cemented

sandstone and conglomerate• Con mucho cemento soluble: Gypsum-cemented

sandstones and conglomerates• Débilmente cementados: Friable sandstone, tuff• No-cementados: Clay-bound sandstone

• Clasificación de la textura de Rocas Clásticas• Establemente cementadas: Silica-cemented

sandstone y limonite sandstone• Con poco cemento soluble: Clastic-cemented

sandstone and conglomerate• Con mucho cemento soluble: Gypsum-cemented

sandstones and conglomerates• Débilmente cementados: Friable sandstone, tuff• No-cementados: Clay-bound sandstone

InestableInestableInestableInestableFailureFailureEnvelopeEnvelopeFailureFailureEnvelopeEnvelope

EstableEstableEstableEstable

pppp

r2r2 r

1r1

11

nn22

maxmaxmaxmax

Representación Mecánica de la Caída de Presión Crítica que activa la Producción de Arena

Representación Mecánica de la Caída de Presión Crítica que activa la Producción de Arena

Cuáles son la consecuencias de la Producción de Arena?

Cuáles son la consecuencias de la Producción de Arena?

• Llenado del pozo con arena.• Problemas en los equipos.• Erosión del equipo de fondo.• Acumulación de arena en

superficie.• Erosión del equipo de

superficie.• Pérdida de Producción.• Colapso del Casing/Liner.• Disposición de la Arena.

– Problemas Ambientales.• Paro de Plantas.

• Llenado del pozo con arena.• Problemas en los equipos.• Erosión del equipo de fondo.• Acumulación de arena en

superficie.• Erosión del equipo de

superficie.• Pérdida de Producción.• Colapso del Casing/Liner.• Disposición de la Arena.

– Problemas Ambientales.• Paro de Plantas.

ShearStress

ShearFailure

Unstable

Pore CollapseFailure

Effective Normal Stress

InitialConditions

+ CompressionTension

Tensile

Failure

CohesiveFailure (C=

Stable

PMAX

Efectos del Fracturamiento en la Producción de Arena

Efectos del Fracturamiento en la Producción de Arena

• Reducir la caída de presión en el pozo – Sobrepasar la zona dañada

– Incrementar el radio efectivo del pozo

• Reducir la velocidad en el pozo de los fluidos producidos

• Reducir la caída de presión en el pozo – Sobrepasar la zona dañada

– Incrementar el radio efectivo del pozo

• Reducir la velocidad en el pozo de los fluidos producidos

Qué causa la producción

de Arena?

Qué causa la producción de arena?Qué causa la producción de arena?

• Formaciones Totalmente o Parcialmente in- consolidadas.– Material Cementador de Argillocitas (contienen arcillas).– Interacción de fricción inter-granular y stress in situ.– Fuerzas Capilares.– Viscosidad de los fluidos del reservorio.

• Completación inapropiada.- Estimulación Acida / Fluidos de Completación / Cementación.

• Cambios de esfuerzos en el formación.– Altos caudales de producción.– Declinación del Yacimiento.– Producción de fluidos con alta viscosidad.

• Formaciones Totalmente o Parcialmente in- consolidadas.– Material Cementador de Argillocitas (contienen arcillas).– Interacción de fricción inter-granular y stress in situ.– Fuerzas Capilares.– Viscosidad de los fluidos del reservorio.

• Completación inapropiada.- Estimulación Acida / Fluidos de Completación / Cementación.

• Cambios de esfuerzos en el formación.– Altos caudales de producción.– Declinación del Yacimiento.– Producción de fluidos con alta viscosidad.

Qué causa la producción de arena? Cont’

Qué causa la producción de arena? Cont’

• Producción de Agua.– Disuelve el material cementador que mantiene

juntos los granos de arena.– Incrementa la fuerza de arrastre debido al

incremento total del caudal de fluidos.– Incrementa la fuerza de arrastre debido al flujo

de fluidos de dos fases.– Distorsiona las fuerzas cohesivas que

mantienen los granos juntos.– Distorsiona las fuerzas capilares que

mantienen los granos juntos.

• Producción de Agua.– Disuelve el material cementador que mantiene

juntos los granos de arena.– Incrementa la fuerza de arrastre debido al

incremento total del caudal de fluidos.– Incrementa la fuerza de arrastre debido al flujo

de fluidos de dos fases.– Distorsiona las fuerzas cohesivas que

mantienen los granos juntos.– Distorsiona las fuerzas capilares que

mantienen los granos juntos.

Qué se puede hacer sobre la producción de arena?

Qué se puede hacer sobre la producción de arena?

• Restricción de la Producción o bajar la velocidad de Flujo-Reducir el estrangulador en Superficie.

-Redisparar.

Terminaciones Inteligentes reducen el estrangulador en fondo

• Métodos Mecánicos – “Filtros en el Fondo”.– Empaque de Grava.

– Cedazos solos en agujero Abierto (Stand Alone).

- FracPack.

– Cedazos Expandibles

• Consolidación Química de la formación.• Métodos con arenas curadas.

• Restricción de la Producción o bajar la velocidad de Flujo-Reducir el estrangulador en Superficie.

-Redisparar.

Terminaciones Inteligentes reducen el estrangulador en fondo

• Métodos Mecánicos – “Filtros en el Fondo”.– Empaque de Grava.

– Cedazos solos en agujero Abierto (Stand Alone).

- FracPack.

– Cedazos Expandibles

• Consolidación Química de la formación.• Métodos con arenas curadas.

Gravel Pacs, EX-Tension Pacs, FracPacs

Gravel Pacs, EX-Tension Pacs, FracPacs

100 md yacimiento

2 md zona dañada

>1000 md

100 md yacimiento

2 md danada

disparos

100 md yacimiento

2 md dañada

Perforations

FracPacFracPac

Gravel PacKGravel PacK

Ex-Tension PacEx-Tension Pac

Performance ComparisonSand Control Completions

Performance ComparisonSand Control Completions

-10.00

-5.00

0.00

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

35.00

40.00

10 100 1000 10000 100000 1000000

kH/mu

Skin

FracPac

HRWP

OHGP

-10.00

-5.00

0.00

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

35.00

40.00

10 100 1000 10000 100000 1000000

kH/mu

Skin

FracPac

HRWP

OHGP

FracPacFracPac

• Crear una fractura corta y ancha con la tecnica

• TSO (arenamiento en la punta) para conseguir altas concentraciones de arena

• Longitud de fractura para sobrepasar la zona dañada

• Incrementar el área de contacto con el yacimiento

• Disminuir la caída de presión (drawdown)• Flujo lineal de fractura

• Crear una fractura corta y ancha con la tecnica

• TSO (arenamiento en la punta) para conseguir altas concentraciones de arena

• Longitud de fractura para sobrepasar la zona dañada

• Incrementar el área de contacto con el yacimiento

• Disminuir la caída de presión (drawdown)• Flujo lineal de fractura

• FracPac es un método establecido para incrementar la

productividad creando una fractura apuntalada a través de

la zona dañada, conectándolo con la zona virgen del

yacimiento.

100 md yacimiento

2 md zona dañada

>1000 md

FracPacFracPac

• Una fractura altamente conductiva es extendida mas alla de la región dañada dentro del yacimiento.

– La fractura altamente conductiva sobrepasará la zona dañada

– Un camino altamente conductivo es creado en el pozo.

• Diseños de Fractura Tip Screen Out (TSO) son usados para:

– Maximizar el ancho de fractura– Empacar el apuntalante dentro de la

fractura

• Una fractura altamente conductiva es extendida mas alla de la región dañada dentro del yacimiento.

– La fractura altamente conductiva sobrepasará la zona dañada

– Un camino altamente conductivo es creado en el pozo.

• Diseños de Fractura Tip Screen Out (TSO) son usados para:

– Maximizar el ancho de fractura– Empacar el apuntalante dentro de la

fractura

FracPac

102100 103

4000

101

tp=3 Meses, q=500 STB/Drs=10 ft ,ks=0.1*kkfw=8000 md-ft

Dañado; Sin Fracturaxf=5 ft

xf=15 ft

xf=40 ft

xf=80 ft

xf=150 ft

Sin Daño

3700

3400

3100

2800

2500

Efecto de la Longitud de Fractura

Efecto de la Longitud de Fractura

Distancia desde el centro del pozo

102100 103

4000

101

tp=3 Meses, q=500 STB/Drs=10 ft ,ks=0.1*kxf=40 ft3700

3400

3100

2800

2500

Danado; Sin Fracturakfw = 100 md-ftkfw = 500 md-ftkfw = 2000 md-ftkfw = 4000 md-ftkfw = 8000 md-ftkfw = 20000 md-ftSin Dano

Note: Distribution is the Fracture Plane

Efecto de la Conductividad de Fractura

Distancia desde el centro del pozo

Distribución de Presión

Arenas usadas en Fracturamiento

Arenas usadas en Fracturamiento

Arena Cuarcítica Arena Sintética

• 20/40 Sand 120 darcies 320 darcies• 40/60 Sand 45 darcies 100 darcies 50/70

Sand 20 darcies

Efectos del Fracturamiento en la Producción de Arena

Efectos del Fracturamiento en la Producción de Arena

• Reducir la caída de presión en el pozo (draw-down)– Sobrepasar la zona dañada– Incrementar el radio efectivo del pozo

• Reducir la velocidad en el pozo de los fluidos producidos

• Reducir la caída de presión en el pozo (draw-down)– Sobrepasar la zona dañada– Incrementar el radio efectivo del pozo

• Reducir la velocidad en el pozo de los fluidos producidos

Inicio de la Inicio de la FracturaFractura

Establecimiento Establecimiento de la Geometría de la Geometría

de Fracturade Fractura

Introducción Introducción apuntalanteapuntalante

Tip Tip Screen Screen

OutOut

InflandoInflando FracturaFractura Fin delFin del

TrabajoTrabajo

100

200

300400500

1000

2000

300040005000

10000

1 10 10002 3 4 5 20 304050 100 200 300

TIME-MIN.

100

200

300400500

1000

2000

300040005000

10000

1 10 10002 3 4 5 20 304050 100 200 300

TIME-MIN.

Gráfica de la Presión Neta

Gráfica de la Presión Neta

50000

25000

BO

EP

D

HALLIBURTON ENERGY SERVICES OTRA COMPANIA

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22

19 de los 22 mejores pozos en el GOM han sido terminados por Halliburton

Top Completions - GOMTop Completions - GOM

Cw Frac - REPRESENTACIONCw Frac - REPRESENTACION

ResumenResumen

• Colocado como un aditivo en el fluido de frcatura

• Permite producción económica cuando el agua esta presente

• Extiende la vida económica del yacimiento al controlar el influjo de agua

• Reduce la permeabilidad al agua de 7 a 10 veces mas que la del hidrocarburo

• La opción probada cuando se fractura en zonas cercanas al agua

Nuevas técnicas de Empaques cont’

Nuevas técnicas de Empaques cont’

• EX-tension Pac .– Diseño de Tip

screenout.– Cantidad de arena

bombeada entre 200-250 lbs/pie de disparo.

– Valores de Daño entre los de HRWP y FracPack.

• EX-tension Pac .– Diseño de Tip

screenout.– Cantidad de arena

bombeada entre 200-250 lbs/pie de disparo.

– Valores de Daño entre los de HRWP y FracPack.

– Tratamiento diseñado para colocar mayor cantidad de arena detrás del revestidor con la finalidad de conseguir mayor conductividad en la zona empacada.

– Tratamiento excede la presión de fractura para crear fracturas que sobrepasen la zona dañada.

– Se bombea a altos gastos (mayores que en el Gravel Pack) usando fluidos gelificados a bajas concentraciones de arena, con la herramienta en posición de “Inyección”.

– Usa “Mejoradores de Conductividad”, como el SandWedge para detener los finos de migración.

– Recomendado para formaciones de alta permeabilidad.

– Tratamiento diseñado para colocar mayor cantidad de arena detrás del revestidor con la finalidad de conseguir mayor conductividad en la zona empacada.

– Tratamiento excede la presión de fractura para crear fracturas que sobrepasen la zona dañada.

– Se bombea a altos gastos (mayores que en el Gravel Pack) usando fluidos gelificados a bajas concentraciones de arena, con la herramienta en posición de “Inyección”.

– Usa “Mejoradores de Conductividad”, como el SandWedge para detener los finos de migración.

– Recomendado para formaciones de alta permeabilidad.

Extension PacExtension Pac

– El único objetivo del Gravel Pack es controlar la arena de formación usando cedazos (Screens) y diseñando apropiadamente el tamaño de grava colocada en el espacio anular como empaque para detener la migración de finos dentro del pozo.

– El volumen de arena diseñado es el necesario para llenar el espacio anular Cedazo-Casing y los disparos.

– Operación realizada a bajo gasto, con presiones debajo de la presión de fractura y con la herramienta en posición de “Circulación”.

– El único objetivo del Gravel Pack es controlar la arena de formación usando cedazos (Screens) y diseñando apropiadamente el tamaño de grava colocada en el espacio anular como empaque para detener la migración de finos dentro del pozo.

– El volumen de arena diseñado es el necesario para llenar el espacio anular Cedazo-Casing y los disparos.

– Operación realizada a bajo gasto, con presiones debajo de la presión de fractura y con la herramienta en posición de “Circulación”.

GravelPack ( Engravamiento)GravelPack ( Engravamiento)

COMPANY FIELD RIG WELL #

PEMEX BALAM TD BALAM-33 (C-1) COMPANY REP. LOCATION STATE DATE:

23-Aug-04

SIZE & WEIGHT GRADE THREAD TOP @ BOTTOM @

CASING 5" 18 N-80 HDSF 3922 MTS

INTERVAL: 4335 MTS

Prod. Tbg.

IT DEPTH LENGTH J TS DESCRIPTION O.D. I.D.

(Mts) (Mts) Inch Inch

1 4,298.33 2.14 1 4.090 2.550

2 4,300.47 1.72 1 Upper Extension 3 1/2-9.2API-NU Box x Pin 4.090 2.970

P-110 ( 101028750)

3 4,302.19 1.22 1 4.100 2.550

1 3 1/2" API NU Box x A-HDL 4 4,303.41 5.37 1 Lower extension3 1/2-10.3 AB-HDL Box x Pin 3.531 2.842

2 P-110 Std Services ( 101292288) 5 4,308.78 0.58 1 Ceramic Flapper assy 3 1/2-10.3AB-HDL Box x Pin(101292625) 3.531 1.890

3 6 4,309.36 0.63 1 Shear Safety joint 3 1/2-10.3 AB-HDL x 2 3/8"NU(101292515) 3.531 1.984

7 4,309.99 18.90 2 2 3/8" NU P-110 Blank pipe 31 ft each (120102476). 2.375 1.995

4 8 4,328.89 42.99 5

3.700 1.995

31 ft each with blade centralizers and 17 ft.9 4,371.88 0.12 1 Bull plug 3.000

5

7

10 4,372.00 EZSV Bridge plug no.

8

10

BLOCK WGT: PICK UP WGT: SLACK OFF WGT: FORM #:

WGT. ON LATCH: TYPE LATCH: PERF:

SERVICEMEN: WGT. & TYPE PACKER FLUID:

Steve Tarouba Sea Water SERVICE CENTER: FIELD TICKET #: PAGE OF

Ciudad del Carmen 1 1

OFFSHORE

GRAVEL/FRAC PACK TOOL ASSY.

EK-Balam

4722 MTS4365 MTS

5"-18# x 2.55" ID VBA Retrievable Packer

3 1/2" API NU Box ( 101034618)

Closing sleeve. Assy ( 101293077)

2 3/8" NU N-80 Poromax Screens 250 microns (4x31'+1*17' ea) 31ft each with centralicers (4-353429 and 1-386065).

Cedazos (Screens) y Liner RanuradoCedazos (Screens) y Liner Ranurado

• Control de Arena Mecánico

• Impide la entrada de arena del pozo

• Requiere taponamiento de granos más grandes sobre la superficie del Cedazo o Liner Ranurado

• Control de Arena Mecánico

• Impide la entrada de arena del pozo

• Requiere taponamiento de granos más grandes sobre la superficie del Cedazo o Liner Ranurado

Cedazos Pre-empacadosCedazos Pre-empacados

• Control mecanico simple para arenas mas pequeñas

• Filtro de dos etapas• Sujeto a taponamiento de

– Tunel disparado– Cara del Cedazo (screen face)– Arena con resina entre los cedazos

• Restringido al diámetro del pozo

• Control mecanico simple para arenas mas pequeñas

• Filtro de dos etapas• Sujeto a taponamiento de

– Tunel disparado– Cara del Cedazo (screen face)– Arena con resina entre los cedazos

• Restringido al diámetro del pozo

Cedazos (Screens) HalliburtonCedazos (Screens) Halliburton

Demostración de Laboratorio de Fracturas en formaciones de

arena pobremente Consolidadas

Demostración de Laboratorio de Fracturas en formaciones de

arena pobremente Consolidadas

Cuál es la información mínima que se requiere para diseñar un

exitoso tratamiento de control de arena?

Información requerida.Información requerida.

• Mineralogía y Sensibilidad al agua de la formación.• Tamaño de la Formación.

– Análisis de Mallas (Sieve Analysis).– Análisis de Partículas (Particle Size Analysis).

• Determinación de la Grava.– Gravel Pack vs. FracPac.

• Determinación del Tamaño de abertura de Filtros.– Gravel Pack vs. FracPac.– Tuberias Ranuradas.– Cedazos.– Cedazos Preempacados.– Cedazos Expandibles

• Mineralogía y Sensibilidad al agua de la formación.• Tamaño de la Formación.

– Análisis de Mallas (Sieve Analysis).– Análisis de Partículas (Particle Size Analysis).

• Determinación de la Grava.– Gravel Pack vs. FracPac.

• Determinación del Tamaño de abertura de Filtros.– Gravel Pack vs. FracPac.– Tuberias Ranuradas.– Cedazos.– Cedazos Preempacados.– Cedazos Expandibles

Información Requerida cont’Información Requerida cont’

• Método de Completación basado en la información de la formación.– Clay Instability Rating (CIR).– Arcillas solubles en ácido.– Heterogeneidad de la Formación.– Espesor de la formación.– Desviación.– Tipo de Reservorio (empuje de agua, gas?).– BHT.– BHP.

• Método de Completación basado en la información de la formación.– Clay Instability Rating (CIR).– Arcillas solubles en ácido.– Heterogeneidad de la Formación.– Espesor de la formación.– Desviación.– Tipo de Reservorio (empuje de agua, gas?).– BHT.– BHP.

Determinando el Tamaño de Grava.Determinando el Tamaño de Grava.

• Arena de Formación.– La muestra es pasada por

diferentes mallas.

– La cantidad que permanece en cada malla es graficada en función al peso acumulativo en porcentaje vs. el diámetro de los granos.

• Arena de Formación.– La muestra es pasada por

diferentes mallas.

– La cantidad que permanece en cada malla es graficada en función al peso acumulativo en porcentaje vs. el diámetro de los granos.

100 100

90 90

80 80

70 70

60 60

50 50

40 40

30 30

20 20

1010

0 0

Very Very CoarseCoarse CoarseCoarse MediumMedium FineFine Very FineVery Fine Silt and Silt and

FinerFiner

U.S. Sieve No.U.S. Sieve No.

Sieve Opening, mmSieve Opening, mm

3253252002001401401001008080606050504040303020201010

.03.03.04.04.06.06.08.080.10.10.20.20.40.40.60.60.80.81.01.02.02.0

Cu

mu

lati

ve

Pe

rce

nta

ge

Cu

mu

lati

ve

Pe

rce

nta

ge

Gráfico FinalGráfico Final Varios Puntos

son Determinados:

D50, D10, D40, D90

Con estos puntos se determina el tamaño de grava para detener la arena de formación.

Varios Puntos son Determinados:

D50, D10, D40, D90

Con estos puntos se determina el tamaño de grava para detener la arena de formación.

Métodos para Determinar tamaño de Grava

Métodos para Determinar tamaño de Grava

• Gravel Pack.– Coberly.– Tausch & Corley.

– Saucier 5-6 x D50.

• Solo filtros (Screen only).– Coberly.

– Sparlin - D10.

• FracPack.– 7-10 x D50

– Un tamaño más que Saucier.

• Gravel Pack.– Coberly.– Tausch & Corley.

– Saucier 5-6 x D50.

• Solo filtros (Screen only).– Coberly.

– Sparlin - D10.

• FracPack.– 7-10 x D50

– Un tamaño más que Saucier.

Gravas y Apuntalantes.Gravas y Apuntalantes.

• Agentes de Sostén.– Arenas (API-RP-58).– Apuntalante

Artificiales.-Carbolite

– Apuntalante Livianos.

-ISOPAC.

-Lite-Pack.

– Altas Temperaturas.-ThermPac.

• Agentes de Sostén.– Arenas (API-RP-58).– Apuntalante

Artificiales.-Carbolite

– Apuntalante Livianos.

-ISOPAC.

-Lite-Pack.

– Altas Temperaturas.-ThermPac.

Técnicas de Terminación de control de arena.

Métodos Mecánicos

Solo Filtros.Solo Filtros.

• Más común en completación Open Hole que en Case Hole.

• El contenido de Arcillas es muy importante.

• Homogeneidad del reservorio (D40/D90).

• Más común en completación Open Hole que en Case Hole.

• El contenido de Arcillas es muy importante.

• Homogeneidad del reservorio (D40/D90).

FILTRACION DE FLUIDOSFILTRACION DE FLUIDOS

Herramientas utilizadas para unEmpaque de Grava/FracPAc

Herramientas utilizadas para unEmpaque de Grava/FracPAc

• Empacador de Gravel Pack

• Flow Subs / Closing Sleeves

• Sistema de perdida de fluidos

• Junta de Seguridad• Tubería Ciega• Cedazos• Sump Packer

• Empacador de Gravel Pack

• Flow Subs / Closing Sleeves

• Sistema de perdida de fluidos

• Junta de Seguridad• Tubería Ciega• Cedazos• Sump Packer

Herramienta de Multiple posiciones

Packer tipo VERSA-TRIEVE

MFS FLOW SUB

Filtros de Produccion

O-RING SUB

Filtro de Cola

PERMA-SERIES SUMP PACKER

BLANK PIPE

Arreglo de empaque

de una Zona

Arreglo de empaque

de una Zona

UNIDAD DE SELLOS

Packer

Indicador de posición

WASH PIPE

CEDAZOS

O-RING SUB

CEDAZOS DE COLA

SUMP PACKER

CN00811

Posición de TratamientoPosición de Tratamiento

MULTI-POSITION SERVICE TOOL

VERSA-TRIEVE ORPERMA-SERIES PACKER

MFS FLOW SUB

PERMA-SERIES SUMP PACKER

CN00801

FORZANDO LA LECHADA DE ARENA A LA

FORMACION

Posición de CirculaciónPosición de Circulación

MULTI-POSITIONSERVICE TOOL

VERSA-TRIEVE OR PERMA-SERIES PACKER

MFS FLOW SUB

PRODUCTION SCREEN

O-RING SUB

TELLTALE SCREEN

PERMA-SERIESSUMP PACKER

HERRAMIENTA LEVANTADA +/- DOS PIES

Posición de Circulación

Inversa

Posición de Circulación

Inversa

CN00802

MULTI-POSITION SERVICE TOOL

VERSA-TRIEVE ORPERMA-SERIES PACKER

MFS FLOW SUB

PRODUCTION SCREEN

O-RING SUB

TELLTALE SCREEN

PERMA-SERIESSUMP PACKER

Recuperar el exceso de arena

Sellos de ProducciónSellos de

Producción

CN00803

Sellos dentro del Packer

VERSA-TRIEVE ORPERMA-SERIES PACKER

MFS FLOW SUB

PRODUCTION SCREEN

O-RING SUB

TELLTALE SCREEN

PERMA-SERIES SUMP PACKER

Qué programas están disponibles para modelar/simular un

tratamiento?

Programas de Bombeos de Grava.Programas de Bombeos de Grava.

• Jaycor GPS.• Wave• HES- HzGPSim

Simulador para empaque en Pozos Horizontales.

• Scoop software de EX-tension Pac.

• Jaycor GPS.• Wave• HES- HzGPSim

Simulador para empaque en Pozos Horizontales.

• Scoop software de EX-tension Pac.

SC2OOPTMSC2OOPTM

• SC2OOP™ analysis

Ayuda a seleccionar la mejor técnica de completación utilizando características del reservorio wellbore, daño.

• Base de datos

• SC2OOP™ analysis

Ayuda a seleccionar la mejor técnica de completación utilizando características del reservorio wellbore, daño.

• Base de datos

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60%

Weighting

Acid PrePack

Extension-Pac

FracPac

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