Presiones y Tortuosidad
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Ing. Marbella RengifoIngenieria de Yacimientos
Presiones y TortuosidadMeyer & Associates, SA de CV
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Esquema de Tratamiento
ISIP
Presión al Fondo
Presión enSuperficie
Caudal
Concentrac
ión
Presión Neta
TIEMPO
Pc
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PRESIONESPRESION EN SUPERFICIEPRESION DE
RUPTURA
PRESIONINSTANTANEA(ISIP) PRESION DE
PROPAGACION
FRICCION
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PRESION DE CIERRE
(2000 psi)
PRESION DE FRACTURA
(2500 psi)
PRESION NETA
PRESION NETA = 500 psi
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Cálculo de Presión Neta
Pnet = Psup + Phid - Pfric - Pcierre
Psup = Presión en superficiePhid = Presión hidrostáticaPfric = Pérdidas por fricciónPcierre = Presión de cierre
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Cálculo de Presión de Fricción
Pfric tub = Pérdidas por fricción en la tuberíaPfric pzdo = Pérdidas por fricción en los punzadosPfric tort = Pérdidas por fricción en la zona tortuosa
Pfric = Pfric tub + Pfric pzdo + Pfric tort
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Presiones Medidas de Fondo• Anular o tubing estático - sin packer
(“Deadstring”).• Sensor de presión al fondo.
– Memoria.– Trasmisión a la superficie en el tiempo-real.
• Todavía necesita restar Pfric pzdo y Pfric tort .
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ISIP’s• Usa ISIP’s para determinar la PNET real.
– Eliminar la fricción (tub, pzdo, tort).– Usar durante los mini-fracs y colchones.
CONCLUSION:La presión neta real es difícil
calcular, pero fácil medir.
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TORTUOSIDADTortuosidad significa pérdidas por fricción debidas a restricciones en el ancho y curvatura de la fractura cerca del pozo.
σmin
σmax
Pfrac − ≅σ max 0
• Re-orientación en dirección del plano de la fractura.
• Re-orientación debida a fracturas naturales.
• Fracturas múltiples.
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MULTI-FRACTURASPresiones y TortuosidadMeyer & Associates, SA de CV
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TORTUOSIDAD
Longitud de la fracturaPozo Punta
L
PNET PNET durante bombeo
PNET a parar bombeo
Fricciones cercanas al pozo∆Pfric tort
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Esquema de Tortuosidad
Ala de Fractura Principal
Pozo
Vista de Arribapw
pfwT Qf
Qf
pw
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Tortuosidad vs. Punzados∆Pfric ∝ Qn
Tortuosidad: 0,25 < n < 1, típicamente ½Solución Alto caudal y/o viscosidad,
ácido, baches de arena
Punzados: n = 2Solución “Ballout”, ácido, re-punzar
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Step-Down Test
Fric
ción
CaudalTiempo
∆P1∆P2
∆P3∆Q1
∆Q2∆Q2
O
OO
OO
O
Tortuosidad
Punzados
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Ejemplo de SDT
0
100
200
300
400
500
0 5 10 15 20
Pump Rate, bpm
Perf
or
Nea
r-W
ellb
ore
Fric
tion,
psi Bridas CM x-2
3374/78 mStep Down Test
26/04/97
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Descomposición de SDTBridas CMx-2, 3374/78 m, Mini-Frac 1Per/Near-wellbore Friction De-Convolution
BJ Services S.A. Job: 25/04/97Pumping Rate (bpm)
Est. NWF Fric (psi) Est. Perf Fric (psi)Total Fric (n=1.09) (psi)
0.00 4.00 8.00 12.00 16.00 20.000.0
120.0
240.0
360.0
480.0
600.0
0.0
120.0
240.0
360.0
480.0
600.0
0.0
120.0
240.0
360.0
480.0
600.0
Presiones y TortuosidadMeyer & Associates, SA de CV
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Macheo InicialBridas CMx-2, 3374/78 m, Mini-Frac 1Net Pressure Match (No Perf Friction or Tortuosity Corrections)
BJ Services S.A. Job: 25/04/97
Time (mins)
Net Pressure (psi) Observed Net (psi)
0.00 16.00 32.00 48.00 64.00 80.00 0
400
800
1200
1600
2000
0
400
800
1200
1600
2000
Time (mins)
Slurry Flow Rate (bpm) - -
0.00 16.00 32.00 48.00 64.00 80.00 0.00
6.00
12.00
18.00
24.00
30.00
0.00
2.00
4.00
6.00
8.00
10.00
0.00
2.00
4.00
6.00
8.00
10.00
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Macheo CorregidoBridas CMx-2, 3374/78 m, Mini-Frac 1Net Pressure Match (With Perf Friction & Tortuosity Corrections)
BJ Services S.A. Job: 25/04/97
Time (mins)
Net Pressure (psi) Observed Net (psi)
0.00 16.00 32.00 48.00 64.00 80.00 0
400
800
1200
1600
2000
0
400
800
1200
1600
2000
Time (mins)
Slurry Flow Rate (bpm) - -
0.00 16.00 32.00 48.00 64.00 80.00 0.00
6.00
12.00
18.00
24.00
30.00
0.00
2.00
4.00
6.00
8.00
10.00
0.00
2.00
4.00
6.00
8.00
10.00
Presiones y TortuosidadMeyer & Associates, SA de CV
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Para Minimizar La Tortuosidad
• Iniciar la fractura con fluido de alta viscosidad.• Bombear ácido?• Punzar con sobrebalance extremo. (E.O.P.)• Baches de arena.• Terminación a pozo abierto.• Hidro Jet.
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Convección
Alta concentraciónde arena.
Pequeño colchón.
Tortuosidad
Baja concentraciónde arena.
Gran colchón.
Las opciones de diseño se amplíancuando la permeabilidad aumenta.
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