Juan Carlos Rojas – Pan American Octubre 11, 2006 Stress Cage – Aumentando la Resistencia a las fracturas de las Formaciones.

Assume tectonic stress is zero here Conventional Fracture Gradient Design Principles Pore PressurePoisson’s Ratio s.g. Presión de Poro Gradiente de Fractura Overburden Comportamiento del Gradiente de fractura vs. Presión de Poro Presión de Poro – Gradiente de Fractura

Definición Stress Cage: Una Región de alta resistencia (elevada resistencia a la fractura) concéntrica a las paredes del pozo, generada por la presencia del agujero y los sólidos de puenteo asociados al fluido de perforación.

La cuna genera una separación de la formación haciendo la Formación mas fuerte. Areas potencialmente débiles donde la fracture puede crecer. El Concepto de la Nueva Solución

La Compresión se siente Parcialmente aquí … y aquí El Concepto de la Nueva Solución

Se colocan cunas adicionales …… generando un incremento en la presión de fractura o “Stress Cage” alrededor de la cara del pozo Iniciar una fractura se hace mas difícil El Concepto de la Nueva Solución

Solución Actual La fractura se mantiene abierta por la presión del fluido.

Solución Actual El Fluido se filtra en La formación permeable … leads to pressure drop La caída de presión del fluido transfiere alta compresión al Puente de partículas … y la fractura se cierra

Modelo del Stress Cage. Formación Permeable Pozo Forma de la Fractura Inicial Ancho (mm) El tamaño inicial de la fractura define el tamaño critico de los sólidos a adicionar.

Concentración de Agentes de puenteo V SOL = vol. de una línea continua de sólidos, con diámetro igual al tamaño de la fractura. V FRAC = Volumen de la fractura Ancho de la fractura Conc. Prod. = V SOL x  SOL V FRAC x P GTFW P GTFW = Proporción de agentes de puenteo con sólidos iguales o mayores que el ancho de la fractura.

time/mins Surface Pressure (psi) Prueba de Stress Cage en shale de la cuenca de Arkoma. Base Mud L.O.T. Base Mud Repeat Designer Mud formation strength Se incrementa la resistencia a la fractura del shale desde 16 PPG a 22 PPG 9-5/8” Casing at 3000’ 9 PPG Oil Base Mud Formation Breakdown Initial PRODUCT CONC. (ppb) SAFE CARB ppb SAFE CARB ppb SAFE CARB 4010 ppb G-SEAL25 ppb Designer mud breakdown

Casos Reales en GoM Shelf AREAPOZOFGFRCAMBIODP Ewing Banks826 #A-2ST-1BP ppg13.3 ppg2.8 ppg5100 psi Grand Isle39 #J-4ST ppg13.6 ppg0.4 ppg2200 psi Grand Isle52 #L-12 Grand Isle52 #L-12ST-1 Grand Isle52 #L-12ST-1BP ppg14.0 ppg2.0 ppg5400 psi Ewing Banks826 #A-5ST ppg12.3 ppg0.5 ppg3400 psi West Cameron65 #F ppg16.8 ppg4.1 ppg5900 psi Miss. Canyon109 #A-25st ppg13.2 ppg1.6 ppg2900 psi Matagorda Is.622 #D PPG13.2 PPG2.4 PPG7500 psi Miss. Canyon109 #A ppg12.5 ppg1.3 ppg1700 psi

Prácticas de Perforación Los aditivos del fluido de perforación son Carbonato de calcio de diferentes tamaños (hasta 800 micrones) como material de puenteo y grafito como sellante. La zona debe ser perforada despacio para permitir que la fractura ocurra bajo el trepano y permitir la formación del puenteo. En caso necesario, el ensanchamiento del pozo debe realizarse simultáneamente. El sello debe hacerse en la boca de las fracturas. Se deben evitar variaciones bruscas de presión para evitar la remoción del puenteo Una vez formado el sello del Stress Cage, el sello permanece indefinidamente en las arenas, en el shale mantener el sello es mucho mas difícil.

Selección de los materiales de puenteo. El puenteo debe ser impermeable para no permitir paso de fluido, lo cual puede propagar la fractura. Estimar el ancho de la fractura usando el modelo. Utilzar materiales fuertes como el carbonato de Calcio marmolado y de tamaño lo suficientemente grande para sellar en la boca de la fractura. En formaciones permeables diseñe el tamaño de partícula para sellar la formación y también la fractura. Usar una combinación de sólidos sellantes para cubrir el rango de menos de 1 micrón hasta el ancho de la boca de la fractura. Para la determinación de los sólidos sellantes, tenga en cuenta los sólidos existentes en el lodo tales como la barita.

Tres Estrategias de Aplicación Adiciones continuas mientras se perfora usando el ECD. –Se usa cuando las arenas depletadas deben ser perforadas con un peso mayor al gradiente de fractura de la formación. –Usado en +/- 60% de los casos. Píldora colocada en el fondo y luego FIT. –Se usa cuando las arenas pueden ser perforadas por debajo del gradiente de fractura, pero después de perforada, el peso del lodo se incrementa. –Usado en +/- 30% de los casos. Píldora colocada en fondo mientras se corre el Casing. –Se usa para prevenir perdidas de lodo en arenas mientras se corre el casing o mientras se cementa. –Usado en +/- 10% de los casos.

Perforando - Tuscaloosa Parlange No. 11 Depth (ft TVDBRT) 13,000 14,000 15,000 16,000 17,000 18,000 19,000 20,000 21,000 ‘A’ Sands ‘B’ Sands ‘C’ Sands Pore Pressure & Frac Gradients (ppg) Pore Pressure FG (Shales) Mud Wgt Sand FG Perforo exitosamente con 16 ppg OBM Perdidas mientras se circulo únicamente

West Cameron 65 #F-1ST1 Shale FG Sand FG Mud Depth TVD (ft) ,000 12,000 14, Pressure (PPG) 18 Pore Pressure Stress Cages 7” PRODUCT CONC. (ppb) BAROCARB ppb BAROCARB ppb STEELSEAL10 ppb BORE PLATE2 ppb ENVIROMUL82/18 Se incrementó el gradiente de fractura de 12.7 PPG a 16.8 PPG

Presentación adicional

Aplicación Continua: Uso de zarandas para prevenir perdida de material sellante.