Carlos Somaruga

Comahue National University

FLOWBACK EVALUATION IN HYDRAULIC

FRACTURING:

why use tracers?

Tracers are injected at uniform concentration in the blender.

We can utilize only one tracer along each stage

or

one tracer with the slickwater and other tracer with the crosslinked gel

During the flowback, we take samples of

fluids that will be measured by

GC-MS chromatography

Tracers Fluorinated Benzoic Acids (FBAs)

There are a wide variety of differenciablespecies of FBAs tracers

This number increase drasticallyif we consider the FBAs methylated species.

Reference concentrations (1)

i = stage indexmi = injected mass in the stage iVi = water volume in the stage i

C is the sample concentration

C

Cstage2

Cstage1Cstage3

Cstage4

We define:

C stage

Case 1:

Fractura Simple: filtrate effect

Hours from well aperture

Tracer from filtrate Formation water

Case 2:Competence between two stages

(different initial fracture pressure)

Reference concentration (2)

Alternately, if each stage provides water to the well with concentration Cstage , in proportional form to the stage volume Vi, will be a overall flowback with

concentration (Co):

Co is an equilibrium concentration that represent a perfect balance between the contributions of each stage.

It is possible to represent the quotient C/Co as a parameter for evaluating the response from each stage.

The ideal balanced response will be that in wich the quotient is 1 for each stage

C

Cstage2

Cstage1Cstage3

Cstage4

Stage Tracer Volume Cstage (ppb)

#1 2-FBA (1Kg) 1165 m3 858,4

#2 2,6-DiFBA (1Kg) 1526 m3 655,3

#3 3,4-DiFBA (1Kg) 2770 m3 361,0

#4 2,3,4,5-TetraFBA (1Kg) 2230 m3 448,4

Case 3:

Stages with significative water formation encroachment

C/Cstage

Cumulative tracer production (3)

If water production records are available, it is possible to compute thecumulative tracer recovery of each stage, from:

The above equation, express the cumulative recovery of tracer related to the injected mass of tracer.

t

injected

p

cumulative dtm

Cqf

0

C

Cstage2

Cstage1Cstage3

Cstage4

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200

0.00

0.01

0.02

0.03

0.04

0.05

0.06

0.07

0.08

0.09

0.10

acu

mu

lad

am

ed

ia

horas

acumuladamedia

Case 4:

Cumulative tracer production vs. cumulative water production

Average cumulative tracer production

Cumulative tracer production

0-200 ppb0-40 ppb

Trazador Etapa

2-FBA #1

4-FBA #2

2,6-DiFBA #3 Slickwater

3,4-DiFBA #3 Gel Activado

3,5-DiFBA #4 Slickwater

2,3,4,5-TetraFBA #4 Gel Activado

Case 5 :

Internal stage tracing (one tracer for slickwater and other for activated gel)

Apparently, may be inadequate performance

of the ruptor (in the stage 3)

C/mi

0 72 144 216 288 360 432 504 576 648 720 792 864 936

0.00

2.50x10-5

5.00x10-5

7.50x10-5

1.00x10-4

1.25x10-4

1.50x10-4

1.75x10-4

2.00x10-4

2.25x10-4

2.50x10-4

fracc

ion r

ecu

pera

da p

or

m3 d

e a

gua

horas

slickwater gel lineal

gel activado

ETAPA 2

0 72 144 216 288 360 432 504 576 648 720 792 864 936

0.00

2.50x10-5

5.00x10-5

7.50x10-5

1.00x10-4

1.25x10-4

1.50x10-4

1.75x10-4

2.00x10-4

2.25x10-4

2.50x10-4

fracc

ion r

ecu

pera

da p

or

m3 d

e a

gua

horas

slickwater gel lineal

gel activado

ETAPA 3

0 72 144 216 288 360 432 504 576 648 720 792 864 936

0.00

2.50x10-5

5.00x10-5

7.50x10-5

1.00x10-4

1.25x10-4

1.50x10-4

1.75x10-4

2.00x10-4

2.25x10-4

2.50x10-4

fracc

ion r

ecu

pera

da p

or

m3 d

e a

gua

horas

slickwater gel lineal

gel activado

ETAPA 4

0 72 144 216 288 360 432 504 576 648 720 792 864 936

0.00

2.50x10-5

5.00x10-5

7.50x10-5

1.00x10-4

1.25x10-4

1.50x10-4

1.75x10-4

2.00x10-4

2.25x10-4

2.50x10-4

fracc

ion r

ecu

pera

da p

or

m3 d

e a

gua

horas

slickwater gel lineal

gel activado

ETAPA 5

Case 6 :

Internal stage tracing (one tracer for slickwater and other for activated gel)

For polemize!!

Fractura grandeContiene: ArenaGel activado (roto)Gel activado (sin romper)Trazador rojo

Fractura medianaContiene: Gel activado (roto)Gel activado (sin romper)Trazador rojoNo ingres arena

Fractura pequeaContiene: SlickwaterTrazador azul

Zona de micro fracturasContiene:Trazador azul (atrapado capilar)

Fractura pequeaDirectamente conectada al pozoContiene: SlickwaterTrazador azul

Por qu razn sale mas trazador del slickwater que del gel activado?

pozo

flowback

Durante el flowback al relajarse la red de fracturas, parece razonable registrar en primer lugar el trazador del gel activado (rojo), seguido del trazador azul (slickwater). Esto no siempre resulta asi (Etapa 4).Un sencillo anlisis puede hacerse sobre el esquema de la diapositiva. En primer lugar podran existir fracturas pequeas conectadas directamente al pozo (o cercanas) que no desarrollaron en tamao y por lo tanto no tuvieron ingreso de arena ni de trazador rojo (la arena y el trazador rojo prefirieron ingresar en las zonas mas abiertas). Sera el caso de las indicadas con las letras A y B. Al reducirse la presin del pozo, estas fracturas sin arena se cerraron, expulsando hacia el pozo al fluido contenido en ellas. De esta manera podemos entender el registro simultaneo de ambos trazadores durante la fase inicial de produccin.

Clasificacin de zonas fracturadas (esquema simplificado)

pozo

flowback

A

B

Otro aspecto llamativo de la Etapa 4, est dado por la observada mayor produccin del trazador del slickwater (azul) que el del gel activado (rojo). Para entender este comportamiento, debemos asumir que una buena parte del gel activado no se rompe y por lo tanto no recupera condiciones de fluidez (quedando adherido al agente sostn y constituyendo una suerte de dao de formacin).

Si representamos los caminos del gel roto en color amarillo (ver figura arriba) y considerando que ellos permiten el trnsito de fluidos hacia el pozo, podemos interpretar que algo del trazador rojo ser producido a lo largo de estos caminos (justamente el liberado al romperse el gel activado). Por esos mismos caminos tambin transitar el trazador azul que busca salir hacia el pozo debido a la presin ejercida por la formacin al cerrarse las fracturas sin agente sostn.Obviamente la produccin de ambos trazadores no resultar completa (recuperacin del 100%) debido a (entre otros) dos efectos:

la ya mencionada degradacin incompleta del gel activado (quedara trazador rojo atrapado en el gel no fluido) retencin de trazador azul por adhesin capilar en las micro fracturas. retencin de trazador azul por bloqueo de salida de fracturas pequeas debido a la presencia de gel activado no fluido.

Clasificacin de zonas fracturadas (esquema simplificado)

pozo

flowback

A

B

C

Case 7 :

Sampling between plugs aperture

Aperture plug:

Aperture plug:

Last comment:

Some coincidences were verified between results from "transit fluid tests"

and cumulative tracer recovery, performed in the same vertical wells:

Elevated hydrocarbon production were associated to stages with majors cumulative tracer recovery