Day 3 5 real time treatment analyses

Fracturing treatment design process  Problem well identification Fluid selection Treatment selection Treatment design Operational constraints Treatment result prediction Operational stimulation program Scheduling and logistics Site preparation Proppant selection Evaluation cycle Job execution 1  Real Time Pressure Analysis  ¥  Nolte Fracture growth Analysis  Ð  Log‐log diagnos>c plot  2  Model comparison  KGD model  PKN model  ¥  High and short fractures  ¥  Rectangular  ¥  Decreasing Net pressure  ¥  Long and shallow fractures  ¥  Ellip>cal   ¥  Increasing Net Pressure  1/4   21μq E’3  ΔP = Pnet,w=    64πhfL2  1/4   16μq E’3 L  ΔP = Pnet,w=    πh f  Low Fluid leakoff  1/6  E’q3  L(t)= 0.38   μhf 3  t2/3  1/6  μq3  ww= 1.48   E’hf3  t1/3  1/5  E’q3  L(t)= 0.39   μhf4  1/5  t4/5  ww= 2.18   μq2  E’hf  High Fluid leakoff  L(t)=    q t1/2  2πCLhf  t1/5  1/4  μq2  ww= 4   π E’CLhf  t1/8  Model comparison  KGD model  PKN model  ¥  High and short fractures  ¥  Rectangular  ¥  Decreasing Net pressure  ¥  Long and shallow fractures  ¥  Ellip>cal   ¥  Increasing Net Pressure  c  1/4   ΔP = Pnet,w=  L 1/2   1/6  E’q3  L(t)= 0.38   μhf3  ΔP  =  t2/3  L  ΔP = Pnet,w=  c    Low Fluid leakoff  1/5  E’q3  L(t)= 0.39   μhf4  c  High Fluid leakoff  t⅓  q t1/2  L(t)=    2πCLhf  ΔP  =  c t⅕    t4/5  ΔP  =  c t⅛    Log‐Log fracture pressure diagnos>c plot  Net Pressure, psi  1000  m=0 Stable height growth m= Restricted height growth m>1 Near well restriction m=1/8 to 1/5 contained height 100  mme, min  100  Methods to evaluate fracture  geometry  Source Cipolla and Wright 2000  6  What Happened?  7  What Happened (frac&pack  8  What Happened  9  What Happened  KW‐7 main job  100   8000   90   80   6000   70   5000   60   50   4000   40   3000   30   Pump rate (bpm) & prop conc (ppg)  Pressure (psi)  7000   2000   20   1000   10   0   0   0   500   1000   1500   2000   2500   3000   3500   4000   :me (s)  10  What Happened  11  ... 21μq E 3 ΔP = Pnet,w=    64πhfL2  1/4   16μq E 3 L  ΔP = Pnet,w=    πh f  Low Fluid leakoff  1/6  E’q3  L(t)= 0 .38    μhf 3 t2 /3 1/6  μq3  ww= 1.48   E’hf3  t1 /3 1 /5 E’q3  L(t)= 0 .39    μhf4  1 /5 ... 6000   70   50 00   60   50    4000   40   30 00   30    Pump rate (bpm) & prop conc (ppg)  Pressure (psi)  7000   2000   20   1000   10   0   0   0   50 0   1000   150 0   2000   250 0   30 00   35 00   4000  ... 1/6  E’q3  L(t)= 0 .38    μhf3  ΔP  =  t2 /3 L  ΔP = Pnet,w=  c    Low Fluid leakoff  1 /5 E’q3  L(t)= 0 .39    μhf4  c  High Fluid leakoff  t⅓  q t1/2  L(t)=    2πCLhf  ΔP  =  c t⅕    t4 /5 ΔP  =  c t⅛