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INCREMENTO DE LA PRODUCTIVIDAD MEDIANTE FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO MULTI-ETAPA EN POZOS HORIZONTALES EN LA REGIÓN NORTE DE MÉXICO”
L. Francisco García Technical Professional
17 de Mayo de 2012
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Momento de Valor
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12% Decline
40% of US Natural Gas
>60% of total existing oil
50% Canadian Crude Production 2012
Fuente:SPE 90242, Modified G. S. Wylie
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Agenda
CHICONTEPEC CHICONTEPEC EN NÚMEROS CHICONTEPEC PETROFÍSICO / EL RETO TÉCNICAS DE MULTIFRACTURAMIENTO DESARROLLO DE SOLUCIONES
– PRESIDENTE ALEMÁN 1565H – REMOLINO 1648
PREGUNTAS
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CHICONTEPEC
Ubicado en la porción Centro-Oriental de la República Mexicana.
Área del Paleocanal de Chicontepec 3,785 km2. Descubrimiento: 1931 Explotación del campo Miguel Alemán: 1952 Detección de campos de aceite pesado:1973 951 pozos perforados hasta 2002 Inicia Proyecto ATG: 2006 Inicia Proyecto LCR-Hall: 2010
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LC Coyotes
LC Agua Fría
LC Corralillo
LC P. Alemán
LC Remolino
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CHICONTEPEC EN NÚMEROS
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Producción diaria en el periodo 2004 – 2009
2004 2005 2006 2007 2008 2009
Producción de crudo (miles de barriles diarios) 3383 3333 3256 3076 2792 2601 Proyecto Ku-Maloob-Zaap 304 322 404 527 706 808 Cantarell 2125 2029 1788 1464 1009 646 Crudo Ligero Marino 31 61 106 157 157 167 Antonio J Bermudez 141 150 142 130 110 96 Ixtal-Manik 9 48 69 97 122 Chuc 120 123 124 112 96 99 Delta del Grijalva 40 45 50 57 75 104 Otros 599 569 570 538 513 530
Aceite Terciario del Golfo (ATG) 22 25 23 23 29 30
Fuente:
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CHICONTEPEC EN NÚMEROS
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Producción diaria en el periodo 2010 – 2011
2010 2011
Producción de crudo (miles de barriles diarios) 2576 2550 Proyecto Ku-Maloob-Zaap 839 842 Cantarell 501 449 Crudo Ligero Marino 174 165 Antonio J Bermudez 77 68 Ixtal-Manik 125 111 Chuc 102 100 Delta del Grijalva 141 155 Otros 576 608
Aceite Terciario del Golfo (ATG) 41 53
Fuente:
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CHICONTEPEC EN NÚMEROS
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Producción diaria en el periodo 2012
Ene ‘12 Feb´12 Mar´12 Abr´12
Producción de crudo (miles de barriles diarios) 2518 2543 2550 2546 Proyecto Ku-Maloob-Zaap 837 857 854 859 Cantarell 402 405 404 400 Crudo Ligero Marino 165 163 163 166 Antonio J Bermudez 65 64 66 68 Ixtal-Manik 100 101 96 90 Chuc 109 108 112 113 Delta del Grijalva 152 151 150 148 Otros 625 628 637 638
Aceite Terciario del Golfo (ATG) 63 66 64 65
Fuente:
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CHICONTEPEC EN NÚMEROS
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Producción histórica
1. Descubrimiento del campo Miguel Alemán e inicio del desarrollo de la Zona Norte
2. Desarrollo de la explotación de la ZN. y exploración de la ZS.
3. PEP se enfoca y prioriza los campos del Sureste, Cantarell y Ku-Maloob-Zaap. Desarrollo parcial de Agua Fría y Tajín
4. Reevaluación del proyecto y redefinición de la estrategia de explotación.
5. Reactivación de la explotación. En 2010 Hall inicia los trabajos de fracturamiento.
6. Proyecto con mayor potencial en México
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CHICONTEPEC EN NÚMEROS
En 2010 se perforaron 1,737 pozos, de los cuales 1,323 fueron fracturados
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CHICONTEPEC PETROFÍSICO
Deposición de sedimentos arcillo-arenosos en ambientes fluviodeltáicos.
Litología formada por lutitas interestratificadas con capas calcáreas y cuerpos de areniscas de granos heterogéneos.
Yacimientos lenticulares Alta presencia de cementante calcáreo. Φmax : 14% K: 0.01 – 100 md. Yacimiento de Baja Energía. Aceites pesados. Ubicación rápida en la presión de saturación.
“HETEROGENEO”
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CHICONTEPEC: EL RETO
Pemex
Tiempo entre terminación y primera producción
40-50 días
Producción promedio 40 bpd
Producción Acumulada 15,000 bbl
Presidente Alemán 1565H
25 días
4200 bpd
142,000 bbl
Plus: • Aceite extrapesado. • Bajo punto de saturación • Flujo multifásico.
RENTABILIDAD
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Halliburton’s PinPoint Portfolio
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CobraMax H
Cobra Frac CobraJet Frac
SurgiFrac
CobraMax V CobraElite Frac
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Halliburton’s Completion Portfolio
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Propuesta Halliburton
Perf &Plug Cobra Max H – Cobramax DM Rapid Stage/Rapid Frac SurgiFrac
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Perf & Plug
Conexión con el yacimiento: a través del disparo Aislamiento anular TR-Formación: Cemento Aislamiento en tubería entre etapas de fractura: con
tapón fast drill
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Ventajas • Tratamiento de grandes intervalos. • Evaluación sencilla de cada
intervalo a tratar. • Operación pausada. • Poca cantidad de recursos
Desventajas • Tiempos operativos extendidos • NPT • Empleo de CT o WL para bajar
tapones/pistolas • Bombeo de herramientas a fondo • Producción diferida • Efectos de tortuosidad Tiempo de completación promedio: 40-55 días
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CobraMax-H™ Conexión con el yacimiento: Hydrajetting Aislamiento anular TR-Formación: Cemento Aislamiento en tubería entre etapas de fractura: Tapón
de arena.
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Ventajas • Alta conductividad en el tratamiento • Jetteo y Fractura en solo 1 viaje • Elimina la necesidad de tapones
mecánicos • Uso de equipo convencional de CT (1
¾” o 2”) • Sin limitación por temperatura o
profundidad • Elimina el uso de empacadores • Operaciones con “pozo vivo” • Fácil limpieza post-fracturas
Desventajas • Gasto determinado por área efectiva
de flujo a través del casing. • Afinar tapones de arena en sección
horizontal • Disponibilidad de mayores volúmenes
de agua
Tiempo de completación promedio: 2-4 días (en función de la cantidad de etapas)
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CobraMax-H™
1. Jetto del primer intervalo (Hydra-Jet Tool) y limpieza anular CT-Csg
2. Bombeo del tratamiento apuntalado
3. Inducción de empaque apuntalado altamente conductivo / tapón de arena
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CobraMax-H™
4. Colocar el BHA fuera del rango del tapón de arena
5. Calibrar y afinar el tapón de arena
6. Jettear el siguiente intervalo de interés
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CobraMax H-DM™ Conexión con el yacimiento: Hydrajetting Aislamiento anular TR-Formación: Cemento Aislamiento en tubería entre etapas de fractura: Tapón
de arena. Bombeo del tratamiento por CT y Anular
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Ventajas • Las mismas del Cmax-H mas: • Fácil manipulación de la concentración
de apuntalante en fondo. • Mayores gasto de tratamiento respecto a
otras técnicas con CT • Fracturas Ramificadas mediante
divergencia a través de “baches de apuntalante” y “baches de barrido”
• Capacidad inmediata de desplazamiento en tendencias de arenamiento.
Desventajas • Afinar tapones de arena en sección
horizontal • Disponibilidad de mayores volúmenes de
agua
Tiempo de completación promedio: 2-4 días (en función de la cantidad de etapas)
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CobraMax H-DM™
1. Jetteo utilizando Hydra-Jet Tool
2. Bombeo de fluido con alta concentración de apuntalante a través de CT y fluido limpio a alto gasto a través de anular. Creación e inducción de geometrías de fractura complejas
3. Colocación de fractura altamente conductiva en el NWB y tapón de arena
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Conexión con el yacimiento: Camisa Rapid Stage. •Aislamiento anular TR-Formación: Swell Packer y/o
cemento soluble en acido Aislamiento en tubería entre etapas de fractura: con
canica.
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Rapid Stage™
Ventajas • Sin limitación de número de camisas • Sin restricción de gasto • Bombeo continuo de todos los
tratamientos sin necesidad de pausas • Reducción de tiempos opertativos • Reducción de requerimiento de agua
vs Pinpoint • Terminación en OpenHole o Casing • Fácil recuperación de canicas
Desventajas • Totalidad de recursos para el
tratamiento completos al iniciar la operación
• Apertura de solo una camisa por cluster
Tiempo de completación promedio: 2-4 días (en función de la cantidad de etapas)
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Rapid Stage™
Primera fractura Lanzamiento de canica Apertura de Rapid Stage Sleeve ™ Siguiente fractura!
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Conexión con el yacimiento: Camisa Rapid Stage/Rapid Frac.
•Aislamiento anular TR-Formación: Swell Packer y/o cemento soluble en acido
Aislamiento en tubería entre etapas de fractura: con canica.
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Rapid Frac
Ventajas • Hasta 6 zonas de fractura • 15 clusters por zona • Sin restricción de gasto • Bombeo continuo de todos los
tratamientos sin necesidad de pausas • Reducción de tiempos opertativos • Reducción de requerimiento de agua
vs Pinpoint • Terminación en OpenHole o Casing • Fácil recuperación de canicas
Desventajas • Totalidad de recursos para el
tratamiento completos al iniciar la operación
• Puertos de multifractura deben ser bajados junto con la terminación.
Tiempo de completación promedio: 2-4 días (en función de la cantidad de etapas)
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Rapid Frac™
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Surgi Frac™ Conexión con el yacimiento: Jetting Tool Divergencia dinámica lograda con fluidos Terminaciones Open Hole y Cased Hole habilitadas Control y Precisión en la iniciación de la fractura Ventajas • Control de la posición de inicio de
fractura y su dirección. • Mitigación de los efectos por
tortuosidad y riesgo de arenamiento. • Tratamientos Acidos/Apuntaldos • Sin limite de etapas • No hay necesidad de tapones
mecánicos
Desventajas • Gasto limitado por CT
Tiempo de completación promedio: 2-4 días (en función de la cantidad de etapas)
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Example Treatment Procedure
Tubing flow Annulus flow
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SurgiFrac Completions
Sandstone no acid in curve
for re-entry
show of hydrocarbon
acid frac
sand frac Limestone Sandfrac with acid
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Desarrollo de la Solución
The Promise of Stimulation: Understanding + Total Approach = Optimum Value The economic realities of energy's future make effective well stimulation critical to optimizing the value of the asset that is an oil or gas reservoir.
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Presidente Alemán 1565H
Pozo desarrollado 100% Halliburton Highlights:
– Baroid’s INTEGRADE® fluid – Zone Seal® services – MSM – Caracterización de Roca – COBRA MAX-H® – Expedite® Conductivity Enhancement
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Pozo Horizontal
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Pres
ión
(psi
)
Gasto (bpd)
Pozo Vertical Pozo Vertical Fracturado
Pozo Horizontal Fracturado
QVF QHF
PwfVF
PwfVF
Pres
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Caracterización de Roca
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Selección de la Técnica de Fractura
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Selección de Intervalos
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Selección de Intervalos
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Selección de Intervalos
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Selección de Intervalos
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Selección de Intervalos
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Selección de Intervalos
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Selección de Intervalos
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APPLIED TECHNOLOGIES: Rock Characterization CobraMax® fracturing services Expedite® conductivity MSM enhancement services
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Evaluación
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Etapa Apuntalante (lbs) Expedite Long. Diseño (m) Long. Ajustada (m) MSM
1 349,600 113 113
2 298,500 113 103.6
3 312,500 113 181.1
4 348,800 113 165
5 341,300 113 160
6 426,100 113 157.5
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Ajuste y Calibración de Esfuerzos
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Resultado$
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• Sin presencia de agua • Recuperación de inversión: 3.16 días
• 4,200 bpd (inciales) • 142,000 bbl acumulados • Presión de flujo estable
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Remolino 1648 Pozo desarrollado 100% Halliburton Highlights:
– Horizontal – Colgador de Liner Versaflex® – Empacadores hinchables Easy Well – 8 Camisas Rapid Stage® – Colocación de clusters en función al Análisis de
Fragilidad.
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Selección de intervalos
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Selección de intervalos
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Evaluación
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Etapa Apuntalante (lbs) Long. Diseño (m) Long. Ajustada (m) MSM
1 320,000 145 102
2 320,000 145 102
3 320,000 145 102
4 320,000 145 102
5 320,000 145 102
6 320,000 145 102
7 320,000 145 102
8 320,000 145 102
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Resultado$
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• 1,500 bpd (inciales) • 93,000 bbl acumulados • Presión de flujo estable
• Sin presencia de agua • 95,000 bbl acumulados • Recuperación de inversión: 10. 2 días
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Otros pozos:
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Pozo Técnica Producción
promedio (bpd) Acumulado (bbl) Tiempo (días)
Remolino 1606 HydraJet
2400
17,318
8
Remolino 1608 HydraJet
950
2,604
3
Remolino 1631 Perf & Plug
1,200
30,399
37
Yacimientos No Convencionales…. Soluciones No Convencionales….
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En Resumen
Estudiar, Conocer y Entender el Yacimiento. Definir Necesidades y Expectativas. Integrar la Solución mas adecuada. Selección de Técnica en función al Yacimiento. Romper “Paradigmas” Selección de Fluidos. Ejecución Flexible y Limpia. Evaluación Todos los pozos son diferentes.
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RENTABILIDAD
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¿PREGUNTAS?
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