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7/27/2019 Halliburton - Fracturas Pozos Horizontales
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INCREMENTO DE LA PRODUCTIVIDAD MEDIANTEFRACTURAMIENTO HIDRULICO MULTI-ETAPA EN POZOSHORIZONTALES EN LA REGIN NORTE DE MXICO
L. Francisco GarcaTechnical Professional
17 de Mayo de 2012
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Momento de Valor
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12% Decline
40% of USNaturalGas
>60% of totalexisting oil
50% Canadian CrudeProduction 2012
Fuente:SPE 90242,Modified G. S. Wylie
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Agenda
CHICONTEPEC CHICONTEPEC EN NMEROS
CHICONTEPEC PETROFSICO / EL RETO
TCNICAS DE MULTIFRACTURAMIENTO
DESARROLLO DE SOLUCIONES PRESIDENTE ALEMN 1565H
REMOLINO 1648
PREGUNTAS
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CHICONTEPEC
Ubicado en la porcin Centro-Oriental de laRepblica Mexicana.
rea del Paleocanal de Chicontepec 3,785 km2.
Descubrimiento: 1931
Explotacin del campo Miguel Alemn: 1952
Deteccin 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 Fra
LC Corralillo
LC P. Alemn
LC Remolino
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CHICONTEPEC EN NMEROS
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Produccin diaria en el periodo 2004 2009
2004 2005 2006 2007 2008 2009
Produccin 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 104Otros 599 569 570 538 513 530
Aceite Terciar io del Golfo (ATG) 22 25 23 23 29 30
Fuente:
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CHICONTEPEC EN NMEROS
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Produccin diaria en el periodo 2010 2011
2010 2011
Produccin 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 155Otros 576 608
Aceite Terciario del Golfo (ATG) 41 53
Fuente:
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CHICONTEPEC EN NMEROS
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Produccin diaria en el periodo 2012
Ene 12 Feb12 Mar12 Abr12
Produccin 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 148Otros 625 628 637 638
Aceite Terciar io del Golfo (ATG) 63 66 64 65
Fuente:
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CHICONTEPEC EN NMEROS
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Produccin histrica
1. Descubrimiento del campoMiguel Alemn e inicio deldesarrollo de la Zona Norte
2. Desarrollo de la explotacinde la ZN. y exploracin de laZS.
3. PEP se enfoca y prioriza los
campos del Sureste,Cantarell y Ku-Maloob-Zaap.Desarrollo parcial de AguaFra y Tajn
4. Reevaluacin del proyecto yredefinicin de la estrategiade explotacin.
5. Reactivacin de laexplotacin. En 2010 Hallinicia los trabajos defracturamiento.
6. Proyecto con mayorpotencial en Mxico
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CHICONTEPEC EN NMEROS
En 2010 se perforaron 1,737 pozos, de los cuales 1,323 fueron fracturados
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CHICONTEPEC PETROFSICO
Deposicin de sedimentos arcillo-arenosos en
ambientes fluviodelticos. Litologa formada por lutitas interestratificadas con
capas calcreas y cuerpos de areniscas degranos heterogneos.
Yacimientos lenticulares
Alta presencia de cementante calcreo. max : 14%
K: 0.01 100 md.
Yacimiento de Baja Energa.
Aceites pesados.
Ubicacin rpida en la presin de saturacin.
HETEROGENEO
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CHICONTEPEC: EL RETO
Pemex
Tiempo entre terminacin yprimera produccin
40-50 das
Produccin promedio 40 bpd
Produccin Acumulada15,000 bbl
Presidente Alemn 1565H
25 das
4200 bpd
142,000 bbl
Plus: Aceite extrapesado.
Bajo punto de saturacin Flujo multifsico.
RENTABILIDAD
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Halliburtons PinPoint Portfolio
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CobraMax H
Cobra Frac CobraJet Frac
SurgiFrac
CobraMax V CobraElite Frac
http://../My%20Documents/PINPOINT%20File%20Folder/PinPoint%20Executive%20Sales%20Presentations/External%20Presentation/Cobra_Elite_03.wmvhttp://../My%20Documents/PINPOINT%20File%20Folder/PinPoint%20Executive%20Sales%20Presentations/External%20Presentation/Cobra_Elite_03.wmv7/27/2019 Halliburton - Fracturas Pozos Horizontales
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Halliburtons 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
Conexin con el yacimiento: a travs del disparo Aislamiento anular TR-Formacin: Cemento
Aislamiento en tubera entre etapas de fractura: contapn fast drill
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Ventajas
Tratamiento de grandes intervalos. Evaluacin sencilla de cada
intervalo a tratar.
Operacin pausada. Poca cantidad de recursos
Desventajas
Tiempos operativos extendidos NPT Empleo de CT o WL para bajar
tapones/pistolas Bombeo de herramientas a fondo Produccin diferida Efectos de tortuosidad
Tiempo de completacin promedio: 40-55 das
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CobraMax-H
Conexin con el yacimiento: Hydrajetting
Aislamiento anular TR-Formacin: Cemento Aislamiento en tubera entre etapas de fractura: Tapn
de arena.
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Ventajas
Alta conductividad en el tratamiento Jetteo y Fractura en solo 1 viaje Elimina la necesidad de tapones
mecnicos Uso de equipo convencional de CT (1
o 2)
Sin limitacin por temperatura oprofundidad
Elimina el uso de empacadores Operaciones con pozo vivo Fcil limpieza post-fracturas
Desventajas
Gasto determinado por rea efectivade flujo a travs del casing.
Afinar tapones de arena en seccinhorizontal
Disponibilidad de mayores volmenes
de agua
Tiempo de completacin promedio: 2-4 das (en funcin 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 tratamientoapuntalado
3. Induccin de empaque apuntaladoaltamente conductivo / tapn dearena
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CobraMax-H
4. Colocar el BHA fuera del rango deltapn de arena
5. Calibrar y afinar el tapn de arena
6. Jettear el siguiente intervalo de inters
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CobraMax H-DM
Conexin con el yacimiento: Hydrajetting
Aislamiento anular TR-Formacin: Cemento Aislamiento en tubera entre etapas de fractura: Tapn
de arena.
Bombeo del tratamiento por CT y Anular
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Ventajas Las mismas del Cmax-H mas: Fcil manipulacin de la concentracin
de apuntalante en fondo. Mayores gasto de tratamiento respecto a
otras tcnicas con CT
Fracturas Ramificadas mediantedivergencia a travs de baches deapuntalante y baches de barrido
Capacidad inmediata de desplazamientoen tendencias de arenamiento.
Desventajas Afinar tapones de arena en seccin
horizontal Disponibilidad de mayores volmenes de
agua
Tiempo de completacin promedio: 2-4 das (en funcin de la cantidad de etapas)
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CobraMax H-DM
1. Jetteo utilizando Hydra-Jet Tool
2. Bombeo de fluido con altaconcentracin de apuntalante a
travs de CT y fluido limpio a altogasto a travs de anular.Creacin e induccin degeometras de fractura complejas
3. Colocacin de fractura altamente
conductiva en el NWB y tapn dearena
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Conexin con el yacimiento: Camisa Rapid Stage.
Aislamiento anular TR-Formacin: Swell Packer y/ocemento soluble en acido
Aislamiento en tubera entre etapas de fractura: concanica.
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Rapid Stage
Ventajas
Sin limitacin de nmero de camisas Sin restriccin de gasto Bombeo continuo de todos los
tratamientos sin necesidad de pausas
Reduccin de tiempos opertativos Reduccin de requerimiento de agua
vs Pinpoint Terminacin en OpenHole o Casing Fcil recuperacin de canicas
Desventajas
Totalidad de recursos para eltratamiento completos al iniciar laoperacin
Apertura de solo una camisa porcluster
Tiempo de completacin promedio: 2-4 das (en funcin de la cantidad de etapas)
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Rapid Stage
Primera fracturaLanzamiento de canicaApertura de Rapid StageSleeve Siguiente fractura!
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Conexin con el yacimiento: Camisa Rapid Stage/Rapid
Frac. Aislamiento anular TR-Formacin: Swell Packer y/o
cemento soluble en acido Aislamiento en tubera entre etapas de fractura: con
canica.
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Rapid Frac
Ventajas Hasta 6 zonas de fractura 15 clusters por zona Sin restriccin de gasto Bombeo continuo de todos los
tratamientos sin necesidad de pausas
Reduccin de tiempos opertativos Reduccin de requerimiento de agua
vs Pinpoint Terminacin en OpenHole o Casing Fcil recuperacin de canicas
Desventajas
Totalidad de recursos para eltratamiento completos al iniciar laoperacin
Puertos de multifractura deben serbajados junto con la terminacin.
Tiempo de completacin promedio: 2-4 das (en funcin de la cantidad de etapas)
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Rapid Frac
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Surgi Frac Conexin con el yacimiento: Jetting Tool
Divergencia dinmica lograda con fluidos Terminaciones Open Hole y Cased Hole habilitadas
Control y Precisin en la iniciacin de la fractura
Ventajas
Control de la posicin de inicio defractura y su direccin.
Mitigacin de los efectos portortuosidad y riesgo de arenamiento.
Tratamientos Acidos/Apuntaldos Sin limite de etapas No hay necesidad de tapones
mecnicos
Desventajas
Gasto limitado por CT
Tiempo de completacin promedio: 2-4 das (en funcin 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 fracLimestone Sandfrac with acid
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Desarrollo de la Solucin
The Promise of Stimulation:Understanding + Total Approach = Optimum ValueThe economic realities of energy's future make effective well
stimulation cri tical to opt imizing the value of the asset that is an oil
or gas reservoir.
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Presidente Alemn 1565H
Pozo desarrollado 100% Halliburton
Highlights: Baroids INTEGRADE fluid
Zone Seal services
MSM
Caracterizacin de Roca
COBRA MAX-H
Expedite Conductivity Enhancement
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Pozo Horizontal
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Presin(p
si)
Gasto (bpd)
Pozo Vertical
Pozo Vertical Fracturado
Pozo Horizontal Fracturado
QVF QHF
PwfVF
PwfVF
Pres
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Caracterizacin de Roca
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Seleccin de la Tcnica de Fractura
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Seleccin de Intervalos
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Seleccin de Intervalos
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Seleccin de Intervalos
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Seleccin de Intervalos
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Seleccin de Intervalos
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Seleccin de Intervalos
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Seleccin de Intervalos
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APPLIED TECHNOLOGIES: Rock Characterization
CobraMaxfracturing services
Expediteconductivity MSM enhancement services
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Evaluacin
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Etapa Apuntalante (lbs) Expedite Long. Diseo (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 Calibracin de Esfuerzos
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R lt d $
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Resultado$
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Sin presencia de agua Recuperacin de inversin: 3.16 das
4,200 bpd (inciales) 142,000 bbl acumulados Presin 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 Colocacin de clusters en funcin al Anlisis de
Fragilidad.
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Seleccin de intervalos
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Seleccin de intervalos
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Evaluacin
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Etapa Apuntalante (lbs) Long. Diseo (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
R lt d $
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Resultado$
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1,500 bpd (inciales) 93,000 bbl acumulados Presin de flujo estable
Sin presencia de agua 95,000 bbl acumulados Recuperacin de inversin: 10. 2 das
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Otros pozos:
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Pozo TcnicaProduccin
promedio (bpd) Acumulado (bbl) Tiempo (das)
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 Solucin mas adecuada. Seleccin de Tcnica en funcin al Yacimiento. Romper Paradigmas Seleccin de Fluidos. Ejecucin Flexible y Limpia. Evaluacin Todos los pozos son diferentes.
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RENTABILIDAD
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PREGUNTAS?
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