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NÚMERO 1, AGOSTO 2014
Uso del Fluido Polímerico de Base de agua de mar Pág. 7-10 Fracturas libre de residuos en el Noreste de México Pág. 20-21 Evolución, desafíos y éxito en pozos de Aguas Profundas Pág. 20-21
F&F0225012005 HECHO EN MÉXICO
Tecnología Halliburton
A
EDITORIAL
AGOSTO 2014
El compromiso de producir cada día más demanda estrategias claras para los yacimientos en inicio de explotación, para las reservas no drenadas de los campos maduros, y para los yacimientos no convencionales (lutitas hidrocarburiferas). En todo caso, el reto es producir de una manera eficiente y rentable, segura y amigable con el ambiente, así como con sentido de responsabilidad social, lo cual debe descansar en el uso de tecnología, con la gente ideal, desarrollando procesos de manera confiable; y por sobre todo en la búsqueda permanente de mejores formas de hacer las cosas, especialmente por la realidad constante de que los recursos cada vez son más escasos y que es la economía la que dicta la pauta entre hacer y no hacer.
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Juan Manuel Castañeda Vicepresidente Halliburton México Raul Bonifacio Gerente de Operaciones Halliburton México Alvaro Molina Gerente de cuenta PEMEX Francisco Rueda Gerente de Desarrollo de Negocios, México Carlos F. Yañez Gerente de Desarrollo de Negocios, Región Marina Jesus Manuel Nuñez Gerente de Desarrollo de Negocios, Región Norte Wuilmer Ponte Gerente de Desarrollo de Negocios, Región Sur Beethoven Bonilla Gerente de Desarrollo de Negocios, Exploración José Gregorio Astor Líder de Cuenta IOCs Meudys Romero Gerente de Soluciones Tecnológicas, México Fabiola Martínez Coordinador de Marketing México Guillermo Izquierdo Gerente de Tecnología Halliburton Latinoamérica
pesar de los vaivenes de la economía global, varias fuentes predicen que el mundo continuará incrementando su necesidad de hidrocarburos para soportar una población en continuo crecimiento y para mejorar la calidad de vida en aquellas áreas donde tradicionalmente ha sido baja. En consecuencia, la industria petrolera tendrá que seguir en su esfuerzo permanente de encontrar y producir hidrocarburos en áreas cada vez más complejas, que se traduce en actividades mucho más difíciles de acometer y mucho más costosas por ende. Una realidad de la cual México no escapa, 69% de las reservas probadas de crudo están en campos marinos, y 26.6 miles de millones de crudo equivalente son recursos prospectivos localizados en aguas profundas (48% del total).
Dirija sus comentarios, aportaciones y sugerencias a: flamextst@halliburton.com Tecnología Halliburton es editada por la Gerencia de Soluciones Tecnológicas en colaboración con el área de Marketing México. Es una publicación técnica e informativa con datos y descripciones sobre proyectos y trabajos realizados en el territorio mexicano. Derechos Reservados © Copyright 2014. Halliburton México, S. de R.L. de C.V. Av. Paseo La Choca No.5-A Fracc. La Choca Col. Tabasco 2000 C.P. 86037, Villahermosa, Tabasco. México. Teléfono. (993) 310.1100. La reproducción total o parcial por medios mecánicos, electrónicos, ópticos y en general, por cualquier medio y para cualquier fin no está permitida, sin la autorización previa y escrita del titular de los derechos. A menos que se indique lo contrario, las patentes descritas y las marcas mencionadas en la publicacion son propiedad de Halliburton de México, utilizadas con autorización. Diseño: Claudia Vázquez
México, el décimo mayor productor mundial de crudo, según datos de la OPEP; presenta oportunidades en todas estas áreas: campos maduros, aguas profundas y yacimientos no convencionales, es por ello que nos complace traer en esta edición artículos relacionados de experiencias hechas en México del trabajo colaborativo de Halliburton con Petróleos Mexicanos en el uso de la tecnologías y de mejores formas de hacer las cosas en estas tres grandes áreas. Nos motiva la idea de divulgar estas experiencias con el firme propósito de poner a disposición toda nuestra capacidad tecnológica al servicio de la industria petrolera mexicana porque estamos convencidos que los tres millones de barriles de producción de crudo son alcanzables en el corto plazo a través del trabajo colaborativo entre operadoras y empresas de servicio.
Meudys Adriana Romero Mendoza, MSc Gerente de Soluciones Tecnológicas Halliburton México
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CONTENIDO 14
CAMPOS MADUROS 12
Optimización de la toma de decisiones en operaciones de estimulación de pozos, integrando la adquisición de datos en tiempo real con la información histórica de intervenciones anteriores
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Uso del Fluido Polimérico de Base Agua de Mar Inhibido de Baroid en el pozo Cantarell-3021D
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Análisis del Riesgo e Incertidumbre para la Explotación Rentable de Campos con Reservas Marginales del Proyecto Crudo Ligero Marino
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YACIMIENTOS NO CONVENCIONALES 24
Terminación no convencional genera un incremento significativo en la producción en de Pozos Horizontales en la formación Chicontepec
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Primeros Resultados de Producción de la formación tipo roca generadora PIMIENTA, una Lutita Prometedora- Caso Histórico de la cuenca de Burgos en México
36
Utilización de Fluido de fracturas libre de residuos en el Noreste de Mexico
30
rauG esaB odiulF
36
odirácasiloP esaB odiulF
AGUAS PROFUNDAS 42
Evolución, desafíos y éxitos de las evaluaciones DST en pozos de aguas profundas de México
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Barrena FXD655 & ampliador XR-1200 generan excelente calidad de agujero y ROP en el pozo Exploratus-1
42 46 www.halliburton.com
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La Tecnología como premisa para alcanzar los objetivos planteados, juntos podemos...
Las oportunidades son enormes, solo por mencionar números, Mexico contiene una base de recursos no convencionales estimada en 545 tcf of técnicamente recuperables de recursos de shale gas, ranqueado como el sexto país en el mundo en términos de potencial de shale gas; detrás de China, Argentina, Argelia, USA y (Tabla 1). Por otro lado, de los 52.6 MMMbpce de recursos prospectivos de México, aproximadamente el 52% de los recursos convencionales de México se ubican en Aguas Profundas y los recursos prospectivos asociados a aceite y gas en lutitas son del orden de 60.2 MMMbpce.
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como premisa para alcanzar los objetivos planteados,
juntos podemos...
SHALE GAS RESOURCES RANKING RANK
Meudys Romero - Halliburton
U
na prueba evidente del esfuerzo que hace la industria petrolera mundial por atender las demandas energéticas, es la capacidad de los operadores de reemplazar reservas incorporadas a la producción: una comparación entre las reservas mundiales en 1995 y las del año 2012 muestra un aumento de aproximadamente 40% (World Oil and Gas Review 2013, ENI).
crecimiento de oferta energética, significa el desarrollo de áreas como Aguas Profundas y No Convencionales (Aceite y Gas en Lutitas y yacimientos de muy baja permeabilidad). La complejidad de estas áreas estratégicas es una clara evidencia de la demanda creciente del componente tecnológico, el cual lo vive cada país de acuerdo a sus decisiones estratégicas, pero en general la motivación individual apunta más al autoabastecimiento energético, de allí la necesidad de demarcar el mapa tecnológico con las prácticas y tecnologías internacionales para cerrar las brechas tecnológicas. De modo que para México, desarrollar capacidades en estas áreas se transforma en un tema de sustentabilidad.
No en vano la demanda de más y más aceite y gas ha impulsado a la industria a buscar nuevas áreas de explotación, muchas de las cuales permanecían inalterables: zonas de difícil acceso como aguas profundas y ultra profundas, áreas remotas como en el Ártico, yacimientos subsalinos o yacimientos no convencionales (shale oil&gas, CBM), siendo estos los últimos que han venido haciendo su aporte sustancial a la creciente demanda. Sin dejar de contar las reservas de los campos en explotación, MEXICAN NATURAL GAS SUPPLY AND DEMAND
México no escapa a esta realidad, hablar en términos de
Net imports
Production
Consumption
Shale gas*, tcf
China Argentina Algeria US Canada Mexico Australia South Africa Russia Brazil
World total
1,115 802 707 662 573 545 437 390 285 245 7,299
Technically recoverable shale gas resources
Source: EIA
El reto en cualquiera de las áreas estratégicas (Campos Maduros, Aguas Profundas y No Convencionales) significa explorar y/o explotar las reservas eficientemente, en forma segura y de una manera amigable con el ambiente, usando equipos, tecnologías probadas y procesos; al mismo tiempo que se exploran continuamente formas más innovadoras de hacer las cosas, cuya búsqueda une en un fin común a empresas operadoras con empresas de servicio en México.
7
No por el hecho de que se tiene una tecnología y/o se aplica de manera consistente un proceso, hará olvidar que ambos son consecuencia de una demanda que fue atendida bajo un proceso de innovación que se renueva constantemente y que nos hace fieles a la constante búsqueda de mejores formas de hacer las cosas. Es por ello que en Halliburton nos adueñamos de los retos de nuestros clientes para desarrollar soluciones de valor para ellos.
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bcfd
donde el 75% de ellos se encuentran en su etapa de declinación (maduros) con reservas que dan cuentan de la mitad de la demanda energética de 20 años, y cuya garantía es en sí mismo un reto y un compromiso.
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Country
Table 1
3 2 1 0
1980
1985
1990
1995
2000
2005
2010
La entrega de valor a nuestros clientes la asociamos principalmente a los siguientes objetivos:
• Incrementar la producción de Hidrocarburos. • Incrementar inventario de reservas por nuevos descubrimientos y reclasificación. • Obtener niveles de eficiencia por encima de estándares internacionales en aprovechamiento de gas y costos de producción. Pensar en términos de incrementar la producción de hidrocarburos, significa detener la declinación de los campos maduros de México, lo cual puede hacerse en dos vías: 1) mejorando la productividad de los pozos; 2) desarrollando las reservas valoradas desde el inicio de la explotación del yacimiento (del recurso original en sitio) pero que era anti económico extraerlas en ese momento o aquella reserva que no se tuvo acceso por la tecnología del momento o que fue dejada atrás en el proceso mismo de transporte en el medio poroso del yacimiento. Desarrollar y poner en uso nuevas tecnologías para mejorar la productividad de los pozos, lo cual tiene impacto inmediato en la producción de los campos, está en el primer orden de prioridad para entrega de valor a nuestros clientes. Esto se acomete con un proceso sistemático que inicia con el diagnóstico del desempeño del pozo, con el cual se detecta la causa de su bajo desempeño y se diseñan las soluciones para mejorar su productividad, las cuales van desde la evaluación y corrección de la integridad mecánica, una solución de control de agua y/o gas, remoción de daño con una estimulación adecuada al pozo, asistencia con un sistema artificial de producción, nuevos intervalos de producción, entre otros. Halliburton ha puesto especial énfasis en las tecnologías de campos maduros, resultando en mejoras significativas para mejorar el desempeño de los campos y/o discriminadas en la cadena de valor de producción, menciono algunas de nuestro portafolio de soluciones:
Caracterización de Yacimientos Aplicaciones de Landmark para caracterización yacimientos en todo el ciclo del Activo:
de
ProMAX® 4D – Respuesta de la imagen sísmica a los cambios del yacimiento en el tiempo. DecisionSpace® Geofísica/Geología Leverage prestack seismic attributes para monitorear diferencias de presión y saturación en el tiempo, modelar y predecir curvas de presión/saturación a efectos 4D GeoProbe® – Interpretación Multivolumen/multivintage DecisionSpace® Earth Modeling – modelaje geocelular para todo el ciclo de vida del activo OpenWorks® - Manejo de datos masivos multivintages de data sísmica 4D, interpretación y modelaje de yacimientos. Servicio de consultoría para la construcción del modelo geocelular del yacimiento.
Source: US Energy Information Administration and International Energy Agency
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La Tecnología como premisa para alcanzar los objetivos planteados, juntos podemos...
La Tecnología como premisa para alcanzar los objetivos planteados, juntos podemos...
Perforación y Terminación de Pozos Aplicaciones de Landmark para construcción de pozos: CasingSeat®– planeación de pozos nuevos productores o inyectores. Diseño de pozos desde la perspectiva de tamaño del hoyo y selección del tipo de revestidor, cálculo del costo efectivo basado en costos históricos; StressCheck® – asegurar la integridad mecánica del pozos; WellCat® (para pozos inteligentes) análisis de temperatura y esfuerzos. Optimización de la Presión durante la perforación de yacimientos depletados, bien sea perforación bajo balance (Underbalanced Drilling ) o control estricto de la presión (Managed Pressure Drilling) se engloban en nuestras soluciones GeoBalance® para lograr perforar pozos en regímenes difíciles o imposibles ayudando a reducir tiempos y costos. Servicios de Cementación WellLife® para análisis, diseño y entrega de sistemas avanzados de cementación para tolerar los esfuerzos a los cuales se somete el pozo en toda su vida productiva. Tecnologías de fluidos para minimizar la perdida de circulación durante la perforación de yacimientos depletados: LCM Materials y Wellset® para el diseño de la solución. Terminaciones con controladores de flujo de fluidos no deseados. EquiFlow® ICD
Ingeniera de Yacimientos Aplicaciones de Landmark para monitoreo en tiempo real, modelaje integral y análisis de opciones lo cual permite al operador visualizar y comprender los yacimientos maduros de forma tal de poder detectar y analizar en forma temprana las anomalías y actuar a tiempo para evitar la declinación o interrupción de la producción. Servicio de consultoría para el modelaje integral del yacimiento.
Instalaciones de Superficie
Productividad de Pozos Aplicaciones Landmark para la optimización de producción de campos maduros como: WRM - Well Review Management para rankear y seleccionar pozos con problemas de producción. Evaluación de la Integridad mecánica del pozo. CAST- M Circumferential Acoustic Scanning Tool - Monocable, la cual provee inspección ultrasónica de la tubería en conjunto con la evaluación del cemento. Evaluación de la formación. Detectar zonas ofensoras de aguas y gas o aceite bypaseado. Todas nuestras tecnologías de electrones pulsados. Tecnologías de cementación para pozos con problemas integridad mecánica debido que los revestidores se ha visto perjudicado a través de los años (Wellock®). Sistemas artificiales de producción como bombeo electrocentrífugo, bombeo hidráulico (linear lift), etc. Nuevas técnicas de optimización de los tratamientos de estimulación de pozos a través de la combinación de tecnologías: StimWatch® & CoilComm® &Pulsonix Tecnologías de control de agua y/o gas: H2Zero® y Foam2Zero®. Integridad mecánica del pozo. Para evaluar y atender pozos cuya integridad mecánica de los revestidores se ha visto perjudicado a través de los años (Wellock®). Sistemas artificiales de producción como bombeo electrocentrífugo, bombeo hidráulico (linear lift), etc. Aseguramiento de flujo con tecnologías de sistema químicos para prevención o remoción de incrustaciones, parafinas, asfaltenos provistas por Multichem: CapSure®. Nuevas técnicas para limpieza de pozos: Hydrajet Index® Servicio de consultoría para la detección, análisis y diseño de soluciones para pozos con problemas de productividad: Mature Field Workflow®.
Gerenciamiento del Agua: Tratamiento y reúso de Aguas Residuales con Tecnología CleanWave®
El uso de estas tecnologías se traducen en soluciones para recuperar más aceite y gas en el área de drene del pozo. Al pensar en un mayor alcance del servicio a mediano y largo plazo, se ofrecen soluciones para la optimización del desempeño del yacimiento, lo cual se traduce en un mayor porcentaje de recuperación de los hidrocarburos y por ende se extiende la vida del yacimiento. Bajo un enfoque sistemático y holístico se diseña e implementan procesos de recuperación adicional para las reservas existentes. En el caso de que el yacimiento presente nuevas zonas para drenar, las soluciones se enfocaran en drenar esas reservas en forma rentable o hacer una reingeniería para drenar las zonas de aceite dejadas atrás. Las soluciones especializadas se enfocan principalmente en: • Evaluación de yacimientos para identificación de reservas no drenadas. • Perforación de pozos para mejorar drene del yacimiento a través de pozos infill (interespaciados): patrón, arquitectura de pozos.
Time Frame
Issues Capabilities
Address artificial lift, unwanted fluids and sanding challenges
Devise well abandonment strategy Timely EOR implementation
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Halliburton colabora con nuestros clientes en México para desarrollar soluciones y crear valor a nuestros clientes en sí mismo y para la comunidad global. Los retos son bienvenidos para nosotros.
Benefits Increased production and recovery
Collaboration Review Well Data
Prioritize Interventions
Develop Solutions
Execute Interventions
Collaboration
Collaboration Evaluate Constraints
Reduced downtime and lost production
Optimized Explotation
Client
Diagnose Potential and Economics
Reduced OPEX
Close HSE issues
Well Productivity
Identify remaining reserves
Field Productivity
Después de ello revisaremos nuestra oferta tecnológica y de procesos para las áreas estratégicas de aguas profundas y no convencionales, subsecuentemente relacionadas ambas áreas estratégicas con el objetivo de “Incrementar inventario de reservas por nuevos descubrimientos y reclasificación”.
Client
Improve remaining reserves
Develop infill drilling program
En los próximos artículos examinaremos nuestra oferta tecnológica y de procesos en materia de perforación y terminación de pozos infill, así como diseño e implementación de procesos de recuperación adicional, ambas estrategias cónsonas con la revitalización de campos maduros.
Solution Process
Fix underperforming wells
Well Productivity
• Visualización, Conceptualización y Diseño de Proyectos de Recuperación Adicional. El resultado deberá representar para México reservas recuperables asociadas a campos maduros estimadas en el orden de 60MMvoeqd. Las cuales no se pueden dar por hecho sino más bien significan un reto.
Review Models and design plan
Collaboration
Field Productivity
Execute Programs
Increased Reserves Enhanced Recovery Efficient Abandonment
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SERVICIOS DE CEMENTACIÓN
Las Propiedades Heterogéneas de la roca y los estreses de cierre entre los intervalos disparados en la formación pueden afectar el punto de iniciación de las fracturas y su crecimiento
“¿Qué pasaría si, para situaciones de SAGD (drenaje gravitacional asistido por vapor), hubiera un servicio de BAJA EFICIENCIA LOS INTERVALOS análisisENpredictivo que le permitiera (CLUSTERS) PROVOCA QUE SE QUEDEN conocer la integridad a largo plazo de RESERVAS SIN APROVECHAR la capa de cemento bajo condiciones térmicas extremas?”
CAMPOS MADUROS
Interferencia de los estreses de intervalo a intervalo (cluster-clustrer) puede propiciar una propagación dispareja de las fracturas a través de una etapa de intervalos
El Servicio AccessFrac capta más reservas mediante el mejoramiento de la eficiencia en los intervalos (clusters). El sistema de divergencia AccessFrac se puede aplicar a todas las etapas en la terminación de un pozo horizontal en lutita (shale). Utiliza una serie de tratamientos separados por una etapa de divergente para desviar y aislar el fluido de fractura de un intervalo inicialmente dominante, con el fin de crear una iniciación de fractura única en cada uno de los intervalos diseñados. El resultado es una red de fracturas más completa con más puntos de acceso al pozo para una mayor producción sostenida.
El servicio iCem responde a las preguntas antes del trabajo. ®
Averigüe cómo en www.halliburton.com/icem
¿Cuál es su reto no-convencional? Para soluciones, visite: halliburton.com/AccessFrac
Solving challenges.™
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Campos maduros
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Optimización de la toma de decisiones en operaciones de estimulación de pozos
Uso del fluido polimérico de base agua de mar inhibido de baroid en el pozo Cantarell-3021D
Halliburton en conjunto con el Grupo de PEMEX de Estimulaciones del Activo Integral Cantarell, ha incorporado esta metodología en las operaciones de Control de Agua y Gas, Estimulación y limpiezas de pozos. Un ejemplo de ello es el pozo Balam 53, en donde se ejecutó una estimulación matricial el 13 de Noviembre de 2012, con 60 m3 del sistema ácido HCl - HF (12%-3%).
Optimización
Utilizando el IFS, se pudo observar en tiempo real la eficiencia del tratamiento de estimulación, además de poder decidir en tiempo real los cambios necesarios en la cédula de bombeo, a partir del monitoreo comparativo de la respuesta de presiones, del tratamiento en tiempo real vs el tratamiento ejecutado anteriormente.
de la toma de decisiones en operaciones de estimulación de pozos, integrando la
adquisición de datos en tiempo real con la información histórica de intervenciones anteriores.
E
n el mundo globalizado de hoy la toma de decisiones eficientes juega un papel primordial en el éxito de cualquier operación. Para tal efecto se debe considerar no solo la tecnología existente en la adquisición de datos en tiempo real, sino las experiencias y lecciones aprendidas de operaciones anteriores. Esto es posible con la ayuda de las aplicaciones de software adecuadas, a través de las cuales se puedan integrar tanto los datos de operaciones pasadas como los adquiridos en tiempo real, de tal forma que se pueda optimizar la toma de decisiones y obtener así mejores resultados. La industria petrolera en general enfrenta actualmente grandes retos en cuanto a producción y costos. Particularmente en la Región Marina de México la optimización de los recursos es crucial por los elevados costos de transporte y disponibilidad de recursos para ejecutar los servicios. Por otro lado, los campos actualmente en explotación son yacimientos maduros que presentan mayores retos, siendo cada vez más difícil poder recuperar las reservas restantes de estos yacimientos. Es por esto necesario hacer uso de todas las herramientas disponibles con el objetivo de hacer un uso más eficiente
Se debe considerar no sólo la tecnología existente de adquisición de datos en tiempo real sino la experiencia y lecciones aprendidas en operaciones anteriores.
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Campos maduros
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En el pozo se había ejecutado una intervención anterior el 8 de Julio de 2012 con un tratamiento de Estimulación Matricial con 90 m3 del sistema ácido HCl-HF (6%1.5%).
Benjamín García Montoya, Gabriel Alvárez De la Barca, Roberto Tejero Jiménez - PEMEX Jonnathan Tellez, Omar Dávila Escamilla Halliburton
de los recursos y continuar generando los resultados esperados de las inversiones hechas en estos yacimientos. Actualmente Halliburton con el uso del Software de adquisición de datos, monitoreo y control denominado IFS (Insite For Stimulation), tiene la capacidad de incorporar durante la adquisición de datos en tiempo real, información adicional muy relevante para optimizar la toma de decisiones , tal como : • Datos de Presiones y gasto de bombeo de líquidos y Nitrógeno de operaciones anteriores. • Datos de sensores de fondo como Presión y Temperatura. • Datos obtenidos a partir de ecuaciones para las variables de interés. • Cualquier otra variable de interés de operaciones previamente ejecutadas. Lo anterior es de suma importancia en el análisis de tendencias comparativas y para evaluar la respuesta del yacimiento ante los diferentes tratamientos, ayudando en la optimización de los sistemas de fluidos y las cédulas de bombeo en cualquier tipo de operación, como control de agua y gas, fracturamiento ácido, estimulación y/o limpiezas de pozos, etc.; y por tanto poder de común acuerdo PEMEX y Halliburton tomar las decisiones más adecuadas para el pozo, a partir del análisis comparativo de datos históricos con los obtenidos en tiempo real.
Diferenciador en el Mercado En la actualidad, a nivel mundial existen diferentes aplicaciones de software con la capacidad de realizar análisis post operativos para mejorar los tratamientos de estimulación, limpieza, etc. en operaciones futuras. Con el monitoreo en tiempo real y la capacidad de incorporar modelos matemáticos, datos de operaciones previamente ejecutadas y datos de sensores de fondo, se puede optimizar la toma de decisiones en tiempo real. No es necesario esperar hasta la finalización de las operaciones para poder sacar conclusiones y optimizar a futuro. Gracias al uso del IFS, es posible optimizar los volúmenes y gastos de bombeo in situ y en tiempo real en cualquier tipo de tratamiento.
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Uso del fluido polimérico de base agua de mar inhibido de baroid en el pozo Cantarell-3021D
Uso del fluido polimérico de base agua de mar inhibido de baroid en el pozo Cantarell-3021D
la presión de formación que provoca desestabilización en la zona de cuellos lutíticos reactivos los cuales requieren una mayor densidad e inhibición para controlar las presiones de formación, así como el hinchamiento de las arcillas que evitan el cierre del hueco, zonas despresurizadas y áreas altamente fracturadas con el riesgo de pérdida de circulación total, problemas de resistencias, fricciones, e intentos de atrapamiento debido a una posible falta de suspensión del fluido para lograr el transporte de los recortes hacia las zonas fracturadas. Adicionalmente, se presentan tiempos y costos elevados de construcción de pozos ocasionados por las condiciones climatológicas del área, la complejidad y los problemas de logística con barcos abastecedores, principalmente con respecto al suministro de aceite diésel y productos químicos para la preparación del fluido de perforación.
Uso del
fluido polimérico de base agua
de mar inhibido de baroid en el pozo
Cantarell-3021D
Solución Alfredo Jiménez - PEMEX Victor Isea - Halliburton
Introducción Durante años en las operaciones marinas de Petróleos Mexicanos el área de Cantarell ha sido perforada con fluidos de emulsiones directas. En esta área existen brechas del Cretácico Superior KS que consisten en bloques de calizas cementados en carbonatos, que son fracturadas y donde se tienen pérdidas totales de circulación. El operador lleva a cabo la perforación de estas formaciones con el fluido de emulsión directa, conocido como fluido polimérico de baja densidad, donde las altas pérdidas de circulación generan un costo muy elevado por el consumo de diésel y agua, lo cual incrementa el costo operativo para PEMEX. Halliburton Baroid ofreció a PEMEX una solución para el operador con el sistema del Fluido Polimérico de Base Agua de Mar Inhibido de Baroid. Su utilización fue exitosa y ayudó a minimizar los tiempos 1/8 de perforación efectiva en las etapas de 8-½” y 6- ” del pozo Cantarell-3021D, bajo condiciones de alto ángulo y de pérdida de circulación total en la zona de brecha, con lo cual el operador logró un ahorro promedio de $14,832,840.41 USD.
Problemática La reparación mayor del pozo Cantarell3021D para su reincorporación a producción
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Campos maduros
contemplaba la perforación de las etapas con barrena de 8-½” y 6-1/8 ” hasta una profundidad de 3573 md (2870 mv), terminar el pozo en el agujero descubierto 6-1/8 ”, disparar y dejarlo en condiciones de producción en la formación del Cretácico Inferior KI. Durante la atravesaba la zona del Paleoceno Inferior, la brecha BKS, el Cretácico Medio KM y el Cretácico Inferior KI. Reto 1: Lograr una perforación efectiva en 760 horas de la etapa de 8-½” hasta 3323 md con 2870 mv y con 90° de inclinación utilizando el fluido de baja densidad de 0.90 gr/cc de relación aceite-agua 70/30, bajo condiciones de pérdidas de circulación total en donde existían altas probabilidades de problemas de limpieza del hueco y pegas de tubería, para bajar un liner de 7”.
Su utilización fue exitosa y ayudó a minimizar los tiempos de perforación efectivas en las etapas de 8-½” y 6-1 8 ” .
Se propuso utilizar en las etapas de 8-½” y 6-1/8 ” del pozo Cantarell- 3021D el Fluido Polimérico de Base Agua de Mar, diseñado específicamente para perforar en la brecha BKS, debido a que está formulado sólo con cinco productos poliméricos de rápida capacidad de reacción y homogeneización de alto desempeño, cumple con las altas exigencias operacionales de suspensión, inhibición, lubricidad y control de filtrado para la perforación bajo condiciones de pérdida de circulación total, y elimina el uso de aceite diésel y logística innecesaria de barcos por productos químicos, al optimizar los materiales químicos e incrementar la capacidad de volumen de fluido por día en la plataforma para asegurar la continuidad operativa.
Resultado Se utilizó el Fluido Polimérico de Base Agua de Mar de Baroid y se perforó la etapa de 8-½” desde 2198 metros hasta 3290 metros en un tiempo total efectivo de 206 horas, sin encontrar problemas operacionales relacionados con el fluido de perforación. El fluido demostró una excelente capacidad de limpieza e inhibición de arcillas. No se encontraron problemas de inestabilidad en el hoyo, a pesar de que el pozo se mantuvo estático durante largo periodos (mayores a 24 horas) debido a la suspensión de las operaciones por efectos climáticos. Se perforó la etapa horizontal de 6-1/8 ” desde 3290 metros hasta 3690 metros sin problemas, en un tiempo de perforación efectiva de 163 horas. Durante la perforación no se presentaron problemas por pérdida de circulación ni problemas asociados con el fluido, aseguró la estabilidad y la limpieza del hoyo.
Con la utilización del Fluido de Base Agua de Mar de Baroid, el operador eliminó los tiempos no productivos y se logró un ahorro promedio de $14,832,840.41 USD
Gráficas tiempo de perforación efectiva en la etapa 8-½” Cantarell-3021D
Reto 2: Perforar la sección horizontal con una mecha de 6-1/8 ” hasta 3573 md utilizando un fluido de baja densidad de 0.90 gr/cc de relación 70/30 (250 metros), asegurando la limpieza del hueco con un avance programado de 45 m/día para un tiempo total efectivo de 210 horas. Según la experiencia en los pozos vecinos, algunos de los riesgos asociados durante ambas etapas consideraban problemas con
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Tiempo en Horas
Tiempo efectivo programado estimado para la perforación en horas
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Tiempo efectivo real de perforación en horas
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Uso del fluido polimérico de base agua de mar inhibido de baroid en el pozo Cantarell-3021D
Uso del fluido polimérico de base agua de mar inhibido de baroid en el pozo Cantarell-3021D
Comparación de tiempos de perforación efectiva en la etapa 6-1/8
Análisis del riesgo e incertidumbre para la
Tiempo efectivo programado estimado para la perforación en horas
Nak
Explotación rentable
Citam
de campos con reservas marginales del proyecto crudo ligero marino
Tiempo efectivo real de perforación en horas
Kab
Mision Kix
Yum Ichalkil
Frontera
Ciudad del Carmen
Paraíso Tabasco
Tiempo en Horas
Con la utilización del Fluido de Base Agua de Mar de Baroid en el pozo Cantarell-3021D, el operador eliminó los tiempos no productivos, el uso de diésel y el fluido de baja densidad, la logística y los tiempos no productivos por la utilización de barcos, así como los problemas asociados con el fluido durante la perforación, con lo cual se logró un ahorro promedio de $14,832,840.41 USD.
Se evitaron los problemas logísticos de abastecimiento de fluidos como agua y diésel.
L
a explotación de hidrocarburos en yacimientos costa fuera constituye un reto para su desarrollo y operación, al ser comparados con campos terrestres. Debido a los costos de perforación, facilidades de superficie y mantenimiento. Por lo que, para generar rentabilidad y competitividad en campos nuevos con valores de reservas marginales se convierte en una situación compleja. Este trabajo muestra el caso de estudio para seis de los campos que pertenecen al proyecto Crudo Ligero Marino, con reservas oficiales que van de 2.0 a 60.0 MMSTB. Después del descubrimiento de estos campos, las inversiones se han diferido hasta por décadas debido a que han sido considerados de bajo interés comercial, se destacan tres campos que únicamente cuentan con el pozo exploratorio descubridor y cuyos análisis para su explotación se han realizado con métodos tradicionales.
Introducción El Proyecto Crudo Ligero Marino del Activo Integral de Producción Litoral de Tabasco se localiza en la plataforma Continental del Golfo de México frente a las costas de los Estados de Tabasco y Campeche, aproximadamente a 75 kilómetros al Noreste del municipio de Paraíso, Tabasco. Los yacimientos más importantes están constituidos fundamentalmente por carbonatos naturalmente fracturados del Cretácico y tipos bancos oolíticos del Jurásico Superior Kimmeridgiano.
Oscar Darío Xochipa López - PEMEX Marlon de Jesús González - Halliburton
del proyecto Crudo Ligero Marino, siendo estos campos principalmente; Kab, Citam, Yum, Nak, Kix e Ichalkil. En el ciclo de vida de este proyecto (Fig.2) los campos Kab, Yum y Citam se encuentran en la etapa de desarrollo, mientras que los campos Nak, Kix e Ichalkil se encuentran en la etapa de caracterización y delimitación. Los tipos de yacimientos corresponden a aceite, gas y condensado con densidad en ºAPI que varían desde 30 hasta 40 grados. Oficialmente las reservas originales 2P de los campos de interés totalizan 103 MMB de aceite y 169 MMMPC de gas, de las cuales hasta el momento se han acumulado 35.3 MMB de aceite y 54.2 MMMPC de gas, quedando aun reservas remanentes en el orden de 68 MMB de aceite y 115 MMMPC de gas. En vista de que el propósito fundamental que engloba este trabajo consiste en explotar eficientemente las reservas, se pretende generar un plan óptimo de explotación y desarrollo para cada uno de estos campos y mejorar su rentabilidad, fundamentado en metodologías aplicadas para el análisis y gerencia del riesgo e incertidumbre.
El estudio consistió en la culminación de la etapa de conceptualización de la metodología Front End Loading de aquellos campos que presentan menor atractivo comercial
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Uso del fluido polimérico de base agua de mar inhibido de baroid en el pozo Cantarell-3021D
Uso del fluido polimérico de base agua de mar inhibido de baroid en el pozo Cantarell-3021D
A continuación se describen algunas de las metodologías y flujos de trabajo que fueron empleadas en el desarrollo del proyecto.
Geociencia
Distribuciones Está cas
Mapas de Riesgo Geológico Al integrar la información tal como; los mapas estructurales, modelos de fractura (si se disponen), mapas de iso-propiedades y mapas de calidad de roca se obtienen los mapas de riesgo geológico para cada uno de los campos, que permite cualitativamente identificar el nivel de certidumbre de las áreas, y cuyo instrumento en el contexto del estudio pretende apoyar la ubicación de efectivos puntos de drene e incrementar el éxito geológico de las futuras localizaciones de pozos de desarrollo. Cuando los campos cuentan con historia de explotación, también se toma en cuenta la información dinámica del yacimiento. La fig.3 muestra como ejemplo los mapas de riesgo geológico que fueron generados para los campos productores Kab e Yum. Generación de Perfiles de Presión y Producción Probabilísticos La generación de los perfiles de producción probabilísticos de cada uno de los yacimientos petrolíferos que conforman los Campos Kab, Ichalkil, Citam, Nak, Yum y Kix se basó en los modelos de balance de materia en los casos donde existen históricos
Distribuciones Dinámicas Produc vidad
Yacimiento
Propiedades del Acuífero/Roca
N Escenarios
Fig.2—Diagrama de ciclo de vida de campos con reservas marginales.
de producción y modelos de tanque en aquellos yacimientos donde aún no se ha realizado explotación. En el flujo de trabajo para el ajuste histórico asistido y la generación de perfiles probabilísticos se consideraron tres áreas fundamentales de mayor incertidumbre: Geociencia, Yacimiento y Productividad. Por medio del flujo de trabajo MBAL™-DMS™ se integró cada variable de incertidumbre, así como los escenarios de desarrollo de los campos a evaluar, permitiendo de esta manera generar los pronósticos probabilísticos de presión, producción e inyección de los diversos escenarios de explotación.
Generar un plan óptimo de explotación y desarrollo fundamentado en metodologías aplicadas para el análisis y gerencia del riesgo e incertidumbre.
A uencia de pozos
Tablas Hidráulicas (Well oTM)
Balance de Materia o Modelo de Tanque (MBALTM)
Op mizador Estocás co (DMSTM)
Pronós cos Presión/Producción Estocás cos
Fig. 4—Diagrama de flujo para la generación de los perfiles de presión y producción probabilísticos.
Modelo Estocástico para Evaluación Integral Para la evaluación integral se parte del modelo de pozos, la cual debe de estar en capacidad de generar las tablas hidráulicas, con la información de índices de productividad y toda aquella requerida que comprende la simulación del comportamiento de afluencia multifásica para los pozos actualmente productores, inyectores, futuras reparaciones, intervenciones y los pozos nuevos. Los pronósticos de producción estocásticos generados son incorporados mediante el manejo de base de datos
al modelo de evaluación económico estructurado en una hoja de cálculo, la cual contempla entrada de perfiles de producción, inyección, requerimientos de gas de levantamiento y la actividad física. Adicionalmente se consideró otras variables de incertidumbre previamente caracterizadas tales como; ciertas premisas económicas, costos de producción, costos de inyección, costos de operación y mantenimiento, inversiones operacionales e inversiones estratégicas. Cabe señalar que estas inversiones están asociadas a pozos e instalaciones.
Se determinó mediante optimización el número de pozos nuevos a perforar y el tipo de arquitectura para cada uno de los bloques
Fig. 3—Mapas de riesgo geológico de los campos Kab e Yum.
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Campos maduros
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Campos maduros
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Uso del fluido polimérico de base agua de mar inhibido de baroid en el pozo Cantarell-3021D
Base Reforma
centro de operaciones y de analítica para servir a la actividad petrolera Fig.5—Diagrama de flujo para la evaluación integral de los escenarios de producción.
Al integrarse finalmente toda esta información en el flujo de trabajo MBAL™-DMS™-Económico (Fig. 5), se generan los indicadores económicos probabilísticos de interés para cada uno de los escenarios y se obtuvo la cuantificación del riesgo del proceso integral. Adicionalmente se llevó a cabo en el flujo de trabajo la optimización de ciertas funciones objetivos que tomaron en cuenta variables de decisiones y las restricciones o condiciones de borde.
E-2
E-1
A manera de ejemplo, la frontera eficiente de los escenarios que resultaron más atractivos para el campo Kab se muestran en la fig. 7, donde se señala E-2 con el caso ganador que corresponde con la perforación de 4 pozos
E-4
E-B
Fig.7—Frontera eficiente de los escenarios del campo Kab.
convencionales y la implantación de bombeo neumático como sistema artificiales de producción, recomendado a partir del año 2016, momento en que la predicción señaló que la presión del yacimiento no será suficiente para seguir explotando eficientemente las reservas.
Conclusiones Como resultado de la integración de las herramientas empleadas, los planes de mitigación y la optimización holística de la estrategia de explotación para maximizar el valor del proyecto y minimizar el riesgo, se logró mediante este estudio impulsar competitivamente el desarrollo sustentable de campos con reservas marginales costa afuera en el golfo de México, que en el pasado habían sido considerados. La revisión y cuantificación de nuevas reservas, la incorporación de nuevas alternativas de explotación y la optimización de los escenarios de explotación favorecen la rentabilidad de campos con reservas marginales costa afuera y por consiguiente impulsar su interés comercial. Fig.6—Pronósticos probabilísticos de producción de aceite y requerimientos de gas de inyección para del campo Kab.
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Campos maduros
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de la Región Sur
E
n la década de los 70s, con el descubrimiento de nuevos yacimientos en Tabasco y Chiapas, la actividad petrolera se extiende hacia la región Sur. Aún cuando desde fines de los 50s las oficinas de Coatzacoalcos coordinaban las ventas y operaciones para esta región, es hasta 1971 que se toma la decisión de crear la base de Villahermosa, donde actualmente se encuentran las oficinas administrativas. Durante sus primeros diez años, la base de Villahermosa atendió todos los requerimientos de la región Sur. Sin embargo, el exponencial crecimiento de la actividad petrolera motivó la construcción de la base de Reforma, desde donde se atenderían todas las operaciones de la zona. De tal manera, en 1981 se traslada la actividad operativa de Villahermosa, Tabasco a Reforma, Chiapas, quedando la primera sólo como oficina de asistencia técnica y laboratorio.
La Base de Halliburton localizada en Reforma, Chiapas no solo es el Centro de Servicio desde donde se despachan y se controlan las operaciones de la Región Sur, sino desde donde se hacen los análisis de fluidos que se sirven a la industria petrolera.
Laboratorio de fluidos de perforación En el laboratorio Baroid Reforma realizamos formulaciones de los diferentes sistemas con que con contamos para realizar validaciones con la interacción roca-fluido y utilizando los equipos especiales para obtener una simulación muy cercana a las condiciones reales del pozo. Ingeniería de fluidos personalizado para maximizar el valor del pozo de acuerdo a los requerimientos del cliente. Desarrollo de soluciones para minimizar el daño a formaciones. Soporte en análisis fisicoquímicos a los diferentes pozos y planta de fluidos. Caracterización de la formación. Pruebas especiales para fluidos de perforación: LSM, Fann75, Fann 90, Lubricidad, Añejamiento dinámico, determinación de tamaño de partículas.
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Base Reforma centro de operaciones y de analítica para servir a la actividad petrolera Región Sur
Laboratorio de Cementaciones El laboratorio de Cementaciones está diseñado y equipado para responder a necesidades específicas que emergen de los desafíos que día a día se presentan durante las diferentes etapas de cementación. A continuación se describen algunas de las pruebas que se realizan en nuestro laboratorio: Controles de Calidad de Cementos Petroleros Preparación de la Lechada Propiedades Reologicas Perdida Por filtrado Agua Libre Tiempo Bombeable Resistencia Compresiva
Laboratorio de productos de estimulación de pozos Este laboratorio está diseñado y equipado para practicar pruebas de control de calidad, a cada uno de los fluidos que se formulan y utilizan en las operaciones de estimulación y fracturas ácidas/no ácidas tales como
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Laboratorio de productos de estimulación de pozos Tensión interfacial. Dimensionar este parámetro permite seleccionar la mejor opción entre los tensioactivos, tomando en cuenta la la naturaleza del aceite crudo del pozo a estimular utilizando un equipo llamado Tensiómetro. Difracción de Rayos X. El equipo Difractómetro de rayos X, permite analizar cualitativa y cuantitativamente todo tipo de materia inorgánica –minerales-, para conocer la naturaleza de la misma, y con esa información diseñar el mejor sistema fluidos para disolver o remover de la formación y/o tubería de producción, minerales analizados. Granulometría. Este ensayo permite practicar un control de calidad a la arena que se usa como apuntalante en operaciones de fractura hidráulica. Para ello se cuenta con un Microscopio Compuesto Digital, y una criba vibratoria. Control de calidad en Fluidos de Fractura. Para ello se emplea un equipo Reómetro Fann-50, en el que se miden las propiedades reológicas de los fluidos y geles de fractura hidráulica, sometidos a condiciones de presión y temperatura de fondo de pozo.
Pruebas de Compatibilidad. Se realizan entre el aceite crudo y los fluidos de tratamiento, permitiendo seleccionar la mejor formulación de acuerdo a las exigencias técnicas del yacimiento. Análisis físico de los fluidos que aporta el pozo. Los resultados obtenidos de estos análisis son parte fundamental del proceso de diseño de fluidos de tratamiento. Solubilidad de muestras sólidas. Esta prueba permite definir puntualmente qué tipo de fluido deberá programarse para remover y/o disolver sólidos depositados e incrustados el yacimiento y tubería de producción respectivamente. Aseguramiento de Calidad. Este tipo de control garantiza que los fluidos de tratamientos ácidos/no ácidos y geles de fractura, preparados para operaciones de campo, cumplen con los más altos estándares de calidad.
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SERVICIOS DE CEMENTACIÓN
“¿Qué pasaría si, para situaciones de SAGD (drenaje gravitacional asistido por vapor), hubiera un servicio de análisis predictivo que le permitiera conocer la integridad a largo plazo de la capa de cemento bajo condiciones térmicas extremas?”
YACIMIENTOS
NO CONVENCIONALES
El servicio iCem responde a las preguntas antes del trabajo. ®
Averigüe cómo en www.halliburton.com/icem
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Terminación genera un incremento de producción en la formación Chicontepec
Terminación genera un incremento de producción en la formación Chicontepec
Terminación no convencional genera un incremento en la producción de pozos horizontales en la
formación Chicontepec
Introducción El Paleocanal de Chicontepec se considera un tipo de yacimiento clastico no convencional, y requiere de la estimulación de grandes volúmenes de roca para mejorar los resultados de producción. El mapeo de fracturas con microsísmica ha mostrado que fracturas planas con un ligero grado de complejidad pueden ser generadas en muchos campos en esta cuenca. En yacimientos convencionales y arenas apretadas de gas, la longitud media de fracturas en un solo plano y la conductividad son los factores clave para el desempeño de la estimulación. En yacimientos de roca generadora, donde estructuras de redes complejas en múltiples planos son creados, el concepto de longitud media de fractura y conductividad son insuficientes para describir el desempeño de la estimulación. En este documento, el concepto de Volumen de Yacimiento Estimulado (SRV por sus siglas en Ingles), creado para yacimientos de roca generadora, fue usado como un parámetro de correlación para predecir el desempeño del pozo para los dos pozos horizontales, donde el tamaño de las fracturas creadas pudieran ser aproximadas como volumen tridimensional (3D) (por
Las terminaciones entubadas son elegidas cuando una completación más simple es requerida y también para el diseño de un tratamiento específico de estimulación que usa empacadores anulares para segmentar agujero descubierto o una aplicación cementada para aislar diferentes zonas. Terminaciones en agujero descubierto son seleccionadas en formaciones consolidadas con riesgo mínimo de colapso de la formación o irrupción de agua o gas (si es una zona de aceite). Guillermo Gutiérrez - PEMEX Eber Medina, Gerardo Perazzo y José Sierra, Carolina Henriquez - Halliburton Javier Salguero - CBM E&P
ejemplo, SRV) de una nube de eventos microsísmicos (Mayerhofer et al. 2008). El campo Coyotes (Fig. 1) es un yacimiento maduro de aceite de baja permeabilidad que ha sido producido por aproximadamente 38 años. Está ubicado en el norte de la cuenca de Chicontepec, el cual es lleno de heterogeneidades (este caso particular en el campo Coyotes es una arenisca calcárea con permeabilidad promedio de 0.1 a 2.0 md y aceite de 30 a 35 grados API), requiriendo innovación tecnológica y nuevas aproximaciones para recuperar la mayor cantidad de reservas. La mayoría de los pozos que producen en el campo fluyen por medios artificiales usando bombeo neumático y mecánico.
El campo Coyotes es una arenisca calcárea con permeabilidad promedio…requiriendo innovación tecnológica y nuevas aproximaciones para recuperar la mayor reservas de crudo. Fig.1—El Campo Coyotes en la cuenca Chicontepec.
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La perforación de pozos horizontales y la aplicación de grandes tratamientos de fracturamiento multietapas ha probado mejoras en la recuperación de aceite a través de maximizar la cobertura del yacimiento, dirigiendo a múltiples zonas, y mejorando los gastos de producción. Un incremento en el número de puntos de entrada por etapa ha ayudado a incrementar el SRV si los parámetros envueltos, como el área de contacto y gasto de tratamiento, son tomados en consideración para permitir el flujo correcto de fluido en las diferentes perforaciones.
Problemática Yacimientos no convencionales, tal como lo es la cuenca Chicontepec en México, requieren la estimulación de grandes volúmenes de roca para mejorar los resultados. Por lo que después de obtener una respuesta de producción muy alentadora del primer horizontal, un segundo pozo horizontal fue completado exitosamente usando fractura miento multi-etapas mediante un método no convencional en el campo Coyotes del Paleocanal Chicontepec. Este pozo será referido como Coyotes 2H. Cinco etapas de fractura fueron realizadas en 900 m de sección horizontal, cada una usando tres clusters espaciados hechos con perforaciones mediante hidrojeteo. Las primeras dos etapas fueron monitoreadas usando microsísmica de fondo. Un incremento en producción del 40% fue logrado comparado al primer pozo horizontal terminado en este campo, el cual será referido como Coyotes No. 1H.
Solución El fracturamiento de múltiples zonas en pozos horizontales puede ayudar a incrementar el SRV y, en este caso en particular, permite contactar muchas zonas que pudieran ser dejadas sin estimular debido a las heterogeneidades del yacimiento. El pozo horizontal debería ser perforado perpendicularmente al máximo esfuerzo horizontal para promover la generación de fracturas transversales. Múltiples técnicas de aislamiento de fracturas han sido desarrolladas para estimular pozos horizontales en los últimos años, como tapón-disparo, fracturamiento con tubería flexible y terminaciones con camisas deslizables. El monitoreo con micro-sísmica de fondo permitió medir la geometría de la fractura y verificar que los objetivos de estimulación del operador fueron cumplidos. Los principales objetivos del monitoreo fueron determinar si los tratamientos generarían crecimiento en altura de la formación Z-70 a la Z-100 y comparar la medición del SRV del pozo Coyotes No. 2H a los resultados del pozo previamente mapeado Coyotes No. 1H. Los objetivos fueron logrados durante el tratamiento, y los resultados de producción fueron favorables debido a las mejoras en el proceso de completamiento.
Como cambio en el diseño del primer pozo horizontal, el segundo pozo horizontal uso tres veces el número de clusters pero el mismo número de puntos de entrada de fluido (perforados) comparado al primer pozo horizontal terminado. Cinco etapas de fracturamiento fueron bombeadas a 60 bl/min colocando 3.2 MMlb de arena Ottawa y usando 26,000 bl de fluido; estos volúmenes de apuntalante y fluido fueron similar al primer pozo horizontal. El fluido de tratamiento fue re-diseñado para mejorar la cobertura del yacimiento usando fluidos híbridos consistiendo de gel lineal y activado para lograr un mayor volumen de yacimiento estimulado (SRV). El primer pozo horizontal fue terminado usando gel activado como fluido de fractura principal. Fig. 2—Sección sísmica de la navegación del pozo Coyotes No. 1H (izquierda) y 2H (derecha).
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Diseño de Fracturamiento Multietapas con Múltiples Puntos de Entrada El campo Coyotes fue desarrollado perforando múltiples pozos verticales (Fig. 2) que generalmente producen en las formaciones Z-100 y Z-70. Debido a la baja presión de yacimiento del campo, todos los pozos fueron producidos por medio artificial. El primer pozo horizontal perforado y terminado para producir ambas formaciones fue el Coyotes No. 1H, el cual experimento gastos de producción de hasta 25 veces mayores que el pozo vertical promedio (Rodríguez et al. 2012). Para optimizar el desarrollo del campo, la terminación del pozo Coyotes No. 2H fue diseñada para incrementar el SRV en la formación Z-70 creando fracturas apuntaladas bien distribuidas y también incrementando el número de fracturas generadas en una sola etapa de tratamiento para obtener una alta densidad de fracturas. El yacimiento, en general, es primariamente arenisca calcárea con una porosidad promedio de 10 a 12%, saturación de agua de 35 a 44% y una permeabilidad de 0.1 a 1.5 md. La presión de yacimiento estimada fue de 1,500 psi, el gradiente de fractura promedio usado para el modelo de fracturamiento inicial fue de 0.70psi/ft, y el gradiente de cierre fue de 0.65psi/ft. Los tratamientos en pozos verticales realizados previamente en la misma formación mostraron crecimiento en altura causado por la falta de contraste de esfuerzo en la roca. Monitoreo con micro-sísmica fue usado en ambos pozos para evaluar el desempeño del tratamiento, lo cual permitió la optimización del trabajo en tiempo real y también una revisión de las mejoras entre los diferentes diseños de terminación usados en ambos pozos horizontales. Los objetivos principales para el mapeo del tratamiento de fractura en el pozo Coyotes No. 2H fueron: • Determinar la cobertura de la fractura en la zona de interés a lo largo del pozo horizontal • Medir la geometría de fractura (altura y longitud) y azimut • Determinar el grado relativo de complejidad inducida de fractura basado en el ancho de las nubes de eventos • Estimar el SRV para las etapas mapeadas • Proveer información inmediata que pudiera ser útil para la futura ubicación de pozos y las estrategias de perforación. • Determinar si los tratamientos de fractura permanecen contenidos en la formación Z-70 • Comparar los resultados del pozo Coyotes No. 2H a los resultados del pozo horizontal previamente mapeado Coyotes No. 1H Usando perforaciones con hidrojeteo provee una ventaja desde el punto de vista de estimulación y de yacimiento debido a que una mayor concentración de apuntalante puede ser lograda para ayudar a evitar los efectos
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de empotramiento de apuntalante e incrementar la conductividad en la cercanía del pozo (NWB por sus siglas en ingles). Los perforados hechos usando este proceso tienen diámetros de agujero mayores que los logrados con cargas convencionales, lo cual permite una mejor iniciación de fractura (Romanson et al. 2011). Para este tratamiento, nueve agujeros fueron perforados para cada etapa usando una herramienta de tres boquillas con una fase de 120°.El pozo Coyotes No. 1H tenía nueve agujeros en intervalos de 1 m, mientras que el Coyotes No. 2H tenía tres clusters de tres agujeros con un espaciamiento promedio de 54 m entre clusters. La herramienta de hidrojeteo fue bajada usando tubería flexible Ejecución del Trabajo Para el pozo Coyotes No. 1H, tratamientos de minifrac fueron realizados con aproximadamente el mismo volumen de fluido para cada etapa, excepto la etapa 1. El fluido total bombeado (preflujo mas minifrac) fue de 37,000 gal (880 bl) para la etapa 1 y 56,000 gal (1,330 bl) para las etapas 2 a 5. Además, los minifracs para las etapas 2 a 5 bombearon arena Ottawa, la cual fue agregada para promover el crecimiento hacia la zona superior desde la zona Z-70 y limitar el crecimiento hacia la zona inferior. . Después de que se cortaron los perforados, aproximadamente 2,400 gal de un fluido de fractura fueron bombeados a un gasto de 8.5 bl/min. Esto fue seguido por aproximadamente 2,600 gal de ácido clorhídrico (HCl) al 15% a un gasto de 4 bl/min. Los gastos fueron progresivamente incrementados desde 4 hasta 55 bl/ min mientras que la presión del pozo en la superficie fue monitoreada. A un gasto de 55 bl/min, la presión máxima en superficie observada para las etapas 1 a 5 vario desde 3,900 hasta 4,200 psi. Durante la última etapa, una prueba de decremento de gasto fue realizada para determinar la fricción, donde los gastos de bombeo fueron reducidos desde 55 hasta 11 bl/min. El tiempo de bombeo del minifrac promedio aproximadamente 50 minutos. Una vez el bombeo se detuvo, el declinamiento de presión fue monitoreado por un intervalo de 300 minutos. Los tratamientos de fractura principales en el Coyotes No. 1H (Tabla 1) usaron entre 4,800 a 6,000 bls de fluido de fractura. No hubo aparentes problemas de entrada limitada durante el minifrac o los tratamientos de fractura principales. Los volúmenes típicos del tratamiento al Coyotes No. 2H bombeados por etapa (Tabla 2) fueron de aproximadamente 94 bls de HCl al 15%, 3,100 bls de gel lineal, y 2,480 bls de fluido de fracturas. La bombeabilidad de este trabajo fue alta (Fig 3). Un minifrac fue realizado solamente en la etapa 1 (Fig. 4), con aproximadamente 885 bl de gel lineal bombeados a un gasto lentamente incrementado desde 8 hasta 60 bl/min.
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El primer intento de minifrac no fue exitoso debido a que no se alcanzó el gasto de fractura, lo cual resulto en el uso de un bache de ácido antes del segundo intento para ayudar a mejorar la bombeabilidad del minifrac. Además, un bache de apuntalante fue también bombeado para disminuir la fricción por disparos durante el minifrac. La presión del tratamiento disminuyo con el uso de ácido antes del tratamiento, y el efecto del bache de apuntalante fue menor. El declinamiento de presión fue solamente monitoreado por una hora, y la información obtenida no pudo ser usada para estimar la presión de cierre o de yacimiento. Resultados del Monitoreo con Microsísmica El azimut de fractura primario fue de aproximadamente N35E, el cual es ligeramente oblicuo a la orientación del pozo horizontal. Este azimut, comparado con el azimut de N30E para el pozo horizontal previamente mapeado Coyotes No. 1H, puede ser resultado de una interacción con las zonas depletadas de pozos vecinos previamente producidos en el área. Incertidumbre intangible en la ubicación durante la etapa 1 puede haber sido mayor que durante la etapa 2, posiblemente por el ángulo de vista de la sarta de geófonos. Para el Coyotes No. 2H, longitudes medias de fractura fueron de aproximadamente 250 y 310 m en etapas 1 y 2, respectivamente. Ligera asimetría hacia el pozo observador en ambas etapas pudo haber sido causado por la ubicación del pozo observador, o pudo haber sido real y asociada con la producción de pozos vecinos al suroeste. En el caso del Coyotes No. 1H, las longitudes medias de fractura, medidas al noreste, variaron desde 65 hasta 230 m, con una longitud media típica de 180 m. Las etapas 1 y 2 fueron fuertemente asimétricas al noreste hacia el pozo monitor. Esto pudo haber sido un resultado de la ubicación del pozo observador, o también pudo haber sido atribuido a una interferencia por fallas o una comunicación con las zonas previamente producidas de los pozos vecinos.
Fig. 3—Grafica del tratamiento de fractura de la etapa 1 para el Coyotes No. 2H.
Fig. 4—Grafica del tratamiento de minifrac de la etapa 1 para Coyotes No. 2H.
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Las etapas 3 a 5 parece más simétricas al pozo, a pesar de que la longitud más corta observada en la etapa 5 fuera probablemente causada por una atenuación de la señal relacionada a la distancia debido a que esta etapa estaba ubicada más lejos del arreglo de herramientas. La Fig. 5 ilustra una comparación de los modelos de fractura generados para las primeras dos etapas de acuerdo a los resultados del mapeo con microsísmica en ambos pozos. La diferencia principal observada usando el monitoreo con microsísmica en fondo fueron los anchos de la nube de eventos, el cual vario desde 80 hasta 110 m en el Coyotes No. 1H, con un bajo grado en general de complejidad de fractura debido a que la mayoría de las fracturas fueron relativamente planas con poco traslape entre etapas adyacentes, comparado al ancho de la nube de eventos de 150 m en el Coyotes No. 2H para la etapa 1 y 260 m para la etapa 2. El ancho de fractura mayor en la etapa 2 fue causado por el crecimiento hacia la etapa 1. Las fracturas fueron probablemente planas debido al crecimiento limitado más allá del intervalo de la etapa, sugiriendo un grado de complejidad relativa de baja a moderada. Sin embargo, existen posibles ramificaciones, indicando un mayor grado de complejidad en la cercanía del pozo. No existen aparentes espacios sin cubrir en el yacimiento entre las etapas 1 y 2 del pozo horizontal Coyotes No. 2H (Fig. 6).
producidas del pozo monitor, el cual fue completado en la capa Z-70. Además, la altura truncada de la etapa 5 pudo haber sido el resultado de la atenuación de la señal relacionada a la distancia. Para el pozo Coyotes No. 2H, la altura de la fractura en la etapa 1 fue de aproximadamente 190 m, mientras que fue de 250 m en la etapa 2 La cobertura vertical de la formación objetivo fue probablemente adecuada, al haber un crecimiento de la fractura hacia la formación Z-100 en la etapa 1 y por encima de la formación Z-120 en la etapa 2. Crecimiento aparente inferior fue relativamente contenido dentro de la formación Z-60 en ambas etapas (indicando que la formación Z-50 posiblemente constituyo una barrera contra el crecimiento hacia la zona inferior.
Los resultados del mapeo del SRV del proyecto muestran que el área de yacimiento estimulada de acuerdo al mapeo (SRA) en la cuenca de Chicontepec para el Coyotes No. 1H fue de aproximadamente 1.50 (10)5 m2. El SRV total fue luego calculado usando un algoritmo para estimar el volumen de la estructura de red de fracturas en 3D. En este caso, el SRV de acuerdo al mapeo fue estimado en 19 (10) 6 m3. El SRA mapeado en el pozo Coyotes No. 2H fue de aproximadamente 1.57 (10) 5 m2. El SRV mapeado fue estimado de al menos 21.74 (10) 6 m3. El pozo Coyotes No. 2H mostró un mayor SRA en las dos etapas monitoreadas comparado a las cinco etapas monitoreadas en el Coyotes La altura de las fracturas para el Coyotes No. 1H en etapas 1 No. 1H, posiblemente debido al uso de tres clusters por y 2 (Tabla 3) fueron sustancialmente mayores que aquellas etapa en el Coyotes No. 2H contra un cluster por etapa en las etapas del talón, a 240 y 210 m, respectivamente, usado en el Coyotes No. 1H. Además, el uso de fluido híbrido extendiéndose hacia las zonas Z-90 y Z-100. Las etapas 3 a 5 también contribuyo a un mayor SRA para el Coyotes No. 2H generaron crecimiento superior limitado; esto pudo haber comparado al Coyotes No. 1H, donde sólo gel activado fue sido resultado de la interacción con zonas previamente y de microsísmica en este campo, puede ser posible predecir la producción Etapa 1—Coyotes No. 1H Etapa 1—Coyotes No. 2H acumulada del pozo basado en el SRV calculado.
Etapa 2—Coyotes No. 1H
Etapa 2—Coyotes No. 2H
Al disponer de mayor información de producción…basado en el SRV calculado Fig. 5—Simulaciones de geometría de fractura para las dos primeras etapas de ambos pozos de acuerdo a los resultados del mapeo de fracturas usando monitoreo con microsísmica de fondo (considerar que se utilizan distintas escalas en cada pozo).
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Terminación genera un incremento de producción en la formación Chicontepec
Resultados de Producción Ambos pozos usaron un equipo de reparación para realizar la limpieza del pozo y posteriormente bajaron tubería de producción de 2 7/8”para poner el pozo en producción. En mayo de 2012, el pozo Coyotes No. 1H tuvo un segundo trabajo de reparación, y un sistema de levantamiento neumático fue bajado para inducir el pozo en caso de que la producción declinara o cesara. Un incremento en la producción fue observado después de que la terminación cambio, pero actualmente los gastos de producción están cercanos a los niveles anteriores La gráfica en la Fig. 6 ilustra el comportamiento típico de un pozo vertical en el área y muestra la baja producción comúnmente vista.
Fig. 6—Comportamiento típico de un pozo vertical fracturado en el campo Coyotes.
Conclusiones
Las siguientes conclusiones son resultado de este trabajo: • Un incremento en el número de puntos de iniciación en el campo Coyotes no afecto el comportamiento de crecimiento en altura típico del área, ayudando a maximizar el SRV.
• El monitoreo con microsísmica de fondo como técnica de diagnóstico permitió monitorear el tratamiento en tiempo real y medir la geometría para aplicar cambios al tratamiento para lograr los resultados deseados.
• Modificaciones en la cédula de tratamiento usando diferentes tamaños de mallas de apuntalante ayudaron a maximizar el SRV.
• La producción del Coyotes No. 2H comparado con el Coyotes No. 1H. Los gastos de producción del Coyotes No. 1H excedieron los de los pozos productores promedio por 25 veces, mientras que el gasto del Coyotes No. 2H fue 35 veces superior que los pozos típicos.
• El hidrojeteo probó ser una técnica excelente para lograr la colocación de altas concentraciones de apuntalante y también colocar grandes cantidades de arena en un cluster sencillo o triple. • La entrada limitada fue lograda usando hidrojeteo en los dos pozos.
• El máximo contacto con el yacimiento junto con la creación de fracturas de moderada complejidad ayudaron a lograr altas tasas de producción.
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El gasto del Coyotes No. 2H fue 35 veces superior que los pozos típicos
• El SRV puede ser mejorado cambiando la viscosidad del fluido en el tratamiento principal, promoviendo complejidad de las fracturas entre etapas. • Es de alta relevancia el espaciamiento de etapas en la producción del pozo, ya que es crucial para el diseño de fractura en aspectos como: gasto, concentración y tipo de fluido a utilizar entre otros.
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Terminación genera de un PIMIENTA, incremento de producción la formación Chicontepec Primeros resultados caso histórico deen la cuenca de Burgos, México
Terminación genera un incremento de producción en la formación Chicontepec
Primeros resultados
de la formación tipo roca generadora PIMIENTA, una lutita prometedora,
caso histórico
de la cuenca de Burgos en México
Desde el 2012, México se encuentra activamente involucrado en la explotación de yacimientos tipo roca generadora, principalmente en la formación Lutita Eagle Ford. Para el año 2012, fueron completados los dos primeros pozos localizados en la formación lutita Pimienta, y los resultados de producción han sido muy prometedores. La formación Lutita Pimienta se encuentra localizada a través de las cuencas de Chihuahua, Sabinas, Burgos y TampicoMisantla, con profundidades y grosores variados.
Problemática Actualmente 3 pozos no convencionales han sido perforados y terminados y 3 se encuentran próximos a terminar que tienen como objetivo la formación Jurásico Superior Pimienta. Esta formación de roca generadora se considera actualmente como la candidata para ser la primera formación tipo Lutita en México y está en camino de convertirse en la zona tipo lutita más productiva en el país. El pozo objetivo principal, está localizado en la ventana de aceite. Para estimular este tipo de pozos existen diferentes técnicas de terminación en el Norte de México que pueden ser utilizadas, siendo la metodología tipo Tapón y Disparos la que es más comúnmente usada actualmente.
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Esta lutita superior de era Tetoniana se extiende desde el norte de México y básicamente abarca cuatro estados de la república, tres de los cuales son frontera con EUA (Coahuila, Nuevo Leon, Tamaulipas y Veracruz al sur de Tamaulipas). Como ya se mencionó, existen variaciones en los tipos de hidrocarburo presente así como las características estructurales de la formación, tales como grosor, altura, profundidad y contenido Orgánico, las cuales pueden variar grandemente de una cuenca a otra. Leonel Bailón, Ariel Valenzuela - PEMEX Oscar Araujo, Domingo Garza, David García, José Ramón Ortiz - Halliburton
Introducción
Geología Básica La formación Jurásico Pimienta Superior es una formación de clase mundial tipo II/III de roca generadora marina, localizada entre las formaciones Tamaulipas Inferior y Olvido, que son principalmente lodolitas y “wackestones” respectivamente. La roca generadora Pimienta está compuesta principalmente de lutitas negras y arenas arcillosas, las cuales pueden ser subdivididas en cuatro tipos con diferentes proporciones de lutita/arcilla y riqueza Orgánica (TOC) variable.
Solución El pozo particular de este estudio fue terminado fracturando las diferentes etapas con el beneficio de utilizar perforaciones abrasivas usando Tubería Flexible con un carrete de 2 pulgadas. Este proceso utiliza los principios dinámicos de los jets, y un nuevo diseño de la herramienta de jeteo, la cual crea túneles perforados limpios y sin daño, los cuales ayudan a reducir la presión de iniciación de fractura si se compara con los métodos de disparos convencionales. Con este proceso se crea la más efectiva posible conexión entre la tubería y el yacimiento, en este método se emplea también tapones de arena para crear el asilamiento entre las zonas.
Diseño del trabajo Basados en las propiedades petrofísicas evaluadas anteriormente así como también la información disponible después de interpretar los registros, la mineralogía y las pruebas tri-axiales, se escogió un diseño con 17 etapas de
fracturas para este pozo. , este plan era para etapas de 5 clusters de 1 m de longitud y 20 disparos por metro con pistolas de alta penetración a una fase de 60. Debido a las características homogéneas de la formación (valores de fragilidad similares) todas las etapas fueron distribuidas equitativamente a lo largo de la sección horizontal. El método de terminación escogido inicialmente fue de Tapón y disparos, con una etapa inicial en la parte más profunda usando Perforaciones Abrasivas con Tubería Flexible, usando arena malla 20/40 como material abrasivo (Cabe mencionar, como se discutirá posteriormente en este artículo, la metodología de terminación tipo tapón y disparos tuve que ser abandonada por problemas que se presentaron después de la etapa 1). La cedula de fracturamiento consistió de un sistema híbrido de fluido, utilizando Slickwater al inicio para promover la complejidad, seguido de fluido activado en las etapas finales con una mayor concentración de arena, para lograr una mayor conductividad ya que se esperaba la presencia de aceite en la formación. La máxima concentración de apuntalante se diseñó de 3.25 lbm/gal. El apuntalante seleccionado para todas las etapas consistió de 20,000 lbm de apuntalante malla 100, 135,000 lbm de malla 40/70 y 100,000 lbm de apuntalante cubierto con resina (RCP) en las últimas etapas, para un total de 300,000 lbm de apuntalante por etapa de fractura. Al inicio de cada etapa se bombearían 5000 gal de Ácido Clorhídrico al 15% para permitir una mejor limpieza de los perforados mediante la disolución de cualquier material cementado, y por lo tanto previendo una mayor longitud de la fractura.
Este es el primer pozo horizontal en una formación tipo roca generadora de aceite terminado a través de toda la sección horizontal utilizando tubería flexible en México.
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Primeros resultados de PIMIENTA, caso histórico de la cuenca de Burgos, México
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La Fig. 1 Muestra una representación tridimensional (3D) de las 17 etapas de fractura a lo largo de la sección horizontal, también se muestra una simulación en dos dimensiones (2D) de la altura y geometría de una fractura típica esperada para este pozo. En la parte más a la derecha se muestra un dibujo computarizado de las fracturas creadas en cada uno de los cinco clúster de toda la sección lateral. Servicio de análisis DFIT™ Un servicio DFIT se bombeo para estimar información importante como lo es el gradiente de fractura, la magnitud de filtrado, estreses procesados de la zona, presencia de fracturas naturales, presión de cierre, presión de yacimiento y de ser posible permeabilidad. En total se bombearon 4900 gal de Salmuera a un gasto promedio de 7 bbl/min para la etapa de inyección de la prueba, posteriormente se siguió con un periodo de monitoreo que se extendió por 46 HR. Al final del cual la información fue analizada y los parámetros obtenidos fueron utilizados para ajustar el diseño final. Fig. 2 Muestra la presión y el gasto observados durante el servicio DFIT. También se puede notar en la gráfica Log-Log, que la pendiente de la derivada superpuesta (mostrada en azul claro) cambia de un valor positivo a negativo, y junto con el valor de -0.5 en la pendiente en la curva de la derivada (mostrada en blanco) sugiere un posible comienzo de flujo lineal aproximadamente a las 37 HR de monitoreo. Si se toma este como punto de cierre en la función G, se puede obtener un valor de presión de cierre de 4900 psi, y se puede observar un comportamiento de filtrado dependiente de la presión (PDL) y de almacenamiento transversal, el cual es característico cuando se tiene presencia de fisuras o fracturas naturales. Desafortunadamente un régimen de flujo radial no se pudo observar en el tiempo que duro el monitoreo, y solamente un valor extrapolado de presión de Yacimiento se calculó. Se puede realizar una correlación para la permeabilidad cuando existe una relación entre la función-G y el gasto de bombeo, el cual se utilizó para estimar un valor de Permeabilidad.
para después incrementar el gasto a 72 bbl/min usando fluido tipo “slickwater” y 20000 lbm de arena malla 100 para los primeros tres barridos. Después se continuó con 140,000 lbs de arena malla 40/70, alternando con barridos de fluido limpio (gel lineal), posteriormente se realizó un cambio a gel activado con carga de 20 lbm bombeando 110000lbm de arena cubierta con resina. La concentración máxima alcanzada en el fondo fue de 3.0 lbm/gal. A esta concentración un arenamiento parecía inminente, por lo que se suspendió el bombeo de la arena cubierta con resina malla 16/30 y se continuó con la etapa de desplazamiento; sin embargo al llegar la concentración de 3.0 lbm/gal a fondo, el pozo se areno. Para completar la operación se utilizaron un total de 271,000 gal de agua.
Fig. 2—Graficas DFIT™, log-log, y función G
Ejecución del trabajo Como ya se explicó, en la ejecución del trabajo estuvieron involucradas operaciones de Bombeo, Tubería Flexible, Registros, y Perforación. En la primera etapa se utilizaron Perforaciones abrasivas para los cinco“clusters”. Previamente a esto el pozo se limpió para llegar a la profundidad total, y se tomó registro de rayos gama para localizar las uniones de tubería (CCL-GR), se utilizó herramienta de registro con memoria usando la tubería flexible para correlacionar con la operación de agujero descubierto. Sin embargo la Tubería Flexible fue incapaz de llegar a la profundidad final debido al torque y arrastre generado con la tubería flexible dentro del pozo, por lo que las perforaciones se tuvieron que rediseñar 160 pies por encima de la profundidad total. En la primera etapa, se realizó un minifrac a un gasto de 40 bbl/min con “slickwater”, con lo que se obtuvo información para estimar las presiones de apertura de las fisuras, eficiencia del fluido, fricciones de perforados y en la cercanía del pozo, lo cual arrojo un valor alto de fricciones de tortuosidad de 4291 psi. Una vez que la información fue procesada, Se realizó la primera operación de fractura (Fig. 3), Se comenzó con 5000 gal de ácido HCl al 15 % con un gasto de 7 bbl/min,
Después de limpiar el pozo utilizando herramienta de Molino y BHA convencional, s e realizaron tres intentos de bombear los tapones y las pistolas a la profundidad deseada. el primer intento con un bombeo a un gasto de 4 bbl/min y con 11.3 de BHA, el segundo intento a 7 bbl/min reduciendo a 8.56m la BHA, y el tercer intento bombeando a un gasto de 12 bbl/min con 6.4 m de BHA, sin embargo todos los intentos fueron realizados sin éxito.
Fig. 3—Etapa 1, grafica de bombeo donde se muestra el arenamiento.
Un servicio DFIT se bombeo para estimar información importante como lo es el gradiente de fractura, la magnitud de filtrado, estreses procesados de la zona, presencia de fracturas naturales, presión de cierre, presión de yacimiento y de ser posible permeabilidad.
Fig. 1—Representación en 3D de las etapas de fractura (Izquierda) y simulación de la geometría de fractura en 2D (derecha).
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Primeros resultados de PIMIENTA, caso histórico de la cuenca de Burgos, México
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Era muy probable que existiera un colapso o una restricción mecánica en la tubería en ese punto (2340 a 2400 md. Se acordó con el operador del pozo que las siguientes etapas fueran realizadas utilizando perforaciones abrasivas en conjunto con tubería flexible.
Fig. 4—Etapa 2 terminada siguiendo el rediseño de la cedula de bombeo.
Como resultado de los problemas observados con las herramientas de tapones y disparos, el operador del pozo accedió a rediseñar las cedulas de bombeo con una concentración máxima de apuntalante de 3.0 lbm/gal y utilizar tapones de arena al vuelo.
Como resultado de los problemas que se presentaron en la primera etapa no se pudo bombear sino hasta la etapa 5 la arena cubierta con resina de malla 16/30. Por lo que se realizó un rediseño de la cedula de bombeo, reemplazando la arena malla 16/30 por malla 100, así en las etapas 2 (Fig. 4), 3, y 4 se bombearon utilizando 50000 lbm de arena malla 100 para los tres barridos. Las siguientes etapas fueron realizadas de acuerdo al diseño. Se bombearon trazadores radioactivos durante todas las etapas para estimar información y evaluar la correcta estimulación de la zona una vez que se haya terminado el tratamiento, limpiado el pozo y tomado el registro.
Resultados
Un declive rápido de producción es más asociado con los mecanismos de producción de este tipo de yacimientos. Con periodos de Producción Inicial altos que son asociados al gas libre, seguido de un periodo de estabilización asociado con el hidrocarburo adsorbido en el material orgánico.
Fig. 5—Comportamiento de producción del pozo.
El pozo comenzó con una producción inicial de 500 BPD de aceite con un grado API 37 y 1.5 MMPCED. Después de un año la producción actual es de 100 BPD y 0.6 MMPCED con un gasto estabilizado sin requerir de ningún sistema de recuperación artificial.
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Conclusiones y Recomendaciones • Las formaciones lutitas Eagle Ford y Pimienta tienen propiedades petrofísicas muy diferentes, que requieren variables de tratamiento diferentes, tales como el tipo de fluido y apuntalante, las cuales se deben tomar en cuenta cuando se realizan diseños de etapas de fracturas. Una solución propuesta para una Lutita no necesariamente será igual a otra. • El servicio DFIT probó ser una herramienta muy poderosa para identificar información tan importante como lo es la presión del yacimiento y permeabilidad si es que se encuentra, lo cual puede proveer mayor certidumbre cuando se trabaja con simuladores de producción.
Una vez que todas las etapas de fractura se completaron el pozo se limpió con tubería flexible y se puso en producción. (Fig. 5).
El valor de Np es de casi 40,000 BBLS lo cual lo posiciona como un pozo productivo para este tipo de formación y es el primer pozo con objetivo en la formación lutita PIMIENTA que produce aceite ligero, lo cual posiciona a dicha formación en el mapa y en camino a convertirse la lutita más productiva de México, sobrepasando las cuencas de Eagle Ford y Burgos.
En la Fig. 6 se muestra la predicción de producción para el pozo en PIMIENTA considerando las 17 etapas de fractura y 300,000 libras por etapa de apuntalante cubierto con resina, tomando en consideración parámetros de fractura como Longitud y altura, y parámetro de la formación como lo son: la presencia de fracturas transversales, presión de fondo fluyente y tiempo de producción. Se corrió una simulación adicional después de empatar la producción real incluyendo el uso de apuntalante del tipo cerámico en lugar de solo apuntalante natural y RCP. Después de 365 días la producción acumulada con este aumento de conductividad de fractura, se incrementó en un 17 % aproximadamente en comparación con la producción pronosticada con la tendencia actual.
• El servicio DFIT puede ayudarnos a identificar la presencia de fracturas naturales, las cuales pueden perjudicar la realización de los tratamientos de fractura si es que no se diseñan apropiadamente. • El fracturamiento con Tubería flexible utilizando perforaciones abrasivas y aislamiento con tapones de arena probó ser una técnica de terminación para trabajos remediales cuando las operaciones de tapón y disparos o con camisas no puede ser llevada a cabo debido a obstrucciones mecánicas. Las compañías operadoras pueden también planear utilizar esta técnica de terminación desde un inicio. • Técnicas de terminación que pueden ser adecuadas para una formación en particular, pueden no ser adecuadas para otra. Se debe realizar una evaluación adecuada tomando en cuenta también la localización del pozo y la disponibilidad de equipo factores que resultan ser muy importantes. • La técnica de terminación descrita en este pozo tiene la ventaja de evitar el sobre-desplazamiento, lo cual puede contribuir a lograr mayor conductividad en la región cercana al pozo, especialmente útil cuando se espera la presencia de gas húmedo o aceite en el yacimiento. • Mejores resultados del servicio DFIT se pueden lograr si se bombea un menor volumen de fluido a la formación y si se utilizan herramientas de monitoreo en fondo en conjunto con un mayor tiempo de monitoreo, lo cual se puede traducir en una mayor probabilidad de alcanzar flujo radial y por lo tanto estimación más precisa de la permeabilidad.
Fig. 6—Comportamiento del Pozo.
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Terminación genera un incremento de producción en la formación Chicontepec
Utilización de fluidos de fractura libres de residuos en el noroeste de México Regained permeability, %
de fractura
Utilización de
libres de residuos
Derivatized guar fluid
en el noreste de México
Permstim fluid
Solución Domingo Garza, Elías López Bonetti Halliburton
Introducción Desde su descubrimiento a finales de la década de los 50 los sistemas de fluido de fracturas basados en Goma Guar han sido considerados el estándar en la industria de fracturamiento hidráulico. Estos fluidos se han caracterizado por su buena capacidad de transporte de apuntalante y de limpieza al fluir el pozo. Un nuevo fluido de fractura con base en un Polímero Natural ha sido formulado con la intención de reemplazar los sistemas basados en Goma Guar, este fluido utiliza un Polisacárido como agente gelificante. Dicho fluido provee una mayor permeabilidad retenida comparado con los sistemas base guar, tiene excelentes capacidades de transporte de apuntalante en un amplio rango de temperatura y no contiene materiales insolubles lo que disminuye la cantidad de residuo en la formación a menos de 1 %.
Un nuevo fluido de fractura con base en un Polímero Natural ha sido formulado con la intención de reemplazar los sistemas basados en Goma Guar.
El noreste de México se caracteriza por pozos mayormente productores de gas y condensado en yacimientos tipo Tight Gas, con formaciones tipo areniscas con permeabilidades regularmente menores a 1 mD, Para la introducción de este nuevo fluido se seleccionaron dos candidatos proporcionados por el cliente.
Guar fluid
Tratamiento A El primer tratamiento se efectuó en un pozo Vertical con un intervalo disparado de 5 metros a una profundidad de 1415 metros la formación objetivo para el tratamiento, se realizó el análisis petrofísico y geo- mecánico para determinar el mejor diseño de fractura para dicho tratamiento.
Características Petrofísicas Tratamiento A:
Problemática A partir del año 2010 el precio de la Goma Guar para el uso en la industria petrolera se ha disparado por un par de razones, la primera un incremento en la demanda debido al cambio en el enfoque de fracturas al migrar la mayor cantidad de trabajos a la estimulación de pozos en cuencas con producción de aceite y la segunda una menor producción de goma guar. Con esto en cuenta, la necesidad de alternativas de agentes gelificantes se ha vuelto un factor dominante en el desarrollo de nuevos fluidos de fractura.
Fluido Base Polisacárido
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Fluido Base Guar
Intervalo Presiónd eY acimiento Permeabilidad Porosidad Saturación de Agua Temperaturad eF ondo Tubería
1415-1420m 3000 psi 0.296m D 15% 30% 179°F 3½ ”G rado N-80,P eso9 .3
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Utilización de fluidos de fractura libres de residuos en el noroeste de México
Resultados
De acuerdo al análisis de las propiedades petrofísicas del yacimiento y después de correr las simulaciones y pruebas reologicas para el fluido, se determinó un diseño del tratamiento con un volumen de apuntalante de 130,000 lbs de arena cerámica malla 12/18, un gasto de bombeo de 25 BPM, una concentración máxima de apuntalante en fondo de 6 libras por galón y una carga polimérica en el fluido de 40 libras por cada mil galones.
De acuerdo al análisis de las propiedades petrofísicas del yacimiento y después de correr las simulaciones y pruebas geológicas para el fluido, se determinó un diseño del tratamiento con un volumen de apuntalante de 120,000 lbs de arena cuarcitica 16/30, un gasto de bombeo de 23 BPM, una concentración máxima de apuntalante en fondo de 6 libras por galón. La carga polimérica en el fluido fue de 40 libras por cada mil galones. Ejecución del trabajo Para la ejecución de ambos trabajos se realizó primero una prueba de Mini-frac previo a la fractura para ajustar los parámetros de presión de Yacimiento, Gradiente de fractura esperado, comportamiento de filtrado del fluido, y determinar lo valores de fricciones ocasionados por los disparos y la tortuosidad en la cercanía del pozo. Posteriormente se continuó con la operación de fracturamiento, empezando con el bombeo de la etapa de colchón para crear la geometría de fractura deseada y luego seguir con el bombeo de la arena en etapas.
Posterior a la fracturas, los pozos fluyeron sin necesidad de realizar limpieza con tubería flexible, no obstante estar obstruidos los intervalos estimulados con apuntalante.
Posterior a la fracturas, los pozos fluyeron sin necesidad de realizar limpieza con tubería flexible.
Treating Press ure (psig)
Tratamiento A Durante la etapa de Minifrac se inyectó un volumen de fluido lineal de 4,656 galones y se observó una presión promedio en superficie promedio de 4366 psi y se estimó un gradiente de fractura de 0.83 psi/ft. Al realizar el análisis de fricciones se determinó un alto valor de fricciones en los disparos de 1545 psi. En el bombeo de la etapa de fractura se utilizaron un total de 42,970 galones de fluido libre de residuos y se alcanzó una concentración máxima de arena de 4.5 libras por galón, con una presión promedio en superficie de 4350 psi, se bombearon un total de 96,300 libras de apuntalante.
Halliburton Pumping Diagnostic Analysis Toolkit Job Data
Treating Pressure (psi) Slurry Rate (bpm) Calc'd Friction Loss (psi)
A 6000
A B A
Minifrac Events Time
TP
SR
CFL
1
Start
13:07:29
1613
6.679
106.8
2
Shut In
13:15:26
1629
0.000 -0.000
3
Stop
13:19:33
1779
0.000
1
0.000
2
B 50
3
5000
40
4000
2000
(I SIP = 1821)
13:06
13:08
2/3/2013
13:10
13:12
13:14
13:16
0
13:18 2/3/2013
Time
Minifrac Tratamiento A Treating Press ure (psi) Backside Pres su re (ps i)
A Calc'd BH Pres (ps i) A Slurry Rate (bpm) C BH Propp ant Conc (lb/gal)
A Slurry Proppant Conc (lb/gal) 6000
A B C
B 80 70
5000
C 20
6000
60
5000
50
4000
40
3000
30
2000
20
1000
10
18
12 10 8
Minifrac Tratamiento B:
4
0
5
14:10
2/6/2013
El pozo del tratamiento B le fue inyectado un total de 971 barriles de fluido, el cual consiste de la suma de los volúmenes utilizados en las etapas de Minifrac y Fractura. Luego de cinco días de realizada la operación de fractura, el volumen recuperado era de 387 barriles de agua de fractura, el cual era el 39 % del volumen total inyectado. El pozo respondió con un caudal de Gas de 0.56 MMCFD y una presión constante en cabeza de 550 psi, utilizando un choque de 14/64.
6
14:15
7
14:20
Fractura Tratamiento B:
8
14:25 Time
14:30
9
14:35
2
11
14:40
0
0
2/6/2013
Los dos pozos fracturados con el sistema de fluido base polisacárido libre de residuos que se mencionan en este artículo presentaron un comportamiento inicial de producción de gas y/o condensado similar o superior a pozos de la zona que utilizaron fluidos de fracturas con base Guar. Esto considerando incluso, que los volúmenes utilizados de apuntalante en los dos tratamientos fue menor al bombeado en cualquiera de los pozos de la misma area. Durante las operaciones no se observó ningún problema operativo por la utilización del nuevo sistema de fluido, presentando propiedades reológicas optimas, de acuerdo a los estrictos controles de calidad que son implementados en el campo.
16 14 50 40 30
12
14:30
2/ 3/2013
5
14:35
6
14:40
14:45
7
14:50 Time
8
14:55
2
10
15:00
15:05
15:10
0
Vol recuperado (BBL)
8
4 10
Vol. inyectado (BBL)
10
6
4
0
0
2/ 3/2013
Fractura Tratamiento A
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70
60
1000
Yacimientos no convecionales
7000
C 20
4
18
20
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B 80
10
3000
410-1416m 3500 psi 0.91 mD 14% 53% 172°F 3½ ” GradoN -80, Peso 9.2l b/
A C
6
20
0 -1000
A Backside Pressure (ps i) C BH Proppant Conc (lb/gal)
14
1000
2000
Intervalo1 Presiónd eY acimiento Permeabilidad Porosidad Saturación de Agua Temperaturad eF ondo Tubería
A Calc'd BH Pres (psig) B Slurry Proppant Conc (lb/gal)
16
30
3000
4000
Características Petrofísicas Tratamiento B:
representando el 32 % recuperado del volumen total inyectado. La producción del pozo mostro un gasto de Gas de 1.6 MMCFD y 36 BOPD de condensado, con una presión en superficie de 1880 psi, fluyendo por un estrangulador 14/64”. A Slurry Rate (bpm) 8000
Pozo A Pozo B
Tratamiento B El segundo tratamiento se efectuó también en un pozo Vertical con un intervalo disparado de 6 metros a una profundidad de 1416 metros en la formación objetivo para el tratamiento.
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Tratamiento B Durante el Minifrac se utilizó un volumen de fluido lineal de 3567 galones observando una presión promedio en superficie de 4290 psi estimando un gradiente de fractura de 0.83 psi/ft. Una vez concluido el análisis de fricciones, también se obtuvo un valor alto de fricciones por perforaciones de 1149 psi. La etapa de fractura usó un total de 36,355 galones de fluido libre de residuos alcanzando una concentración máxima de arena de 5 libras por galón, con presiones promedios de 4350 psi. Se colocó un total de 92,900 libras del apuntalante.
Conclusiones Para realizar la introducción de este fluido, fueron seleccionados 2 pozos con características geomecanicas y de formación un tanto diferentes, donde generalmente los sistemas basados en goma Guar, han hecho su trabajo por mucho tiempo. Los resultados de campo fueron satisfactorios, acoplando los equipos y satisfactorios, acoplando los equipos y logística sin ninguna modificación que no fueran los aditivos especiales para prepararlos.
Se considera que el incremento de presión que impidió terminar los trabajos según lo programado, se debió a los altos valores de fricciones de disparos observados en ambos casos. La utilización del fluido libre de guar y de residuos permitió una mayor recuperación del volumen inyectado durante los tratamientos, mayor al 30 % en ambos casos, sin requerir de apoyo de sistemas de limpieza de pozos y sin realizar una estimulación adicional.
El pozo del tratamiento A se le inyectaron un total de 1158 barriles de fluido, el cual consiste de la suma de los volúmenes utilizados durante el Minifrac, el colchón, etapas con arena y desplazamiento. Después de cuatro días de realizada la operación de fractura presentaba un volumen recuperado de 372 barriles de agua de fractura,
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Uso del fluido polimérico de base agua de mar inhibido de baroid en el pozo Cantarell-3021D
Evolución, desafíos y éxitos de las evaluaciones DST en pozos aguas profundas de México Introdución Las pruebas de formación DST (Drill Stem Test) son evaluaciones dinámicas del yacimiento a través de una terminación temporal del pozo. Las evaluaciones DST son casi exclusivas en los pozos exploratorios, los cuales son probados con la finalidad de caracterizar el fluido proveniente del intervalo disparado, evaluar el nivel de energía y los parámetros de roca-yacimiento, y contribuir con la definición de reservas de hidrocarburos. Además, permite llevar a cabo la optimización de las estrategias de desarrollo del campo. Esta información es de vital importancia para el análisis de la productividad y del yacimiento que ayudará a definir si una nueva unidad hidráulica es comercialmente rentable para su desarrollo. Evolución del DST en México Antes del año de 1985, los análisis de las pruebas de presión, que se apoyaban en el uso de las “curvas tipos”, se limitaban a obtener información del yacimiento sólo en las vecindades del pozo y con ciertas imprecisiones en los resultados obtenidos si consideramos la baja resolución de los sensores de presión que se usaban en esa época. Si a ello se agrega que no existían técnicas novedosas de análisis e interpretación en las diferentes geodisciplinas que permitieran desarrollar procedimientos y estudios avanzados para poder comprender el sistema de rocafluido, esto hacía que las pruebas DST fueran de muy poca ayuda en el proceso de caracterización estática y dinámica de los nuevos yacimientos. A partir de 1985 y con la introducción de la curva de la derivada en la gráfica log-log en el análisis de transiente
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Alejandra Ramos, Juan Jesús Velázquez PEMEX Omar Dávila, Jan Loaiza, Pablo Ruíz Halliburton de presión, ya fue posible definir al yacimiento como un sistema heterogéneo, y fue aquí donde gracias a la ayuda de sensores electrónicos de cuarzo y zafiro de alta resolución. Al análisis con computadoras y a los novedosos métodos analíticos y numéricos, fue posible evaluar en forma integral al yacimiento, pudiendo determinar parámetros cercanos y lejanos al pozo, propiedades dinámicas, efectos de bordes, contactos, interferencias, etc. La creación de grupos multidisciplinarios ha permitido la interacción entre las distintas geodisciplinas asociadas a la explotación petrolera generando valor en la búsqueda de nuevos yacimientos. Por otro lado, el agotamiento mundial de las reservas de hidrocarburos (derivado del crecimiento de la economía mundial y el consecuente incremento de la demanda de energía) ha generado la necesidad de buscar nuevas acumulaciones petrolíferas y, por esta razón, actualmente la evaluación de yacimientos, especialmente en pozos exploratorios y delimitadores, tiene una relevancia mayor. Las evaluaciones con aparejo DST en México se concentran principalmente en la región marina y en donde se comenzaron a masificar las evaluaciones desde la década de los noventa.
Permite llevar a cabo la optimización de las estrategias de explotación del campo.
Uso del fluido polimérico de base agua de mar inhibido de baroid en el pozo Cantarell-3021D
En todos estos años, los resultados de las evaluaciones DST en los pozos exploratorios y delimitadores de la región marina han ayudado significativamente a Pemex a descubrir nuevos yacimientos, así como a la caracterización estática y dinámica de los mismos como un punto de partida para el desarrollo de los proyectos de explotación posteriores. La necesidad de explorar en la búsqueda de nuevos yacimientos para compensar el agotamiento de las reservas de hidrocarburos ha traído como consecuencia la exploración en yacimientos de aguas profundas en el Golfo de México. Halliburton ha sido la compañía de servicios pionera en este tipo de evaluaciones con el desarrollo de nuevas tecnologías y procesos adaptados a estos ambientes hostiles. Mediante el trabajo en conjunto entre Pemex y Halliburton, se ha logrado construir una curva de aprendizaje que ha permitido lo siguiente: • Hacer eficiente la distribución de los sensores de monitoreo en tiempo real a lo largo del aparejo de prueba. • Optimizar la duración de los periodos de flujo y la curva de incremento en función de la calidad de la información y respuesta del yacimiento. • Diseño de la evaluación en función del tipo de yacimiento y fluidos presentes en el mismo. • Maximizar la calidad de la información del yacimiento durante la prueba. Desafíos de las evaluación DST en aguas profundas de México Los principales desafíos a los que se ha enfrentado la evaluación DST en pozos de aguas profundas en México son aquellos que se relacionan con los costos operativos elevados debido a la complejidad que representa trabajar con equipos de plataforma semisumergibles en términos de riesgos, el uso de equipos de terminaciones no convencionales, y problemas asociados con el aseguramiento del flujo. Formación de hidratos: El flujo simultáneo de agua y gas libre dentro de la tubería de producción, aunado a las bajas temperaturas en el fondo marino y a las altas presiones fluyentes, propicia uno de los mayores riesgos operativos durante una prueba DST en pozos de aguas profundas: la posibilidad de generación de hidratos de metano, los cuales pueden llegar a obstruir la totalidad de la tubería. Este taponamiento requerirá costos operativos adicionales.
Para mitigar el riesgo asociado con la formación de hidratos se realizó lo siguiente: • El entendimiento de la necesidad de la evaluación previa en el agujero descubierto a través de los probadores de formación para una mejor selección de las zonas a disparar, minimizando el riesgo de la producción de agua • Modificaciones del equipo semisumergible de prueba para permitir la inyección de glicol a través de éste y hacia el niple de inyección • Implementación de nuevas tecnologías que permiten el monitoreo en tiempo real para la toma de decisiones en función de la repuesta del pozo • Generación de un flujo de trabajo moderno para la determinación de las posibles zonas críticas de formación de hidratos, a fin de diseñar el programa de evaluación y cuantificar los riesgos asociados Nuevos retos de la evaluación DST en aguas profundas de México Actualmente con el impulso que Pemex ha dado para la incorporación de nuevas reservas de hidrocarburos en yacimientos de aguas profundas en el Golfo de México, se ha generado la necesidad de realizar la caracterización del yacimiento en formaciones poco consolidadas o no consolidadas, incrementando así los riesgos en la no obtención de los objetivos de la evaluación DST; costos operativos inesperados (tiempo extra de la plataforma); equipo especializado para el tratamiento de sólidos en la superficie; obturamientos totales o parciales de la terminación, del aparejo de producción y/o de las líneas de flujo superficiales; erosión de equipos superficiales y de fondo; e inestabilidad de la presión de fondo fluyente durante los periodos de fluencia. Formaciones no consolidadas. El éxito de las evaluaciones DST en formaciones no consolidadas dependerá en gran medida de la selección del método apropiado para el control de la producción de los sólidos de formación. En algunos casos es necesario el uso de cedazos en el aparejo de prueba, y en otros, se requerirá que previo a la evaluación DST se lleve a cabo un tratamiento mecánico de control de arena (cedazos + empaque de grava y/o fractura).
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Caso histórico La siguiente figura muestra el histórico de presión registrado a diferentes niveles de referencia (profundidades) durante la evaluación DST en un pozo de aguas profundas del Golfo de México.
Modelo geomecÆnico UCS (psi)
0
1000
2000
Esfuerzos (psia) 3000 4000
5000
6000
Evaluación, desafíos y éxitos de las evaluaciones DST en pozos aguas profundas de México
7000
2100 2600
Profundidad (m)
3100 3600 4100
La clave del éxito de una evaluación DST en pozos de aguas profundas del Golfo de México se basa en la planificación, la evaluación y la mitigación de riesgos.
4600
• Mediante el trabajo en conjunto entre Pemex y Halliburton, se ha logrado construir una curva de aprendizaje que ha permitido optimizar los tiempos de evaluación, maximizar la calidad de la información y optimizar las estrategias de terminación durante las evaluaciones DST.
5100
Cuando una solución mecánica no es suficiente para controlar la producción de arena, el sistema de control puede enfocarse en la reducción de las caídas de presión desde el yacimiento a la vecindad del pozo durante los periodos de fluencia, con el objeto de minimizar la inestabilidad geomecánica en la vecindad del pozo. El mejor método de control de arena es la combinación de métodos químicos y mecánicos, y el control del diferencial de presión durante los flujos. A continuación se presenta un resumen de las alternativas de evaluación DST en formaciones con potencial de producción de sólidos: Opción A: Evaluación DST convencional optimizada Esta alternativa considera realizar la evaluación DST mediante la administración de las caídas de presión (ΔP) durante los periodos de fluencia. Las bajas caídas de presión (ΔP) ayudan a la estabilidad geomecánica de la formación evaluada y reducen el riesgo de producción de los sólidos de yacimiento a pozo. El flujo controlado del pozo se realizará seleccionando los estranguladores más adecuados con base al análisis de la información en tiempo real de presión y temperatura. Opción B: Evaluación DST con tratamiento de barreras mecánicas de control de arena En caso de existir un alto riesgo de producción de sólidos de formación, se recomienda esta alternativa y considera realizar la evaluación DST con un sistema de control de arena mecánico.
Cabe resaltar que el éxito de este tipo de evaluaciones dependerá del análisis granulométrico disponible.
Conclusiones
Opción C: Evaluación DST con tratamiento químico de control de arena Esta alternativa permite realizar la consolidación in situ de la formación. Esta contempla la inyección de una resina líquida, la cual se bombea a fin de unir artificialmente los granos de la formación en una masa consolidada. Opción D: Evaluación DST con tratamiento químico y de barreras mecánicas de control de arena Esta opción considera la combinación de métodos químicos y mecánicos, y la administración del diferencial de presión de fondo durante los periodos de fluencia.
Consolidación + Fractura + Empaque de Grava
+
+
Alternativas de evaluación DST en formaciones con potencial de producción de sólidos
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Es importante señalar que la evaluación DST implementada en esta prueba fue mediante la administración de las caídas de presión (ΔP) durante los periodos de fluencia. Las bajas caídas de presión ayudaron a la estabilidad geomecánica de la formación evaluada. Asimismo, se utilizaron cedazos en el aparejo de prueba como método preventivo, con el objeto de que estos fungieran como un método mecánico de filtrado de los sólidos de formación. A continuación se muestra el gráfico log-log correspondiente a la curva de incremento realizada durante la evaluación DST en un pozo de aguas profundas del Golfo de México.
Éxito de las evaluaciones DST en pozos de aguas profundas de México A continuación se presenta un resumen de los principales éxitos de las evaluaciones DST en pozos de aguas profundas de México. • Pemex y Halliburton realizaron el primer trabajo exitoso a nivel mundial de monitoreo en tiempo real de P y T a través de la sarta DST en equipos semisumergibles. • Pemex y Halliburton realizaron la primera desconexión y reconexión exitosa de un equipo semisumergible durante la evaluación DST en aguas profundas del Golfo de México.
• Los principales desafíos a los que se ha enfrentado la evaluación DST en pozos de aguas profundas en México son aquellos que se relacionan con los costos operativos elevados debido a la complejidad que representa trabajar con equipos de plataforma semisumergibles en términos de riesgos, el uso de equipos de terminaciones no convencionales y las muy bajas temperaturas a nivel del lecho marino que dificultan el aseguramiento de flujo. • La clave del éxito para alcanzar los objetivos de una evaluación DST en pozos de aguas profundas del Golfo de México se basa en la planificación, la evaluación y la mitigación de riesgos. • La creación de grupos multidisciplinarios ha permitido la interacción entre las distintas geodisciplinas asociadas a la explotación petrolera creando valor en la búsqueda de nuevos yacimientos, lo cual a su vez ha permitido optimizar el tiempo de evaluación e incrementar la calidad de la información obtenida. • Actualmente con el impulso que Pemex ha brindado para la incorporación de nuevas reservas de hidrocarburos en yacimientos de aguas profundas en el Golfo de México, se ha generado la necesidad de realizar la caracterización del yacimiento en formaciones poco consolidadas o no consolidadas, Mediante un trabajo en conjunto de la compañía operadora y las compañías prestadoras de servicios, es posible llevar este tipo de evaluaciones a formaciones con alto potencial de producción de sólidos. Cabe señalar que el éxito de estas evaluaciones dependerá en gran medida de la selección del método apropiado para el control de la producción de los sólidos de formación, así como de la información disponible.
Agradecimientos Los autores desean agradecer a la gerencia de Pemex y Halliburton por su apoyo y permiso para publicar este artículo.
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SERVICIOS DE CEMENTACIÓN SERVICIOS DE CEMENTACIÓN
“¿Qué pasaría si, para situaciones de “ ¿Qué(drenaje pasaría si, para situaciones de SAGD gravitacional asistido SAGD (drenaje gravitacional por vapor), hubiera un servicioasistido de por vapor), hubiera un le servicio de análisis predictivo que permitiera análisislapredictivo que le permitiera conocer integridad a largo plazo de integridad a largo plazo de laconocer capa delacemento bajo condiciones la capa de cemento bajo condiciones térmicas extremas?” térmicas extremas?”
Barrena FXD65 & ampliador XR-1200
genera excelente calidad de agujero y
ROP en el pozo Exploratus-1 Felipe Zabaleta Fuenres Halliburton
E
n el pozo Exploratus-1, operado por el equipo West Pegasus, se realizó un exitoso trabajo de perforación con barrena piloto PDC 12 ¼’’ FXG65, ampliación con barrena piloto y ampliador hidráulico FXD65 / XR1200 a 16 ½’’ y ayuda de los sensores de vibración, perforando un total de 443 mts de agujero piloto en 21.5 hrs (barrena) y 458 mts en 16.5 hrs (bna-ampliador), logrando superar el ROP propuesto de 15.5m/h promedio a un ROP promedio de 23.7 m/hr, manteniendo una tangente de 28 grados. Una vez corrido el registro de calibre del pozo, se observó una excelente calidad de agujero.
12 ¼” FXD65 (IADC- M223)
12 ¼” FXG65 (IADC- M223)
Información de la corrida Configuración
Rotaria (Sarta Empacada)
Prof Entrada/Salida Metros ROP Cond. Desgaste Barrena Cond. Desgaste Ampliador Formación
4431 mt / 4889mt 443mt (Barr) / 458mt (Amp) 20.6 m/hr (Barr) / 27.7 m/hr (Amp) 0-0-NO-A-X-I-NO-LOG 0-1-LT-N-X-I-NO-TD Eoceno Superior
Inclination Ent/Sal
28° Tangente
El servicio iCem responde a Elpreguntas servicio iCem a las antesresponde del trabajo. Averigüe cómo en www.halliburton.com/icem las preguntas antes del trabajo. ®
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Base Ciudad del Carmen
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Los viajes de trabajo o placer Viajar generan diferentes reacciones en las personas, tales como ansiedad, nerviosismo y expectativa. Cambios de horario, idioma, cultura e, incluso, el desconocimiento son algunas de las causas que producen vulnerabilidad frente a delincuentes. Planifique detalladamente sus viajes considerando lugares a visitar, transportes, teléfonos de contacto, normas de seguridad, cobertura médica, etc. Solo informe de su viaje a personas de confianza, evite que otros noten su ausencia Tenga siempre bajo control sus documentos de identidad, dinero y objetos de valor Evite viajar con objetos ostentosos y o valiosos Gestiones sus viajes con entidades reconocidas y realice pagos por medio oficiales No pierda de vista el grupo con el que viaja, especialmente menores En terminales y aeropuertos, no descuide su equipaje Por caretera utilice las vías principales y realice paradas en lugares confiables No acepte ayuda o sugerencias de extra;os En hoteles, elija pisos altos y respete los medios de seguidad del establecimiento En viajes de trabajo, recuerde leer las recomendaciones que brinda la agencia de viajes. Aplicar las normas de seguridad corporativas con su responsabilidad.
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