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ESTIMULACIONES ACIDAS
PEMEX – Enero 07
Eduardo Soriano
“For External Distribution. © 2005 Halliburton. All Rights Reserved.”
Proceso SIGMA
“For External Distribution. © 2005 Halliburton. All Rights Reserved.”
Criterios de Selección
“For External Distribution. © 2005 Halliburton. All Rights Reserved.”
Criterios de Selección
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Criterios de Selección
“For External Distribution. © 2005 Halliburton. All Rights Reserved.”
Criterios de Selección
PRONOSTICO ECOMONICO
Net Present Value
A
A Incremental ROI
B Internal Rate of Return
C
2 00 00 00
C
400
B
20
1 80 00 00
350
10
1 20 00 00
1 00 00 00
5
8 00 00 0
Incremental ROI
Valor Presente Neto (US Dollar)
300
1 40 00 00
250
200
150
6 00 00 0
100
0
4 00 00 0
50
2 00 00 0
-5
0
0
15
30
45
60
Longitud de Fractura Xf (m)
StiMRIL Forecast v2.0.0
09-Feb-02 23:21
“For External Distribution. © 2005 Halliburton. All Rights Reserved.”
75
90
0
Tasa Interna de Retorno (%)
15
1 60 00 00
Criterios de Selección
“For External Distribution. © 2005 Halliburton. All Rights Reserved.”
Criterios de Selección
Log-Log plot: dp and dp' [psi] vs dt [hr]
“For External Distribution. © 2005 Halliburton. All Rights Reserved.”
Criterios de Selección
Est Mat Extendida
Qo=12.5 MMscfd,
Pff= 10,050 psi,
Est 3/8”.
Pozo Fracturado
Qo=13 MMscfd,
Pff= 11,522 psi,
Est 3/8”.
Pozo Fracturado
Qo=22 MMscfd,
Pff= 11,500 psi,
Est 1/2”.
Est Mat Extendida
Qo=19 MMscfd,
Pff= 10,050 psi,
Est 1/2”.
Est Matricial Convencional
Qo=17 MMscfd, Pff= 9,000 psi, Est 1/2”.
Qo=11.8 MMscfd, Pff= 10,000 psi, Est 3/8”.
“For External Distribution. © 2005 Halliburton. All Rights Reserved.”
Criterios de Selección
Fecha:
10-nov-05
11-nov-05
11-nov-05
12-nov-05
Øest.
(pg.)
1/2
5/8
3/4
3/8
Ptp
(kg/cm2)
454.1
367.0
295.0
531.5
Qo neto
(bpd)
3,712
4,788
5,526
2,300
DP – 127 psi
Qg
(mmpcd)
21.4
27.5
31.3
13.3
RGA
(m3/m3)
1027
1023
1010
1032
DP – 184 psi
Ttp
°C
130.7
135.0
138.0
123.0
DP – 241 psi
Condición Pre-Fractura – Nov05
Ptp-3100 psi
Pff – 6,000 psi
Qg-11MMPCD
Ql – 2300 blpd (activo)
S=+120
DP – 5,900 psi
“For External Distribution. © 2005 Halliburton. All Rights Reserved.”
%
Agua
0
0
0
0
%
Sed.
0
0
0
0
°API
39.7
40.7
40.7
40.5
Criterios de Selección
S = 10
S = 184
10,000 bpd
“For External Distribution. © 2005 Halliburton. All Rights Reserved.”
14,000 bpd
Criterios de Selección
IPR SINAN 156 SITUACION POST_ESTIMULACION 2005 VS 2006
20000
POST_ESTIMULACION
2005
1)1,264 bpd, 9,527psi, DP = 60 Kg/cm2 @ ¼”
2)3,136 bpd, 7,595 psi, DP = 203 Kg/cm2 @ ½”
3)4,650 bpd, 6,179 psi, DP = 303 Kg/cm2 @ ¾”
POST_ESTIMULACION 2006
1)4,687 bpd, 8,655psi, DP = 6 Kg/cm2 @ ½ ”
2)8,098
bpd, 8,292 psi, DP = 10 Kg/cm2 @ ¾”
15000
EST 1/4"
3)9,706 bpd, 8,188 psi, DP = 15 Kg/cm2 @ 7/8”
EST 1/2" @ 2005
EST 1/2" @ 2006
EST 3/4" @ 2005
EST 3/4" @ 2006
1
10000
ESTIM W/GUIDON AGO 2006
4
5
2
6
S = 10
14,000 bpd
EST 7/8" @ 2006
3
S = 184
10,000 bpd
5000
ESTIMULACION 2005
0
0
2000
4000
PRODUCCION
“For External Distribution. © 2005 Halliburton. All Rights Reserved.”
6000
(bbl/d)
(bbl/d)
8000
10000
“For External Distribution. © 2005 Halliburton. All Rights Reserved.”
Técnicas de Estimulación y
Acidificación
Experiencias en Carbonatos
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Retos actuales en Acidificación
• Gastos de Producción inadecuados
después de los tratamientos de
acidificación
• Rápida declinación en la producción
• Diseño de tratamiento es un problema
complejo de Ingeniería
• Diseños son frecuentemente implementados
con poco conocimiento de la formación
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Carbonate 20/20
Provee soluciones a los retos actuales
• Mas Producción
Carbonate 20/20 provee altos y sostenidos niveles de
producción
• Aproximación Sistemática
Carbonate 20/20 provee una aproximación sistematica
para este problema complejo de ingeniería
• Enfocado en la Roca
Carbonate 20/20 incluye prueba y análisis necesarias
para un mejor conocimiento de la formación
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Gasto (BPD)
Carbonate 20/20
Production Performance
Carbonate
Carbonate
20/20
20/20
Production
Increase
Convencional
Conventional
Tiempo
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Que es Carbonate 20/20?
• Software de Ingeniería -Tool-Kit
PLUS
• Sistemas de Fluidos simples
PLUS
• Buenas Prácticas y Técnicas de
campo probadas
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Carbonate 20/20
Software de Ingeniería -Tool-Kit
•
•
•
•
SIGMA
Stim 2001
StimWin
FRACPRO PT
“For External Distribution. © 2005 Halliburton. All Rights Reserved.”
Carbonate 20/20
Sistemas de Fluidos Simples
•
•
•
•
•
•
1.
2.
3.
4.
5.
6.
Carbonate Completion Acid
Carbonate Stimulation Acid
Fines Recovery Acid
Carbonate Emulsion Acid
Hot Rock Acid
Zonal Coverage Acid
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“For External Distribution. © 2005 Halliburton. All Rights Reserved.”
Carbonate 20/20
Buenas Prácticas
1.
2.
3.
4.
5.
Acidificación Matricial
Fracturamiento Acido
Divergencia
Pruebas de Laboratorio
Identificación de Fracturas
Naturales
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Fracturamiento Acido
 TECNICA SUPRA-CE
 HOT ROCK ACID “HRA”
 ZONAL COVERAGE ACID “ZCA”
 ACIDO ENCAPSULADO
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TÉCNICA DE TRATAMIENTO : SUPRA - CE™
“SUstained Production Acidizing - Conductivity Enhancement”
High Viscosity
Beneficios :
Preflush
• Grabado Diferencial
Fracture
Cement
• Mayor Longitud de Fractura
Casing
Grabada
Perforations
Fracture Acidizing
Low
Viscosity
Acid
OPEN FRACTURE
GEL
CLOSED
FRACTURE
ACID
Hydrocarbon
Production
Differential Etching = Conductivity
“For External Distribution. © 2005 Halliburton. All Rights Reserved.”
HOT ROCK ACID “HRA”
Capacidad de disolución igual a un HCl al 15%
Combinación de Ácidos Orgánicos
Mayor Penetración del Acido Vivo = Mayor Longitud de Fractura Grabada
HCl al 15% a 300° F
Note que el ácido se gasta
rápidamente dejandode
grabar el núcleode carbonato
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Hot Rock Acid a
300° F
Mismo núcleo, excelente
grabado
ZONAL COVERAGE ACID “ZCA”
•Cruzamiento in situ - reologías desde 25 a 500 cp.
•Acido gelificado para el control de pérdida de fluido en fracturamientos ácidos.
•Fracturas más largas y conductivas.
•Excelente capacidad de transporte de finos.
•Agente divergente
•El ZCA puede emplearse en etapas con otros sistemas ácidos como parte de la
Técnica SUPRA
Acido con gel lineal
permite demasiada
perdida de fluido y
generación de agujeros
de gusano, gastándose
en la vecindad del pozo
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El sistema ZCA limita el
crecimiento continuo de
los agujeros de gusano
conservando el ácido vivo
para una mayor
penetración
Desviacion CON “ZCA”
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Fracturamiento Acido
• Basicamente es lo mismo que el
fracturamiento con arena, pero el medio
conductivo es conseguido por la roca
disuelta (grabado) en lugar del apuntalente.
SUPRA CE
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Optimización del
Fracturamiento Acido
• En los términos mas simples, tres (3)
factores influyen en los resultados:
1. Altura de Fractura
2. Longitud de Fractura
3. Conductividad (Grabado de Acido)
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Geometria de Fractura
Frac-Pro PT
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“For External Distribution. © 2005 Halliburton. All Rights Reserved.”
STIM2001 Optimization del Tratamiento
SPE 82261 - STIM2001
“Fully Integrated Approach”
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STIM2001 Optimizacion del Tratamiento
“For External Distribution. © 2005 Halliburton. All Rights Reserved.”
STIM2001 Optimization del Tratamiento
Single high-perm zone
dominates productivity
but accounts for less
than half of reserves
Four low perm zones
are small contribution
to rate but account for
¼ of reserves
Mala distribución con HCl
directo; zonas de alta
pemeabilidad toma el mayor
%
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Gel + bolas selladoras logran
buena diverencia; mejor
recuperación
Plain 28% HCl – C/TF
“For External Distribution. © 2005 Halliburton. All Rights Reserved.”
Plain 28% HCl – C/TF
Pobre divergencia con el uso de 28%
de HCl. Zonas de alta permeabilidad
tomando la mayoría del acido. El
resto estimuladas pobremente
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28% HCl Gelificado – Bolas
Selladoras
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GuidonSM AGS
“Tecnologia revolucionaria de sistema divergente
basada en modificadores relativos de
permeabilidad”
• Recomendado cuando:
– Zonas de agua cercanas o en presencia con el aceite
– Aislamiento mecanico no es posible
– Arenas o carbonatos
• PEMEX Success
– Numerosos casos en conjunto con analisis SIGMA
– +80+ tratamientos a la fecha
– Carbonatos naturalmente fracturados
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GuidonSM AGS
“Tecnologia revolucionaria de sistema divergente
basada en modificadores relativos de
permeabilidad”
“For External Distribution. © 2005 Halliburton. All Rights Reserved.”
GuidonSM AGS
“Tecnología revolucionaria de sistema divergente
basada en modificadores relativos de
permeabilidad”
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CHUC 63
POZO CHUC 63 HISTORIA DE PRODUCCION
6
100
E S T I M U LACI O
N CON
GU I D ON E N
M AR 2 0 0 5
90
5
80
60
3
50
40
2
30
20
1
10
CHUC 63
ESTIM ULACION DE LIM PIA
A
Tubing Pressure (psi)
A Slurry Rate (bpm)
B Actual N2 Rate (m³/min)
C
5000
B
10
C
200
9
8
4000
160
7
6
3000
120
5
4
2000
80
3
2
1000
1
0
22:20
22:40
2
3
4
23:00
23:20
23:40
29/03/2005
5
6
00:00
00:20
40
1
7
00:40
01:00
01:20
30/03/2005
0
01:40
0
30/03/2005
Time
0
0
EneFebMarAbrMayJun-Jul-AgoSepOctNov-Dic-EneFebMarAbrMayJun-Jul-AgoSepOctNov-Dic2005
2005
2005
2005
2005
2005
2005
2005
2005
2005
2005
2005
2006
2006
2006
2006
2006
2006
2006
2006
2006
2006
2006
2006
Tiempo (MESES)
Well completed on Dec 2004. with a oil production of 1,227 bopd, and 20
% of water cut by 1 ½” choke size ( water cut remains with chokes of ¾
and 1”.)
By Feb 2005, oil production dropped up 245 bopd and 16% water cut.
Time later, well is shut in because only gas was being produced.
Well is stimulate with acid + Guidon nitrified one month later
Etapas
Cliente:
PEMEX
Rptte Pemex Ing. Ramon Gomez
Operacion : Estimulacion de Limpia
1
Probo lineas con 5,000 psi.
29/03/2005 22:34:12
2
Bombeo 20 bls de diesel para verificar admision.
29/03/2005 22:55:00
3
Bombeo 6,000 m³ de N2 como precolchon.
29/03/2005 23:02:34
4
Bombeo 10 m³ OSA nitrogenado rel 1:160 m³/m³
29/03/2005 23:44:37
5
Bombeo 7 m³ Guidon - AGS nitrogenado rel 1:160 m³/m³. 29/03/2005 23:58:18
6
Bombeo 15 m³ de MOD-202 nitrogenado rel 1:160 m³/m³. 30/03/2005 00:07:17
7
Desplazo con 7,000 m³ de N2 solo.
Plataforma Chuc 63
Intervalo: 3,780 - 3,805 mts
Formacion: B.T.P.K.S.
Last data Qo= 3,730 bopd and water cut of 0 % by @ 1 3/8” @ 31/11/06
30/03/2005 00:29:29
Ing. Opn
Victor Zuñiga Flores
Supervisor: Miguel A. Prado Ochoa
Ticket:
PSW055290305
HALLIBURTON
StimWin v4.5.0
30-Mar-05 01:57
“For External Distribution. © 2005 Halliburton. All Rights Reserved.”
• SPE 103771
Fw (%)
Qo, (MBPD), Np (MMB)
70
4
CAAN 73A
POZO CAAN 73A, HISTORIA DE PRODUCCION
8
7
100
N U EVO
IN T ER VALO
4,020-4,030 EN
JU N IO 2000
N U EVO
IN T ER VALO
EN 3,992 4,002
EST IMU LAD O
90
80
70
5
60
50
4
Fw (%)
Qo, (MBPD), Np (MMB)
6
40
3
30
2
20
1
10
0
0
Jul- Ene- Jul- Ene- Jul- Ene- Jul- Ene- Jul- Ene- Jul- Ene- Jul- Ene- Jul- Ene- Jul- Ene- Jul- Ene- Jul- Ene- Jul- Ene- Jul- Ene- Jul- Ene1992 1993 1993 1994 1994 1995 1995 1996 1996 1997 1997 1998 1998 1999 1999 2000 2000 2001 2001 2002 2002 2003 2003 2004 2004 2005 2005 2006
Tiempo (MESES)
Lower Interval is sealed off because of high water
cut. It is perforated in a new zone 18 m above top
of watered out one. Stimulated with acid + Guidon
nitrified
Well is put on production with no water cut.
Last Production data 3,652 bopd and 0% of water
cut.
“For External Distribution. © 2005 Halliburton. All Rights Reserved.”
GuidonSM AGS
“Tecnología revolucionaria de sistema divergente
basada en modificadores relativos de
permeabilidad”
“For External Distribution. © 2005 Halliburton. All Rights Reserved.”
GuidonSM AGS
“Tecnología revolucionaria de sistema divergente
basada en modificadores relativos de
permeabilidad”
“For External Distribution. © 2005 Halliburton. All Rights Reserved.”
GuidonSM AGS
S156, Historical Production
10
ANTES S= 22
8
100
ACID
STIMULATED
WITH VISCOUS
SLUGS AS
DIVERTER
ACID
STIMULATED
WITH AP
DIVERTER
90
80
6
60
50
4
40
30
2
20
10
0
0
Mar-05
May-05
Jul-05
Sep-05
Nov-05
ENE-06
Mar-06
May-06
Jul-06
Sep-06
Nov-06
Time (Months)
Log-Log plot: dp and dp' [psi] vs dt [hr]
Inflow/Outflow Plot
20000
DESPUES S= 0
FLOWING BTM PRES
(psig)
15000
10000
5000
Log-Log plot: (p-p@dt=0).Q/[qn-qn-1] and derivative [psi] vs dt [hr]
0
0
2000
4000
6000
FLOW RATE
“For External Distribution. © 2005 Halliburton. All Rights Reserved.”
(bbl/d)
8000
10000
Water Cut (%)
Oil Rate, (MBPD)
70
FRACTURAMIENTOS ACIDOS
Halliburton Pumping Diagnostic Analysis Toolkit
Step Rate
Sinan-53
Bottom Hole Pressure (psi)
15500
Step
(17.15, 15465)
Rate Events
Time
15250
21:14:21
21:20:14
21:27:15
21:33:39
21:37:32
21:43:40
21:48:14
21:55:22
21:59:02
22:04:01
22:07:43
22:12:38
22:17:29
Frac Ext (13.97, 15272)
15000
14750
(m = 88.72)
BHP Gdb
14254
14306
14389
14485
14563
14576
14722
14794
14899
15083
15275
15371
15480
2.004
3.006
4.007
4.999
6.011
7.003
7.963
8.965
9.966
11.97
13.88
16.02
16.96
14500
14250
(2.024,
14212)
(Y
= 14210)
14000
2
4
6
8
10
12
14
16
18
Gasto de bombeo (bpm)
Customer:
PEMEX
Well Description: SINAN 53
Job Date: 13-Jul-06 14:38:09
UWI:
Sales Order #: IFS-074130706
H A L L IB U R T O N
INSIT E for Stimulation v2.4.0p1
13-Jul-06 23:27
Analisis FallOff PostFrac
Log-Log plot: dp and dp' [psi] vs dt [hr]
“For External Distribution. © 2005 Halliburton. All Rights Reserved.”
FRACTURAMIENTOS ACIDOS
Fecha
Solv
ente
M3
GE
L
PA
D
M3
Acid
o
M3
Gal/f
t
DP
(psi)
DP2
(psi)
DP
(psi)
elimi
nada
Qg
Ant
es
mm
scf
Qo
Ante
s
bop
d
Qg
Frac
mmscf
Qo Frac
bopd
DQo
Pozo
Fmt
Inter
valo
M
May-DL1
KM
30
08-Nov-05
30
80
85
228
5,900
900
5,000
11
1,700
25
5,800
4,100
Behelae-1
KI
50
23-Ene-06
50
80
120
193
NF
ND
0
0
0
0
0
0
Mison-42
KM
50
26-Feb-06
50
50
100
161
NF
ND
0
0
0
0
0
0
Bolontiku-2
KS
65
02-Mar-06
40
60
120
149
5,900
2,500
3,400
3
1,800
3
3,100
1,300
03-May
JSK
55
04-Jul-06
30
80
240
351
4,500
1,200
3,300
11
1,500
25
5,700
4,200
Sinan-53
KM
40
13-Jul-06
50
80
120
242
5,800
5,000
800
3
750
3
1,800
1,050
May-108
KS,K
M
66
21-Sep-06
40
80
230
281
6,000
1,500
4,500
0
0
30
10,000
10,000
May-113
KS,K
M
90
26-Sep-06
40
90
290
260
NF
NF
4500*
0
0
29
10,200
10,200
Sinan-158
KM
61
20-Oct-06
40
80
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