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INCREMENTO DE LA PRODUCTIVIDAD MEDIANTE

FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO MULTI-ETAPA EN POZOS

HORIZONTALES EN LA REGIÓN NORTE DE MÉXICO”

L. Francisco García

Technical Professional

17 de Mayo de 2012

© 2011 HALLIBURTON. ALL RIGHTS RESERVED. 1

Momento de Valor

12% Decline

40% of US

Natural

Gas

>60% of total

existing oil

50% Canadian Crude

Production 2012


Fuente:SPE 90242,

Modified G. S. Wylie

Agenda

• CHICONTEPEC

• CHICONTEPEC EN NÚMEROS

• CHICONTEPEC PETROFÍSICO / EL RETO

• TÉCNICAS DE MULTIFRACTURAMIENTO

• DESARROLLO DE SOLUCIONES

– PRESIDENTE ALEMÁN 1565H

– REMOLINO 1648

• PREGUNTAS


CHICONTEPEC

Ubicado en la porción Centro-Oriental de la

República Mexicana.

Área del Paleocanal de Chicontepec 3,785 km 2 .

Descubrimiento: 1931

Explotación del campo Miguel Alemán: 1952

Detección de campos de aceite pesado:1973

951 pozos perforados hasta 2002

Inicia Proyecto ATG: 2006

Inicia Proyecto LCR-Hall: 2010

LC Coyotes

LC Corralillo

LC P. Alemán

LC Agua Fría

LC Remolino


CHICONTEPEC EN NÚMEROS

• Producción diaria en el periodo 2004 – 2009

2004 2005 2006 2007 2008 2009

Producción de crudo (miles de barriles diarios) 3383 3333 3256 3076 2792 2601

Proyecto

Ku-Maloob-Zaap 304 322 404 527 706 808

Cantarell 2125 2029 1788 1464 1009 646

Crudo Ligero Marino 31 61 106 157 157 167

Antonio J Bermudez 141 150 142 130 110 96

Ixtal-Manik 9 48 69 97 122

Chuc 120 123 124 112 96 99

Delta del Grijalva 40 45 50 57 75 104

Otros 599 569 570 538 513 530

Aceite Terciario del Golfo (ATG) 22 25 23 23 29 30

Fuente:



• Producción diaria en el periodo 2010 – 2011

2010 2011

Producción de crudo (miles de barriles diarios) 2576 2550

Proyecto

Ku-Maloob-Zaap 839 842

Cantarell 501 449

Crudo Ligero Marino 174 165

Antonio J Bermudez 77 68

Ixtal-Manik 125 111

Chuc 102 100

Delta del Grijalva 141 155

Otros 576 608

Aceite Terciario del Golfo (ATG) 41 53

Fuente:



• Producción diaria en el periodo 2012

Ene ‘12 Feb´12 Mar´12 Abr´12

Producción de crudo (miles de barriles diarios) 2518 2543 2550 2546

Proyecto

Ku-Maloob-Zaap 837 857 854 859

Cantarell 402 405 404 400

Crudo Ligero Marino 165 163 163 166

Antonio J Bermudez 65 64 66 68

Ixtal-Manik 100 101 96 90

Chuc 109 108 112 113

Delta del Grijalva 152 151 150 148

Otros 625 628 637 638

Aceite Terciario del Golfo (ATG) 63 66 64 65

Fuente:



• Producción histórica

1. Descubrimiento del campo

Miguel Alemán e inicio del

desarrollo de la Zona Norte

2. Desarrollo de la explotación

de la ZN. y exploración de la

ZS.

3. PEP se enfoca y prioriza los

campos del Sureste,

Cantarell y Ku-Maloob-Zaap.

Desarrollo parcial de Agua

Fría y Tajín

4. Reevaluación del proyecto y

redefinición de la estrategia

de explotación.

5. Reactivación de la

explotación. En 2010 Hall

inicia los trabajos de

fracturamiento.

6. Proyecto con mayor

potencial en México



En 2010 se perforaron 1,737 pozos, de los cuales 1,323 fueron fracturados


CHICONTEPEC PETROFÍSICO

• Deposición de sedimentos arcillo-arenosos en

ambientes fluviodeltáicos.

• Litología formada por lutitas interestratificadas con

capas calcáreas y cuerpos de areniscas de

granos heterogéneos.

• Yacimientos lenticulares

• Alta presencia de cementante calcáreo.

• Φmax : 14%

• K: 0.01 – 100 md.

• Yacimiento de Baja Energía.

• Aceites pesados.

• Ubicación rápida en la presión de saturación.

• “HETEROGENEO”


CHICONTEPEC: EL RETO

Tiempo entre terminación y

primera producción

Producción promedio

Producción Acumulada

Pemex

40-50 días

40 bpd

15,000 bbl

Presidente Alemán 1565H

25 días

4200 bpd

142,000 bbl

Plus:

• Aceite extrapesado.

• Bajo punto de saturación

• Flujo multifásico.

RENTABILIDAD


Halliburton’s PinPoint Portfolio

CobraMax V

Cobra Frac

CobraJet Frac

CobraElite Frac

CobraMax H

SurgiFrac


Halliburton’s Completion Portfolio


Propuesta Halliburton

• Perf &Plug

• Cobra Max H – Cobramax DM

• Rapid Stage/Rapid Frac

• SurgiFrac


Perf & Plug

• Conexión con el yacimiento: a través del disparo

• Aislamiento anular TR-Formación: Cemento

• Aislamiento en tubería entre etapas de fractura: con

tapón fast drill

Ventajas

Desventajas

• Tratamiento de grandes intervalos.

• Evaluación sencilla de cada

intervalo a tratar.

• Operación pausada.

• Poca cantidad de recursos

Tiempo de completación promedio: 40-55 días

• Tiempos operativos extendidos

• NPT

• Empleo de CT o WL para bajar

tapones/pistolas

• Bombeo de herramientas a fondo

• Producción diferida

• Efectos de tortuosidad


CobraMax-H

• Conexión con el yacimiento: Hydrajetting


• Aislamiento en tubería entre etapas de fractura: Tapón

de arena.

Ventajas

• Alta conductividad en el tratamiento

• Jetteo y Fractura en solo 1 viaje

• Elimina la necesidad de tapones

mecánicos

• Uso de equipo convencional de CT (1

¾” o 2”)

• Sin limitación por temperatura o

profundidad

• Elimina el uso de empacadores

• Operaciones con “pozo vivo”

• Fácil limpieza post-fracturas


Desventajas

• Gasto determinado por área efectiva

de flujo a través del casing.

• Afinar tapones de arena en sección

horizontal

• Disponibilidad de mayores volúmenes

de agua

Tiempo de completación promedio: 2-4 días (en función de la cantidad de etapas)

CobraMax-H

1. Jetto del primer intervalo (Hydra-

Jet Tool) y limpieza anular CT-Csg

2. Bombeo del tratamiento

apuntalado

3. Inducción de empaque apuntalado

altamente conductivo / tapón de

arena


CobraMax-H

4. Colocar el BHA fuera del rango del

tapón de arena

5. Calibrar y afinar el tapón de arena

6. Jettear el siguiente intervalo de interés


CobraMax H-DM

• Conexión con el yacimiento: Hydrajetting


• Aislamiento en tubería entre etapas de fractura: Tapón

de arena.

• Bombeo del tratamiento por CT y Anular

Ventajas

• Las mismas del Cmax-H mas:

• Fácil manipulación de la concentración

de apuntalante en fondo.

• Mayores gasto de tratamiento respecto a

otras técnicas con CT

• Fracturas Ramificadas mediante

divergencia a través de “baches de

apuntalante” y “baches de barrido”

• Capacidad inmediata de desplazamiento

en tendencias de arenamiento.

Desventajas

• Afinar tapones de arena en sección

horizontal

• Disponibilidad de mayores volúmenes de

agua



CobraMax H-DM

1. Jetteo utilizando Hydra-Jet Tool

2. Bombeo de fluido con alta

concentración de apuntalante a

través de CT y fluido limpio a alto

gasto a través de anular.

Creación e inducción de

geometrías de fractura complejas

3. Colocación de fractura altamente

conductiva en el NWB y tapón de

arena


Rapid Stage

• Conexión con el yacimiento: Camisa Rapid Stage.

• •Aislamiento anular TR-Formación: Swell Packer y/o

cemento soluble en acido


canica.

Ventajas

• Sin limitación de número de camisas

• Sin restricción de gasto

• Bombeo continuo de todos los

tratamientos sin necesidad de pausas

• Reducción de tiempos opertativos

• Reducción de requerimiento de agua

vs Pinpoint

• Terminación en OpenHole o Casing

• Fácil recuperación de canicas


Desventajas

• Totalidad de recursos para el

tratamiento completos al iniciar la

operación

• Apertura de solo una camisa por

cluster


Rapid Stage

Primera Lanzamiento Apertura de fractura Rapid de Stage canica

Siguiente fractura!

Sleeve


Rapid Frac

• Conexión con el yacimiento: Camisa Rapid Stage/Rapid

Frac.

• •Aislamiento anular TR-Formación: Swell Packer y/o

cemento soluble en acido


canica.

Ventajas

• Hasta 6 zonas de fractura

• 15 clusters por zona

• Sin restricción de gasto

• Bombeo continuo de todos los

tratamientos sin necesidad de pausas

• Reducción de tiempos opertativos

• Reducción de requerimiento de agua

vs Pinpoint

• Terminación en OpenHole o Casing

• Fácil recuperación de canicas


Desventajas

• Totalidad de recursos para el

tratamiento completos al iniciar la

operación

• Puertos de multifractura deben ser

bajados junto con la terminación.


Rapid Frac


Surgi Frac

• Conexión con el yacimiento: Jetting Tool

• Divergencia dinámica lograda con fluidos

• Terminaciones Open Hole y Cased Hole habilitadas

• Control y Precisión en la iniciación de la fractura

Ventajas

• Control de la posición de inicio de

fractura y su dirección.

• Mitigación de los efectos por

tortuosidad y riesgo de arenamiento.

• Tratamientos Acidos/Apuntaldos

• Sin limite de etapas

• No hay necesidad de tapones

mecánicos

Desventajas

• Gasto limitado por CT



Example Treatment Procedure

Tubing flow

Annulus flow

SurgiFrac Completions

no acid in curve

for re-entry

Sandstone

acid frac

Limestone

show of hydrocarbon

sand frac

Sandfrac with acid

Desarrollo de la Solución

The Promise of Stimulation:

Understanding + Total Approach = Optimum Value

The economic realities of energy's future make effective well

stimulation critical to optimizing the value of the asset that is an oil

or gas reservoir.


Presidente Alemán 1565H

• Pozo desarrollado 100% Halliburton

• Highlights:

– Baroid’s INTEGRADE® fluid

– Zone Seal® services

– MSM

– Caracterización de Roca

– COBRA MAX-H®

– Expedite® Conductivity Enhancement


Expedite Coated Proppant

Pozo Horizontal

Pozo Vertical

Pozo Vertical Fracturado

Pozo Horizontal Fracturado

Pres

Presión (psi)

Pwf VF

Pwf VF

Q VF

Q HF

Gasto (bpd)


Caracterización de Roca


Selección de la Técnica de Fractura


Selección de Intervalos













APPLIED TECHNOLOGIES:

• Rock Characterization

• CobraMax ® fracturing services

• Expedite ® conductivity

• MSM enhancement services


Evaluación

Etapa Apuntalante (lbs) Expedite Long. Diseño (m) Long. Ajustada (m) MSM

1 349,600 113 113

2 298,500 113 103.6

3 312,500 113 181.1

4 348,800 113 165

5 341,300 113 160

6 426,100 113 157.5


Ajuste y Calibración de Esfuerzos


Resultado$

• 4,200 bpd (inciales)

• 142,000 bbl acumulados

• Presión de flujo estable

• Sin presencia de agua

• Recuperación de inversión: 3.16 días



Remolino 1648

• Pozo desarrollado 100% Halliburton

• Highlights:

– Horizontal

– Colgador de Liner Versaflex®

– Empacadores hinchables Easy Well

– 8 Camisas Rapid Stage®

– Colocación de clusters en función al Análisis de

Fragilidad.


Selección de intervalos


Selección de intervalos


Evaluación

Etapa Apuntalante (lbs) Long. Diseño (m) Long. Ajustada (m) MSM

1 320,000 145 102

2 320,000 145 102

3 320,000 145 102

4 320,000 145 102

5 320,000 145 102

6 320,000 145 102

7 320,000 145 102

8 320,000 145 102


Resultado$

• 1,500 bpd (inciales)


• Presión de flujo estable

• Sin presencia de agua


• Recuperación de inversión: 10. 2 días


Otros pozos:

Pozo

Técnica

Producción

promedio (bpd) Acumulado (bbl) Tiempo (días)

Remolino 1606 HydraJet 2400 17,318 8

Remolino 1608 HydraJet 950 2,604 3

Remolino 1631 Perf & Plug 1,200 30,399 37

Yacimientos No Convencionales….

Soluciones No Convencionales….


En Resumen

• Estudiar, Conocer y Entender el Yacimiento.

• Definir Necesidades y Expectativas.

• Integrar la Solución mas adecuada.

• Selección de Técnica en función al Yacimiento.

• Romper “Paradigmas”

• Selección de Fluidos.

• Ejecución Flexible y Limpia.

• Evaluación

• Todos los pozos son diferentes.

RENTABILIDAD


¿PREGUNTAS?


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