“For External Distribution. © 2005 Halliburton. All Rights Reserved.” ESTIMULACIONES ACIDAS PEMEX – Enero 07 Eduardo Soriano PEMEX – Enero 07 Eduardo Soriano

“For External Distribution. © 2005 Halliburton. All Rights Reserved.”

ESTIMULACIONES ACIDAS

PEMEX – Enero 07

Eduardo Soriano


Proceso SIGMA


Criterios de SelecciónCriterios de Selección






PRONOSTICO ECOMONICO

0 15 30 45 60 75 90

Longitud de Fractura Xf (m)

0

200000

400000

600000

800000

1000000

1200000

1400000

1600000

1800000

2000000

A

Valo

r Pre

sente

Neto

(US

Do

llar)

-5

0

5

10

15

20B

Increm

en

tal RO

I 0

50

100

150

200

250

300

350

400C

Tasa In

terna d

e Reto

rno

(%)

Net Present Value Incremental ROI Internal Rate of ReturnA B C

StiMRIL Forecast v2.0.009-Feb-02 23:21





1E -4 1E -3 0.01 0.1 1 10 100 1000

1

10

100

1000

10000

1E +5

Log-Log plot: dp and dp' [psi] vs dt [hr]



Pozo Fracturado Qo=22 MMscfd, Pff= 11,500 psi, Est 1/2”.

Pozo Fracturado Qo=13 MMscfd, Pff= 11,522 psi, Est 3/8”.

Est Mat Extendida Qo=19 MMscfd, Pff= 10,050 psi, Est 1/2”.

Est Mat Extendida Qo=12.5 MMscfd, Pff= 10,050 psi, Est 3/8”.

Est Matricial ConvencionalQo=17 MMscfd, Pff= 9,000 psi, Est 1/2”.Qo=11.8 MMscfd, Pff= 10,000 psi, Est 3/8”.



Fecha: Øest. (pg.)

Ptp (kg/cm2)

Qo neto (bpd)

Qg (mmpcd)

RGA (m3/m3)

Ttp °C

% Agua

% Sed.

°API

10-nov-05 1/2 454.1 3,712 21.4 1027 130.7 0 0 39.7 11-nov-05 5/8 367.0 4,788 27.5 1023 135.0 0 0 40.7 11-nov-05 3/4 295.0 5,526 31.3 1010 138.0 0 0 40.7 12-nov-05 3/8 531.5 2,300 13.3 1032 123.0 0 0 40.5

Condición Pre-Fractura – Nov05Ptp-3100 psiPff – 6,000 psiQg-11MMPCDQl – 2300 blpd (activo)S=+120

DP – 5,900 psi

DP – 127 psi DP – 184 psi DP – 241 psi



S = 10

S = 184

10,000 bpd

14,000 bpd




S = 10

S = 184

10,000 bpd

14,000 bpd

PRODUCCION (bbl/d) (bbl/d)1000080006000400020000

PR

ES

ION

DE

FO

ND

O F

LU

YE

ND

O

(ps

ig)

(p

sig

)

20000

15000

10000

5000

0

ESTIM ULACION 2005

ESTIM W/GUIDON AGO 2006

EST 1/4" EST 1/2" @ 2005EST 1/2" @ 2006

EST 3/4" @ 2005

EST 3/4" @ 2006

EST 7/8" @ 2006

1

2

3

45 6

IPR SINAN 156 SITUACION POST_ESTIMULACION 2005 VS 2006

POST_ESTIMULACION 20051)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 20061)4,687 bpd, 8,655psi, DP = 6 Kg/cm2 @ ½ ” 2)8,098 bpd, 8,292 psi, DP = 10 Kg/cm2 @ ¾” 3)9,706 bpd, 8,188 psi, DP = 15 Kg/cm2 @ 7/8”


1

Técnicas de Estimulación yTécnicas de Estimulación y Acidificación Acidificación

Experiencias en CarbonatosExperiencias en Carbonatos

1

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

1

Carbonate 20/20Provee soluciones a los retos actuales

• Aproximación SistemáticaCarbonate 20/20 provee una aproximación sistematica para este problema complejo de ingeniería

• Enfocado en la RocaCarbonate 20/20 incluye prueba y análisis necesarias para un mejor conocimiento de la formación

• Mas Producción Carbonate 20/20 provee altos y sostenidos niveles de producción

1

Carbonate 20/20 Production Performance

Conventional

Carbonate 20/20

ProductionIncrease

Convencional

Carbonate 20/20

Tiempo

Gasto

(B

PD

)

1

Que es Carbonate 20/20?• Software de Ingeniería -Tool-Kit

• Sistemas de Fluidos simples

• Buenas Prácticas y Técnicas de campo probadas

PLUSPLUS

PLUSPLUS


Carbonate 20/20Software de Ingeniería -Tool-Kit

Carbonate 20/20Software de Ingeniería -Tool-Kit

• SIGMA• Stim 2001• StimWin• FRACPRO PT

• SIGMA• Stim 2001• StimWin• FRACPRO PT


Carbonate 20/20Sistemas de Fluidos Simples

Carbonate 20/20Sistemas de Fluidos Simples

• 1. Carbonate Completion Acid• 2. Carbonate Stimulation Acid• 3. Fines Recovery Acid• 4. Carbonate Emulsion Acid• 5. Hot Rock Acid• 6. Zonal Coverage Acid

• 1. Carbonate Completion Acid• 2. Carbonate Stimulation Acid• 3. Fines Recovery Acid• 4. Carbonate Emulsion Acid• 5. Hot Rock Acid• 6. Zonal Coverage Acid



Carbonate 20/20Buenas PrácticasCarbonate 20/20

Buenas Prácticas

1. Acidificación Matricial

2. Fracturamiento Acido

3. Divergencia

4. Pruebas de Laboratorio

5. Identificación de Fracturas Naturales

1. Acidificación Matricial

2. Fracturamiento Acido

3. Divergencia

4. Pruebas de Laboratorio

5. Identificación de Fracturas Naturales


TECNICA SUPRA-CE

HOT ROCK ACID “HRA”

ZONAL COVERAGE ACID

“ZCA”

ACIDO ENCAPSULADO

Fracturamiento Acido


LowViscosity

Acid

Fracture

Cement

Casing

Perforations

High ViscosityPreflush

TÉCNICA DE TRATAMIENTO : SUPRA - CE™

Fracture AcidizingFracture AcidizingFracture Acidizing

Differential Etching = Conductivity

GEL ACID

CLOSEDFRACTUREOPEN FRACTURE

HydrocarbonProduction

“SUstained Production Acidizing - Conductivity Enhancement”Beneficios :•Grabado Diferencial•Mayor Longitud de Fractura Grabada


Hot Rock Acid a300° F

Mismo núcleo, excelentegrabado

HCl al 15% a 300° FNote que el ácido se gasta

rápidamente dejando degrabar el núcleo de carbonato

HOT ROCK ACID “HRA”

Capacidad de disolución igual a un HCl al 15%Combinación de Ácidos OrgánicosMayor Penetración del Acido Vivo = Mayor Longitud de Fractura Grabada


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

El sistema ZCA limita el crecimiento continuo de los agujeros de gusano conservando el ácido vivo para una mayor penetración


Desviacion CON “ZCA”


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


Optimización del Fracturamiento Acido

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)

• 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)


Geometria de FracturaGeometria de Fractura

7000 7750 8500 9250 1000013950

13900

13850

13800

13750

13700

13650

13600

13550

13500

13450

Stress Profile

Closure Stress (psi)

Permeability

Low High

Fracture Conductivity (mD·ft)

0.00 3000 6000 9000 12000 15000 18000 21000 24000 27000 30000

Fracture Conductivity (mD·ft)

VLA-810 CONDUCTIVIDAD

0 100 200 300 400 500

Length (ft)

Dep

th (f

t)

Frac-Pro PTFrac-Pro PT



STIM2001 Optimization del TratamientoSTIM2001 Optimization del Tratamiento

SPE 82261 - STIM2001

“Fully Integrated Approach”

SPE 82261 - STIM2001

“Fully Integrated Approach”


STIM2001 Optimizacion del TratamientoSTIM2001 Optimizacion 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 %

Gel + bolas selladoras logran buena diverencia; mejor recuperación

STIM2001 Optimization del TratamientoSTIM2001 Optimization del Tratamiento


Plain 28% HCl – C/TFPlain 28% HCl – C/TF


Plain 28% HCl – C/TFPlain 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


28% HCl Gelificado – Bolas Selladoras

28% HCl Gelificado – Bolas Selladoras


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

• 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







GuidonSM AGS“Tecnología revolucionaria de sistema divergente





CHUC 63CHUC 63

CHUC 63ESTIMULACION DE LIMPIA

29/03/200522:20 22:40 23:00 23:20 23:40

30/03/200500:00 00:20 00:40 01:00 01:20

30/03/200501:40

Time

0

1000

2000

3000

4000

5000

A

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10B

0

40

80

120

160

200CTubing Pressure (psi) Slurry Rate (bpm) Actual N2 Rate (m³/min)A B C

7654321

Etapas

1

2

3

4

5

6

7

Probo lineas con 5,000 psi.

Bombeo 20 bls de diesel para verificar admision.

Bombeo 6,000 m³ de N2 como precolchon.

Bombeo 10 m³ OSA nitrogenado rel 1:160 m³/m³

Bombeo 7 m³ Guidon - AGS nitrogenado rel 1:160 m³/m³.

Bombeo 15 m³ de MOD-202 nitrogenado rel 1:160 m³/m³.

Desplazo con 7,000 m³ de N2 solo.

29/03/2005 22:34:12

29/03/2005 22:55:00

29/03/2005 23:02:34

29/03/2005 23:44:37

29/03/2005 23:58:18

30/03/2005 00:07:17

30/03/2005 00:29:29

Cliente: PEMEX Plataforma Chuc 63 Ing. Opn Victor Zuñiga FloresRptte Pemex Ing. Ramon Gomez Intervalo: 3,780 - 3,805 mts Supervisor: Miguel A. Prado OchoaOperacion : Estimulacion de Limpia Formacion: B.T.P.K.S. Ticket: PSW055290305

HALLIBURTONStimWin v4.5.0

30-Mar-05 01:57

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

Last data Qo= 3,730 bopd and water cut of 0 % by @ 1 3/8” @ 31/11/06

POZO CHUC 63 HISTORIA DE PRODUCCION

0

1

2

3

4

5

6

Ene-2005

Feb-2005

Mar-2005

Abr-2005

May-2005

Jun-2005

Jul-2005

Ago-2005

Sep-2005

Oct-2005

Nov-2005

Dic-2005

Ene-2006

Feb-2006

Mar-2006

Abr-2006

May-2006

Jun-2006

Jul-2006

Ago-2006

Sep-2006

Oct-2006

Nov-2006

Dic-2006

Tiempo (MESES)

Qo

, (

MB

PD

),

Np

(M

MB

)

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Fw

(%

)

ESTIMULACION CON

GUIDON EN MAR 2005

POZO CHUC 63 HISTORIA DE PRODUCCION

0

1

2

3

4

5

6

Ene-2005

Feb-2005

Mar-2005

Abr-2005

May-2005

Jun-2005

Jul-2005

Ago-2005

Sep-2005

Oct-2005

Nov-2005

Dic-2005

Ene-2006

Feb-2006

Mar-2006

Abr-2006

May-2006

Jun-2006

Jul-2006

Ago-2006

Sep-2006

Oct-2006

Nov-2006

Dic-2006

Tiempo (MESES)

Qo

, (

MB

PD

),

Np

(M

MB

)

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Fw

(%

)

ESTIMULACION CON

GUIDON EN MAR 2005

• SPE 103771


CAAN 73ACAAN 73A

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.

POZO CAAN 73A, HISTORIA DE PRODUCCION

0

1

2

3

4

5

6

7

8

J ul-1992

Ene-1993

J ul-1993

Ene-1994

J ul-1994

Ene-1995

J ul-1995

Ene-1996

J ul-1996

Ene-1997

J ul-1997

Ene-1998

J ul-1998

Ene-1999

J ul-1999

Ene-2000

J ul-2000

Ene-2001

J ul-2001

Ene-2002

J ul-2002

Ene-2003

J ul-2003

Ene-2004

J ul-2004

Ene-2005

J ul-2005

Ene-2006

Tiempo (MESES)

Qo

, (

MB

PD

), N

p (

MM

B)

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Fw

(%

)

NUEVO INTERVALO EN 3,992 -

4,002 ESTIMULADO

NUEVO INTERVALO

4,020-4,030 EN J UNIO 2000

POZO CAAN 73A, HISTORIA DE PRODUCCION

0

1

2

3

4

5

6

7

8

J ul-1992

Ene-1993

J ul-1993

Ene-1994

J ul-1994

Ene-1995

J ul-1995

Ene-1996

J ul-1996

Ene-1997

J ul-1997

Ene-1998

J ul-1998

Ene-1999

J ul-1999

Ene-2000

J ul-2000

Ene-2001

J ul-2001

Ene-2002

J ul-2002

Ene-2003

J ul-2003

Ene-2004

J ul-2004

Ene-2005

J ul-2005

Ene-2006

Tiempo (MESES)

Qo

, (

MB

PD

), N

p (

MM

B)

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Fw

(%

)

NUEVO INTERVALO EN 3,992 -

4,002 ESTIMULADO

NUEVO INTERVALO

4,020-4,030 EN J UNIO 2000












GuidonSM AGSGuidonSM AGS


Log-Log plot: (p-p@dt=0).Q/[qn-qn-1] and derivative [psi] vs dt [hr]

S156, Historical Production

0

2

4

6

8

10

Mar-05 May-05 Jul-05 Sep-05 Nov-05 ENE-06 Mar-06 May-06 Jul-06 Sep-06 Nov-06

Time (Months)

Oil

Ra

te,

(M

BP

D)

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Wa

ter

Cu

t (%

)

ACID STIMULATED

WITH AP DIVERTER

ACID STIMULATED

WITH VISCOUS SLUGS AS DIVERTER

FLOW RATE (bbl/d)1000080006000400020000

FL

OW

ING

BT

M P

RE

S

(p

sig

)

20000

15000

10000

5000

0

Inflow/Outflow Plot

ANTES S= 22

DESPUES S= 0


FRACTURAMIENTOS ACIDOS

Halliburton Pumping Diagnostic Analysis ToolkitStep Rate

Sinan-53

2 4 6 8 10 12 14 16 18Gasto de bombeo (bpm)

14000

14250

14500

14750

15000

15250

15500

(2.024, 14212)

(m = 88.72)

Frac Ext (13.97, 15272)

(Y = 14210)

(17.15, 15465)

Bottom Hole Pressure (psi)

Step Rate EventsTime

21:14:2121:20:1421:27:1521:33:3921:37:3221:43:4021:48:1421:55:2221:59:0222:04:0122:07:4322:12:3822:17:29

BHP14254143061438914485145631457614722147941489915083152751537115480

Gdb2.0043.0064.0074.9996.0117.0037.9638.9659.96611.9713.8816.0216.96

Customer: PEMEX Job Date: 13-Jul-06 14:38:09 Sales Order #: IFS-074130706Well Description: SINAN 53 UWI:

H A L L IB U R T O NINSITE for Stimulation v2.4.0p1

13-Jul-06 23:27

Analisis FallOff PostFrac



FRACTURAMIENTOS ACIDOS

Pozo FmtIntervalo M

FechaSolvente M3

GEL

PAD M3

Acido

M3

Gal/ft

DP (psi)

DP2 (psi)

DP

(psi) eliminada

Qg Antes

mmscf

Qo Ante

s bop

d

Qg Frac

mmscf

Qo Frac bopd

DQo

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-108KS,K

M66 21-Sep-06 40 80 230 281 6,000 1,500 4,500 0 0 30 10,000 10,000

May-113KS,K

M90 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 80 190 251 NF NF 4500* 0 0 2 3,200 3,200

mmscfd

bopd

117 39,800


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