Impacto del fracturamiento hidráulico no

convencional en la productividad de yacimientos

de baja permeabilidad:

Esquemas de desempeño

Monterrey, Nuevo Léon a 10 de junio de 2016

MI Jesus Guerra Abad* Grupo Multidisciplinario Proyectos de Explotación Diseño de Proyectos

Sector Cuervito*

*PEMEX-PEP-SPCGNA_APB_ Diseño Explotación _ Sector Cuervito

INTRODUCCIÓN

Objetivo

El presente trabajo tiene como objetivo mostrar:

1.- Comportamiento de producción de pozos verticales, direccionales,

horizontales y alto ángulo en yacimientos de gas de baja permeabilidad,

estimulados con fracturamiento hidráulico no convencional.

2.- Impacto técnico - económico en la producción, caso campo Topo en la

formación Eoceno Yegua.

Conceptos Generales

“Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y

no convencionales: Casos de campos”

Dr. Jorge A. Árevalo Villagrán, Nov 23, 2011, Academia de Ingeniería

La formación tiene una k << 0.1 mD

La mayor parte de gas se produce de areniscas y

litutas gasíferas (Shale gas).Existe producción de

carbonatos

Produce a Qg económicos con la ayuda de

tratamientos de fracturamiento masivos

Algunos pozos muestran flujo transitorio de larga

duración: flujo lineal y bilineal

Ley de Darcy

Triangulo de Recursos (Modificado por Master´s, 1979)

Conceptos Generales

Creación de un canal de alta conductividad, que

permite rebasar la zona dañada.

Extensión de la longitud de la fractura a una

mayor profundidad para incrementar el área de

drene y cambiar el comportamiento de flujo del

yacimiento hacia el pozo.

Incrementar el índice de productividad.

Establecer un esquema de explotación

económicamente rentable.

Incrementar el gasto de flujo en pozos dañados.

Interconectar fracturas naturales presentes en la

formación.

Incrementar el área de drene o la cantidad de

formación que está en contacto con el pozo.

Conectar la producción de intervalos lenticulares

en pozos horizontales.

Optimizar y disminuir el número de pozos por

área.

Retardar el efecto de confinamiento de agua.

Fracturamiento Hidráulico Beneficios

Consiste en crear una fractura de alta

conductividad en la formación, mediante el

bombeo de un fluido fracturante (agua, gel,

espuma, gases comprimidos, etc) a una presión

mayor a la presión de fractura de la formación

y colocar un apuntalante (arena, cerámica y

polvo de aluminio) para evitar cierre de la

fractura.

Conceptos Generales

Muñoz Duran “Potenciales Impactos ambientales del fracturamiento

hidráulico en Shale Gas”, Tesis UNAM, 2013

Fracturamiento hidráulico convencional Fracturamiento Hidráulico No Convencional

Utiliza como fluido de fractura base agua con alta viscosidad (desde espumas hasta fluidos reticulados o activados) para crear la geometría de fractura necesaria y transportar el apuntalante hasta colocarlos dentro de la formación, este tratamiento inicia con el colchon, seguido de las etapas de fluido con apuntalante.

Consiste en crear fracturas hidráulicas transversales multiples en pozos horizontales y de alto angulo para aumentar el contacto yacimiento-pozos.

Pozo horizontal con multiples etapas fracturadas hidráulicamente

(Song et al. 2011)

Pozos Rivera Humberto “Técnicas de fracturamiento

hidráulico en pozos horizontales de la formación Eagle

Ford”, Tesis Maestría UNAM, 2013

Yacimientos de gas de baja permeabilidad

Campos gas no asociado

Tipo de trampa: Estructural/Estratigráfica

Roca almacén: siliciclasticos (areniscas)

Heterogeneidad y alta compartamentalización

Espesores: 1 - 220 m.

Profundidad: 500- 5000 m.

Porosidad: 12 - 30%, saturación de agua: 5-70%

Permeabilidad: 0.01 – 0.385 mD

Estimulación: Fracturamiento hidráulico

Presión de yacimiento: 700 – 12,600 psi

Tipo de gas: Seco y Húmedo

Mecanismo de producción: expansión roca fluido

Explotación: Primaria (energía propia del

yacimiento)

Características

Campo Topo

Localización

El campo Topo se localiza a 59 Km

Suroeste del la ciudad de Reynosa,

Tamps.

El campo fue descubierto en 1970 con

la perforación del pozo exploratorio

Topo-1, productor de gas e

hidrocarburos líquidos en el yacimiento

Queen City, con un gasto inicial de 1.22

millones de pies cúbicos diarios.

A su descubrimiento, la presión inicial

fue de 175 Kg/cm2 y una temperatura

de 85°C, la porosidad es del orden de

10-13%, la permeabilidad promedio es

de 0.01-0.15 mD y la saturación de

agua es de 48-55%.

Gp=91.1 BCF

@ Dic 09

Gp=136.5 BCF

@ May 15

Desarrollo Topo

1970 a 74

Queen City - 3

1999 A 2008 2010

3

2011

3

2012

8

2013

1

Primera Etapa Segunda Etapa Tercera Etapa

Pozos Horizontales, Alto Angulo Fracturamiento hidráulico multietapas Jeteo abrasivo Medición Trifásica

4 Topo-222 H Topo-393 AA Topo-394 AA Topo-361 V

2014

Eoceno Yegua

*QC-3

2 Topo-319 Topo-317

2015

Estimulación Acida (HCL +

HF)

Fracturamiento Hidráulico

convencional Pozos Verticales y

Direccionales

75 Pozos

2016

3 Topo-212 Topo-324* Topo-316*

Fracturamiento Hidráulico No Convencional

MÉTODO

Estrategias

● Evaluación de potencial en yacimiento actual

● Evaluación de área con oportunidad

● Escenarios de explotación

● Plan de desarrollo

● Perforación de pozos horizontales,

direccionales, alto ángulo

● Estimulaciones no convencionales

● Evaluación de Resultados

Campo Topo

Extracción RMS Eoceno Yegua

Topo 222H

355 356 222H

NW 1918-1919m

=0.14

Sw=0.54

Incl=87.34°

1645-1646m

=0.15

Sw=0.66

Incl=87.88°

1449-1450m

=0.12

Sw=0.58

Incl=82.25°

Configuración Estructural Prof Yegua 1

Profundidad Total: 2100 md/1337 mv

Inclinación: 87.66°

Sección horizontal: 655 m

351

356

355

352

354 358

370H

357

353

392

390

362

222H

388

391

TR 4 ½”, P-110, 15.1 l/pie, HDSLX

PT

2100m

2080 m

1244 m

TR 9 5/8”, J-55, 32.3 lb/pie, 8HRR 304 m

TR 7”, N-80, 23 lb/pie, BCN

Alto ángulo

351

70.5°

394 Condiciones Superficiales

Posición estructural del

Yacimiento

Propiedades de la

formación

Antecedentes producción

Radio de drene

Mayor área de contacto

T-351 T-394

351 Ver 394 AA

Angulo 90° 70.5°

Intervalo [mD] 1350-1400 1825-1925

Long Contacto [m] 50 100

Topo-394AA

2

1

1848 1849

13/43

Evaluacion Petrofisica RMS cima y base EY-2

393 AA 351

222H

394 AA

361 AA

360

Sección Sismica

NE SW

351 1002 394

14/43

1912 1913

RESULTADOS

Desempeño del fracturamiento

0.1

1

10

100

1

11

21

31

41

51

Pro

du

ccio

n d

e g

as Q

g (M

Mp

cd)

Comportamiento de Produccion Pozos en EY-1 Horizontal, Vertical, Direccional

Topo-222_H

Topo-354 V

Topo-357 V

Topo-358 D

Topo-370_H

Topo-390 D

Topo-391 V

Tiempo [mes]

Jeteo

3 Frac

4200 scs CU

Jeteo

6 Frac

2500 scs CU

Pistola

1 Frac

3240 scs Pistola

1 Frac

3240 scs

Pistola

1 Frac

1500 scs

Pistola

1 Frac

1800 scs

T-357

Pistola

1 Frac

1500 scs

T-222 H Gp=5.8

T-354 Ver Gp=4.5

T-357 Ver Gp=0.69

T-358 Dir Gp=2.8

T-370 H Gp=5.1

T-390 Dir Gp=1.5

T-391 Ver Gp=0.63 0.0

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

6.0

7.0

1 2 3 4 5 6 7 8 91

01

11

21

31

41

51

61

71

81

92

02

12

22

32

42

52

62

72

82

93

03

13

23

33

43

53

63

73

83

94

04

14

24

34

44

54

64

74

84

95

05

15

2

Producción Acumulada Campo Topo EY-1

Desempeño del fracturamiento

Gp

(M

iles

de

Mill

on

es d

e p

ue

s cú

bic

os)

Tiempo (Mes)

T-222 H Gp=5.81

T-354 Ver Gp=4.5

T-370 H Gp=5.1

0.0

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

6.0

1 6

11

16

21

26

31

36

41

46

51

Formación EY-1

Impacto del Fracturamiento Hidráulico

No Convencional

19

Tiempo [mes]

Pro

du

cció

n a

cu

mu

lad

a [

Bcf]

Pozo 222H 370H 354 VGp [Bcf] 3.370 3.354 3.380

Tiempo [mes] 12 26 39

Estimulación

Jeteo

3 Fracturas

4200 scs CU

Total: 12,600 scs

Jeteo

6 Fracturas

2500 scs CU

Total: 15,000 scs

Pistola

1 Fracturas

3240 scs

Declinación

mensual [%]4.5 5.9 13.2

VPN/VPI 3.51 3.63 3.1

Rec. Inv. [meses] 2 9 12

Gp pago de

inversion [Bcf]0.712 1 0.6

Desempeño del fracturamiento

20

Tiempo [mes]

0

5

10

15

20

25

jul-

11

sep

-11

no

v-1

1

ene-

12

mar

-12

may

-12

jul-

12

sep

-12

no

v-1

2

ene-

13

mar

-13

may

-13

jul-

13

sep

-13

no

v-1

3

ene-

14

mar

-14

may

-14

jul-

14

sep

-14

no

v-1

4

ene-

15

mar

-15

may

-15

jul-

15

sep

-15

no

v-1

5

ene-

16

mar

-16

Pro

du

ccio

n d

e g

as [

MM

pcd

]

Producción Eoceno Yegua-1

Topo-354 Topo-357

Topo-358 Topo-370H

Topo-390 Topo-111

Desempeño del fracturamiento

21

Tiempo [mes]

0

2

4

6

8

10

12

14

16

may

-10

jul-

10

sep

-10

no

v-1

0

ene-

11

mar

-11

may

-11

jul-

11

sep

-11

no

v-1

1

ene-

12

mar

-12

may

-12

jul-

12

sep

-12

no

v-1

2

ene-

13

mar

-13

may

-13

jul-

13

sep

-13

no

v-1

3

ene-

14

mar

-14

may

-14

jul-

14

sep

-14

no

v-1

4

ene-

15

mar

-15

may

-15

jul-

15

sep

-15

no

v-1

5

ene-

16

mar

-16

Pro

du

cció

n d

e g

as [

MM

pcd

]

Producción Eoceno Yegua- 2

Topo-394 AATopo-393AATopo-392Topo-355Topo-356Topo-360Topo-362Topo-352Topo-353

Desempeño del fracturamiento

22

Tiempo [mes]

0

5

10

15

20

25

30

35

40

may

-10

jul-

10

sep

-10

no

v-10

ene-

11

mar

-11

may

-11

jul-

11

sep

-11

no

v-11

ene-

12

mar

-12

may

-12

jul-

12

sep

-12

no

v-12

ene-

13

mar

-13

may

-13

jul-

13

sep

-13

no

v-13

ene-

14

mar

-14

may

-14

jul-

14

sep

-14

no

v-14

ene-

15

mar

-15

may

-15

jul-

15

sep

-15

no

v-15

ene-

16

mar

-16

Pro

du

cció

n d

e G

as [

MM

Pcd

]

Campo Topo Eoceno yegua

EY-2 EY-1

DISCUSIÓN

Discusión

El comportamiento de producción de los pozos horizontales, perforados en el mismo

yacimiento mejora con la selección y cantidad adecuada de apuntalante, se observo que

con menor cantidad de sacos utilizados en Topo 222H (12600 scs aprox.) se obtiene

mejor producción que con 6 fracturas y 15,000scs utilizadas en Topo 370 H.

La cantidad de apuntalante en el fracturamiento hidráulico afecta directamente a la

declinación de producción del pozo ( Topo 222 H, 4.5 % mensual y Topo 370, 5.9 %

mensual)

Se ha recuperado 104 Bcf en 45.5 años en la formación QC-3, en cambio en 5.5 años

se han recuperado 32.5 Bcf en Eoceno Yegua

CONCLUSIONES

Conclusiones

La explotación de yacimientos de baja permeabilidad con pozos horizontales (no

convencionales) y fracturados hidráulicamente de forma no convencional acelera la

recuperación de la reserva y la inversión.

El desarrollo del campo con pozos alto ángulo permiten aumentar el área de contacto

con el yacimiento, estabiliza la caída de presión y su rentabilidad, mejora si las relación

condensado gas aumenta, se debe considerar de manera inmediata la instalación de un

sistema artificial de producción (Topo 393 AA vs Topo 394 AA).

Agradecimientos

Agradezco a Petróleos Mexicanos, a la Subdirección de Producción de

Campos de Gas No Asociado, al Activo de Producción Burgos por brindarme la

oportunidad de compartir los resultados obtenidos en el desarrollo de campos

de gas no asociado en la Región Norte de México.