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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 km2. 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 Agua Fría

LC Corralillo

LC P. Alemán

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

Pemex

Tiempo entre terminación y primera producción

40-50 días

Producción promedio 40 bpd

Producción Acumulada 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 H

Cobra Frac CobraJet Frac

SurgiFrac

CobraMax V CobraElite Frac

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 • Tratamiento de grandes intervalos. • Evaluación sencilla de cada

intervalo a tratar. • Operación pausada. • Poca cantidad de recursos

Desventajas • Tiempos operativos extendidos • NPT • Empleo de CT o WL para bajar

tapones/pistolas • Bombeo de herramientas a fondo • Producción diferida • Efectos de tortuosidad Tiempo de completación promedio: 40-55 días

CobraMax-H™ Conexión con el yacimiento: Hydrajetting Aislamiento anular TR-Formación: Cemento 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 anular TR-Formación: Cemento 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

Conexión con el yacimiento: Camisa Rapid Stage. •Aislamiento anular TR-Formación: Swell Packer y/o

cemento soluble en acido Aislamiento en tubería entre etapas de fractura: con

canica.


Rapid Stage™

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 fractura Lanzamiento de canica Apertura de Rapid Stage Sleeve ™ Siguiente fractura!

Conexión con el yacimiento: Camisa Rapid Stage/Rapid Frac.

•Aislamiento anular TR-Formación: Swell Packer y/o cemento soluble en acido

Aislamiento en tubería entre etapas de fractura: con canica.


Rapid Frac

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

Sandstone no acid in curve

for re-entry

show of hydrocarbon

acid frac

sand frac Limestone 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

© 2011 HALLIBURTON. ALL RIGHTS RESERVED. 29 Expedite Coated Proppant

Pozo Horizontal


Pres

ión

(psi

)

Gasto (bpd)

Pozo Vertical Pozo Vertical Fracturado

Pozo Horizontal Fracturado

QVF QHF

PwfVF

PwfVF

Pres

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$


• Sin presencia de agua • Recuperación de inversión: 3.16 días

• 4,200 bpd (inciales) • 142,000 bbl acumulados • Presión de flujo estable


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) • 93,000 bbl acumulados • Presión de flujo estable

• Sin presencia de agua • 95,000 bbl acumulados • 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

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