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ESTIMULACIONES ACIDAS
PEMEX – Enero 07
Eduardo Soriano
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Proceso SIGMA
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Criterios de SelecciónCriterios de Selección
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Criterios de SelecciónCriterios de Selección
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Criterios de SelecciónCriterios de Selección
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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
Criterios de SelecciónCriterios de Selección
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Criterios de SelecciónCriterios de Selección
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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]
Criterios de SelecciónCriterios de Selección
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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”.
Criterios de SelecciónCriterios de Selección
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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
Criterios de SelecciónCriterios de Selección
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S = 10
S = 184
10,000 bpd
14,000 bpd
Criterios de SelecciónCriterios de Selección
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Criterios de SelecciónCriterios de Selección
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”
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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
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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
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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
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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
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TECNICA SUPRA-CE
HOT ROCK ACID “HRA”
ZONAL COVERAGE ACID
“ZCA”
ACIDO ENCAPSULADO
Fracturamiento Acido
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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
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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
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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
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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
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)
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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
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STIM2001 Optimization del TratamientoSTIM2001 Optimization del Tratamiento
SPE 82261 - STIM2001
“Fully Integrated Approach”
SPE 82261 - STIM2001
“Fully Integrated Approach”
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STIM2001 Optimizacion del TratamientoSTIM2001 Optimizacion del Tratamiento
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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
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Plain 28% HCl – C/TFPlain 28% HCl – C/TF
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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
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28% HCl Gelificado – Bolas Selladoras
28% HCl Gelificado – Bolas Selladoras
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GuidonSM AGS“Tecnologia revolucionaria de sistema divergente
basada en modificadores relativos de permeabilidad”
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
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GuidonSM AGS“Tecnologia revolucionaria de sistema divergente
basada en modificadores relativos de permeabilidad”
GuidonSM AGS“Tecnologia revolucionaria de sistema divergente
basada en modificadores relativos de permeabilidad”
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GuidonSM AGS“Tecnología revolucionaria de sistema divergente
basada en modificadores relativos de permeabilidad”
GuidonSM AGS“Tecnología revolucionaria de sistema divergente
basada en modificadores relativos de permeabilidad”
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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
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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
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GuidonSM AGS“Tecnología revolucionaria de sistema divergente
basada en modificadores relativos de permeabilidad”
GuidonSM AGS“Tecnología revolucionaria de sistema divergente
basada en modificadores relativos de permeabilidad”
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GuidonSM AGS“Tecnología revolucionaria de sistema divergente
basada en modificadores relativos de permeabilidad”
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GuidonSM AGSGuidonSM AGS
Log-Log plot: dp and dp' [psi] vs dt [hr]
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
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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
Log-Log plot: dp and dp' [psi] vs dt [hr]
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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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