Halliburton - Fracturas Pozos Horizontales

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

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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 © 2011 HALLIBURTON. ALL RIGHTS RESERVED.

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Agenda     

CHICONTEPEC CHICONTEPEC EN NÚMEROS CHICONTEPEC PETROFÍSICO / EL RETO TÉCNICAS DE MULTIFRACTURAMIENTO DESARROLLO DE SOLUCIONES – PRESIDENTE ALEMÁN 1565H – REMOLINO 1648  PREGUNTAS


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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


4

LC Coyotes LC Corralillo LC P. Alemán LC Agua Fría LC Remolino

CHICONTEPEC EN NÚMEROS  Producción diaria en el periodo 2004 – 2009

Producción de crudo (miles de barriles diarios)

Proyecto Ku-Maloob-Zaap Cantarell Crudo Ligero Marino Antonio J Bermudez Ixtal-Manik Chuc Delta del Grijalva Otros

Aceite Terciario del Golfo (ATG)

2004

2005

2006

2007

2008

2009

3383

3333

3256

3076

2792

2601

304 2125 31 141 120 40 599

322 2029 61 150 9 123 45 569

404 1788 106 142 48 124 50 570

527 1464 157 130 69 112 57 538

706 1009 157 110 97 96 75 513

808 646 167 96 122 99 104 530

22

25

23

23

29

30

Fuente: © 2011 HALLIBURTON. ALL RIGHTS RESERVED.

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CHICONTEPEC EN NÚMEROS  Producción diaria en el periodo 2010 – 2011




2010

2011

2576

2550

839 501 174 77 125 102 141 576

842 449 165 68 111 100 155 608

41

53 Fuente:


6

CHICONTEPEC EN NÚMEROS  Producción diaria en el periodo 2012 Ene ‘12 Feb´12

Mar´12

Abr´12

2518

2543

2550

2546


837 402 165 65 100 109 152 625

857 405 163 64 101 108 151 628

854 404 163 66 96 112 150 637

859 400 166 68 90 113 148 638


63

66

64

65


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CHICONTEPEC EN NÚMEROS  Producción histórica


8

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

CHICONTEPEC EN NÚMEROS

En 2010 se perforaron 1,737 pozos, de los cuales 1,323 fueron fracturados © 2011 HALLIBURTON. ALL RIGHTS RESERVED.

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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” © 2011 HALLIBURTON. ALL RIGHTS RESERVED.

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CHICONTEPEC: EL RETO Pemex

Presidente Alemán 1565H

Tiempo entre terminación y primera producción

40-50 días

25 días

Producción promedio

40 bpd

4200 bpd

15,000 bbl

142,000 bbl

Producción Acumulada

Plus: • Aceite extrapesado. • Bajo punto de saturación • Flujo multifásico.

RENTABILIDAD © 2011 HALLIBURTON. ALL RIGHTS RESERVED.

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Halliburton’s PinPoint Portfolio

CobraMax V

CobraMax H © 2011 HALLIBURTON. ALL RIGHTS RESERVED.

Cobra Frac

CobraJet Frac

SurgiFrac 12

CobraElite Frac

Halliburton’s Completion Portfolio


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Propuesta Halliburton    

Perf &Plug Cobra Max H – Cobramax DM Rapid Stage/Rapid Frac SurgiFrac


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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

• 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 © 2011 HALLIBURTON. ALL RIGHTS RESERVED.

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CobraMax-H™  Conexión con el yacimiento: Hydrajetting  Aislamiento anular TR-Formación: Cemento  Aislamiento en tubería entre etapas de fractura: Tapón de arena. Ventajas • • • • • • • •

Desventajas

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

• • •

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) © 2011 HALLIBURTON. ALL RIGHTS RESERVED.

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CobraMax-H™

1. Jetto del primer intervalo (HydraJet Tool) y limpieza anular CT-Csg

2. Bombeo del tratamiento apuntalado

3. Inducción de empaque apuntalado altamente conductivo / tapón de arena


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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


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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

Desventajas

• •

•

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.

•

Afinar tapones de arena en sección horizontal Disponibilidad de mayores volúmenes de agua


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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


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Rapid Stage™  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. Ventajas • • • • • • •

Desventajas

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

• Totalidad de recursos para el tratamiento completos al iniciar la operación • Apertura de solo una camisa por cluster


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Rapid Stage™

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


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Rapid Frac  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. Ventajas • • • • • • • •

Desventajas

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

•

•

Totalidad de recursos para el tratamiento completos al iniciar la operación Puertos de multifractura deben ser bajados junto con la terminación.


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Rapid Frac™


24

   

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 • • • • •

Desventajas

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

• Gasto limitado por CT


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Example Treatment Procedure

Tubing flow Annulus flow

SurgiFrac Completions

Sandstone no acid in curve for re-entry

Limestone

show of hydrocarbon

acid frac

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. © 2011 HALLIBURTON. ALL RIGHTS RESERVED.

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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


29 Expedite Coated Proppant

Pozo Horizontal

Pozo Vertical Pozo Vertical Fracturado Pozo Horizontal Fracturado

Presión (psi)

Pres PwfVF PwfVF

QHF

QVF

Gasto (bpd)


30

Caracterización de Roca


31

Selección de la Técnica de Fractura


32

Selección de Intervalos


33



34



35



36



37



38

Selección de Intervalos APPLIED TECHNOLOGIES:  Rock Characterization  CobraMax® fracturing services  Expedite® conductivity  MSM enhancement services


39

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




40

Ajuste y Calibración de Esfuerzos


41

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


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

42


43

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.


44

Selección de intervalos


45

Selección de intervalos


46

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




47

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

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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….

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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 © 2011 HALLIBURTON. ALL RIGHTS RESERVED.

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¿PREGUNTAS?


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