Gerencia de Perforación y Mantenimiento de PozosDivisión Norte

Fracturamiento con CO2Fracturamiento con CO2

DIVISIÓN NORTEDIVISIÓN NORTE

Gerencia de Perforación y Mantenimiento de PozosDivisión Norte

Fracturamiento con Aceite Cíclico Ligero en pozos del

proyecto Aceite Terciario del Golfo

Ing. Efraín Huidobro SalasIng. Raúl Arroyo Bautista Ing. Arturo López Galindo

Contenido

Resumen

Introducción

Desarrollo del Tema

Conclusiones

Recomendaciones

Las arenas productoras del proyecto ATG son arenas de muy baja permeabilidad y baja presión de fondo, por lo cual no tienen la capacidad de desalojar el fluido inyectado, adicionalmente el polímero del fluido deja un daño residual al empaque de la fractura, con el objeto de utilizar un fluido limpio y compatible con el yacimiento se encontró al Aceite Cíclico ligero como el fluido ideal para utilizarlo como base de un fluido fracturante.

En el Proceso de Refinación se obtiene el Aceite Cíclico ligero, se utilizaba como un componente para la producción de Diesel, por las demandas ambientales y por su alto contenido de compuestos de azufre, nitrógeno y aromáticos hace que sea restringido su uso. Con el objeto de encontrar nuevas aplicaciones, se evalúo el utilizarlo como base de un fluido fracturante, por lo que se formaliza un proyecto entre Pemex Refinación y Pemex Exploración y Producción para su aplicación y evaluación.

Se programa una prueba piloto en 2 macroperas del Proyecto Aceite Terciario del Golfo en los campo Escobal y Agua Fría con 18 y 6 pozos respectivamente.

Se han obtenido magníficos resultados utilizando el ACL como base de los fluidos fracturantes y en combinación con el Nitrógeno, ha permitido obtener la producción inmediata en los campos depresionados de Coyotes y Soledad através de la TR de 5 ½”.

Resumen

Introducción

1

Golfo deMéxico

NEA’

CABO NUEVO

ARRECIFE MEDIO

ISLA DE LOBOS

CARPA

ESTURION

FOCA

MARSOPA

AMATLAN

POTRERO DEL LLANO

PEZ VELA

ESCUALO

CANGREJO

ATUN

MORSA

HUACHINANGO

MOZUTLA

ACUATEMPA

MESA CERRADA

HORCON

OCOTEPEC

VICENTE GUERRERO

GOLFO

DE

MEXICO

STA. AGUEDA

CERRO AZUL

TUXPAN

TECOLUTLA

NAUTLA

POZA RICA

TAMPICOEBANO

"PALEOCANALDE

CHICONTEPEC"

CUENCA DE

CHICONTEPEC2 330,000

2 270,000

600,000

670,000

PLATAFORMA

DE TUXPAN

NEA’

CABO NUEVO

ARRECIFE MEDIO

ISLA DE LOBOS

CARPA

ESTURION

FOCA

MARSOPA

AMATLAN

POTRERO DEL LLANO

PEZ VELA

ESCUALO

CANGREJO

ATUN

MORSA

HUACHINANGO

MOZUTLA

ACUATEMPA

MESA CERRADA

HORCON

OCOTEPEC

VICENTE GUERRERO

GOLFO

DE

MEXICO

STA. AGUEDA

CERRO AZUL

TUXPAN

TECOLUTLA

NAUTLA

POZA RICA

TAMPICOEBANO

"PALEOCANALDE

CHICONTEPEC"

CUENCA DE

CHICONTEPEC2 330,000

2 270,000

600,000

670,000

PLATAFORMA

DE TUXPAN

RepúblicaMexicana

OcéanoPacífico

El Paleocanal de Chicontepec (Proyecto ATG) constituye la mayor reserva de hidrocarburos en México, ya que representa el 39% de la reserva total de hidrocarburos del país, 17.7 miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Actualmente existe un importante desarrollo.

Porción Norte del Estado de Veracruz

A 250 Km al Noreste de la Ciudad de México

A 5 Km al Occidente de la Ciudad de Poza Rica

Cubre una superficie de 3 815 Km2

Arenas productoras de baja

permeabilidad y baja presión

de fondo, no tienen la

capacidad de desalojar el

fluido inyectado, el polímero

deja un daño residual al

empaque de la fractura

creada, lo cual no ha

permitido obtener la

producción esperada en el

desarrollo del Proyecto.

NW SE

Cima CretácicoChicontepec Inferior

Chicontepec MedioChicontepec Superior

Problemática

Optimizar la terminación

de los pozos utilizando un

fluido fracturante más

limpio que elimine el daño

al empaque de la fractura y

promover una rápida

limpieza del pozo, con el fin

de maximizar la

productividad del proyecto

Aceite Terciario del Golfo

Objetivo

Las operaciones de

Fracturamiento Hidráulico y

apuntalante en la División Norte

son muy importantes ya que

han permito la Explotación y

desarrollo de las arenas de baja

Permeabilidad en las Cuencas

de Burgos y Chicontepec (Aceite

Terciario del Golfo).

Desarrollo del Tema

Evolución de los fluidos fracturantes

1970 1980 20001990 2009

Aceite estabilizadoAceite estabilizado

Gelatina Base DieselGelatina Base Diesel

Espuma con N2Espuma con N2

Gelatina Base Agua Conv.

Gelatina Base Agua Conv.

2008

Gelatina Base Agua BCP

Gelatina Base Agua BCP

CO2 CO2

ACL

L. P.L. P.

F R A C T U R A

P

O

Z

O

Daño por recubrimiento de polímeros

Daño por enjarre

Daño por filtración e hinchazón de arcillas

Daño por depositación de finos

F R A C T U R A

P

O

Z

O

Daño por depositación de finos

Daño al empaque de la fractura

Fluido base agua polimérico Fluido base aceite ciclico ligero

La combinación de fluido fracturante y apuntalante determinan el dañoLa calidad y tipo de apuntalante determinan la propensión al crushing y por

lo tanto el daño por depositación de finosLa composición quimica del fluido fracturante (p. ej. Contenido y tipo de

polimeros), es la principal generadora de daño por hinchazón de arcillas, enjarre y recubrimiento

La combinación optima de fluido fracturante y apuntalante será aquella que logre la fractura más limpia (menor daño)

Un fracturamiento será mejor cuanto menor daño genere

Diagrama de proceso de Refinación del crudo

Desintegración

Catalítica Fluida

Pruebas de activación con Aditivos de Cias. Laboratorio y viscosimetro Fann 50 (Temp. y Presión de formación) Viscosidades menores que los fluidos base agua (1600 cp – 600

cp) Acondicionamiento adecuado del ACL

Planeación.- Pruebas de activación del ACL

Procedimiento de pruebas de compatibilidad

Mezcla de Fluido activado-Fluido de yacimiento

Baño maría a Temperatura de yacimiento

Transporte del apuntalante adecuadamente

Pruebas de compatibilidad

Propiedades Físicas y Químicas del Aceite Cíclico Ligero

Diseño del Fracturamiento

Aplicación del Fracturamiento

Optimización Logística-Operaciones simultaneas

Limpieza de pozos

Varios Fracturamientos en un día Prueba de líneas definitivas

Ejecución del Fracturamiento

Recubrimiento interior del embudo del Blender

Mangueras de abastecimiento

Plásticos y mangueras inadecuadas

Problemas con recubrimiento y mangueras

Evaluación del manejo del ACL Evaluación de Riesgo de incendio

Se concluyo que no había riesgo algunoPruebas de explosividad

Auditoria de Seguridad

1 PEMEX Exploración y Producción solicita por oficio el Aceite Cíclico Ligero (ACL) y la s Naftas pesadas a PEMEX Refinación y PEMEX Gas y Petroquímica Básica.

2 PEMEX Refina ción y PEMEX Gas y Petroquímica Básica, proporcionan el ACL y las Naftas y lo entregan a Proveedora de Fluidos Mexicana (PFM).

3 PFM ajusta el ACL para fracturas. 4 El ACL es transportado a la locación del pozo en pipas por PFM.

5 La recepción y el almacenami ento es en tanques de fractura de PFM .

6 Los fracturadores de la compañía toma el ACL de los tanques.

7 Los fracturadores inyecta n el ACL al pozo, efectuando el fracturamiento hidráulico. Si no se realiza el fracturamiento el ACL queda a custodia de PFM. 8 El ACL de retorno, producto de la fractura, pasa a través del equipo desarenador.

9 Al concluir la limpieza del pozo, se alinea a producción general hacia la batería ó estación de recolección. 10 La batería ó esta ción de recolección manda el fluido producido a la corriente MARFO.

11 La corriente MARFO llega al Centro d e Almacenamiento y Bombeo Poza Rica (CAB PR), donde se deshidrata el crudo para después pasarlo a través de un medidor de flujo y entregarlo a PEMEX Refinación. 12 Si no se fractura y queda ACL disponible, quedará a custodia de PFM para próximos fracturamientos.

Procedimiento para manejo del ACL

Plataformas Agua Fría 706 y Escobal 284

Evaluación del Fracturamiento

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

18,000

Cic Est Con EnerN2

Esp N2

EspCO2

Librepolim

14 4 22 26 24 0 4

Nota: Para las fracturas con aceite se descuenta el volumen de aceite inyectado durante fracturamiento1 Supone un nivel de significancia estadística de 90%FUENTE: SNIP. Área de Diseño, Análisis de equipo

Media

Intervalo de confianza de 90%

Intervalo de confianza del 90%

xx Número de pozos con información

Mediana

• Las fracturas con aceite cíclico tienen una producción acumulada a 60 días promedio superior a las convencionales (~40%) y energizadas con N2(~10%)1

• Estos resultados no toman en cuenta las características del yacimiento debido a la falta de información, por lo que no se pueden obtener resultados concluyentes

Las fracturas con aceite cíclico realizadas durante 2009 muestran la mayor producción acumulada promedio

Np@60 dias(Mbbl)

Graficas de producción Campo Agua Fría (ACL)

0

50

100

150

200

250

300

Junio Julio Agosto Septiembre Octubre

Qo(

bpd)

Grafica de Producción Campo Agua Fria

Agua Fria 712

Agua Fria 722

Agua Fria 746

Agua Fria 748

Agua Fria 766

Agua Fria 768

Graficas de producción Campo Escobal (ACL)

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre

Qo(

bpd)

Grafica de Producción Campo Escobal

Escobal 241

Escobal 242

Escobal 244

Escobal 261

Escobal 264

Escobal 266

Escobal 281

Escobal 282

Escobal 284

Escobal 286

Escobal 288

Escobal 576

Escobal 578

Escobal 592

Escobal 594

Escobal 596

Escobal 598

0.00

50.00

100.00

150.00

200.00

250.00

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

Qo

(bpd

)

oct-09

Grafica de Producción Campo Coyotes y Soledad

Coyotes 311

Coyotes 312

Coyotes 332

Coyotes 351

Coyotes 333

Soledad 22

Coyotes 353

Soledad 42

Soledad 64

Graficas de producción Campo Coyotes – Soledad (ACL-N2)

Nota importante: Pozos produciendo de manera natural, en campos depresionados, através de TR de 5 ½”

Pozos cerrados por presa llena

Desmantela Equipo Medición

TIPO DE FRACTURAMIENTO TOTAL

ACEITE ESTABILIZADO 25ACIDO 70ACEITE CICLICO LIGERO 68ACEITE CICLICO LIGERO ENERGIZADA CON N2 7BAJA CARGA POLIMERICA 171CO2 CON LIBRE DE POLIMERO 18ENERGIZADA N2 306ESPUMADA N2 66LIBRE DE POLÍMERO 28LIBRE DE POLÍMERO ENERGIZADA CON N2 7LIBRE DE POLÍMERO ESPUMADA CON N2 5

TOTAL 771

Con 2 Compañías de servicio Oct 2009 : 10%

Con 5 Compañías de Servicio Feb 2010 : 40%

Situación Actual- Futura

Tipo de fractura realizada en el ATG

3%9%

9%

1%

22%

2%

39%

9%4% 1%1%

ACEITE ESTABILIZADO ACIDOACEITE CICLICO LIGERO ACEITE CICLICO LIGERO ENERGIZADA CON N2BAJA CARGA POLIMERICA CO2 CON LIBRE DE POLIMEROENERGIZADA N2 ESPUMADA N2LIBRE DE POLÍMERO LIBRE DE POLÍMERO ENERGIZADA CON N2LIBRE DE POLÍMERO ESPUMADA CON N2

Ventajas:

El ACL elimina el daño al empaque de la fractura por no usar polimeros

Optimiza y reduce el tiempo de limpieza, al obtener produccion inmediata de aceite para su coneccion a bateria.

Por su alta temperatura de inflamación (67 °C) disminuye el riesgo de un incendio durante el tratamiento, en comparación con los aceites estabilizados, Diesel ó Kerosina.

Permite alcanzar altas concentraciones de apuntalante de 9 a 10 lb/gal, en comparación con los aceites estabilizados, máximo 3 ó 4 lb/gal.

Presenta ventajas operativas, ya que se prepara al vuelo, y evita los premezclados y el confinamiento de residuos en caso de arenamiento como sucedía con los fluidos base kerosina o diesel.

Por el alto contenido de Aromáticos (77.4%) adicionalmente a la fractura se realiza una Estimulación Orgánica

Por las viscosidades obtenidas, mucho menores a los fluidos poliméricos, se controla la altura de la fractura adecuadamente y se obtiene una mejor geometría de fractura

Desventajas:

El abastecimiento actualmente esta restringido a 3000 bls por día, equivalente a 2 fracturas

El acondicionamiento, transporte y almacenamiento representa un costo significativo.

Ventajas y Desventajas

La Técnica de fracturamiento con ACL es una de las mejores

opciónes para optimizar el desarrollo y explotación de los campos

del Proyecto Aceite Terciario del Golf

Los pozos fracturados con ACL se mantienen fluyentes sin requerir

sistemas artificiales de producción.

En la parte norte, Coyotes, y Soledad , ha permitido que se

conecten los pozos a producción de forma inmediata, contrario a lo

que sucede al utilizar fluidos poliméricos base agua, los cuales

requerían de hasta 30 días de operaciones de inducción con TF y

N2 para desalojar el agua de fractura e iniciar a producir aceite

apoyado siempre con sistemas artificiales.

El utilizar ACL presenta ventajas múltiples en comparación con los

sistemas tradicionales de fracturamiento, como son los fluidos base

agua poliméricos, y base aceite ( estabilizado, diesel y kerosina)

Conclusiones

Se recomienda generalizar el uso de esta Técnica en el proyecto ATG,

para optimizar los resultados de productividad en beneficio del mismo.

Desarrollar y evaluar la Técnica de ACL espumado con CO2 ,a efecto de

utilizarla en pozos de mayor profundidad, donde el N2 operativamente

esta limitado, lo anterior reduciría los costos de la fractura al minimizar

el volumen de ACL y apuntalante, utilizados en el proceso de fractura e

incrementaría la productividad del pozo

Se recomienda tomar curvas de variación de presión para evaluar la

geometría de fractura y optimizar los diseños, así mismo es conveniente

la medición de pozos para comparar los resultados de la productividad

en la aplicación de nuevas Tecnologías.

Con la finalidad de reducir los costos de acondicionamiento de ACL y el

suministro de CO2, es conveniente que PEP tenga un acuerdo macro con

Pemex Refinación y Pemex Petroquimica.

Recomendaciones

Por su Atención Muchas Gracias