1.-Trabajo Aipm Evol. y Persp. Fracts. Palecanal Chicon Abr2003

EVOLUCIÓN Y PERSPECTIVASEVOLUCIÓN Y PERSPECTIVAS

DE LOS FRACTURAMIENTOS HIDRÁULICOS EN DE LOS FRACTURAMIENTOS HIDRÁULICOS EN

EL PALEOCANAL CHICONTEPECEL PALEOCANAL CHICONTEPEC

Ing. Abel Morales VegaIng. Angel Lavalle HurtadoAbril/2003

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

DEMEXICO

STA. AGUEDA

CERRO AZUL

TUXPAN

TECOLUTLA

NAUTLA

POZA RICA

TAMPICOEBANO

"PALEOCANAL DE CHICONTEPEC"

CUENCA DE CHICONTEPEC

2 330,000

2 270,000

600,000 670,000

SIERRA MADRE ORIENTAL

PLATAFORMA DE TUXPAN

Ubicación del Paleocanal Chicontepec

Porción Norte del Estado de Veracruz A 250 km al Noreste de la Cd. de México A 5 km al Occidente de la Cd. de Poza Rica Cubre una superficie de 3,815 Km2

Campos e Historia

CamposProducción MáximaProducción ActualAcumulada AceiteAcumulada GasAcumulada Total

29176.8111195145

(MBD)

(MBD)

(MMBLS)

(MMMPC)

ExploratoriosDesarrolloT o t a l

93858951

Porcentajede ÉxitoPozos

9810099

Sabana Gde.

Tenexcuintla

Pastoria

Tlacolula

Horcones

Sitio

Aragon

Coyotes

Gallo Nte

Amatitlan

Soledad Nte

Ahuatepec

Soledad

Cacahuatengo

Palo Blanco

Agua Nacida

Coyol Miquetla

Humapa Miahuapan

Coyula Agua Fria

Corralillo

EscobalCoapecha

caTajin

Furbero Pte. Alema

n

Remolino

Rio Cazones

Rio Tuxpan

Campos semidesarrollados: Soledad Norte (259), Tajín (130), Presidente Alemán (100), Miquetla (85), Soledad (84), Agua Fría (77), Coyotes (77), Escobal (17), Horcones (16), Aragón (14), Coyol (14).

Historia de Producción de AceitePaleocanal Chicontepec

0

4,000

8,000

12,000

16,000

20,000

1952

1954

1956

1958

1960

1962

1964

1966

1968

1970

1972

1974

1976

1978

1980

1982

1984

1986

1988

1990

1992

1994

1996

1998

2000

2002

TIEMPO, AÑO

ACEI

TE (B

PD)

P. Alemàn

Soledad Miquetla

AragónCoyotes

Agua Frìa

Escobal

SoledadNorte

Tajìn

PROD. ACUM. ACEITE (MMB) = 111PROD. ACUM. GAS (MMMPC) = 195RESERVA AL 1/ENE/01 (MMBPCE) = 18,235

FECHA DE INICIODE EXPLOTACIÓN

P. ALEMÁNSOLEDADMIQUETLASOLEDAD NORTEARAGÓNCOYOTESHORCONESTAJÍNAGUA FRÍAESCOBAL

JULJUNMAYDICFEBDICMARENEENEMAR

1952196219721973197519751977198019881992

Ligeramente bajo saturados, estratifiacados y lenticulares

Arenisca (%) Permeabilidad (md) Porosidad (%) Espesor (m) Esfuerzos (psi) Presión (psi) Temperatura (°C) Profundidad (m) Saturación de aceite (%) Viscosidad (cp) Factor de volumen (m³/m³) Salinidad (ppm) Densidad (°API) Gradiente de fractura (psi/ft) Factor de recuperación (%)

30 -700.1 - 106 - 125 - 703,000 – 4,0001,000 – 5,00055 - 90800 – 2,40070 – 902 – 61.7 a 2.830,000 – 35,00018 – 450.65 – 0.904 - 7

Características de los Yacimientosdel Paleocanal Chicontepec

1226

1227

1228

1229

1230

1231

1232

1233

1234

1235

Grain Size/Structure and Lithology

Depth

CoyotesWell N°: 217 Núcleo: N° 2

INT:1226-1235m

lutlimAgmf

AgfAgmCong

Agg

1226

1227

1228

1229

1230

1231

1232

1233

1234

1235


Depth


INT:1226-1235m

lutlimAgmf

AgfAgmCong

Agg lutlimAgmf

AgfAgmCong

Agg

1243

1244

1245

1246

1247

1248

1249

1250


Depth


INT:1243-1250m

lutlimAgmf

AgfAgmCong

Agg

1243

1244

1245

1246

1247

1248

1249

1250


Depth


INT:1243-1250m

lutlimAgmf

AgfAgmCong

Agg lutlimAgmf

AgfAgmCong

Agg

1141

1142

1143

1144

1145

1146

1147

1148


Prof.

1140

lutlimAgmf

AgfAgmCong

Agg

Well N°: 19 Núcleo: N° 1Coyotes

INT:1140-1149

1141

1142

1143

1144

1145

1146

1147

1148


Prof.

1140

lutlimAgmf

AgfAgmCong

Agg lutlimAgmf

AgfAgmCong

Agg

Well N°: 19 Núcleo: N° 1Coyotes

INT:1140-1149


INT:1269-1279

1269

1270

1271

1272

1273

1274

1275


Prof

lutlimAgmf

AgfAgmCong

Agg


INT:1269-1279

1269

1270

1271

1272

1273

1274

1275


Prof

lutlimAgmf

AgfAgmCong

Agg lutlimAgmf

AgfAgmCong

Agg


Depth

1975

1976

1977

1978

1979

1980

1981

lutlimAgmf

AgfAgmCong

Agg


INT:1175-1184Grain Size/Structure and Lithology

Depth

1975

1976

1977

1978

1979

1980

1981

lutlimAgmf

AgfAgmCong

Agg lutlimAgmf

AgfAgmCong

Agg


INT:1175-1184


1261

1262

1263

1264

1265

1266

1267

1268


Depth

lutlimAgmf

AgfAgmCong

Agg

INT:1260-1269


1261

1262

1263

1264

1265

1266

1267

1268


Depth

lutlimAgmf

AgfAgmCong

Agg lutlimAgmf

AgfAgmCong

Agg

INT:1260-1269

Estructuras

Lutita

Litología

Conglomerado

Limolita

Masiva

Laminacion Horizontal

Restos Vegetales

Barrenos

Conglomerática

Fractura Natural

Rizaduras

Contorsiones

Lutita laminar

Arenisca

AreniscaConglomerática

Foto 1

3 cm.

Foto 2

3 cm.

Foto 3

3 cm.

Foto 1

3 cm.

Análisis de Núcleos

Convencional

Yacimientos de baja permeabilidad (menos de 10 md)

Espesor hasta de 0.25 Pulg. Longitud de 200 a 450 m. Concentración apuntalante 0.5 a 2.0 Lbs/Pie2

Tip-screenoutYacimientos de alta permeabilidad (> 10 md)

Zonas productoras múltiples Control de arena (frac-packs)

Espesor de 0.25 a 1.50 Pulg. Longitud de 15 a 150 m. Concentración apuntalante 4.0 a 12.0 Lbs/Pies2

Tipo de Fracturamiento

Agua Fría 150 19360Tajín 285 16402Presidente Alemán 138 17909Soledad 97 11422Miquetla 85 9272Escobal 25 1498Coyol 12 274Soledad Norte 305 20443Coyotes 90 5546Horcones 21 1605Aragón 19 1187Exploratorios 58 3287

Total 1285 * 108205

* Los registrados en los expedientes de los pozos.

CAMPO FRACTURAMIENTO NP(MBls)

Fracturamientos por campo

FLUIDOS FRACTURANTES1970 1980 1990 2000 2003

ACEITEESTABILIZADO

GELATINA BASEKEROSINA

ESPUMA

GELATINA BASEAGUA

Fluidos fracturantes y Tipos de arena

* Utilizados con mayor frecuencia

CONC.MÁXIMA(lb/gal)TIPO DE FLUIDO COMPOSICIÓN ARENA MALLA

FLUIDOS FRACTURANTESFLUIDOS FRACTURANTES APUNTALANTESAPUNTALANTES

* SAND-OIL ACEITE ESTABILIZADO 1971, 1978, 1992, 1993 3.5 Ottawa 10-20, 12-20,ESBA ESPUMA BASE AGUA 1981-1983 4.0 20-40MY-T-OIL-I KEROSINA GELIFICADA 5.0 Brady 10-20, 12-20,MY-T-OIL-II KEROSINA GELIFICADA 8.0 20-40VERSA-GEL GELATINA BASE AGUA 1979 5.0 Budger 12-20WATER-FRAC GELATINA LINEAL BASE AGUA 1979 5.0 * Unimin 12-20, 2040YF-GOII KEROSINA GELIFICADA 1987 - 1991 5.0 Super Sand 12-20*YF-GO-III KEROSINA GELIFICADA 1992 - 1994 8.0 Acfrac Black 12-20YF-GO-IV KEROSINA GELIFICADA 1988 - 1993 8.0 Carbolite 12-18YF-240 GELATINA BASE AGUA 1995 - 1997 12.0 PR-6000 12-20, 12-18YF-235 GELATINA BASE AGUA 1998 12.0YF-140 GELATINA BASE AGUA 1997 - 1998 12.0YF-120 GELATINA BASE AGUA 1995 - 1997 12.0YF-230 GELATINA BASE AGUA 2000 12.0 Optiprop 16-30

1979 - 1991

PERÍODO(años)

1705

1732

LA DISTRIBUCIÓN DEL COLCHÓN Y EL APUNTALANTE TRAZADO PARECE SER UNIFORME A TRAVÉS DEL INTERVALO FRACTURADO.AL PARECER LOS 5 M SUPERIORES DEL INTERVALO DISPARADO NO ACEPTARON APUNTALANTE. UN ANÁLISIS MÁS A FONDO DE LOS REGISTROS DE AGUJERODESCUBIERTO PODRÍA CORROBORAR SI ESTO FUE DEBIDO A CAMBIOS LITOLÓGICOS EN EL YACIMIENTO.EL DESARROLLO DE ALTURA, 24 M DE FRACTURA APUNTALADA SE OBSERVA DESDE POR LO MENOS 1,710 A 1,734 M.

REGISTRO ESPECTRAL TAJÍN - 331 COMENTARIOS

Pozo Tajín No. 337Registro de temperatura

POZO TAJIN

INTERVALO(m) CPO

FECHA DE INTERV.CON EQ.

FECHA DE FRACTURA

QPROG.(BPD)

Q.INIC.(BPD)

Q.ACT.(BPD)

Np.(Mbls) OBSERVACIONES

324 1565-1590 50 01/03/2000 26/02/2000 80 97 FABM JUL 01 8.75 CBM por no fluir (26-05-00), daño por fluido

de fractura

303 1525-1560 20 01/03/2000 09/03/2000 100 220 50 72.82 Fluyente, inicio producción 22/03/00

316 1715-1750 90 10/03/2000 27/03/2000 90 80 N.F.ENE-02 16.40 CBM por no fluir (30-03-00) Pfe=125 kg/cm², adicionó

cpos. 40 y 50

378 1685-1714 70 07/04/2000 03/04/2000 90 166 FABMJUN 02 59.58 Fluyente, inicio producción 8-04-00 CBM Dic/2000

358 1630-1667 60 30/04/2000 12/05/2000 120 144 30 59.93Fluyente, inicio producción 16-05-00. CBM Nov/2000, adicionó cpos. 70, 75 y 80

326 1765-1782 95 23/04/2000 17/05/2000 80 75 FABMOCT 00 2.12 CBM por no fluir (14/07/00)

331 1705-1732 80-85 21/04/2000 26/05/2000 80 215 9 44.28 CBM por no fluir (17-08-00), Pfe=184 kg/cm² adicionó cpo. 40

302 1713-1745 80-85 13/05/2000 21/06/2000 80 134 RMA 4.86 CBM por no fluir. RMA Nov/02

304 1787-1815 90 28-29-JUN SIN EQ. 04/07/2000 80 84 35 37.00 CBM por no fluir (27-07-00), Pfe=187 kg/cm²

800 1215 271

Pozos fracturados año 2000

RESULTADO POZOS REPARADOS Y FRACTURADOS CAMPO TAJÍN


TIPO DE FLUIDOS Y ARENAS UTILIZADOS

POZO

TAJÍN

TIPO DE FLUIDO

VOL. TOTALFLUIDO DEFRACTURA

( gal )

VOL. PRE-COLCHON

(gal )

GASTO (bpm )

TIPO DEARENA

CANTIDADDE ARENA

(lbs )

CONC.(LBS/GAL)

VOL.COLCHON

(gal )

N° DE MALLA

324

303

316

378

326

358

331

302

304

1 - 7

1 - 9

1 - 8.5

1 - 8

1 - 8

1 - 8

1 - 8

1 - 8

1 - 7.5

YF-130 LG

YF-230 HPG

YF-230 HPG

YF-230 HPG

YF-230 HPG

YF-230 HPG

90, 893

86, 198

94, 535

88, 867

85, 426

87, 602

83, 794

81, 136

95, 474

38, 697(DATA-FRAC+ PBA. INY)

28, 000

40, 000

29, 804

39, 823

30, 000

34, 500

35, 000

39, 891

39, 852

20

20

22

22

22

22

22

20

21

PR-6000

PR-6000C- Lite

(PropNet )

TEMEPERDDC

12/20

12/2012/18

12/20

111, 600

170, 00051, 000

235, 000

7, 926(PBA INY.AROMINA)

23, 778(PBA INY.SAL+ AROMINA)

15, 852(SAL. KCL)

12/2012/18

187, 50011, 500

13, 926(GEL WF-230

SAL. KCL)

12/2012/18

218, 00032, 000

7, 133(GEL LINEAL)

12/2012/18

200, 00040, 000

7, 926(SAL. KCL)

12/2012/18

200, 00025, 000YF-230 HPG

7, 926(SAL. KCL)

YF-230 HPG

YF-230 HPG15, 136

(GEL WF-230SAL. KCL)

PR-6000Optiprop

12/2016/30

12/2016/30

PR-6000Optiprop

198, 60050, 000

195, 00016, 600

PR-6000C- Lite

(PropNet )

PR-6000C- Lite

(PropNet )

PR-6000C- Lite

(PropNet )

PR-6000C- Lite

(PropNet )

324

303

16

378

326

358

331

302

304

POZOTAJIN

LONGITUD(m)

ALTURA(m)

AMPLITUD(pg)

CONDUCTIVIDAD(md-ft)

117

121

143

180

164

145

142

177

166

67

107

132

145

173

119

126

122

148

NO

122

NO

107

NO

76

107

NO

NO

DIseñoAjuste

dePresion

Pruebade

Presion

54

56

44

43

47

57

73

47

107

52

68

48

49

40

59

50

95

80

48

45

NO

40

26

35

24

45

35

DIseñoAjuste

dePresion

RegistroEspectral

0.20

0.184

0.22

0.28

0.28

0.172

0.124

0.157

0.101

0.17

0.157

0.19

0.152

0.182

0.208

0.162

0.11

0.303

0.25

0.16

NO

0.20

0.1

0.150

0.10

0.11

0.3

DIseñoAjuste

dePresion

RegistroEspectral

4196

4022

3006

4339

3829

2872

2117

7254

4568

3565

5187

4548

1843

2216

4672

2498

5800

-

NO

2009

NO

2078

NO

1900

989

NO

NO

DIseñoAjuste

dePresion

Pruebade

Presion

EVALUACIÓN DE GEOMETRÍA DE FRACTURAS


Producción acumulada My-T-Oil v.s. Sand Oilreferida a 6 años.

PDTE. ALEMAN 50 POZOS SAND-OIL

0

50

100

150

200

250

300

350

400

236 292 341 242 222 138 274 221 407 123 129 433 434

Acu

mul

ada

(MB

LS)

PDTE. ALEMAN 50 POZOS MY-T-OIL

0

50

100

150

200

250

300

350

400

381 383 232D 291 247 223 281 276 361CC

Acu

mul

ada

(MB

LS)

POZOS CPO.DENS. DISP. (cpm)

TIPO DE FLUIDO

FLUIDO DEFRACTURA

(gal)

TIPO DEARENA

50 B, BC, C, y D 6 y 13 My-T-Oil 74 500 Unimin

N° DE MALLA

CANT.ARENA

PROM.(lbs)

CONC.(LBS/GAL)

Np ( bls )

10-2020-40 120 000 0.5 a 2.5 6 386 998

POZOS CPO.DENS. DISP. (cpm)

TIPO DE FLUIDO

FLUIDO DEFRACTURA

(gal)

TIPO DEARENA

50 B, BC, C, CD y D

2, 3, 4, 6 y 13

Sand-Oil 74 000 Unimin

N° DE MALLA

CANT.ARENA

PROM.(lbs)10 - 20

ó12 - 20

156 000

CONC.(LBS/GAL)

1-8

Np ( bls )

2 781 684

SAND-OIL v.s MY-T-OIL CPO. C

0

50

100

150

200

250

300

220 236 216 212 292 149 256 242 254 140 364 138 222 202 274 234 221 203 136 135 141 145 223 139

Acu

mul

ada

(MB

LS)

24

24

0.5 a 2.5

1 a 8

Sand-Oil

My-T-Oil

76 000

84 500

Unimin

Unimin

10 - 2020 - 40

10- 20ó

12- 20

128 000

172 000

2, 3, 4 Y 6

6, 13

2 918 076

1 361 162

C

C

Nº DE

POZOS

TIPO DE FLUIDO

FLUIDO DEFRACTURA

( gal )

TIPO DEARENA

CANTIDADDE ARENAPROM.(lbs)

CONC.(LBS/GAL)

N° DE MALLA

DENS. DISP.( cpm )

Np ( bls )

CPO.

Producción acumulada cuerpo “C” referida a 4 años

0

20

40

60

80

100

120

140

160

52 364 437 341 342 407 133 416 424

Acu

mul

ada

(MB

LS)

TIPO DE FLUIDO

FLUIDO DEFRACTURA

( gal )

TIPO DEARENA

CANTIDADDE ARENAPROM.(lbs)

CONC.(LBS/GAL)

N° DE MALLA

DENS. DISP. ( cpm )

Np ( bls )

CPO.

3

3

3

Nº DE

POZOS

1 - 8

0.5 a 2.5

1 - 8

54 000

76500

49 000

12-20

10/2020/40

12-20

152 000

152 800

201 266

YF-GO

Sand-Oil

My-T-Oil

13

4, 13

13

Unimin

Unimin

Unimin

117 485

391 917

118 076

BC

BC

BC

SAND-OIL v.s. MY-T-OIL v.s. YF-GO

Producción acumulada cuerpo “BC” referida a 4 años.

Comportamiento de pozos con diferente fluido fracturantereferido a 5 años, 4 meses.

0

50

100

150

200

250

300

AF-856 AF-834 AF-858 AF-836

Acu

mul

ada

(MB

LS)

86% FLUY.14% BN

Q=25 bpd

151 100 LBSC=1 – 2.7

74% FLUY.26% BN

Q=34 bpd

185 000 LBSC=1 – 5

100% BNQ=24 bpd

266 000 LBSC=1 – 9

100% BNQ=30 bpd

256 000 LBSC=1 – 10

SAND-OIL MY-T-OIL II(BASE KEROSINA)

YF-230(BASE AGUA)

YF-240(BASE AGUA)

Agua Fría cuerpo 20

Pozo exploratorio Miranda No.1

T.R. 9 5/8”, N-80, 40 lbs/pie

Disparado el 28-Jun-76;

Fracturado el 22-Feb-77

Sand-Oil, Vol. Arena= 150, 900 Lbs.

Vol. de Aceite= 81, 000 Gal.,C= 2 Lbs/Gal.

Termino pozo 17-mar-77

Qoi=95 BPD; RGA=100 m³/m³; Fw=0%

Cdo por NF

Np= 107, 213 bls.

T.P. 2 7/8

1770 m

1740 mC-80

1455.58 m

CDC

1457.0 mEMP LOCK-SET

1444.67 m

C. B.

1948.0 mTR 6 5/8”, N-80, 24 lbs/pie

1925.8 m

Prof. total 1960.0 m

301.5 m

Phgel = 1770*1.O5 / 10 = 186 KG/CM2

Phac = 1770*0.90 / 10 = 159 KG/CM2

Phke = 1770*0.86/ 10 = 151 KG/CM2

DIF. DE PRESIÒN = 27 KG/CM2

DIF.DE PRESIÒN = 31 KG/CM2

0

50

100

150

200

250

1 4 7 10 13 16 19 22 25 28 31 34 37 40 43 46 49 52 55 58 61 64 67 70Tiempo (meses)

Ace

ite (B

PD)

0

20

40

60

80

100

120

140

Acu

mul

ada

(MB

LS)

Comportamiento de Producción

50 FRACTURAS SAND OIL

50 FRACTURAS MY-T-OIL

27 FRACTURAS YF-AGUA

0102030405060708090

100110120130140150160170

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

PRO

DU

CC

ION

AC

UM

. PR

OM

. PO

R F

RA

CT

UR

A( M

BL

S)

TIEMPO EXPLOTACION ( AÑOS)

Producción acumulada promedio por fractura y sistema

Np=10,759,137 Bls

Np= 3, 276,705 BlsNp= 4, 835, 183 Bls

Np= 6,040,299 Bls

Np= 1,119,464 Bls

PDTE. ALEMAN 67 FRACTURAS SAND OIL

PDTE. ALEMAN 55 FRACTURAS MY T OIL

TAJIN 110 FRACTURAS MY-T-OIL (KERO)

TAJIN 74 FRACTURAS YF-GO (KERO)

TAJIN 27 FRACTURAS YF-AGUA

Reducción Fraccional en la Porosidad

Perm

eabi

lidad

Ret

enid

a de

la F

ract

ura

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1

“Alto”Daño

“Bajo”Daño

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1“Bajo”Daño

“Alto”Daño

Relación teórica entre la porosidad y la permeabilidad

- Fluido contaminante.- Alto riesgo en su manejo.- Baja concentración de arena.- Alta potencia para su bombeo.

- Fluido de retorno incompleto(40-60 %).- Baja efectividad de rompedores de gel. - Daño irreversible en la fractura.- Altos costos por manejo del fluido de retorno- Menor tiempo como pozo fluyente.- Alto costo.

- Disponibilidad del fluido.- Compatible con fluido del yacimiento.- Fracturas largas.- No causa daño - Limpieza en la formación.- Recuperación del 100% del fluido.- Manejo del fluido a batería.- Bajo costo.

- Fluido contaminante.- Alto riesgo en su manejo.- Baja estabilidad en sus parámetros reológicos.- Alto costo.

- Baja potencia para su bombeo.- Concentraciones de arena hasta 7 lbs/gal.- Buena conductividad en la fractura.- Limpieza en la formación de un 75%.- Fácil manejo en superficie.

- Disponibilidad del fluido.- Fluido no contaminante.- Manejo de altas concentraciones de arena.- Alta conductividad en la fractura.- Seguridad en su manejo.- Estabilidad en sus parámetros reològicos.

VENTAJAS DESVENTAJASTIPO DE FLUÍDO

SAND-OIL( ACEITEESTABILIZADO)

(FLUÍDO BASEKEROSINA)

(FLUÍDOBASEAGUA)

Ventajas y Desventajas de fluidos fracturantes

INDICADORES ECONÓMICOS

ANALISIS DE SENSIBILIDAD

Análisis Económico

TIPOInversión

(mm$)

Gasto inicial

(bpced)

Producción

acumulada

(mbpce)

VPN

(mm$)

VPI

(mm$)VPN/VPI

TIR

(%)

P.R.

(meses)

Sand Oil 1.62 265.94 86.23 11.55 1.62 7.14 163.95 1

Base Kerosina 1.62 143.95 40.52 4.57 1.62 2.82 44.25 2

Base Agua 1.62 76.91 30.22 2.67 1.62 1.65 16.11 6

Benef / Costo inversión volumen precio costos

volumen (con costos OyM

fijos)

3.42 713.89% -87.71% -70.74% 365.56% -70.74%

2.47 282.23% -73.84% -59.51% 306.81% -59.51%

1.98 164.91% -62.25% -49.51% 241.79% -49.51%

PozoAbastecimiento de agua

Poza rica

Pozo letrina

Batería

Fracturamiento con fluido base agua

PUNTO DE ABASTECIMIENTO

TRANSPORTE

PREPARACIÒN DE GEL

INYECCIÒN A POZO

RETORNO DE GELA PRESA METÀLICA

TRANSPORTE DE GELROTA A POZO INYECTOR

INYECCIÒN DE GELROTA A POZO INYECTOR

Limpieza del pozo; 3 días

PozoBatería

5 km.

Fracturamiento con fluido base aceite

PUNTO DE ABASTECIMIENTOBATERÌA

TRANSPORTE

PREPARACIÒN DE GEL

INYECCIÒN A POZO

Producción inmediatadespués de fracturar

RETORNOA BATERIA

Conclusiones

1.- La producción acumulada con el sistema Sand-Oil fué de aproximadamente 3 veces mayor que con los sistemas aceite refinado (kerosina) y agua.

2.- El fluido fracturante Sand-Oil no daña la conductividad de la fractura creada ni la permeabilidad de la formación.

3.- Se considera que para yacimientos de baja permeabilidad como Chicontepec (<10 md), se deberán diseñar fracturas largas,de longitud similar o mayor al radio de drene .

4.- Con pruebas de variación de presión se comprobó que las altas conductividades obtenidas al utilizar concentraciones de arena 1 a 10 lbs/gal con los sistemas base kerosina y agua, no se reflejan en los resultados debido al daño generado por la gelatina en la conductividad de la fractura.

5.- Los sistemas base kerosina y agua provocan un daño irreversible en la conductividad de la fractura en un rango de 60 a 90 %, esto debido a las altas concentraciones de polímeros utilizados para su gelificación y baja eficiencia de sus rompedores.

6.- se ha comprobado que la recuperación del fluido fracturante cuando se

fractura con agua,es del 40 al 60%.

7.- Los pozos fracturados con fluido base agua deben de abrirse de acuerdo al

tiempo de rompimiento de la gelatina para evitar un mayor daño en la

fractura.La gelatina no debe permanecer por más de 48 hrs. dentro del pozo.

8.- El 90% de los pozos fracturados con fluido base agua requieren de la

implantación temprana de un sistema artificial para su Explotacion.

9.- De utilizar fluidos fracturantes base agua ,se deberán utilizar agentes

gelantes de baja carga polimérica y rompedores de alta eficiencia.

Conclusiones

Recomendaciones

1.- Utilizar fluidos fracturantes base aceite estabilizado.

2.- Probar otros fluidos fracturantes tales como, ClearFRAC, Micro-polímeros y

sistemas base aceite refinado.

3.- De utilizar fluidos fracturantes base agua o aceite refinado (kerosina), utilizar

arenas de alta conductividad, gelificantes de baja carga polimérica y un eficiente

sistema de rompedores.

4.-La recuperación del fluido fracturante base agua debe ser inmediata para

minimizar el daño en la conductividad de la fractura.

5.- Efectuar pruebas de variación de presión Pre y posfractura para determinar

parámetros y optimizar el diseño de fracturas, así como, para evaluar los

resultados del fracturamiento.

0

1

2

3

4

5

6

7

20 40 80 120 140 160Longitud de Fractura (mts)

J/Jo

0.569 (md)0.8 (md)1.0 (md)3.0 (md)0.569 (md)0.8 (md)1.0 (md)3.0 (md)0.569 (md)0.569 (md)

Cond = 1965 md-pie

Cond = 3926 md-pie

Cond = 673 md-pie

Cond =100 md-pie

}}}}

Efecto de la longitud y conductividad en el índice de productividad

Documents

1.-Trabajo Aipm Evol. y Persp. Fracts. Palecanal Chicon Abr2003