Gerencia de Perforación y Mantenimiento de Pozos División Norte Fracturamiento con CO2 DIVISIÓN NORTE Gerencia de Perforación y Mantenimiento de Pozos División Norte Fracturamiento con Aceite Cíclico Ligero en pozos del proyecto Aceite Terciario del Golfo Ing. Efraín Huidobro Salas Ing. Raúl Arroyo Bautista Ing. Arturo López Galindo
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Fracturamiento Con ACL Jornadas Tecnicas Final Final
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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
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