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
Grain Size/Structure and Lithology
Depth
CoyotesWell N°: 217 Núcleo: N° 2
INT:1226-1235m
lutlimAgmf
AgfAgmCong
Agg lutlimAgmf
AgfAgmCong
Agg
1243
1244
1245
1246
1247
1248
1249
1250
Grain Size/Structure and Lithology
Depth
CoyotesWell N°: 217 Núcleo: N° 3
INT:1243-1250m
lutlimAgmf
AgfAgmCong
Agg
1243
1244
1245
1246
1247
1248
1249
1250
Grain Size/Structure and Lithology
Depth
CoyotesWell N°: 217 Núcleo: N° 3
INT:1243-1250m
lutlimAgmf
AgfAgmCong
Agg lutlimAgmf
AgfAgmCong
Agg
1141
1142
1143
1144
1145
1146
1147
1148
Grain Size/Structure and Lithology
Prof.
1140
lutlimAgmf
AgfAgmCong
Agg
Well N°: 19 Núcleo: N° 1Coyotes
INT:1140-1149
1141
1142
1143
1144
1145
1146
1147
1148
Grain Size/Structure and Lithology
Prof.
1140
lutlimAgmf
AgfAgmCong
Agg lutlimAgmf
AgfAgmCong
Agg
Well N°: 19 Núcleo: N° 1Coyotes
INT:1140-1149
CoyotesWell N°: 122 Núcleo: N° 3
INT:1269-1279
1269
1270
1271
1272
1273
1274
1275
Grain Size/Structure and Lithology
Prof
lutlimAgmf
AgfAgmCong
Agg
CoyotesWell N°: 122 Núcleo: N° 3
INT:1269-1279
1269
1270
1271
1272
1273
1274
1275
Grain Size/Structure and Lithology
Prof
lutlimAgmf
AgfAgmCong
Agg lutlimAgmf
AgfAgmCong
Agg
Grain Size/Structure and Lithology
Depth
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1981
lutlimAgmf
AgfAgmCong
Agg
CoyotesWell N°: 122 Núcleo: N° 1
INT:1175-1184Grain Size/Structure and Lithology
Depth
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1981
lutlimAgmf
AgfAgmCong
Agg lutlimAgmf
AgfAgmCong
Agg
CoyotesWell N°: 122 Núcleo: N° 1
INT:1175-1184
CoyotesWell N°: 122 Núcleo: N° 2
1261
1262
1263
1264
1265
1266
1267
1268
Grain Size/Structure and Lithology
Depth
lutlimAgmf
AgfAgmCong
Agg
INT:1260-1269
CoyotesWell N°: 122 Núcleo: N° 2
1261
1262
1263
1264
1265
1266
1267
1268
Grain Size/Structure and Lithology
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
Pozos fracturados año 2000
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
Pozos fracturados año 2000
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