Evolución de Técnicas de Fracturamiento en el Laboratorio de Campo Presidente Miguel Alemán

Transcripción

1 Evolución de Técnicas de Fracturamiento en el Laboratorio de Campo Presidente Miguel Alemán Ing. Alejandro René Hernández Méndez Ing. Javier Ballinas Navarro Jornadas Técnicas AIPM 2013 Poza Rica, Veracruz, Octubre -2013

2 INDICE Introducción Objetivo y alcance Planteamiento del problema Características de las iniciativas Comparación de Resultados Evaluación Económica Observaciones y conclusiones

3 INTRODUCCIÓN Las propuestas técnicas presentadas están enfocadas a yacimientos de areniscas con baja permeabilidad natural con alto contenido de carbonatos con el propósito de mejorar los resultados de permeabilidad / conductividad inducida

4 Objetivo y Alcance Objetivo. Históricamente el campo del LCPA ha sido drenado con pozos verticales y tipo S, produciendo en flujo natural. Con las condiciones imperantes en la zona: moderada porosidad, baja permeabilidad, declinación agresiva, intermitencia de pozos, etc, uno de los principales retos de fue encontrar mecanismos que permitieran incrementar la producción, el factor de recobro y especialmente la longevidad productiva. Alcance. El Campo Presidente Miguel Alemán comprende un yacimiento de múltiples capas con reservas principales en la Cuenca de Chicontepec, constituida principalmente por depósitos de lutitas y areniscas, calcáreas y siliciclásticas, y un Complejo de Carbonatos en la parte inferior del mismo (Sistema de Carbonatos Complejos). Se plantea optimizar el tratamiento para ser aplicado en yacimientos con alto contenido de arcilla, especialmente aplicable a yacimientos lenticulares con estratigrafía secuencial arenalutita, controlando la velocidad de asentamiento y la pérdida de fluido. ACTIVO DE PRODUCCIÓN ACEITE TERCIARIO DEL GOLFO 4

5 Planteamiento del Problema Un problema desde hace décadas ha sido la severa declinación de los pozos fracturados hidráulicamente. Para contrarrestar este problema es necesario pensar en una optimización de la propagación geométrica e inducir la manifestación plena del potencial productivo de los yacimientos, buscando también un mejor rendimiento en longevidad productiva. Dentro del objetivo de optimizar las técnicas de fracturamiento se pensó en incrementar la longitud de fractura, la cual junto con la conductividad de la misma, son los parámetros que dictaminan el comportamiento y tiempo e producción del pozo. Existen secuencias estratigráficas de capas con alto contenido de calcitas (> 65%), intercalados con cuerpos areno arcillosos, lo cual es una condición que a veces desfavorece la aplicación de fracturas convencionales con arena de malla estándar, persistiendo la necesidad de alcanzar una Lf y Conductividad favorables. ACTIVO DE PRODUCCIÓN ACEITE TERCIARIO DEL GOLFO 5

6 Histórico de Producción LCPA

7 Evolución de técnica de Fractura El proyecto inicio en el año 2010 con una producción inicial de 981 Bbld, durante ese año se procedió a la reactivación de pozos y los primeros trabajos de fractura convencional. Durante el año 2011 se realizaron 32 RMA con la técnica de doble malla, observándose de inmediato la mejora tanto en el caudal de producción como en la menor declinación (mayor vida) de los pozos luego de terminada la intervención. HIBRIDAS A comienzos del año 2012 se incorpora a la técnica de fracturamiento hibridos un pre-tratamiento con un bache ácido. Se completánron 19 intervenciones con resultados aún mejores, que sustentaron el aumento significativo en la producción diaria del campo que paso de 2,500 bbld a 4,500 bbld a final de año. COMBO FRAC COMBO FRAC ACTIVO DE PRODUCCIÓN ACEITE TERCIARIO DEL GOLFO 7

8 Interpretación Petrfísica y Litológica Deimos # 1

9 Conceptos de Monocapa y Multicapa

10 Importancia de la Propagación Geométrica de Fractura

11 Evolución Técnica de Fractura ACTIVO DE PRODUCCIÓN ACEITE TERCIARIO DEL GOLFO 11

12 Características de la Iniciativa 1 Fracturamiento Hibrido Consiste en la inducción de una mayor longitud de fractura apuntalada mezclando en la operación dos tipos de arenas de diferentes mallas en gelatina lineal y activada. Considerando las diferentes velocidades de asentamiento de las arenas se inducen los depósitos de arenas rebasando inclusive los radios de drene en cuanto a longitud. Habrá dos zonas perfectamente identificadas, una de ellas de conductividad normal y otra de conductividad moderada Parámetros Clave para Asentamiento de arena: Reología de Fluido Ancho de Fractura Gasto de Inyección Extensión de Frac (Lf) Pérdida de Fluido Diámetro de la Arena Generalmente, se consideran las arenas mallas y 20-40, inyectando por delante el apuntalante fino generalmente a un gasto de inyección mayor al diseñado con la gelatina activada con el apuntalante mayor. Velocidad de asentamiento alta Velocidad de asentamiento baja Perfiles de Fractura Apuntalado Arena Malla ACTIVO DE PRODUCCIÓN ACEITE TERCIARIO DEL GOLFO 12

13 Tabla Comparativa de Frac Híbridos vs Convencionales

14 Características de la Iniciativa 2 Combo Frac Consiste en la ejecución de un fracturamiento ácido y apuntalado sobre el mismo cuerpo, la sección acida es principalmente con el objetivo de generar una dilución parcial del material cementante y mejorar los resultados de permeabilidad/conductividad del yacimiento post-fracturamiento hidráulico apuntalado Existen referencias actuales de análisis de Difracción de Rayos X (XRD) y Microscopia indican una alta presencia de carbonatos y cuarzo en los yacimientos, por otra parte las cantidades de arcilla en volumen se ven de manera escazas en algunos casos Las muestras roca manifiestan: Porosidad (Ø) cercana al 1% Permeabilidad de (k) de md Volumen de Calcita de 63%, la cual es arenisca de grano fino (0.19 mm). La cementación de calcita por todas partes, es responsable por la pérdida de porosidad y permeabilidad experimentada durante el enterramiento. Los resultados de XRD muestran en promedio los siguientes valores de minerales: Calcita 52.3% Cuarzo 35.3% Dolomita 5.3% Ankerita 5% Pirita 0.5% y Arcilla 1.5%. Existen en el polígono correspondiente al LCPA pozos con características muy similares, los datos de correlación indican que en la mayoría del campo se presenta esta característica ACTIVO DE PRODUCCIÓN ACEITE TERCIARIO DEL GOLFO 14

15 Características de la Iniciativa 2. Propuesta de Tratamiento 1 Existen referencias acerca del uso de HCL en formaciones con estas características, los resultados obtenidos no presentan cambios en la permeabilidad (K) de la roca después de un tratamiento con diferentes volúmenes. Sin embargo también se ha trabajado en pruebas dinámicas usando HCL-HF, en este caso se han obtenido resultados interesantes dando un cambio de permeabilidad a 50 veces en promedio la permeabilidad inicial de la roca. Se plantea una nueva alternativa de tratamiento basados en los resultados vistos y la caracterización de la roca que tenemos disponible en estos momentos, aunado a las evaluaciones petrofísicas que se han ido sensibilizados con el aprendizaje que nos brinda el estudio del campo. 4. Evaluación del fluido teniendo énfasis en la medición del ph del fluido de retorno y la observación de posibles emulsiones. 5. Análisis de MiniFrac: Un segundo MiniFrac con las mismas características del anterior en busca de diferencias en la admisión del fluido y principalmente en modificación de la permeabilidad del yacimiento debido a la inyección del tratamiento acido. 6. Tratamiento de fractura hibrida La propuesta está dividida en 6 etapas principales: 1. Análisis compatibilidad fluido-acido/noemulsificante. 2. Análisis de MiniFrac 3. Tratamiento de Fractura Acida se realizara un fracturamiento Acido con 12%HCL-3% HF y HCL al 20%. El bombeo se efectuara a un gasto de 45 bpm ACTIVO DE PRODUCCIÓN ACEITE TERCIARIO DEL GOLFO 15

16 Resultados de Análisis de Núcleos Se realizaron Análisis de solubilidad Acida en las muestras N5M2F67, N6M2F3 and N9M2F48 suministradas por Weatherford Laboratories Mexico. El ácido usado en la prueba fue 90% de 15% HCl, 10% de Acido Acético y 0.2% El ensayo de solubilidad acida mostró porcentajes de material disuelto por el acido entre 48.4% y 56.2 %, para las muestras N5M2F67, N6M2F3 y N9M2F48. Permeabilidad Acida resultante fue probada en la muestra N6M2F3. manifestándose un incremento de permeabilidad hacia algún liquido de cerca del 150%. Tomografia Pre Tratamiento La tomografía de la muestra después del ensayo con acido muestra claramente que el mismo se forma un agujero de gusano desarrollado longitudinalmente. La formación de este agujero con volumen poral de 1.4 de acido es un resultado positivo de este tipo de ensayo. Tomografia Post Tratamiento ACTIVO DE PRODUCCIÓN ACEITE TERCIARIO DEL GOLFO 16

17 Comparación de Resultados Las figuras ilustran un comparativo de resultado entre tres pozos del campo Presidente Alemán que mostraron un significativo aporte productivo uno de ello, el PA-738 con fractura convencional y el PA con fractura hibrida y el PA-1794 con Combo Frac. Pozo Qo (BPD) NP@ 1 mes (BP) NP@ 6 meses (BP) NP@ 12 meses (BP) PA ,999 7,657 12,348 PA ,296 24,648 32,844 PA ,200 36,377 56,529 ACTIVO DE PRODUCCIÓN ACEITE TERCIARIO DEL GOLFO 17

18 Aportes de las Tecnologías Descritas

19 Comparación de Resultados La fractura hibrida ofrece más ventajas: control de pérdida de fluido y una formación óptima de capas de arena que genera una conductividad estable. La inducción de una mayor longitud apuntalada impacta directamente al comportamiento y longevidad productiva del pozo. Así mismo el bache ácido ha contribuido directamente en la productividad y longevidad atenuando la severa declinación típica de la zona La figura muestra la producción acumulada un grupo representativo de pozos con fracturas ( 6 convencionales y 6 hibridas y 5 Combo Frac). Como consecuencia inmediata tenemos: Incremento de producción acumulada, según estadísticas de pozos tratados hasta la fecha. Reducción de la necesidad de RMA posteriores a la fractura o el espaciamiento entre las mismas. Evitar la implementación temprana de sistemas artificiales de producción. Al momento los pozos no han presentado retorno de arena. Al término de un año, el acumulado de un pozo hibrido es 93% superior a uno convencional, y a su vez, el acumulado de un pozo ComboFrac es 32% superior al de una hibrida ACTIVO DE PRODUCCIÓN ACEITE TERCIARIO DEL GOLFO 19

20 Evaluación Económica (RESUMEN) ACTIVO DE PRODUCCIÓN ACEITE TERCIARIO DEL GOLFO 20

21 Evaluación Económica (RESUMEN..Cont) ACTIVO DE PRODUCCIÓN ACEITE TERCIARIO DEL GOLFO 21

22 Observaciones y Conclusiones Las Tecnologías de fracturamiento presentadas están enfocadas a inducir un mayor rendimiento productivo Se observó en LCPA una alta presencia de carbonatos especialmente como material cementante Las Fracturas Híbridas optimizan la longitud de fractura que junto con la conductividad de la misma son parámetros clave para la respuesta productiva del frac

23 Observaciones y Conclusiones Las fracturas combinadas ácidas/apuntaladas han roto añejos paradigmas y son aplicables en un alto porcentaje de formaciones en LCPA Se requieren exhaustivos estudios de núcleos representativos en laboratorio, especialmente pruebas de deformación axial, que proporcionan datos de planos preferentes de fractura y direcciones de esfuerzos Se recomienda alternar estas opciones de frac con sistemas de fluidos fracturantes libres de polímero

24 GRACIAS!! PREGUNTAS??