Post on 20-Oct-2021
Impacto del fracturamiento hidráulico no
convencional en la productividad de yacimientos
de baja permeabilidad:
Esquemas de desempeño
Monterrey, Nuevo Léon a 10 de junio de 2016
MI Jesus Guerra Abad* Grupo Multidisciplinario Proyectos de Explotación Diseño de Proyectos
Sector Cuervito*
*PEMEX-PEP-SPCGNA_APB_ Diseño Explotación _ Sector Cuervito
INTRODUCCIÓN
Objetivo
El presente trabajo tiene como objetivo mostrar:
1.- Comportamiento de producción de pozos verticales, direccionales,
horizontales y alto ángulo en yacimientos de gas de baja permeabilidad,
estimulados con fracturamiento hidráulico no convencional.
2.- Impacto técnico - económico en la producción, caso campo Topo en la
formación Eoceno Yegua.
Conceptos Generales
“Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y
no convencionales: Casos de campos”
Dr. Jorge A. Árevalo Villagrán, Nov 23, 2011, Academia de Ingeniería
La formación tiene una k << 0.1 mD
La mayor parte de gas se produce de areniscas y
litutas gasíferas (Shale gas).Existe producción de
carbonatos
Produce a Qg económicos con la ayuda de
tratamientos de fracturamiento masivos
Algunos pozos muestran flujo transitorio de larga
duración: flujo lineal y bilineal
Ley de Darcy
Triangulo de Recursos (Modificado por Master´s, 1979)
Conceptos Generales
Creación de un canal de alta conductividad, que
permite rebasar la zona dañada.
Extensión de la longitud de la fractura a una
mayor profundidad para incrementar el área de
drene y cambiar el comportamiento de flujo del
yacimiento hacia el pozo.
Incrementar el índice de productividad.
Establecer un esquema de explotación
económicamente rentable.
Incrementar el gasto de flujo en pozos dañados.
Interconectar fracturas naturales presentes en la
formación.
Incrementar el área de drene o la cantidad de
formación que está en contacto con el pozo.
Conectar la producción de intervalos lenticulares
en pozos horizontales.
Optimizar y disminuir el número de pozos por
área.
Retardar el efecto de confinamiento de agua.
Fracturamiento Hidráulico Beneficios
Consiste en crear una fractura de alta
conductividad en la formación, mediante el
bombeo de un fluido fracturante (agua, gel,
espuma, gases comprimidos, etc) a una presión
mayor a la presión de fractura de la formación
y colocar un apuntalante (arena, cerámica y
polvo de aluminio) para evitar cierre de la
fractura.
Conceptos Generales
Muñoz Duran “Potenciales Impactos ambientales del fracturamiento
hidráulico en Shale Gas”, Tesis UNAM, 2013
Fracturamiento hidráulico convencional Fracturamiento Hidráulico No Convencional
Utiliza como fluido de fractura base agua con alta viscosidad (desde espumas hasta fluidos reticulados o activados) para crear la geometría de fractura necesaria y transportar el apuntalante hasta colocarlos dentro de la formación, este tratamiento inicia con el colchon, seguido de las etapas de fluido con apuntalante.
Consiste en crear fracturas hidráulicas transversales multiples en pozos horizontales y de alto angulo para aumentar el contacto yacimiento-pozos.
Pozo horizontal con multiples etapas fracturadas hidráulicamente
(Song et al. 2011)
Pozos Rivera Humberto “Técnicas de fracturamiento
hidráulico en pozos horizontales de la formación Eagle
Ford”, Tesis Maestría UNAM, 2013
Yacimientos de gas de baja permeabilidad
Campos gas no asociado
Tipo de trampa: Estructural/Estratigráfica
Roca almacén: siliciclasticos (areniscas)
Heterogeneidad y alta compartamentalización
Espesores: 1 - 220 m.
Profundidad: 500- 5000 m.
Porosidad: 12 - 30%, saturación de agua: 5-70%
Permeabilidad: 0.01 – 0.385 mD
Estimulación: Fracturamiento hidráulico
Presión de yacimiento: 700 – 12,600 psi
Tipo de gas: Seco y Húmedo
Mecanismo de producción: expansión roca fluido
Explotación: Primaria (energía propia del
yacimiento)
Características
Campo Topo
Localización
El campo Topo se localiza a 59 Km
Suroeste del la ciudad de Reynosa,
Tamps.
El campo fue descubierto en 1970 con
la perforación del pozo exploratorio
Topo-1, productor de gas e
hidrocarburos líquidos en el yacimiento
Queen City, con un gasto inicial de 1.22
millones de pies cúbicos diarios.
A su descubrimiento, la presión inicial
fue de 175 Kg/cm2 y una temperatura
de 85°C, la porosidad es del orden de
10-13%, la permeabilidad promedio es
de 0.01-0.15 mD y la saturación de
agua es de 48-55%.
Gp=91.1 BCF
@ Dic 09
Gp=136.5 BCF
@ May 15
Desarrollo Topo
1970 a 74
Queen City - 3
1999 A 2008 2010
3
2011
3
2012
8
2013
1
Primera Etapa Segunda Etapa Tercera Etapa
Pozos Horizontales, Alto Angulo Fracturamiento hidráulico multietapas Jeteo abrasivo Medición Trifásica
4 Topo-222 H Topo-393 AA Topo-394 AA Topo-361 V
2014
Eoceno Yegua
*QC-3
2 Topo-319 Topo-317
2015
Estimulación Acida (HCL +
HF)
Fracturamiento Hidráulico
convencional Pozos Verticales y
Direccionales
75 Pozos
2016
3 Topo-212 Topo-324* Topo-316*
Fracturamiento Hidráulico No Convencional
MÉTODO
Estrategias
● Evaluación de potencial en yacimiento actual
● Evaluación de área con oportunidad
● Escenarios de explotación
● Plan de desarrollo
● Perforación de pozos horizontales,
direccionales, alto ángulo
● Estimulaciones no convencionales
● Evaluación de Resultados
Campo Topo
Extracción RMS Eoceno Yegua
Topo 222H
355 356 222H
NW 1918-1919m
=0.14
Sw=0.54
Incl=87.34°
1645-1646m
=0.15
Sw=0.66
Incl=87.88°
1449-1450m
=0.12
Sw=0.58
Incl=82.25°
Configuración Estructural Prof Yegua 1
Profundidad Total: 2100 md/1337 mv
Inclinación: 87.66°
Sección horizontal: 655 m
351
356
355
352
354 358
370H
357
353
392
390
362
222H
388
391
TR 4 ½”, P-110, 15.1 l/pie, HDSLX
PT
2100m
2080 m
1244 m
TR 9 5/8”, J-55, 32.3 lb/pie, 8HRR 304 m
TR 7”, N-80, 23 lb/pie, BCN
Alto ángulo
351
70.5°
394 Condiciones Superficiales
Posición estructural del
Yacimiento
Propiedades de la
formación
Antecedentes producción
Radio de drene
Mayor área de contacto
T-351 T-394
351 Ver 394 AA
Angulo 90° 70.5°
Intervalo [mD] 1350-1400 1825-1925
Long Contacto [m] 50 100
Topo-394AA
2
1
1848 1849
13/43
Evaluacion Petrofisica RMS cima y base EY-2
393 AA 351
222H
394 AA
361 AA
360
Sección Sismica
NE SW
351 1002 394
14/43
1912 1913
RESULTADOS
Desempeño del fracturamiento
0.1
1
10
100
1
11
21
31
41
51
Pro
du
ccio
n d
e g
as Q
g (M
Mp
cd)
Comportamiento de Produccion Pozos en EY-1 Horizontal, Vertical, Direccional
Topo-222_H
Topo-354 V
Topo-357 V
Topo-358 D
Topo-370_H
Topo-390 D
Topo-391 V
Tiempo [mes]
Jeteo
3 Frac
4200 scs CU
Jeteo
6 Frac
2500 scs CU
Pistola
1 Frac
3240 scs Pistola
1 Frac
3240 scs
Pistola
1 Frac
1500 scs
Pistola
1 Frac
1800 scs
T-357
Pistola
1 Frac
1500 scs
T-222 H Gp=5.8
T-354 Ver Gp=4.5
T-357 Ver Gp=0.69
T-358 Dir Gp=2.8
T-370 H Gp=5.1
T-390 Dir Gp=1.5
T-391 Ver Gp=0.63 0.0
1.0
2.0
3.0
4.0
5.0
6.0
7.0
1 2 3 4 5 6 7 8 91
01
11
21
31
41
51
61
71
81
92
02
12
22
32
42
52
62
72
82
93
03
13
23
33
43
53
63
73
83
94
04
14
24
34
44
54
64
74
84
95
05
15
2
Producción Acumulada Campo Topo EY-1
Desempeño del fracturamiento
Gp
(M
iles
de
Mill
on
es d
e p
ue
s cú
bic
os)
Tiempo (Mes)
T-222 H Gp=5.81
T-354 Ver Gp=4.5
T-370 H Gp=5.1
0.0
1.0
2.0
3.0
4.0
5.0
6.0
1 6
11
16
21
26
31
36
41
46
51
Formación EY-1
Impacto del Fracturamiento Hidráulico
No Convencional
19
Tiempo [mes]
Pro
du
cció
n a
cu
mu
lad
a [
Bcf]
Pozo 222H 370H 354 VGp [Bcf] 3.370 3.354 3.380
Tiempo [mes] 12 26 39
Estimulación
Jeteo
3 Fracturas
4200 scs CU
Total: 12,600 scs
Jeteo
6 Fracturas
2500 scs CU
Total: 15,000 scs
Pistola
1 Fracturas
3240 scs
Declinación
mensual [%]4.5 5.9 13.2
VPN/VPI 3.51 3.63 3.1
Rec. Inv. [meses] 2 9 12
Gp pago de
inversion [Bcf]0.712 1 0.6
Desempeño del fracturamiento
20
Tiempo [mes]
0
5
10
15
20
25
jul-
11
sep
-11
no
v-1
1
ene-
12
mar
-12
may
-12
jul-
12
sep
-12
no
v-1
2
ene-
13
mar
-13
may
-13
jul-
13
sep
-13
no
v-1
3
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14
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-14
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-14
jul-
14
sep
-14
no
v-1
4
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15
mar
-15
may
-15
jul-
15
sep
-15
no
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5
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16
mar
-16
Pro
du
ccio
n d
e g
as [
MM
pcd
]
Producción Eoceno Yegua-1
Topo-354 Topo-357
Topo-358 Topo-370H
Topo-390 Topo-111
Desempeño del fracturamiento
21
Tiempo [mes]
0
2
4
6
8
10
12
14
16
may
-10
jul-
10
sep
-10
no
v-1
0
ene-
11
mar
-11
may
-11
jul-
11
sep
-11
no
v-1
1
ene-
12
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-12
no
v-1
2
ene-
13
mar
-13
may
-13
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13
sep
-13
no
v-1
3
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14
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-14
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-14
jul-
14
sep
-14
no
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4
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15
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-15
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-15
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15
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-15
no
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5
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16
mar
-16
Pro
du
cció
n d
e g
as [
MM
pcd
]
Producción Eoceno Yegua- 2
Topo-394 AATopo-393AATopo-392Topo-355Topo-356Topo-360Topo-362Topo-352Topo-353
Desempeño del fracturamiento
22
Tiempo [mes]
0
5
10
15
20
25
30
35
40
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-10
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v-10
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-12
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12
sep
-12
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-13
may
-13
jul-
13
sep
-13
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-14
may
-14
jul-
14
sep
-14
no
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ene-
15
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-15
may
-15
jul-
15
sep
-15
no
v-15
ene-
16
mar
-16
Pro
du
cció
n d
e G
as [
MM
Pcd
]
Campo Topo Eoceno yegua
EY-2 EY-1
DISCUSIÓN
Discusión
El comportamiento de producción de los pozos horizontales, perforados en el mismo
yacimiento mejora con la selección y cantidad adecuada de apuntalante, se observo que
con menor cantidad de sacos utilizados en Topo 222H (12600 scs aprox.) se obtiene
mejor producción que con 6 fracturas y 15,000scs utilizadas en Topo 370 H.
La cantidad de apuntalante en el fracturamiento hidráulico afecta directamente a la
declinación de producción del pozo ( Topo 222 H, 4.5 % mensual y Topo 370, 5.9 %
mensual)
Se ha recuperado 104 Bcf en 45.5 años en la formación QC-3, en cambio en 5.5 años
se han recuperado 32.5 Bcf en Eoceno Yegua
CONCLUSIONES
Conclusiones
La explotación de yacimientos de baja permeabilidad con pozos horizontales (no
convencionales) y fracturados hidráulicamente de forma no convencional acelera la
recuperación de la reserva y la inversión.
El desarrollo del campo con pozos alto ángulo permiten aumentar el área de contacto
con el yacimiento, estabiliza la caída de presión y su rentabilidad, mejora si las relación
condensado gas aumenta, se debe considerar de manera inmediata la instalación de un
sistema artificial de producción (Topo 393 AA vs Topo 394 AA).
Agradecimientos
Agradezco a Petróleos Mexicanos, a la Subdirección de Producción de
Campos de Gas No Asociado, al Activo de Producción Burgos por brindarme la
oportunidad de compartir los resultados obtenidos en el desarrollo de campos
de gas no asociado en la Región Norte de México.