4.-corralillo #453 int 1783-1796m n2frac propuesta

$: 4.-Corralillo #453 Int 1783-1796m N2frac Propuesta$
Propuesta Técnica para el Fracturamiento Hidráulico/N2

Pozo Corralillo #453 Int. 1783-1796 mts.

1066 sks arena blanca 16/30266 sks Super LC 16/30

Gerencia de Proyectos de Exploración Norte Terminación de Pozos AIATGCalfrac de México, Ingeniería y Ventas PEMEXRoberto [email protected] Ing. Abel MoralesTelf: 782 132 0053 7-07-09

Departamento de Ingeniería

mailto:[email protected]

Contenido1. Información. Datos del Pozo y la FormaciónDiagrama de CompletaciónRegistro de la Zona de Interés 2. Diseño del Tratamiento de Fracturamiento

Hidráulico.Cálculos Geomecánicos Sistema de Fluidos y Apuntalante3. Geometría de Fractura Hidráulica Generada.Perfil de Conductividad de la Fractura4. Datos y Resultados de la Simulación.

1. Información Datos del Pozo y la Formación

Nombre del Pozo: Corralillo#453

Locación: Plataforma Cenit #1. Campo Corralillo. Departamento de Ingeniería

Intervalo: 1783-1796 mts.

Fecha: 7 de Julio del 2009

Tipo de Tratamiento: A través de la Tubería de Producción

Datos De Terminación del Pozo:Tubería de Revestimiento: 5-1/2”, N-80/17#/Pie.

Tubería de Producción: 2-7/8”,N-80/6.5#/Pie.

Tipo de Formación: Arena con intercalación de lutitas arcillosas.

Nombre Formación: S/N


Diagrama de Completación


Registro de la Zona de Interés


2. Diseño del Tratamiento de Fracturamiento Hidráulico.

Cálculos Geomecánicos Intervalo: 1783-1796 mts.

Porosidad del Intervalo 10%Espesor de la Zona de Interés 13 mts.

Permeabilidad 0.5 mDModulo Young Arena 3.5 E6 Psi.Modulo Young Lutitas 2.7 E6 Psi.Relac. Poisson Arena 0.26Relac. Poisson Lutitas 0.32Temperatura de Fondo 77Gradiente de Fractura 0.6 Psi/Pie.Densidad de Disparos 13Diámetro de Disparos .32

Estos datos fueron calculados en base a la información suministrada por PEMEX.

Datos del Diseño Intervalo: 1783-1796 mts.


Gasto 18 BPM en fondo.

Tipo de ApuntalanteArena Blanca Ottawa 16/30. y

Super LC 16/30

Volumen de Apuntalante1066 Y 266 Sacos respectivamente.

Volumen de Colchón 6,300 galones.Total Fluido Limpio 700 bls.

Porcentaje de Colchón 20.6 %Concentración de Apuntalante 1 a 7 ppg.

Volumen N2 7,500 sm3

Sistema de Fluidos y ApuntalanteEl Fluido a utilizar es el sistema CWS600 ®, para el pre-colchón y CWS700 ® para el tratamiento principal.El apuntalante a utilizar es Arena Blanca Ottawa malla 16/30 y en la cola del tratamiento SuperLC 16/30 considerado como material anti-retorno de apuntalante.


3. Geometría de Fractura Hidráulica Generada.Con el firma objetivo de coadyuvar en el incremento de productividad de los pozos de petróleo y/o gas de la Región Norte de PEMEX, y en particular para el Activo Aceite Terciario del Golfo, Poza Rica Veracruz, se diseño un tratamiento de Fracturamiento Hidráulico para el pozo Corralillo #453, tomando como base para el diseño la información suministrada por PEMEX y tomando como bases de criterio los siguientes aspectos:

Mínima concentración de apuntalante por área apuntalada: 0.75 Lbs./Pie2.

Esfuerzo de cierre sobre el apuntalante: 2000 psi.Tomando en cuenta estos criterios de diseño y considerando un volumen de 1066 sacos de arena blanca Ottawa 16/30 y 266 sacos de arena resinada SuperLC 16/30 con un sistema base agua CWS700, Se logro alcanzar por diseño una longitud de fractura apuntalada de 202 mts. aproximadamente con una concentración promedio de apuntalante de 1.52 lbs/pie2 y una conductividad de 8233 mD-ft, que dadas las condiciones de permeabilidad del yacimiento, consideramos suficientes para mejorar el potencial de producción del pozo. A continuación se presentan datos adicionales de la geometría de fractura generada.

Longitud Apuntalada 202 mts.Altura Total de Fractura 27 mts.

Ancho Promedio 0.18 in.Concentración Areal 1.52 lbs/in^2

Conductividad 8233 mD-Pie.Presión Neta 1348 psi.


Perfil de Conductividad de la Fractura


4. Datos y Resultados de la Simulación.

MFracThree-Dimensional Hydraulic Fracturing Simulator

MFrac is a trademark of Meyer & Associates, Inc.Copyright (c) 1985-2008, Meyer & Associates, Inc.

2130 Freeport Rd, Suite C, Natrona Heights, PA 15065 USAMFrac version 5.40.2757

http://mfrac.com/Simulation Date 7/8/2009 2:24:48 PM

Company : PEMEX EYP POZA RICAWell: Corralillo #453Location: Plataforma Cenit #1Date: 07 de julio de 2009

Comments:Diseño de Fracturamiento Hidráulico Energizado Intervalo 1783-1796 mts. Formación AF 90------------Roberto Varela.----------CALFRAC--------------

INPUT SURFACE TREATMENT SCHEDULESchedule Type SurfaceWellbore Fluid Type C600Fraction of Well Filled 1Recirculation Volume 0 (bbl)

Stage No. Slurry Rate(bpm)

Stage Liquid Volume(bbl)

Stage Time(min)

Stage Type Fluid Type Prop Type Prop Conc.(lbm/gal)

Prop Damage Factor

1 12.6 150 11.905 Pad C720 0000 0 02 12.479 50 4.2735 Prop C720 0002 1.4719 03 13.194 55 4.7009 Prop C720 0002 2.8216 04 13.852 80 6.8376 Prop C720 0002 4.0637 05 14.459 90 7.6923 Prop C720 0002 5.2107 06 15.021 110 9.4017 Prop C720 0002 6.273 07 15.544 100 8.547 Prop C720 0002 7.2597 08 16.091 12 1.0256 Prop C720 S004 8.1424 09 16.091 78 6.6667 Prop C720 S004 8.1424 010 15.12 33.6 2.2222 Flush C720 0000 0 0

Fluid Type: C600 - CWS-600 (Slickwater) 41.478 (bbl)Fluid Type: C720 - CWS-700 (HPG Borate 20#) Low Shear

758.6 (bbl)

Proppant Type: 0000 - No Prop, Slug, ... 0 (lbm)Proppant Type: 0002 - 16/30 Jordan Sand 1.0243e+05 (lbm)Proppant Type: S004 - 16/30 Super LC @ 250 ºF

30778 (lbm)

FOAM SCHEDULESurface N2 Surface CO2 BH N2 BH CO2 Total BH RateBH Foam BH Prop.


Rate(sm^3/min)

Rate(bpm)

Quality(%)

Quality(%)

(bpm) Volume(bbl)

Conc.(lbm/gal)

1 158.71 0 30 0 18 214.29 02 162.25 0 35 0 18 73.593 13 141.25 0 35 0 18 77.593 24 121.92 0 35 0 18 108.37 35 104.08 0 35 0 18 117.24 46 87.545 0 35 0 18 138.01 57 72.191 0 35 0 18 120.99 68 56.117 0 35 0 18 13.958 79 56.117 0 35 0 18 90.729 710 84.643 0 16 0 18 40 0

Foam Quality Type: Internal Proppant Phase (N2)

Bottomhole Treating Pressure 3500 (psi)Bottomhole Treating Temperature 77 (deg C)Total N2 Volume 6940.8 (sm^3)

SURFACE TREATMENT SCHEDULE PUMPEDStage No.

Avg Slurry Rate(bpm)

Liquid Volume(bbl)

Slurry Volume(bbl)

Total Slurry Volume(bbl)

Total Time(min)

Conc. From(lbm/gal)

Conc. To(lbm/gal)

Prop. Stage Mass(lbm)

1 12.6 150 150 150 11.905 0 0 02 12.479 50 53.33 203.33 16.178 1.4719 1.4719 3090.93 13.194 55 62.023 265.35 20.879 2.8216 2.8216 6517.84 13.852 80 94.711 360.06 27.717 4.0637 4.0637 136545 14.459 90 111.22 471.29 35.409 5.2107 5.2107 196966 15.021 110 141.23 612.51 44.811 6.273 6.273 289817 15.544 100 132.85 745.36 53.358 7.2597 7.2597 304918 16.091 12 16.503 761.87 54.383 8.1424 8.1424 4103.89 16.091 78 107.27 869.14 61.05 8.1424 8.1424 2667410 15.12 33.6 33.6 902.74 63.272 0 0 0

Total Slurry Volume 902.74 (bbl)Total Liquid Volume 758.6 (bbl)Total Proppant Mass 1.3321e+05 (lbm)


BOTTOMHOLE TREATMENT SCHEDULE PUMPEDStage No.

Avg Rate(bpm)

Foam Volume(bbl)

Volume(bbl)

Total Volume(bbl)

Total Time(min)

Conc. From(lbm/gal)

Conc. To(lbm/gal)

Prop. Stage Mass(lbm)

Well 18 41.478 41.478 41.478 2.3043 0 0 01 18 214.29 214.29 255.76 14.209 0 0 02 18 73.593 76.923 332.69 18.483 1 1 3090.93 18 77.593 84.615 417.3 23.183 2 2 6517.84 18 108.37 123.08 540.38 30.021 3 3 136545 18 117.24 138.46 678.84 37.713 4 4 196966 18 138.01 169.23 848.07 47.115 5 5 289817 18 120.99 153.85 1001.9 55.662 6 6 304918 18 13.958 18.462 1020.4 56.688 7 7 4103.89 18 89.612 118.52 1138.9 63.272 7 7 26346

Total Volume 1138.9 (bbl)Total Foam Volume 995.12 (bbl)Total Proppant Mass 1.3288e+05 (lbm)

WELLBORE HYDRAULICS SOLUTIONHydraulic Power Required 1811.7 (hhp)Surface Pressure, Min. 4208.6 (psi)Surface Pressure, Max. 5208.1 (psi)BHTP Pressure, Min. 4450.9 (psi)BHTP Pressure, Max. 5030.9 (psi)Gravitational Head, Min. 1819.5 (psi)Gravitational Head, Max. 3107.1 (psi)Frictional Pressure Loss, Min. 1841.4 (psi)Frictional Pressure Loss, Max. 2757.6 (psi)

FRACTURE PROPAGATION SOLUTION(Calculated Values at End of Treatment)

AF 90Total Volume 1138.9 (bbl)Total Foam Volume 995.12 (bbl)Fluid Loss Volume 511.64 (bbl)Frac Fluid Efficiency 0.55076Net Frac Pressure 1348.3 (psi)Length (one wing) 237.58 (m)Upper Frac Height 18.97 (m)Lower Frac Height 15.816 (m)Upper Frac Height (TVD) 1652.9 (m)Lower Frac Height (TVD) 1687.7 (m)Total Frac Height 34.786 (m)Max. Frac Width at Perfs 0.62169 (in.)Avg. Hydraulic Frac Width 0.27207 (in.)


PROPPANT DESIGN SUMMARYAF 90

Frac Length - Created 237.58 (m)Frac Length - Propped 202.48 (m)Frac Height - Avg. 27.832 (m)Propped Height (Pay Zone) - Avg. 12.999 (m)Max Width at Perfs - EOJ 0.62169 (in.)Propped Width (Well) - Avg. 0.21784 (in.)Propped Width (Pay Zone) - Avg. 0.18538 (in.)Conc./Area (Frac) - Avg. at EOJ 0.86152 (lbm/ft^2)Conc./Area (Pay Zone) - Avg. at Closure 1.5277 (lbm/ft^2)Frac Conductivity (Pay Zone) - Avg. at Closure

8233.2 (md-ft)

Dimensionless Frac Conductivity (Pay Zone)

24.787

Beta 0 (atm-s^2/gm)Avg. Fracture Permeability 5.4385e+05 (md)Propped Fracture Ratio (EOJ) 0.39745Closure Time 89.458 (min)Screen-Out Time 47.311 (min)

PROPPANT TRANSPORT SUMMARY TABLEEnd of Job After Closure

Stage No.

Interval From(m)

Interval To(m)

Height Slurry(m)

Height Bank(m)

Conc. Inlet(lbm/gal)

Conc. Final(lbm/gal)

Prop Width(in.)

Prop Ht. Total(m)

Prop Ht. Pay(m)

Conc. Area(lbm/ft^2)

9 0 34.967 34.101 1.3089 7 7.153 0.2176 33.173 12.999 1.97198 34.967 39.274 33.164 1.2422 6.9998 7.4234 0.21894 32.125 12.999 1.98417 39.274 77.938 32.015 1.1114 6 6.6791 0.22657 30.423 12.999 1.81036 77.938 125.26 29.955 0.81075 5 6.2647 0.19461 28.682 12.999 1.55495 125.26 165.88 27.761 0.50233 4 5.9793 0.15949 27.015 12.999 1.27434 165.88 202.48 25.416 0.2712 3 5.9318 0.12394 25.314 12.999 0.990213 202.48 226.63 22.944 0.11645 2 6.5382 0.089823 22.944 12.95 0.717662 226.63 234.31 20.041 0.043074 1 19.684 0.093265 20.041 12.873 0.745171 234.31 237.58 14.891 0.025759 0 24.512 0.061512 14.891 10.274 0.491470 237.58 237.58 6.3307 0.003046

70 29.293 0.019905 6.3307 4.6534 0.15903


4.-corralillo #453 int 1783-1796m n2frac propuesta

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