Upload
james-freeman
View
40
Download
2
Embed Size (px)
DESCRIPTION
produccion
Citation preview
Ernesto Adrian Juarez Portillo
Jesus Gordillo Solis
Edilberto Jimenez Venegas
Noviembre 2012
Sistemas de Tratamiento para Estimulaciones Exitosas en formaciones Terciarias
Mostrar los incrementos de produccin logrados con las estimulaciones de tres pozos productores de aceite disparados en areniscas del terciario, de los cuales hay poca informacin de la mineraloga . La tcnica de bombeo apropiado y el uso adecuado de sistemas de tratamiento, se muestra como una buena metodologa de estimulacin de arenas en pozos de mineraloga incierta.
Condiciones mecnicas y petrofsicas de los pozos Estimulados
Informacin Requerida para diseo de Estimulaciones En Areniscas y los Riesgos de no tenerla
Mecanismo de Estimulacin
Casos Histricos
Conclusiones
Caractersticas Petrofsicas de los pozos Estimulados
Los pozos del campo Tupilco tienen caractersticas similares de propiedades petrofsicas tales como:
Formacin Productora: Concepcion Superior
Litologa: Arenas 50%, Arcilla 50%
Porosidad: 20 - 30 %
Temperatura: > 90C 195 F
Presin de yacimiento: 100 kg/cm2
Profundidad: 2,000 3000 m
Mecanismos de dao mas comunes: Migracin
de Finos por desintegracin de formaciones
arcillosas
Nucleos
RX
Mineralogia
Dao por generacin de Feldespatos Potsicos o Sdicos
Reduccin de la Porosidad efectiva por obstruccin de precipitados
Reduccin de permeabilidad
STEP #2
HCl PREFLUSH
WITHADDITIVES
STEP #2
HCl PREFLUSH
WITHADDITIVES
HCl PREFLUSH
WITHADDITIVES
HCl PREFLUSH
WITHADDITIVES
STEP #1
NON-ACID
PREFLUSH
STEP #1
NON-ACID
PREFLUSH
NON-ACID
PREFLUSH
NON-ACID
PREFLUSH
STEP #3
HF ACIDWITH
ADDITIVES
STEP #3
HF ACIDWITH
ADDITIVES
HF ACIDWITH
ADDITIVES
STEP #4
OVERFLUSH
WITH
SURFACTANT
STEP #4
OVERFLUSH
WITH
SURFACTANT
OVERFLUSH
WITH
SURFACTANT
OVERFLUSH
WITH
SURFACTANT
STEP #5
RECOVERTREATING
FLUIDS
STEP #5
RECOVERTREATING
FLUIDS
RECOVERTREATING
FLUIDS
RECOVERTREATING
FLUIDS
1. Precolchon: Estabilizador de Arcillas
2. HCL: Disuelve carbonatos para evitar el contacto del HF con ellos (pp CaF2), asi como con los minerales del Agua de formacin (CaCl2, NaCl y KCl).
3. Mezcla HF-HCL: Disuelve minerales arcillosos, feldespatos y arenas (2 pies max).
4. Desplazamiento: Sistema a Base de NH4Cl
Precolchn Estabilizador de Arcillas
La mayora de las formaciones arenosas tienen un alto porcentaje de arcillas presente
El sistema estabilizador de arcillas evita su hidratacin y consecuentemente el taponamiento de los canales de flujo del pozo.
Previene el contacto con materiales incompatibles espacindolos, tales como las salmueras de formacin, agua de mar, agentes divergentes salados, fluidos de
perforacin, y fluidos de limpieza y completacin.
Precolchn HCl con Aditivos
Acid Preflush Required for Carbonate Removal in Tupilco 94
0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0
Distance From Formation Face (m)
0
20
40
60
80
100
120
140
160
Aci
d (g
al/f
t)
CLAY-SAFE H, 0.0% Carb CLAY-SAFE F, 5.0% Carb
Recommended Removal Depth = 0.61 (m)
STIM2001 Version 2.0.010-Sep-12 13:33
Cuando existen carbonatos en las formaciones de arena, es necesario un frente de prelavado que disuelva stos
Evitar el contacto del HF con los carbonatos, los cuales originan precipitados insolubles, stos precipitados insolubles (CaF2).
Este frente de prelavado barrer la salmuera de la formacin (iones Ca++, Na++, K+, Mg+) p.p. fluosilicatos y fluoaluminatos de sodio y potasio
El volumen depende de la cantidad de material calcreo y el agua de formacin,
Sistema Acido Principal HCl-HF Formulacin: HCl HF a diferentes concentraciones dependiendo de la calidad de la arena.
Sistema diseado para tratar formaciones de areniscas donde se desconoce la mineraloga de la zona a tratar.
Este sistema es compatible con la mayora de las formaciones de areniscas y fue diseado particularmente para los casos donde la mineraloga de la formacin no se
conoce de manera precisa.
HCl Stability of Minerals in Tupilco 94 (Average CIR = 46)
0 50 100 150 200 250 300 350
Temperature (F)
0
25
50
75
100
Cla
y I
nsta
bili
ty R
ating -
CIR
BHT = 190 FMixed Layer
HCl Acid Can Be Used
HCl or Organic Acid
Organic Only
Average CIR = 46
STIM2001 Version 2.0.010-Sep-12 13:35
Tupilco 94
FECHA ACTUALIZACIN: 10/Mayo/12 PACOL
POZO TUPILCO 94
Coordinacin grupo multidisciplinario de enlace operativo
COLUMNA GELGICA
Aflora
INICIO:
TERMINA:
TERM'NINICIO:
TERMINA C-E:
PERF'N11/MMAY/10
PT @ 3400 m.
TP 2 3/8
@ 2753.22 m
TR 6 5/8" 3277 m
P. I. 3245 m
3187 m
3217 3222 m (Aisl)
3068 3071 m (Obt)
3091 3092 m (Obt)
3100 3110 m (Obt)
TXC 3085 m
Emp. 415-01,D 17-32 L/P P/TR 6 5/8"
3067 m.Emp. Huski, M1 p/tr 6 5/8"
ENC.
CON.
SUP.
R.
PLEIS.
Retenedor K-
1
3040 m.
3199 3205 m (Aisl)
2889-2894 M (disp)
2945-2949 M (disp)
2 3/Julio/2010
Con URE (Pemex) calibr y disparo intervalos
2945 2949 y 2889 2894 m con pistolasPjnormal de 1 9/16 20 c/m fase 60
2840-2843 M (disp)
2783-2788 M (disp)
7/Julio/2010
Con URE (Pemex) calibr y disparo intervalos
2840 2843 y 2783 2788 m con pistolasPjnormal de 1 9/16 20 c/m fase 60
9/Feb./2011
Con ULA (Pemex) calibr y bajo MFTV a 2729 m
Con entrada de 5/32 y salida de 1/8
27-30/Abril./2012
Con ULA (Pemex) y Ca. IMP calibr y
recupero MFTV a 2729 m
9 10/Mayo/2012
Con URE (Pemex) calibr y re disparo intervalo
2945 2948 m con pistolasPj normal de 1 9/16 20 c/m fase 60
MPBT Cima 2,860 m
Fluid Fronts in Formation at Treatment End
10 8 6 4 2 0 2 4 6 8 10
Fluid Penetration (ft)
2783
2784
2785
2786
2787
2788
Measure
d D
epth
(m
)
New Interval
Initial Fluid in WBOSA-MCLAYFIX 5CLAY-SAFE FSandstone Completion AcidCLAYFIX 5CLAY-SAFE FSandstone Completion AcidCLAYFIX 5CLAY-SAFE FSandstone Completion AcidCLAYFIX 5NitrogenLive Acid Edge
STIM2001 Version 2.0.010-Sep-12 14:06
Fluid Fronts in Formation at Treatment End
10 8 6 4 2 0 2 4 6 8 10
Fluid Penetration (ft)
2840.0
2840.5
2841.0
2841.5
2842.0
2842.5
2843.0
2843.5
Measure
d D
epth
(m
)
New Interval
Initial Fluid in WBOSA-MCLAYFIX 5CLAY-SAFE FSandstone Completion AcidCLAYFIX 5CLAY-SAFE FSandstone Completion AcidCLAYFIX 5CLAY-SAFE FSandstone Completion AcidCLAYFIX 5NitrogenLive Acid Edge
STIM2001 Version 2.0.010-Sep-12 14:09
Tupilco 94
11 Septiembre 2012
Produccin al 14 Sep 2012:
220 bpd Brutos 180 bpd netos 20 % Agua
Produccin despus de la RMA:
Sin Produccin
Tupilco 94Estimulacion de limpia 2,783-2,788 m y 2,840-2843 m
12/09/201210:00 10:20 10:40 11:00
12/09/201211:20
Time
0
1000
2000
3000
4000
A
0
2
4
6
8
10
12
14
B
0
50
100
150
200
250
300
C
Presin TP (psi) Presin TR (psi)Gasto Liq. (bpm) Gasto N2 (scmm)
A AB C
1211109876543
Desarrollo Operativo
3 4 5
6 7 8
9 10 11
12
Se alinea pozo 8 m3 OSAM 5 m3 Agua tratada
3 m3 SCA 4 m3 Agua tratada 2 m3 SCA
4 m3 Agua Tratada 4 m3 Agua dulce Presion final
Presion a los 5 min.
09:53:10 09:55:53 10:22:12
10:37:21 10:46:04 10:54:56
10:59:07 11:07:44 11:13:16
11:18:39
TP TP TP
763.2 762.1 279.8
437.4 904.9 2305
2980 3405 3499
2738
TR TR TR
613.7 612.2 681.2
797.2 1091 2047
2586 2974 3065
2793
Cliente: PEMEX Pozo Cerrado Arenas Rep. Halliburton: D. Gonzalez / V.H. Reyes
Rep. Cliente : Diego Hernandez Martinez Cap. Pozo : 8.8 m3 STIM 1762INSITE for Stimulation v4.1.3
12-Sep-12 11:38
-20
0
20
40
60
80
100
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
1/22/2012 3/12/2012 5/1/2012 6/20/2012 8/9/2012 9/28/2012
Co
rte d
e A
gua (%
)
Pro
du
ccio
n (
BP
D)
ACEITE BRUTO (BPD)
ACEITE NETO (BPD)
% AGUA
RMA
Estimulacion
Tupilco 133D
PERFORACIN 11/04/2012 24/07/2012
TERM INACIN 25/07/2012
PR OF. T IPO D EN SID A D ( gr/ cc)
50-1000 POLIMERICO 1.14-1.18
1000-3440 E.I. 1.25-1.41
3348-3520 E.I. 1.41-1.42
3520-4392 E.I. 1.90-2.03
FLU ID OS D E C ON TR OL
TR 20
TR 13 3/8 1000 M
TR 9 5/8
TR 7 3520 M
AG. 5 7/8 A 4982 M
3440 M
50M
ESTADO MECNICO POZO TUPILCO 133-D
ACTIVO DE PRODUCCION BELLOTA - JUJO
COORDINACIN DE ENLACE OPERATIVO
BL 7 3136 M
VENT. DE 3405-3409 M
A 3412 M
AG. 8 1/2 A 3539 M
L.P. 19.38 M
B.P. 3402.62 M
CUCHARA 8
EXPLORACIN Y PRODUCCIN
REGIN SUR
VENT. DE 3344-3348 M
DI AM . DES CRI P CI N P ROF.
20" CONDUCTOR 0-50
J-55, 54.5 LB/P, BCN. 0-609.17
N-80, 68 LB/P, BCN. 609.17-1000
9 5/8" P-110, 53.5 LB/P, VAMSLIMII. 0-3440
7" P-110, 35 LB/P, HD513. 3136-3520
13 3/8"
AG. 12 1/4 A 3584 M
L.P. 30.00 M
B.P. 3514 M
T X C 3358 M
RET. CTO. P/TR 9 5/8
MK-1 3134 M
2674-2677 M P.J. 2, 20 C/M, F-60
T X C 3636 M
D ESC R IPC IN D E A PA R EJO D E PR OD U C C IN D E AE.M .R. 0 7.2
NIPLE INT EGRAL 11 " X 3 1/ 2" 12.7 LB / P IE 7.2 7.4
2 T T P 3 , 12.7 LB / P , T RC-95, VAM T OP 7.4 26.96
COM B.3 ,VAM T OP12.7LB/ P IET RC-95 (C) X 2 7/ 8 ,VAM T OP6.4 LB/ P IET RC-95 (P) 26.96 27.35
59 T T P 2 7/ 8 , 6.4 LB / P , T RC-95, VAM T OP 27.35 573.53
COM B.2 7/ 8 ,8HRR6.4 LB/ P IET RC-95 (P) X 2 7/ 8 ,VAM T OP6.4 LB/ P IET RC-95 (C) 573.53 573.93
M ANDRIL 2 7/ 8" , M M M C/ VALV. R-20 573.93 576.63
24 T T P 2 7/ 8 , 6.4 LB / P , N-80, 8HRR 576.63 802.21
M ANDRIL 2 7/ 8" , M M M C/ VALV. R-20 802.21 804.91
40 T T P 2 7/ 8 , 6.4 LB / P , N-80, 8HRR 804.91 1179.25
M ANDRIL 2 7/ 8" , M M M C/ VALV. R-20 1179.25 1181.95
40 T T P 2 7/ 8 , 6.4 LB / P , N-80, 8HRR 1181.95 1556.34
M ANDRIL 2 7/ 8" , M M M C/ VALV. R-20 1556.34 1559.04
39 T T P 2 7/ 8 , 6.4 LB / P , N-80, 8HRR 1559.04 1924.98
M ANDRIL 2 7/ 8" , M M M C/ VALV. R-20 1924.98 1927.68
37 T T P 2 7/ 8 , 6.4 LB / P , N-80, 8HRR 1927.68 2272.59
M ANDRIL 2 7/ 8" , M M M C/ VALV. R-20 2272.59 2275.29
11 T T P 3 , 9.2 LB / P , N-80, VAM T OP 2275.29 2377.28
COM B.2 7/ 8 ,8HRR6.4 LB/ P IEN-80 (C) X 3 1/ 2 ,VAM T OP9.2 LB/ P IEN-80 ( P ) 2377.28 2377.67
9 T T P 3 1/ 2 , 9.2 LB / P , N-80, VAM T OP 2377.67 2462.11
COM B.3 ,VAM T OP9.2 LB/ P IEN-80 (C) X 2 7/ 8 ,8HRR 6.4 LB / P IEN-80 (C) 2462.11 2462.51
M ANDRIL 2 7/ 8" , M M M C/ VALV. RP-6 2462.51 2465.21
2 T T P 2 7/ 8 , 6.4 LB / P , N-80, 8HRR 2465.21 2483.81
CAM ISA DESLIZABLE 2 7/ 8" 2483.81 2485.01
1 T T P 2 7/ 8 , 6.4 LB / P , N-80, 8HRR 2485.01 2494.43
EM PACADOR M ECANICO RECUPERABLE P / T .R 9 5/ 8" , 53.5 LB / P IE 2494.43 2496.18
ZAP. GUIA . 2 7/ 8" 2496.18 2496.33
MANDRIL 2 7/8
MANDRIL 2 7/8
MANDRIL 2 7/8
MANDRIL 2 7/8
MANDRIL 2 7/8
MANDRIL 2 7/8
MANDRIL 2 7/8
CAMISA 2 7/8
EMP. P/T.R 9 5/8
APAREJO 2 7/8 2496.33 M
2494.43 M
2483.81 M
2462.51 M
2272.59 M
1924.98 M
1556.34 M
1179.25 M
802.21 M
573.93 M
2522-2527 M P.J. 2, 20 C/M, F-60
Fluid Fronts in Formation at Treatment End
15 10 5 0 5 10 15
Fluid Penetration (ft)
2521
2522
2523
2524
2525
2526
2527
Me
asu
red
De
pth
(m
)
New Interval
Initial Fluid in WBOSA-MCLAYFIX 5CLAY-SAFE FSandstone Completion AcidCLAYFIX 5CLAY-SAFE FSandstone Completion AcidCLAYFIX 5NitrogenLive Acid Edge
STIM2001 Version 2.0.023-Aug-12 17:41
Fluid Fronts in Formation at Treatment End
15 10 5 0 5 10 15
Fluid Penetration (ft)
2674.0
2674.5
2675.0
2675.5
2676.0
2676.5
2677.0
Measu
red D
epth
(m
)
New Interval
Initial Fluid in WBOSA-MCLAYFIX 5CLAY-SAFE FSandstone Completion AcidCLAYFIX 5CLAY-SAFE FSandstone Completion AcidCLAYFIX 5NitrogenWormhole PenetrationLive Acid EdgeLive HF EdgeDamage Radius
STIM2001 Version 2.0.023-Aug-12 17:42
Tupilco 133D
25 Agosto 2012
Produccin al 14 Sep 2012:
250 bpd Brutos 245 bpd netos 3 % Agua
Produccin despus de la
Terminacin:
Sin Produccin
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
8/29/2012 9/3/2012 9/8/2012 9/13/2012 9/18/2012 9/23/2012
Co
rte d
e A
gua (%
)
Pro
du
ccio
n (
BP
D)
ACEITE BRUTO (BPD)
ACEITE NETO (BPD)
% AGUA
Terminacion
Estimulacion
Tupilco 133DEstimulacin de limpia a los int. 2,522-2,527; 2,674-2,677 m.
25/08/201203:20 03:40 04:00 04:20 04:40 05:00
25/08/201205:20
Time
0
500
1000
1500
2000
2500
A
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
BPresin TP (psi) Presin TR (psi) Gasto Liq. (bpm)A A B
654321
131211109876
Global Event Log
6 7
8 9
10 11
12 13
Inicia bombeo por TR Inicia 5 m3 de OSA M
Inicia 5 m3 Clay Fix Inicia 8 m3 de Clay Safe F
Inicia 8 m3 de SCA Inicia 5 m3 de Clay Fix
Inicia desplazamiento con 5 m3 de Agua Termina operacion
TP TP
660.8 1832
1818 1700
1758 1570
1268 1113
TR TR
660.3 1058
1446 1894
1935 1777
1466 1315
1
Cliente: PEMEX P.TP: 216 psi, P.LE: 170 psi, Est.: 1/4" Rep. H.E.S: Michel Rodriguez/H. Rodriguez STM 1703
Rep. Cliente: Emmanuel Zuniga Cap. pozo: 8.7 m3 Formacion: C.S. Arenas 19, 20 y 21 Pozo fluyendo por TP2INSITE for Stimulation v4.1.3
25-Aug-12 05:42
Tupilco 2001
ESTADO MECNICO ACTUAL
PROF.
TIPO DE
LODO DENS
0-1000 BENTONTICO 1.10-1.20
1000-3000 E.I. 1.30-1.39
3000-4144 E.I. 1.35-1.75
4144-4419 E.I. 1.75-1.87
3201-4020 E.I. 1.40-1.48
4020-5506 E.I. 1.97-2.0
5506-6095 E.I. 1.87-1.97
COLUMNA DE LODOS
Ventana
Recuperar aparejo de produccin, redisparar el intervalo
4,257-4,261 m (A-21) evaluar y disparar los intervalos de
manera simultnea 4270-4273 y 4278-4284 (A-21),
con aparejo de bombeo neumtico de 2 7/8 y
cmara de acumulacin de 4 a 3850 m.
FOR M A C ION mvbmr mdb mr
Plioceno-
PleistocenoAflora Aflora
Mioceno 3465 3464
Mioceno Sup 3465 3464
Mioceno Med 4285 4284
Mioceno Inf 4345 4344
Oligoceno 4410 4409
Eoceno 4510 4509
Paleoceno 4875 4874
K.S. 5065 5064
Turoniano 5400 5399
K.M. 5405 5404
Cenomaniano 5405 5404
K.I. 5436 5435
Hauteriviano-
Barremiano5440 5439
J.S.T. 5520 5519
J.S.T.Sup 5520 5519
J.S.T.Inf 5650 5649
J.S.K. 5760 5759
Sal 6090 6089
P.T. 6095 6094
C OLUM N A GEOLOGIC A
CONDUCTOR: X= 463,032.882 m Y= 2,029,054.302 m
OBJETIVO: X= 463,032.882 m Y= 2,029,054.302 m
Coordenadas
PROF. DIAM. GRADO PESO
0-50 30" J-55 309.7
0-409 20" K-55,ANTARES 94
409-854 20" K-55,ANTARES 106.5
0-3000 13 3/8" P-110, BCN 72
2778-4144 11 3/4" P-110, VAMFJL 65
3632-3939 9 5/8" TAC-140, VAMFJL 53.5
0-4401 9 5/8" TRC-95, VAMFJL 53.5
0-3842 7" TAC-140, VAMFJL 35
3842-5506 7" TAC-140, VAMFJL 38
5163-5464 5" TAC-140, VAMFJL 21.4
5464-6095 5" TAC-140, VAMFJL 21.4
DISTRIBUCIN TUBERIAS DE REVEST.
PEZ 2:
VENTANA EN LINER 11 3/4": 3201-3206.6 m
FEC HA S IN IC IO TER M IN O D IA S
PERFORACION 13-mar-08 28-dic-08 291
TERM INACIN 29-dic-08 2-abr-09 95
RM A 1 S/E 20-oct-09 7-nov-09 19
RM A 2 31-dic-09 3-ene-10 4
RM A 3 12-abr-11 5-may-11 24
U.P.M.P. COMALCALCO
3000 m
20
13 3/8
30
5
5464 mD
7 5506 mD
BL 5
6095 mD
50 m
854 m
TUPILCO 2001 EQ. PM-334
Cabezal 11 10M
5163 mDBL Stub 5
11 4144 m
2778 mBL 11
TB 7 3842 m
C2 7 3339 m
9 5/8 4001 m
Ventana en liner
11 3201-3207 m
BP: 4404 m
LP=15 m
Agujero 10 5/8
4419 m
Cuchara desviadora
anclada a 3210 m,
orientada 69 SE
Zap
9 5/83939 m
Colgador
Versaflex
9 5/8
3632 m
Ret. Cem MK-1 6083 m
5740-5720 mPJO 2, HSD, F60 , 20 c/m
PJO 2, F60 , 20 c/m 5440-5434 mRet. Cem K-1 5453 m
TCP 2 7/8, PJO, 20 c/m, F-60 5440-5405 m
PJO 2, 20 c/m, F-605430-5418 m5400-5385 m
Ret. PSP 5200 mCima de cemento 5195 m
4252-4265 mPJO 2, F-60 ,
20 c/m
Actualizado 07/Junio/2011
4267-4273 m
4276 -4284 m
MOCNOPJO 2, 20 c/m,
F60
4234-4243 m
Fluid Fronts in Formation at Treatment EndTime = 9.99 hr
40 30 20 10 0 10 20 30 40
Fluid Penetration (ft)
4230
4240
4250
4260
4270
4280
4290
Me
asu
red
De
pth
(m
) New Interval
New Interval
New Interval
New Interval
New Interval
New Interval
New Interval
New Interval
Initial Fluid in WBCLAY-SAFE FVolcanic Acid IICLAYFIX 5WaterCLAYFIX 5CLAY-SAFE FVolcanic Acid IICLAYFIX 5WaterCLAYFIX 5CLAY-SAFE FVolcanic Acid IICLAYFIX 5WaterWormhole PenetrationLive Acid EdgeLive HF EdgeDamage Radius
STIM2001 Version 2.0.017-Jun-11 18:21
Tupilco 2001
20 Junio 2011
Produccin al 28 Ago 2011:
400 bpd Brutos 380 bpd netos 4 % Agua
Produccin despus de la RMA:
Sin Produccin
Tupilco 2001Estimulacion de Limpia int. 4267-4273m y 4276-4284m
20/06/201100:30 01:30 02:30 03:30 04:30 05:30 06:30 07:30 08:30 09:30 10:30
20/06/201111:30
Tiempo
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
A
0
1
2
3
4
BPresion TP (psi) Presion TR (psi) Gasto Liquido (bpm)A A B
23
22
21
2019181716151413
12
11109876
5
4
Desarrollo Operativo
1 2 3
4 5 6
7 8 9
10 11 12
13 14 15
16 17 18
19 20 21
22 23
Starting Job Prueba de lineas TP Prueba de lineas TR
Pozo alineado Inician 4 m3 ClaySafe F Inician 12 m3 Volcanic Acid
Inician 10 m3 ClayFix 5 Inician 9 m3 Guidon AGS Inician 12 m3 Clayfix 5
Inician 9 m3 ClaySafe F Llega Clayfix 5 a formacion Inician 16 m3 Volcanic Acid
Inician 14 m3 Clayfix 5 Inician 9 m3 Guidon AGS Inician 15 m3 Clayfix 5
Inician 9 m3 ClaySafe F Inician 18 m3 Volcanic Acid Inician 15 m3 Clayfix 5
Inicia desplazamiento 18 m3 Agua Dulce Presion antes del paro Presion de cierre instantaneo
Presion final (5 min) Ending Job
21:26:17 21:39:06 23:41:57
00:47:25 00:50:56 01:18:31
02:28:10 03:28:25 03:59:09
04:36:18 04:59:20 05:04:17
05:54:02 06:36:38 07:04:24
07:42:48 08:12:28 09:09:05
09:55:16 10:48:19 10:48:56
10:53:24 11:04:00
TP TP TP
-62.38 10008 -66.41
697.3 722.9 6115
5850 5968 6076
6336 6310 5770
6004 6015 6071
6476 6102 6238
6273 6384 6067
5760 0.000
TR TR TR
-36.90 6090 8041
565.0 568.5 4214
5980 6119 6226
6460 6452 5894
6157 6147 6202
6485 6281 6369
6397 6395 6309
5993 0.000
Cliente: PEMEX Pozo Cerrado Rep. Halliburton: X. Aguirre / J. Jimenez
Rep. Cliente : Roberto Gonzalez Lugo Cap. Pozo : 19.4 m3 Formacion : Mioceno STM -477INSITE for Stimulation v4.1.0
20-Jun-11 11:08
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
8/2/2010 9/21/2010 11/10/2010 12/30/2010 2/18/2011 4/9/2011 5/29/2011 7/18/2011 9/6/2011 10/26/2011
Co
rte d
e A
gua (%
)
Pro
du
ccio
n (
BP
D)
ACEITE BRUTO (ME/D)
ACEITE NETO (BPD)
% AGUA
RMA
Estimulacion
En base a los tratamientos realizados se puede inferir que en este tipo de formaciones la tcnica de estimulacin de areniscas utilizada ha llevado a una buena produccin de aceite.
La falta de la informacin de la mineraloga hace compleja la seleccin del sistema apropiado para cada formacin, sin embargo con los sistemas de tratamiento aplicados en estos campos se ha tenido xito en las estimulaciones.
La tcnica de bombeo apropiada ayuda a mejorar las condiciones de flujo del pozo evitando la perdida de los intervalos productores por precipitacin de slidos insolubles.