presentacion aipm

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


10 8 6 4 2 0 2 4 6 8 10


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


40 T T P 2 7/ 8 , 6.4 LB / P , N-80, 8HRR 804.91 1179.25


40 T T P 2 7/ 8 , 6.4 LB / P , N-80, 8HRR 1181.95 1556.34


39 T T P 2 7/ 8 , 6.4 LB / P , N-80, 8HRR 1559.04 1924.98


37 T T P 2 7/ 8 , 6.4 LB / P , N-80, 8HRR 1927.68 2272.59


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


15 10 5 0 5 10 15


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


15 10 5 0 5 10 15


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:


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


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:


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.

presentacion aipm

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