PROCESO APLICADO AL CONTROL DE PRESIONES PORALES Y GRADIENTES DE

FORMACION – DrillAheadTM

Marcelo Venturino – Servicios Halliburton de Venezuela, S.A.

RESUMEN

Tomando en consideración el desarrollo en los últimos tiempos de nuevos fluidos cuya características

permiten una alta gelificación en corto tiempo y el desarrollo de sorfware que permiten simular cada vez

mejor los complejos mecanismos de interacción entre las características de las formaciones y los

tratamientos a aplicar, se desarrollo en Halliburton el denominado DrillAhead Process, el cual consiste en un

proceso de Ingeniería – Simulación y desarrollo químico, con el fin de aplicar exitosamente un fluido que

permita disminuir la presión Poral de una arena presurizada o bien, incrementar el gradiente de formación de

una zona débil. Este mecanismo permitirá perforar reduciendo drásticamente los problemas de perdida de

circulación y arremetidas, ambas combinadas en zonas como San Joaquín o Santa Rosa en el distrito de

Anaco en el Oriente de Venezuela y donde por estas razones los pozos deben llevar un liner de 7 5/8 in, el

cual mediante el proceso descrito puede ser suprimido.

EL trabajo consiste en el diseño y aplicación de dicho proceso al área de Anaco, de manera de tratar las

arenas Verde E1 y Amarillo E1 y aumentando su gradiente de formación y reduciendo la Presión de la arena

subsiguiente Amarillo F2, logrando así tres importantes factores:

1- Evitar Perdidas de Circulación

2- Evitar situaciones de riesgo por arremetidas, tratando de no perder circulación y al mismo tiempo

controlar hidrostáticamente la arena presurizada.

3- Aplicar el mismo tratamiento en las Arenas Colorado E1 y G, permitiendo suprimir el Liner de 7

5/8 in.

Este proceso permitirá no solo ahorrar el dinero que significa la media de 2,000 Bbl/pozo de lodo perdidos

en estas áreas sino además ahorrar la corrida del Liner de 7 5/8 y por supuesto, reducir los riesgos que

implican las arremetidas tratando de controlar presiones porales muy cercanas al gradiente de fractura.

INTRODUCCIÓN

El costo de la perforación de un pozo se ve severamente afectado por el perfil y las características

de las presiones de poro, gradientes de fractura, presión de colapso y presión de formación; estas

variables no solo están relacionadas con el diseño del casing, sino que estos son en muchos casos

causales de las desviaciones de tiempo y costo.

Es perfectamente claro que la ECD (“Equivalent Circulation Density”) y ESD (“Equivalen Static

Density) deben estar por encima de la presión poral y de la presión de colapso del pozo, pero por

debajo de la presión de fractura, de otra manera ocurrirían migración de fluidos de la formación,

colapso del pozo, fracturas y su consecuente perdida de circulación, entre otros problemas y es

debido a estas complicadas situaciones que pueden tener lugar problemas como stuck pipe,

Blowout, perdida del BHA, etc. La corrección o solución a estos incidentes requieren de tiempo y

operaciones especiales y el presupuesto de la perforación puede verse seriamente sobrepasado.

Soluciones convencionales, como LCM (Lost Circulation Materials) pueden se aplicados a bajo

costo, pero a menudo revestidores y/o liner deben ser corridos a fin de evitar la recurrencia de estos

problemas durante la perforación y poder así terminar esta en el tiempo estipulado alcanzando el

objetivo planeado. Cuando estas operaciones no son exitosas o fallan, entonces se ve la necesidad

de un desvió (sidetrack) o en el peor de los casos, el abandono. Es entendible ver porque todas

estas condiciones, las cuales pueden causar estos incidentes, son denominadas “geo-hazards”.

Estos incidentes, adicionalmente, pueden afectar económicamente la producción, ya que se generan

daños a la formación, canalizaciones de las zonas productivas, corte de agua/gas, conificacion, etc,

dando lugar a complicadas intervenciones. La prevención/corrección de estos incidentes durante la

fase de perforación puede obviamente ser beneficioso a lo largo de la vida del pozo.

Es claro que si todos estos “geo-hazards incidents” pudieran se corregidos o eliminados

inmediatamente, el ahorro en el costo seria enorme. Además, si estos pudieran ser prevenidos, la

perforación del pozo tendrá toda la chance de estar dentro de presupuesto y mejorar la producción

una vez completado.

Si los perfiles de presiones pudieran ser manipulados de manera de obtener una ventana de peso de

lodo (Mud Weight Window) mas segura, no solo podríamos prevenir todos estos incidentes, sino

además, simplificar el programa de casing y obtener una mayor dimensión de producción. El costo

de la producción podría ser sustancial mente reducido, permitiendo la perforación de más pozos con

el mismo presupuesto.

Las mejoras de estos perfiles de presiones pueden obtenerse a través del proceso de Halliburton

denominado DrillAheadTM Process.

En los gráficos I y II, observamos básicamente el objetivo que se plantea. El grafico I muestra un

hipotético diseño de pozo, con sus perfiles de presione poral y gradiente de fractura, donde se

observa la necesidad de una fase de 8 ¾ in con revestidor de 7 in, a fin de atravesar una zona de

gradiente de fractura 1.5 ppg menor. En el grafico II, se propone un tratamiento a esta profundidad

de manera de incrementar en 1.5 ppg el gradiente de fractura. Para este caso hipotético, se estaría

evitando no solo una posible perdida de circulación o riego de arremetida, en el momento en que se

esta pasando dicha zona, sino que se ahorra la corrida del revestidor intermedio de 7 in.

El DrillAhed Process provee una solución para los siguientes casos:

1- Incremento del Gradiente de Fractura, el incremento del gradiente de fractura

permitirá incrementar el peso del lodo sin riesgos de perdida de circulación y/o simplificando el

numero de revestidores.

2- Aislamiento de la presión de Poro, la prevención del flujo proveniente de la matriz de la

formación. Dependerá del tipo de fluido, presión y si se esta o no en una zona prospectiva. El

tratamiento a aplicar, cualquiera se el caso, lo que persigue es evitar incrementar el peso del lodo

con las consecuentes complicaciones que esto pudiera acarrear, tales como: perdida de circulación,

pega diferencial de tubería, etc.

3- Consolidación de Formación, aplicable a fin de evitar en las formaciones no/poco

consolidadas la formación de cavernas y/o derrumbes, que generaran problemas de pega de tubería,

deficiente limpieza y consecuentemente una pobre adherencia del cemento, altas presiones

equivalentes de circulación (ECD), etc.

TEORIA, PROCEDIMIENTO Y MECANISMO DE ACCIÓN

El gradiente de fractura o In-Situ Stress Mínimo, es un parámetro crítico en el diseño del pozo y

este es un parámetro característico de la formación, independiente del fluido del pozo como de

cualquier otro parámetro o variable de la perforación. La WPC (wellbore pressure containment) es

la máxima presión permisible sin entrar en condición de perdida hacia la formación. En muchos

casos la WPC es definida como el límite superior de la Ventana de Peso de Lodo (MWW por sus

siglas en ingles).

En los procesos convencionales de perforación, la presión de pozo (wellbore pressure) debe

mantenerse por encima de cierto nivel a fin de excluir los fluidos de la formación y/o prevenir el

colapso del pozo, pero debe mantenerse por debajo de un determinado nivel para prevenir las

perdidas de circulación. La forma en que la perforación de un pozo puede ser diseñado dependerá

de la medida de esta ventana(1) . Como ya hemos citado en la introducción, el ancho de esta

ventana puede simplificar la trayectoria, programa de casing y muchos otros factores del diseño de

perforación. Limites de presiones naturales como el gradiente de fractura y presiones de formación

han sido utilizados como limites superior e inferior de esta MWW. En algunos ambientes, con

formaciones altamente geo-presurizadas o en formaciones depletadas que cuentan con un muy

reducido in-situ stress, la MWW pede ser “muy cerrada”, es decir, con limites superior e inferior

muy cercanos entre si; en estos casos son requeridas operaciones especiales, como por ejemplo la

reducción de la taza de penetración o la corrida de casing/liner intermedios, entre otras, las cuales

como ya adelantamos incrementaran los costos.

Presión de Pozo (Wellbore Pressure), es necesaria en perforación para mantener en balance la

presión de poro y la presión de colapso en el pozo. Esta puede verse afectado por diversos factores,

incluyendo la densidad y altura de columna de fluido, fricción a causa de la circulación del fluido,

caudal de bomba, etc. En el pozo esta varia continuamente con la profundidad y si en algún punto

excede la WPC, pueden tener lugar una perdida de circulación. La wellbore pressure no debe ser

considerada simplemente como la presión de fondo de pozo (ò bottomhole pressure), ya que

diversos factores de superficie pueden afectarla como ser el caso de “backpressure”, la densidad del

fluido en el drillpipe, presión de fricción, etc.

In-Situ Stress Mínimo, es característico de la formación, pero dependiente del “tiempo-historia” y

cambios del reservorio. En la formación, el In-Situ stress controla la orientación, abertura y

propagación de las fracturas naturales y/o inducidas.

La ecuación siguiente define la relación entre el ancho de la fractura y la diferencia entre wellbore

pressure (Pwp) e In-Situ Stress Mínimo (σmin):

Donde V es la relación de Poisson y E es el Modulo de Young de la formación.

Para una formación que tiene un stress critico K, la presión neta de ruptura requerida para propagar

la fractura es:

Estas ecuaciones indican que el wellbore pressure requerido para romper la formación y la presión

de propagación de la fractura deben ser al menos igual al In-Situ Stress mínimo.

Wellbore Pressure Containment, a menudo el límite del WPC puede ser significativamente mayor

que el In-Situ Stress Mínimo, este limite no solo dependerá del gradiente de fractura, sino también

de muchos otros factores, como por ejemplo:

La orientación del Tensor del In-Situ Stress en la formación

La geometría

)(.

)1.(8min

2

σπ

−−

= wpPCEVw

ccKPwp 2

.)( minπσ ≥−

La presencia, geometría y tamaño de fracturas naturales

Propiedades mecánicas de la formación

En años recientes, una nueva tecnología llamada Wellbore Pressure Containment Improvement

(WPCI) ha sido desarrollada para ayudar no solo a parar las perdidas de circulación y mejorar el

WPC, sino también para prevenirlas.

¿Cuanto pude ser mejorado el WPC ? Documentos de campo indican resultados de que se detallan

en la Tabla I, donde se observan valores que van desde 0.3 ppg hasta mas de 5 ppg. Todos estos

factores de mejoramiento han sido confirmados luego del tratamiento a través de Formation

Integrity Test.

Resultados similares han sido reportados cuando se ha trabajado en zonas altamente presurizadas,

reduciendo la presión de poro.

Procedimiento de Colocación del Tratamiento

El precedimiento de colocación del tratamiento se ilustra en la grafica III, utilizado en la mayoría de

los casos. Este emplea un tipo de fluido que reacciona en combinación con el lodo, sea este base

aceite o base agua, el cual es bombeado a través del drillpipe entre fluidos espaciadores. Una vez

que el primer espaciador se encuentra circulando fuera de la mecha, se inicia un bombeo dual, tanto

a través del anular entre el casing y drillpipe como a través del Drillpipe, a igual caudal. La mezcla

del lodo con el fluido de tratamiento inicia una reacción que convierte la mezcla de ambos fluidos

en una mezcla cohesiva y moldeable con las siguientes características:

Muy rápido incremento de viscosidad

Extremadamente baja perdida de filtrado

Inmediato desarrollo de efecto puenteo en fracturas

“Self-Molding” o auto-moldeado en la superficie de las fracturas, proveyendo un efectivo

sello.

Auto-diversificación en función del “camino del flujo de perdida” luego de que la perdida

inicial ha sido sellada.

Resistente a la swab pressure

Resistente a la dilución y/o flujos cruzados debido a su rápida gelificación

Limite de penetración dentro de la matriz de la formación de 1/64 a 1/8 de pulgada ( en el

caso de de utilizar FlexPlug)

Los aspectos principales del procedimiento se detallan en la tabla II, donde es importante señalar el

punto 6, el cual describe la característica del final de la operación. Esta bleedoff rate o rata de caída

de presión existirá siempre, a diferencia de otros tratamientos como los tapones de cemento, ya que

la característica auto-deformable y moldeable adsorbe mecánicamente estas variaciones una vez que

ha gelificado y sellado.

El Mecanismo de Acción, en este tipo de tratamiento, busca evitar lo que los sólidos utilizados en

los procedimientos convencionales con LCM (Lost Circulation Materials) generan en muchos

casos, donde las perdidas de circulación tienen lugar por fracturas naturales o inducidas, y que

consiste en que el efecto de incremento del ancho de la fractura por el aglomerado de los sólidos en

esta; luego de que estos sólidos obturan la fractura, al no ser moldeables y no permitir estos sólidos

la propagación de la fractura, generan un cambio de azimut del esfuerzo mínimo de la formación

por verse modificado el tensor de esfuerzo, ya que las fracturas se producen en forma perpendicular

al menor esfuerzo principal, induciendo fracturas secundarias (gráficos IV y V) .

Los BHPI sellan creando una fractura de corta propagación, utilizando mucho menor volumen que

los procedimientos con LCM(2)

En conclusión podemos resumir lo siguiente:

Los lodos y sus sólidos producto de la deshidratación se depositan induciendo

fracturas antes y durante el tratamiento de integridad.

Algunos parámetros como tamaño de sólido, presión aplicada y filtrado

pueden alterar el campo de stress en un radio cercano al pozo.

Esta alteración puede causar un cambio de orientación (azimut) del principal

stress.

Esta reorientación genera fracturas secundarias inducidas de mayor

longitud.(3)

Las principales ventajas de este tratamiento se pueden resumir en lo siguiente:

BHPI o DrillAhead Process puede ser bombeado a través del BHA, ya que en la mayoría de

estos tratamientos no se requiere sacar la tubería. (ver comparación en grafica VII)

El procedimiento es a largo término.

El fluido utilizado es químicamente predecible y verificable en laboratorio y locacion.

La perforación, en la mayoría de estos tratamientos, puede continuarse inmediatamente, no

hay tiempo de espera como es el caso del cemento. En algunos casos, con algunos geles

aplicables a tratamientos de control de presiones porales se requiere un corto periodo de

gelificación.

El grafico VI no muestra las variables operativas registradas durante un trabajo de DrillAhead,

donde se pueden observar el momento de la inyección dual y la mínima caída de presión necesaria

para considerar el tratamiento finalizado.

CASOS HISTÓRICOS

Frac Pressure IsolationDAP's major value is confirmed by success in 24 of 27 well applications to increase the FGside of the mud weight window. Some of these successes are documented in papersco-authored with operators.

S. Texas - Deep HPHT Frio gas between depleted zones in layered pay sands with delta P upto 8237 psi between layers. •Saved abandonment of a lease and the discovery of a gas reservoir (>$35MM/yr) for Headington Oil. •Saved millions in well costs in ~20 other wells for Headington Oil by sealing faults &fractures to increase FG.

California - Deep HPHT Temblor gas next to high delta P depleted zone for Berkley (now Anadarko).•Increased FG to save drilling liner & set planned pipe diameter to allow test that confirmeddiscovery of a new reservoir.

•Our solution saved the value of the ~$20 million well and allowed early gas production of ~$14 million.

Deepwater GOM - Over 20,000 ft. depth exploration wells in Mississippi Canyon with major geo-hazards.•Saved two deepwater wells ($50 to 100MM each) from abandonment due to severe lostcirculation and kicks. •The FG was increased in some of the 15 frac sealing jobs avoiding sidetrack or bypassloss holes. •The operator made our solution into a new global SOP (standard operating procedure).

GOM Shelf Gas - Deep HPHT exploration and production well with major geo-hazards injust the top half of the reservoir. •Sealed leaking faults and fractures to increase FG that allowed drilling of the bottom half of the reservoir. •Saved the well from abandonment (~$23MM) and possible abandonment of the deep prospect. •Allowed discovery of a deep gas reservoir that produces ~$44MM/yr. worth of gas. Offshore Egypt - Deep HPHT exploration well for BP with geo-hazard induced underground gas blowout.•Sealed exit zone of UG blowout and increased FG to dynamically kill the well with up to 11,000 delta P. •Controlled the well after ~$1 million costs of failed competitive solutions. Allowed well to be safely abandoned for 7 months until full well control plan implemented. •After 7 months our seal was still holding to save another $1 million cost for well control.

Pore Pressure IsolationDAP has also provided value by successfully isolating the PP side of the mud weight window. Examples of success:•The gas cap was isolated completely during drilling by DAP treatments in 14 of 15 wells for Shell in Michigan. This prevented gas production to enhance oil production from open hole lateral completions. This is documented in SPE 36482. •To optimize drilling and production, aquifers in other wells have also been successfully•isolated by DAP treatments during drilling

Hole Collapse RemediationHole Collapse caused by water sensitive shales has been successfully prevented or mitigatedby DAP treatments.

•100% success in a West Texas well in a Woodford shale interval. •100% success in a Wyoming well in a Wasatch shale zone. •100% success in several Permian Basin wells in the "Red Beds."

PROYECTO DE TRATAMIENO EN SAN JOAQUIN CON EL OBJETIVO DE EVITAR

PERDIDAS DE CIRCULACION Y ELIMINACION DE UN LINER INTERMEDIO.

El Distrito Anaco contiene uno de los yacimientos que presenta características de calizas

microfracturadas e intercalación de arenas depletadas y presurizadas, transformando la perforación

en todo un desafió. La perforación de esta zona presenta múltiples problemas de perdidas de

circulación y arremetidas, debido a que se trabaja mayoritariamente en una MWW sumamente

estrecha. La cementacion de estos pozos se realiza con lechadas de baja y muy baja densidad, alta y

temprana resistencia a la compresión (Denominadas por Halliburton Tuned Light Solutions

Systems), antimigratorias y resistentes a ambientes de CO2, por lo tanto, el lograr un tratamiento

exitoso en la ampliación de la MWW, no solo resolvería el problema de perdida de circulación, sino

que reduciría el costo de muchos de las operaciones inherentes a la misma y minimizaría los riesgos

de arremetidas.

El grafico VIII describe los problemas que se presentan en le pozo candidato al tratamiento; en el

vemos como en la Arena Amarillo-E2 se registra perdidas de circulación e influjo de parafina con

densidad de lodo 9.6 ppg, e inmediatamente a ella la arena Amarillo-F2 presento influjo de gas con

densidad de lodo 10.5 ppg.

Con esta misma densidad se registra perdida en una arena subsiguiente, la Colorado-A1 e influjo de

gas a continuación en la Arena Colorado-G. Este cuadro de situación obliga a la corrida de un liner

intermedio de 7 5/8 in, lo cual ya es un incremento de costo considerable sin tener en cuenta las

perdidas de circulación y tiempo de taladro.

Halliburton presento a PDVSA Anaco un plan de tratamiento con DrillAhead Process, descrito en la

grafica IX. En este tratamiento se busca incrementar el gradiente de formación, de forma tal de

poder incrementar el peso del lodo para controlar las arenas presurizadas. Este procedimiento se

realizaría en las arenas Verde y Amarillo, y si se deseara evitar la corrida del Liner intermedio de 7

5/8 in se efectuaría un procedimiento para controlar la Presión Poral en Amarillo-F2 y así poder

reducir en peso de lodo antes de atravesar Colorado-A1 y efectuar un tratamiento de incremento de

gradiente de fractura. De esta manera se continuaría la perforación de la sección de 12 ¼ in hasta la

base de colorado, atravesando Colorado-G con un peso adecuado para contener su presión poral.

El tratamiento tiene un costo mínimo, considerando el ahorro generado al evitar perdida de

circulación del orden de los 2000 bbl de lodo, reducción del tiempo de perforación y suprimiendo la

corrida del liner intermedio de 7 5/8 in.

Al momento de desarrollar el presente documento, el pozo se encuentra perforando la fase de 17 ½

in y se estima su realización en un lapso de 3 semanas.

CLASIFICACION DEL DRILLAHEAD PROCESS Y PROCESO DE INGENIERIA

El proceso de mejoramiento de Integridad de Formación se clasifica de acuerdo al fin a perseguir:

• DrillAhead ShoePro

– Mejora el LOT

• DrillAhead Target

– Trata las zonas débiles con el objeto de llegar a la Prof. deseada

• DrillAhead X-Flo

– Aplicado para curar zonas de agua, cross-flow, o alta presión poral

• DrillAhead FlexPlug

– A Aplicar en las zonas de muy bajo gradiente de fractura ubicadas

por encima de zonas presurizada que requerirán mayor densidad de

fluido de perforación

La utilización de uno u otro dependerá de un analisis tanto de desarrollo de Ingeniería como de

simulación del proceso, para ello utilizamos un simulador que nos indicara, en función de los datos

aportados de mecánica de formación, caudales de perdida, características litológicas y antecedentes

de perforación, entre otros, la zona de tratamiento adecuada, el volumen y las características de la

fractura inducida con el fluido de tratamiento. El grafico X, muestra una grafica de esta simulación

con los datos del tratamiento, mientras que en la grafica XI observamos la simulación de las

presiones de operación.

El grafico XII, es la descripción del tratamiento propuesto para el caso particular en estudio del área

San Joaquin, en el Distrito Anaco.

CONCLUSIONES

Las conclusiones obtenidas de los estudios efectuados, tanto de los estudios teóricos basados en los

ensayos de laboratorio y los datos de campo son varios e importantes, los cuales pueden ser

resumidos de la siguiente manera:

Teóricos:

Gradiente de Fractura y WPC son diferentes conceptos.

La presión de integridad de determinadas zonas y tipos de arenas pueden ser

restauradas y mejoradas.

Múltiples etapas de tratamientos pudieran ser necesario para obtener mejoras a lo

largo del pozo.

Tanto las mejoras de integridad de formación como los tratamientos de contención

de presiones de formación, pueden requerir tratamientos diferentes, y en ocasiones

en diferentes etapas, pero en resumen, el beneficio operativo para la perforación y

económico en importante.

La suma del total de las mejoras efectuadas en el BHPI (bore-hole pressure integrity)

es la de menor incremento (es decir el punto mas débil del pozo luego de los

tratamientos

De Campo:

Los beneficios son importantes tanto operativos y económicos, si este tratamiento

se incluye en el plan de perforación.

Datos de campo revelan que la WPC puede ser elevada mucho mas halla del

valor de gradiente de fractura normal.

Los riesgos en la perforación pueden ser minimizados, si un plan de contingencia

es incorporado en la planificación y utilizado en caso de ser necesario (grafica

XIII).

Deficientes pruebas de presión de integridad (Pressure Integrity Test) efectuados

en las zapatas y deficientes aislaciones de cementaciones primarias pueden ser

reparadas simultáneamente.

Estudios de campo han demostrado que tratamientos de este tipo pueden reducir

significativamente los costos de la construcción del pozo, como también mejorar

el perfil de producción en el tiempo.

REFERENCIAS (1) Hong Wang ; Ronald Sweatman y Wolfgang Deeg – Halliburton – “The Diferent between Fracture Gradient and Wellbore Pressure Containment and the Effect on Drilling Beyond Natural Pressure Limits” – AADE-03_NTCE-26 Presented in the AADE 2003 National Technology Conference, Texas April 1-3 2003, Houston. (2) Scott Kelley- Headington Oil Company ; Ron Sweatman and James Heathman- Halliburton Energy Srevices - “Treatments Increase Formation Pressure Integrity in HTHP Wells” – AADE 01-NC-HO-42 , presented in the AADE 2001 National Drilling Conference – Houston March 27-29, 2001. (3) SPE 68946 – May 2001 – European Formation Damage Conference ; The Hague.

ANEXOS (Figuras y gráficos)

Grafico I

Grafico II

9 5/8” 36 #/ft, K-

55

7” 23#/ft, N-

80

2,500’

7,700’

13,400’

14 ¾” Hole

7 8 9 10 11 12 13 14

Pore Pressure, ppg Mud Weight, ppg Frac Gradient, ppg

8 ¾” Hole

6 ¼” Hole

Hypothetical Original Design

9 5/8” 36 #/ft, K-

55 2,500’

13,400’

14 ¾” Hole

7 8 9 10 11 12 13 14

Pore Pressure, ppg Mud Weight, ppg Frac Gradient, ppg

After DAP treatment - Near wellbore only

6 ¼” Hole

With DrillAhead Process Treatment

Tabla I – Resultados de Mejoramiento de WPC.

Grafico III – Procedimiento de Colocación

435+0.7+14.7+14.01310011950S. Texas/J-26

4430.816.816.01070010650S. Texas/H-1

974+1.11+17.61+16.51734616817California/ELH#1*

1438+2.9+18.6+16.111100 -1365011060S. Texas/B-3*

1872+3.0+18.0+15.01200012000S. Texas/J-23

1379+5.1+18.6+13.552005200GOM/(N/A)

3647+5.2+22.8+17.613964 -1440013490S. Texas/B-1*

Post JobPre Job

Total OH ∆WPC,

psi

Total OH ∆WPC,

ppg

WPC, ppgTreated Depth, ft

Prev. Casing, ftLocation/Well

435+0.7+14.7+14.01310011950S. Texas/J-26

4430.816.816.01070010650S. Texas/H-1

974+1.11+17.61+16.51734616817California/ELH#1*

1438+2.9+18.6+16.111100 -1365011060S. Texas/B-3*

1872+3.0+18.0+15.01200012000S. Texas/J-23

1379+5.1+18.6+13.552005200GOM/(N/A)

3647+5.2+22.8+17.613964 -1440013490S. Texas/B-1*

Post JobPre Job

Total OH ∆WPC,

psi

Total OH ∆WPC,

ppg

WPC, ppgTreated Depth, ft

Prev. Casing, ftLocation/Well

Tabla II – Procedimiento Operativo

Obtenido el cierre, retomar las operaciones de perforación sin demora.

8

Si no se obtiene presión de cierre o Bleedoff rate < 100 psi/min, considerar repetir pasos de 1 a 5.

7

Después de obtener cierre, parar y determinar “Bleedoff rate” . Si esta es > a 100 psi/min continuar bombeo. Si esta es < a 100 psi/min, detener el tratamiento

6

Cuando la lechada alcance la formación, se requiere continuar bombeando a la rata especifica hasta alcanzar la presión máxima de squeeze, la cual es determinada por la presión de superficie quedetermino la perdida durante la perforación.Si la mitad del volumen de lechada ha sido bombeado y no se alcanzo cierre, parara bombeo y esperar 10 min.

5

Continuar bombeando a 1 BPM y comenzar a bombear por el anularA 1 BPM, sin exceder la presión máxima la cual deberá determinarse detalladamente

4

Parar el bombeo y cerrar el anular cuando la lechada este a 100 ft del extremo del Drillpipe

3

Bombear lentamente, a 1 BPM, cuando la lechada este a 200 ft delExtremo del drillpipe

2

Bombear los siguientes fluidos:a) Espaciador (Aprox. 200 ft)b) Bombear la lechada - el especifico volumen y formulaciónc) Bombear Espaciador (300/400 ft) y desplazar con lodo

1

Obtenido el cierre, retomar las operaciones de perforación sin demora.

8

Si no se obtiene presión de cierre o Bleedoff rate < 100 psi/min, considerar repetir pasos de 1 a 5.

7

Después de obtener cierre, parar y determinar “Bleedoff rate” . Si esta es > a 100 psi/min continuar bombeo. Si esta es < a 100 psi/min, detener el tratamiento

6

Cuando la lechada alcance la formación, se requiere continuar bombeando a la rata especifica hasta alcanzar la presión máxima de squeeze, la cual es determinada por la presión de superficie quedetermino la perdida durante la perforación.Si la mitad del volumen de lechada ha sido bombeado y no se alcanzo cierre, parara bombeo y esperar 10 min.

5

Continuar bombeando a 1 BPM y comenzar a bombear por el anularA 1 BPM, sin exceder la presión máxima la cual deberá determinarse detalladamente

4

Parar el bombeo y cerrar el anular cuando la lechada este a 100 ft del extremo del Drillpipe

3

Bombear lentamente, a 1 BPM, cuando la lechada este a 200 ft delExtremo del drillpipe

2

Bombear los siguientes fluidos:a) Espaciador (Aprox. 200 ft)b) Bombear la lechada - el especifico volumen y formulaciónc) Bombear Espaciador (300/400 ft) y desplazar con lodo

1

Grafico IV- Mecanismo de Acción de los fluidos BHPI, parte del proceso DrillAhead

Grafico V – Mecanismo de acción del los sistemas convencionales o LCM

Fracturas secundarias inducidasLuego de obturar la inicial a causaDe un tratamiento BHPI Solidos conglomerado

Generan un incrementoDel ancho de la fractura

Al mismo tiempo se propagaLa fractura

σmax

σmax

Fracturas secundarias inducidasLuego de obturar la inicial a causaDe un tratamiento BHPI Solidos conglomerado

Generan un incrementoDel ancho de la fractura

Al mismo tiempo se propagaLa fractura

σmax

σmax

Sello de presión sobre la La cara de la formación Formado por un mud cakeLuego de un tratamiento BHPI

Sello de la fractura por unTratamiento de BHPI

Fractura Abierta

σmax

Sello de presión sobre la La cara de la formación Formado por un mud cakeLuego de un tratamiento BHPI

Sello de la fractura por unTratamiento de BHPI

Fractura Abierta

σmax

Grafico VI – Grafico de Procedimiento del Tratamiento

Grafico VII- Comparación de Tiempo de Operación entre DrillAhed Process y una operación

de cementacion convencional

• Cement squeeze– LOT failed– POOH 5 hr– RIH 5 hr– Squeeze cement 2 hr– WOC 12 hr– POOH 5 hr– RIH 5 hr– Drill out cement 1 hr– LOT 1 hrTotal 36 hr

• DrillAhead ShoePro– LOT failed– Prepare slurry 1 hr– Job placement 2 hr– Clean out 1 hr– LOT 1 hrTotal 5 hr

ShoePro can also improve LOT beyond frac gradient.Cement squeeze can

NOT improve LOT beyond frac gradient.

Grafico VIII – Actuales inconvenientes registrados en uno de los bloques del área San

Joaquin en el Distrito Anaco.

Gráfico IX – Tratamiento sugerido

M. BlancoM. Azul

Moreno

Naranja

Verde

Amarillo

Colorado

Merecure

Vidono

San Juan

Perdida de Circulación entre 5,300 y 5,800, con lodo entre 9 y 10ppg (JM211)AM-E2 = Perd. Circ. Con 9.6 ppg / Influjo parafina/ Tubería tapada(JM198)AM-F2 = Influjo Gas y Agua salada con lodo de 10 ppg (JM194)

CO-A1 = Perd. De Circ. Con 10.5 / Corte de lodo alta densidad de gas (JM202)CO-G = Influjo de gas con 10.5 ppg (JM194)

M. BlancoM. Azul

Moreno

Naranja

Verde

Amarillo

Colorado

Merecure

Vidono

San Juan

VE-1AM-E2AM-F2

CO-A1CO-G

Incrementar Integridad de la formación- LOT 11 ppgIncrementar Integridad de la formación- LOT 11.5 ppgGel radial p/deter gas y agua (No necesario si se Incrementa FG de AM-E2 y VE-)Incrementar Integridad de la formación- LOT 11 ppg

No necesita tratamiento

TRATAMIENTO SUGERIDO

Obj. Primarios = ME,J!L,ME-E2, ME-T4, Obj. Secndarios = CO-N1, ME-C, ME-D, ME-H, MEJ2, ME-L, SJ-A,B y C

Grafica X – Output del software utilizado en la simulación del DrillAhead Process.

El procedimiento de squeeze se simula según la curva roja de BHP y según la cual la

presión de superficie será de 1000 psi.

La curva de Frac Lenght nos muestra que una vez alcanzada la fractura, el tratamiento de

squeeze no incrementa la misma

Grafica XI

Descripción Volumen Unit comentarios FlexPlug Modificado 30 bbl bbl Volumen a ajustar de acuerdo a open

hole real. Tuned Spacer 60 bbl Volumen estimado , basado en valores

de OH nominal - Tuned Spacer blend 2400 Bbl - Barite Supplied by

Customer

- Sam 8 6 Gal Surfactante - D-Air 3000L 5 Gal Antiespumante - Musol-A 6 Gal Solvente Mutual - Pen-88M 6 Gal Penetrante - Cleanbore-A 30 Gal

Grafica XII – Descripción del tratamiento Propuesto para San Joaquin – Distrito Anaco

1/1/197000:00 00:10 00:20 00:30 00:40 00:50 01:00

1/1/197001:10

Time

-1000

0

1000

2000

3000

4000

5000A

(psi)

0

25

50

75

100

125

150B

(ft)

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

1.2C

(in)

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5D

(bpm)

GOHFER Bottom Hole Pressure (psi) GO HFER Surfac e Pressur e (psi)GOHFER Frac Length (ft) GO HFER Frac Heigh t (ft)GOHFER Frac Maximum Width (in) GO HFER Slurr y Rate (bpm)

A AB BC D

Customer: Job Date: Ticket #:Well Description: UWI:

T G Version G3.2.111-Dec-03 11:09

Plan de contingencia para la perforación del pozo

Datos del pozo ejemplo: Revestimiento Superficial

Profundidad: 2,500 ft

Revestidor: 9 5/8 in – 36 #/ft – K55 STC

Hoyo: 14 ¾ in

Peso de lodo: 9.5 ppg

Revestimiento Intermedio

Profundidad: 7,700 ft

Revestidor: 7 in – 23 #/ft – N80 LTC

Hoyo: 8 ¾ in

Peso de lodo: 8.4 ppg

Revestimiento Producción

Profundidad: 13,400 ft

Revestidor: 4 ½ in – 11.6 #/ft –P110 LTC

Hoyo: 6 ¼ in

Peso de lodo: 11.5 ppg

Caso Soportado por los perfiles de presiones descritos en las graficas I y II

Grafica XIII

Plan de contingencia para la perforación de pozos después de un exitoso tratamiento de DrillAhead