Stimulation with Coiled Tubing and Fluidic Oscillation: Applications in Wells with Low Production (Marginal Profitability) in San Jorge Gulf Area, Argentina:Case History

1. Stimulation with Coiled Tubing and Fluidic Oscillation:
Applications in Wells with Low Production
(Marginal Profitability) in San Jorge Gulf Area, Argentina:
Case History
Speaker: Juan Carlos Bonapace - HALLIBURTON
Code: EXPL-2-JB-57-E Argentina

2. • Ubicación
• Geología
• Introducción
• Antecedentes
• Fluidic Oscillator
• Metodología de Trabajo
• Estudios, Ensayos y Diagnóstico
• Diseño del Tratamiento
• Secuencia Operativa
• Secuencia de Bombeo
• Casos Estudiados
• Conclusiones y Recomendaciones
TEMARIO

3. UBICACION
Cerro Dragón
Cross Section N-S
Área de Estudio

4. GEOLOGIA
Roca Generadora:
Fm. D-129 y Matasiete
Petróleos livianos y pesados (15-35 API)
Roca Reservorio:
Fm. Mina el Carmen, continental, lacustre y fluvial
Fm. Comodoro Rivadavia, continental tipo fluvial y deltaico
Fm. El Trébol, continental tipo fluvial y deltaico
Trampas: sedimentarias y estructurales
Sector Oriental = Extensional
Sector Occidental = Compresional (FCP)
Características Petrofísicas:
Espesor: cuerpos de arena de 2 a 10 m.
Porosidad: 17 a 27% (disminuye con la profundidad)
Permeabilidad: fluctuante en promedio 50 mD

5. INTRODUCCION
ANTICLINAL
FUNES
ANTICLINAL
GRANDE SUR
HUETEL
BAYO
CHULENGO
MESETA
CATORCE
ESCORIAL
ORIENTAL
OESTE ORIENTAL
LA MADRESELVA
SUR
LA MADRESELVAVALLE
MARTIN
TRES PICOS
ZORRO
RESERO
CAÑADON
GRANDE
CERRO DRAGON
CERRO
TORTUGA
CAÑADON
PEDRO
EL
GATOVALLE HERMOSO
VALLE HERMOSO
NORTE
LAS FLORES
RIO CHICO
EL
TRIANGULO
PADRE
CORTI
EL CONDOR
PAMPA
PAMPA
SUR
SAN
AGUSTIN
LA PIEDRA
EL KIKEN
MARIANA
SARMIENTO
Lago Collhué HuapiLago Musters C H U B U T
S A N T A C R U Z
CAMPO CERRO DRAGON
• Ubicación: 85km Comodoro Rivadavia
• Inicio Operaciones: 1959 – AMOCO
• Área: 3,480 Km2
• Yacimientos: 50
• Pozos Productores Activos: 3,800
• Pozos Inyectores: 650
• Producción Petróleo: 16.02 Mm3 opd
• Fluido: 162.2 Mm3 fpd
• Producción Gas: 8,803 Mm3 gpd
• Área del Estudio
• Yacimiento Anticlinal Grande
• Yacimiento Meseta Catorce
• Yacimiento Huetel
• Yacimiento Bayo

6. Historia Producción de un pozo:
INICIAL (Completacion) - punzados, estimulaciones, etc
MEDIO (Workover) - punzar nuevas zonas, nuevas estimulaciones, aislar zonas de agua
FINAL , sistema de recuperación, mantener / incrementar producción
ANTECEDENTES
Mantenimiento de la Producción:
• Punzados (nuevos niveles productivos)
• Acidificaciones
• Fracturas Hidráulicas
Merma de la Producción:
• Taponamiento de punzados
• Presencia de incrustaciones (scales)
• Producción de finos y sedimentos
• Material orgánico (asfaltenos – parafinas)
• Bloqueo por agua
Practica Frecuente:
Re-punzado (promedio de 7 a 13 niveles) para by-pasear zonas dañadas
Necesidad:
Alternativa Técnica – Económica
Baja disponibilidad equipos Workover
Limpiezas Químicas combinando CT + FO (“fluidic oscillator”)

7. FLUIDIC OSCILLATOR
Herramienta de pulsos de presión – (Efecto Coanda)
Efecto = consisten en la oscilación de fluidos que produce emisiones o alternancias
(no mecánicas) de presión.
Oscilaciones hidráulicas, generan golpes de líquido crean ondas de presión que
pulsan dentro del pozo y de los líquidos de formación.
Ondas de presión pueden romper una gran variedad de daños (obstrucciones) en la
zona cercana del pozo como en los punzados.
Eliminadas las obstrucciones, las ondas penetran mas profundo en la formación para
una mejor limpieza y estimulación
El rango efectivo de acción dentro de la formación es de 3 a 6 pulgadas.

8. FLUIDIC OSCILLATOR
Tipos de Pozos:
Verticales y Horizontales
Abierto y Entubado
Productores de Petróleo y Gas
Inyectores, Geotérmicos y disposición final
Remoción de daño en cercanía del pozo:
Daño generado por punzado
Incrustaciones (scales)
Finos de formación
Parafinas y asfaltenos
Daño generados por lodo y cemento
Emulsiones
Daños generados por perforación (Drill)
Bloqueos de agua y gas
Referencias:
• McCulloch et al. 2003
• Harty et al. 2004
• Gunarto eta la. 2004
Tool OD Optimal Flow Rate Nozzle Press
Oscillation
Frequency Range
(inch) (bpm) (psi) (Hz)
1.25 0.5 2,000 600 - 700
1.69 0.5 2,000 600 - 700
1.69 1.0 2,000 400 - 500
2.12 1.5 2,000 200 - 300
2.88 3.0 2,000 300
Tool OD Optimal Flow Rate Nozzle Press
Oscillation
Frequency Range
(inch) (bpm) (psi) (Hz)
1.25 0.5 2,000 600 - 700
1.69 0.5 2,000 600 - 700
1.69 1.0 2,000 400 - 500
2.12 1.5 2,000 200 - 300
2.88 3.0 2,000 300

9. CASOS HISTORICOS (Latino America)
MEXICO (Ulloa et al. 2008 y De la Fuente et al. 2009)
• Pozos Verticales y desviados – Temp (248 °F)
• Carbonatos fisurados – Gas y Petróleo (28-38 API)
• Parafinas, Asfaltenos, Scale
• Tratamientos solventes y ácidos orgánicos e inorgánicos
• CT+FO – colocación selectiva
• 18 al 160% incremento producción
COLOMBIA (Gonzalez et al. 2009)
• Pozos someros y profundos
• Areniscas diferentes propiedades – Petróleo (23-34 API)
• Depósitos Orgánicos (Parafinas, Asfaltenos)
• Tratamientos solventes y ácidos orgánicos
• CT+FO mejor resultado Vs otras técnicas (packer, bullheading)
BRASIL (Almeida et al. 2009)
• OffShore (Cca Campos) – Scale Sulfato Bario y Estroncio – CT+FO
• OnShore (Cca Portiguas) – 3 casos
• Depósitos Orgánicos (Parafinas, Asfaltenos)
• Tubing+FO, alternativa de bajo costo
• 120 al 240% incremento producción

10. METODOLOGIA DE TRABAJO
1a-Estudios & Ensayos:
Muestras de sólidos: incrustaciones de carbonato (tubería de producción)
Muestras de fluido:
Agua, tendencia incrustante de carbonatos y sulfatos
Petróleo, presencia de parafinas y asfaltenos
Muestras Iniciales
Reacción
(30 minutos)
Resultados
SELECCIÓN DEL TRATAMIENTO
Solución A
HCL 7.5 %
Solución B
HCL 7.5% + 5% Solvente Mutual
Solución C
HCL 7.5% + 10% Solvente Aromático
Solución D
HCL 10% + 5% Solvente Mutual
** disolución total con la solución D

11. METODOLOGIA DE TRABAJO
1b-Diagnóstico:
depósitos orgánicos (parafinas y asfaltenos) e inorgánicos (carbonato de calcio)
2-Diseño del Tratamiento:
Criterio de Diseño:
• Tipo Matricial - Near Wellbore Stimulation: (2 a 3 ft de penetración)
• Volumen: 25 a 50 gal/ft punzado (en promedio se utilizo 30 gal/ft punzado)
Formulación:
• Solución base HCL 10% + 5% solvente Mutual
• Inhibidor de corrosión
• Surfactante
• Estabilizador de Arcillas
• Agente Penetrante
• Secuestrante de Hierro
• Solvente Aromático
• Adicionalmente : controlador de Ph / inhibidor de parafinas
Yacimiento
Tendencia Incrustacion
(Scale)
Parafinas (%) Asfaltenos (%)
Anticlinal Grande bajo - moderado 9 4
Meseta Catorce muy bajo 8 4
Huetel muy bajo 9 8
Bayo sin incrustacion > 10 3
Yacimiento
Tendencia Incrustacion
(Scale)
Parafinas (%) Asfaltenos (%)
Anticlinal Grande bajo - moderado 9 4
Meseta Catorce muy bajo 8 4
Huetel muy bajo 9 8
Bayo sin incrustacion > 10 3

12. METODOLOGIA DE TRABAJO
3-Sequencia Operativa:
Importante: contar con la logística apropiada con el fin de minimizar tiempos no productivos que
impacte negativamente en la economía del proyecto
•1- Detener la producción del pozo
•2- Retirar equipo de superficie (equipo de bombeo)
•3- Intervención Workover #1
• Montaje
• Retirar conjunto de fondo (bomba)
• Aislar zonas a tratar con tapón y packer
• Desmontaje
•4- Intervención Coiled Tubing
• Montaje
• Realizar tratamiento con FO
• Desmontaje
•5- Intervención Workover #2
• Montaje
• Recuperar el fluido del tratamiento
• Remover tapón y packer
• Bajar conjunto de fondo (bomba)
• Desmontaje
•6- Colocar equipo de superficie (equipo de bombeo)
•7- Colocar el pozo en producción

13. METODOLOGIA DE TRABAJO
4-Sequencia Bombeo (Inicial):
Esta secuencia Inicial fue utilizada en las primera 8 operaciones en el Yac. Anticlinal Grande
I. Conjunto en el fondo de la cámara (FO)
II. Lavar la cámara con agua tratada y gel lineal (ascenso y descenso)
III. Bombear tratamiento (acido-solvente), completar volumen de cámara hasta packer - cerrar retorno
IV. Bombear forzando el tratamiento a formación
V. Completar la inyección del tratamiento a formación hasta el tapón – abrir retorno
VI. Recuperar el fluido gastado
I. II. III. IV. V. VI.

14. METODOLOGIA DE TRABAJO
4-Sequencia Bombeo (Modificada):
El objetivo fue mejorar la eficiencia de la colocación de tratamiento, se dividió en 2 etapas:
• Casing Clean – solvente
• NW Stimulation – solvente + acido
Esta secuencia Modificada fue utilizada en las restantes 12 operaciones en el Yac. Anticlinal
Grande, Huetel, Bayo y Meseta Catorce.
I. Bombeo solvente para la limpieza
de la cámara
II. Lavado de la cámara para
remover residuos - cerrar retorno
III. Inyección #1 - solvente forzándolo
a formación (limpieza NW)
IV. Inyección #2 – acido forzándolo a
formación (NW Stimulation) – abrir
retorno
V. Recuperar el fluido gastado
I. III. IV.

15. CASOSESTUDIADOS
0.1
1.0
10.0
100.0
Jan-2005
Mar-2005
May-2005
Jul-2005
Sep-2005
Nov-2005
Jan-2006
Mar-2006
May-2006
Jul-2006
Sep-2006
Nov-2006
Jan-2007
Mar-2007
May-2007
Jul-2007
Sep-2007
Nov-2007
Jan-2008
Mar-2008
May-2008
Jul-2008
Sep-2008
Nov-2008
Jan-2009
Mar-2009
May-2009
Jul-2009
Sep-2009
Nov-2009
Jan-2010
Mar-2010
May-2010
Jul-2010
Sep-2010
Nov-2010
Jan-2011
Production (m3/day)
Well:PXAG-5
OILTOTALWATER
Treatment5-Nov-07
Treatment5-Jul-09
0.1
1.0
10.0
100.0
Jan-2005
Mar-2005
May-2005
Jul-2005
Sep-2005
Nov-2005
Jan-2006
Mar-2006
May-2006
Jul-2006
Sep-2006
Nov-2006
Jan-2007
Mar-2007
May-2007
Jul-2007
Sep-2007
Nov-2007
Jan-2008
Mar-2008
May-2008
Jul-2008
Sep-2008
Nov-2008
Jan-2009
Mar-2009
May-2009
Jul-2009
Sep-2009
Nov-2009
Jan-2010
Mar-2010
May-2010
Jul-2010
Sep-2010
Nov-2010
Jan-2011
Production (m3/day)
Well:PXAG-5
OILTOTALWATER
Treatment5-Nov-07
Treatment5-Jul-09
PozoPXAG-5:
Casing:7”,20-lb/ft
Tubing:27/8”,6.4lb/ft
Tapón-Packer(cámara):403.5ft–(2,589a2,956ft)
Zonasatratar:4niveles(26.5ft)
**Tratamiento#1:Noviembre2007
•secuenciaInicialdebombeo
•Pre-Tratamiento:2m³/day(12.5BOPD)
•Post–Tratamiento:6.9m³/day(43.4BOPD)
•Incremento-245%
**Tratamiento#2:Julio2009
•secuenciaModificadadebombeo
•Pre-Tratamiento:2.2m³/day(13.8BOPD)
•Post–Tratamiento:4.9m³/day(30.8BOPD)
•Incremento-122%
0.1
1.0
10.0
100.0
Jan-2005
Mar-2005
May-2005
Jul-2005
Sep-2005
Nov-2005
Jan-2006
Mar-2006
May-2006
Jul-2006
Sep-2006
Nov-2006
Jan-2007
Mar-2007
May-2007
Jul-2007
Sep-2007
Nov-2007
Jan-2008
Mar-2008
May-2008
Jul-2008
Sep-2008
Nov-2008
Jan-2009
Mar-2009
May-2009
Jul-2009
Sep-2009
Nov-2009
Jan-2010
Mar-2010
May-2010
Jul-2010
Sep-2010
Nov-2010
Jan-2011
Production (m3/day)
Well:PXAG-801
OILTOTALWATER
Treatment30-Oct-07
0.1
1.0
10.0
100.0
Jan-2005
Mar-2005
May-2005
Jul-2005
Sep-2005
Nov-2005
Jan-2006
Mar-2006
May-2006
Jul-2006
Sep-2006
Nov-2006
Jan-2007
Mar-2007
May-2007
Jul-2007
Sep-2007
Nov-2007
Jan-2008
Mar-2008
May-2008
Jul-2008
Sep-2008
Nov-2008
Jan-2009
Mar-2009
May-2009
Jul-2009
Sep-2009
Nov-2009
Jan-2010
Mar-2010
May-2010
Jul-2010
Sep-2010
Nov-2010
Jan-2011
Production (m3/day)
Well:PXAG-801
OILTOTALWATER
Treatment30-Oct-07
PozoPXAG-801
Casing:51/2”,15.5-lb/ft
Tubing:27/8”,6.4lb/ft
Tapón-Packer(cámara):525ft–(2,493a2,973ft)
Zonasatratar:6niveles(54ft)
**Tratamiento#1:Octubre2007
•secuenciaInicialdebombeo
•Pre-Tratamiento:1.8m³/day(11.3BOPD)
•Post–Tratamiento:8.3m³/day(52.2BOPD)
•Incremento-360%
Dosañosposterioresaltratamiento=6.4m³/day(40.3BOPD)

16. CASOSESTUDIADOS
PozoPXMC-848:
Casing:51/2”,15.5-lb/ft
Tubing:27/8”,6.4lb/ft
Tapón-Packer(cámara):374ft–(6,713a7,015ft)
Zonasatratar:7niveles(64ft)
**Tratamiento#1:Noviembre2008
•secuenciaModificadadebombeo
•NofueobservadoincrementodePetróleo
•Pre-Tratamiento:20.1m³/day(65.9BWPD)
•Post–Tratamiento:22.1m³/day(72.5BWPD)
•Incremento-10%
PozoPXH-841
Casing:51/2”,15.5-lb/ft
Tubing:27/8”,6.4lb/ft
Tapón-Packer(cámara):722ft–(2,743a3,414ft)
Zonasatratar:5niveles(45ft)
**Tratamiento#1:Octubre2008
•secuenciaModificadadebombeo
•NofueobservadoincrementodePetróleo
•Pre-Tratamiento:15.5m³/day(97.5BWPD)
•Post–Tratamiento:16.4m³/day(103.1BWPD)
•Incremento-6%
0.1
1.0
10.0
100.0
Jan-2005
Mar-2005
May-2005
Jul-2005
Sep-2005
Nov-2005
Jan-2006
Mar-2006
May-2006
Jul-2006
Sep-2006
Nov-2006
Jan-2007
Mar-2007
May-2007
Jul-2007
Sep-2007
Nov-2007
Jan-2008
Mar-2008
May-2008
Jul-2008
Sep-2008
Nov-2008
Jan-2009
Mar-2009
May-2009
Jul-2009
Sep-2009
Nov-2009
Jan-2010
Mar-2010
May-2010
Jul-2010
Sep-2010
Nov-2010
Jan-2011
Production (m3/day)
Well:PXMC-848
OILTOTALWATER
Treatment21-Nov-08
0.1
1.0
10.0
100.0
Jan-2005
Mar-2005
May-2005
Jul-2005
Sep-2005
Nov-2005
Jan-2006
Mar-2006
May-2006
Jul-2006
Sep-2006
Nov-2006
Jan-2007
Mar-2007
May-2007
Jul-2007
Sep-2007
Nov-2007
Jan-2008
Mar-2008
May-2008
Jul-2008
Sep-2008
Nov-2008
Jan-2009
Mar-2009
May-2009
Jul-2009
Sep-2009
Nov-2009
Jan-2010
Mar-2010
May-2010
Jul-2010
Sep-2010
Nov-2010
Jan-2011
Production (m3/day)
Well:PXMC-848
OILTOTALWATER
Treatment21-Nov-08
0.1
1.0
10.0
100.0
Jan-2005
Mar-2005
May-2005
Jul-2005
Sep-2005
Nov-2005
Jan-2006
Mar-2006
May-2006
Jul-2006
Sep-2006
Nov-2006
Jan-2007
Mar-2007
May-2007
Jul-2007
Sep-2007
Nov-2007
Jan-2008
Mar-2008
May-2008
Jul-2008
Sep-2008
Nov-2008
Jan-2009
Mar-2009
May-2009
Jul-2009
Sep-2009
Nov-2009
Jan-2010
Mar-2010
May-2010
Jul-2010
Sep-2010
Nov-2010
Jan-2011
Production (m3/day)
Well:PXH-841
OILTOTALWATER
Treatment24-Oct-08
0.1
1.0
10.0
100.0
Jan-2005
Mar-2005
May-2005
Jul-2005
Sep-2005
Nov-2005
Jan-2006
Mar-2006
May-2006
Jul-2006
Sep-2006
Nov-2006
Jan-2007
Mar-2007
May-2007
Jul-2007
Sep-2007
Nov-2007
Jan-2008
Mar-2008
May-2008
Jul-2008
Sep-2008
Nov-2008
Jan-2009
Mar-2009
May-2009
Jul-2009
Sep-2009
Nov-2009
Jan-2010
Mar-2010
May-2010
Jul-2010
Sep-2010
Nov-2010
Jan-2011
Production (m3/day)
Well:PXH-841
OILTOTALWATER
Treatment24-Oct-08

17. CONCLUSIONES y RECOMENDACIONES
RESULTADOS:
• Incrementos de producción de petróleo (30-360%) - Yacimientos Anticlinal Grande y Bayo.
• Incrementos de producción total de fluido en los yacimientos Meseta Catorce y Huetel.
ESTUDIOS:
• Yac. Meseta Catorce y Huetel mejorar el Diagnóstico y ajustar la formulación del tratamiento.
• Realizar mas estudio de muestras de fluido, sólidos, historia de producción.
CIRCULACION:
• En pozos con problemas de circulación se han obtenido no muy buenos resultados.
• Se recomienda el uso de un RPM con el fin de lograr una admisión mas uniforme en las zonas.
ZONAS A TRATAR:
• Mejorar la selección de las zonas a tratar (con mayor potencial productor de petróleo).
• Se evidenciaron incrementos de agua importante.
APLICACION:
• Combinación = Metodología de Intervención + CT-FO + Tratamiento Químico adecuado
demostró ser una alternativa viable para lograr incrementos de petróleo en pozos de bajo
presupuesto.

18. Los autores quieren agradecer a la gerencia de Pan American ENERGY
y Halliburton por haber permitido la publicación de este trabajo.
• Juan Carlos Bonapace HALLIBURTON
• German Rimondi HALLIBURTON
• Mario Bustamante Pan American ENERGY
• Rodrigo Quintavalla Pan American ENERGY
AGRADECIMIENTOS

19. MUCHAS GRACIAS……..