PETRÓLEOS MEXICANOS EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

REPORTE POST OPERATIVO

FRACTURAMIENTO HIDRAULICO/N2

CORRALILLO# 619

1493-1511 (SIN NOMBRE )

FECHA:

JULIO 29, 2009

Poza Rica, Veracruz. 29 de Julio 2009 REPORTE FINAL Reporte Post Operativo Fracturamiento Hidráulico Corralillo#619 (Sin nombre). Sirva el presente documento como atención a ustedes para hacer de su conocimiento las diversas actividades que acontecieron durante el fracturamiento hidráulico con fluido base aceite cíclico en el intervalo 1493-1511 m. el día 29 de Julio del presente año en el pozo Corralillo #619. El día 29 de julio se iniciaron las operaciones posterior a la reunión de seguridad donde participaron los trabajadores de las diferentes compañías presentes en la localización y el representante de PEMEX el Ing. Juventino Bello con la apertura del pozo, registrándose una presión con pozo abierto de 566 psi. Se realiza prueba de admision a gasto de fractura y se procede a realizar el paro instantaneo para observar Isip y ajustar gasto de N2, see decide en conjunto con el ing. Representante de Pemex continuar con la cedula original. Posterior a la prueba de admision en conjunto con el consentimiento del representate de PEMEX en sitio se dio inicio al fracturamiento hidráulico levantando el gasto de forma progresiva hasta llegar a un gasto de fractura de 18 BPM en fondo. El fluido utilizado fue un sistema CWS 700 con una viscosidad inicial de 20 Cps El trabajo se logro completar en un 100% colocando 1500 sacos de arena Ottawa malla 16/30 y 315 sacos de arena SuperLC 16/30, desplazando 100%. La presión promedio de bombeo fue de 4800 psi, alcanzando una concentracion maxima de 7 ppa en fondo. Todos los cambios realizados y decisiones tomadas durante la operación fueron de común acuerdo con el represente de PEMEX en sitio.

A continuación agregamos las graficas de los diversos parámetros obtenidos durante el fracturamiento

hidráulico.

Pozo: Corralillo #619 Intervalo(s): 1493 1511 m Formacion:

Inicio: 15:00 hrsTermino: 16:30 hrs

Programado: 1500/315 sacos Programado: sacos Pi: 566 psiAjustado en camp 1500/315 sacos Ajustado en campo: sacos Prup: 2914 psiTipo: Ottawa/Super LC Tipo: ISIP1: 1020 psiResistencia hasta 4000/5000 psi Resistencia hasta: psi Gfrac: 0.65 psi/ftMalla: 16/30 Malla: Alpha: N/ASacos bombeado 1500/315 sacos Sacos bombeados: sacos Friccion Tota N/A psiSacos en formaci 1500/315 sacos Sacos en formacion: sacos Disparos: N/A psiSacos en tuberia: 0 sacos Sacos en superficie: sacos Tortuosidad: N/A psiCon espuma: 9619 m3 N2 Con espuma: Phyd 2046 psi

Pi: 4800 psiQiny: 18 bpm en fondo

Tipo: Gel Lineal CWS600 Tipo: Gel Activado CWS700 Cppg: 1 a 7 lb/galVolumen: 97 Bls Volumen: 138 Bls Pmax: 5174 psi

ISIP2: 1397 psiPprom: 4800 psiPfinal: 1320 psi

Tipo: Gel Activado CWS700 Tipo: Gel Lineal CWS600 PTR: 1500 psiVolumen: 1118 Bls Volumen: 28 Bls T.iny: 70 min

Potencia: 2118 HHP

Fluido de: 24 lbs carga polimericaTipo:

Se cumplio con e 100.0% del programa. Volumen: galProtector de arbo 2 7/8" para: 10000 psi

Observaciones:

PARAMETROS

APUNTALANTE(S)

29-Jul-09

ACTA DE VERIFICACION DE FRACTURAMIENTO HIDRAULICO

C-S/N

Orden de Servico #:Fecha:

PZR 1023

MINIFRAC

FLUDOS Fractura

Pre colchon Colchon

Fracturante Fluido de Desplazamiento

Bache Viscoso

Se bombearon 9,619 m3 de N2.Se realizo fracturamiento hidraulico al 100%. Se desplazo al 100%

Nombre y Firma Nombre y Firma

Representante de la Compañia Representante de PEMEX

Ing. Roberto Varela Ing. Juventino Bello Gutierrez

Calfrac de México, S.A de C.V.

MÉXICO

DATOS DEL MINIFRAC

FRACTURAMIENTO DATOS DE SUPERFICIE

GEOMETRIA DE FRACTURA AJUSTA AL FINAL DEL TRABAJO

RESUMEN Y CONCLUSIONES La operacion se realizo al 100%, se desplazo al 100% . Se realizo unicamente una prueba de admision para observar ISIP y ajustar la cedula del Nitrogeno. Se obtuvo un GF de 0.65 psi/ft

MFrac Three-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 USA MFrac version 5.40.2757

http://mfrac.com/ Simulation Date 7/29/2009 4:51:11 PM

Company : PEMEX EXPLORACION Y PRODUCCION POZA RICA Well: CORRALILLO#619 Location: PLATAFORMA CORRALILLO#607 Date: 26 DE JULIO DE 2009 Comments:

Propuesta d Fracturamiento Hidráulico Energizado Intervalo 1493-1511mts. Formación C-S/N

INPUT SURFACE TREATMENT SCHEDULE Schedule Type Surface Wellbore Fluid Type C600 Fraction of Well Filled 1 Recirculation 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 18.329 297.59 16.244 Pad C724 0000 0.010031 0 2 21.426 77.211 3.7967 Prop C724 0002 1.1848 0.3 3 21.37 136.69 7.1111 Prop C724 0002 2.4696 0.3 4 21.398 101.93 5.5758 Prop C724 0002 3.7689 0.3 5 21.338 110.29 6.3203 Prop C724 0002 4.9235 0.3 6 21.496 130.78 7.7126 Prop C724 0002 5.9165 0.3 7 21.621 128.96 7.8061 Prop C724 0002 6.8243 0.3 8 21.635 232.17 14.464 Prop C724 S004 7.5481 0.3 9 20.884 19.17 0.91837 Flush C724 0000 0.01 0 Fluid Type: C600 - CWS-600 (Slickwater) 30.53 (bbl) Fluid Type: C724 - CWS-700 (HPG Borate 24#)

1234.8 (bbl)

Proppant Type: 0000 - No Prop, Slug, ... 133.43 (lbm) Proppant Type: 0002 - 16/30 Jordan Sand 1.2642e+05 (lbm) Proppant Type: S004 - 16/30 Super LC @ 250 ºF

73603 (lbm)

FOAM SCHEDULE Surface N2

Rate (scf/min)

Surface CO2 Rate (bpm)

BH N2 Quality (%)

BH CO2 Quality (%)

Total BH Rate(bpm)

BH Foam Volume (bbl)

BH Prop. Conc. (lbm/gal)

1 236 0 0.83599 0 18.475 299.96 0.0099517 2 200 0 5.6341 0 21.55 77.681 1.1776 3 180 0 10.519 0 21.482 137.48 2.4553 4 100 0 14.817 0 21.46 102.27 3.7562 5 86 0 18.424 0 21.391 110.63 4.9086 6 56 0 21.246 0 21.531 131.04 5.9045 7 44 0 23.691 0 21.649 129.17 6.813 8 44 0 25.903 0 21.662 232.56 7.5353 9 0 0 0.045198 0 20.884 19.17 0.01 Foam Quality Type: Internal

Proppant Phase (N2)

Bottomhole Treating Pressure 6700 (psi) Bottomhole Treating Temperature 75 (deg C) Total N2 Volume 237.46 (sm^3)

SURFACE TREATMENT SCHEDULE PUMPED Stage 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 18.329 297.59 297.72 297.72 16.244 0.010031 0.010031 125.38 2 21.426 77.211 81.351 379.07 20.04 1.1848 1.1848 3842.1 3 21.37 136.69 151.97 531.04 27.152 2.4696 2.4696 14178 4 21.398 101.93 119.31 650.35 32.727 3.7689 3.7689 16134 5 21.338 110.29 134.86 785.21 39.048 4.9235 4.9235 22806 6 21.496 130.78 165.79 951 46.76 5.9165 5.9165 32497 7 21.621 128.96 168.78 1119.8 54.566 6.8243 6.8243 36961 8 21.635 232.17 312.94 1432.7 69.031 7.5481 7.5481 73603 9 20.884 19.17 19.179 1451.9 69.949 0.01 0.01 8.0515 Total Slurry Volume 1451.9 (bbl) Total Liquid Volume 1234.8 (bbl) Total Proppant Mass 2.0016e+05 (lbm)

BOTTOMHOLE TREATMENT SCHEDULE PUMPED Stage 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 18.475 30.53 30.53 30.53 1.6525 0 0 0 1 18.747 299.96 300.1 330.63 17.66 0.0099517 0.0099517 125.38 2 21.525 77.681 81.821 412.45 21.462 1.1776 1.1776 3842.1 3 21.477 137.48 152.76 565.21 28.574 2.4553 2.4553 14178 4 21.442 102.27 119.66 684.86 34.154 3.7562 3.7562 16134 5 21.422 110.63 135.2 820.06 40.466 4.9086 4.9086 22806 6 21.552 131.04 166.06 986.12 48.17 5.9045 5.9045 32497 7 21.651 129.17 168.99 1155.1 55.976 6.813 6.813 36961 8 21.611 224.14 301.98 1457.1 69.949 7.5353 7.5353 70937 Total Volume 1457.1 (bbl) Total Foam Volume 1242.9 (bbl) Total Proppant Mass 1.9748e+05 (lbm)

WELLBORE HYDRAULICS SOLUTION Hydraulic Power Required 1970.1 (hhp) Surface Pressure, Min. 2969.9 (psi) Surface Pressure, Max. 3716.8 (psi) BHTP Pressure, Min. 3073.2 (psi) BHTP Pressure, Max. 3941.4 (psi) Gravitational Head, Min. 2047.3 (psi) Gravitational Head, Max. 2903 (psi) Frictional Pressure Loss, Min. 1607 (psi) Frictional Pressure Loss, Max. 2680.3 (psi)

FRACTURE PROPAGATION SOLUTION (Calculated Values at End of Treatment) C-S/N Total Volume 1457.1 (bbl) Total Foam Volume 1242.9 (bbl) Fluid Loss Volume 447.57 (bbl) Frac Fluid Efficiency 0.69283 Net Frac Pressure 1164 (psi) Length (one wing) 195.93 (m) Upper Frac Height 32.313 (m) Lower Frac Height 17.946 (m) Upper Frac Height (TVD) 1421.3 (m) Lower Frac Height (TVD) 1471.6 (m) Total Frac Height 50.26 (m) Max. Frac Width at Perfs 0.81145 (in.) Avg. Hydraulic Frac Width 0.37973 (in.)

PROPPANT DESIGN SUMMARY C-S/N Frac Length - Created 195.93 (m) Frac Length - Propped 159.36 (m) Frac Height - Avg. 42.39 (m) Propped Height (Pay Zone) - Avg. 17.99 (m) Max Width at Perfs - EOJ 0.81145 (in.) Propped Width (Well) - Avg. 0.31143 (in.) Propped Width (Pay Zone) - Avg. 0.24381 (in.) Conc./Area (Frac) - Avg. at EOJ 1.1018 (lbm/ft^2) Conc./Area (Pay Zone) - Avg. at Closure 2.1043 (lbm/ft^2) Frac Conductivity (Pay Zone) - Avg. at Closure

5510.2 (md-ft)

Dimensionless Frac Conductivity (Pay Zone)

3.5129

Beta 0 (atm-s^2/gm) Avg. Fracture Permeability 2.8121e+05 (md) Propped Fracture Ratio (EOJ) 0.36522 Closure Time 214.21 (min) Screen-Out Time 0 (min)

PROPPANT TRANSPORT SUMMARY TABLE End 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)

8 0 48.184 49.038 0.16016 7.5353 7.7253 0.30377 49.038 17.99 2.8186 7 48.184 70.2 47.039 0.11338 6.813 7.4335 0.3088 47.039 17.99 2.5523 6 70.2 93.611 45.491 0.07456 5.9045 6.8121 0.27022 45.491 17.99 2.2334 5 93.611 114.12 43.736 0.041361 4.9085 6.0544 0.22697 43.736 17.99 1.876 4 114.12 133.36 41.822 0.019411 3.7562 5.0025 0.17627 41.822 17.99 1.4569 3 133.36 159.36 38.983 0.006656

6 2.4553 3.7292 0.11718 38.983 17.99 0.96851

2 159.36 173.89 35.408 0.00076754

1.1776 2.1547 0.057725 35.408 17.99 0.47712

1 173.89 195.92 27.782 2.6447e-08

0.0099518

0.0099517

0.00569 27.782 16.892 0.0014875

0 195.92 195.93 10.384 2.0083e-09

1.8431e-10

0.0099517

0.00295 10.384 7.3604 0.00034901