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Congreso Mexicano del Petróleo Puebla, 2017

“Creatividad y talento impulsan la industria

petrolera con rentabilidad”

CMP2017_425

Análisis del comportamiento de una zona caótica altamente tectonizada

Autores

Mario Noguez Lugo, Guillermo Gomez Sanchez, Ioenia Yolanda Carrillo Montiel, José Miguel Busquet Domínguez. Coautores José Ramón García López, Luis Arturo Zamudio López

Resumen

A medida que se descubren nuevas fuentes de hidrocarburos en yacimientos cada vez

más remotos y geológicamente complejos, la industria de perforación enfrenta nuevos

comportamientos de las formaciones durante la perforación, que de no tomarse en

cuenta durante la planeación de futuras perforaciones, se corre el riesgo de perder la

integridad del pozo.

En este trabajo se presenta un caso de estudio que revela las lecciones aprendidas

obtenidas al perforar cuerpos carbonatados dentro del terciario que pueden imposibilitar

la perforación. Este tipo de formación sometido a altos esfuerzo tectónicos genera

rompimiento en las rocas que puede causar problemas de atrapamientos súbitos de la

sarta de perforación, pérdidas de lodo, volver no exitosa las operaciones de

cementación e impacto negativo en la arquitectura del pozo.

Se hicieron cuatro intentos por atravesar un cuerpo caótico a nivel del Mioceno, los

modelos tradicionales de estabilidad no representaban la naturaleza del problema.

A través del análisis de registro en tiempo real, se pudo identificar rocas fracturadas

con bajo gradiente de pérdidas que al ser sometidos a altos impactos de la sarta se

generaban derrumbes. Se estudió a nivel laboratorio el espectro de granulometría

requerido para dar soporte mecánico a la roca y reducir el riesgo de pérdida en el




cuarto agujero. Perforar con una estructura de corte en este tipo de zona resultó

favorable al minimizar los fenómenos de vibración de la sarta de perforación. Se

comparan los eventos de perforación y el tiempo en que tomó perforar cada uno de los

agujeros para entender la naturaleza del problema y capitalizar la experiencia.

Introducción

Los problemas de perforación tienen lugar en zonas de lutitas laminadas o fracturadas.

Cuando éstas son sometidas a alto esfuerzos de compresión por actividad tectónica,

estas formaciones son por naturaleza débil y susceptible a presiones fluctuantes

durante el desarrollo de perforación. La inestabilidad de la lutita combinado con falta de

limpieza en el agujero, puede provocar un atrapamiento. El problema incrementa

cuando existe más de un mecanismo de falla de roca en la zona a perforar, dado que

uno puede requerir densidad, mientras que otro no. Para estos casos, incrementar la

densidad generaría más problemas en el pozo, por lo que sería necesario fortalecer la

pared del pozo con tamaños de obturante adecuados para reducir o eliminar el riesgo

de pérdida de fluido.

La desventajas de no caracterizar el terciario a nivel del estudio que se realiza en las

formaciones donde se encuentra el hidrocarburo, es que durante la planeación, la

trayectoria del pozo se pude ver comprometida, ya que, puede caer en zonas

altamentamente tectonizadas con fracturas distribuidas que puedan generar problemas

durante la construcción del pozo.

El monitoreo de los parámetros de perforación tiempo real, permiten identificar los

problemas de inestabilidad del agujero, que de ser detectados en tiempo y forma se

tomarían decisiones en beneficio de la integridad del pozo .Reducir las vibraciones y

choques laterales durante la perforación de lutitas fracturadas podrían salvar la

construcción del agujero. A continuación se presenta un caso de estudio, en el cual la




aparición de un cuerpo caótico ocasionó la perdida de tres agujeros, cuyos

comportamientos durante la perforación eran diferentes.

Evidencia de Inestabilidad

La figura 1 muestra la respuesta del pozo cada vez que la zona caótica era atravesada.

El monitoreo del mapa de coherencia del registro sónico tiempo real, acusaba la

presencia de una zona fracturada, altamente tectonizada, que al ser sometido a los

fenómenos de vibración de la sarta, choques laterales, acción de lodo atreves de las

fracturas, originaba inestabilidad del pozo y atrapamiento de la sarta de perforación.

Figura 1. Evidencias en tiempo real de zonas fracturadas.

Seguimiento tiempo real




A través del centro de monitoreo en tiempo real se dio seguimiento a los parámetros de

perforación (presión de bomba, torque, revoluciones por minuto, ritmo de penetración,

gasto, densidad equivalente de circulación, etc.), que permitieran entender el

comportamiento del pozo y acudir a mejores prácticas operativas para contrarrestar la

respuestas inestables del pozo.

Figura 2. Monitoreo tiempo real de parámetros de perforación.




Comportamiento de los agujeros

La perforación se realizó con barrena de 12 ¼” x 14 ½”, para llevar una TR de

contingencia y tener suficiente espacio anular para asegurar el éxito de la cementación.

En la figura 3 se muestra los cuatro intentos por atravesar la sección caótica, en el

primer agujero la densidad utilizada fue de 1.90g/cm3, en el segundo agujero de

1.94g/cm3, en el tercer intento era de 1.91 g/cm3 y en el cuarto de 2.0g/cm3. En los

cuatro agujeros perforados el comportamiento del pozo fue diferente, en los agujeros

1,2 y 3 se presentaron problemas de derrumbes perdida de fluido, atrapamientos, altos

tiempo de perforación, y en el agujero 4, persistieron los problemas de torque, arrastre,

fricciones, etc., sin tener evidencias de perdida de lodo con densidad superior a

2.0g/cm3, densidad con la cual perdían los agujeros previos.

Figura 3. Comportamiento del pozo y eventos de perforación.




Modelo de estabilidad

A partir de los registros sintéticos proporcionados ponor el VCD, se construyó el modelo

geomecánico-predrill, el cual fue utilizado para la planeación de densidad. El análisis de

estabilidad proponía usar como mínimo densidades de 1.90g/cm3 para controlar el

mecanismo de falla por colapso, sin embargo, los efectos de vibración mecánica de la

sarta, invasión de fluidos a través de las fracturas desestabilizaban a la formación,

presentándose derrumbes tabular, del orden de 10-12cm. La producción de derrumbe

incrementaba con el dinamismo de la perforación, incrementar la densidad favorecía la

aparición de éstos.

Figura 4. Modelo geomecánico y análisis de estabilidad del pozo.




Caracterización de la zona caótica

La Figura 5 y 6, muestra la posición estructural entre el pozo exploratorio y el

delimitador. La superficie corresponde a la cima del cuerpo caótico identificado, razón

por la cual el delimitador aparece estructuralmente más alto que el exploratorio.

El cuerpo caótico (nombrado así por la imagen sísmica caótica característica) fue

atravesado por otros pozos en la zona, en uno de ellos (Pozo-K) estaba compuesto por

carbonatos en su totalidad, las respuestas de los registros geofísicos Gamma y

Resistivos permitieron en primer instancia identificar este cuerpo como carbonatado.

Con estos datos se estimó que los pozos que atravesaran este cuerpo tendrían similitud

sedimentológica.

Sin embargo, el Pozo-1 encontró menor contenido carbonatado, solo tres

intercalaciones de espesor suficiente para ser identificadas sísmicamente.

Las diferencias encontradas impulsaron la necesidad de mapear el cuerpo caótico con

la finalidad de conocer su distribución y morfología, al realizar el mapeo pudimos

observar la morfología de un abanico aluvial como se muestra en la figura.

Internamente compuesto por sedimentos mixtos de texturas diversas.




Figura.5. Cima estructural del cuerpo caótico y modelo sedimentario.

Figura 6. Cima estructural en profundidad del cuerpo caótico.




Con la finalidad de encontrar la razón de los derrumbes se realizó sobre los datos

sísmicos tridimensionales un análisis Antraking y de Semblanza, lo que nos permitió

entender que antes de entrar al cuerpo caótico los esfuerzos estructurales provocaban

en este pozo una condición severa de derrumbes (Fig.6), inestabilidad y sobrepresiones

impredecibles.

En la figura 7 se muestra el atributo de semblanza que evidencia la zona caótica

resaltada y una zona fracturada (manchas rosas) en la trayectoria del pozo por arriba

de la zona caótica, esta zona de fracturamiento intenso, no está presente ni se encontró

en los pozos que atravesaron el cuerpo caótico.

Figura 7. Atributo de semblanza, evidenciando fracturamiento y fallamiento intenso (manchas rosas).




Finalmente para aislar las fracturas se utilizó Antraking sobre la semblanza, lo que nos

permitió sobreponer en la estructura la zona fracturada y gráficamente evaluar el

impacto, así como reevaluar la trayectoria del pozo. En la figura 8, es evidente que la

zona enferma o fracturada está ubicada sobre el Pozo-1DL y que los pozos aledaños

no tienen la misma afectación.

Figura 8. Zona fracturada está ubicada sobre el Pozo-1DL.




Estudio del espectro de granulometría y selección del material obturante

Parte del éxito de mantener la estabilidad del agujero fue posible por al manejo del

material obturante con un amplio espectro de granulometría que permitió sellar las

fracturas de los cuerpos calcáreos. En la tabla 1, se muestran la combinación de los

diversos materiales usados para fortalecer las paredes del pozo y lograr ganar mayor

resistencia a la tensión, permitiendo incrementar densidad por arriba de la densidad de

perdida de lodo de los agujeros 1,2 y 3. Con esto, se controló la migración del fluido

hacia la zona fracturada y se redujo el debilitamiento de la formación, permitiendo

mantener el agujero estable con el incremento de densidad.

Tabala 1. Materiales obturantes usados en cada agujero perforado.

Resultados

Finalmente con el asentamiento de una tubería de revestimiento en la cima del anticlinal

identificada como la zona de mayor esfuerzo de compresión y fuente de producción de

derrumbe, la eliminación del ampliador el cual causaba fenómenos de vibración

impactando a la zona débil, el reforzamiento de la pared del pozo con material

obturante con amplio espectro de granulometría que selle a las fracturas de diferentes




diámetros de amplitud, se pudo atravesar y aislar a la zona caótica, permitiendo dar

integridad a la pared del pozo para construir la siguiente sección, figura 9.

Figura 9. Aislamiento del cuerpo caótico y perforación de la siguiente sección.




Conclusiones

• Caracterizar el marco estructural del terciario no productor con la misma

importancia que se le da a los estudios de descubrimientos realizados a nivel

yacimiento.

• Es necesario realizar el análisis sedimentológico con apoyo de las herramientas

sísmicas de toda la columna propuesta en la trayectoria de los pozos antes de la

perforación.

• La utilización de los datos sísmicos tridimensionales y su visualización 3D así

como del uso de atributos contribuyó en la identificación del problema y en la

propuesta de la solución.

• El seguimiento tiempo real es una herramienta indispensable para la toma de

decisiones en tiempo y forma, permite acudir a las mejores prácticas operativas

en respuesta al comportamiento del pozo.

• Este tipo de formación no se recomienda ser perforada con dos estructuras de

corte, es necesario reducir o eliminar la vibración de la sarta y choques laterales.

• Para formaciones fracturadas se puede fortalecer la pared del pozo y ganar

mayor gradiente, con materiales obturantes con amplio espectro de

granulometría, de 3um a 6mm.

Agradecimientos

Agradezco a los ingenieros que sumaron a la realización del trabajo y a Petróleos

Mexicanos por permitir obtener y aplicar las experiencias adquiridas.




Referencias

Artículos

Terry H.2012.Drilling in fracture Shales:Another Look At the Mud Weight Problem.

American Rock Mechanics Association, 46th U.S.Rock Mechanics/Geomechanics

Symposium,24-27 June, Chicago,Illinois.

Edward B. The Application of Seismic Techniques to Drilling Techniques. Society of

Petroleum Engineers. Fall Meeting of the Society of Petroleum Engineers of AIME,30

September-3 October, Las Vegas, Nevada.

Semblanza

Autor

Mario Noguez Lugo

Ing. Petrolero con estudios de Licenciatura en la UNAM Generación 85 y estudios de

Maestría en la UNAM Generación 2003.Ingresó a Petróleos Mexicanos en el Depto. De

Ingría. Petrolera en Distrito Cd. Pemex, Tab. en 1989.

Ha desempeñado los siguientes cargos:

Ingeniero de Campo de Cementaciones, Depto. De Ingría. petrolera Cd. Pemex, Tab.

Jefe de Departamento de Servicios a Pozos Cd. Pemex, Tab.

Jefe de Departamento de Servicios a Pozos Cárdenas, Tab.

Encargado de Despacho de Servicios a Pozos Reforma, Chis.

Jefe de Area Alejada de Perforación Cd. Pemex, Tab.

Jefe de Depto. De Operaciones de la Unidad de Perforación Reforma, Chis.

Encargado de Despacho de la Unidad de Perforación Reforma, Chis.

Actualmente me desempeño como Encargado de Despacho de la Coordinación de

GDASPE del Activo de Exploración Aguas Someras en Cd. del Carmen, Camp.




Coautores:

Guillermo Gómez Sánchez

Ingeniero Petrolero egresado de la Escuela Superior de Ingeniería y Arquitectura (ESIA)

Ciencias de la Tierra del Instituto Politécnico Nacional. Ha desempeñado actividades

como ingeniero de pozo, coordinador de operaciones de perforación, de terminación y

de reparación, ingeniero de diseño de perforación y terminación de pozos marinos y

geomecánico. Ha desempeñado los cargos de Líder de diseño del Grupo

Multidisciplinario de Diseño e Intervenciones a Pozos Exploratorios (GMDIPE) del

AECSM, y actualmente jefe de diseño de perforación de pozos exploratorios en el

AEAS. Publicaciones, “Uso de herramientas sónicas/LWD en secciones de amplio

diámetro para evaluación geomecánica en pozos exploratorios”, Ponente en el

congreso mexicano del petróleo 2014.

José Ramón García López

Ingeniero Geólogo. Ha desempeñado cargos como ingeniero supervisor de

operaciones, Ingeniero de diseño y líder de un VCD en PEMEX.

Ioenia Yolanda Carrillo Montiel

Ingeniero Geofísico egresado del Instituto Politécnico Nacional.

Se ha desempeñado como analista de calidad en adquisición de datos sísmicos, como

analista de procesamiento sísmico, como interprete sísmico generando localizaciones

exploratorias, actualmente labora en el área de Diseño y seguimiento tiempo real como

geofísico, para Pemex exploración y producción. Publicaciones: “Estudio de facies

sísmicas y sedimentológicas del golfo de México profundo”, AIPM 2005. “Identificación

de yacimientos exploratorio de aguas profundas utilizando atributos sísmicos”, Ponente

en el Congreso Mexicano del Petróleo, 2010.




Luis Arturo Zamudio López Ingeniero Petrolero del Instituto Politécnico Nacional Experiencia: Ingeniero de pozo de la Unidad Operativa Comalcalco Ingeniero de pozo de la Unidad Operativa Cárdenas Ingeniero de Seguimiento de pozos en el Activo de Exploración Cuencas del Sureste Terrestre Ingeniero de diseño y seguimiento de pozos en el Activo de Exploración Aguas Someras. (Actual) José Miguel Busquet Domínguez

Ingeniero Petrolero egresado del Instituto Politécnico Nacional.

Se ha desempeñado como mentor de diversos temas relacionado al diseño de pozo en

el Instituto Politécnico Nacional. Actualmente labora en el área de Diseño, geomecánica

y seguimiento tiempo real, Pemex. Publicaciones: “Controlador Inteligente para la

Automatización del Control de Pozos Petroleros”. ACADEMIA JOURNALS (i-COP):

ISBN 978-1-939982-09-4, pp. 181-184. “Presiones anormales por tectónica de cuerpos

intrusivos en el Golfo de México”. Revista AIPM, Noviembre 2016,Vol.56, Núm.11.

Ponente en el Congreso Mexicano del Petróleo, 2016.

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