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LÍMITE TÉCNICO DE LA PERFORACIÓN DE POZOS HORIZONTALES EN LA CUENCA DE CHICONTEPEC Autores: Felipe de Jesus Martínez Estrella Daniel Ibarra David Velázquez Cruz

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LÍMITE TÉCNICO DE LA PERFORACIÓN DE POZOS

HORIZONTALES EN LA CUENCA DE CHICONTEPEC

Autores:

Felipe de Jesus Martínez Estrella Daniel Ibarra David Velázquez Cruz

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Antecedentes

Geociencias

Programa de perforación

Análisis de NPT

Límite técnico de los pozos horizontales y de alto ángulo

Conclusiones y recomendaciones

CONTENIDO

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El Paleocanal de Chicontepec se ubica dentro de la cuenca Tampico-Misantla y está situado en la margen oriental de la República Mexicana en la Llanura Costera del Golfo. Tiene una superficie aproximada de 3,800 km² y es considerado la reserva petrolera más importante de México. Estas reservas han sido evaluadas por varias empresas, todas ellas coincidiendo en la gran cantidad de hidrocarburos que se localizan en esta zona, sin embargo, los yacimientos terciarios del Paleocanal de Chicontepec están compuestas de arenas líticas de grano fino que presentan una permeabilidad menor de 1 milidarcy, lo que representa un reto tecnológico para su explotación económicamente rentable. Para afrontar este reto, se ha desarrollado una intensa caracterización geológica y de yacimientos, que ha conducido a implementar nuevas estrategias para el desarrollo de los yacimientos como son: el uso de pozos horizontales de desplazamiento largo y la terminación con múltiples fracturas a lo largo del yacimiento.

En este trabajo se presenta el análisis de límite técnico de los pozos horizontales perforados en el sector 8 de la cuenca de Chicontepec, compuesto por los campos Furbero y Presidente Alemán. Los pozos analizados fueron perforados en tres y cuatro etapas con diámetros de terminación de 5 1/2” y 4 ½”, y su ángulo de inclinación varía de 85° a 93°. Los pozos se terminaron usando tecnología convencional con tubería de revestimiento o Liner cementado y disparados en los intervalos de interés, y tecnología no-convencional utilizando un sistema denominado “zone select” que consisten en camisas deslizables y empacadores hinchables. Al final se hace un comparativo de actividades etapa por etapa y se discuten los pormenores de la curva de aprendizaje que se tuvo que superar para la optimización de la perforación y terminación de los pozos.”.

RESUMEN

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El Paleocanal de Chicontepec se ubica dentro de la cuenca Tampico-Misantla y está situado

en la margen oriental de la República Mexicana en la Llanura Costera del Golfo. Tiene una

superficie aproximada de 3,800 km² y es considerado la reserva petrolera más importante

del país, toda vez que cuenta con alrededor de 18 mil millones de barriles de crudo,

equivalentes al 40% del total de México.

ANTECEDENTES Localización del Área

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El Paleocanal de Chicontepec está delimitado por 8 Sectores y constituido por 3 zonas como son: zona Norte, centro y Sur. La figura 3 muestra la distribución de los sectores y los campos comprendidos en estos.

El campo Presidente Alemán tiene una área delimitada de 206.9 km² y fue descubierto por el pozo Presidente Aleman-1, terminado el 21 de enero de 1950 resultando productor de aceite en el intervalo 2705-2721 m con una producción inicial de 226 bpd en las brechas calcáreas de la formación Tamabra.

El campo geográficamente se encuentra ubicado aproximadamente a un kilómetro al NW de la ciudad de Papantla, Veracruz.

ANTECEDENTES Sectores

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Pemex ha impulsado la creación de laboratorios tecnológicos que tienen como objetivo:

Mejorar el conocimiento del subsuelo

Incrementar la productividad de los pozos

Disminuir la tasa de declinación

Aumentar el factor de recuperación

La aplicación de nuevas tecnologías

Reducir los costos de desarrollo y producción

Weatherford coadyuva a PEMEX con una área de estudio de 30.6 km² dentro del campo Presidente Alemán, conjuntando un equipo multi-disciplinarios para cumplir con los objetivos mencionados.

El área se ha dividido en dos sectores, referidas como el Polígono de Mantenimiento (12 Km2) y el Polígono de Desarrollo (18.6 Km2).

ANTECEDENTES Proyecto Laboratorio Presidente Alemán

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La cuenca Tampico-Misantla está localizada en la región central del Golfo de México, entre las latitudes 20° y 25° Norte y las longitudes 96º 30’ y 99º Oeste y se haya enmarcada por diversos elementos como lo es la Faja plegada de la Sierra Madre Oriental por el Oeste, la plataforma de Tuxpan por el Este y el Macizo de Teziutlán por el Sur.

Estos elementos han sido las áreas de aporte al relleno Terciario, y han dado su característica composicional litológica, de gran importancia en la evolución de los yacimientos clásticos de este play.

CUENCA TAMPICO-MISANTLA

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Marco Geológico de la Formación Chicontepec Canal

La Formación Chicontepec Canal se depositó durante el Paleoceno Superior y parte del Eoceno, entre la Sierra Madre Oriental y la plataforma de Tuxpan en sentido NNO-SSE.

Esta compuesta de una sucesión de areniscas originadas por flujos turbidíticos en zonas de talud y fondo de cuenca, interestratificados con sedimentos hemipelágicos limolíticos y abundantes depresiones locales y flujo de escombros.

Los sedimentos llegaron a la cuenca a través de múltiples sistemas de aporte, los cuales formaron abanicos submarinos y sistemas de canal a lo largo del margen occidental.

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Los resultados de la interpretación sísmica 2D y 3D confirman que los depósitos de la Formación Chicontepec Canal, en el Campo Presidente Alemán , se habrían originado en sistemas turbidíticos encauzados con dirección NW-SE para la capas superiores (FPR-05, 10 y 20) y de orientación general E-W para las capas inferiores (FPR-30, 40, 50 y 60/70).

La identificación de la zona objetivo se delimito dentro de la Capa FPR-10, la cual se trata de flujos turbiditicos principalmente de arenas finas y medianas, que pasan de un sistema algo canalizado a geometrías de lóbulos o abanicos más expandidos arealmente.

La distribución de los cuerpos arenosos es más coincidente con el eje de la antefosa (NO-SE), expandido lateralmente en el SE hacia las zonas internas de la cuenca.

MODELO DEPOSITACIONAL DEL CAMPO PRESIDENTE ALEMAN

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Diversos estudios integrados mostraron diferentes áreas de oportunidad, teniendo la zona Sur del Polígono de desarrollo como factor común.

La selección fue realizada con el criterio de identificar nuevos puntos de drenaje, considerando principalmente los sectores con mayor contenido de arenas, con mayor probabilidad de existencia de deformación estructural y áreas sin drenar.

ÁREA DE OPORTUNIDAD

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La perforación convencional de pozos es aquella que se realiza

sobrebalance, con geometrías estandarizadas y tecnologías maduras. Los

pozos que se construyen pueden ser verticales o direccionales.

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PERFORACIÓN CONVENCIONAL

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PERFORACIÓN NO-CONVENCIONAL

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La perforación no-convencional utiliza técnicas y tecnologías diferentes a los convencionales para perforar pozos.

La perforación no-convencional se puede clasificar por:

La forma de los pozos:

o Horizontales

o Multilaterales

o Alcance Extendido

o Diámetro Reducido

Las tecnologías utilizadas:

o Sistemas para aguas profundas

o Tubería flexible

o Sistemas bajo balance

El ambiente a perforar o tipo de yacimiento:

o Aguas Profundas

o Alta Presión y Alta Temperatura (HPHT), Depresionados

o Crudos pesados

o YNF, Vuguláres y Cavernas, Tight, Shale, Igneus

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Un pozo horizontal se define como un pozo perforado desde la superficie, el cual se va desviando desde la vertical hasta alcanzar una desviación de más de 85° y penetrar al yacimiento con una sección completamente horizontal (90°).

Los objetivos primarios de un pozo horizontal deben ser:

Alcanzar las áreas productoras del yacimiento que no son económicamente rentables utilizando pozos convencionales.

Reducir la caída de presión alrededor del agujero.

Incrementar la recuperación de hidrocarburos en cualquier esquema: primario o secundario.

Reducir el número de pozos para recuperar la reserva del yacimiento

POZOS HORIZONTALES

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Tipos de Yacimientos:

De poco espesor

Con problemas de conificación de agua

y gas

De baja permeabilidad

Naturalmente fracturados con la

orientación de las fracturas conocidas

Productores de aceite pesado

YACIMIENTOS CANDIDATOS

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LÍMITE TÉCNICO-DEFINICIÓN

El límite técnico, se puede definir

como el proceso para alcanzar el

óptimo desempeño, revisando y

aplicando las mejores prácticas de

ingeniería a las operaciones de

perforación y terminación de los

pozos.

El realizar un análisis de límite

técnico tiene como objetivo reducir

tiempo y costo del proceso.

Para identificar aquellos puntos a

optimizar, o para establecer su

límite técnico, se realiza un análisis

del tiempo real de las operaciones

de perforación y terminación.

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Los tiempos reales de perforación se clasifican en:

Tiempos Normales

o Programados

o NO Programados

Tiempos NO Productivos

o Problemas

o Esperas

TIEMPOS REALES DE PERFORACIÓN

NO PRODUCTIVOS

ESPERAS PROBLEMAS

NORMALES

NO PROGRAMADOS

PROGRAMADOS

TIEMPOS REALES DE PERFORACIÓN

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METODOLOGÍA

SELECCIÓN DE POZOS

• Análisis de profundidad contra días de perforación

ANÁLISIS DE TIEMPOS

• Análisis de tiempos normales por etapa

COMPARATIVO DE TIEMPOS POR ETAPA

• Selección de mejores tiempos normales por etapa con geometrías iguales.

POZO HÍBRIDO

• Construcción del pozo usando los mejores tiempos entre pozos con geometrías iguales

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En el sector 8 del ATG se han perforado diez pozos No-

Convencionales con las siguientes características:

Cinco pozos de alto ángulo y cinco pozos horizontales.

Seis pozos terminados en 4 ½” y cuatro en 5 ½”

Ocho construidos en cuatro etapas y solo dos en tres etapas

Cinco con Liner cementado, tres con “Zone Select” y dos con

tubería de revestimiento convencional.

PERFORACIÓN DE POZOS

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A partir de un análisis de tiempo profundidad se puede observar que los pozos se

agrupan dependiendo de la profundidad y diámetro al objetivo en:

Pozos terminados en 5 ½” y profundidades menores a 2500 md

Pozos terminados en 4 ½” y profundidades mayores a 2500 md

COMPARATIVO DE POZOS Profundidad vs Tiempo

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Un comparativo de los pozos respecto de su inclinación muestra que el ángulo de inclinación NO influye de manera preponderante en el tiempo de perforación.

COMPARATIVO DE POZOS Inclinación vs Tiempo

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La selección de pozos para realizar el límite técnico está

basada entonces en:

Profundidad y diámetro al objetivo

Número de etapas de perforación

CRITERIOS DE SELECCIÓN

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NUBE DE POZOS Selección

Seis pozos cumplen con el criterio, sin embargo, se están considerando dos pozos como límite inferior y superior que serán descartados.

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Pozos organizados por fecha de inicio de la perforación.

CURVA DE APRENDIZAJE Sector 8

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CONCLUSIONES

Del análisis de tiempos de perforación se puede

observar que se ha establecido una plataforma de

optimización cercana a los 40 días de operación.

La inclinación de los pozos no influye de manera

preponderante en el tiempo de perforación, es decir, no

se observa gran diferencia entre el desempeño en pozos

de alto ángulo o pozos horizontales.

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