Espinosa Ponencia. Aguas Prof

Perforación en Mexico de Pozos Petroleros en Aguas

Profundas y Ultra profundas

Septiembre 2013

Ing. Ricardo Espinosa Ramos

Diseño de Pozos en Aguas Profundas

Contenido

Características de pozos en aguas profundas

Evolución de la perforación en México

Plataformas Semisumergibles de 6ta Gen.

1. Antecedentes

2. Metodología de diseño

3. Ingeniería y diseño

4. Tecnologías

5. Sistemas de contención

6. Ajuste al diseño durante la perforación

7. Conclusiones

Requerimientos logísticos Cabezales especiales Pozos de alivio y Capping Stack Regulaciones

Preventores submarinos Corrientes marinas Riesgos someros Sistema especial de desconexión

Tirante de agua Tipo de plataformas Gradiente de temperatura Ventana operativa reducida

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

0 20 40 60 80 100 120

Pro

fun

did

ad (m

)

Temperatura C

Gradiente geotermico esperado en pozo Piklis-1

Temp. Lecho marino 4°C

Temp. Fondo Pozo 98 °C

Características de pozos en aguas profundas

Antecedentes 1

Evolución de la perforación de pozos en aguas profundas Antecedentes 1

Evolución de la perforación de pozos en aguas profundas

Antecedentes 1

En México se han diseñado y perforado 32 pozos, 20 en aguas profundas y 12 en aguas ultra

profundas. Actualmente se perforan 4 pozos, dos en aguas profundas y dos en aguas ultra profundas.

Pozo Tirante de

Agua (m) PT (m)

Chuktah-201 513 4901

Nab-1 679 4050

Noxal-1 936 3640

Lakach-1 988 3813

Lalail-1 805 3815

Chelem-1 810 3125

Tamil-1 660 3598

Tamha-1 1122 4083

Etbakel-1 681 4232

Catamat-1 1230 4820

Leek-1 851 3700

Holok-1 1029 4725

Kabilil-1 739 5350

Labay-1 1698 3362

Lakach-2DL 1194 3250

Piklis-1 1928 5431

Puskon-1 624 7632

Nen-1 1493 4350

Talipau-1 945 5028

Hux-1 1186 4852 md

Kunah-1 2148 4550

Caxa-1 1802.5 4474.7

Supremus-1 2874 4029

Trion-1 2532 6119

Kunah-1DL 2185 4515

Maximino-1 2922 7006 md

PEP-1 2917 7229 md

Ahawbil-1 1940 5731 md

Golfo de México

Golfo de México

Antecedentes

West Pegasus Centenario GR Bicentenario Muralla IV Ocean Yorktown

Equipo de 3ra Generación.

Máxima profundidad 25,000 ft

Equipo de 6ta Generación.








2,471

7,840 8,267 6,000 6,000

2,000

18,984

15,720

12,580

21,500

0

5000

10000

15000

20000

25000

Ocean Yorktown Centenario Bicentenario West Pegasus Muralla IV

Carácterísticas

Tirante de agua (Pies) Carga Variable (Ton.) Volumen de lodo (bbl)

Plataformas Semisumergibles de 6ta Gen.


Contenido

Proceso de ingeniería y diseño VCDSE

1. Antecedentes



4. Tecnologías



7. Conclusiones

Proceso de Ingeniería y Diseño VCDSE

Objetivos:

• Asegurar una definición detallada del alcance del proyecto,

con una visión integral subsuelo-superficie y yacimiento-pozo.

Visualización

Conceptualización

Definición

Seguimiento

Evaluación

Planeación y diseño del

Pozo

UNP

Activo

Un equipo multidisciplinario realiza, desarrolla y documenta el proceso completo para diseñar la perforación de un pozo.

Etapas del proceso:

• Minimizar los cambios durante la

ejecución del proyecto.

• Minimizar el índice de riesgo.

• Proceso estructurado para la toma de

decisiones

• Disminuir riesgos y costos

Metodología de diseño 2

1. Antecedentes



4. Tecnologías



7. Conclusiones

Riesgos someros

Metodología para determinación de geopresiones

Factores de seguridad para determinación de la ventana operativa

Diseños alternativos

Pump and Dump

Asentamiento de tuberías de revestimiento


Contenido

TAMHA –1 (10 ABRIL 2008)

TAMHA-1 (17 ABRIL 2008)

1000 Metros

• Batimetría o Batometría del

fondo marino.

• Tirante de agua.

• Fallas geológicas someras.

• Inclinación del lecho marino

• Acumulaciones someras

de gas y/o agua.

* Formación de hidratos

Si se detectan zonas potenciales de riesgo

1. Mover la localización superficial.

2. Construir un pozo direccional

3. Asentamiento de TR antes de

la zona de anomalías.

Nunca pasar la anomalía sin la aplicación

de las condiciones anteriores.

Riesgos someros

Ingeniería y Diseño 3

Revisión del riesgo del pozo

TR 22”

FUGRO

PP GF OBG Eaton (Resitividad, Sónico)

Eaton (LOT)

Densidad RHOB: • Miller • Gardner

Bower´s (Sónico)

Daines

Miller (Sónico)

M & K

Metodología para determinación de geopresiones

Mo

de

lad

o d

e C

uen

ca

Reg

istr

o S

inté

tico

s

Ventana de Geopresiones

Método

Velo

cid

ad

In

terv

alo

s

Fuente de Información

Consideraciones

• Regional • Taza de sedimentación • Temperatura • Pozos de correlación • Tiempo geológico • Tectonismo • Estructura estratigráfica


OBG PP FG

PP-FS = 0.03 g/cc

GF - FS = 0.05 g/cc

MW


Factores de seguridad para determinación de la ventana operativa

Asentamiento de TR:

• Modelo de geopresiones • Eventos geológicos • Columna geológica • Objetivos

Contingencia 2

Contingencia 3

COLUMNA GEOLÓGICA

PROGRAMADA (m.v.b.m.r)

T.A = 1118 m

EMR/NMM = 25 m

CABEZAL SUBMARINO

Vetco Gray

36” x 18 ¾” MS-700 (FM)

MIOC MED 1795m

2245m

3305m

3805m

3885m

PT ó SAL

4165m

2450 m

TR 36”

Jeteada” 1225 m

TR 20” 1830 m

TR 16”

TR 13 3/8” 2970 mv

2977 md

LINER 11 ¾” 3870 mv

3952 md

TR / LINER 9 5/8” 4180 mv

4288 md

LINER 7 5/8” 4775 mv

4932 md PROF. TOTAL = 4775 mvbmr

Agua de Mar y Baches de Lodo

Bentonítico de 1.05 gr/cc

Agua de Mar y Baches de Lodo

Bentonítico de 1.04 – 1.08 gr/cc

LODO SINTETICO

1.11 – 1.23 gr/cc

LODO SINTETICO

1.27 – 1.43 gr/cc

LODO

SINTETICO

1.48-1.58 gr/cc

LODO SINTETICO

1.48 -1.53 gr/cc

LODO SINTETICO

1.53-1.59 gr/cc

PLEIST. REC.

MIOC INF

OLIG INF

PALEOCENO

CRET. SUP

JURÁSICO SUP.

1143 m

4775m

Bna. 26”

Bna. 26”

Bna. Piloto 12 ¼”

Ampliador

16 ½” x 20”

Bna. Piloto 14 ¾” Ampliador

14 ½” x 17 ½”

2777 mv BL

BL

BL 4188 md

Bna. Piloto 12 ¼”

Ampliador

12 ¼” x 14 ¾”

Bna. Piloto 8 ½” Ampliador 10 5/8” x

12”

Bna. 8 1/2”

KOP @ 2700 m EOC @ 2971 md

Inclinación 23º, 2.50/30 m

3752 md

Diseño base

En el proceso de diseño se contemplan varias alternativas debido a

eventos geológicos no esperados durante la perforación del pozo.

Contingencia 1


Diseños alternativos

La técnica del Pump and Dump consiste en perforar con bombeo continuo de fluido bentónico base agua con la densidad

necesaria para generar una presión hidrostática que controle las presiones de formación y mantenga la estabilidad del

agujero. Durante este proceso el retorno de los recortes y fluido de perforación es al lecho marino, al no tener instalado el

riser ni BOP’s.

Presión

Presión hidrostática de agua de mar

Ph=ρ g h

Pro

fun

did

ad

Lecho Marino

Presión hidrostática del fluido bentónitico

Presión de poro

Inicio del Pump and Dump

Inicio de Incremento de presión

Presiones normales 1.03 – 1.05 gr/cc

Tira

nte

de

agu

a

Retorno de recortes y fluidos de perforación al lecho marino.

Pump and Dump


• Profundizar el asentamiento de TR superficial, incrementando

el gradiente de fractura en la zapata.

• Mantiene un control sobre las presiones de formación,

minimizando riesgos de influjos de agua o gas.

• Mejora la estabilidad del pozo.

• Permite ajustar fácilmente la densidad de control, en caso de

un influjo severo.

• Reduce el numero de etapas para alcanzar la profundidad

programada.

• Reduce el numero total de días y por lo tanto el costo del

proyecto.

TR 20” 1895 m

1600 m

Aplicación

Volumen de fluido

Apoyo logístico

Equipos de apoyo

• ROP • Gasto • Intervalo

• Mezclador • Bombas centrifuga

• Material químico • 1 Barco Abastecedor • 1 Barco lodero

Densidad

base

Fluido de

perforación

Densidad

de mezcla

Agua de

mar + G. X.

Volumen

Generación

g/cc gpm g/cc gpm m3

1.40 199 1.10 855 2633

1.40 365 1.16 674 2596

1.70 251 1.20 740 2476

1.70 483 1.40 595 2693

Pump and Dump


Beneficios:


Contenido

1. Antecedentes



4. Tecnologías



7. Conclusiones

Permite el empleo de mayor TR´s.

Favorece el trabajo de cementación.

Evita la perforación de un agujero piloto y ampliación.

Mayor resistencia al bending (7 MM lb-ft).

Permite correr mayor numero de TR´s.

Tecnologías 4

Toma de información y evaluación

petrofísica (preliminar) en tiempo real

(Ecoscope)

Ampliadores especiales

Cabezal de diámetro amplio (SMS-800)

Sistema automátizado en el piso de perforación.

Mayor capacidad de almacenamiento.

Posicionamiento dinámico.

Mayor capacidad de carga variable.

Sistemas redundantes en todos los componentes críticos.

Equipos de sexta generación

Determina zonas criticas durante la perforación, tales como:

1- Formaciones con alta saturación de agua

2.- Formaciones con hidrocarburos

3.- Cuellos arcillosos, fallas

Zonas potenciales de pérdida de circulación / pegaduras

Detectar zonas con cambios litológicos.

Selección de barrenas

Precisar cimas y bases de domos salinos.

Mayor confiabilidad en la determinación de la prueba de goteo.

Mejor calibración del modelo de geopresiones.

Determinación mas adecuada del asentamiento de TR´s

Determinación mas precisa de la densidad del fluido de perforación.

Correlación mas efectiva para el disparo de producción.

Mejor correlación entre las etapas de registro.

Reducción de tiempos para la colocación y recuperación

del buje.

Tecnologías 4

Prueba de goteo con medición en fondo Marca radioactivas en TR’s de explotación

Instalación y Recuperación del buje de

desgaste con sarta de perforación

Seguimiento de la perforación en tiempo real.

Análisis de la información durante las operaciones (prevención).

Reducción de tiempos no productivos.

Mayor control de los parámetros de perforación.

Optimización de las operaciones

Generación de indicadores y conocimiento de habilidades

Tecnologías 4

Perforación en Papel

Operación eficiente, identificando las mejores prácticas operativas.

Reduce los tiempos de análisis de la información disponible.

Reducción de tiempos y costos en la perforación de pozos.

Eliminar los tiempos no productivos.

Reducir los tiempos invisibles.

Incrementar la eficiencia de la cementación.

Reducir perdidas de circulación.

Asegurar adherencia entre TR y formación.

Desarrollar pruebas concluyentes.

Mantener integridad del pozo.

Evitar viaje por cambio de sarta.

Reducción de tiempos y costos.

Limite técnico

Cementos especiales Drill Ahead

Determinación de EMS a emplear(dimensiones y pesos).

Desglose detallado de operaciones del pozo.

Prevenir toma de decisiones inmediatas y sin análisis.

Evitar desviaciones significativas al programa del pozo.

Programación oportuna de EMS.

Profundizar el asentamiento de la TR superficial.

Ganancia de gradiente de fractura.

Mantener la integridad del pozo.

Asegurar la colocación de la TR superficial

Sistema de respaldo para control del pozo

Tecnologías 4

Pump and Dump Liner Drilling

Alcanzar los objetivos del pozo.

Aislar zonas criticas

Evitar viajes adicionales en el pozo.

Ahorro de tiempo y costo de perforación.

Colocar la TR a la profundidad programada.

Mantiene reología constante durante los cambios de temperatura.

Reduce sustancialmente las perdidas por fricción.

Reduce las perdidas de circulación.

Permite perforar en ventanas operacionales estrechas.

Secador de recortes

Permite la depositación insitu.

Evita la utilización de cajas de recorte.

Reduce la tasa de accidentes por el manejo de cajas de recortes.

Minimiza tiempos y costos de la logistica.

Fluidos de reologías constantes

Mayor recuperación de núcleos de formación en un solo viaje.

Evita corridas adicionales.

Reduce tiempos en armado (corona y barril muestrero).

Cuenta con mayor cantidad de muestra para un análisis.

Tecnologías 4

Corte de núcleos de 18 mts.

Evita la cementación del conductor.

Elimina tiempos no productivos

Reduce los tiempos de la colocación del conductor.

Evita la generación de cráteres alrededor del pozo.

Reducción de tiempos y costos.

Evita entradas repentinas a zonas de sal.

Favorece el control geologico.

Afinar las profundidades de asentamiento de las TR´s.

Ajuste de la trayectoria direccional.

Ajuste del diseño del pozo considerando los eventos

geológicos no visualizados .

Jetteo de Tubería Conductora 30” y 36” Sísmica durante la perforación “Seismic Vision”

Núcleos de pared de diámetro especial.

Recupera mayor cantidad de muestra.

Reduce la cantidad de numero de corte de núcleos.

Muestra para mas análisis de núcleos.

Reduce riesgos para recuperación de núcleos.

Toma de información con herramientas especiales

Definición de gradiente de presión (calibración del modelo geológico).

Selección efectiva del intervalo a disparar.

Reduce el flujo de zona de agua y formación de hidratos.

Definición de pruebas concluyentes.

Sistema rotatorio Vortex

Hidráulica virtual

Perforación direccional de alto rendimiento.

Mejora ROP en la perforación de rocas duras.

Reduce los cambios severos de desviación.

Well commander

Análisis hidráulico durante la perforación.

Limpieza del pozo.

Determinación de la DEC durante la perforación en todo el agujero

Determina presión de pintoneo durante la corrida de TR

Ajuste relación ritmos de penetración - gasto para evitar perdidas

de circulación

Limpieza de agujero eficiente (hidráulica)

Manejo de presión durante la perforación.

Permite manejar mayor concentración de obturante con LWD.

Tecnologías 4

1. Antecedentes



4. Tecnologías



7. Conclusiones

Pozos de alivio

Capping Stack


Contenido

Rosa de vientos Rosa de oleaje Rosa de corrientes

Condiciones metaoceánicas

Sistemas de contención 5

Pozos de alivio

Grafico combinado

PA 1

PA 2 Pozo

Principal

Ubicación de los pozos de alivio


Pozos de alivio

Pozo de Alivio-1

Pozo de Alivio-1 Pozo de alivio 1 Pozo de alivio 2

Se cuenta con un contrato con la compañía

especialista en control de pozos

Adquisición que incluya el mantenimiento,

refaccionamiento y operación

Sistema de contención “Capping Stack” y sus periféricos Capping Stack

Ejemplo esquema Macondo (cortesía BP)


Capping Stack

Capping Stack 18 ¾” de 15,000 PSI

Tirante de agua 10,000 ft

Sistema de contención “Capping Stack” y sus periféricos


Capping Stack

Unidad de potencia

Pinzas para corte de riser

Top Hat

Especialistas de PEP - Cía. Cameron analizaron diferentes sistemas de Capping Stack puntualizado ventajas y

desventajas de cada uno de ellos.

Como resultado se definió y valido la ingeniería del sistema Capping Stack para México.

Dos (2) Preventores 11” 15K

Conector hidráulico 18 ¾” 15K

Dos (2) líneas de matar y estrangular de 3”

Capping Stack de PEMEX


Capping Stack

Sistema de contención “Capping Stack” y sus periféricos

Actualización de modelo de geopresiones

Ajuste a la profundidad de asentamientos de TR´s

Planeación y diseño de la cementación


Contenido

1. Antecedentes



4. Tecnologías



7. Conclusiones

Seguimiento

Especialidad Funciones

Geofísico Actualización del modelo de velocidades , identificar riesgos e incertidumbres sísmicas.

Geomecánico Seguimiento de esfuerzos regionales, distribución de esfuerzos, magnitud, dirección de esfuerzos,

tectónica local y estabilidad del agujero (curva de colapso).

Petrofísico Interpretación de los registros en tiempo real. (LWD/Sónico/Ecoscope).

Geólogo Seguimiento litológico, determinación de contactos de formaciones, correlación con eventos de los

pozos de correlación, detección de eventos geológico.

Perforación

Encargado del seguimiento de la perforación de pozos dentro de la metodología VCDSE, Detonar

planes de contingencia, determinación de geopresiones en tiempo real, rediseño cementaciones,

hidráulica, etc.

Terminación Diseño de la terminación del pozo.

Yacimientos Determina la permeabilidad relativa, estima los contactos agua-aceite, aceite-gas, analiza las pruebas

de producción y da un estimado de producción.

Operaciones Encargado de la ejecucción del programa de perforación y planes de contingencia previamente

diseñados.

Actualización del

modelo de

geopresiones

Actualización en tiempo real

Interpretación Petrofísica

RP 712m

Plioc 1365m

MS

OS

ES

PS

KS

1625m

MM 1755m

MI 1965m

2215m

2375m

2715m

2825m

JST 3275m

JSK 3465m

Plioc 1575m

MS 1700m

MM 1790m MI 1980m

OS 2170m

ES 2220m EM 2295m

2385m EI

PS 2560m PI 2650m KS 2685m

KM 2820m

KI 2930m

JST 3010m JSK

3085m

RP 712m

Columna Programada

Columna Real

Ajuste al diseño durante la perforación 6


Evaluación petrofísica en tiempo real

6


Ajuste al diseño durante la perforación

Actualización de geopresiones con sónico y de resistividad

Análisis de sensibilidad de las reologias de lodo

6



0

100

200

300

400

500

600

150 200 250 300 350 400 450

Cai

da

Pre

sió

n,

psi

Gasto, gpm

Caída Presión a través Colgador LR

Halliburton

Baker

Caída de presión a través del colgador

Análisis longitud traslape y combinación de geometrías

500

300320

180

220

175

105 112

6377

0

100

200

300

400

500

600

Liner 11 3/4 en 13 3/8 (EA=0.665)

Liner 7 5/8 en 9 5/8 (EA=0.91)

Liner 5 en 7 (EA=1.004)

Liner 9 5/8 en 11 7/8 (EA=1.086)

Liner 5 1/2 en 7 5/8 (EA=1.125)

Pre

sio

n (p

si)

Comparación de presion por friccion debido al traslape Q=4 bpm con Lodo de 1.85 gr/cc

200 metros

70 metros

Diseño de la lechada de cemento

Mejores practicas

Rotación de la tubería Centralización de la tubería

6



Limpieza de pozo y

acondicionamiento de lodo

Resultados de la optimización y análisis de la cementación

Diseño Optimizado Simulación en condiciones normales

05

10152025303540

Mili

volt

Lectura promedio del registro CBL

Línea de tiempo

Resultados de cementaciones en aguas profundas

Interpretación de la adherencia del cemento en tubería - formación

6




Contenido

1. Antecedentes



4. Tecnologías



7. Conclusiones

Conclusiones 7

1. En el proceso de diseño se contemplan varias alternativas de contingencia, debido a eventos geológicos no

esperados durante la perforación del pozo.

2. Un factor de éxito para alcanzar los objetivos del proyecto de la perforación de pozos en aguas profundas en

México ha sido la actualización de los modelos y ajuste del diseño durante la ejecución del pozo.

3. Las tecnologías son utilizadas para resolver problemas específicos y generar valor a los proyectos.

4. En Pemex Exploración y Producción las incorporaciones tecnológicas están dentro de los estándares

internacionales y se enfoca a mejorar el proceso de planeación, diseño, construcción y evaluación de

pozos.

5. La planeación y diseño de la cementación, así como las mejores practicas han permitido cementaciones

exitosas, la cual se ha visto reflejado en la prueba de pozos concluyentes y seguros.

6. Durante la fase de planeación y desde el inicio de la perforación se consideran planes de contención, tales

como el diseño de pozos de alivio y capping stack para aseguramiento del proyecto.

7. Pemex Exploración y Producción tiene un enfoque en la prevención de incidentes basados en la integridad

del pozo.

Gracias

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