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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
Antecedentes
Geociencias
Programa de perforación
Análisis de NPT
Límite técnico de los pozos horizontales y de alto ángulo
Conclusiones y recomendaciones
CONTENIDO
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
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
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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