REVISTA INGENIERÍA PETROLERA JULIO-AGOSTO 2023

Petrolera Ingeniería Contenido

Órgano de Divulgación Técnica e Información de la Asociación de Ingenieros Petroleros de México, A.C. Vol. 63, No. 4, JULIO-AGOSTO DE 2023

www.aipmac.org.mx/editorial/

210-227

Importancia de la integración geológica-geofísica en la evaluación exitosa de oportunidades adyacentes a los campos en producción

Santiago Martínez Pavón

Alfonso Palacios Roque

Yolotzin López Sánchez

Madaín Moreno Vidal

Bernardo Matías Santiago

228-241

Metodología para el diseño y selección del tratamiento de estimulación

Regina Elizabeth Camacho Obregón

242-256

Desarrollo de reservas probables y posibles de alto riesgo en campos maduros de gas húmedo: ventana operativa

Jesús Guerra Abad

257-266

Perforación direccional no convencional con desplazamiento negativo y triple curvatura en formaciones del Mesozoico con alto esfuerzo compresivo

José Luis Villalobos López

José Alberto Peralta Montejo

Roberto Juárez López

Foto de portada: cortesía de Pemex.

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Universidad Nacional Autónoma de México

técnica

Importancia de la integración geológica-geofísica en la evaluación exitosa de oportunidades adyacentes a los campos en producción

Santiago Martínez Pavón

Alfonso Palacios Roque

Yolotzin López Sánchez

Madaín Moreno Vidal

Bernardo Matías Santiago

Artículo recibido en febrero de 2023-revisado, evaluado y corregido en junio de 2023

Resumen

El objetivo del presente trabajo es resaltar la importancia y necesidad de buscar oportunidades de desarrollo en bloques aledaños a los campos en producción, tal es el caso del pozo Delta-11, que surgió como resultado de la reinterpretación del yacimiento arenas del JSO (Jurásico Superior Oxfordiano) del campo Delta y cuya finalidad fue comprobar la existencia de hidrocarburos, la presión del yacimiento y la definición del contacto agua-aceite en un nuevo bloque aledaño al sur del campo.

El bloque Delta Sur limita al noreste y sureste con la intrusión de un domo salino, al suroeste el límite es por cierre estructural y hacia el noroeste está limitado por una falla normal que resbala sobre la sal Calloviana. Estos elementos estructurales dieron origen a un posible aislamiento hidráulico del bloque a nivel del yacimiento.

El pozo Delta-11 confirmó la existencia de un bloque 130 mv estructuralmente más alto y aislado al sur del campo Delta, la evaluación petrofísica indicó la presencia de hidrocarburos y debido al aislamiento estructural se espera una presión original de yacimiento, además de un contacto agua-aceite diferente, lo que pudiera influir para tener un área nueva de reservas.

Actualmente el pozo se encuentra en terminación y se realizará una toma de información dinámica para determinar la presión y un posible contacto agua-aceite diferente al resto del campo conocido donde se encuentran los pozos productores. Las expectativas son altas derivado de la evaluación petrofísica y los datos duros con los que actualmente se cuenta.

Palabras clave: Integración geológica-geofísica, campos en producción, pozo Delta-11, Jurásico Superior Oxfordiano.

Importance of geological-geophysical integration in the successful evaluation of opportunities adjacent to the fields in production

Abstract

The objective of this paper is to highlight the importance and need to seek development opportunities in blocks adjacent to the fields in production, such is the case of the Delta-11 well, which arose as a result of the reinterpretation of the JSO (Upper Jurassic) sands deposit. Oxfordian) of the Delta field and whose purpose was to verify the existence of hydrocarbons, the pressure of the reservoir and the definition of the water-oil contact in a new block adjacent to the south of the field.

The South Delta block limits to the northeast and southeast with the intrusion of a salt dome, to the southwest the limit is by structural closure and to the northwest it is limited by a normal fault that slides on the Callovian salt. These structural elements gave rise to a possible hydraulic isolation of the block at the reservoir level.

The Delta-11 well confirmed the existence of a block 130 mv structurally higher and isolated to the south of the Delta field, the petrophysical evaluation indicated the presence of hydrocarbons and due to the structural isolation an original reservoir pressure is expected, in addition to a water contact. -Different oil which could influence to have a new reserve area.

The well is currently in completion and a dynamic data collection will be carried out to determine the pressure and a possible water-oil contact different from the rest of the known field where the producing wells are located. The expectations are high derived from the petrophysical evaluation and the hard data currently available.

Keywords: Geological-geophysical integration, fields in production, Delta-11 well, Upper Jurassic.

Introducción

La búsqueda de nuevas localizaciones es una tarea imprescindible para el desarrollo de los campos petroleros en producción, situándose en el contexto actual, la ejecución de un análisis integral basado en el conocimiento de la geología, los datos de pozos existentes y la experiencia de los especialistas, contribuyen para la definición de nuevas oportunidades aledañas a los campos en producción con miras a la incorporación de nuevas reservas, renovando las expectativas e impulsando la vida productora de los activos.

Este artículo presenta el desarrollo y resultados de la ejecución de una localización convencional estratégica en el campo Delta. Este campo fue descubierto en el año de 1991; cuenta con una producción comercial de aceite pesado de 12°API en la formación BKS (Brechas del Cretácico Superior) y aceite ligero de 27°API en el yacimiento arenas

del JSO; ambos yacimientos son explotados mediante la utilización del sistema de producción artificial de bombeo electrocentrífugo (BEC).

La explotación del yacimiento arenas del JSO inició en el año de 1991 con el pozo Delta-101, desde el comienzo de su explotación se observó una declinación acelerada de la presión debido a que es un yacimiento de tipo volumétrico con un acuífero asociado de baja energía (Tapia & Miranda, 1991). La falta de mantenimiento de presión contribuyó al prematuro arenamiento de los pozos productores, por lo que en el año 2009 se decidió cerrar el campo. Sin embargo, a partir del año 2019 se inició la reactivación del este, con la perforación de pozos productores e inyectores. Actualmente cuenta con ocho pozos que aportan una producción de aceite de 20,971 bpd y se cuenta con dos pozos inyectores de agua para mantenimiento de presión, Figura 1.

Santiago Martínez Pavón, Alfonso Palacios Roque, Yolotzin López Sánchez, Madaín Moreno Vidal, Bernardo Matías Santiago

Figura 1. Esquema de la historia de producción del yacimiento arenas del JSO en el campo Ek hasta la actualidad.

Importancia de la integración geológica-geofísica en la evaluación exitosa de oportunidades adyacentes a los campos en producción, p.p. 210-227

Como parte del desarrollo del campo, se visualizó la posible existencia de un bloque estructuralmente aislado a nivel del yacimiento arenas del JSO al sur del campo Delta, que podría tener una presión y un contacto agua-aceite diferente al resto del campo conocido y que pudiera representar una zona aledaña con potencial de incorporación de reservas.

En este trabajo se presenta un análisis integral, aunque simplificado de la reinterpretación de la estructura del bloque nuevo, el análisis de sello a la falla límite del bloque, así como la delimitación y extensión del domo salino, el seguimiento geológico-geofísico que se le dio al pozo durante su perforación, los resultados del registro

VSP en cada una de las etapas en las que se adquirió y el análisis petrofísico que nos permitió definir las propiedades del yacimiento.

Localización

El área contractual Delta-Omega pertenece a la Subdirección de Producción Región Marina Noreste y tiene a su cargo la administración y explotación del yacimiento arenas del JSO de los campos Delta y Omega. Geográficamente se localiza a 95 km al noroeste de Ciudad del Carmen, Campeche en las aguas territoriales del Golfo de México, Figura 2

Modelo estructural

A nivel del yacimiento arenas del JSO, el campo DeltaOmega se ubica en el flanco de un anticlinal alargado con dirección NW-SE, que en su porción central se encuentra intrusionado por un emplazamiento de sal de edad Calloviana (Mitra et.al, 2007), Figura 3-A. La intrusión del domo salino funciona como límite lateral hacia la parte NE del campo Delta; mientras que hacia las partes NW y SW

el límite del yacimiento está conformado por el contacto agua-aceite original del campo observado a -4668 mvbnm definido, con el pozo Delta-62 en marzo del año 1994.

Hacia la parte SE del campo, el límite lo forma la presencia de una falla normal cuyo desplazamiento va aumentando en dirección SW y se encuentra separando el bloque productor del bloque objetivo de este análisis, Figura 3-B.

Figura 2. Mapa donde se muestra la localización del campo Delta-Omega, situado en el Golfo de México.

Definición del contacto agua-aceite original en el campo Delta

El contacto agua-aceite original del campo Delta se determinó a partir del pozo Delta-62, el cual se perforó en la parte baja de la estructura en el flanco del anticlinal quedando el contacto a -4668 mvbnm (Mena & Licona, 1994). Con una profundidad total de 5,051 md/ 4769 mvbmr, al finalizar la perforación se tomaron registros especiales y se realizó una evaluación petrofísica del yacimiento, dando

como resultado el indicativo de un 100% de saturación de agua al observarse la caída de resistividad a partir de la profundidad de -4668 mvbnm, Figura 4

Posteriormente se decidió disparar el intervalo de 5,0085,015 md, en el cual se realizó una prueba de producción, dando como resultado 100% agua con una salinidad de 350,000 ppm y una presión en el fondo de 418.3 Kg/cm2, con lo cual se ratificó la profundidad del contacto.

Santiago Martínez Pavón, Alfonso Palacios Roque, Yolotzin López Sánchez, Madaín Moreno Vidal, Bernardo Matías Santiago

Figura 3. A) Sección sísmica-estructural del campo Delta-Omega. B) Imagen 3D del Bloque Delta Sur objetivo de este estudio.

Figura 4. Evaluación petrofísica del pozo Delta-62 a nivel del yacimiento arenas del JSO.

Importancia de la integración geológica-geofísica en la evaluación exitosa de oportunidades adyacentes a los campos en producción, p.p. 210-227

Antecedentes de pozos en el bloque Delta Sur

Previó a la nueva localización Delta-11, se habían perforado dos pozos cuyo objetivo fue comprobar la presencia y el potencial productor del yacimiento hacia el bloque sur del campo Delta, los cuales tuvieron un resultado no exitoso, siendo estos los resultados obtenidos en dichos pozos.

Pozo

Se perforó en el año 2010 siendo su última etapa con un diámetro de 6 1/2”, se cortó un núcleo en el intervalo de

5,466 – 5,474 md, el cual mostró buena impregnación de hidrocarburos. Se perforó hasta 5,544 md / 4,570 mv, donde observó sarta atrapada, la cual trató de liberar sin éxito. La última litología reportada a 5,540 md fue de 100% arenisca de cuarzo, sin embargo, por registros se observa que en la PT del pozo se pudo haber cortado la sal, Figura 5-A

Se dejó una longitud de pez en el pozo de 34 m finalizando de esta manera la perforación del pozo con una longitud de yacimiento expuesta de 59 md. Se tomaron registros especiales de 5,507 - 5,410 md, con los cuales se pudo hacer una evaluación petrofísica completa del yacimiento, Figura 5-B.

Debido a que la formación sufrió daño durante el proceso de terminación no se pudo determinar el potencial productor del bloque ni su posible aislamiento hidráulico con el bloque conocido.

Pozo Delta-63

El pozo se perforó en el año de 1993, con una dirección en favor del echado del yacimiento y muy cercano al límite del

domo salino conocido hasta ese momento. Se perforó hasta la profundidad de 4,937 md / 4,791 mv donde se observó por muestra de canal un 90% de sal y 10 % de anhidrita, dando por finalizada la perforación de este pozo, habiendo cortado una longitud total del domo salino de 650 md sin encontrar el yacimiento arenas del JSO, Figura 6. Fue este pozo el que definió el límite del domo salino hacia la parte este del campo.

Delta-7-ST

Figura 5. A) Registro eléctrico del pozo D-7-ST a nivel del yacimiento. B) Evaluación petrofísica del pozo D-7-ST a nivel del yacimiento arenas del JSO.

Reinterpretación sísmica del bloque Delta Sur

La reinterpretación estática del bloque Delta Sur se enfocó en realizar un análisis integral de éste, redefiniendo la extensión y echado de la estructura hacia el límite con el domo salino, la comprobación del sello lateral del bloque mediante el análisis de yuxtaposición a la falla, así como la delimitación y extensión de la sal con la finalidad de ampliar el desarrollo del campo hacia este bloque.

La reinterpretación de las fallas y horizontes se llevó a cabo con base en el subvolumen sísmico IKEB en su versión Kirchhoff en profundidad (onda PP sin filtro y sin ganancia), correspondiente al levantamiento multicomponente KMZ3D3C (adquirido durante 20142015 mediante la técnica de cable de fondo marino OBC) y procesado hasta migración en profundidad antes de apilar (PSDM) empleando el algoritmo de tipo ortorrómbico. A continuación, se enlistan los parámetros de adquisición de este volumen, Figura 7 A-B

Figura 7. A) Parámetros de adquisición del subvolumen IKEB KMZ3D3C. B) Enmarcado en el polígono color verde se muestra el subvolumen IKEB correspondiente al levantamiento KMZ3D3C y enmarcado en color azul el polígono oficial del proyecto Delta-Omega.

Santiago Martínez Pavón, Alfonso Palacios Roque, Yolotzin López Sánchez, Madaín Moreno Vidal, Bernardo Matías Santiago

Figura 6. Registro eléctrico del pozo Delta-63 a nivel del cuerpo de sal encontrado en lugar del yacimiento arenas del JSO.

Importancia de la integración geológica-geofísica en la evaluación exitosa de oportunidades adyacentes a los campos en producción, p.p. 210-227

La reinterpretación estructural consistió primeramente en la delimitación del área de interés en un polígono conformado por la InLine 13420 a 13700 y Xline de 6110 a 6430. Posteriormente se identificaron e interpretaron las principales fallas dentro este polígono permitiendo visualizar el bloque nuevo de manera más asertiva.

Hacia la parte NW del bloque analizado el límite estructural es una falla normal con rumbo SW-NE, la cual separa el bloque objetivo del bloque productor ya conocido. Esta falla resbala sobre la sal Calloviana y su salto va aumentando en dirección SW. El desplazamiento vertical de esta falla fue esencial para la conceptualización del aislamiento estructural del bloque de interés a nivel del yacimiento. Hacia la parte NE la intrusión del domo salino funciona

como límite lateral, mientras que hacia la parte SW el límite del bloque estaría conformado por el contacto agua-aceite original del bloque.

Para una interpretación más detallada se definió realizar el picado de los horizontes en una malla de 5X5 en InLines y XLines dentro del área definida, obteniendo un mallado cerrado que brindó mayor control de los límites del bloque de interés, Figura 8-A. La interpretación del horizonte de las arenas del JSO se realizó sobre un reflector de amplitud negativa, el cual subyace y suprayace a reflectores positivos asociados a las anhidritas superior e inferior respectivamente, asimismo se mapeó el horizonte de la sal dentro del polígono de análisis, Figura 8-B

Se generó el mapa estructural en profundidad ajustado con las cimas de los pozos, arrojando una configuración estructural del yacimiento diferente a los modelos existentes del bloque Sur, en esta nueva configuración el pozo Delta7-ST cae dentro de este bloque de interés, así mismo la orientación del eje de la falla la cual se redefinió hacia el

NW. Las cotas de nivel del nuevo bloque muestran una estructura alta con un relieve similar al bloque conocido, también se observan algunas fallas que afectan este nuevo bloque, sin embargo, no se observa compartimentalización dentro del mismo, Figura 9.

Figura 8. A) Vista en planta del resultado de la reinterpretación sísmica del Bloque Delta Sur. B) Vista 3-D del grid y las fallas interpretadas.

Análisis de yuxtaposición de la falla

Con la finalidad de brindar una mayor certidumbre al bloque Delta Sur se realizó un barrido de líneas sísmicas donde se analizó el desplazamiento e influencia de la falla normal en el yacimiento en ambos bloques, Figura 10, además se realizó un análisis de yuxtaposición en el que se graficaron saltos de falla en cada una de las líneas con la finalidad de determinar los contactos a ambos lados de la falla.

Se realizó un perfil del plano de falla normal que divide los bloques (Diagrama de Allen) en el que se representó el salto de falla a lo largo del plano de la misma proyectando las formaciones del bloque alto y el bloque bajo, Figura 11; esto permitió definir el contacto entre ambos bloques ayudando a visualizar las zonas del yacimiento con yuxtaposición y aquellas donde se encuentra en contacto con rocas impermeables que funcionan como un sello lateral a través del salto de la falla normal (Pemex, 2006).

Derivado del análisis de yuxtaposición a la falla, se determinó que la arena del bloque alto o sur, en su mayoría se encuentra en contacto con la formación JSO y la anhidrita superior del bloque bajo, estas formaciones están compuestas por rocas lutíticas (JSO) y evaporíticas (anhidrita superior) que funcionan muy bien como roca sello lateral; por lo cual se tiene un escenario donde existe una alta probabilidad de tener un bloque aislado a nivel del yacimiento arenas del JSO.

Sin embargo, la parte basal de la formación JSO compuesta de una intercalación de areniscas y calizas, podría funcionar como roca almacén, ya que en algunos pozos perforados se han presentado pérdidas de lodo, incluso pegaduras por presión diferencial en este intervalo que presenta un espesor promedio de 15 mv. Dicho intervalo se encuentra en yuxtaposición con un segmento de la arena del bloque sur, lo que representa un riesgo considerable de comunicación o migración de los hidrocarburos hacia este intervalo, Figura 12

Santiago Martínez Pavón, Alfonso Palacios Roque, Yolotzin López Sánchez, Madaín Moreno Vidal, Bernardo Matías Santiago

Figura 9. Mapas estructurales en profundidad de la cima del yacimiento arenas del JSO derivados de las diferentes versiones sísmicas.

Importancia de la integración geológica-geofísica en la evaluación exitosa de oportunidades adyacentes a los campos en producción, p.p. 210-227

Figura 10. Secciones sísmicas perpendiculares al plano de la falla mostrando el desplazamiento vertical existente entre ambos bloques.

Figura 11. Esquema de perfil del plano de la falla que separa el bloque productor conocido del bloque Sur a nivel del yacimiento arenas del JSO.

Documentación de la localización Delta-11 hacia el bloque

Delta Sur

La propuesta de ubicación para la localización Delta-11 se definió a partir del análisis de las características observadas en el dato sísmico, el cual permitió considerar que el yacimiento mostraba un carácter similar al bloque productor conocido del campo Delta, y que podría estar estructuralmente aislado por la falla normal que los separa. Se observó que existe un riesgo geológico para la propuesta al estar ubicada en un bloque nuevo, sin embargo, la existencia del yacimiento en este bloque y la posible incorporación de reservas fue un factor de peso para llevar a cabo la perforación del pozo Delta-11 que a continuación se describe, Figura 13.

La propuesta final contempló una geometría convencional, la cual saldría de la plataforma Delta-TB saliendo del conductor No. 2 adosado. En cuestión direccional se programó llegar al yacimiento con un ángulo de 21.5° de inclinación y un desplazamiento a PT de 1,075 m. La cima del yacimiento se programó a la profundidad de 4,726 md / 4,525 mv y una profundidad total de 4,850 md / 4,640 mv; la columna geológica se calculó considerando los pozos de correlación Delta-7-ST, Delta-62, Delta-63 y Delta-42, estableciendo perforar todo el espesor de yacimiento hasta encontrar la cima de la anhidrita inferior, con el objetivo de conocer el espesor real de la arena en este bloque.

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Rocas impermeables / sello

Rocas permeables / almacén

Figura 12. Identificación de las rocas permeables e impermeables en cada bloque para la determinación del sello lateral de las arenas.

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Debido a la posición estratégica del pozo, y a que no se contaba con datos duros del espesor y la calidad del yacimiento hacia esa zona, además de considerar el riesgo de encontrarse muy cercano al domo salino; se planeó la toma de información que permitiera recabar la mayor cantidad de datos para la toma de decisiones durante su perforación y la evaluación del potencial productor del bloque. La perforación se programó en 6 etapas, de las cuales a partir de la tercera etapa de perforación (bna 14 ½”) se estableció contar con el registro LWD, además del apoyo de una cabina de hidrocarburos para dar el seguimiento geológico-geofísico y muestreo litológico.

En las últimas tres etapas se programó la toma de un registro VSP con el objetivo de definir la extensión del domo salino y la profundidad real de la arena y en la etapa de yacimiento se programó la toma de los registros convencionales:

Neutrón Compensado / Densidad (LDT / CNL), registro de Espectroscopia de rayos gamma / Rayos gamma (NGT/GR) y registro de Inducción profunda (ILD). Así como el registro Sónico Dipolar Cruzado (DSI)

Resultados de la perforación de la localización Delta-11

Seguimiento geológico-geofísico a la perforación

Etapa 10 5/8”

Antes de iniciar la etapa se tomó la primera corrida del registro VSP en agujero entubado dentro del liner de 11 7/8”. La etapa se perforó desde 3,114 md con lodo base agua de mar de 1.03 gr/cc. La etapa se perforó desde el PS hasta 45 m dentro del JSK unidad terrígena (“B”), quedando el asentamiento a 4,120 md / 3,959 mv.

Etapa 8 ½”

Previo al inicio de esta etapa se tomó la segunda corrida del registro VSP en agujero entubado dentro del liner de 9 /58”. Se perforó desde 4,121 md con lodo de emulsión inversa de 1.65 gr/cc hasta a la profundidad de 4,714 md / 4,511 mv, justo a la entrada del yacimiento arenas del JSO.

Figura 13. Sección geológica estructural del pozo Delta-11, (en color azul) y mapa estructural de la localización.

Etapa 6 ½”

Previo a iniciar esta etapa se tomó la tercera corrida del registro VSP dentro del liner cementado de 7 5/8”. La etapa se perforó desde 4,715 hasta 4,785 md con lodo Thixal de 1.25 gr/cc. Se cortó un espesor total de yacimiento de 60 md / 56 mv desde la cima de arena hasta la anhidrita inferior. El objetivo de esta etapa fue confirmar la presencia de hidrocarburos en las arenas del JSO en el bloque Delta Sur, conocer el espesor real del yacimiento, determinar sus propiedades petrofísicas, así como la definición del contacto agua-aceite en el yacimiento, todo esto con la finalidad de poder determinar el potencial productor del bloque.

Con los resultados de este pozo se determinó que en la parte media de la falla normal que separa el bloque productor conocido del bloque Delta Sur se tiene un salto de hasta 130 mv, esto aunado con el espesor de la arena que se cortó en el pozo, hace pensar que el yacimiento puede estar sellado lateralmente por la anhidrita superior y el JSO del bloque bajo; el salto de falla es lo suficientemente grande para sellar un espesor de arena delgado como lo observado en el pozo Delta-11, Figura 14.

Santiago Martínez Pavón, Alfonso Palacios Roque, Yolotzin López Sánchez, Madaín Moreno Vidal, Bernardo Matías Santiago

Figura 14. Sección de correlación estructural donde se muestra el salto de falla que existe entre del bloque productor conocido y el bloque Delta Sur.

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Resultados de la adquisición del registro VSP

Considerando la importancia del pozo Delta-11 y que se trataba de un pozo estratégico que se ubicó hacia una zona poco conocida, durante el proceso VCD se programó la toma de un registro VSP cero offset por estaciones, el cual serviría para investigar los eventos sísmicos por debajo del pozo, esto previo a cada una de las 3 últimas etapas de perforación.

Primera etapa

Se tomó desde el final de la etapa de 14 ½” (3,113 md) hasta superficie, generando una imagen en profundidad por debajo de la trayectoria del pozo, Figura 15-A. Se tomaron 21 estaciones de VSP y 12 estaciones de check-shot.

Con la imagen generada se cubrió toda la parte del Terciario y parte del Cretácico, además de la cima del domo salino, esto se corroboró con el pozo cercano Delta-45. Sin embargo, con la imagen de esta primera etapa solo se alcanzó a alumbrar la parte central del domo salino, en la cual se observa un comportamiento caótico de los eventos, característica principal de los cuerpos de sal, Figura 15-B

De la ley de velocidades que se obtuvo para el pozo hasta la profundidad perforada, se corroboró que la velocidad interválica de ésta presentaba un comportamiento muy similar a la velocidad del modelo con el que se hizo la migración a profundidad, Figura 15-C , por lo cual hasta esta profundidad se corroboró la certeza de que el modelo estructural era consistente y las cimas programadas eran correctas.

Segunda etapa

Al término de la perforación de la etapa de 10 5/8” se procedió a bajar la herramienta para la toma del registro VSP en agujero entubado dentro del liner de 9 5/8”. Se tomó desde 4,065 md hasta 2,955 md, teniendo 2 estaciones de traslape con el VSP anterior para el amarre de las velocidades, todas las estaciones registradas fueron de VSP.

Como resultado de esta segunda corrida del registro VSP, se obtuvo una imagen en profundidad por debajo de la trayectoria, con la cual se alcanzó a alumbrar únicamente las faldas del domo salino sin llegar a observar el bloque

hacia donde se dirigía el pozo, Figura 16-A. Con esta imagen se pudieron observar los eventos sísmicos relacionados con la Brecha, el JST y JSK por debajo de la PT del pozo.

Con ayuda de esta imagen, se lograron correlacionar los eventos sísmicos desde el Cretácico hasta el Kimmeridgiano. Sin embargo, se observó que dichos eventos en el VSP mostraban una posición estructural más alta en comparación con la sísmica de superficie.

Se observó de igual manera el carácter caótico característico de las reflexiones dentro del cuerpo de sal. Sin embargo, se presentaron algunos eventos continuos dentro de lo que se

Figura 15. A) Vista 3D del campo Delta y la ubicación del pozo Delta-11. B) Interpretación de la configuración estructural del domo salino y el bloque hacia donde se ubicó el pozo Delta-11. C) Comparación de las velocidades interválicas del registro VSP contra las del modelo de velocidades extraídas sobre el pozo Delta-11.

tiene delimitado como domo salino gracias al dato duro del pozo Delta-63 (el cual se ubica a escasos 20 m del Delta-11 a esa profundidad). La aparición de estos eventos continuos dentro del cuerpo de sal podría deberse a una mala calidad del cemento en el liner de 9 5/8” u otra posibilidad es que estas reflexiones pudieron provenir de otro plano o acimut diferente al que se tomó el registro VSP.

En cuanto a las velocidades interválicas obtenidas, se observó una clara diferencia respecto del modelo de

velocidades de la migración sísmica, observándose que la ley de velocidades del pozo presenta mayores valores en la entrada a los carbonatos del Cretácico, mientras que el modelo de velocidades presenta una tendencia más suave en esa parte, Figura 16-B. Por todo lo anterior se hizo difícil realizar la interpretación de la forma y extensión del domo salino hacia el bloque de interés. Por lo tanto, no se logró cumplir con el objetivo de definir la configuración del cuerpo el domo salino, Figura 16-C

Figura 16. A) Vista 3D mostrando el alcance de investigación que tuvo el registro VSP en la segunda etapa. B) Imagen sísmica en profundidad del resultado de la segunda corrida del registro VSP. C) Comparativa de las velocidades del modelo de migración y las obtenidas de la segunda corrida del VSP.

Tercera etapa

Esta corrida se tomó de igual manera en agujero entubado desde la profundidad de 4,695 md hasta 3,885 md teniendo 2 estaciones de traslape con la corrida anterior para el amarre de las velocidades. En esta etapa se consiguió por primera vez obtener una imagen del bloque Delta Sur por debajo de la trayectoria perforada del pozo, Figura 17-A

Como resultado del registro VSP se obtuvo una imagen en profundidad completa desde superficie hasta por debajo de la trayectoria perforada. La imagen en profundidad muestra de forma clara la presencia de la tripleta de reflectores que se asocia al yacimiento arenas y las anhidritas superior e

inferior, estos eventos sísmicos detectados por debajo del pozo coincidieron muy bien con las cimas observadas con el registro LWD durante la perforación.

Con base a la imagen en profundidad del registro VSP, se observa que el bloque Sur presenta un mayor echado de lo que muestra la sísmica de superficie.

Interpretando los eventos observados en la imagen del VSP, se encontraron evidencias que ratificaban la presencia de anhidrita inferior y descartaban el paso del pozo directamente a la sal, con lo cual se hizo una estimación de la PT máxima que podría alcanzar el pozo incrementando el ángulo de inclinación de 21° a 24°, Figura 17-B

Santiago Martínez Pavón, Alfonso Palacios Roque, Yolotzin López Sánchez, Madaín Moreno Vidal, Bernardo Matías Santiago

Importancia de la integración geológica-geofísica en la evaluación exitosa de oportunidades adyacentes a los campos en producción, p.p. 210-227

El pozo perforó hasta la profundidad de 4,785 md / 4,576 mv alcanzando un ángulo de 24°, donde presentó un evento de atrapamiento logrando liberar, se recuperó la muestra de fondo observando un 90% de arena de cuarzo y 10% de anhidrita, con ésto se corroboró que se atravesó el espesor completo del yacimiento llegando a la base del mismo, con ello se dio por finalizada la perforación del pozo, cortando un espesor total de yacimiento de 60 md / 56 mv.

Límite estructural del bloque Delta Sur

Basado en los resultados obtenidos del registro VSP completo se pudo definir la extensión y posición real del yacimiento hacia el este de la estructura contra el domo

salino, así como el límite hasta donde se extienden las formaciones anhidrita superior, arena y anhidrita inferior. Utilizando la imagen en profundidad del registro VSP se crearon puntos verticales de control, que se utilizaron para establecer los límites de estas tres formaciones (donde desaparece el evento sísmico asociado a cada una de ellas), que se interpreta como la irrupción del cuerpo de sal que corta dichos eventos o el acuñamiento de éstos contra el domo salino, Figura 18

Con lo anterior, se encontró que el yacimiento en el bloque Delta Sur presenta un área de 1.75 km2, esto es 0.15 km2 mayor con respecto al área que se tenía anteriormente (1.6 km2).

Figura 17. A) Vista 3D mostrando el alcance de investigación que se logró con la tercera etapa del registro VSP. B) Interpretación sísmico-estructural en base a la tercera corrida del registro.

Evaluación petrofísica

A nivel del yacimiento se tomaron los registros de rayos gama, inducción eléctrica, litodensidad, neutrón compensado, sónico dipolar y espectroscopia de rayos gama registrando en el intervalo 4,780–4,712 md. Debido a la configuración de la herramienta y las distancias de los sensores al fondo, Figura 19-A, no se logró contar con todas las curvas de los registros en el intervalo completo de la arena, por lo que la evaluación se realizó en el intervalo 4,715 – 4,755 md (40 md / 38 mv evaluados de

arena) logrando definir las cimas de las unidades 2 a la 5, así como la obtención de propiedades petrofísicas de la parte superior del yacimiento, las cuales arrojaron valores de una buena calidad de roca, Figura 19-B, asimismo la separación entre las curvas de resistividad profunda y somera señala una movilidad de fluidos, cabe resaltar que en dichas curvas no muestran un comportamiento indicativo de la presencia de un contacto agua-aceite, por lo anterior se generaron buenas expectativas de la posible existencia de hidrocarburos.

Santiago Martínez Pavón, Alfonso Palacios Roque, Yolotzin López Sánchez, Madaín Moreno Vidal, Bernardo Matías Santiago

Figura 18. Imagen 3D del bloque Delta Sur donde se muestran los puntos de control que se obtuvieron del VSP.

Importancia de la integración geológica-geofísica en la evaluación exitosa de oportunidades adyacentes a los campos en producción, p.p. 210-227

Conclusiones

• Resultado de la reinterpretación sísmico-estructural con los nuevos datos sísmicos con los que se cuenta, se redefinió la orientación del plano de falla que divide ambos bloques, así como la configuración estructural del bloque Delta Sur, la extensión del yacimiento y el domo salino.

• Derivado del análisis de yuxtaposición a la falla, se concluyó que ésta funciona como sello lateral del yacimiento en el bloque Sur al ponerlo en contacto con rocas impermeables del bloque bajo. Este resultado sumado a los demás elementos estructurales que delimitan el bloque, se conjugaron para dar origen a un bloque estructuralmente aislado a nivel del yacimiento.

• Con base en los resultados positivos del análisis sísmico-estructural del bloque Delta Sur se decidió perforar el pozo Delta-11, cuya finalidad fue comprobar la existencia de hidrocarburos, la presión del yacimiento y la definición del contacto aguaaceite en este nuevo bloque.

• De la adquisición del registro VSP durante la perforación del pozo, se obtuvieron imágenes en profundidad, las cuales contribuyeron a definir la extensión del domo salino, la posición estructural

real del yacimiento y un dato preliminar del espesor vertical, esto sustentó las decisiones tomadas durante la perforación para asegurar el éxito geológico del pozo.

• La toma de registros en la etapa final permitió hacer una evaluación petrofísica del yacimiento, en la cual no se observó un contacto agua-aceite y se obtuvieron buenos valores petrofísicos similares a los del bloque productor.

Referencias bibliográficas

Mena, L. y Licona, C. 1994. Pozo Ek-62: Prueba de Inyectabilidad. Formación Jurásico Superior Oxfordiano. Pemex Exploración y Producción, Superintendencia de Producción e Ingeniería de Yacimientos.

Mitra, S., Durán, J., Hernádez, J. et al. 2007. Ek-Balam Field: A Structure Related to Multiple Stages of Salt Tectonics and Extension. AAPG Bulletin 91 (11): 1619-1636. https://doi.org/10.1306/06260706112.

PEMEX. 1993. Proyecto Ek-Balam. Modelo Geológico del Yacimiento, Vol. 2. PEMEX Exploración y Producción. Subdirección de la Coordinación Técnica de Exploración.

Figura 19. A) Distribución y distancias de los sensores de cada uno de los registros tomados con tubería asistida en la etapa de 6 ½” del pozo Delta-11; B) Imagen donde se muestra la evaluación petrofísica del pozo Delta-11.

PEMEX. 2006. Manual Tecnico de Procedimientos para el Análisis de Trampa y Sello. PEMEX Exploración y Producción, Subdirección de la Coordinación Técnica de Exploración.

Semblanza de los autores

Santiago Martínez Pavón

Tapia, R., y Miranda, R. 1991. Análisis PVT Pozo: Ek101. Formación JSO. PEMEX Exploración y Producción, Superintendencia de Laboratorio de Yacimientos.

Ingeniero Geólogo egresado de la Facultad de Ciencias de la Tierra de la Universidad Autónoma de Nuevo León (UANL) en el año 2013. En el año 2015 ingresó a Petróleos Mexicanos como parte de la quinta generación del programa de rotación Talento Pemex al Activo Integral de Producción Cantarell al Departamento de Geociencias. En el año 2017 se integró a la Coordinación del Grupo Multidisciplinario de Administración de Yacimientos EkBalam, en el área de Caracterización Sísmica y actualmente se desempeña como Geólogo Intérprete y seguimiento geológico de pozos en operación.

Alfonso Palacios Roque

Ingeniero Petrolero egresado de la UNAM, Maestría en Ingeniería Petrolera y Gas, Especialista en Sistemas Artificiales de Producción, (UNAM). En 1997 ingresó a Pemex en el Departamento de Evaluación y Control de Operaciones del Activo Chilapilla Colomo. Especialista Técnico C, en el Departamento de Operación de Pozos del Activo KMZ. En 2012 Especialista Técnico B, en el área de Planeación y Control Operativo en el área de Operación de Pozos de la COPIE del Activo de Producción KUMAZA. En 2012 Especialista Técnico A, en el área de seguimiento a los programas de producción de la CGM de Programación y Evaluación del AIPBAS01-02. Desde febrero 2020 se desempeña como Coordinador de la CAYEB, Activo de Producción Cantarell.

Yolotzin López Sánchez

Ingeniero Geofísica egresada en 2016 de la ESIA del IPN. En 2018 ingresó a la Coordinación Akal-Sihil, como intérprete sísmico. En 2019 se integró al área de Caracterización Estática Ek-Balam, donde desarrolló actividades de seguimiento geológico-geofísico a los pozos en perforación y análisis sísmico de las localizaciones a perforar.

Madaín Moreno Vidal

Egresado del IPN como Ingeniero Geofísico, miembro de la AMGE, con 30 años de experiencia en la industria petrolera, inició en 1992 como becario del IMP y en Petróleos Mexicanos desde 1996 a la fecha como Intérprete sísmico en generación de localizaciones exploratorias y líder de Geociencias en los activos de producción KUMAZA, ATU y Cantarell, autor de varios descubrimientos como Ayatsil, Tekel, Tumut, Pokoch, Onel y bloques aledaños en los campos en producción como Balam Sur, su experiencia dentro de la cadena de valor abarca desde la detección y generación de localizaciones exploratorias hasta la Estrategia de Desarrollo y Explotación de Campos, participó como Asesor Sísmico en Rio de Janeiro (2008-2010), y fue Líder Nacional de Interpretación Sísmica (2010); actualmente es Líder de Caracterización Estática de Yacimientos del Proyecto Ek-Balam del Activo de Producción Cantarell.

Bernardo Matías Santiago

Ingeniero Geólogo egresado de la UNAM en 2000, Maestría en la Facultad de Ciencias Geológicas de la Universidad Complutense de Madrid. Ingresó a Petróleos Mexicanos como profesionista “A” como Geólogo de pozo en plataformas marinas en el año 2003. Del año 2004 a la fecha se ha desempeñado como especialista técnico “D” y “C” en proyectos de generación de localizaciones exploratorias en las coordinaciones de Prospectos Activo Regional de Exploración Marina, Proyecto Campeche Poniente y Campeche Oriente del Activo de Exploración Aguas Someras.

Santiago Martínez Pavón, Alfonso Palacios Roque, Yolotzin López Sánchez, Madaín Moreno Vidal, Bernardo Matías Santiago

Metodología para el diseño y selección del tratamiento de estimulación

Regina Elizabeth Camacho Obregón Proveedora de Fluidos Mexicanos

Artículo recibido en febrero de 2023-revisado, evaluado y corregido en junio de 2023

Resumen

El siguiente trabajo tiene como objetivo dar a conocer la metodología empleada en el diseño de estimulaciones tanto orgánicas, á cidas y/o mixtas que ha sido implementada desde el año 2020 en la cuenca Tampico Misantla, en formaciones como Chicontepec (areniscas) y El Abra (carbonatos), la cual permitirá restituir e incrementar la productividad o mejorar su inyectabilidad y patrones de flujo, en pozos productores e inyectores respectivamente.

El propósito de dicho artículo pretende difundir la metodología diseñada e implementada, así como compartir las buenas prácticas llevadas a cabo, en donde se realizó un tratamiento a la medida de acuerdo a la problemática en cada pozo, reflejándose en beneficios de producción en el orden de 46 bpd en formaciones de areniscas y promedio de 200 bpd en formaciones de carbonatos, lo cual permitió mantener la producción base, minimizando la producción diferida y aumentar las reservas recuperables.

Para mostrar la secuencialidad de la metodología propuesta se utilizaron los resultados obtenidos en cada etapa para el “Pozo 1”, mostrando cada uno de los pasos llevados a cabo en el diseño y selección del tratamiento empleado (tratamiento orgánico).

Finalmente, se plasman los pasos a seguir para evaluar la problemática de cada pozo que se considere candidato y diseñar el tratamiento que genere los mejores resultados y aumente las probabilidades de éxito de la operación, así como los casos de éxito obtenidos durante su ejecución; dicho proceso fue sustentado en pruebas de laboratorio, así como seguimiento operativo pre y posterior a la estimulación, con el fin de reducir la incertidumbre y proporcionar una mejor evaluación de la eficiencia del tratamiento.

Palabras clave: Metodología, diseño de estimulaciones, orgánicas, á cidas, mixtas, cuenca Tampico Misantla.

Methodology for the design and selection of the stimulation treatment

Abstract

The following work aims to publicize the methodology used in the design of both organic, acid and/or mixed stimulations that has been implemented since 2020 in the Tampico Misantla basin, in formations such as Chicontepec (sandstones) and El Abra (carbonates), which will allow to restore and increase productivity or improve its injectability and flow patterns, in producer and injector wells respectively.

The purpose of this article is to disseminate the methodology designed and implemented, as well as share the good practices used, where a treatment was carried out according to the problem in each well, reflecting on production benefits in the order of 46 bpd in sandstone formations and an average of 200 bpd in carbonate formations, which could maintain base production, minimizing deferred production and increasing recoverable reserves.

To show the sequentiality of the proposed methodology, the results obtained in each stage for “Well 1” were used, showing each of the steps carried out in the design and selection of the treatment used, (organic treatment).

Finally, the steps to follow are outlined to evaluate the problems of each well that is considered a candidate and design the treatment that generates the best results and increases the probability of success of the operation, as well as the success cases obtained during its execution; This process was supported by laboratory tests, as well as pre- and post-stimulation operational monitoring, in order to reduce uncertainty and provide a better evaluation of treatment efficiency.

Keywords: Methodology, stimulation design, organic, acid, mixed, Tampico Misantla basin.

Introducción

Existen diferentes tratamientos para restituir o incrementar la productividad en los pozos petroleros desde mecánicos, biológicos, térmicos, químicos, etcétera. Uno de los tratamientos más empleados dentro de los métodos químicos para aumentar la eficiencia y productividad de los pozos petroleros es la estimulación, cuyo objetivo es remover el daño originado por operaciones como perforación, terminación y la misma producción del pozo, aumentando y mejorando la eficiencia de flujo de los fluidos producidos a través del medio poroso.

Sin embargo, para que un tratamiento de estimulación sea exitoso y se obtengan los beneficios mencionados, es necesario tener una metodología clara y sistemática que permita la selección del tratamiento adecuado, acorde a la problemática detectada.

Existen dos técnicas de estimulación de pozos: matricial y por fracturamiento, las cuales se caracterizan por los gastos y presiones a emplear durante la cédula de bombeo. La estimulación matricial consiste en la inyección de fluidos a la formación a presión menor a la de fractura, mientras que el fracturamiento como su nombre lo indica, consiste en crear canales conductivos fracturando la roca de interés.

A su vez, la estimulación matricial puede ser reactiva o no reactiva. En La reactiva los fluidos de tratamiento son sistemas ácidos (ácido clorhídrico, acido fluorhídrico, ácido fórmico, ácido acético, etcétera), lo cuales reaccionan químicamente disolviendo los materiales que dañan a la formación y los propios minerales de la roca generando canales conductivos, enfocados en remover daño por partículas sólidas y/o precipitaciones inorgánicas. Por otro lado, se encuentra la estimulación no reactiva donde se emplean fluidos de tratamiento como xileno, tolueno, alcoholes, solventes mutuales, rompedores de emulsión, etcétera, pero estos no reaccionan con los minerales de la formación, empleándose para remover daños por bloqueo de agua, bloque de aceite, emulsión, daño por pérdida de fluido de control y/o por depósitos orgánicos como asfaltenos y parafinas.

Sin embargo, para determinar si el pozo es candidato a una estimulación y seleccionar el tratamiento ideal, se debe conocer la naturaleza del daño y cuantificarlo. La posible existencia de daño puede ser determinada mediante prueba de pozos, pruebas de variación de presión, toma de información, mediciones, etcétera. Las pruebas de presión pueden ser drawdown o build up. En consecuencia, se puede asociar a cada pérdida de presión un factor de pseudodaño, por lo que el efecto Skin “S” está compuesto de la siguiente forma:

Donde:

S: Factor de daño total de la formación.

Sfd: Factor de daño real de la formación.

St: Pseudo factor de daño por turbulencia.

Spc: Pseudo factor de daño por terminación.

Sper: Pseudo factor por daño por las perforaciones.

Stp: Pseudo factor de daño por los túneles de las perforaciones.

Las pruebas de presión permiten determinar el efecto Skin o factor de daño total “S”, y este valor estará influenciado por el factor de daño verdadero de la formación y los pseudofactores, algunos de éstos podrán tener valores positivos, negativos o nulos, por lo que la cuantificación de los componentes del factor Skin es de suma importancia, ya que la estimulación está enfocada en remover el factor de daño verdadero y el pseudo factor por restricciones en los túneles de las perforaciones.

Sin embargo, en muchas ocasiones no es posible contar con información de pruebas de variación de presión debido a los costos de las mismas, ya que, para mantener las operaciones de mantenimiento a la producción en márgenes de rentabilidad, se restringe la toma de información, por lo que debe cotejarse con el expediente del pozo, del cual se hablará más adelante para la determinación de un pozo candidato a estimulación.

Dada la importancia del tema, este trabajo tiene como objetivo dar a conocer una metodología adecuada para cada caso, conduciendo a la selección óptima y ejecución del tratamiento de estimulación matricial, mostrando los resultados obtenidos con su implementación.

Identificación de la problemática y pozos candidatos

La producción de un pozo puede declinar por muchas razones, por lo que se debe tener claro que la estimulación no siempre es la solución para la recuperación de producción, puesto que la declinación puede deberse a la pérdida de la energía del yacimiento, por lo que en estos casos se debe evaluar un sistema artificial o recuperación secundaria que mejor aplique, para proporcionarle la energía suficiente para transportar los fluidos del fondo del pozo hasta estaciones de recolección y/o puntos de venta.

Es por ello que se debe contar con la información siguiente para poder desarrollar el expediente del pozo e identificar las causas de su reducción de la producción:

• Comportamiento de producción (agua, gas y aceite).

• Histórico de producción (mediciones).

• Histórico de intervenciones.

• Características de los fluidos producidos.

• Comportamiento de presiones (cabeza, línea de descarga, TP).

• Condiciones mecánicas subsuperficiales y superficiales.

• Condiciones de operación.

• Problemáticas detectadas en campo.

Comportamiento de producción: a medida que avanza la vida productiva de un pozo, es normal que el corte de agua o gas aumente, debido a que el yacimiento llega a una etapa madura, en la que su energía disminuye; sus componentes más ligeros se empiezan a volatizar ocasionando más aporte de gas, así como las fuerzas capilares interactúan ocasionando mayor intrusión de agua de formación, sin embargo, un incremento súbito anormal en el aporte de agua o gas puede indicar la presencia de un daño ocasionado por la incompatibilidad de fluidos inyectados en el pozo, o propio de la naturaleza de los fluidos producidos.

Histórico de producción: cada yacimiento cuenta con diferentes tipos de mecanismos de empuje, que le aportan la energía para desplazar los fluidos desde el yacimiento hacia el pozo, por lo que de acuerdo al tipo de mecanismos con el que cuente tendrá un porcentaje de recuperación y declinación, un porcentaje de declinación que no corresponda al normal de acuerdo con su tipo de empuje puede ser indicativo de la presencia de un daño, que esté generando la obstrucción al flujo y por ende un gasto menor.

Histórico de intervenciones: este punto es una pieza clave, puesto que estadísticamente el daño mayor es ocasionado durante la perforación y terminación del pozo. Conocer el reporte de sus intervenciones permitirá determinar si la causa del daño se debe a la entrada de fluidos nocivos a la formación durante estas actividades, y seleccionar el tratamiento adecuado para su solución.

Características de los fluidos producidos: la misma naturaleza de los fluidos que aporta el pozo pueden ocasionar un daño, como la depositación de orgánicos (asfaltenos y parafinas), incrustaciones inorgánicas (CaCO3, CaSO4, CaSO4.H2O y BaSO4), tapones viscosos, emulsiones, etcétera.

Comportamiento de presiones: se debe contar con un monitoreo operativo donde se registren el seguimiento de presiones de cabeza, línea de descarga, TP y temperatura, puesto que el obturamiento causado por depositaciones orgánicas o incrustaciones inorgánicas, se manifiesta en contrapresiones derivadas de la reducción del diámetro nominal en las líneas de flujo.

Configuración mecánica: el estado mecánico y el levantamiento de superficie permitirá definir si el equipo de subsuelo o los accesorios en las líneas de flujo desde el pozo a batería generan alguna caída de presión adicional en el sistema de transporte, generando el escenario factible para que surjan las depositaciones.

Condiciones de operación: es sumamente relevante el considerar cómo opera el personal operativo el pozo en superficie; se deben tomar en cuenta los cambios en el diámetro del estrangulador que se realicen, aperturas y cierres del pozo, operación continua o intermitente, condiciones de operación del sistema artificial (si se tuviera instalado), interconexiones en las bajantes, etcétera, puesto que los cambios que se generen a condiciones de superficie también pueden afectar las condiciones aguas arriba, (subsuperficiales).

Problemáticas detectadas en sitio: aunque las pruebas de laboratorio, evaluación de pozos correlación representativos del campo y la formación del expediente mencionado en los puntos anteriores, brindan un diagnóstico posible de la problemática presente, todo esto debe cotejarse con lo observado en sitio; la experiencia y conocimiento del personal operativo será pieza fundamental para validar el diagnóstico realizado.

Muestreo y caracterización

Una vez que se determinó que el pozo tiene un daño y que puede ser removido químicamente, se procede a tomar una muestra del pozo en cuestión, dicha muestra permitirá caracterizar los fluidos producidos y conocer su naturaleza.

Es necesario recuperar una muestra del pozo en cuestión y registrar los parámetros de muestreo como presión en cabeza, línea, temperatura, en caso de que el pozo no aporte; se deberá tomar muestra de correlación de un pozo representativo, es decir, que se encuentre en la misma formación productora, comparta propiedades petrofísicas y de fluidos producidos similares.

Análisis composicional

Este análisis permitirá conocer los porcentajes en peso de los elementos más pesados de los hidrocarburos producidos; se realiza bajo la norma UOP 46-85 Y ASTM D 3279, como se muestra en la Figura 1, cuyos resultados permiten determinar el porcentaje en peso de asfaltenos, parafinas y resinas.

Figura 1. Análisis composicional del aceite, pozo 1.

Metodología para el diseño y selección del tratamiento de estimulación , p.p. 228-241

Una vez que se disponga de los porcentajes anteriores en peso se determina a través de las correlaciones de Asomaning & Watkinson (2000), si los asfaltenos son inestables, pudiendo presentar problemática por depositación ante cambios de presión y temperatura, la cual causaría el daño del pozo.

De acuerdo al Índice de Inestabilidad coloidal, se observa en la Figura 2, la muestra actual del Pozo 1 no presenta

problemática por asfaltenos; esto es porque el valor obtenido es menor a 0.7, resultado verificado con el Índice de Estabilidad Coloidal, por medio del cual similarmente se determina estabilidad por asfaltenos, a pesar de que el RAR indica una problemática; los primeros dos métodos son más confiables

Determinación del punto de nube

Se realiza el perfil de viscosidad para determinar el punto de nube: la temperatura a la cual se comienzan a formar los primeros cristales de parafinas en el crudo muerto, a presión atmosférica para evaluar el potencial de depositación de la parafina, este método utiliza el perfil de viscosidad versus temperatura del crudo para encontrar el punto de inflexión

sobre la curva de enfriamiento, el cual será el punto de nube (Howell,1956).

En funcion al cambio de pendiente observado en la gráfica de la Figura 3 de la viscosidad vs 1/T , se estima que la cristalizacion de parafinas ocurrirá a condiciones dinámicas a nivel supsuperficial, bajo las condiciones presentadas en la Tabla 1.

(Asomaning y Watkinson)

Indice de inestabilidad coloidal Indice de estabilidad coloidal (Asomaning y Watkinson)

Asfaltenos/Resinas Asomaning

Figura 2. Métodos de cálculos para determinación de inestabilidad de asfaltenos.

Figura 3. Determinación del punto de nube del aceite, (método de Howell).

Caracterización física

La caracterización física permite determinar los cortes de agua libre, agua total, aceite, °API, densidad, % sedimentos orgánicos e inorgánicos para determinar el

aporte del pozo; en la Figura 4 , se puede observar la determinación de los diferentes cortes y características físicas de la muestra en cuestión.

Con la caracterización física realizada de la muestra, se obtuvo que el hidrocarburo es mediano con una densidad de 29. 9 o API, se obtuvo 70% de agua, con presencia de emulsión, estabilizada por la precipitación de saturados (parafinas).

Análisis del agua

Como se puede observar el pozo 1 debido a la naturaleza del aceite producido y composición presenta problemática por inestabilidad de orgánicos indicando que ante cambios de presión y temperatura éstos pueden incurrir en la depositación, así mismo al realizar el gráfico de viscosidad

vs temperatura con el método de Howell se determinó que la cristalización de la parafina ocurre a nivel de fondo y cara de formación (gradiente de temperatura), por lo que éstos tienden a precipitarse en fondo y/o generar y estabilizar emulsiones (69.85% emulsión caracterización física), por lo tanto, para el pozo 1 se puede determinar que el mejor tratamiento a emplear sería orgánico, ya que de emplearse un tratamiento ácido o mixto podría generar mayor intrusión del agua al generar canales conductivos en la formación. Además, la principal problemática observada es la emulsión y alto corte de agua, por lo que en el diseño del tratamiento químico deberá considerarse emplear solventes mutuales y rompedores de emulsión.

Tabla 1. Determinación de temperatura de cristalización de la parafina.

Figura 4. Caracterización física del pozo 1.

Metodología para el diseño y selección del tratamiento de estimulación , p.p. 228-241

Es necesario tomar en cuenta que para realizar una estimulación reactiva ésta es aplicable en aquellos pozos donde no hay un contacto agua-aceite cercano y el análisis del agua (aniones y cationes) junto con simulaciones en condiciones de fondo y superficie determinen que existe

precipitación de inorgánicos, introduciendo los valores de presión y temperatura de un registro de presión temperatura de pozo para la simulación, a manera de ejemplo para un escenario así, se tomará el pozo 2.

Se realizó una corrida con el software Scale Chem tomando los datos determinados del análisis físico químico para establecer los componentes y las condiciones de presión y temperatura a la cual tienden a precipitar en el agua de formación, para la simulación se considera la producción de agua, para realizar esta corrida se requieren al menos dos puntos de presión y temperatura (superficie y fondo),

se utilizó para el fondo el dato de presión estática y temperatura suministrado en el check list; Pws = 2343 psi (164.7 kg/cm2), temperatura = 73 °C y para superficie se consideró la información de operación durante el muestreo, P cabeza = 170 PSI (12 kg/cm2), temperatura 37 °C, en la Figura 6 se muestran los resultados obtenidos.

Figura 5. Análisis físico químico del agua del pozo 2.

De acuerdo al gráfico, se determina que, en el agua analizada el componente con mayor tendencia a precipitar tanto a condiciones de superficie como de fondo, es el de carbonato de calcio, seguido del sulfato de bario (proporción 1:3 y 1:4, respecto al carbonato de calcio) y, por último, en mucho menor grado, el óxido de silicio.

Una vez que se determina cuales minerales tienden a incrustarse y bajo que parámetros, se puede definir el tipo de ácido a emplear, además de considerar también otros factores como el tiempo y velocidad de reacción requeridos, composición de la roca, viscosidad, concentración del ácido a emplear, compatibilidad con los fluidos producidos, etcétera.

Prueba de compatibilidad

De acuerdo a los análisis de laboratorio realizados al Pozo 1, se establece que los asfaltenos no presentan inestabilidad,

por lo que no se precipitarán ante cambios de presión y temperatura; sin embargo, de acuerdo con el perfil de viscosidad obtenido y con el uso del método de Howell, se puede determinar que el primer cristal de parafina se forma a condiciones de fondo ocasionando la estabilización de emulsión (caracterización física), generando daño y resistencia al flujo en formación y aparejo de producción. Debe diseñarse un sistema en laboratorio adecuado al tipo de problemática detectada (porcentaje de aditivos apropiados), el sistema a emplear debe someterse a prueba de compatibilidad, Figura 7, con el fluido producido para asegurarse que durante la ejecución de la estimulación no se generará un daño mayor, en caso de considerarse el empleo de fluido de desplazamiento como diésel, agua, salmuera o aceite de otro pozo en la cédula de bombeo, también debe de corroborarse la compatibilidad de la interacción del fluido producido + sistema de estimulación + fluido de desplazamiento, para con ello garantizar el éxito del tratamiento, a través de la fórmula óptima compatible con los fluidos a interactuar.

Figura 6. Simulación de componentes incrustantes en agua del pozo 2.

Metodología para el diseño y selección del tratamiento de estimulación , p.p. 228-241

La prueba de botella permitió determinar con qué sistema se aprecian fases claras y definidas, así como elegir el sistema que presenta buen rompimiento de la emulsión, lo que aseguraría que el sistema realizará una limpieza efectiva en el menor tiempo; una vez identificado el mejor tratamiento debe pasarse por malla 100 (Norma API RP 42), para corroborar que no existe presencia de sólidos como resultado de una incompatibilidad.

Cédula de bombeo

Cabe mencionar que el volumen de fluido para la limpieza de la formación dependerá del radio de penetración que se requiera alcanzar para rebasar la zona de daño, Figura 8, el cual es estimado previamente en el análisis nodal del pozo.

Figura 7. Formulaciones probadas para el pozo 1.

Figura 8. Radio de penetración del fluido en el pozo 1.

El Software Stimpro permite estimar el comportamiento de presión en el fondo durante la intervención; se puede observar en el gráfico que la predicción de presiones durante el bombeo no exceda en ningún momento la presión de fractura. Por lo tanto, se mantiene la intervención como una estimulación matricial.

El simulador permitirá determinar:

• Gastos óptimos de bombeo.

• Tiempos de bombeo de acuerdo a gasto propuesto.

• Radio de invasión con tratamiento (pies de penetración).

• Presiones durante la ejecución del bombeo, Figura 9

• En caso de múltiples intervalos, determinar cuáles admiten mayor volumen de acuerdo a sus características petrofísicas.

Evaluación postratamiento

Para evaluar la eficiencia de la implementación de la estimulación ejecutada, Figura 10, es necesario contar con una medición previa a la estimulación y posterior a ella, para poder comparar el incremento de producción post tratamiento; además, debe cotejarse con el análisis nodal realizado al pozo, en el cual se debió determinar el daño del pozo actual y realizar sensibilidades de daño vs producción, para pronosticar el aumento de producción esperado con la remoción del daño de la formación.

El gasto de producción adicional asignado a la intervención debe ser un gasto estabilizado (aproximadamente 48 hrs), donde debe monitorearse durante el flujo el porcentaje de aceite, agua y emulsión, puesto que ésto indicará si el tratamiento efectuado generó un cambio de mojabilidad favorecedor (rompimiento de la emulsión y reducción del corte % de agua); de igual forma, durante la medición debe tomarse una muestra para realizar la caracterización física, y poder determinar el momento en el que pozo terminó de desalojar el sistema de limpieza y fluidos de desplazamiento utilizados durante el bombeo.

Figura 9. Predicción del comportamiento de la presión durante la estimulación.

Metodología para el diseño y selección del tratamiento de estimulación , p.p. 228-241

Figura 10. Diagrama de flujo para diseño y selección de tratamiento de estimulación.

Resultados obtenidos con la metodología presentada

Para medir la eficiencia de las estimulaciones realizadas con la metodología presentada se realizó medición previa y posterior al tratamiento de estimulación, Tabla 2 y Figura 11 , donde se obtuvieron gananciales promedio de 46

bpd en formaciones de areniscas y gananciales promedio de 200 bpd en formaciones de carbonatos como se muestra en la Tabla 2, cabe mencionar que los resultados presentados fueron obtenidos a través de una estimulación orgánica, en la cual el volumen de tratamiento para la formación fue de 3 a 5 ft de invasión para remoción del daño.

Tabla 2. Mediciones realizadas pre y post estimulación.

Figura 11. Comparativa de producción esperada por análisis nodal vs real postratamiento.

Así mismo, se puede observar en la Figura 11 la comparativa de la producción esperada al realizar la simulación de análisis nodal de cada pozo vs la obtenida por medición postratamiento, en la que se presenta mayor diferencia en aquellos pozos cuya formación es carbonato, ésto debido a que los pozos 5,6,7 pertenecen a campos maduros, donde no se contaba con toma de información reciente, por lo que se utilizaron valores de presión promedio del campo al carecer de registros de presión de fondo actuales, por lo que el grado de incertidumbre fue mayor, por otro lado, en los pozos 1,2,3 y 4 (areniscas) se realizó calibración y toma de registros de presión de fondo previo al diseño del tratamiento de estimulación, lo cual favoreció a que el análisis nodal realizado con uso de software comercial, fuera más cercano a la realidad; sin embargo, para ambos casos se obtuvieron resultados favorables reflejados en el incremento de producción post estimulación, como producto de la metodología implementada para la selección, diseño y su ejecución.

Como se mencionó con anterioridad, las pruebas drawdown o build up tomadas antes y después de la intervención de estimulación, sería lo recomendable e ideal para tener mayor certeza en la cuantificación de la reducción del daño con la estimulación, o bien contar con toma de información previa para cuantificar el daño y posterior al tratamiento de mediciones de pozo para realizar sensibilidades, a medida de ajustar un Qtotal a un valor de Skin por análisis nodal y establecer una comparativa, sin embargo, para mantener la producción de los pozos económicamente rentables en muchos escenarios se debe omitir para maximizar los recursos.

Conclusiones

La metodología desarrollada ha demostrado su eficiencia con los beneficios de producción obtenidos, con un aumento de 46 bpd promedio en areniscas y 200 bpd promedio en carbonatos.

El orden de los beneficios de producción depende del tipo de formación, mecanismo de empuje, tipo de Sistema Artificial de Producción (SAP) con el que opere, así como las condiciones de operación posterior al tratamiento.

Gran parte del éxito de estimulación depende de la creación del expediente del pozo, donde se determinaron las problemáticas correspondientes a su etapa productiva; para ello es necesario contar con la información pertinente, como el histórico de intervenciones, producción y presiones.

Debe diseñarse un tratamiento específico para cada pozo con un porcentaje de aditivos óptimo, direccionados a tratar y dar solución a la problemática detectada (asfaltenos, parafinas, incrustaciones inorgánicas, emulsión, etcétera).

En las pruebas de laboratorio realizadas el análisis de compatibilidad es indispensable, puesto que asegurará que la interacción de los fluidos producidos con el tratamiento de limpieza no propiciará la generación de sludge, ocasionando un daño mayor al pozo.

Es necesario llevar a cabo un seguimiento operativo posterior a la estimulación, en el que se monitoreen continuamente las presiones en cabeza de pozo.

Nomenclatura

TP = Tubería de producción.

CaCO3 = Carbonato de calcio.

CaSO4 = Sulfato de calcio.

CaSO4.H2O = Sulfato de calcio dihidratado.

BaSO4 = Sulfato de bario.

RAR = Relación asfaltenos/resinas.

T = Temperatura.

cp = Centipoise.

Ft = Pies.

Agradecimientos

Se agradece el apoyo y las facilidades proporcionadas por PEMEX y Proveedora de Fluidos Mexicanos, en cuanto a recursos de información para documentación y consulta en la realización de este trabajo.

Referencias

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Semblanza de los autores

Regina Elizabeth Camacho Obregón

Guzmán Rodas, R. 2017. Evaluación de la Estabilidad de Asfaltenos de Aceites Crudos Durante su Almacenamiento . Tesis doctoral, Instituto Politécnico Nacional, Ciudad de México.

Islas, C. 1991. Manual de Estimulación Matricial de Pozos Petroleros . México: Colegio de Ingenieros Petroleros de México.

Ingeniera Petrolera egresada del Instituto Tecnológico Superior de Poza Rica en 2016. Maestría en Gestión de Proyectos por la Universidad del Valle de México.

En 2017 ingresó a Proveedora de Fluidos Mexicanos, donde se ha desempeñado como Ingeniera de diseño en dosificación continua de productos químicos, para mantenimiento a la producción y mejora de condiciones de transporte a través de inyección de mejoradores de flujo.

Actualmente colabora en el Departamento de ingeniería de estimulaciones en dicha empresa, en la que ha sido parte de proyectos para el diseño de estimulaciones enfocadas en la reactivación de pozos cerrados en el Activo Poza Rica-Altamira.

Rufino Santiago Vargas

Ingeniero Petrolero graduado del Instituto Politécnico Nacional en 2007; cuenta con 14 años de experiencia, especialista en el área de productividad de pozos, formó parte del Grupo Multidisciplinario de Reactivación de Pozos Cerrados del APATG.

Actualmente se desempeña en la Gerencia de Operación por Contratos y Asociaciones Producción Norte.

Desarrollo de reservas probables y posibles de alto riesgo en campos maduros de gas húmedo: ventana operativa

Jesús Guerra Abad

Pemex E&P, Subdirección de Producción R. Norte, APR Grupo Multidisciplinario Administración de Yacimientos-Área Oriental

Artículo recibido en mayo-revisado-evaluado-corregido y aceptado en julio de 2023

Resumen

El presente trabajo muestra el estudio y análisis multidisciplinario de geociencias-ingeniería de yacimientos-producción, realizado para identificar, evaluar y definir oportunidades de desarrollo en campos de gas con reservas probables y posibles de alto riesgo técnico y económico en yacimientos de baja permeabilidad con escasos antecedentes de producción a través de reparaciones mayores sin equipo, que permiten incrementar y mantener la producción de los campos en desarrollo, mitigar la declinación natural de los yacimientos a corto y mediano plazo, mejorar los factores de recuperación, conservar la continuidad operativa, identificar nuevas oportunidades de reparación e incorporar y/o reclasificar reservas existentes.

La metodología desarrollada es una ventana tecnológica que permite generar valor en las oportunidades de reparaciones mayores y producción aislada con la finalidad de continuar el desarrollo de los campos maduros a través del análisis y evaluación de las condiciones del sistema pozo-yacimiento y sus variables técnicas, económicas y sociales, identifica, define e incorpora reservas probables y posibles detrás de tubería, mitigando el riesgo técnico al plan de desarrollo del campo, permite cumplir e incrementar las metas de producción y reducir la incertidumbre de las reservas actuales para incluirlas en los programas operativos bajo programas rentables de extracción.

Se muestra el resultado exitoso obtenido en el pozo A-1 después de la reparación mayor y se propone un nuevo plan de explotación para el Campo A como resultado de la metodología aplicada en el pozo A-1 y en las reparaciones existentes del campo. Se plantean estrategias adicionales como re-entradas en pozos actuales con problemas mecánicos o perforación de pozos gemelos en pozos con colapsos de tubería, roturas de TL, pescados de sistemas artificiales que impiden probar yacimientos de interés, algunas veces someros, que ponen en riesgo o abandono las reservas existentes. Adicionalmente se generan nuevas propuestas de reparación mayor clasificadas como “estratégicas” que permiten incorporar nuevas reservas y/o reclasificar las ya existentes para incrementar el valor del campo y hacer rentable el plan de desarrollo.

Palabras clave: Campos maduros de gas, reservas, alto riesgo, multidisciplinario.

Development of probable and possible high-risk reserves in mature wet gas fields: operating window

Abstract

This paper shows the multidisciplinary study and analysis of geosciences-reservoir engineering-production carried out to identify, evaluate and define development opportunities in gas fields with probable and possible reserves of high technical and economic risk in low permeability reservoirs with little production history through workovers without equipment that allow to increase and maintain the production of the fields in development, mitigate the natural decline of the reservoirs the short and medium term, improve the recovery factors, preserve operational continuity, identify new repair opportunities and incorporate and / or reclassify existing reserves.

The methodology developed is a technological window that allows generating value in the opportunities of major repairs and isolated production in order to continue the development of mature fields through the analysis and evaluation of the conditions of the well-reservoir system and its technical, economic and social variables, identifies, defines and incorporates probable and possible reserves behind pipeline mitigating the technical risk to the plan of field development, allows to meet and increase production goals and reduce the uncertainty of current reserves to include them in operational programs under profitable extraction programs.

It shows the successful result obtained in well A-1 after workover and proposes a new exploitation plan for Field A as a result of the methodology applied in well A-1 and in existing field repairs. Additional strategies are proposed such as re-entries in current wells with mechanical problems or drilling of twin wells in wells with pipe collapses, TL breaks, fish from artificial systems that prevent testing deposits of interest, sometimes shallow, that put at risk or abandonment existing reserves. Additionally, new workovers proposals classified as “strategic” are generalized that allow the incorporation of new reserves and / or reclassification of existing ones to increase the value of the field and make the development plan profitable.

Keywords: Mature gas fields, reserves, high risk, multidisciplinary.

Introducción

El desarrollo productivo de los campos maduros de gas no asociado en formaciones siliciclásticas de baja permeabilidad inicia con la capitalización de reservas probadas, caracterizadas de riesgo bajo con alto grado de certidumbre sobre las propiedades del yacimiento que con el uso de la tecnología en un entorno de rentabilidad se convierten en flujo económico de ingresos; son las reservas más importantes para los gobiernos e inversionistas que sustentan los proyectos de inversión. Las reservas probadas comprenden reservas en producción (PDP) y reservas Desarrollada No Produciendo (PDNP); cuando esta reserva agota su volumen inicial, los proyectos de desarrollo empiezan a sustentar sus inversiones en la reserva probable (PRB), la cual tiene al menos un 50% de probabilidad de recuperación de forma rentable; para su evaluación se emplean métodos probabilistas, estas reservas sumadas a la reserva probada forman la reserva 2P, finalmente como último recurso económico del pozo y/o campo, se desarrollan los volúmenes de hidrocarburos con menor probabilidad de extraerse, que corresponde a la reserva posible (POS); su estimación generalmente parte de información indirecta, cuando se utilizan métodos probabilísticos, la suma de las reservas probadas, probables y posibles tendrán al menos una probabilidad de recuperación del 10%.

Para seleccionar y definir oportunidades de desarrollo en las reservas probables y posibles de un pozo y/o campo a través de reparaciones mayores, se identificaron tres vectores importantes: 1) técnico, 2) económico y 3) social; el primero

considera las propiedades físicas y químicas del yacimiento: heterogeneidad, compartimentalización, permeabilidad, saturación de agua, tipo de trampa estructural, propiedades de los fluidos, mecanismo de producción, condiciones de presión de yacimiento, condiciones mecánicas del pozo, colgamiento de líquidos en la tubería de producción, disponibilidad de instalaciones de producción para el transporte, distribución y explotación de los hidrocarburos, el segundo vector corresponde al análisis económico considera la condición contractual de la asignación, valor económico de los hidrocarburos entre otros; para el tercer aspecto se refiere a la ubicación geográfica, vías de acceso, zonas urbanas cercanas y/o con preservación ecológica, así como áreas de conflicto social.

Objetivo

El trabajo presente muestra el estudio y análisis multidisciplinario realizado para identificar, evaluar y definir oportunidades de desarrollo en campos de gas húmedo, con reservas probables y posibles de alto riesgo en yacimientos de baja permeabilidad someros a través de reparaciones mayores, con la finalidad de incrementar y mantener la producción de los campos en desarrollo, mitigar la declinación natural de los yacimientos, aumentar el factor de recuperación, conservar la continuidad operativa, identificar nuevas oportunidades e incorporar y/o reclasificar reservas y hacer rentables los programas de extracción.

Desarrollo de reservas probables y posibles de alto riesgo en campos maduros de gas húmedo: ventana operativa , p.p. 242-256

Problema

Identificar, definir, desarrollar e incorporar reservas probables y posibles de alto riesgo en los campos maduros de gas húmedo, por medio de yacimientos tradicionales y someros de baja permeabilidad, asociados al entorno económico y social, al comportamiento estático y dinámico del yacimiento, a los volúmenes y tipo de fluidos producidos, al fenómeno de colgamiento de líquidos en la tubería de producción, a las condiciones mecánicas del pozo que impactan en la disminución de la producción de los campos, en la ejecución de nuevas propuestas de reparación mayor, en el aumento del factor de declinación, en el incumplimiento del plan de desarrollo del campo y de los programas operativos, así como en el abandono de reservas, reducción del factor de recuperación y baja rentabilidad del campo.

Propuesta de solución

Generar valor en los campos maduros a través del análisis y evaluación de las condiciones del sistema pozo-yacimiento y sus variables económicas y sociales, para identificar, definir e incorporar reservas probables y posibles detrás de tubería con menor incertidumbre, en yacimientos tradicionales y someros de baja permeabilidad al plan de desarrollo del campo con la finalidad de incrementar y cumplir las metas de producción. Así mismo proponer un nuevo plan de explotación para el Campo A como resultado del análisis de reparaciones mayores y mitigar la incertidumbre de las oportunidades actuales de alto riesgo, además de generar nuevas propuestas de reparación mayor estratégicas que permitan incorporar nuevas reservas y/o reclasificar las ya existentes, para hacer rentables los planes de desarrollo.

Estrategia propuesta

Las condiciones económicas de los precios del gas en los últimos años, la actividad limitada de perforación y reparación de pozos por ajustes presupuestales y cambios organizacionales, el entorno social y la declinación pronunciada de la producción en los campos maduros de gas no asociado, dio motivo a establecer estrategias y criterios que permitieron identificar, evaluar y definir propuestas de reparaciones mayores, clasificadas en reserva probable y posible de alto riesgo técnico y económico, como una alternativa de incremento de producción de los campos de gas en yacimientos someros y con escasos antecedentes de producción.

A continuación, se muestran las estrategias de desarrollo y resultados obtenidos en la evaluación de las condiciones del sistema pozo-yacimiento, variables económicas y sociales, para la identificación, definición e incorporación de reservas probables y posibles al plan de desarrollo del campo con la menor incertidumbre en el Campo A, a través del estudio multidisciplinario de geociencias-ingeniería de yacimientos-producción.

Caso de campo

La Cuenca de Burgos (Bernabé Martínez, 2006, Aguiluz Samuel, 2011) es la provincia petrolera más importante en la producción de gas no asociado en México; se ubica al Noreste de la República Mexicana entre los estados de Tamaulipas y Nuevo León; se extiende costa afuera hacia la plataforma continental, cubriendo una superficie de 73,800 km2 y 650 km de largo, desde Piedras Negras hasta la costa en el Sur (CNH, atlas geológico, 3039) como lo muestra la Figura 1.

La producción comercial inició en 1945 con el descubrimiento del campo Misión, productor en el Play Vicksburg; se empleará como caso de análisis el campo A, el cual se localiza geológicamente en la Cuenca de Burgos, dentro de la franja del Oligoceno, constituido por yacimientos en facies deltaicas en trampas de tipo combinado.

El campo A se descubrió en 1954 con la perforación del pozo exploratorio A-1, productor de gas y condensado en la formación Oligoceno Vicksburg (OV), con un gasto y presión inicial de 1.1 MMpcd y 1930 psi respectivamente y 108° C de temperatura.

Figura 1. Ubicación de la Cuenca de Burgos, (contexto geológico-regional).

El campo se reactivó en el año 2000 con la perforación de dos pozos “exploratorios”; alcanzó la producción máxima de 60 MMpcd en 2006, con su actividad de desarrollo máxima en 2005; la Figura 2 muestra la historia de producción del campo asociada a la actividad de física de perforación

(línea roja) y reparación (línea verde); a finales de 2021 la producción de gas es de 3.4 MMpcd y 60 bpd de condensado, 240 bpd de agua con una producción acumulada a esta fecha es de 148.4 Bcf.

La mayor actividad física de perforación se realizó de 2003 a 2007 aproximadamente 16 pozos por año en la formación Oligoceno Vicksburg Base (OV-Base), generando la mayoría de las veces intervalos superiores con oportunidad de reparación en la misma formación o en yacimientos someros; algunas de ellas de riesgo bajo (PDNP), riesgo medio (PRB) y otras de riesgo alto (POS).

De 2006 a 2011 se realizaron en promedio 12 reparaciones mayores (RMA) por año, que contribuyeron a crecer y mitigar el factor de declinación del campo; sin embargo, la actividad de perforación disminuyó de 2010 a 2021 a una perforación en este periodo; prácticamente solo se repararon pozos sin incorporar intervalos adicionales a la reserva del campo. En orden de ejecución, las RMA en categoría PDNP son las primeras en realizarse, posteriormente las PRB y finalmente las de categoría POS, las cuales tienen mayor incertidumbre y en algunos casos requieren mayor inversión con baja rentabilidad, que podrían clasificarse como estratégicas.

De 2015 a 2021 no se realizaron terminaciones; la producción del campo se mantuvo al efectuar dos reparaciones y del trabajo en equipo de las áreas de Diseño de Explotación, Ingeniería de Productividad de Pozos y Operación de Pozos, a través del estudio multidisciplinario que logró discretizar y analizar el comportamiento presión-producción por pozo-yacimiento, reinterpretar las evaluaciones petrofísicas y las pruebas de incremento, así como el monitoreo diario y la atención inmediata a los pozos con caída de producción, la cual fue clave para restablecer la producción diferida.

En términos de reservas (CNH, Reservas Hidrocarburos, 2021), el campo A presentó un decremento en los últimos 10 años; la Figura 3 muestra la evolución en las tres categorías: 1P, 2P y 3P; algunas razones están relacionadas a los altos costos de extracción, al bajo precio de venta del gas y a la evaluación económica de la reclasificación y certificación de reservas.

Figura 2. Historia de producción y actividad física del campo A (Guerra Abad, 2017)

Desarrollo de reservas probables y posibles de alto riesgo en campos maduros de gas húmedo: ventana operativa , p.p. 242-256

La reserva actual (CNH, Reservas de hidrocarburos, 2021) asociada a reparaciones mayores de pozos en producción se muestra en la Figura 4, la mayor actividad está en la reserva

POS con siete reparaciones, cinco en la categoría PRB, la cual representa el 28 % de la reserva total del campo.

La actividad de menor riesgo se ubica en la categoría PDNP con cuatro reparaciones, lo cual implica que una vez realizadas, el riesgo de las siguientes reparaciones aumenta y la producción del campo se ve afectada. A

continuación, se muestra en la Figura 5 el perfil futuro del Campo A, constituido por los vectores de producción base e incremental, que aportan los pozos en producción y sus reparaciones mayores correspondientes.

Figura 3. Evolución de reservas del Campo A.

Figura 4. Reserva de los pozos en producción del Campo A.

El vector incremental de la Figura 5 considera 16 reparaciones mayores en sus tres categorías: PDNP, PRB y POS. La aportación que tiene cada una de ellas se muestra en

la Figura 6, se observa que cuatro son de riesgo bajo, cinco de riesgo medio y siete de riesgo alto, la cual representa el 43.75 % de la reserva del campo.

Figura 5. Perfil de producción del Campo A base e incremental.

Figura 6. Perfil incremental por categoría de reservas de pozos en producción de gas y condensado.

Desarrollo de reservas probables y posibles de alto riesgo en campos maduros de gas húmedo: ventana operativa , p.p. 242-256

El perfil de producción de la Figura 6 muestra que la reserva PDNP aporta el mayor incremento de producción en los primeros años; tienen menor incertidumbre debido a que proviene de yacimientos tradicionales en el campo; prácticamente el 80 % de los pozos producen en el mismo yacimiento, cuenta con estudios multidisciplinarios de caracterización estática y dinámica; algunos pozos tienen instalado monitoreo satelital para identificar y corregir bajas de producción en tiempo real, o bien para establecer programas de mejora continua en el manejo de la producción.

Sin embargo, existen yacimientos en el mismo campo con poca información técnica, que no tienen antecedentes de producción a pesar de ser campos maduros, debido a que los yacimientos tradicionales continúan produciendo o tienen

problemas mecánicos algunos de sus pozos, como colapsos de tubería, roturas de TL, pescados de sistemas artificiales que impiden probar yacimientos someros, recurriendo a la estrategia de realizar re-entradas en los pozos actuales o perforar pozos gemelos a un costo mayor de extracción, que pone en riesgo recursos económicos, producción e incluso el abandono de la reserva.

Metodología

A continuación, se muestra en la Figura 7 un esquema de la estructura metodológica utilizada en la elaboración del estudio multidisciplinario para el análisis, evaluación y definición de intervalos con alto riesgo.

El alto riesgo de las reparaciones se puede considerar como aquella condición física del yacimiento o mecánica del pozo, que afecta negativamente la incorporación de producción; para el primer caso se refiere a condiciones propias del yacimiento como propiedades físicas y químicas de la roca almacenadora: porosidad, saturación de agua, permeabilidad, composición del fluido producido, profundidad, antecedentes de producción preferentemente de pozos vecinos, radio de drene, presión del yacimiento en la zona de interés, continuidad de la unidad hidráulica entre pozos, posición estructural del yacimiento, cambios de facie, presencia de fallas locales y regionales.

Estrategia de desarrollo

El incremento de producción del campo por reparaciones mayores consiste en analizar, evaluar y clasificar el nivel

de riesgo de cada una, principalmente en las categorías PRB y POS, así como su reclasificación e incorporación de reparaciones adicionales al plan de explotación, incluyendo producciones aisladas por tapones o por accidentes mecánicos en los pozos, que permitan incrementar la producción y la continuidad operativa del campo.

Evaluación de oportunidades de alto riesgo

El yacimiento OV-Base (Echanove,EO., 1986) está constituido de sedimentos siliciclásticos del Oligoceno, tiene un rango de espesor neto entre 2 y 4 metros, la porosidad oscila entre 14 y 16 % y permeabilidad entre 0.6 y 1.0 md, es un yacimiento de gas húmedo con producciones iniciales de 1 a 3 MMpcd, el rango de presión varía de 2550 a 4700 psi, con producción acumulada promedio por pozo de 8.86 MMMcf.

Figura 7. Estructura metodológica (Salter-Thakur, 199).

Caso del campo, Pozo A-1

Las condiciones de formación OV-Base en el pozo A-1 muestran los riesgos siguientes: pozo vecino improductivo al sur, pozo con producción acumulada al norte, radio de drene cercano, disminución de espesor, baja posición estructural, mayor intercalación de arcilla y baja producción

de condensado en el pozo A-2. La Figura 8 muestra la ubicación y antecedentes de producción; inicialmente se consideró correlacionar la producción de este pozo A-1 con los pozos vecinos A-7, A-8 y A-9; sin embargo, después de realizar el análisis por unidad hidráulica, se observa que estos pozos se encuentran en otro bloque separado por una falla regional.

La sección estructural N-S a nivel de la formación OV-Base, Figura 9, muestra que el pozo A-1 tiene el intervalo de interés con menor espesor; el pozo vecino A-2 tiene dos formaciones productoras, sin embargo solo se desarrolla la arena inferior hacia el pozo A-1, con menor espesor en la dirección norte - sur, con el análisis se identificó que hay degradación de la arena hacia el sur por la presencia de la

falla regional, es probable que durante la formación de la falla, haya erosionado la formación OV-Base; por esta razón no está presente en esa dirección; es complicado definir el detalle hasta donde el yacimiento conserva condiciones favorables de acumulación de hidrocarburos, por lo que se incrementa el riesgo volumétrico.

Figura 8. Pozo A-1 ubicación y antecedentes de producción.

Figura 9. Sección estructural N-S en el yacimiento OV-Base.

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Radio de drene

La Figura 10 muestra el riesgo de drene que tiene el pozo A-1, debido a que se dispararon y fracturaron dos intervalos en el pozo A-2 en las formaciones OV-Cima y OV-Base, de los cuales solo OV-Base muestra extensión hasta el pozo A-1, la producción actual de gas en el pozo A-2 es de 0.14 MMpcd, con Gp=0.627 Bcf, sin embargo, en la formación OV-Cima no

presenta buenas características en el pozo A-1, se observa desarrollo nulo, por lo que se considera que la formación OV-Base en el pozo A-2 continúa aportando producción, incrementando el riesgo para su reparación en el pozo A-1; la distancia entre los pozos A-1 y A-2 es de 357 m y el radio de drene calculado en el pozo A-2 a partir de la producción acumulada, de las propiedades petrofísicas de la formación y las propiedades de los fluidos es de 165 m.

Con base en el análisis petrofísico y al comportamiento presión-producción del yacimiento en pozos productores del campo, se calculó la presión y factores de declinación

característicos; la Figura 11 muestra el gasto inicial y pron ó stico calculados a partir de las consideraciones preliminares.

Figura 11. Gasto inicial (Economides, et. al, 1994) y pronóstico de producción.

Figura 10. Radio de drene en el yacimiento de interés.

Con la finalidad de cuantificar el riesgo de las diferentes condiciones que mitigan el éxito de la reparación, se formuló una matriz de ponderación del riesgo que consiste en evaluar y asignar de acuerdo al grado de incertidumbre, una valor numérico en la escala de 1 a 4 a cada condición o variable del proceso que afecta el resultado de la operación,

considerando que el valor 1 representa la condición de bajo riesgo, 2 de riesgo medio, 3 al riesgo alto y finalmente 4 a la condición de muy alto riesgo. La Figura 12 muestra algunas condiciones de riesgo (Kasriel-Wood, et al.2018), evaluadas desde la disciplina de yacimientos; sin embargo, no son condiciones limitativas en el proceso de ponderación:

Otras situaciones que incrementan el riesgo de la operación son condiciones sociales asociadas a la ubicación geográfica del pozo, el acceso y vialidad, zonas urbanas o de preservación ecológica, conflictos sociales que ponen en riesgo el desarrollo de la reparación.

Resultados

La reparación del pozo A-1 en la formación OV-Base se realizó con éxito; previo a la intervención se retiró sarta de velocidad, se tomó el registro de integridad mecánica para identificar zonas con erosión y corrosión del TL del pozo, así como la condición geométrica por colapsos posibles debido a los esfuerzos presentes en el subsuelo, se obtuvo el registro

CBL-BLD en la zona de interés para evaluar condiciones del cemento, se colocó anillo de cemento y tapón de arena para aislar el intervalo inferior.

El pozo al disparo manifestó presión de 0 a 1620 psi, fluyó por estrangulador 10/64”, Qg=0.641 MMpcd, Qa=Qc=0 bpd, se estimuló con fractura hidráulica, incrementando el gasto de gas a 1.12 MMpcd, Qa=38 bpd, Qc=0 bpd por el mismo estrangulador; la Figura 13 muestra la prueba de potencial del pozo y el análisis nodal correspondiente para definir el escenario óptimo de explotación; se entregó a producción por 12/64”, Pc/Pl=2300/200 psi, Qg=1.6 MMpcd, Qa=Qc=18 bpd, la línea negra representa la presión en cabeza y la línea roja el gasto de gas en MMpcd.

Figura 12. Condiciones de riesgo.

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El comportamiento presión-producción posterior a la reparación se muestra en la Figura 14, se observa que la producción real del pozo (línea verde) medida por

telemetría supera el gasto de gas pronosticado (línea roja); actualmente produce 0.6 MMpcd y tiene una producción acumulada de 0.23 Bcf en 250 días.

Figura 13. Prueba de producción en OV-Base y análisis nodal, (PIPESIM 2020.1).

Figura 14. Comportamiento de producción post RMA.

La evaluación económica del pozo A-1 con 22 meses de producción se muestra en la Figura 15. Se observa rentabilidad positiva desde el planteamiento de la reparación, a junio de 2023 el proyecto continúa siendo rentable, de acuerdo al comportamiento de producción, la inversión del proyecto se recuperó en un mes.

De los resultados obtenidos del estudio, se propuso un nuevo plan de desarrollo (Kasriel-Wood, et al.2018), que consiste en realizar las reparaciones de menor riesgo (PDNP) en los primeros meses, posteriormente las de categoría PRB

y POS con el riesgo ponderado; la Figura 16 muestra el perfil de producción original y el propuesto, observándose un incremento de producción en el plan propuesto.

Figura 15. Evaluación de rentabilidad del pozo A-1 a 22 meses de producción, (Correa Vera, 2023)

Figura 16. Perfil de producción original vs perfil de producción propuesto.

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La evaluación económica de plan de desarrollo original y propuesto se muestra en la Figura 17, el cual resalta que el proyecto incrementa sus beneficios después de

impuestos en un 11.66% y 1.85 Mmusd a valor presente con la aceleración de las inversiones y la producción bajo las premisas establecidas (Alan Contreras, 2023).

Conclusiones

1.- La integración de las especialidades de geociencias e ingeniería de yacimientos permitió incrementar la producción del campo, mitigar el riesgo técnico y económico, genera valor para el campo, reducir la incertidumbre entre las oportunidades incrementales de producción, dar continuidad operativa y generará oportunidades adicionales estratégicas que incrementan y reclasifican reservas en beneficio del campo, dando como resultado proyectos rentables

2.- La incorporación de producción por reserva detrás de tubería en pozos con categoría PRD y POS a través del análisis multidisciplinario, permitió evaluar y definir los diferentes factores de riesgo para establecer una “VENTANA DE CONTINUIDAD OPERATIVA” en campos maduros de gas no asociado, al mitigar la incertidumbre por el tipo de categoría de reservas

3.- El análisis multidisciplinario permite definir propuestas adicionales de producción por reparaciones mayores estratégicas, incorporar reservas y/o reclasificar las ya existentes.

4.- La generación de valor en estos estudios logró mitigar la incertidumbre de la reserva en categoría POS que inicialmente tenía el yacimiento OV-Base en el pozo A-1, a categoría PDP por la definición y ejecución de la reparación del nuevo intervalo de forma exitosa.

5.- Se visualizó un nuevo plan de desarrollo para el Campo A como resultado del análisis de las reparaciones.

Nomenclatura

Bcf Billón de pie cúbico

bpd Barriles por día

Figura 17. Evaluación económica del plan de desarrollo original vs propuesto.

bls Barriles

CBL-VDL Cement Bond Log - Variable Density Log

°C Grados centígrados

K Permeabilidad md, mili Darcy

MMpcd Millones de pies cúbicos

MMMpcd Miles de Millones de pies cúbicos

Mmusd Millones de dólares

OV Formación Oligoceno Vicksburg

OV-Base Formación Oligoceno Vicksburg Base

P Presión psia

PDP Reserva Probada Desarrollada Produciendo

PND Reserva Probada No Desarrollada

PRB Reserva Probable

POS Reserva Posible

Pc Presión de cabeza psi

Pl Presión de línea psi

Pwf Presión de fondo fluyendo. psi

Qg Gasto de gas MMpcd

Qc Gasto de condensado bpd

Qa Gasto de agua bpd

RMA Reparación Mayor sin Equipo

T Temperatura oC

TL Tubing Less

RD Radio de drene m

Referencias

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Semblanza del autor

Jesús Guerra Abad

Ingeniero Químico Petrolero egresado en 1993 del Instituto Politécnico Nacional; realizó estudios de Maestría de Ingeniería Petrolera en la UNAM, de 1998 a 2000. En 2016 cursó la carrera de Ingeniero Petrolero en la Universidad Autónoma de Tamaulipas, en Reynosa, Tamps.

Trabajó como Ingeniero de Perforación en el Campo Geotérmico de Cerro Prieto, Mexicali, BCN; laboró en el IMP en Caracterización Dinámica, Región Sur. Ingresó a Petróleos Mexicanos en 2005 al Departamento de Operación de Pozos; de 2011 a la fecha labora en el Grupo Multidisciplinario de Administración de Yacimientos del Activo de Producción Reynosa, es miembro del CIPM.

Perforación direccional no convencional con desplazamiento negativo y triple curvatura en formaciones del Mesozoico con alto esfuerzo compresivo

José Luis Villalobos López

José Alberto Peralta Montejo

Roberto Juárez López Petróleos Mexicanos

Artículo recibido en mayo de 2023-evaluado, corregido y aceptado en junio de 2023

Resumen

Por primera vez en México se efectúa un récord único a nivel mundial, al perforar exitosamente un pozo direccional no convencional con desplazamiento negativo y triple curvatura en formaciones del Mesozoico con alto esfuerzo compresivo a la profundidad de 6042 md, 5654 mv, contraponiéndose a los retos técnicos de ingeniería y operativos, alcanzando la navegación programada. El trabajo de perforación direccional con desplazamiento negativo fue programado para cumplir con los objetivos geológicos para entrar al yacimiento con ángulo de 44°, aunado a que el objetivo de Cretácico Medio se encuentra con respecto a la vertical del pozo a una distancia con desplazamiento positivo de 183 m, para un desplazamiento total de 1554 m, proponiendo la perforación con desplazamiento negativo de 24° para iniciar el primer Kop a 2220 md, para posteriormente decrementar el ángulo hasta verticalizar el pozo a 0° a 4598 md, e iniciar el segundo Kop a 4683 md alcanzando un ángulo máximo de 44° a 5464 md con severidad de 1° a 2°, manteniendo la tangente hasta a 6042 md. El uso de la sarta invertida en la etapa de 8 ½” permitió reducir el torque, los choques, vibraciones y la transmisión de energía mecánica a la barrena. Excelente rendimiento en la perforación de la sección 12 ¼” mediante la tecnología de barrena donde se perforó 2164 m en una sola corrida, primer pozo en alcanzar este récord para ambas peras del campo Madrefil. Además de usar fluido de perforación de emulsión inversa lo suficientemente estable para soportar los 140°C, usando material lubricante líquido con el que se obtuvo un menor impacto en las reologías y se pudo reducir hasta un 30% en el torque. Este trabajo tiene como planteamiento el de romper paradigmas al perforar con esta configuración direccional.

Palabras clave: No convencional, gradiente, formación, costos.

Unconventional directional drilling with negative displacement and triple curvature in Mesozoic formations with high compressive stress

Abstract

For the first time in Mexico and in the world, an unconventional drilling for a slender well is being carried out in high gradient formations where it was successfully drilled with a diameter of 8 ½ ”from 3, For the first time in Mexico, a unique record was made worldwide, by successfully drilling an unconventional directional well with negative displacement and triple curvature in Mesozoic formations with high compressive stress at a depth of 6042 md, 5654 mv, facing the challenges engineering and operational technicians, achieving scheduled navigation. The negative displacement directional drilling work was programmed to meet the geological objectives to enter the reservoir at an angle of 44°, in addition to the fact that the mid-Cretaceous objective is located with respect to the vertical of the well at a distance with positive displacement of 183 m, for a total displacement of 1554 m, proposing drilling with a negative displacement of 24° to start the first Kop at 2,220 md, to later decrease the angle until the well is vertical at 0° at 4,598 md, and start the second Kop at 4,683 md, reaching a maximum angle of 44° to 5464 md with severity from 1° to 2°, maintaining the

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tangent up to 6042 md. The use of the inverted string in the 8 ½” stage allowed us to reduce torque, shocks, vibrations, and the transmission of mechanical energy to the bit. Excellent performance in drilling the 12 ¼” section using auger technology where 2,164 m were drilled in a single run, the first well to reach this record for both pears in the Madrefil field. In addition to using inverse emulsion drilling fluid stable enough to withstand 140°C, using lubricating liquid material with which a lower impact on rheologies was obtained and torque could be reduced by up to 30%. The approach of this work is to break paradigms when drilling with this directional configuration.

Keywords: Unconventional, gradient, formation, costs.

1. Introducción

El campo Madrefil se ubica en el municipio de Comalcalco, Tabasco, y se desarrolló a partir del año 2009, se ha perforado el pozo Madrefil 1 de forma vertical hasta 6492 metros, fue productor en el Jurásico Superior Kimmeridiagno (JSK) de tipo roca carbonatada

dolomitizada, con una producción de 8000 bls diarios y 40° api. En la actualidad existen 15 pozos perforados en dos bloques distintos del campo, de los cuales en el bloque 1 se han perforado 12 pozos y en el bloque 2, tan solo 3 pozos, donde 7 han sido productores en el bloque 1 y 3 en el bloque 2. En la Figura 1 se observa la configuración estructural de los dos bloques descritos.

En cuanto a las características del campo, es un pozo productor en el Jurásico Superior Kimmeridiagno, abarcando un área de 27 km2, a una profundidad vertical de 6200 metros, con una porosidad de 3-5 %, permeabilidad de entre 2-22 md, tipo de fluido: aceite volátil/gas condensado, densidad de aceite de 40° api, presión de inicial de 1070 kg/ cm2, presión actual de 374 kg/cm2, relación gas-aceite 236 y temperatura de 159°.

2. Arquitectura mecánica

La ingeniería que se ha desarrollado en el campo Madrefil a inicios de su descubrimiento en cuanto a su arquitectura de mecánica, es planificada de forma robusta, es decir, con tubería de revestimiento corrida de 20” a +- 1000 metros para aislar la zona de acuífero, tubería de revestimiento corrida de 13 3/8” para aislar la zona de transición normal

Figura 1. Configuración estructural, geológicamente el campo Madrefil se encuentra en los límites del pilar Reforma Akal y al oeste con la subcuenca de Comalcalco.

+- 3062 metros, liner y complemento de 10 1/8” x 9 7/8” para aislar la zona de alta presión a +- 5430 metros, liner de 7” para cubrir el espesor de Cretácico y cima de KI a +- 6300 metros. En la Figura 2 se muestra la arquitectura robusta del campo. En resumen, se aplican los asentamientos naturales de cada tubería de revestimiento respetando los gradientes de cada formación de interés.

Correlación estructural

Se realizó el estudio geológico donde prevalece una litología predominante de areniscas intercaladas con lutitas de bajo régimen distensivo de fallas geológicas en la sección de 17 ½”. Ver Figura 4

del campo Madrefil, mostrando una arquitectura robusta respetando los asentamientos naturales, de acuerdo con el perfil eléctrico en color rojo.

Conforme han pasado los años se descubrió el bloque 2 del campo Madrefil en el año 2019, en la Figura 3 se observa la evolución histórica de los pozos perforados del campo con una arquitectura de forma robusta de los dos bloques.

Construcción direccional

La ingeniería de perforación direccional se desarrolló para entrar al yacimiento del Cretácico Medio con una inclinación de 44°. Para lograr esto, se construyó el primer KOP (kick of point), a 2200 md con una severidad de 1°/30 m, para alcanzar un ángulo de 23.5° con desplazamiento negativo a 2905 md. Posterior se construyó el segundo KOP a 4182 md con una severidad de 1.8/30 m para verticalizar el pozo a 4574 md y finalmente se construyó el tercer KOP a 4674 md, con una severidad de 2°/30 m hasta alcanzar 44° a 5334 md, con desplazamiento negativo de 687 m y un desplazamiento total de 1554 m.

José Luis Villalobos López, José Alberto Peralta Montejo, Roberto Juárez López

Figura 2. Estado mecánico

Figura 3. Número de pozos perforados en el campo Madrefil, a partir de su descubrimiento, donde se observa que los últimos 3 pozos realizados pertenecen al bloque 2.

Figura 4. Correlación estructural de Madrefil 131.

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La abrasividad de la formación ocasionó modificar constantemente las condiciones de perforación. Se observa en la Figura 7 una reducción del desempeño al incrementarse el peso, mientras se incrementa con mayores rpm; los más altos desempeños se tienen gastos moderados y HSI (Hydraulic horsepower per square inch of bit) entre 1 y 2.

Al realizar la perforación direccional en la etapa de 17 ½” es necesario hacer mención de que fue el primer pozo del campo en hacer esta actividad, donde como se observa en la Figura 4, está conformado en mayor sección en areniscas con intercalación de lutitas, lo que provocó bajos tiempos en el índice de construcción de la perforación, esto debido a que se deslizó con motor de fondo para realizar la primera curva. El ROP (rate of penetration) rotado fue de 8 m/hr y el ROP deslizado de 1.8 m/hr. Observar Figura 6.

Para la construcción direccional en la etapa de 12 ¼”, se realizó el KOP número 2 a 4182 md y el KOP número 3 a 4652 md hasta alcanzar los 44° en azimut de 338°, con el uso de una sarta rotatoria y barrena PDC, (Policristalino de diamante), ver Figura 8. Esta etapa presentó un reto muy importante con respecto al torque y arrastre, esto debido a que se trabajó con muy altos valores casi al límite de la capacidad de acuerdo con los límites máximos de la tubería de perforación de 5”, debido a que la sarta de perforación trabajó con las tres curvaturas ya mencionadas, es decir, durante la perforación el torque real en superficie alcanzó hasta 21,000 lb/pie, con fuerzas laterales no mayores a 2 toneladas. Es necesario hacer mención que durante la perforación en esta sección se utilizó un lubricante en el fluido de perforación con la finalidad de reducir el torque. El torque calculado antes era de 24000 Lb/pie. Este lubricante benefició a reducir los altos torques calculados, ver Figura 9.

Figura 5. Arquitectura direccional con desplazamiento negativo y triple curvatura.

Figura 6. Se utilizaron 6 barrenas PDC para terminar la etapa en 17 ½”. Bajo ROP en función de la litología y trayectoria.

Figura 7. Condiciones de operación en etapa de 17 ½”.

En esta sección con barrena PDC de 12 ¼” y sarta rotatoria, desde el Oligoceno hasta la cima de KSM (Cretácico Superior Méndez), se evaluó el desempeño de la barrena obteniendo un incremento del ROP de 9.1 m/h con respecto a los pozos de correlación, además de cortar 2164 mts en

Referente al arrastre, a pesar de tener 3 curvaturas, la tubería de perforación no presentó altos valores. El arrastre presentado fue de 22 toneladas con punto de apoyo de 18 toneladas. Una de las causas probables de estos valores es la calidad de la construcción del agujero de 12 ¼” que ayudó a tener valores dentro de los parámetros de perforación.

una sola corrida, tal y como se observa en la Figura 9. Con la trayectoria con desplazamiento negativo, no afectó a los tiempos de perforación, por el contrario, se hicieron excelentes tiempos, siendo el mejor pozo del campo.

José Luis Villalobos López, José Alberto Peralta Montejo, Roberto Juárez López

Figura 8. Muestra la trayectoria direccional real vs la programada, donde se alcanzaron los más alto valores de torque.

Figura 8. Muestra la trayectoria direccional real vs la programada, donde se alcanzaron los más alto valores de torque.

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severidades de 2.02 a 2.57 °/30m a lo largo de la trayectoria final del pozo, representó un reto importante para lograr el objetivo de asentamiento programado. El pozo presentaba esfuerzos laterales desde 1,500 hasta 2,570 Kgf en dicha sección del agujero, los cuales fueron mitigados con el uso de 72 centralizadores, de los cuales, 42 se colocaron en el fondo con el uso de tecnología Premium de centradores de resina en la sección del desplazamiento negativo por el bajo coeficiente de fricción que presenta dicho material de 0.089. Ver Figura 11.

En lo que refiere a la gráfica de tiempos para esta sección de 12 ¼” se logró obtener un ahorro de 13 días de perforación. Ver Figura 10. Con esto se demostró que, a pesar de los retos del plan direccional, con una ingeniería bien planificada se rompen paradigmas, es necesario hacer mención el uso de una nueva tecnología en barrena PDC, que por primera vez se utilizó en México dando resultados satisfactorios. Tan solo fue una barrena para la etapa. Esta barrena se ha utilizado en otros pozos, con resultados similares.

Introducción de liner de 10 1/8” x 9 7/8” con triple curvatura

Durante la introducción del liner combinado de 10 1/8” x 9 7/8” a 5,342 md, en todos los escenarios simulados acorde a las severidades presentadas durante la construcción del desplazamiento negativo del pozo los últimos 1300 m, con

Durante la introducción del liner, no se registró ninguna resistencia o intento de atrapamiento. Bajo libre a hasta el punto de asentamiento, donde ancló y liberó colgador de forma satisfactoria, realizando buena cementación.

Diseño de sarta invertida, sección 8 ½”

Uno de los retos mas importantes fue diseñar una sarta invertida para poder transmitir la energía directa a la barrena, ya que por el tipo de trayectoria con desplazamiento negativo implicaba que el peso efectivo a la barrena no fuera eficiente, es decir, parte del peso se pierde en la triple curvatura provocado por el arrastre de la tubería. Al hablar de una sarta invertida se refiere al invertir de primera forma la tubería heavy weight y por arriba de ella, los drill collar, con la finalidad de transmitir todo el peso necesario, el diseño de la sarta invertida se observa en la Figura 12. Durante la perforación de la etapa se redujeron los niveles de vibración y choques de la sarta, además de que el torque se mantuvo

Figura 9. Se muestra el ROP del Madrefil 131, donde el pozo de correlación Madrefil 64 con mejor tiempo, solo hizo un ROP de 7.7 m/h y perforó un tirante de 1818 m.

Figura 10. Gráfica de avance en la sección de 12 ¼”. Tiempo programado de 28.92 días, tiempo real de 16 días.

Figura 11. Para Madrefil 131 se utilizaron centradores de resina, lo cual ayudó a minimizar las fricciones durante la bajada del liner.

estable en 16000 pie/libra, derivado de que a lo calculado presentaban valores de 24000 lb/pie. También ayudó a mantener el control direccional conforme a programa.

Referente al ROP, incrementó con respecto al diseño de una sarta convencional de pasar de 1.97 m/hr en la sección del Cretácico a 5.34 m/hr con la sarta invertida. Es necesario hacer mención que la litología perforada en la sección del Cretácico Superior agua nueva, se perforó un 40% de

pedernal ambar, lo que significó que la sección de 8 1/2” se hiciera en 3 viajes, el último BHA (Bottom hole assembly) se utilizó para terminar de perforar la etapa del Cretácico Medio al inferior. Con lo que respecta al esfuerzo no confinado de la formación se presentaron valores promedio de 20 a 42 Kpsi, lo cual dificultó relativamente el proceso de la perforación y el desgaste de la barrena no fue significativo en las 3 corridas.

En la Figura 13 se analiza la gráfica de profundidad vs tiempo, donde se muestran las tres corridas de las barrenas PDC con desgaste máximo en una de ellas de 1-2, mientras que en las otras dos fue de 0-1, ésto fue resultado de perforar con barrenas híbridas donde se tuvo un mayor rendimiento en el campo Madrefil, ya que el mejor pozo correlativo perforó con 6 barrenas, además de perforar 700 mts en 210 horas con ROP promedio equivalente de 3.3 m/hr, lo que permitió ahorrar 134 horas de acuerdo al programa.

José Luis Villalobos López, José Alberto Peralta Montejo, Roberto Juárez López

Figura 12. Diseño de sarta invertida para perforar la trayectoria con desplazamiento negativo y triple curvatura, donde se observa un incremento en la perforación, torque estable y niveles bajos de stick and slip en la sección de 8 ½”

Figura 13. Gráfica de avance. Color naranja tiempo Pemex, color amarillo tiempo compañía, color azul tiempo real.

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Resultados

La trayectoria direccional se perforó conforme a programa a pesar de los retos de ingeniería que ésta representaba. Esto implicó hacer una reingeniería durante el proceso de la perforación, para poder cumplir con ángulo y rumbo deseado. Durante la perforación del pozo es necesario llevar un comparativo a lo que se programó en ingeniería de diseño con respecto a lo real, esta muestra comparativa se ve reflejada en la Figura 14, profundidad vs días o bien gráfica de avance, donde se muestran los tiempos de perforación del pozo Madrefil 131 vs los tiempos de perforación del programa, además se presenta el número de barrenas utilizadas que fueron un total de 11, donde el número de barrenas promedio para el campo de una ingeniería de arquitectura robusta han sido de hasta 17 barrenas. Como se mencionó en la Figura 10, en la etapa donde mejor se optimizó, es en el intervalo de 3062 a 5342 metros, al reducir de 3 barrenas promedio para el campo a tan solo 1 barrena. Esta barrena es para formaciones con intercalamiento litológico, abrasivo, de alta compresibilidad, y resistentes al impacto. También se utilizó lubricante en el fluido de perforación para minimizar los altos torques.

Haciendo referencia a la gráfica de avance, en la Figura 14 se observan los tiempos de perforación para Madrefil 131 con un total de 126 días reales de 131 días programados.

La evolución tecnológica de las herramientas de perforación ha ayudado definitivamente para rediseñar la ingeniería y ver maximizados de forma optimizada en cada una de las etapas a perforar.

Conclusiones

Se hizo la ingeniería para perforar de forma satisfactoria la trayectoria con desplazamiento con triple curvatura con el uso del sistema rotatorio que aseguró que el pozo se perforara de manera eficiente y con menos tortuosidad y en la sección de 8 ½” con el uso de la sarta rotatoria invertida, permitió reducir los choques y vibraciones, transmitiendo con ello la energía mecánica a la barrena. Para la sección de 12 ¼” con la tecnología de barrena en la que se perforaron 2164 m en una sola corrida siendo el primer pozo en alcanzar en una sola corrida para ambas peras Madrefil. Excelente desempeño en la perforación de la sección 8 ½ “a través de la tecnología de barrena en 3 corridas (700 metros, 40% de Pedernal) versus la mejor correlativa con 6 corridas. Uso de material lubricante líquido con el que se obtuvo un menor impacto en las reologías y fue posible reducir hasta un 30% en el torque. La utilización del QuadCombo permitió obtener el registro de la sección direccional en el orificio de 8 ½ “(área de producción). Uso de geometría no convencional (10 1/8”) para garantizar la integridad mecánica del pozo, eliminando el uso del stub en la zona de colapso), además del uso de centradores de resina para el asentamiento de esta tubería.

Madrefil 131 se hizo con buenos resultados logrando reducir el tiempo de perforación en 5% respecto al campo Madrefil. Se estableció una sinergia adecuada entre la ejecución y el seguimiento del pozo durante la toma de decisiones entre todo el personal integrado en el proceso. Se tiene planificado realizar el uso de las barrenas en los próximos pozos a perforar en el campo Madrefil. También se tiene la propuesta de identificar y seleccionar campos candidatos para la aplicación de esta ingeniería. Es necesario crear y fabricar barrenas específicas para el campo a perforar, sin duda, esto ayudará a realizar un mejor perfomance.

Referencias

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Figura 14. Gráfica de avance comparativa Madrefil 131 vs tiempo programado. En color azul se muestra el tiempo real y en color rojo el tiempo programado.

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José Luis Villalobos López, José Alberto Peralta Montejo, Roberto Juárez López

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Semblanza de los autores

Roberto Juárez López

Doctorado en tecnología avanzada con especialidad en fenómenos de transporte en sólidos de plasma y gases de descarga. Maestría en geociencias y administración de los recursos naturales. Licenciatura en ingeniería petrolera. Profesor en la academia de ingeniería petrolera (ESIA-TICOMAN- IPN). Impartición de cursos de perforación, terminación y reparación de pozos a escuelas como: IPN-UNAM. Instructor dentro de Pemex para el pozo escuela en Castaño (Direccional, asentamientos de TR´s, Geomecanica, Terminación, Diseño de Tr´s, Control de pozo), entre otros, así como a institutos y empresas. Autor de artículos de investigación científica y de divulgación.

Múltiples conferencias internacionales y nacionales de interés Petrolero, Científico y Académico con participación destacada en países como Argentina, Colombia, Cuba, Uruguay, Chile, Estados Unidos, Brasil, España y Estonia. Impulsor de tecnologías únicas en el mundo para la industria del petróleo. Con 17 años de experiencia en la industria del petróleo trabajando en Pemex en el área de Diseño e Ingeniería de perforación de pozos.

Luis Villalobos

Actualmente es Tech. Leader & Business Development para Grupo Industrial Comercializador del Golfo S.A de C.V., (GICSAMX). Es especialista en cementaciones y casing equipment. Antes de su puesto actual se desempeñó como Cementing Technical Sales Engineer para Halliburton de México. Cuenta con más de 12 años de experiencia en la industria petrolera en el área de cementaciones. Posee un MBA por parte del Instituto de Estudios Universitarios (IEU) y un título en Ingeniería Industrial por parte del Instituto Tecnológico de Celaya (ITC). Es miembro de la Society of Petroleum Engineers (SPE), ha participado como expositor en los Congresos de la Asociación de Ingenieros Petroleros de México, (AIPM).

José Alberto Peralta

Montejo

Estudió en la Universidad Popular de la Chontalpa, (UPCH), obteniendo el título de Licenciatura en Ingeniería Química Petrolera.

Ingresó a Pemex en junio de 2006 y se desempeñó como ingeniero de terminación y reparación de pozos durante los siguientes 4 años, a partir del 2010 fungió como ingeniero de pozos en la Regios Sur, especializándose en pozos HPHT y LPHT; en 2016 diseñó y coordinó de manera exitosa la reparación mayor del pozo Sitio grande 92 para efectuar la segunda etapa de una prueba tecnológica del IMP; los siguientes 2 años dio asesoría técnica a consorcios que participaron en las diferentes rondas de licitación de campos durante la reforma energética; en el 2018 ingresó a Schlumberger y durante los siguientes 4 años se desempeñó como Senior de perforación de pozos en el área de ingeniería de operación en interacción directa con Pemex.

En la actualidad es Líder de planeación de pozos de campos terrestres en México.

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• Datos de los autores y coautores: nombre completo, institución a la que pertenecen, dirección postal, teléfono(s), direcciones y correo electrónico.

• Resumen: Elaborar uno en español y otro en inglés, los cuales no excedan de 250 palabras cada uno.

• Palabras clave en español e inglés: Incluir seis descriptores en inglés y en español para facilitar la recuperación de la información en las bases de datos especializadas.

4. La estructura de los artículos deberá contener:

• Introducción

• Desarrollo del tema

• Conclusiones

• Nomenclaturas

• Agradecimientos

• Apéndices (en su caso)

• Referencias

• Trayectoria profesional de cada autor

5. Las expresiones matemáticas deberán ser escritas claramente, cuidando que sean legibles los símbolos y utilizando el Sistema Internacional de Unidades.

6. Las referencias enunciadas en el desarrollo de los trabajos deberán anotarse indicando el apellido del autor y el año de su publicación, por ejemplo: “Recientemente, Gracia (1996)...” o bien “En un trabajo reciente (Gracia, 1996)”... Para tres autores o más: Gracia et al . (1996) o (Gracia et al ., 1996). Estas referencias se citarán al final del texto y en orden alfabético al final del trabajo, de acuerdo al manual establecido por la SPE Publication Style Guide:

Libros

Bourdet, D. 2002. Well Test Analysis: the Use of Advanced Interpretation Models. Amsterdam: Elsevier.

Artículos

Hernández García, M.A. 2011. Desarrollo del Campo Cauchy: Caso de Éxito en la Región Norte. Ingeniería Petrolera LII (2): 19-35.

Soliman, M.Y., Miranda, C. and Wang, H.M. 2010. Application of After-Closure Analysis to a Dual-Porosity Formation, to CBM, and to a Fractured Horizontal Well. SPE Prod & Oper 25 (4): 472-483. SPE-124135-PA. http://dx.doi. org/10.2118/10.2118/124135-PA

Conferencia, reunión, etc.

Al-Khalifa, A.J. y Odeh, A.S. 1989. Well Test Analysis in Oil Reservoirs with Gas Caps and/or Water Aquifers. Artículo SPE 19842, presentado en: SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio, Texas, octubre 8-11. http:// dx.doi.org/10.2118/19842-MS

Tesis

Pérez Martínez, E. 2011. Estudio de Conificación de Agua en Yacimientos Naturalmente Fracturados. Tesis de Maestría, UNAM, Programa de Maestría y Doctorado en Ingeniería, México, D.F.

Miguel Hernández, N. 2002. Scaling Parameters for Characterizing Gravity Drainage in Naturally Fractured Reservoir. PhD dissertation, University of Texas at Austin, Austin, Texas.

PDF (en línea)

Secretaría de Energía. Dirección de Planeación Energética. 2011. Balance Nacional de Energía 2010. http://www.sener. gob.mx/res/PE_y_DT/pub/2011/Balance%20Nacional%20 de%20Energía%202010_2.pdf (descargado el 1 de febrero de 2010).

Normas

NRF-005-PEMEX-2000. Protección Interior de Ductos con Inhibidores. 2000. México, D.F.: PEMEX, Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

Software

Eclipse Reservoir Engineering Software. 2005. Schlumberger, http://www.slb.com/content/services/software/resent/

1. Los autores deberán anotar una semblanza de su trayectoria profesional que no rebase las 100 palabras en el idioma en que se escribió el artículo, éstas se ubicarán después de las referencias.

Autores

• El autor deberá ceder los derechos a la revista Ingeniería Petrolera de la AIPM.

• El artículo deberá ser original y compromete a sus autores a no someterlo simultáneamente a la consideración de otra publicación.

• La responsabilidad del contenido de los artículos sometidos a la publicación corresponde a los autores.

Evaluación

Todos los artículos presentados serán valorados previamente por dos o más expertos del Comité Técnico de Expertos de la Asociación de Ingenieros Petroleros de México AC, y posteriormente por la Comisión Editorial, quienes estudiarán su contenido y darán una opinión acerca de su publicación. En este proceso participan especialistas reconocidos y de alto nivel en la materia, con habilidad y experiencia para evaluar de manera confiable y expedita, tanto la calidad y la originalidad, como el mérito del contenido de los artículos.

La revista Ingeniería Petrolera es editada por la Asociación de Ingenieros Petroleros de México, A. C.

Esta edición se terminó en agosto de 2023 en la Ciudad de México

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