RETOS Y AVANCES EN EL DESARROLLO Y OPERACIÓN DE UN YACIMIENTO NO CONVENCIONAL, CHICONTEPEC ESPECIALIDAD: INGENIERÍA PETROLERA ANTONIO NARVÁEZ RAMÍREZ

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1 RETOS Y AVANCES EN EL DESARROLLO Y OPERACIÓN DE UN YACIMIENTO NO CONVENCIONAL, CHICONTEPEC ESPECIALIDAD: INGENIERÍA PETROLERA ANTONIO NARVÁEZ RAMÍREZ Fecha de Ingreso: 08 de Diciembre de 2012 Ingeniería Petrolera 1

2 Ingeniería Petrolera 2

3 CONTENIDO Página ResumenEjecutivo 5 Introducción 7 Antecedentes de Chicontepec 13 4 Capítulo1. YACIMIENTO 1.1. Pozos estratégicos, extensión y desarrollo Sísmica Registros de Pozos Petrofísica Toma de información de Ingeniería Matriz de Jerarquización de Localizaciones 27 Capítulo 2. DESARROLLO DE PROYECTOSTECNOLÓGICOS 2.1. MacroperasAutosustentables PozosMultifracturados HectáreaMultifracturada PruebasPiloto Inyección de Agua Inyección de Dióxido de Carbono, CO 2 50 Ingeniería Petrolera 3

4 Capítulo 3. INICIATIVAS EN POZOS E INFRAESTRUCTURA 3.1. Iniciativas en Diseño de Pozos Perforación Terminación TerminacionesEspeciales Refracturamientos Productividad de Pozos ReparacionesMayores Infraestructura de Producción Módulo de SeparaciónPortátil Chicónmetros Comandos Operativos 75 Capítulo 4. Estrategias de Gestión del Proyecto y Cultura No Convencional Cuadernos de Gestión Grupos de Productividad Los Fantásticos Centro de Monitoreo Cultura no convencional Padrinos y Ahijados Generando la Identidad del Equipo Chicontepec 86 Logros y Retos 89 Visión Futura 91 Conclusiones 93 Agradecimientos 94 Semblanza Candidato 95 Ingeniería Petrolera 4

5 RESUMEN EJECUTIVO Los proyectos de extracción de petróleo son de gran complejidad desde la delimitación y caracterización de los yacimientos, el diseño de pozos, la ejecución de la perforación y la terminación de pozos, mientras se coordina su incorporación a producción mediante la infraestructura de separación y compresión de gas, para su comercialización, posteriormente mantener la productividad de pozos mediante actividades de optimización, así como reparaciones mayores y menores, sin descuidar el mantenimiento de las instalaciones, representando un gran esfuerzo de coordinación y seguimiento de diferentes actividades, las cuales permitan dar una atención integral al desarrollo del proyecto. Cada proyecto es diferente, sin embargo la prioridad del desarrollo es hacia yacimientos con condiciones que permiten la perforación de pozos con buenas producciones, utilizando tecnologías comunes y que no requierande nuevas estrategias para mantenerlos fluyentes por periodos mayores de tiempo. Existenproyectos considerados No Convencionales, en los que su explotación, además de todos los retos involucrados, requieran de acciones que permitan vencer la complejidad del yacimiento para lograr pozos con producciones rentables, así mismo de un seguimiento y análisis continuo, del cual se deriven diferentes acciones de ingeniería para optimizar su producción. La administración de estos yacimientos requiere una filosofía de operación diferente, la cual debe de considerar: Optimización de la perforación y terminación de pozos Aseguramiento de la sustentabilidad Ambiental Adoptar un modelo de Negocio Flexible para su desarrollo integral Ingeniería Petrolera 5

6 Actualmenteen México, se está desarrollando unproyecto No Convencional -Paleocanal Chicontepec -, el cual estáconsiderado como la reserva más grande de petróleo en nuestro país y el Activo Integral Aceite Terciario del Golfo (AIATG) es el encargado de asumir el reto de administrarlo para la explotación de este recurso. En la primera etapa del proyecto ( ) se efectuó una gran actividad de perforación y terminación de pozos, a partir del segundo semestre de 2010 se definió una segunda etapa, fundamentada en las siguientes estrategias: 1. Mantener e incrementar la producción base 2. Incorporar rápidamente laproducción de nuevas áreasde mayor productividad(extensión y nuevos desarrollos) Para mantener e incrementar la Producción Base, se establecieron estrategias para lograr la operación eficiente de los pozos existentes y la incorporación de pozos cerrados. Mientras que la incorporación de pozos nuevos se hizo utilizando técnicas que permitieronobtener pozos con una mejor producción inicial Así mismo, con la finalidad de optimizar el uso de los recursos, en este Activo, se están desarrollando múltiples proyectos de ingeniería, enfocados en definir nuevas formas de explotación y optimización, así comoinfraestructura esbelta, autosustentable y flexible para el manejo de la producción. A través de este documento se explican las características del Proyecto y las acciones implantadas para su Administración, las cuales tienen por objetivo principal convertir a Chicontepec en un proyecto ejemplar de extracción de crudo mediante el desarrollo de nuevas prácticas. Ingeniería Petrolera 6

7 INTRODUCCIÓN Chicontepec,es un proyecto de alta complejidad debido a la topografía de la región y al tipo de Yacimiento (Capítulo 1) considerado No Convencional, por sus características petrofísicas (baja permeabilidad) y la relativa baja presión. Sin embargo,buscando perfilarse como el primer proveedor de hidrocarburos en el país para los próximos 25 años, Chicontepec ha impulsado el Desarrollo de Proyectos Tecnológicos (Capítulo 2) e Iniciativas en Pozos e Infraestructura (Capítulo 3), ha coordinado niveles de actividades y logrado crecimientos nunca antes vistos en México, mediante la implantación de Estrategias degestión del Proyecto y una Cultura No Convencional (Capítulo 4). Dentro de las estrategias fundamentales del Activo, se encuentra el mantener la Producción Base, mediante la operación eficiente de los pozos existentes e incrementarla con la reincorporación de los pozos cerrados. Otra estrategia que enmarca este proyecto es la perforación de nuevos pozos en las zonas de mayor productividad y bajo riesgo. Desde el segundo semestre del 2010, se logró disminuir considerablemente la declinación de los pozos en operación mediante la creación de grupos de especialistas dedicados a estudiar su productividad, además, de iniciar una campaña intensa de medición de la producción y de la implementación de un centro de monitoreo con el cual se pueda observar las 24 horas de los 365 días del año las principales instalaciones, ductos y pozos del Activo, entre otras estrategias. Antes de implementar estas mejoras operativas, se tenían factores de declinación mensual del 8 y 10% y actualmente el factor oscila del 2 al 4%. Como resultado de estas iniciativas, durante el 2011, se han ejecutado más de 1,970 actividades relacionadas a la operación de pozos, como son: optimización de pozos fluyentes, instalación y optimización de sistemas artificiales, limpiezas de pozos, refracturamientos, inducciones químicas, etc. A continuación se presenta la evolución de las principales actividades de 2010 a 2011, derivado del cambio de estrategia cuyo objetivo fue establecer un balance adecuado de actividades: Ingeniería Petrolera 7

8 Perforaciones : : 320 Terminaciones : : E F M A M J J A S O N D E F M A M J J A S E F M A M J J A S O N D E F M A M J J A S Rep. Mayores 2010: : 195 Conversión BM 2010: : E F M A M J J A S O N D E F M A M J J A S E F M A M J J A S O N D E F M A M J J A S Reacondicionamiento BM 2010: : Inducciones Mecánicas 2010: : 1, E F M A M J J A S O N D E F M A M J J A S E F M A M J J A S O N D E F M A M J J A S Refracturamientos 2010: : 165 Limpiezas 2010: : E F M A M J J A S O N D E F M A M J J A S E F M A M J J A S O N D E F M A M J J A S Figura A.1. Evolución de Actividad Ingeniería Petrolera 8

9 Como se puede observar en las gráficas, las perforaciones y terminaciones en 2011, se redujeron a la mitad respecto a la intensa actividad efectuada en 2010,en cambio las actividades de Optimización de pozos, como son conversión a Bombeo Mecánico, Reacondicionamiento a Bombeo Mecánico, Inducciones Mecánicas, Refracturamientos y Limpiezas se incrementaron drásticamente. Este cambio en la estrategia de explotación ha permitido incrementar la producción de aceite hasta en65 mil bpdal cierre de octubre de 2011, como se muestra en la siguiente gráfica: 66,000 62,000 58,000 54,000 65,061 50,000 Reducción de actividad 46,000 42,000 38,000 34,000 48,711 44,803 30,000 29,477 26,000 ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic ene feb mar abr may jun jul ago sep oct Figura A.2. Evolución de Producción De forma paralela e intensa, se ha incursionado en nuevas formas de operación, enfocadas en maximizar el uso del gas proveniente del yacimiento, como es el caso de las Macroperas Autosustentables, las cuales utilizan el gas de formación para abastecer los motores, compresores y generadores de energía eléctrica, así como inyectar gas a los sistemas de bombeo neumático, y el excedente enviarlo a un centro de procesamiento. El uso de estas prácticas ha incrementado la producción de aceite, mejorado el uso del gas de formación y reduciendo la quema del mismo. Ingeniería Petrolera 9

10 Por otra parte, en la búsqueda de nuevas y mejores tecnologías que permitan incrementar la productividad de los pozos y reducir costos, Pemex inició durante 2009, actividades en 5 Laboratorios de Campo, en los cuales, de forma conjunta con sus aliados tecnológicos se encuentra evaluando más de 80 iniciativas estratégicas.siendo responsabilidad de la administración el impulso de las iniciativas adecuadas en busca de incrementar la producción. El porque? Pasado El medio Presente Que esperamos? Futuro LC Coyotes LC LC Agua Fría LC Corralillo Se visualiza a los Laboratorios de Campo como un medio para definir la estrategia de explotación que permita alcanzar un futuro más promisorio con la aplicación de soluciones integrales. La implantación de los LC busca replantear las iniciativas de solución tradicionales, bajo las premisas de: Mejores prácticas. Selección detecnologías adecuadas. LC P. Alemán Iniciativas orientadas a reducir costos. Transmisión yasimilación deconocimiento. Los Laboratorios de Campo están encaminados a cruzar la brecha existente entre el como se hace y el como se debe hacer. Figura A.3. Laboratorios de Campo en AIATG En el mes de junio del presente año, una de las iniciativas promovidas, fue la que se efectuó en el pozo Corralillo 629, en el cual se realizó una terminación múltiple (11 intervalos), los cuales fueron fracturados con fluido visco elástico libre de polímero y usando bolas biodegradables. Como resultado de esta intervención se obtuvo un gasto inicial de 1,150 bpd,el cual se han mantenido hasta el día de hoy. De forma similar se han ejecutado 16 intervenciones, teniéndose resultados muy favorables con gastos iniciales superiores a los 300 bpd. Para el resto del año se contempla aplicar esta tecnología en 40 pozos más. Ingeniería Petrolera 10

11 Todas estas estrategias han permitido que el Activo alcance una producción de 65 mil bpd, lo cual significa un incremento superior al 150% desde su creación en el 2007, además, considerando las iniciativas tecnológicas relacionadas con la inyección de vapor, hectárea fracturada, inyección de agua, inyección de CO2, se tiene la confianza de alcanzar la meta de producción anual de 75 mil bpd para diciembre de este año y los compromisos de producción multianuales que el México requiere. Chicontepec, es un proyecto de largo plazo que requiere de nuevas tecnologías e ideas, sin embargo la parte más importante en el aseguramiento de su futuro,será siempre su gente y el compromiso adquirido con cada acción, así como su responsabilidad social y ambiental, procurando la sustentabilidad no solo del Proyecto, sino de las comunidades que coexisten con él. Ingeniería Petrolera 11

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13 ANTECEDENTES DE CHICONTEPEC Actualmente, el Paleocanal Chicontepec representa más del 29% de las reservas probadas de hidrocarburos del país y el 81% de las de la Región Norte.Es uno de los yacimientos más importantes de México y por lo tanto uno de los mayores retos para Petróleos Mexicanos. A continuación se describen sus principales antecedentes: La presencia de hidrocarburos se conoce desde 1926, cuando las compañías El Águila y Stanford, perforaron pozos con objetivo Cretácico, ahí se detectaron areniscas con manifestaciones de hidrocarburos, los cuales se consideraron comopozoseconómicamente no rentables. Durante el desarrollo del campo Poza Rica, en mayo de 1935, con la prueba de producción efectuada en el pozo Poza Rica-8, se confirmó el potencial de hidrocarburos de la Formación Chicontepec. Posteriormente entre los años 1952 a 1963, al perforarse pozos con objetivo Jurásico en los campos de los Distritos de Poza Rica y Cerro Azul, se manifiestó nuevamente la presencia de hidrocarburos en formaciones arcillo-arenosas del Terciario, pero debido a su baja permeabilidad no se consideró rentable su explotación. Fue entre los años de 1963 y 1970, cuando los pozos de los campos Presidente Alemán y Soledad,habían dejado de fluir en la Formación Tamabra,se realizaron reparaciones mayores enlas arenas de la Formación Chicontepec.Basados en los resultados de estas intervenciones, así como en el éxito obtenido en los pozos con objetivo Eoceno Inferior, los cuales se perforaron en diferentes áreas, se concluyó que a pesar de no ser pozos de alta productividad, al ser pozos someros y de bajo costo en su perforación, se definió su desarrollo. Así entonces, la explotación comercial de Chicontepec, se inició en el año de 1970, con la perforación de seis pozos en el campo Presidente Alemán. Mediante estudios sedimentológicos-estructurales, (Busch &Govela en 1974; Filiberto Cuevas en 1977) al Paleocanal Chicontepec se le estimó una longitud aproximada de 123 km y un ancho de 25 km. En 1979 la compañía DeGolyer and MacNaughton validó las reservas de hidrocarburos en 106 MMMBPCE de OOIP (volumen original en sitio) y en ese mismo año se elaboró Ingeniería Petrolera 13

14 el Proyecto Chicontepec, en el cual se propusieron diversos escenarios de desarrollo.siendo 1980, cuando Petróleos Mexicanos manifiesta su existencia. En su primera etapa, la producción de aceite se incrementó de 2.5 mbpd a 14.3mbpd, mediantela perforación de 300 pozos en los campos Soledad, Aragón, Coyotes, Horcones y Soledad Norte, los cuales resultaron productores. Con la finalidad de contrarrestar la declinación de la producción de 14.3mbpda 9.8mbpd, en el periodo de 1983 a 1991, las actividades se enfocaron en dar mantenimiento a pozos y a perforar228 de desarrollo en los campos Agua Fría y Tajín. De 1992 a 2001, después de haber alcanzado una producción máxima de 17.8mbpd, se observó que la producción declinó al final de este periodo hasta en un 50%. Con la finalidad de mejorar el conocimiento del subsuelo, en 1998, se realizó un estudio geológico-geofísico previo a la certificación de reservas, programada con la compañía DeGolyer and MacNaughton en el año de 1999.Este estudio permitió sustentar el nuevo valor de aceite in situ (OOIP) de 139 MMMBPCE y una reserva probable (2P) de 6,500MMBPCE; además, en función de la disponibilidad de instalaciones superficiales, calidad del aceite ( API), espesor de los yacimientos, índice de productividad y profundidad de los yacimientos, se identificaron 5 áreas de oportunidad. Para el periodo 2002 a 2006, se reactivó la perforación para el desarrollo de los campos Agua Fría, Coapechaca y Tajín, logrando alcanzar un incremento de producción de aceite de 27.2mbpd, utilizando nuevas tecnologías para la terminación y fracturamiento de pozos. En 2007, se define la creación del Activo Integral Aceite Terciario del Golfo para atender el desarrollo del Paleocanal Chicontepec. La estrategia inicial del Activo se destacó poruna gran actividad de perforación y terminación de pozos del 2008 al 2010, representando una gran inversión, sin embargo, la producción cerró en 2010 con solo 44.8 mbpd. Ingeniería Petrolera 14

15 A continuación se muestra una gráfica en la cual se evidencia la evolución de la producción del Paleocanal Chicontepec : Figura A.4. Comportamiento histórico de producción del Paleocanal Chicontepec. En una segunda etapa, a partir de mediados de 2010, se cambió la estrategia del Activo a un balance adecuado de actividades el cual se ha ejecutado durante 2011, destacando las actividadesde optimización, las cuales permitieron un bajo monto de inversión, pero lograron aumentar los volúmenes de producción por pozo. Ingeniería Petrolera 15

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17 Capítulo 1. YACIMIENTO 1.1. POZOS ESTRATÉGICOS, EXTENSIÓN Y DESARROLLO Pozos Estratégicos A la fecha en el Activo, se han perforado 101 pozos denominados estratégicos o de extensión, este tipo de pozos forman parte de la estrategia de explotación de los campos y se perforan en las zonas de mayor incertidumbre. En la siguiente figura se muestra la estrategia de perforación de pozos estratégicos indicándose en que campos y año. Figura 1.1. Gráfica de Distribución de Pozos Estratégicos Perforados por Campo Ingeniería Petrolera 17

18 Los objetivos de los pozos estratégicos están enfocados en lo siguiente: Reclasificación del tipo de Reservas Direccionar la estrategia de Explotación Incrementar el conocimiento de las características estáticas y dinámicas del yacimiento Durante su perforación y terminación, se adquiere la siguiente información: Muestras de canal Registro Continuo de hidrocarburos Núcleos Registros geofísicos especiales Pruebas de presión-producción Muestras de aceite para análisis PVT Muestras de agua de formación para análisis Stiff Con esta información se confirma la presencia de hidrocarburos y se calibran los valores de porosidad, Vsh (volumen de arcillas), Sw, Bo, datos muy importantes para la interpretación de la distribución de la calidad de los yacimientos y evaluar su potencial productor y reclasificación de reservas. Así también permite la calibración de los modelos estáticos y dinámicos. Por cada pozo estratégico exitoso perforado en áreas con reserva posible (3P), reclasifica a reserva probada 6 localizaciones (un espaciamiento) y reserva probable 12 localizaciones (dos espaciamientos). Ingeniería Petrolera 18

19 Pozos de Desarrollo El desarrollo en los Campos del Activo, inició en los campos Agua Fría, Coapechaca, Tajín y en menor grado en Corralillo, debido a un mejor conocimiento del yacimiento y a la infraestructura de producción disponible; estos campos se encuentran en la parte centro sur del área del proyecto como se muestra en la siguiente figura: Campos: Humapa Coyula Campos: Furbero Presidemnte Alemán Remolino Figura 1.2. Mapa del Activo en el cual se resaltan las áreas con mayor número de pozos estratégicos Con base a los resultados de los pozos estratégicos, de los pozos de desarrollo, lo cual genera un incremento en el conocimiento del subsuelo y por lo tanto el mejoramiento de los modelos estático y dinámico de los yacimientos (arenas), la estrategia de desarrollo se va actualizando siempre teniendo como objetivo la búsqueda de áreas de mayor productividad, por lo cual recientemente se ha incrementado la actividad de perforación principalmente en los campos Furbero y Presidente Alemán en la parte sur, Humapa y Coyula en la parte centro-occidental y centro en el campo Corralillo. Ingeniería Petrolera 19

20 Del año 2007 a la fecha, se han perforado 1,868 pozos de desarrollo en 18 campos de los 29 que contiene el proyecto, véanse las siguientes figuras: POZOS DE DESARROLLO PERFORADOS AGUA FRIA AGUA NACIDA COAPECHACA CORRALILLO COYOL COYOTES COYULA ESCOBAL FURBERO GALLO HORCONES HUMAPA PALO BLANCO PRESIDENTE ALEMAN REMOLINO SOLEDAD SOLEDAD NORTE TAJIN Figura 1.3. Gráfica de Distribución de Pozos de Desarrollo Perforados por Campo Ingeniería Petrolera 20

21 1.2. SÍSMICA Con el objeto de interpretar la presencia y distribución de los cuerpos arenosos de la Formación Chicontepec, en 1997, se adquirieron 1,202 km de información sísmica 2D. Con esta información se identificaron las áreas o campos con mayor potencial o índice de hidrocarburos. En consecuencia y con la finalidad de minimizar el riesgo y sustentar mejor un plan de desarrollo de sus reservas se vio la necesidad de adquirir sísmica tridimensional (3D), en el área con reserva posible (3P). Figura Distribución de líneas sísmicas 2D adquiridas con objetivo Terciario Fm. Chicontepec. La sísmica 3D ha sido observada por etapas desde 1999 hasta el En la figura 2, se muestra en color amarillo los 3 cubos que ya estaban disponibles antes de que el proyecto iniciara como Activo, los polígonos en color verdes son cubos sísmicos recién adquiridos y los cubos en rojo están en programa de adquisición. Actualmente se cuenta con 5,500 Km2 de información sísmica 3D y para su cubrimiento total es necesario adquirir 2,700 Km2 adicionales, los cuales se encuentran en programa. Ingeniería Petrolera 21

22 Figura Ubicación de áreas con cobertura sísmica 3D y sísmica programada La interpretación y aplicación de la sísmica (3D), permite obtener la geometría y extensión de los yacimientos, por otra parte, con los atributos sísmicos se coadyuvaran en la caracterización estática y delimitación de los yacimientos, además, se pueden actualizar con mayor precisión los modelos estratigráficos y sedimentológicos, evaluar confiablemente el volumen original de hidrocarburos y apoyar en la estimación de los diferentes tipos de reservas, finalmente sustenta los planes de desarrollo. Con la extracción de atributos sísmicos se pueden identificar rasgos sedimentológicos, distribución de los diferentes tipos de rocas, sus potenciales características petrofísicas, entre otros atributos. Con el objetivo de interpretar los horizontes productores que oscilan en un rango de profundidad entre los 700 y los 2,000 m, se llevo a cabo como complemento a la sísmica 3D convencional una prueba tecnológica, de sísmica multicomponente. Esta técnica conocida como 3D3C, aprovecha las ondas sísmicas convertidas (específicamente, las ondas P descendentes que se convierten en ondas S reflejadas ascendentes), con lo cual se logra un mejoramiento en la imagen estructural, una estimación de la litología, un análisis de anisotropía, una mejor descripción de los fluidos y el monitoreo de patrones de fracturamiento, todo esto integrados con la información de los pozos da la oportunidad de identificar áreas de alta productividad. Ingeniería Petrolera 22

23 1.3. REGISTROS DE POZOS Los registros adquiridos en los pozos perforados son la representación gráfica de lo que constituye una medición indirecta de las distintas propiedades de las unidades de roca atravesadas por dichos pozos, las cuales dependen directamente de la interacción roca-fluido intrínseca en su sistema poral. En el desarrollo de campos de Chicontepec la perforación de pozos se lleva a cabo por macroperas con 1 pozo vertical y 11 a 18 direccionales. Por otro lado normalmente, después del tubo conductor de 16 que normalmente se inca a 50 m., se utilizan tres etapas de tuberías de revestimiento desde la superficie hasta su profundidad total. La siguiente tabla muestra un set típico de registros para un pozo vertical, estratégico u horizontal: Etapa Intervalo (m.d.b.m.r.) de a Registros Geofísicos 1ª INDUCCION / SP / RG / SONICO DE POROSIDAD REGISTROS BÁSICOS: ARREGLO INDUCTIVO LITODENSIDAD NEUTRON 2ª ª REGISTROS ESPECIALES: RAYOS GAMA ESPECTRAL SONICO DIPOLAR MINERALÓGICO IMÁGENES RESONANCIA MAGNÉTICA REGISTRO DE PRESIONES TIPO SFT REGISTROS BÁSICOS: ARREGLO INDUCTIVO LITODENSIDAD NEUTRON REGISTROS ESPECIALES: RAYOS GAMA ESPECTRAL SONICO DIPOLAR MINERALÓGICO IMÁGENES RESONANCIA MAGNÉTICA REGISTRO DE PRESIONES TIPO SFT Figura Registros Geofísicos Ingeniería Petrolera 23

24 1.4. PETROFÍSICA Para el desarrollo de un adecuado modelado petrofísico es primordial analizar integralmente toda la información disponible concerniente a: Registros geofísicos de pozos, análisis rutinarios y especiales de núcleos, datos de producción, información de registros de hidrocarburos, así como también de los resultados del modelo geológico; las secciones de correlación entre pozos, donde se incluyen en los encabezados de los análisis petrofísicos de cada pozo, las cimas y bases para los distintos cuerpos de arenas identificados, lo cual nos permite visualizar la continuidad lateral de las arenas y su comportamiento en términos de producción de aceite, presiones iniciales de yacimiento y producciones acumuladas. y Fotografías en luz Figura Modelo Petrofísico Ingeniería Petrolera 24

25 La metodología de análisis petrofísico conlleva una secuencia de trabajo, donde cada etapa es un insumo para la siguiente. A continuación se detalla dicha metodología que es utilizada por el equipo de petrofísicos del Activo: Determinación de la resistividad de agua de formación (rw). Determinación del exponente de cementación (m). Determinación del exponente de saturación (n). Determinación de volumen de arcilla (vcl). Determinación de la porosidad efectiva (phie). Cálculo de saturación de agua (sw). Cálculo de la permeabilidad (k). Cálculo del espesor neto impregnado (net pay). Determinación de tipos de roca. Ingeniería Petrolera 25

26 1.5. TOMA DE INFORMACIÓN DE INGENIERÍA Dada la alta profundidad de los yacimientos petroleros y debido a que la única conexión directa con ellos para conocer su comportamiento y evaluar la correcta explotación de estos es a través del pozo, la toma de información se vuelve un aspecto fundamental para el óptimo desarrollo de los campos. La correcta evaluación de la información proporcionada por el yacimiento a través de las perturbaciones generadas dentro del pozo resulta en la adecuada caracterización de la roca, de los fluidos contenidos en ésta, de los volúmenes de ambos, del comportamiento dinámico del sistema roca-fluido y fluido-fluido y de las condiciones iniciales y actuales del yacimiento. Durante la toma de información es de vital importancia conocer el rango, la resolución, limitaciones de cada herramienta y de los sensores, con el fin de diseñar la prueba adecuada a la información que desea obtenerse y de esta forma poder evaluar correctamente esta información. La información se toma a través de diversas pruebas de pozo y de muestreo de fluidos. Pruebas de Pozo. Previo a la toma de registros y pruebas de pozo es necesaria la calibración del mismo para conocer si el o los intervalos a medir se encuentran libres de arena o elementos que restrinjan el paso de las herramientas por la tubería. Esta herramienta es colgada y/o colocada a través de línea de acero. Las pruebas y o registros que comúnmente se realizan para la evaluación de los yacimientos de Chicontepec son: Registro de producción. Prueba de potencial. Pruebas de presión. Registros de inyección. Registros de temperatura. Registro de presión de fondo fluyendo y cerrado. Registro de presión y temperatura por estaciones. Muestreo de Fluido. Muestreos PVT. Muestreo en superficie. Compatibilidad de Agua. Pruebas de Miscibilidad. Ingeniería Petrolera 26

27 1.6. MATRIZ DE JERARQUIZACIÓN DE LOCALIZACIONES Para fortalecer la estrategia de desarrollo de campos, se elaboro en la Coordinación de Diseño de Explotación (CDE) del Activo, una matriz de evaluación de las localizaciones a perforar, con esta, se pretende conocer la incertidumbre y el riesgo de cada localización programada. Basada en el nivel de conocimiento, se involucran variables geológicas y de yacimientos necesarios para evaluar un área, como los son: Control estratigráfico (continuidad cuerpos arenosos), Calidad del yacimiento(s) (Ø, k, Sw, net pay) Número de arenas, Intervalospotenciales a probar Gastosinicialesesperados (bpd) Con el fin de jerarquizar a las localizaciones, se genera con toda la información disponible (sísmica, secciones de correlación entre pozos, identificación de cuerpos de arenas en registros geofísicos de pozo, características petrofísicas, resultados de producción de cada cuerpo en los pozos vecinos, etc.) una evaluación de riesgo, la cual se basa en el grado de conocimiento o bien de información confiable y disponible, de cada una de las variables, las cuales inicialmente se evalúan de forma independiente y posteriormente en forma integral. Para su evaluación se utilizan literales, las cuales representan un rango de valor, tales como: Favorable F ( 8); Alentador A ( ); Neutral N (0.5); Discutible DI ( ) y Desfavorable DE ( 0.30), mientras que su(s) resultado(s) es representado mediante la utilización de un código de semáforo o bien: alto, medio y bajo. El valor del riesgo de la localización, se obtiene de la división del valor 1 (unidad), entre el resultado de la multiplicación de las variables (inverso). Ingeniería Petrolera 27

28 Cuando de la evaluación final se obtienen valores similares, la jerarquización se hace con base a los días de operación de los pozos vecinos. Abundante Favorable (F) >0.8 Matriz Semáforo (Riesgo) Conocimiento Adecuado Suficiente Insuficiente Parcial Alentador (A) Neutral (N) Discutible (DI) Desfavorable (DE) <0.30 Bajo Medio Alto Figura Con base al conocimiento de cada variable y aritmética se obtiene en código semáforo CONTROL ESTRATIGRÁFICO (Continuidad de Arenas) F A N DI DE Favorable (F) Alentador (A) Neutral (N) Discutible (DI) Desfavorable (DE) > <0.30 Figura Cada variable se evalúa y se obtiene su riesgo. SEMAFORO CDE R Figura El valor final de riesgo se obtiene y en automático se representa con el color que le corresponde. Ingeniería Petrolera 28

29 La relación de pozos programados en los programas anuales POT, POA y POFAT, son jerarquizados, dándole prioridad o los de menor riesgo, mayor gasto y días de operación, así entonces las estrategias de desarrollo de campos se ven fortalecidas al igual que los pronósticos de producción. Se consideran evalúa el riesgo de varios elementos y finalmente se obtiene de las localizaciones programadas a perforarse y como resultado se obtiene la jerarquización La jerarquización de las localizaciones se realiza utilizando un sencillo método estadístico en el cual se involucran las siguientes variables: La información para evaluar cada una de las variables proviene principalmente de información primer variable, es sustentada con la secciones de correlación de los pozos más cercanos y vecinos, la calidad del yacimiento(s) es información directa de las evaluaciones petrofísicas realizadas a los mismos pozos que en la variable antecedente, el numero de arenas con potencial productor se obtiene de la información geológica. Ingeniería Petrolera 29

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31 2. DESARROLLO DE PROYECTOS TECNOLÓGICOS 2.1. MACROPERAS AUTOSUSTENTABLES. Con la finalidad de optimizar la producción de aceite de los pozos y aprovechar el gas producido en una localización tipo macropera, el Activo actualmente se encuentra implementando el concepto de Macroperas Autosustentables, siendo unproyecto de ingeniería que favorece la protección al medio ambiente y la optimización de los recursos energéticos. Una Macropera Autosustentable debe ser energéticamente autosuficiente y tiene como objetivos primordiales los siguientes: Incrementar la producción de aceite y gas. Ser autosuficiente energéticamente. Evitar quema de gas. Baja emisión de ruido en equipos dinámicos. Operar con equipos modulares y compactos. Utilización del gas natural como combustible en equipos dinámicos. Reforestación con árboles y vegetación típica regional. Uso del gas para operación de sistemas de levantamiento artificial (BN). Económicamente rentable. En primera instancia, el concepto de Macropera Autosustentable se basa, en que la Macropera opere con autosuficiencia energética, para lo cual se crea un circuito local de bombeo neumático. En este proyecto, los módulos de separación portátil (MSP) son esenciales para la separación del gas que se utilizará en el levantamiento artificial. Por otra parte, es de primordial importancia evitar la quema de gas, por lo que el gas producido, además de ser aprovechado en la operación de pozos con bombeo neumático, se utilizará como gas combustible en equipos de compresión para el sistema de bombeo neumático y en motores de combustión interna, los cuales se emplean para operar motobombas y equipos de bombeo mecánico, en sus diferentes modalidades. Ingeniería Petrolera 31

32 En complemento, la Macropera Autosustentable debe ser atractiva visualmente, lo cual se realizará mediante la siembra de árboles en los linderos de la Macropera y de pasto en taludes, así como especies de ornato. Además del aprovechamiento de gas, el incremento de producción de aceite reditúa en beneficios económicos, con lo cual el concepto de Macropera Autosustentable es económicamente rentable. Actualmente el proyecto se encuentra en un primera etapa de Desarrollo de Ingeniería y Estudio, siendo implementando en siete Macroperas, las cuales son: Macroperas Presidente Alemán 1365 Corralillo 624 Corralillo 607 Presidente Alemán 1614 Coapechaca 24 Coapechaca 376 Humapa 1643 Estatus Operando Operando Operando En pre arranque En pre arranque En construcción En construcción Los resultados de optimización de producción obtenidos de las primeras Macroperas instaladas se muestran en las siguientes gráficas: Figura Producción por Macroperas Ingeniería Petrolera 32

33 En ambas instalaciones se observa la optimización de producción lograda. Además, se tienen en estudio 19 Macroperas para determinar las condiciones operativas y de producción de los pozos para estar en condiciones de definir si cumplen con los requisitos técnicos de convertirlas al concepto de Macropera Autosustentable. El concepto no es exclusivo para implementar el sistema de bombeo neumático, ya que en caso de tener aceite viscoso, se aplicará bombeo mecánico convencional o de cavidades progresivas, los cuales es posible operar con generadores de energía eléctrica que trabajen con el gas producido como combustible en la misma macropera. Otra ventaja de la implementación de Macroperas Autosustentables, es porque se evita la construcción de grandes redes de bombeo neumático, ayudando al medio ambiente ya que la infraestructura requerida es sólo dentro del área de la macropera, además se evade la compra de grandes áreas para derecho de vía de los gasoductos. Como se ha explicado, este proyecto está en una etapa inicial, en la que pretendemos desarrollar concepto de ingeniería más rentable, pero una vez definido, en la siguiente etapa el objetivo consiste en implementar masivamente este concepto en todas las Macroperas o localizaciones que cumplan las características necesarias, estrategia que generará grandes ahorros para el proyecto y minimizará el impacto ambiental a largo plazo. Ingeniería Petrolera 33

34 2.2. POZOS MULTIFRACTURADOS Esta técnica consiste en el fracturamiento secuencial de más de un intervalo a través de sistemas divergentes sólidos, que pueden ser esferas biodegradables o esferas de neopreno y adicionalmente, utilizando fluidos de fractura libre de polímeros, lo cual inhibe considerablemente el daño a la formación favoreciendo con ello las condiciones para que el yacimiento fluya sin restricciones causadas por reducción de la permeabilidad durante la terminación. Justamente la inclusión en esta técnica de esferas biodegradables y de este tipo de fluidos libres de polímero o energizados (Binarios), constituyen la principal diferencia a como se utilizaba en el pasado. Figura Ubicación de áreas con cobertura sísmica 3D y sísmica programada La técnica de multifracturamiento permite disparar en una sola intervención todos los intervalos que se desee (múltiples yacimientos) y posteriormente realizar una etapa de fracturamiento por cada intervalo disparado; entre cada etapa de disparos se envía un volumen determinado de esferas (bolas) que constituyen los agentes de bloqueo (divergentes), pudiendo ser biodegradables o de neopreno, son de tipo sólido, con el objeto de crear restricciones en el área de la formación que se desea fracturar y que tiene la característica de aceptar fluido más fácilmente. En este proceso es necesario mantener en todo momento una presión constante de bombeo, lo cual permite por un lado mantener las esferas ya bombeadas obstruyendo los intervalos ya fracturados, pero también continuar fracturando el resto de los intervalos abiertos, una vez terminadas todas las etapas, se fluyen permitiendo la explotación conjunta de los intervalos productores. Ingeniería Petrolera 34

35 Un factor importante en los resultados de estos fracturamientos es el gradiente de fractura de la formación de los intervalos intervenidos, ya que de existir una diferencia entre ellos ya sea por simple diferencia en profundidad o por alguna zona de geopresión anómala, puede impactar negativamente en algunos intervalos ya sea porque no admitan o porque se pueda generar un sobre-desplazamiento. Lo anterior se ha visto reflejado en los resultados de algunos pozos en donde no se ha logrado la fractura de todos los intervalos disparados, sin embargo, aun con esta situación, los resultados se consideran superiores en la mayoría de los casos a los fracturamientos completados en un solo intervalo con gastos iniciales por encima de los 100 Bpd. (siguiente figura 5.2.2) 100 bpd Figura Esta gráfica muestra como en la mayoría de los pozos terminados mediante la técnica de Multifractura con Sistema de Divergencia Sólida para Producción Conjunta la producción inicial es muy por encima de los 100 bpd. Ingeniería Petrolera 35

36 Para evaluar el desarrollo de los multifracturamientos se utilizan trazadores radiactivos adicionados en los fluidos fracturantes que sustentan la arena y posteriormente se adquiere un registro Rayos Gamma Espectral, el cual brinda información de donde penetró el apuntalante, así como del ancho de las fracturas. De igual manera se adquiere posteriormente un registro PLT para obtener información de cuales intervalos son los que están realmente aportando producción. En la siguiente figura se puede observar el caso del pozo Corralillo-629 máximo productor con esta técnica de fracturamiento, en que el cual se obtuvo éxito en casi todos los intervalos disparados, mientras que en la Figura 3b muestra el caso del pozo Tajín-178 con 5 intervalos de los cuales 3 fueron fracturados exitosamente, 1 parcialmente y uno no admitió. Pozo Corralillo-629 Pozo Tajín-178 No admitió Figura 2.4.A.- Este pozo se multifracturó con 11 intervalos obteniendo un gasto inicial de 1100bpd y a la fecha ha acumulado 140,000 bls. en 4 meses Figura 2.4.B.- Ejemplo de pozo multifracturado con 5 intervalos de los cuales 3 fueron fracturados exitosamente, 1 parcialmente y uno no admitió. A la fecha se han terminado 34 pozos utilizando la técnica de Multifractura con Sistema de Divergencia Sólida para Producción Conjunta. De ellos 16 los ha realizado el Laboratorio Integral de Campo Corralillo con la Cia. Baker Hughes, y 18 han sido diseñados por la Coordinación de Ingeniería y Terminación de Pozos del AIATG. Ingeniería Petrolera 36

37 21 pozos fuera del polígono del Laboratorio POZO # INTERVALO Qoi(BPD) PRESIÓN FECHA DE (PSI) EJECUCIÓN COMPAÑÍA AGUA NACIDA /07/2011 CALFRAC AGUA NACIDA /08/2011 CALFRAC CORRALILLO /08/2011 BAKER HUGHES CORRALILLO /08/2011 BAKER HUGHES CORRALILLO /08/2011 BAKER HUGHES CORRALILLO /08/2011 BAKER HUGHES CORRALILLO /09/2011 WEATHERFORD COYOL /08/2011 CALFRAC HUMAPA /09/2011 SCHLUMBERGER HUMAPA /07/2011 WEATHERFORD HUMAPA /07/2011 WEATHERFORD HUMAPA /07/2011 WEATHERFORD HUMAPA /09/2011 WEATHERFORD P. ALEMAN /09/2011 WEATHERFORD P. ALEMAN /08/2011 SCHLUMBERGER P. ALEMAN /06/2011 WEATHERFORD P. ALEMAN /10/2011 CALFRAC REMOLINO /06/2011 SCHLUMBERGER REMOLINO /07/2011 SCHLUMBERGER REMOLINO /07/2011 SCHLUMBERGER TAJIN /07/2011 BAKER HUGHES TOTAL pozos en Laboratorio Corralillo PRESIÓN FECHA DE POZO # INTERVALO Qoi (BPD) (PSI) EJECUCIÓN COMPAÑÍA CORRALILLO /05/2011 BAKER HUGHES CORRALILLO /09/2011 BAKER HUGHES CORRALILLO /08/2011 BAKER HUGHES CORRALILLO /08/2011 BAKER HUGHES CORRALILLO /08/2011 BAKER HUGHES CORRALILLO /06/2011 BAKER HUGHES CORRALILLO /05/2011 BAKER HUGHES CORRALILLO /09/2011 BAKER HUGHES CORRALILLO /08/2011 BAKER HUGHES CORRALILLO 676* /08/2011 BAKER HUGHES CORRALILLO 692* /07/2011 BAKER HUGHES CORRALILLO /08/2011 BAKER HUGHES CORRALILLO 694* /08/2011 BAKER HUGHES CORRALILLO /06/2011 BAKER HUGHES CORRALILLO /08/2011 BAKER HUGHES CORRALILLO /05/2011 BAKER HUGNES TOTAL 5264 Figura Resumen de los pozos multifracturados a la fecha en el AIATG, mostrando: número de intervalos, gasto inicial, presión, fecha de ejecución y compañía de servicio que los ejecutó. Ingeniería Petrolera 37

38 Analizando el comportamiento de los pozos, se han podido identificar resultados positivos en cuanto a producción y la rentabilidad de los pozos, con incrementales de más del 50% de la producción comparado con esquemas convencionales, adicionalmente del incremento en valor presente neto debido a la producción temprana; minimizando las intervenciones futuras y por consiguiente costos totales en la vida productiva de un pozo. El incremento de producción efectivo generado por los multifracturamientos realizados la fecha asciende a los 8,851 barriles de aceite. Incremento del número de Pozos Horizontales vs Verticales.Este tipo de pozos se perforan generalmente en la dirección del esfuerzo mínimo Pozos Horizontales con Múltiples Etapas de Fractura horizontal para generar fracturas transversales, comúnmente la longitud de la sección horizontal se encuentra en promedio entre 750 a 1600 m o más, y se han utilizado diferentes tipos de terminación tales como agujeros entubados y cementados, así como agujero descubierto, empacadores hinchables y puertos de fractura. Figura Pozos Horizontales con Múltiples Etapas de Fractura En estos yacimientos de baja permeabilidad se realizan 10, 20 o más etapas de fracturas con la finalidad de incrementar el área de contacto con el yacimiento para obtener altos gastos iniciales y un mayor factor de recuperación. Para incrementar aún más el área de contacto, se están aplicando técnicas de Fracturamiento Simultáneo, Alternado o Secuencial. Ingeniería Petrolera 38

39 Los Fracturamientos Simultáneos consisten en la estimulación de las etapas de dos o más pozos horizontales al mismo tiempo, utilizando el mismo set de fracturas. Fracturamientos Simultáneos Modificación de Esfuerzos El fracturamiento tipo cierre (Zipper Frac), es el fracturamiento alternado de una etapa de fracturamiento en un pozo y otra etapa en el otro, utilizando el mismo set de fracturas. Figura Fracturamientos Simultáneos Modificación de esfuerzos En el Fracturamiento Secuencial, se estimula todas las etapas de uno de los pozos e inmediatamente todas las etapas del otro, en un periodo de tiempo lo suficientemente corto para aprovechar los efectos de la modificación de esfuerzos. En este caso se utiliza también un solo equipo de fracturamiento. El Fracturamiento de múltiples pozos paralelos ha sido probado con buenos resultados aprovechando los esfuerzos creados por el fracturamiento de una etapa para desviar la dirección de otra etapa de fractura e incluso incrementar la complejidad en subsecuentes etapas de fractura. El efecto fue reportado por Warpinski (1989) como la alteración del esfuerzo de fracturamiento donde una dirección fue modificada por una fractura previa en el área. Los requerimientos de los candidatos para operaciones simultáneas o secuenciales no están bien definidos. La mayoría de las compañías que han usado este proceso en Shales han presentado buenas respuestas de producción, sin embargo; las distancias entre los pares de pozos están en el orden de los 300 m o menos, con casos extremos de 450 m de separación. La máxima distancia depende del tiempo entre facturas, la formación específica, los esfuerzos iniciales y posteriores a la fractura y el trabajo relacionado a esfuerzos de fracturas inducidas que pueden estar asociados al volumen de fluido, gastos de bombeo y métodos de divergencia. Ingeniería Petrolera 39

40 Grigg, 2008, observó algunos pozos y calculó que el incremento de producción consecuencia de fracturamientos Simultáneos o Secuenciales es en promedio de 30% por 2 pozos simultáneos y 30% adicional para 3 pozos simultáneos. La fragilidad de la lutita influye para lograr el éxito del fracturamiento simultáneo. No pareciera haber mucha diferencia entre el fracturamiento simultáneo y el secuencial o Zipper Frac. A través de la combinación de estas tecnologías se ha logrado obtener incrementos significativos en la producción y recuperación en los diferentes yacimientos noconvencionales como Barnett, Bakken, Eagle Ford, Woodford y otros. A continuación se muestra el incremento de producción en un área de BakkenShale: Gasto de Aceite, Bpd Aceite Número de Pozos Múltiples etapas de fractura Número de Pozos Fecha Figura Incremento de Producción en un área de BakkenShale La perforación de pozos horizontales en el Paleocanal de Chicontepec se inició en el año 1991 en el Campo Agua Fría, posteriormente en 2007, en el Campo Coapechaca, entre los años 2008 y 2009 se perforaron los pozos horizontales en los campos: Soledad 408, Soledad 438, Soledad 693 y Presidente Alemán 2484H; recientemente, se perforaron los pozos Coyotes 423 y Presidente Alemán 1565, donde se utilizó la técnica de terminación con tubería cementada, el primero de ellos se terminó de forma exitosa con cinco (5) etapas de fractura, y el segundo se encuentra en ejecución para el cual se tiene programado realizar siete (7) etapas de fractura con 3 clusters /etapa, es decir 21 fracturas. Ingeniería Petrolera 40

41 2.3. HECTÁREA FRACTURADA El Proyecto Hectárea Fracturada contempla la perforación de dos pozos horizontales paralelos en la unidad Pechi B de la Formación Chicontepec, se estima realizar múltiples fracturas a lo largo de la sección horizontal con la finalidad de incrementar masivamente el área de contacto con el yacimiento, lo cual permitirá drenar zonas del yacimiento inaccesibles por los pozos convencionales y así obtener un incremento significativo en la producción, dejando el mínimo volumen de aceite residual. Arena Objetivo: Pechi_B Coyula 1623 Coyula 1662 Coyula 1682 Coyula 1663 Escobal 298 Escobal 238 Escobal 119 CYLA-1623 CYLA-1662 CYLA-1682 ESO-298 M-CYLA 1663 CYLA-1663 Loc. ESO-197 ESO-238 Loc. ESO-195 ESO-119 M-ESO 107 Figura Trayectoria de los pozos horizontales programados en la Hectárea Fracturada. Perfil sísmico, configuración estructural y propuesta de zonas de fracturamiento. Con el proyecto de Hectárea Fracturada, será la primera vez que se prueba la técnica tipo cierre (Zipper Frac) en México. Para el diseño de la perforación y terminación de estos pozos se tomaron en cuenta los siguientes aspectos: Orientación de los Pozos. Espaciamiento entre pozos. Espaciamiento entre fracturas. Ingeniería Petrolera 41

42 En cuanto a la orientación de los pozos se dispone de información de microsísmica, registros y núcleos registrada en varios pozos a lo largo del Paleocanal de Chicontepec indicando la dirección preferencial de los esfuerzos, las trayectorias se ubicaron de tal forma de realizar fracturas transversales, es decir de forma perpendicular a los pozos. Figura Microsísmica de Tajín-61 y Tajín-62 Para el espaciamiento de los pozos horizontales se consideró la propagación de las fracturas obtenido del modelo Geomecánico donde se realizó un modelo de elementos finitos para determinar el inicio y la propagación de las fracturas, se estima realizar un espaciamiento entre fracturas no mayor a 80 m. Length of 5% damage value: 30m in x-direction, and 24m in y direction. Figura Espaciamiento de Pozos Horizontales Finalmente, se realizó un modelo de simulación para estimar laproducción vs número de fracturas así como los parámetros económicos de Valor Presente Neto y Eficiencia de Inversión. Ingeniería Petrolera 42

43 Valor Presente Neto (MM$) P10 P50 P No Etapas de Fractura / Pozo Figura Simulación para Evaluar Etapas de Fractura Considerando lo anterior se tiene estimado realizar 10 etapas de fracturas/pozo, entre 2-3 cluster/etapa, es decir fracturas por pozo, fracturas transversales en total. Para la terminación se tiene contemplado el uso de la técnica RapidFrac para realizar las múltiples fracturas a lo largo de la sección horizontal, siendo esta técnica más agresiva que las utilizadas en el pasado buscando obtener mayor producción inicial y una plataforma considerable de producción estabilizada. CYLA-1623 CYLA-1662 M-CYLA 1663 CYLA-1682 CYLA-1663 ESO-298 Loc. ESO-197 M-ESO 107 Loc. ESO-195 ESO-238 ESO-119 Figura Pozos Horizontales Proyecto Hectárea Fracturada con Múltiples Fracturas.(Pozos Escobal-195 y Escobal-197) Ingeniería Petrolera 43