LÍMITE TÉCNICO DE LA PERFORACIÓN DE POZOS HORIZONTALES EN LA CUENCA DE CHICONTEPEC

Transcripción

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

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

3 RESUMEN El Paleocanal de Chicontepec se ubica dentro de la cuenca Tampico-Misantla y está situado en la margen oriental de la República Mexicana en la Llanura Costera del Golfo. Tiene una superficie aproximada de 3,800 km² y es considerado la reserva petrolera más importante de México. Estas reservas han sido evaluadas por varias empresas, todas ellas coincidiendo en la gran cantidad de hidrocarburos que se localizan en esta zona, sin embargo, los yacimientos terciarios del Paleocanal de Chicontepec están compuestas de arenas líticas de grano fino que presentan una permeabilidad menor de 1 milidarcy, lo que representa un reto tecnológico para su explotación económicamente rentable. Para afrontar este reto, se ha desarrollado una intensa caracterización geológica y de yacimientos, que ha conducido a implementar nuevas estrategias para el desarrollo de los yacimientos como son: el uso de pozos horizontales de desplazamiento largo y la terminación con múltiples fracturas a lo largo del yacimiento. En este trabajo se presenta el análisis de límite técnico de los pozos horizontales perforados en el sector 8 de la cuenca de Chicontepec, compuesto por los campos Furbero y Presidente Alemán. Los pozos analizados fueron perforados en tres y cuatro etapas con diámetros de terminación de 5 1/2 y 4 ½, y su ángulo de inclinación varía de 85 a 93. Los pozos se terminaron usando tecnología convencional con tubería de revestimiento o Liner cementado y disparados en los intervalos de interés, y tecnología no-convencional utilizando un sistema denominado zone select que consisten en camisas deslizables y empacadores hinchables. Al final se hace un comparativo de actividades etapa por etapa y se discuten los pormenores de la curva de aprendizaje que se tuvo que superar para la optimización de la perforación y terminación de los pozos.. 2

4 ANTECEDENTES Localización del Área El Paleocanal de Chicontepec se ubica dentro de la cuenca Tampico-Misantla y está situado en la margen oriental de la República Mexicana en la Llanura Costera del Golfo. Tiene una superficie aproximada de 3,800 km² y es considerado la reserva petrolera más importante del país, toda vez que cuenta con alrededor de 18 mil millones de barriles de crudo, equivalentes al 40% del total de México. 3

5 ANTECEDENTES Sectores El Paleocanal de Chicontepec está delimitado por 8 Sectores y constituido por 3 zonas como son: zona Norte, centro y Sur. La figura 3 muestra la distribución de los sectores y los campos comprendidos en estos. El campo Presidente Alemán tiene una área delimitada de km² y fue descubierto por el pozo Presidente Aleman-1, terminado el 21 de enero de 1950 resultando productor de aceite en el intervalo m con una producción inicial de 226 bpd en las brechas calcáreas de la formación Tamabra. El campo geográficamente se encuentra ubicado aproximadamente a un kilómetro al NW de la ciudad de Papantla, Veracruz. 4

6 ANTECEDENTES Proyecto Laboratorio Presidente Alemán Pemex ha impulsado la creación de laboratorios tecnológicos que tienen como objetivo: Mejorar el conocimiento del subsuelo Incrementar la productividad de los pozos Disminuir la tasa de declinación Aumentar el factor de recuperación La aplicación de nuevas tecnologías Reducir los costos de desarrollo y producción Weatherford coadyuva a PEMEX con una área de estudio de 30.6 km² dentro del campo Presidente Alemán, conjuntando un equipo multi-disciplinarios para cumplir con los objetivos mencionados. El área se ha dividido en dos sectores, referidas como el Polígono de Mantenimiento (12 Km2) y el Polígono de Desarrollo (18.6 Km2). 5

7 CUENCA TAMPICO-MISANTLA La cuenca Tampico-Misantla está localizada en la región central del Golfo de México, entre las latitudes 20 y 25 Norte y las longitudes 96º 30 y 99º Oeste y se haya enmarcada por diversos elementos como lo es la Faja plegada de la Sierra Madre Oriental por el Oeste, la plataforma de Tuxpan por el Este y el Macizo de Teziutlán por el Sur. Estos elementos han sido las áreas de aporte al relleno Terciario, y han dado su característica composicional litológica, de gran importancia en la evolución de los yacimientos clásticos de este play. 6

8 Marco Geológico de la Formación Chicontepec Canal La Formación Chicontepec Canal se depositó durante el Paleoceno Superior y parte del Eoceno, entre la Sierra Madre Oriental y la plataforma de Tuxpan en sentido NNO-SSE. Esta compuesta de una sucesión de areniscas originadas por flujos turbidíticos en zonas de talud y fondo de cuenca, interestratificados con sedimentos hemipelágicos limolíticos y abundantes depresiones locales y flujo de escombros. Los sedimentos llegaron a la cuenca a través de múltiples sistemas de aporte, los cuales formaron abanicos submarinos y sistemas de canal a lo largo del margen occidental. 7

9 MODELO DEPOSITACIONAL DEL CAMPO PRESIDENTE ALEMAN Los resultados de la interpretación sísmica 2D y 3D confirman que los depósitos de la Formación Chicontepec Canal, en el Campo Presidente Alemán, se habrían originado en sistemas turbidíticos encauzados con dirección NW-SE para la capas superiores (FPR-05, 10 y 20) y de orientación general E-W para las capas inferiores (FPR-30, 40, 50 y 60/70). La identificación de la zona objetivo se delimito dentro de la Capa FPR-10, la cual se trata de flujos turbiditicos principalmente de arenas finas y medianas, que pasan de un sistema algo canalizado a geometrías de lóbulos o abanicos más expandidos arealmente. La distribución de los cuerpos arenosos es más coincidente con el eje de la antefosa (NO-SE), expandido lateralmente en el SE hacia las zonas internas de la cuenca. 8

10 ÁREA DE OPORTUNIDAD Diversos estudios integrados mostraron diferentes áreas de oportunidad, teniendo la zona Sur del Polígono de desarrollo como factor común. La selección fue realizada con el criterio de identificar nuevos puntos de drenaje, considerando principalmente los sectores con mayor contenido de arenas, con mayor probabilidad de existencia de deformación estructural y áreas sin drenar. 9

11 PERFORACIÓN CONVENCIONAL La perforación convencional de pozos es aquella que se realiza sobrebalance, con geometrías estandarizadas y tecnologías maduras. Los pozos que se construyen pueden ser verticales o direccionales. 10

12 PERFORACIÓN NO-CONVENCIONAL La perforación no-convencional utiliza técnicas y tecnologías diferentes a los convencionales para perforar pozos. La perforación no-convencional se puede clasificar por: La forma de los pozos: o Horizontales o Multilaterales o Alcance Extendido o Diámetro Reducido Las tecnologías utilizadas: o Sistemas para aguas profundas o Tubería flexible o Sistemas bajo balance El ambiente a perforar o tipo de yacimiento: o Aguas Profundas o Alta Presión y Alta Temperatura (HPHT), Depresionados o Crudos pesados o YNF, Vuguláres y Cavernas, Tight, Shale, Igneus 11

13 POZOS HORIZONTALES Un pozo horizontal se define como un pozo perforado desde la superficie, el cual se va desviando desde la vertical hasta alcanzar una desviación de más de 85 y penetrar al yacimiento con una sección completamente horizontal (90 ). Los objetivos primarios de un pozo horizontal deben ser: Alcanzar las áreas productoras del yacimiento que no son económicamente rentables utilizando pozos convencionales. Reducir la caída de presión alrededor del agujero. Incrementar la recuperación de hidrocarburos en cualquier esquema: primario o secundario. Reducir el número de pozos para recuperar la reserva del yacimiento 12

14 YACIMIENTOS CANDIDATOS Tipos de Yacimientos: De poco espesor Con problemas de conificación de agua y gas De baja permeabilidad Naturalmente fracturados con la orientación de las fracturas conocidas Productores de aceite pesado 13

15 LÍMITE TÉCNICO-DEFINICIÓN El límite técnico, se puede definir como el proceso para alcanzar el óptimo desempeño, revisando y aplicando las mejores prácticas de ingeniería a las operaciones de perforación y terminación de los pozos. El realizar un análisis de límite técnico tiene como objetivo reducir tiempo y costo del proceso. Para identificar aquellos puntos a optimizar, o para establecer su límite técnico, se realiza un análisis del tiempo real de las operaciones de perforación y terminación. 14

16 TIEMPOS REALES DE PERFORACIÓN Los tiempos reales de perforación se clasifican en: Tiempos Normales o Programados o NO Programados Tiempos NO Productivos o Problemas o Esperas TIEMPOS REALES DE PERFORACIÓN NORMALES NO PRODUCTIVOS PROGRAMADOS NO PROGRAMADOS PROBLEMAS ESPERAS 15

17 METODOLOGÍA SELECCIÓN DE POZOS Análisis de profundidad contra días de perforación ANÁLISIS DE TIEMPOS Análisis de tiempos normales por etapa COMPARATIVO DE TIEMPOS POR ETAPA Selección de mejores tiempos normales por etapa con geometrías iguales. POZO HÍBRIDO Construcción del pozo usando los mejores tiempos entre pozos con geometrías iguales 16

18 PERFORACIÓN DE POZOS En el sector 8 del ATG se han perforado diez pozos No- Convencionales con las siguientes características: Cinco pozos de alto ángulo y cinco pozos horizontales. Seis pozos terminados en 4 ½ y cuatro en 5 ½ Ocho construidos en cuatro etapas y solo dos en tres etapas Cinco con Liner cementado, tres con Zone Select y dos con tubería de revestimiento convencional. 17

19 COMPARATIVO DE POZOS Profundidad vs Tiempo A partir de un análisis de tiempo profundidad se puede observar que los pozos se agrupan dependiendo de la profundidad y diámetro al objetivo en: Pozos terminados en 5 ½ y profundidades menores a 2500 md Pozos terminados en 4 ½ y profundidades mayores a 2500 md 18

20 COMPARATIVO DE POZOS Inclinación vs Tiempo Un comparativo de los pozos respecto de su inclinación muestra que el ángulo de inclinación NO influye de manera preponderante en el tiempo de perforación. 19

21 CRITERIOS DE SELECCIÓN La selección de pozos para realizar el límite técnico está basada entonces en: Profundidad y diámetro al objetivo Número de etapas de perforación 20

22 NUBE DE POZOS Selección Seis pozos cumplen con el criterio, sin embargo, se están considerando dos pozos como límite inferior y superior que serán descartados. 21

23 CURVA DE APRENDIZAJE Sector 8 Pozos organizados por fecha de inicio de la perforación. 22

24 CONCLUSIONES Del análisis de tiempos de perforación se puede observar que se ha establecido una plataforma de optimización cercana a los 40 días de operación. La inclinación de los pozos no influye de manera preponderante en el tiempo de perforación, es decir, no se observa gran diferencia entre el desempeño en pozos de alto ángulo o pozos horizontales. 23