ontratos Integrales EP: Soledad

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1 ontratos Integrales EP: Soledad 1

2 ontratos Integrales EP: Soledad Tabla de contenido Introducción... 3 Descripción de la Cuenca... 5 Características principales... 9 Historia de exploración y desarrollo Producción por campo y reserva Infraestructura y manejo de hidrocarburos Prácticas de perforación

3 ontratos Integrales EP: Soledad Introducción El área contractual Soledad se localiza en la porción nornoroeste del área del Activo Integral Aceite Terciario del Golfo, comprende una extensión aproximada de 125 Km2; se encuentra a 60 Km al NNW de la ciudad de Poza Rica, Veracruz. Ubicación del área contractual Soledad Geológicamente, se ubica en la porción sur de la Cuenca Tampico- Misantla. Es al única área contractual con dos campos principales, Soledad Norte y Soledad; el área fue descubierta en el año 1943, con la perforación del pozo Soledad- 1, obteniendo su primera producción en la Formación Tamabra, con una gasto inicial de 44 bpd, con 0% de agua, el pozo fue abandonado como productor de aceite no comercial. En esta área contractual se han perforado a la fecha 492 pozos, 279 están cerrados, 27 taponados y 186 en operación. La máxima producción alcanzada fue de 7,244 bpd de aceite con 133 pozos activos en abril de 1980, actualmente ( ) produce 3,403 bpd de aceite, con una producción acumulada de 39 MMbls de aceite y 5.7 MMMpc de gas. El crudo es de tipo ligero; el campo Soledad Norte tiene una densidad de 32 API y el campo Soledad una densidad de 37 API. La presión más reciente registrada varía entre 58 y 125 3

4 son principalmente el bombeo mecánico y el bombeo neumático. La profundidad promedio de los yacimientos es de 1,200 m a nivel Terciario. Durante la perforación de los pozos exploratorios, en las formaciones del Mesozoico: Tamaulipas Superior, Tamaulipas Inferior, Pimienta, Tamán y Tamabra se presentaron algunas manifestaciones de gas; y en las muestras de canal y núcleo se observaron impregnaciones de aceite. Por medio de análisis PVT del pozo Soledad- 101 y de diferentes pozos cercanos al Área Contractual, se conoce la siguiente información: Pozo Cacahuatengo- 2 (ubicación al Sursuroeste a 8 Km del Área Contractual): Formación Tamaulipas Superior: Aceite con gravedad de 26.8 API, Relación de Gas Disuelto Inicial (Rsi) de m 3 /m 3, Factor Volumétrico de Aceite (Bo) de m 3 /m 3 y Presión de Saturación (Pb) de Kg/cm 2. Pozo Presidente Miguel Alemán- 772 (ubicado al Suroeste a 71 Km del Área Contractual): Formación Tamaulipas Inferior: Aceite con gravedad de 35.7 API, Relación de Gas Disuelto Inicial (Rsi) de m 3 /m 3, Factor Volumétrico de Aceite (Bo) de m 3 /m 3 y Presión de Saturación (Pb) de Kg/cm 2. Pozo Caviar- 1 (ubicado al Noreste a 128 Km del Área Contractual): Formación Pimienta: Aceite con gravedad de API, Relación de Gas Disuelto Inicial (Rsi) de m 3 /m 3, Factor Volumétrico de Aceite (Bo) de m 3 /m 3 y Presión de Saturación (Pb) de Kg/cm 2. Pozo Furbero- 106 (ubicación a 64 Km del Área Contractual): Formación Tamán: Aceite con gravedad de API, Relación de Gas Disuelto Inicial (Rsi) de m 3 /m 3, Factor Volumétrico (Bo) de m 3 /m 3 y Presión de Saturación (Pb) de Kg/cm 2. Pozo Soledad- 101 (ubicación dentro del Área Contractual): Formación Tamabra: Aceite con gravedad de 31.8 API, Relación de Gas Disuelto Inicial (Rsi) de m 3 /m 3, Factor Volumétrico de Aceite (Bo) de m 3 /m 3 y Presión de Saturación (Pb) de Kg/cm 2. 4

5 Cotratos Integrales EP: Soledad Descripción de la Cuenca La Cuenca Tampico- Misantla se ubica en el oriente de México y comprende desde el extremo sur del Estado de Tamaulipas hasta la parte central del Estado de Veracruz, una porción en la parte oriental de los Estados de San Luís Potosí, Hidalgo y norte de Puebla, y hasta la isobata de 200 m en la plataforma continental del Golfo de México. Ubicación de la Cuenca Tampico- Misantla El basamento cristalino está constituido por rocas ígneas y metamórficas con edades que varían desde el Pérmico hasta el Jurásico Medio. En la columna sedimentaria de la Provincia Tampico- Misantla se reconocen las siguientes tectono- secuencias: Primer tectono- secuencia (Synrift). Inicio en el Triásico (250Ma), con el depósito de clásticos continentales de ambientes aluviales y fluviales con algunos flujos de lava de la Formación Huizachal, de edad Triásico Tardío (Noriense- Retiense), sobre basamentos cristalino y metamórfico, posteriormente se depositó la Formación 5

6 Huayacocotla del Jurásico Inferior (Hettangiano- Pliensbachiano) la cual es una secuencia de areniscas y lutitas, de mares transgresivos. Para el Jurásico Medio, se restablecieron condiciones continentales, depositándose clásticos de la Formación Cahuasas, para el final de este periodo, se inició una nueva transgresión marina, la cual favoreció el depósito de calizas oolíticas de la Formación Huehuetepec (Bathoniano), y calizas arenosas con bioclastos y oolítas de la Formación Tepexic (Calloviano), la cuales fueron sobreyacidas por lutitas calcáreas y carbonosas con abundante materia orgánica, de la Formación Santiago (Oxfordiano), depositadas en mares restringidos de baja energía, al ir avanzando la transgresión marina, alrededor de los altos de basamento, se desarrollaron rampas carbonatadas sobre las cuales en su parte interna y borde se depositaron calizas arcillo- arenosas y calizas oolíticas de las Formaciones San Pedro y San Andrés respectivamente (Kimmeridgiano) y sus equivalentes laterales hacia aguas más profundas, las calizas arcillosas con escasos bioclastos y oolítas (Formación Chipoco) y calizas arcillosas negras de cuenca (Formación Tamán). Las condiciones de mares transgresivos continuaron, para que durante el Tithoniano- Portlandiano, se presentara una máxima superficie de inundación, quedando bajo condiciones subacuáticas la mayoría de los altos de basamento. Durante este tiempo se depositaron calizas arcilloso- carbonosas, (ricas en materia orgánica) de la Formación Pimienta, de ambiente de aguas relativamente profundas, la cual regionalmente se encuentra presente y solo en las partes emergidas del basamento las cuales se encontraban bajo condiciones costeras y/o litorales se depositó la Formación La Casita, constituida por areniscas glauconíticas. Tectono- secuencia Margen Pasiva. La transgresión marina continuó y finalmente inundo todos los altos de basamento, depositándose en las partes internas, calizas y dolomías mientras en los bordes se inició el incipiente desarrollo de crecimientos orgánico- arrecifales. Al mismo tiempo y por la subsidencia térmica las áreas bajas se fueron profundizando dando lugar a cuencas de mares profundos en donde se depositaron los tres miembros de la Formación Tamaulipas Inferior (Miembro calcarenítico, Miembro Bentonítico y Miembro Calizas Cremas), de edad Barresiense- Barremiense. Durante el Aptiano, se presentó el depósito de la Formación Horizonte Otates, la cual está considerada como una secuencia condensada. Durante el Albiano, se desarrolló a lo largo de toda la denominada plataforma de Tuxpan un borde arrecifal de aproximadamente 1400 m de espesor generando en la parte interior de la plataforma facies de laguna, mientras que para el frente arrecifal se desarrolló por la denudación arrecifal, la Formación Tamabra con facies de talud proximal, medio y 6

7 distal, la cual cambia de facies con la Formación Tamaulipas Superior de calizas cretosas. A finales del Cenomaniano, la plataforma queda bajo condiciones subaéreas por un pulso regresivo marino, la cual fue seguida por una nuevo evento transgresivo, permitiendo el deposito tanto en la facies lagunar como en las zonas del talud medio, distal y cuenca de las Formaciones Agua Nueva del Turoniano, (calizas negras arcillosas con intercalaciones de lutitas negras), San Felipe Coniaciano- Santoniano (calizas arcillosas gris verdoso con abundantes intercalaciones de bentonitas verde olivo) y Méndez Campaniano- Mastrichtiano (calizas arcillosas y margas de color verdes y rojas), con el depósito de esta última formación terminó el periodo de esta tectono- secuencia. Eventos Tectónicos Ambientes sedimentarios Columna geológica Cuenca Tampico- Misantla con rocas almacenadoras, rocas generadoras (yacimientos no convencionales), eventos tectónicos y. ambientes sedimentarios. 7

8 La tectono- secuencia Antefosa, se caracteriza por el inicio del levantamiento de la Sierra Madre Oriental (SMO), lo cual provoco una mayor aportación de sedimentos terrígenos, estos depósitos cenozoicos marinos fueron definidos originalmente como Cuenca Tampico- Misantla por López- Ramos (1956). El levantamiento continuo de la SMO, dejo planicies costeras y plataformas continentales muy angostas, por lo que los sistemas costeros pasaban de una zona de prodelta a talud y en donde predominaba el transporte de sedimentos por corrientes de turbidez, flujos de escombros y deslizamientos, depositándose en el fondo del piso marino (cuenca) abanicos submarinos, los cuales se sobrepusieron unos sobre de otros, generándose erosión submarina durante sus emplazamientos. Al final de Cenozoico predominaron ambientes deltaicos. Tuxpan Poza Rica Tecolutla Modelo sedimentario del Terciario (Paleógeno y Neógeno). Obsérvese que por encima de la Formación Chicontepec se depositaron ambientes de deltas. 8

9 ontratos Integrales EP: Soledad Características principales La principal Formación productora en esta área contractual es Chicontepec y se cuenta con evidencias de producción en las formaciones Méndez, Tamabra- Tamaulipas Superior y Tamán del Cretácico Superior, Cretácico Medio y Jurásico Superior respectivamente. Los yacimientos presentes en este área se encuentran en trampas combinadas, estructurales (anticlinales con sutiles echados con cierre en cuatro direcciones) y estratigráficas. En esta área contractual se ubican 56 pozos que llegaron al Mesozoico, entre los cuales se tienen registros de 36 pozos productores de aceite y gas, uno de la Formación Méndez con un gasto inicial de 1,459 bpd, 32 de la Formación Tamabra con gastos iniciales entre 44 y 1,522 bpd, uno en la Formación Tamaulipas Superior con gasto de 223 bpd y dos en la Formación Tamán con gastos iniciales de 2126 y 126 bpd respectivamente. Se tienen 16 pozos con manifestaciones de gas y/o aceite durante la perforación de las Formaciones: Méndez, San Felipe, Agua Nueva, Tamabra, Tamaulipas Superior e Inferior y Tamán, así mismo, se reportan 50 pozos con impregnación en núcleos y muestras de canal en las Formaciones Méndez, San Felipe, Agua Nueva, Tamabra, Tamaulipas Superior, Tamaulipas Inferior, Pimienta y Tepexic. Ejemplo de los pozos productores en el Mesozoico se tiene los siguientes casos: Guadalupe- 2 de la Formación Méndez, Soledad- 105 en la Formación Tamabra, Coyotes- 3 de la Formación Tamaulipas Superior y Guadalupe- 1 en la Formación Tamán. En el pozo Guadalupe- 2, se presentaron fuertes manifestaciones de gas y aceite en la Formación Méndez, el pozo fluyo lodo aceite y gas durante 5.25 horas. Se cortaron cuatro núcleos en la Formación Tamán con muy pobre impregnación de aceite café claro. En las muestras de canal de la Formación Agua Nueva se observó ligera impregnación de aceite negro viscoso y en la Formación Tamabra regular impregnación de aceite café ligero. Se efectuó una prueba de producción en el intervalo m, de la Formación Méndez, produjo aceite 1,459 bpd, 1.8% de agua, RGA 90 m 3 /m 3 por TP de 13 mm. 9

10 En el pozo Soledad- 105, no se reportan manifestaciones de aceite y/o gas durante la perforación, no se cortaron núcleos, en las muestras de canal en la Formación Tamabra se observa de regular a buena impregnación de aceite, y en la Formación Tamaulipas Superior e Inferior se observaron fracturas ligeramente manchadas de aceite. Se efectuó una prueba de producción en el intervalo m, en la Formación Tamabra, se trató con ácido y fluyo 1,522 bpd de aceite, 3.4% de agua y RGA: 128 m 3 /m 3 por TP 10 mm. En el pozo Coyotes- 3, no se reportaron manifestaciones de gas y aceite durante la perforación. Se cortaron dos núcleos en las Formaciones Tamaulipas Inferior (1) y Formación Pimienta (1) con pobre impregnación de aceite. En las muestras de canal se observó ligera impregnación de aceite en la Formación Tamaulipas Superior e Inferior. Se efectuaron tres pruebas de producción con tratamiento ácido, en la Formación Tamaulipas Superior: la primera prueba intervalo m, se sondeó, fluyó agua salada 100%; la segunda prueba de producción intervalo m, fluyendo intermitente aceite entre 50-80% y agua entre 1-36%, se reporta una producción de aceite 223 bpd de aceite, 36% de agua y RGA 250 m 3 /m 3, el intervalo fue obturado. La tercera prueba de producción intervalo m, fluyó agua con poco aceite y se dio por terminada la prueba con tramo invadido por agua salada. En el pozo Guadalupe- 1, se presentaron manifestaciones de gas en la Formación Tamán, altas lecturas de gas en el lodo, GL de 230 a 180. Se tienen 12 núcleos con impregnación de aceite de ligera a regular en las Formaciones Agua Nueva Basal, Tamabra, Tamaulipas Inferior, Pimienta, Tamán y Tepexic. En las muestras de canal se observó impregnación de aceite en las Formaciones Agua Nueva Basal, Tamaulipas Inferior, Pimienta y Tamán de regular a manchas de aceite. Se efectuaron dos pruebas de producción con tratamiento ácido, en la Formación Tamán, la primera en el intervalo m, fluyendo 2,126 bpd de aceite, 1.8% de agua, RGA 286 m 3 /m 3 y la segunda en el intervalo m, fluyendo batería se tomó muestra, agua entre 60 y 70% con PH: 5 a 6. A continuación se comentaran los eventos presentes durante la perforación de las rocas de la Formación Chicontepec: 10

11 En el área contractual Soledad se ubican 492 pozos, de los cuales 468 resultaron productores en la Formación Chicontepec con gastos entre 10 y 509 bpd, obteniendo acumulados de producción por pozo en un rango de 10,258 a 497,732 bls, con un promedio por pozo de 96,756 bls, evidenciando lo atractivo de esta Formación. Los eventos relevantes durante la perforación de la Formación Chicontepec lo representan las manifestaciones de gas de ligeras a moderadas y las impregnaciones de aceite observadas en núcleos y muestras de canal, que en el área resultaron de regular a ligeras. A continuación se presentan un resumen de cuatro pozos que resultaron productores en esta Formación. En el pozo Soledad- 118, durante la perforación no se observaron manifestaciones de gas o aceite, ni impregnaciones en las muestras de canal. Se realizó una prueba de producción en la Formación Chicontepec Medio en los intervalos m y m, se realizó fracturamiento hidráulico reportándose una producción de aceite 509 bpd con 0% de agua. En el pozo Soledad Norte- 118, durante la perforación de la Formación Chicontepec Medio, se presentó a 1,350 m moderado flujo de gas, se observaron ligeras impregnaciones de aceite en núcleos cortados en la Formación Chicontepec Medio, no se reportan impregnaciones en las muestras de canal. Se efectuó prueba de producción en la Formación Chicontepec Medio intervalo m, se realizó fracturamiento hidráulico reportándose una producción de 308 bpd de aceite, 0% de agua y RGA: 67 m 3 /m 3. En el pozo Soledad Norte- 358, durante la perforación no se observaron manifestaciones de aceite y/o gas, y en muestras de canal se presentaron ligeras impregnaciones de aceite. viscoso en la Formación Chicontepec Medio Se efectuó una prueba de producción en la Formación Chicontepec Medio en el intervalo m, se realizó fracturamiento hidráulico reportándose una producción de aceite de 302 bpd y 0% de agua. En el pozo Soledad Norte- 133, durante la perforación no se presentaron manifestaciones de aceite y/o gas, tampoco se observaron impregnaciones de aceite. 11

12 Se efectuó una prueba de producción en la Formación Chicontepec Medio intervalo m, se realizó fracturamiento hidráulico reportándose una producción de aceite de 296 bpd, 0% de agua, RGA: 100 m 3 /m 3. Con los registros geofísicos de pozos se elaboraron secciones estructurales de correlación y también con la información sísmica se correlacionaron los eventos sísmicos distintivos de las formaciones mesozoicas. La siguiente figura, es una sección de correlación con una orientación de W a E observándose la correlación estructural entre los pozos Ahuatepec- 1, Soledad Norte- 94, 187, 284 y 269, notándose el buen desarrollo de las arenas productoras de la Formación Chicontepec y que el pozo Ahuatepec- 1, llego a las formaciones del Jurásico Superior, en donde se encuentran las rocas generadoras de hidrocarburos, actualmente consideradas como yacimientos no convencionales o bien denominadas Oil Shale. Sección III Ahuatepec-1 Soledad Nte-94 Soledad Nte-187 Soledad Nte-284 Soledad Nte-269 E Terciar io Cr etá cic o Jur ási co W E Sección estructural W- E con registros de pozos. Nótese la presencia de rocas jurásicas en el pozo Ahuatepec

13 En la siguiente figura, se muestra la misma sección con información sísmica, en la cual se puede observar los atractivos espesores de las rocas del Mesozoico notándose el buen desarrollo en las formaciones del Jurásico Superior, presentes en el pozo Ahuatepec- 1. AHUAT- 1 SON- 94 SON- 187 SON- 269 BLOQUE SOLEDAD SECCION III Ahuatepec 1 Soledad Norte 94 Soledad Norte 187 Soledad Norte 284 Soledad Norte 269 N Sección sísmica idéntica a la de correlación entre pozos donde se observa la presencia de las rocas generadoras jurásicas en el pozo Ahuatepec- 1. El área contractual Soledad, se encuentra ubicada en la parte norte del Paleocanal de Chicontepec, el 100% de esta área cuenta con información sísmica 3D de los prospectos Amatitlán procesado en 2009, en la parte sur por Cohuca procesado en 2011 y al Sureste por Miquetla- Miahuapan procesado en De acuerdo con los archivos sísmicos actuales, éstos cubos sísmicos, cuentan con migración pre- apilada en tiempo, calidad y resolución vertical óptimas, sin embargo existen efectos de borde en los límites de los cubos sísmicos, ocasionando desacople al poner conjuntamente dos cubos sísmicos de dos proyectos diferentes. 13

14 Cotratos Integrales EP: Soledad Adicionalmente se cuenta con 50 km de sísmica bidimensional (2D), de segmentos de 28 líneas dentro del Área Contractual Soledad. El área contractual Soledad cuenta con un cubrimiento del 100% de información sísmica 3D con los ProspectosAmatitlán, Miquetla- Miahuapan y Cohuca. 14

15 Historia de exploración y desarrollo El descubrimiento del bloque Soledad fue en septiembre de 1944 con la perforación del pozo Soledad- 1, el cual produjo 44 bpd de la Formación Tamabra, el pozo fue abandonado como productor no comercial. El primer pozo productor del bloque fue el Soledad- 101, perforado en el año de 1961, con un gasto de 1,082 bpd con flujo fraccional de agua de 0% en la Formación Tamabra, posteriormente entró a producción el Soledad- 104 con un gasto de 547 bpd y flujo fraccional de agua de 2.6% en la misma formación. La producción máxima alcanzada fue de 7,244 bpd, con 133 pozos activos en abril de En el 2010, se reiniciaron las actividades de operación y mantenimiento reactivando pozos con reparaciones menores en los campo Coyotes y Horcones los cuales se encuentran al Este de esta Área Contractual, cabe mencionar que los gastos promedios antes de la reactivación (abril 2010) de los pozos era de 20 bpd, de 79 pozos en operación, con 1750 bpd promedio mensuales y actualmente (julio 2012) el gasto promedio es de 30 bpd con 110 pozos en operación y una producción mensual promedio de 3300 bpd. La actividad de perforación se reinició en los años 2011 y 2012 se perforaron tres pozos horizontales y a la fecha se han terminado dos, Coyotes 423D y Coyotes 276D, ambos se terminaron con multifracturas (cinco) y el gasto inicial del primero de estos, fue de 400 bpd de aceite neto de 37 ºAPI y mmmpcd con un corte agua de 30% el cual disminuyo a 15%, el gasto inicial del segundo pozo fue de 318 bpd de aceite de 28 ºAPI y mmmpcd de gas y un corte de agua de 35% y continua en limpieza por lo cual se considera que el corte de agua disminuirá como se observó en el primer pozo. 15

16 Sección sísmica estructural del pozo Coyotes 423D con la trayectoria horizontal Estado mecánico del pozo Coyotes 423D y registro geofísico con el intervalo navegado en el cual se efectuaron cinco fracturas 16

17 ontratos Integrales EP: Soledad Actualmente, Petróleos Mexicanos ha iniciado una campaña exploratoria para evaluar mediante la perforación de pozos horizontales a las formaciones geológicas consideradas como rocas generadoras de hidrocarburos, las cuales están consideradas como Shale oil y tiene contemplado perforar un pozo exploratorio a 13.5 km al este de esta área contractual teniendo como su objetivo principal la Formación Pimienta del Jurásico Superior KS Mendez KS SF KS ANva KM Tam Sup KI Tam Inf JS Tithoniano JS Kimmeridgiano NW SE Configuración estructural cima Fm. Pimienta (m) Localización exploratoria para evaluar la Fm. Pimienta del Jurásico Superior 17

18 Producción por campo y reserva La explotación comercial de aceite en este bloque inició en 1972 y la producción es asociada a los yacimientos del bloque Soledad. La máxima producción alcanzada fue de 7,244 bpd para abril de 1980, con 133 pozos activos en las Formaciones del Terciario (Chicontepec). La presión de saturación varía entre 84 y 97 Kg/cm 2 y su presión más reciente varía entre 58 y 125 Kg/cm 2. 8,000 1,400 7,000 1,200 Gastos de aceite, agua (b/d) 6,000 5,000 4,000 3,000 2,000 1, Gastos de gas (mpc/d) 1, /66 01/67 12/67 11/68 10/69 09/70 08/71 07/72 06/73 05/74 04/75 03/76 02/77 01/78 12/78 11/79 10/80 09/81 08/82 07/83 06/84 05/85 04/86 03/87 02/88 01/89 12/89 11/90 10/91 09/92 08/93 07/94 06/95 05/96 04/97 03/98 02/99 01/00 12/00 11/01 10/02 09/03 08/04 07/05 06/06 Aceite (Bd) Agua (Bd) Gas (mpc/d) Historia de producción del bloque Soledad 0 El volumen original para el bloque Soledad es de 1, MMbl de aceite y 1, MMMpc de gas; se tiene una producción acumulada de 39 MMbl de aceite y 5.7 MMMpc de gas, con un factor de recuperación de 8.0 % para el aceite y 56.0 % para el gas. Las reservas remanentes en 2P estimadas son MMbl de aceite y MMMpc para el gas. 18

19 Área desarrollada por campo Volumen original Factores de recuperación Producción acumulada Reservas remanentes 2P (Km 2 Aceite Gas Aceite Gas Aceite Gas Aceite Gas ) (MMbl) (MMMpc) (%) (%) (MMbl) (MMMpc) (MMbl) (MMMpc) 125 1, , Volumen original, producción y reservas remanentes del bloque Soledad 19

20 ontratos Integrales EP: Soledad Infraestructura y manejo de hidrocarburos Infraestructura bloque Soledad El bloque Soledad tiene una producción bruta de 4,158 bpd, la cual se procesa en las baterías de separación Soledad I, Soledad II y Palo Blanco, para posteriormente ser enviado el gas por medio de un gasoducto de 12 x 2.6km con origen en la batería de separación Soledad I, se procesa y es enviado a la EC Soledad donde se envíaa CPG PR. El hidrocarburo se envía por un ducto de 8 a la Batería de Separación Miquetla I teniendo destino final en CAB- PR. La Batería de Separación Palo Blanco envía el gas por un gasoducto de 16 a EC Soledad y el aceite por ducto de 4 el cual tiene origen en BS Soledad I y es enviado a Miquetla I con destino final CAB- PR. Manejo actual de la producción del bloque Soledad 20

21 El bloque cuenta con los siguientes oleo gasoductos: 21

22 Caminos Bloque Soledad Mapa de caminos (carreteras y brechas) poblados, macroperas e instalaciones petroleras 22

23 ontratos Integrales EP: Soledad Prácticas de perforación Parámetros de perforación Profundidad: 1,600 metros desarrollados Inclinaciones: 0 a 45 Densidad de lodos Primera etapa: Segunda etapa: Tercera etapa: Objetivo: 1.15 gr/cm³; lodo bentonítico 1.26 gr/cm³; emulsión inversa 1.30 gr/cm³; emulsión inversa Chicontepec Problemas durante la perforación Etapa Superficial Hidratación de arcillas, pérdidas de circulación, resistencias en introducción de TR s, inestabilidad del agujero y flujos someros de Gas y/o Agua. Etapa intermedia. Intercalaciones de Lutitas reactivas, pega de tubería y posible pérdida de fluido, altas velocidades de penetración, probables incrementos de DEC (Densidad Equivalente de Circulación) por la concentración de recortes en el anular e incrementos de atrapamientos y perdidas de circulación. Etapa de Producción Empacamiento, resistencias y arrastres, presencia de gas de formación, pérdidas de circulación, pegaduras por presión diferencial, embolamiento de barrena, acumulación de recortes de perforación en la sección curva. Prácticas de perforación La mayoría de los arreglos de las tuberías de revestimiento (TR) en esta área corresponden a dos tipos de diseño: El primer diseño es con una TR conductora de 10 3/4, que tiene como objetivo instalar conexiones superficiales y se cementa alrededor de 50 y 150 m. La TR intermedia de 7 5/8 se cementa a profundidades promedio de 400 a 500 m, los 23

24 asentamientos de dicha etapa se proponen de los pozos de correlación, finalmente perforar la tercera etapa y cementar la TR 5 ½ a la profundidad total. El Segundo diseño es con una TR conductora de 9 5/8, que tiene como objetivo instalar conexiones superficiales y se cementa alrededor de 50 y 150 m. La TR final de 6 5/8 se cementa a profundidades con un rango de 1,500 a 1,700 m. Este inciso, tiene como objetivo únicamente comentar las prácticas de perforación a la fecha, utilizadas en el desarrollo de este yacimiento, por lo cual se considera como una referencia y no una propuesta de aplicación de la metodología y tecnología aplicada por el AIATG. Las primeras etapas son de presión normal y se perforan con lodo a base de emulsión inversa y con densidades de control del orden de 1.15 a 1.30 gr/cm³; en el caso de densidades anormales, es debido al control de estabilidad de la lutita y no porque el gradiente de presión lo demande. La etapa de explotación se perfora con fluido base agua (salmuera sódica) capaz de incrementar su viscosidad por cualquier contingencia, además de ser amigable con la formación productora y se ajusta la densidad de control. El árbol de válvulas 10 3/4 x 7 5/8 x 5 1/2 x 2 7/8 5,000 lb/pg². No se observa gran problemática operativa durante la perforación del pozo. 24

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