UNIVERSID AD V VER ACRUZ AN A FACULTAD D DE C CIENCIAS QUÍMICAS
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INGENIERO P PETROLERO
Presenta:
RICARDO CAMACHO RUIZ
Director de Tesis
ING. KARAN CORONADO PONCE
POZA RICA, VER.
2013
HOJA DE AUTORIZACION
HOJA DE AUTORIZACION
AGRADECIMIENTOS A mis padres. padres.
Sabiendo que jamás existirá una forma de agradecer toda una vida de lucha, sacrificio y esfuerzo constante. Solo quiero que donde quiera que se encuentren sepan que este trabajo también es suyo, que la fuerza que me ayudo a conseguirlo fue el apoyo incondicional que siempre me brindaron. Su forma de luchar fue mi ideal, su sacrificio mi aliento su esfuerzo constante la fuerza de mi voluntad. Gracias por todo.
A mis hermanos. hermanos.
Les dedico este trabajo por su apoyo y comprensión en cada momento y decirles que nuestras vidas cambian pero jamás olvidaremos la familia que nos vio nacer y crecer, este trabajo y esta carrera es para ustedes, esto es el fruto de todo su apoyo y sacrificio. Muchas gracias.
A mis amigos. amigos.
A todos mis amigos y amigas que me brindan su mano sin pedir nada a cambio, a todos ellos gracias por su apoyo, consejo y verdad. A ti pequeña por darme todo tu apoyo y comprensión. Y por último a todos los profesores que me ayudaron a llegar hasta este escalon.
Ricardo Camacho Ruiz Homo, gnoscete ipsum
INDICE
INTRODUCCIÓN ............................................................................................................... 7 JUSTIFICACIÓN ............................................................................................................... 9 OBJETIVO GENERAL .................................................................................................... 10 HIPÓTESIS ..................................................................................................................... 10 CAPITULO 1 MARCO TEORICO .................................................................................... 11 1.2 A NTECEDENTES .....................................................................................................................................12 1.3 HISTORIA ..............................................................................................................................................15 1.4 R EQUERIMIENTOS DE POZOS HORIZONTALES .........................................................................................21 1.4.1 PLANEACIÓN ......................................................................................................................................22 1.5 MÉTODOS DE PERFORACIÓN DE POZOS HORIZONTALES .........................................................................26 1.5.1 MÉTODO DE RADIO LARGO ................................................................................................................27 1.5.2 MÉTODO DE RADIO MEDIO ..................................................................................................................27 1.5.3 MÉTODO DE RADIO CORTO .................................................................................................................28 1.5.4 MÉTODO DE RADIO ULTRACORTO .......................................................................................................29 1.6 MÉTODOS DE TERMINACIÓN DE POZOS HORIZONTALES .........................................................................29 1.6.1 TERMINACIÓN EN AGUJERO DESCUBIERTO ........................................................................................30 1.6.2 TERMINACIÓN CON TUBERÍA RANURADA (LINER ) .............................................................................31 1.6.3 TERMINACIÓN CON TUBERÍA PRE -EMPACADA ....................................................................................32 1.6.4 TERMINACIÓN CON TUBERÍA RANURADA Y EMPACADORES EXTERNOS ..............................................33 1.6.5 TERMINACIÓN CON TUBERÍA DE REVESTIMIENTO CEMENTADA .........................................................34 1.6.6 TERMINACIÓN CON TUBERÍA EXPANDIBLE .........................................................................................34 1.7 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE POZOS HORIZONTALES ...........................................................................35 1.7.1 VENTAJAS ..........................................................................................................................................35 1.7.2 DESVENTAJAS ....................................................................................................................................36 1.8 CUANDO SELECCIONAR UN POZO HORIZONTAL .....................................................................................36 1.9 APLICACIONES DE LOS POZOS HORIZONTALES .......................................................................................37
1.9.1 R EDUCCIÓN DEL NÚMERO DE LOCALIZACIONES .................................................................................38 1.9.2 YACIMIENTOS CON EMPUJE DE AGUA O CAPA DE GAS .........................................................................38 1.9.3 YACIMIENTOS NATURALMENTE FRACTURADOS..................................................................................39 1.9.4 YACIMIENTOS DE ESPESOR DELGADO .................................................................................................39 1.9.5 R ECUPERACIÓN MEJORADA DE PETRÓLEO ..........................................................................................40 1.9.6 PERFORACIÓN DE POZOS HORIZONTALES EN LOCALIZACIONES INACCESIBLES ...................................40 1.9.7 PERFORACIÓN MÚLTIPLE DE POZOS HORIZONTALES DESDE UNA ÚNICA ESTRUCTURA ........................41 1.9.8 PARA PRODUCIR MÚLTIPLES ARENAS CON UN MISMO POZO ................................................................41
CAPITULO 2 ANTECEDENTES DEL CAMPO CHICONTEPEC ..................................... 42 2.1 DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA .....................................................................................................................42 2.2 COLUMNA GEOLÓGICA ..........................................................................................................................42 2.3 DESCRIPCIÓN DEL YACIMIENTO .............................................................................................................43 2.4 A NTECEDENTES DE EXPLOTACIÓN DEL CAMPO CHICONTEPEC ..............................................................45 2.5 A NTECEDENTES DE POZOS HORIZONTALES EN CHICONTEPEC ...............................................................48
CAPITULO 3 RESULTADOS OBTENIDOS .................................................................... 50 3.1 CASO EJEMPLO POZO COYOTES 423D. ..................................................................................................50 3.1.1 R ESULTADOS DE PRODUCCIÓN COYOTES 423D. ................................................................................58 3.2 CASO EJEMPLO PA-1565H ...................................................................................................................62 3.3 R ESULTADOS DE POZOS HORIZONTALES VS POZOS DIRECCIONALES ......................................................65
CAPITULO 4 CONCLUSIONES ...................................................................................... 67 INDICE DE FIGURAS...................................................................................................... 69 INDICE DE TABLAS ....................................................................................................... 70 NOMENCLATURA .......................................................................................................... 71 BIBLIOGRAFIA ............................................................................................................... 72 ANEXOS ......................................................................................................................... 73 ANEXO A CASO POZO CORR-785................................................................................ 73 ANEXO B CASO EJEMPLO ESC-195 Y ESC-197 ......................................................... 74 ANEXO C CASO EJEMPLO CORR-629 (DIR) ............................................................... 75
ANEXO D TIEMPOS DE PERFORACIÓN DE POZOS HORIZONTALES VS POZOS DIRECCIONALES ........................................................................................................... 76
POZOS HORIZONTALES Y/O ALTO ÁNGULO COMO ESTRATEGIA PARA LA EXPLOTACIÓN DEL CAMPO CHICONTEPEC
INTRODUCCIÓN La técnica de perforación horizontal se remonta a los años 50, cuando se realizaron los primeros pozos horizontales en Rusia, y no es hasta 1970 que se obtienen las mejoras, constituyendo actualmente una tecnología de nivel avanzado y confiable.
La perforación horizontal es una rama directa de la perforación direccional, con la aplicación de esta técnica se puede perforar un pozo direccionalmente hasta lograr un rango entre 80° y 90° de desviación a la profundidad y dirección del objetivo a alcanzar a partir del cual se iniciará la sección horizontal.
La extracción de aceite en el Paleocanal de Chicontepec es extremadamente desafiante, el yacimiento presenta baja permeabilidad por su carácter litológico de arenas lenticulares, es discontinuo lateralmente: presenta pequeñas laminaciones de lutita y ha estado en producción por más de 4 décadas. Para poder solventar ese problema y poder incrementar la producción de crudo en el Paleocanal de Chicontepec la perforación de pozos horizontales es una opción que ha tenido un impacto positivo.
Durante los últimos sesenta años la tecnología de perforación ha avanzado al punto donde los pozos horizontales y altamente desviados han llegado a ser comunes.
Las
técnicas
de
perforación
de
pozos
petroleros
han
sido
evolucionadas, debido a los grandes incrementos de producción de hidrocarburos. Actualmente
se
han
estado
desarrollando
técnicas
de
perforación
no
convencionales para cubrir la demanda excesiva de hidrocarburos y minimizar los costos por barril que generan operaciones de perforación y terminación.
La perforación horizontal es una de estas técnicas que se presenta como una alternativa para solucionar el reto que presenta Chicontepec y presentar una mejora y optimización, tanto de recursos como del proceso de la explotación de 7
POZOS HORIZONTALES Y/O ALTO ÁNGULO COMO ESTRATEGIA PARA LA EXPLOTACIÓN DEL CAMPO CHICONTEPEC
hidrocarburos y así lograr incrementar la productividad de los pozos, ya que constituye para el país uno de los proyectos estratégicos de alta importancia para incorporar producción y reservas probadas en las políticas y planes de carácter económico del gobierno federal.
El diseño de un pozo horizontal es diferente al diseño de un pozo direccional porque la productividad del pozo depende sobre todo de la longitud del mismo. Sin embargo, la longitud de un pozo horizontal depende de la técnica de perforación a utilizar. Por lo tanto es esencial que los ingenieros de perforación trabajen en forma conjunta con los ingenieros de yacimientos para escoger la técnica de perforación apropiada la cual dará la longitud deseada del pozo horizontal.
La otra consideración importante está en la terminación del pozo: se puede tener un pozo en agujero descubierto, introducir una tubería corta con empacadores externos o uno revestido, dependiendo de lo que se necesite y la experiencia de la región. El tipo de terminación es de suma importancia en cuanto a resultados de la producción del pozo, y ciertos tipos de terminaciones son posibles solamente con determinadas técnicas de perforación. Así que, la longitud del pozo, la localización física del mismo yacimiento, la tolerancia en la perforación y el tipo de terminación dependen básicamente del método de perforación.
Por lo tanto es muy importante para los ingenieros entender las diferentes técnicas de perforación, sus ventajas y desventajas. Similarmente, los ingenieros de perforación, los ingenieros en diseño, los ingenieros en producción y los ingenieros de geociencias también deben considerar los diferentes factores que influyen en la durabilidad de un pozo horizontal.
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POZOS HORIZONTALES Y/O ALTO ÁNGULO COMO ESTRATEGIA PARA LA EXPLOTACIÓN DEL CAMPO CHICONTEPEC
JUSTIFICACIÓN La extracción de aceite en el Paleocanal de Chicontepec es desafiante por su carácter geológico al ser un yacimiento no convencional con procesos diagenéticos complejos, presenta arenas discontinuas, baja permeabilidad y porosidad, con presiones iniciales muy cercanas a la presión de burbuja lo que provoca una disminución en la producción de aceite debido a la alta liberación de gas disuelto y esto es reflejado en la baja productividad, alta declinación al inicio de la explotación, provocando una baja recuperación de hidrocarburos; para ello la implementación de pozos horizontales tiene un impacto positivo al tener un mayor contacto con el yacimiento logrando un incremento de producción y mejorando el factor de recobro.
Si bien es cierto que la perforación de un pozo horizontal resulta ser más costosa que la de un pozo direccional también es cierto que un pozo horizontal resulta ser menos costoso que la cantidad de pozos direccionales necesarios para obtener la misma productividad. Por definición los pozos horizontales generan un aumento en la productividad de los campos respecto a los pozos direccionales debido principalmente a que en un pozo horizontal hay mayor área de contacto con la zona productora.
Basándonos en estos principios, que han sido ya comprobados en diversas partes del mundo, se ha decidido aplicarlos en el campo Chicontepec esperando obtener los más satisfactorios resultados, aumentar la productividad y el recobro con un menor número de pozos.
Es por ello que se realiza la presente investigación con la finalidad de mostrar los resultados de producción que han tenido los pozos horizontales y/o alto ángulo más destacados en el campo Chicontepec a la comparativa con pozos direccionales del mismo campo.
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POZOS HORIZONTALES Y/O ALTO ÁNGULO COMO ESTRATEGIA PARA LA EXPLOTACIÓN DEL CAMPO CHICONTEPEC
OBJETIVO GENERAL Evaluar los principales indicadores de perforación, terminación y producción obtenidos a través de la implementación pozos horizontales y/o alto ángulo en el campo Chicontepec; para identificar su potencial masificación como estrategia de explotación.
HIPÓTESIS
H1 Las arquitecturas de pozos horizontales y Alto Angulo hacen más eficiente la explotación del campo Chicontepec a través del incremento de gastos de producción y factores de recuperación.
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POZOS HORIZONTALES Y/O ALTO ÁNGULO COMO ESTRATEGIA PARA LA EXPLOTACIÓN DEL CAMPO CHICONTEPEC
CAPITULO 1 MARCO TEORICO Definición de pozos horizontales
El termino pozo horizontal puede ser genérico para un amplio grupo de operadores, sin embargo están de acuerdo que es una sección horizontal que ofrece una sección abierta al flujo cuyo eje axial posee una inclinación entre 80° y 95° en el estrato de producción, creando un cambio radical en las condiciones de flujo de los fluidos, ya que crea un volumen elipsoidal mientras que la de un pozo vertical es de forma cilíndrica. Por lo anterior, consideremos como un pozo horizontal aquel que mantiene una trayectoria aproximadamente paralela a la formación productora o que la penetra con un ángulo de 80° u 95°, como se muestra en la figura 1.1 un esquema mecánico de un pozo horizontal. Y un pozo alto ángulo es aquel que mantiene contacto con la formación productora manejando ángulos de desvió superiores a los 45°. El propósito de un pozo horizontal es proveer una solución óptima en situaciones específicas donde es necesario lo siguiente:
Mayor recuperación de reservas.
Incremento de producción.
Para espaciar y reducir el número de pozos en proyectos de desarrollo.
Control de conificación de gas/agua.
Figura 1-1 Esquema mecánico de un pozo horizontal 11
POZOS HORIZONTALES Y/O ALTO ÁNGULO COMO ESTRATEGIA PARA LA EXPLOTACIÓN DEL CAMPO CHICONTEPEC
1.2 Antecedentes Con el incremento de los trabajos de perforación surgieron diversos obstáculos que impidieron la aplicación de la perforación vertical, por ejemplo, la existencia de localizaciones inaccesibles (figura 1.2), en las cuales es necesario perforar uno o varios pozos para cubrir el desarrollo completo de un yacimiento, por arriba de la cual se tiene ya erigida una ciudad, o bien, la instalación del equipo de perforación se dificultan por las características del terreno.
Figura 1-2 Localizaciones inaccesibles Con el objetivo de solucionar éste y otros tipos de problemas se desarrolló otra manera de perforar, la cual consiste en desviarse de la vertical con un determinado ángulo, para así alcanzar formaciones que no estén situadas justamente debajo del equipo de perforación, a la que se llamo perforación direccional u orientada. Este tipo de perforación ha tenido muy buenas aplicaciones como en los siguientes casos:
a) Perforación de varios pozos desde plataformas y/o estructuras fijas. Esta aplicación en nuestros días es la más común en áreas marinas como se muestra
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POZOS HORIZONTALES Y/O ALTO ÁNGULO COMO ESTRATEGIA PARA LA EXPLOTACIÓN DEL CAMPO CHICONTEPEC
en la figura 1.3 que visualiza el ejemplo de perforar varios pozos desde una sola estructura.
Figura 1-3 Perforación de varios pozos desde una plataforma fija b) Perforación de domos salinos. Es solamente aplicable en casos en los que se tiene que atravesar domos salinos, los cuales contaminan el fluido de perforación gravemente, por lo que es conveniente dirigir el pozo hacia los lados del mismo para alcanzar las zonas productoras, en la figura 1.4 muestra dicha orientación a la hora de perforar cuando se presenta domos salinos.
Figura 1-4 Perforación con presencia de domos salinos
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POZOS HORIZONTALES Y/O ALTO ÁNGULO COMO ESTRATEGIA PARA LA EXPLOTACIÓN DEL CAMPO CHICONTEPEC
c) Perforación en fallas geológicas. En este caso es cuando se desvía el pozo a través de la falla
o en paralelo con ella para poder obtener mayor
producción y así se elimina el riesgo de perforar pozos verticales a través de planos de fallas muy inclinados, en la figura 1.5 se muestra el alcance del objetivo en presencia de fallas geológicas.
Figura 1-5 Perforación en fallas geológicas d) Perforación de pozos de alivio. Esta es otra aplicación de importancia que tiene como finalidad controlar un pozo en el que por alguna causa ha presentado problemas en superficie, como en la figura 1.6 se puede mostrar.
Figura 1-6 Perforación de pozos de alivio
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POZOS HORIZONTALES Y/O ALTO ÁNGULO COMO ESTRATEGIA PARA LA EXPLOTACIÓN DEL CAMPO CHICONTEPEC
La perforación direccional ha venido evolucionando desde los años 20´s hasta ser vista actualmente como una ciencia. La perforación direccional se consideró inicialmente como un arte y actualmente es considerada como una gran herramienta para la optimización de yacimientos.
Manteniendo la tendencia evolutiva de la perforación direccional
se
desarrolló la tecnología de pozos horizontales la cual vino a revolucionar el desarrollo y empleo de las técnicas de perforación convencionales.
1.3 Historia El desarrollo y masivo empleo de las técnicas de perforación horizontal se dan en Estados Unidos de Norteamérica durante la segunda mitad de los 70´s, pero ya se habían tenido indicios en décadas anteriores. En 1929 se marcó el inicio de la primera perforación horizontal en Texon, Texas, posteriormente se cita que en 1937 se perforó un pozo horizontal en Yarega, Rusia, en 1944, en el estado de Pennsylvania, en la ciudad de Venango se perforó un pozo horizontal para los campos Flanklin de crudo pesado, con estos acontecimientos de algunos pozos se inicia la perforación horizontal.
Durante 1950, Rusia perforó 43 pozos horizontales con esfuerzo, ya que el equipo y las técnicas eran muy rudimentarios. Siguiendo estas incursiones en la perforación horizontal, los rusos llegaron a la conclusión que la perforación horizontal era técnicamente factible, económicamente era decepcionante; en otras palabras no era rentable, como resultado, abandonaron éste método.
Ha mediado de los 60´s, diez años después de la experiencia rusa, en China se perforan dos pozos horizontales, el primero de 500 m de longitud y con terminación en agujero descubierto, después de un mes de producción se colapso. La construcción del segundo, fue interrumpida por la revolución cultural proletaria.
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POZOS HORIZONTALES Y/O ALTO ÁNGULO COMO ESTRATEGIA PARA LA EXPLOTACIÓN DEL CAMPO CHICONTEPEC
Así como Rusia, China concluyó que la perforación horizontal no era rentable, por lo tanto se abandonó el método por más de 20 años.
El verdadero desarrollo de la perforación horizontal se inicio en 1979 a 1982 en Norteamérica, durante este periodo, Alan Barnes, ingeniero de una compañía petrolera, utilizando un modelo de simulación de yacimientos para una terminación horizontal, da a conocer los grandes beneficios que se tienen con la técnica de perforar un pozo horizontal de radio corto. Siguiendo los estudios de modelaje de Alan Barnes, la compañía perforó aproximadamente 12 pozos en los campos de Empire Abo en Nuevo México, entonces los grandes beneficios salieron a flote, como los incrementos de producción.
En 1977, Elf Aquitaine y el Instituto Francés del Petróleo, encabezados por Jacques Bosio, comenzaron a trabajar en el proyecto FORHOR, para el desarrollo de pozos horizontales; este trabajo condujo al éxito en la perforación horizontal que posteriormente se tendría en el campo Rospo Mare.
La década de los 80´s marco la pauta para el desarrollo de la perforación horizontal, cuando se continúo perforando pozos horizontales demostrando su capacidad de poner a producir eficientemente ciertos yacimientos. Para 1983 se siguió trabajando en el perfeccionamiento de la técnica al desarrollar al campo Cástrela Lou, al suroeste de Francia, donde la sección horizontal del pozo se perforó a una profundidad de 2,900 m.
Entre 1986 y 1987 se perforó un pozo horizontal en un yacimiento de arenas poco consolidadas en Chateaurenard al sur de París, en el año de 1987 se terminó el primer grupo de cinco pozos horizontales en el campo Rospo Mare con una producción de 30,000 BPD marcando el dominio de la tecnología.
A mediados de la década de los ochentas la Sociedad Holandesa Unocal Netherlands, la Standard Oil de Ohio y la British Petroleum Co. Iniciaron una serie 16
POZOS HORIZONTALES Y/O ALTO ÁNGULO COMO ESTRATEGIA PARA LA EXPLOTACIÓN DEL CAMPO CHICONTEPEC
de experimentos con la finalidad de dominar la técnica, resultando un gran éxito ya que por parte de la Standard Oil de Ohio rompió el record anteriormente establecido en el campo Rospo Mare.
A finales de los 90´s el número de pozos horizontales perforados ascendían a 3,000, dando como resultado un incremento de 1000% en un periodo de 10 años. Actualmente la perforación horizontal representa el 15% de toda la actividad de perforación.
Por lo anterior, se hace constar que la década de los 90´s fue la década de la perforación horizontal, tanto en América del Norte, como en Europa, ya se habían desarrollado campos con la tecnología de perforación horizontal; mientras que la perforación horizontal en México se introdujo a mediados de la década de los 90´s. los principales pozos horizontales se aplicaron en arenas de los campos de Agua Fría, Cuitláhuac, Poza Rica y posteriormente en carbonatos de los campos Akal, Abkatum, Zaap, etc.
Hasta ese entonces se habían perforado siete pozos horizontales; cuatro en el campo de Agua Fría de la formación Chicontepec en 1991, uno en el campo Cuitláhuac, formación Oligoceno, en 1992 y dos en el campo Akal en las formaciones Brecha Paleoceno y Cretácico terminados en 1995. Posteriormente a estos años se perforaron varios pozos más en las Regiones Norte, Sur y en la Zona Marina, los resultados obtenidos con la perforación horizontal de estos pozos se presentan en la Tabla 1-1.
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POZOS HORIZONTALES Y/O ALTO ÁNGULO COMO ESTRATEGIA PARA LA EXPLOTACIÓN DEL CAMPO CHICONTEPEC
Tabla 1-1 Resultados obtenidos de perforación horizontal en México (1995) Longitud Horizontal
Qo
RGA
Fecha
(m)
(BPD)
(m³/m³)
Terminación
801-H1
1230
252
317
23/08/91
Agua Fría (Chicontepec)
801-H2
877
453
176
29/08/91
Agua Fría (Chicontepec)
807-H
800
226
142
29/08/91
Agua Fría (Chicontepec)
817-H
1062
213
41
23/08/91
-
29/08/92
Campo (Formación)
Pozo
Agua Fría (Chicontepec)
QgCuitláhuac (Oligoceno)
671-H
900
0.960 MMPCD
Akal (BP-K)
2074
300
11834
61
02/09/95
2297-D
156
10451
32
13/10/95
A principios del año 2000, en México se habían perforado 22 pozos horizontales, mientras que en el mundo se ha perforado alrededor de 20,000 pozos. Para poder ejemplificar lo anterior, la Tabla 1-2 muestra los principales campos en donde se ha aplicado la perforación horizontal en México.
Tabla 1-2 Pozos Horizontales Perforados en México hasta el 2000 DIVISION
Norte
CAMPO
No. DE POZOS
FORMACION
Agua Fría
4
Chicontepec
Cuitláhuac
1
Oligoceno
Franco Española
9
Poza Rica
1
Santa Agueda
1
Akal
2
Paleoceno
Abkatun
2
Jurasico
Catedral
1
Cretácico
Cerro Nanchital
1
Marina
Sur Total
22
Mundial
20,000
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POZOS HORIZONTALES Y/O ALTO ÁNGULO COMO ESTRATEGIA PARA LA EXPLOTACIÓN DEL CAMPO CHICONTEPEC
La perforación de pozos horizontales en México se ha desarrollado principalmente en la Región Norte en la Unidad Poza Rica, Reynosa, Altamira, Cerro Azul, en la Región Sur en los campos Cerro de N, Catedral y Luna y en Región Marina en el campo Cantarell. En las tablas 1-3, 1-4 y 1-5 se presenta un resumen de estos pozos.
Tabla 1-3 Pozos Horizontales y Reentradas en la Región Norte, México UNIDAD
POZO
Cerro Azul
Veracruz
TIPO
METROS PERFORADOS >70°
Rancho Nuevo 22-H
Horizontal
133
Rancho Nuevo 12
Reentrada
126
Rancho Nuevo 128- H Horizontal
226
Rancho Nuevo 34
Reentrada
245
Copito 18-H
Horizontal
472
Copito 54-H
Horizontal
320
Tabla 1-4 Pozos Horizontales en la Región Sur, México CAMPO
POZO
Cerro de N.
6
Catedral
53
Luna
34
Tabla 1-5 Pozos Horizontales en el campo Cantarell; Región Marina PLATAFORMA POZO
TR
PROFUNDIDAD
LONGITUD HORIZONTAL
Akal R.
2076
9 5/8”
3360m
120m
Akal S.
2299
9 5/8”
2907m
147m
Akal B.
95
7 5/8”
3004m
207m
Akal
2098
9 5/8”
3500m
228m
Akal O
36
7 5/8”
3080m
250m
Akal R.
2074
9 5/8”
3611m
420m
Abkatum H
221
7”
4266m
641m
Abkatum H
223
7”
4325m
417m
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POZOS HORIZONTALES Y/O ALTO ÁNGULO COMO ESTRATEGIA PARA LA EXPLOTACIÓN DEL CAMPO CHICONTEPEC
La perforación de pozos horizontales ha tenido un incremento significativo desde el 2008 hasta nuestros días, en la Región Norte se han perforado aproximadamente 15 pozos horizontales, que van desde los 130 a 400 m de desplazamiento, siendo estos el Arquimia-112 y el Enlace-35 H ambos productores de gas con gastos de producción de 13.6 MMPCD y 12.3 MMPCD, en Región Marina con los pozos Yaxche 101-H y 42-H con ángulos de 90° desplazamientos similares que oscilan a los 4263 md y 4184 md con gastos de producción de 5854 BPD.
En Chicontepec la perforación de pozos horizontales se ha vuelto a activar en el 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 2484-H; recientemente se perforaron los pozos Coyotes 423D, Presidente Alemán 1565, Presidente Alemán 2482-H, Remolino 1648-H y los Escobal 197-H y 195-H, obteniendo una tasa de producción alta.
Al pasar del tiempo, tanto la tecnología como la técnica de perforación horizontal han mejorado y esos avances continúan. Algunos de los inconvenientes surgidos inicialmente en la aplicación de estos métodos han sido superados y con la incursión de la tecnología se ha simplificado la planificación y el diseño de los pozos horizontales.
Actualmente la perforación de pozos horizontales se ha desarrollado con el objetivo de resolver:
Problemas con conificación de agua y/o gas.
Extracción de aceite pesado.
Tener mayor contacto con el yacimiento.
Incremento de producción.
Incremento en el FR.
Para reducir el número de pozos en proyectos de desarrollo. 20
POZOS HORIZONTALES Y/O ALTO ÁNGULO COMO ESTRATEGIA PARA LA EXPLOTACIÓN DEL CAMPO CHICONTEPEC
1.4 Requerimientos de pozos horizontales Los requerimientos prioritarios y más importantes para la perforación horizontal son:
Objetivo del pozo y localización en superficie.
Características y modelo geológico del yacimiento. a) Yacimiento continúo dentro de un plano vertical. b) Porosidad. c) Saturaciones. d) Temperatura. e) Presión. f) RGA. g) PVT. h) Anisotropía i) Permeabilidad vertical y permeabilidad horizontal. j) Espesor de drene. k) Distancia efectiva de drene para el pozo horizontal dentro del yacimiento.
Objetivo del cliente.
Tipos de fluidos para la perforación y terminación de pozos.
Diseño y construcción de la curva.
Métodos de terminación.
Comportamiento de la producción estimada.
Trabajos futuros de reparación.
Proyectos económicos.
Costos.
Considerando todos los requerimientos de la perforación horizontal, así como adicionales tales como:
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POZOS HORIZONTALES Y/O ALTO ÁNGULO COMO ESTRATEGIA PARA LA EXPLOTACIÓN DEL CAMPO CHICONTEPEC
Uso de motores de fondo y herramientas de medición mientras se perfora (MWD).
Aditivos especiales de lubricación en el lodo de perforación para reducir el torque y arrastre.
Diseño de una hidráulica óptima para una limpieza efectiva del agujero.
Diseño de los aparejos de fondo para el control de la desviación y la barrena.
Herramientas de desviación.
1.4.1 Planeación La planeación consiste generalmente de las especificaciones de profundidad de entrada al yacimiento y de la longitud mínima de drene del pozo dentro del yacimiento, por lo tanto, el objetivo de la planeación se divide en dos etapas:
1. La total identificación del objetivo que se persigue dentro de un marco legal y de acuerdo con las especificaciones del cliente y que sea económicamente alcanzable. 2. Que el drene del pozo sea redituable con una realización cuidadosa del programa de perforación y terminación del pozo con apego a las normas de seguridad y cuidado al entorno ecológico, para llegar a la realización del proyecto en la manera más segura, eficiente y económica dentro del objetivo planeado.
La planeación horizontal parte básicamente de la planeación de pozos convencionales y que al igual se consideran los siguientes aspectos:
Evaluación geológica.
Determinación de la presión de poro y de fractura.
Programa de registros geofísicos.
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POZOS HORIZONTALES Y/O ALTO ÁNGULO COMO ESTRATEGIA PARA LA EXPLOTACIÓN DEL CAMPO CHICONTEPEC
Diseño de TR’s, aparejos de fondo, hidráulica de lodos y cementaciones.
Programa de barrenas, procedimientos de control de pozos.
Equipos de perforación,
Es de suma importancia considerar toda la información posible para lograr la integración de una buena planeación, así mismo, se debe prever de un plan de contingencias para poder solucionar problemas potenciales durante la perforación y terminación de pozos horizontales: Perforación
Perdidas de circulación.
Atrapamiento de tubería.
Problemas de inestabilidad de agujero.
Brotes.
Terminación
Problemas al bajar el aparejo de producción.
Ineficiencia de limpieza de agujero.
Tener cuidado en la toma de decisiones durante la planeación del pozo, es un factor crítico e importante para tener éxito en las operaciones subsecuentes. De esta manera, podemos crear un proceso iterativo para un buen procedimiento de perforación que defina directamente la óptima terminación y que tendrá finalmente impacto en el sistema de producción. (fig. 1.7).
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POZOS HORIZONTALES Y/O ALTO ÁNGULO COMO ESTRATEGIA PARA LA EXPLOTACIÓN DEL CAMPO CHICONTEPEC
Figura 1-7 Planeación de un pozo horizontal Dentro del alcance del objetivo, la planeación consiste en tres fases:
Perforación vertical.
Fases de la perforación direccional.
Fase de la perforación de drene del pozo.
Desde la superficie, la perforación de los pozos horizontales se inicia con una fase vertical, así se tienen las condiciones específicas de salida hacia el objetivo.
La perforación direccional para llegar a la sección horizontal del pozo consiste de: construcción de una curva continúa a lo largo del agujero y construcción de dos curvas a lo largo del agujero. Bajo estas circunstancias, se deberá mantener la dirección optima de la trayectoria, hasta lograr alcanzar el drene del agujero dentro del yacimiento. Estas fases corresponden a la perforación vertical
en el inicio del pozo y finalizar en una o dos curvas de
desviación dentro de la etapa horizontal. Ver figura 1.8 y 1.9.
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POZOS HORIZONTALES Y/O ALTO ÁNGULO COMO ESTRATEGIA PARA LA EXPLOTACIÓN DEL CAMPO CHICONTEPEC
Figura 1-8 Perforación horizontal (dos curvas) El cambio de la trayectoria del pozo debe gobernarse. Así se minimizan los problemas que se presentan durante la perforación tales como: limpieza de agujero, arrastre y torque e inestabilidad del agujero.
Figura 1-9 Perforación horizontal (una curva)
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1.5 Métodos de perforación de pozos horizontales La perforación horizontal inicia con una sección vertical y posteriormente construyendo un ángulo de 0° a 90° antes de entrar al objetivo horizontal de interés. Las técnicas de perforación horizontal están clasificadas en cuatro técnicas dependiendo del radio de giro, que es el requerido para cambiar la dirección vertical a la dirección horizontal y esto se logra con la aplicación de los siguientes métodos para el tipo de construcción como se muestra en la figura 1.10.
Los métodos para el tipo de construcción de radio de la curvatura son los siguientes:
Método de radio ultracorto.
Método de radio corto.
Método de radio medio.
Método de radio largo.
Figura 1-10 Métodos de perforación de pozos horizontales
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1.5.1 Método de radio largo La curva se construye desde una profundidad determinada por encima del yacimiento, hasta lograr la dirección horizontal y complementar la longitud a perforar y por lo tanto, la terminación del pozo.
Esta técnica es la más común y aplicable en pozos costa fuera. Es conocida como largo alcance o alcance extendido. Sin embargo estos pozos son perforados de 70° a 80° hasta alcanzar el objetivo en el plano horizontal.
Aplicaciones: Localizaciones inaccesibles, extensión en la perforación de acuerdo a normas gubernamentales, operaciones internacionales y desarrollo de la sección horizontal a más de 300 m.
Ventajas: La sarta de perforación puede rotarse con uso de herramientas convencionales, mínimas severidades y patas de perro, los costos por dia de los servicios son más bajos que los de radio medio y corto, permite perforar longitudes horizontales aproximadamente de1500 m, con un promedio de 1000 m.
Desventajas: Se requiere un equipo con largas bombas y grandes cantidades de lodo, el riesgo a hueco descubierto es mayor ya que la tubería de perforación puede pegarse y causar daño al yacimiento mientras se perfora.
1.5.2 Método de radio medio Esta técnica es la más usada en pozos terrestres. La curvatura tiene la función de proteger la ubicación del agujero cuando se tienen formaciones con fallas y estratos muy pronunciados.
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El radio de curvatura varía de 90 a 250 m, con un ángulo de construcción de 6° a 20° por cada 100 pies. La sección horizontal varía de 600 a 1200 m de longitud.
Aplicaciones: Yacimientos fracturados, yacimientos marinos; problemas con conificación de agua y/o gas, reentradas y yacimientos estrechos.
Ventajas: Menor torque y arrastre que en pozos de radio corto, puede perforarse horizontalmente hasta una longitud de 90 m y existe la posibilidad de tomar núcleos convencionales.
Desventajas: No aplicable para formaciones superficiales y delgadas y se necesita un equipo especial de perforación.
1.5.3 Método de radio corto La tecnología de radio corto ha sido aplicada en la perforación de pozos en donde las formaciones tienen problemas geológicos por encima de la dirección del yacimiento o bien por razones económicas.
En este método el radio de curvatura varía de 6 a 12 m con variaciones del ángulo de construcción de 2° a 5° por pie, con una sección horizontal de 30 a 250 m de longitud.
Aplicaciones: en pozos multilaterales y yacimientos cerrados.
Ventajas: Atractivo en yacimientos pequeños, se emplean en reentradas, más precisión para drenar el yacimiento.
Desventajas: No pueden tomarse núcleos, ni perfilarse, su terminación es únicamente en agujero descubierto. 28
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1.5.4 Método de radio ultracorto Este método es aplicable en la inyección de agua en formaciones blandas, no consolidadas y depresionadas.
El radio de curvatura en esta técnica de perforación horizontal varia de 1 a 2 pies y el ángulo de construcción es de 45° y 60° por pie, con sección horizontal entre 30 a 60 m.
Ventajas: Son efectivos en formaciones suaves y fáciles de penetrar como en arenas de aceite pesado y bitumen, realización de pozos horizontales múltiples a través de varias capas originadas desde un pozo vertical.
Desventajas: Requiere de un equipo especializado, es imposible correr registros en la sección horizontal y no pueden tomarse núcleos debido a lo severo del radio de curvatura.
1.6 Métodos de terminación de pozos horizontales La selección del método de terminación para un pozo horizontal requiere de ciertas consideraciones tales como estabilidad del agujero, diámetro del agujero,
alternativas de TR’s, capacidad y sistemas artificiales de producción, aislamiento de zonas de agua, gas y de fracturas naturales.
Al momento de escoger el método de terminación de un pozo horizontal este puede tener una influencia significativa en la tasa de producción, por tal motivo se debe conocer los tipos de tecnología aplicables en la terminación de un pozo horizontal.
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POZOS HORIZONTALES Y/O ALTO ÁNGULO COMO ESTRATEGIA PARA LA EXPLOTACIÓN DEL CAMPO CHICONTEPEC
1.6.1 Terminación en agujero descubierto Esta
terminación
se
caracteriza
por
su
simplicidad
y
bajo
costo.
Prácticamente la tubería de revestimiento es cementada en la cima de la zona productora. La sección horizontal se deja en agujero descubierto. Ver figura 1.11
Es aplicable en formaciones estables y apropiadas para carbonatos y zonas de calizas fracturadas. Así mismo, en formaciones altamente permeables y donde la conificación de agua y gas no se hagan presentes. Además, es una etapa de evaluación importante dentro de la calidad del yacimiento. Teóricamente el agujero descubierto no es una terminación practica para arenas bajo consolidadas y espesores delgados, debido a problemas de colapso.
La producción esperada en agujero descubierto es tres veces más alta que alguna otra opción de terminación. Esto se debe a que se tiene una gran área abierta al flujo y menos restricciones de producción.
Para llevar a cabo altos gastos de producción en este tipo de terminación, es necesario haber dejado una buena limpieza del agujero y el mínimo daño, durante las etapas de perforación y terminación.
Figura 1-11 Terminación en agujero descubierto
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1.6.2 Terminación con tubería ranurada (Liner) La terminación con tubería ranurada es económica y muy común en la terminación de pozos horizontales. La mayor ventaja de la tubería ranurada es la protección del agujero para evitar el colapso. Esta soporta la estabilidad del agujero cuando se presentan cavidades en el frente que restringen severamente la producción. También mantiene la integridad del agujero cuando la presión de formación decrece con el tiempo de producción.
Este tipo de terminación se utiliza en los pozos horizontales de radio largo, medio y corto perforados en formaciones bajo consolidadas. Desde el punto de vista económico, el de radio medio es el mejor para estas condiciones.
Las ranuras de esta terminación están orientadas paralelas al eje de la tubería: se utilizan mucho en formaciones con problemas de arenamiento. La anchura de las ranuras se selecciona para impedir la entrada de partículas de arena excepto las más finas y el tipo de acero para evitar la abrasión y erosión por arena. Ver figura 1.12
Figura 1-12 Terminación con tubería ranurada
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1.6.3 Terminación con tubería pre-empacada Esta terminación es aplicable a yacimientos con formaciones poco consolidadas y con permeabilidad alrededor de 1 darcy. Se utilizan en yacimientos con gran producción de arena, la técnica consiste en la colocación de una malla 40-60 pre-empacada con grava y resina en la tubería para el control de la producción de la arena. El diseño de la malla depende de las condiciones del yacimiento. No es recomendable en terminaciones donde es necesario aislar intervalos de gas y agua. Ver figura 1.13
Están conformados por una tubería de doble pared pre-perforada con orificios redondos relativamente pequeños, la tubería interna está rodeada por un tamiz rígido como el tipo standard que se usa cuando se realizan empaques con grava. El espacio anular está relleno por arena muy bien escogida y cementada con resina para evitar su pérdida por los orificios pre-perforados. En el escogimiento de la arena predominan dos requerimientos: alta permeabilidad y evitar al máximo la entrada de arena en el hoyo. Este es considerado el mejor forro disponible para terminaciones de secciones horizontales en cualquier tipo de formaciones pero es el más costoso.
Figura 1-13 Terminación con tubería pre-empacada
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1.6.4 Terminación con tubería ranurada y empacadores externos Este tipo de terminación es similar al de la tubería ranurada, con excepción de que se corre con un empacador externo para conseguir aislar alguna zona que requiera de una acidificación o para separar algunos intervalos dañados. También es aplicable para llevar a cabo una cementación selectiva por intervalos, sin cementar todo el agujero. Ver figura 1.14
Las aplicaciones para este tipo de terminación son por lo regular: aislar zonas ya sea de fracturas indeseables, cementación o producción en intervalos de interés, estimulaciones selectivas en los intervalos productores y cementar zonas por debajo de la tubería ranurada.
Dentro este tipo de terminación, es muy importante manejar las técnicas de operación anteriores. Se corre el riesgo de crear efectos de daño al empacador y a la tubería durante su expansión. Al expandirse el empacador, tiene un sello más amplio sobre la parte alta, que en la parte baja. Generalmente la tubería se asienta sobre la parte baja del agujero. La expansión puede debilitar el sello en su parte alta. Esto provoca un deslizamiento del empaque a lo largo de su área de contacto. La excentricidad de la expansión puede reducirse cuando se colocan centradores rígidos sobre la parte baja de la tubería.
Figura 1-14 Tubería ranurada y empacadores externos
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POZOS HORIZONTALES Y/O ALTO ÁNGULO COMO ESTRATEGIA PARA LA EXPLOTACIÓN DEL CAMPO CHICONTEPEC
1.6.5 Terminación con tubería de revestimiento cementada Este tipo de terminación es muy costosa y muy complicado, pero ofrece buena integridad, prolonga la vida del pozo evitando el colapso del agujero, también facilita los trabajos de reparación, requerimientos de estimulación y limpieza, abandonos temporales y totales. La terminación con tubería cementada es aplicable a pozos exploratorios, pozos de alta presión y pozos con problemas de conificación. Ver figura 1.15
Figura 1-15 Terminación con tubería de revestimiento cementada
1.6.6 Terminación con tubería expandible La finalidad de la tubería expandible es realizar la cementación de tuberías cortas de explotación en una sola etapa, en formaciones con pérdida de circulación y posterior migración de gas, garantizando el sello mecánico en la parte superior y mejorando el sello hidráulico del cemento.
Las ventajas de la tubería expandible son; que permite continuar la perforación y mantener el diseño del pozo, terminar los pozos con diámetros de
TR’s convencionales con la cual se optimiza la explotación del yacimiento, se puede probar la hermeticidad de boca de liner ahorrando tiempo y se ha probado ser una alternativa para garantizar en pozos exploratorios alcanzar los objetivos programados. 34
POZOS HORIZONTALES Y/O ALTO ÁNGULO COMO ESTRATEGIA PARA LA EXPLOTACIÓN DEL CAMPO CHICONTEPEC
1.7 Ventajas y desventajas de pozos horizontales La perforación horizontal es una técnica que ofrece una alternativa viable para el incremento del índice de productividad y la recuperación de la mayor cantidad de reservas de hidrocarburos. Esta técnica de perforación ha tenido en los años recientes avances relativamente rápidos y resultados sorprendentes en varios aspectos de su desempeño pero hay aspectos tanto positivos como negativos asociados con este tipo de perforación.
1.7.1 Ventajas Las ventajas que ofrecen los pozos horizontales en lo referente
a la
producción son variadas entre las principales: Los pozos horizontales, en general dan mayor recuperación de reservas que los pozos direccionales, las dos razones para obtener reservas más altas son las siguientes:
El incremento del área de drenaje.
El incremento del índice de productividad.
Las tasas de producción alcanzadas con la perforación de pozos horizontales varían entre 5 a 20 veces más que la de pozos direccionales, la caída de presion durante la producción es menor que un pozo horizontal.
Una de las ventajas de los pozos horizontales sobre los direccionales es el incremento del contacto directo entre la sección lateral del pozo y la zona productora.
Otra ventaja es la posibilidad de terminar varios pozos horizontales desde una misma locación y cubrir un área de drenaje mayor, especialmente en áreas de
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POZOS HORIZONTALES Y/O ALTO ÁNGULO COMO ESTRATEGIA PARA LA EXPLOTACIÓN DEL CAMPO CHICONTEPEC
alta sensibilidad ambiental, además de que ayudan a prevenir y reducir la conificación de agua y/o gas.
1.7.2 Desventajas Las principales desventajas que se presentan en la perforación de pozos horizontales son las siguientes; fricción lateral causada por la rotación de la sarta aparece en forma de un torque que se incrementa muy rápidamente en desviaciones mayores a 60°.
La excesiva ondulación de la trayectoria del pozo y los bajos gradientes de presión podrían dificultar la limpieza del mismo.
Los costos de perforación, terminación y mantenimiento de un pozo horizontal y/o alto ángulo son bastante elevados, pueden ser 1 o hasta 4 veces mayor que el de un pozo direccional.
1.8 Cuando seleccionar un pozo horizontal La utilización de pozos horizontales ha ido en aumento debido a que se ha observado un incremento en la producción de 5 hasta 20 veces. La baja productividad resulta de valores bajos de permeabilidad y/o espesor de la formación, justo en esta situación es cuando los pozos horizontales son de gran utilidad para incrementar la productividad del yacimiento. Por esto, las posibilidades de perforar un pozo horizontal se hará evaluando los siguientes aspectos:
Propiedades del yacimiento.
Historia de producción de pozos verticales, si existían, y curvas de declinación.
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POZOS HORIZONTALES Y/O ALTO ÁNGULO COMO ESTRATEGIA PARA LA EXPLOTACIÓN DEL CAMPO CHICONTEPEC
Conocimiento de los mecanismos de producción (Empuje por agua, expansión roca-fluido, empuje por gas en solución, entre otros).
Espesores y extensión de la formación.
Problemas de perforación, terminación y producción.
Requerimiento de estimulación.
Una vez evaluadas las características del yacimiento se deberá:
1.- Evaluar cuál es el propósito principal de un pozo horizontal:
Incrementar el contacto con el yacimiento.
Reducir la caída caída de presión para evitar la producción de sólidos y fluidos no deseados.
Controlar la localización del pozo, ya sea, en el tope o fondo del estrato y obtener beneficios por el drenaje gravitacional.
2.- Determinar los requerimientos de producción, que tipo de sistema de levantamiento artificial será requerido durante la vida del pozo y que servicios y trabajos de mantenimiento se llevarán a cabo.
3.- Investigar si existen problemas de conificación de agua y/o gas, requerimientos de trabajos de estimulación, control de arenas, si las condiciones del campo o la estrategia de producción requieren de sistemas específicos de perforación. Dependiendo del número y tipo de complejidades que presente el yacimiento, se deben realizar estrategias en donde se defina el nivel de riesgo que puede ser asignado a cada elemento.
1.9 Aplicaciones de los pozos horizontales Las aplicaciones de los pozos horizontales varían de acuerdo a las condiciones del yacimiento, entre las aplicaciones más frecuentes se tienen:
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POZOS HORIZONTALES Y/O ALTO ÁNGULO COMO ESTRATEGIA PARA LA EXPLOTACIÓN DEL CAMPO CHICONTEPEC
1.9.1 Reducción del número de localizaciones Una de las aplicaciones más relevantes en la utilización de pozos horizontales es la de reducir costos en zonas donde se requiere minimizar el numero de pozos para poder drenar un volumen dado del yacimiento, ya sea como estrategia de explotación o por zonas de alta sensibilidad ambiental, por ejemplo ríos, lagos, playas, etc.
1.9.2 Yacimientos con empuje de agua o capa de gas Unos de los factores que limitan la producción de petróleo en pozos direccionales es cuando existe un acuífero o una capa de gas asociada al yacimiento que hace que dichos fluidos tiendan a invadir la zona de producción del pozo. Ver figura 1.16. Una alternativa para evitar la temprana irrupción de los fluidos por efecto de la conificación son los pozos horizontales.
Un pozo horizontal tiene un mayor contacto con la formación por lo que la caída de presión para una producción dada es menor que en caso de un pozo direccional. Esta disminución de la caída de presión, reduce la tendencia del agua o gas a sufrir conificación.
Figura 1-16 Reducción de conificación de agua/gas de un pozo horizontal. horizontal.
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POZOS HORIZONTALES Y/O ALTO ÁNGULO COMO ESTRATEGIA PARA LA EXPLOTACIÓN DEL CAMPO CHICONTEPEC
1.9.3 Yacimientos naturalmente fracturados Los pozos horizontales ofrecen una gran posibilidad de interceptar ya sea perpendicularmente o no, las fracturas naturales encontradas en la trayectoria de la sección de desvió, drenando área en cuestión de forma selectiva como se muestra en la figura 1.17.
Figura 1-17 Pozos horizontales en yacimientos naturalmente fracturados
1.9.4 Yacimientos de espesor delgado Un pozo horizontal en un yacimiento de espesor delgado ha sido una alternativa muy usada debido a su navegación dentro de la misma ya que ofrece desde el punto económico una mejora al momento de producir yacimientos de este tipo ya que se evita la perforación de varios pozos convencionales. Ver figura 1.18.
Figura 1-18 Pozo horizontal en yacimientos de espesor delgado
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POZOS HORIZONTALES Y/O ALTO ÁNGULO COMO ESTRATEGIA PARA LA EXPLOTACIÓN DEL CAMPO CHICONTEPEC
1.9.5 Recuperación mejorada de petróleo Los pozos horizontales han sido utilizados en procesos de recuperación mejorada de crudos; tales como: inyección de agua, fluidos miscibles y recuperación de petróleo por métodos térmicos, ya que pueden ser empleados como productores e inyectores. Los pozos horizontales son usados como inyectores para lograr un mayor desplazamiento de los fluidos hacia los pozos de producción así como también un incremento en la eficiencia de barrido, debido a que poseen una mayor área de contacto con el yacimiento, y reducen el número de pozos requeridos para la inyección . Ver figura 1.19.
Figura 1-19 Recuperación de petróleo utilizando pozos horizontales.
1.9.6 Perforación de pozos horizontales en localizaciones inaccesibles Un pozo horizontal constituye la mejor opción cuando el objetivo se encuentra justo bajo zonas urbanas, industriales o áreas para las cuales las actividades de perforación representan riesgo ambiental, como se muestra en la figura 1.20.
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POZOS HORIZONTALES Y/O ALTO ÁNGULO COMO ESTRATEGIA PARA LA EXPLOTACIÓN DEL CAMPO CHICONTEPEC
Figura 1-20 Perforación en localizaciones inaccesibles
1.9.7 Perforación múltiple de pozos horizontales desde una única estructura Tanto pozos costa fuera como pozos realizados en tierra, el costo para realizar dichas estructuras son elevadas es por eso que la implementación de la realización de múltiples pozos horizontales desde una misma estructura ha venido siendo una de las mejores opciones para su realización mejorando costos.
1.9.8 Para producir múltiples arenas con un mismo pozo Todo dirigido a reducir económicamente las operaciones de perforación, atravesando a un mismo tiempo horizontes productores, a través de un mismo hoyo. Ver figura 1.21.
Figura 1-21 Perforación de múltiples arenas de un mismo pozo 41
POZOS HORIZONTALES Y/O ALTO ÁNGULO COMO ESTRATEGIA PARA LA EXPLOTACIÓN DEL CAMPO CHICONTEPEC
CAPITULO 2 ANTECEDENTES DEL CAMPO CHICONTEPEC
2.1 Descripción geológica Geológicamente se localiza entre la porción sur de la cuenca de TampicoMisantla y al occidente de la plataforma de Tuxpan; esta cuenca se originó en el paleoceno la cual fue afectada en su margen oriental y suroriental por una depresión de considerable magnitud, denominada antefosa de Chicontepec. La sedimentación del paleoceno se compone de turbiditas de ambiente nerítico externo a batial, formando complejos de abanicos y canales, constituida por arenas lenticulares con intercalaciones de lutitas. (Figura 2.1)
Figura 2-1 Afloramientos de la formación Chicontepec (Turbiditas) Durante este periodo sucedieron varios eventos de erosión y relleno de sedimentos, en el eoceno medio se observa una sedimentación arcillosa de ambiente batial.
2.2 Columna geológica La columna geológica investigada por los pozos comprende desde el jurásico inferior hasta el oligoceno superior. En el sureste del área, los yacimientos terciarios del paleocanal de Chicontepec descansan discordantemente en el jurásico superior San Andrés; en la parte centro y norte, se encuentran por encima 42
POZOS HORIZONTALES Y/O ALTO ÁNGULO COMO ESTRATEGIA PARA LA EXPLOTACIÓN DEL CAMPO CHICONTEPEC
del cretácico superior Méndez. El paleoceno está representado por las formaciones Velasco, Chicontepec inferior y Chicontepec medio. El eoceno inferior, por las formaciones Aragón y Chicontepec superior canal. El eoceno medio por la formación guayabal y el eoceno superior por las formaciones Tantoyuca y Chapopote (figura. 2.2). En Chicontepec se tienen definidos tres Plays
productores:
Play
Chicontepec
(Paleoceno-Eoceno
inferior),
Play
Chicontepec canal (Eoceno Inferior Tardío) y Play Tantoyuca (Eoceno Superior).
Figura 2-2 Columna geológica del paleocanal Chicontepec, Cuevas 2005 2.3 Descripción del yacimiento El paleocanal de Chicontepec, está constituido por una gran cantidad de trampas de tipo estratigráfico que está controlada por la geometría debido a la superposición de abanicos, superficies de erosión y canales. La porosidad es predominantemente intergranular y varía de 5 a 15 porciento, presentando un rango de permeabilidad de 0.03 a 15 milidarcies (Figura 2.3). Es importante mencionar que debido a la naturaleza del depósito, las intercalaciones arcillosas 43
POZOS HORIZONTALES Y/O ALTO ÁNGULO COMO ESTRATEGIA PARA LA EXPLOTACIÓN DEL CAMPO CHICONTEPEC
entre los cuerpos arenosos, constituyen sellos de carácter local. Los cuerpos arenosos que forman los yacimientos encontrados en el paleocanal de Chicontepec, se localizan de 800 a 2,400 metros de profundidad, correspondiendo la primera al área norte y la segunda al extremo sur. Actualmente, se ha observado que durante su inicio de explotación el empuje predominante es por expansión roca-fluido y conforme la presión se aproxima a la presión de burbuja el mecanismo de producción del yacimiento es por empuje por gas disuelto, por lo cual, rápidamente se incrementa la relación gas-aceite al declinar la presión, ocasionando una fuerte reducción de la producción de aceite inicial y mostrando una producción asintótica al final de su explotación durante varios años. Las características del aceite que se obtiene en este proyecto, varían en un rango de densidad del aceite entre 18 y 45° API a condiciones superficiales y un promedio de viscosidad de 1 a 20 cp a condiciones de yacimiento, con un rango de temperatura de 60 a 100°c.
Figura 2-3 Grafica de porosidad vs permeabilidad a partir de datos de núcleos
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POZOS HORIZONTALES Y/O ALTO ÁNGULO COMO ESTRATEGIA PARA LA EXPLOTACIÓN DEL CAMPO CHICONTEPEC
2.4 Antecedentes de explotación del campo Chicontepec Actualmente, “Chicontepec” representa más del 29% de las reservas probadas de hidrocarburos del país y el 81% de las de la Región Norte (Referencias al 2011). Es uno de los yacimientos más importantes de México y por lo tanto uno de los mayores retos para PEMEX. 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 como pozos económicamente 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 manifestó 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 en las 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) a “Chicontepec” se le estimó una longitud aproximada 45
POZOS HORIZONTALES Y/O ALTO ÁNGULO COMO ESTRATEGIA PARA LA EXPLOTACIÓN DEL CAMPO CHICONTEPEC
de 123 km y un ancho de 25 km. En 1979 la compañía De Golyer and MacNaughton validó las reservas de hidrocarburos en 106 MMMBPCE de volumen original en sitio y en ese mismo año se elaboró
el “Proyecto
Chicontepec”, en el cual se propusieron diversos escenarios de desarrollo. Siendo en 1980, cuando Petróleos Mexicanos manifiesta su existencia.
En su primera etapa, la producción de aceite se incrementó de 2.5 MBPD a 14.3 MBPD, mediante la 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 14.3 MBPD a 9.8 MBPD, en el periodo de 1983 a 1991, las actividades se enfocaron en dar mantenimiento a pozos y a perforar 228 de desarrollo en los campos Agua Fría y Tajín.
De 1992 a 2001, después de haber alcanzado una producción máxima de 17.8 MBPD, 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 De Golyer and MacNaughton en el año de 1999. Este estudio permitió sustentar el nuevo valor de aceite in situ de 139 MMMBPCE y una reserva probable (2P) de 6,500 MMBPCE; 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 27.2 MBPD, utilizando nuevas tecnologías para la terminación y fracturamiento de pozos.
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POZOS HORIZONTALES Y/O ALTO ÁNGULO COMO ESTRATEGIA PARA LA EXPLOTACIÓN DEL CAMPO CHICONTEPEC
En 2007, se define la creación del Activo Integral Aceite Terciario del Golfo para atender el desarrollo de “Chicontepec”. La estrategia inicial del activo se destacó por una 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. A continuación se muestra en la figura 2.4 la evidencia de evolución de la producción de Chicontepec:
Figura 2-4 Comportamiento histórico de producción en Chicontepec. En el 2011 se cambió la estrategia a un balance adecuado de actividades destacando las actividades de optimización, las cuales permitieron un bajo monto de inversión, pero lograron aumentar los volúmenes de producción por pozo, durante este proceso hubo una consideración de incremento en la producción de 44.8 mil BPD reportada en enero a más de 65 mil BPD a finales del mes de octubre del 2011, producción que se ha alcanzado con los pozos nuevos, hoy en día se cuenta con un número mayor de 3000 pozos. Para diciembre del 2012 se busca un cierre de producción a 75,000 BPD. 47
POZOS HORIZONTALES Y/O ALTO ÁNGULO COMO ESTRATEGIA PARA LA EXPLOTACIÓN DEL CAMPO CHICONTEPEC
2.5 Antecedentes de pozos horizontales en Chicontepec La perforación de pozos horizontales en el Paleocanal de Chicontepec se inició en 1991, en el campo Agua Fría. Se perforaron 3 pozos horizontales sin fracturar. El desarrollo horizontal promedio fue de 700 metros y la profundidad vertical de 1600 metros. Actualmente los 3 pozos se encuentran cerrados.
En el 2007 se reanudó la perforación horizontal en el campo Coapechaca con un pozo que consta de un agujero piloto y tres agujeros horizontales que contactan una arena cada uno. La profundidad vertical promedio es de 1700 metros y el desarrollo horizontal fue de 700 metros. Actualmente el pozo se encuentra cerrado.
Entre los años 2008-2009 se perforaron los pozos horizontales: Soledad 408, Soledad 438, Soledad 693, Presidente Alemán 2484H; recientemente, se perforaron los pozos Coyotes 423D y Presidente Alemán 1565, el cual obtuvo una producción de 4300 BPD iniciales teniendo una producción acumulada de 142,000 bls aproximadamente en 3 meses, normalizado actualmente con un gasto de 560 BPD, teniendo en cuenta que estos pozos han sido fracturados por las condiciones que presenta Chicontepec.
Se han perforado 11 pozos horizontales hasta septiembre del 2012 (Presidente Alemán 2482, 2484, 1565, Soledad 408, 438, 692, 693, Coyotes 423D), Remolino 1648 considerados como perforación no convencional con altos ángulos de construcción en la parte horizontal (de 60 a 89°), los cuales han sido multi-fracturados por las condiciones petrofísicas que presenta Chicontepec y se han alcanzado desplazamientos máximos de 1150 m, los últimos dos pozos hasta la fecha, Escobal 197 y Escobal 195 considerados para el proyecto de hectárea fracturada obteniendo gastos iniciales de 3000 BPD y el ultimo de 1080 BPD. Cabe señalar que se han hecho proyectos especiales en el campo Chicontepec denominados laboratorios de campo que por iniciativa de PEMEX 48
POZOS HORIZONTALES Y/O ALTO ÁNGULO COMO ESTRATEGIA PARA LA EXPLOTACIÓN DEL CAMPO CHICONTEPEC
asigno una área con cierta extensión de km
²
en la búsqueda de nuevas y mejores
tecnologías la cual ha tenido un impacto positivo ya que se ha vuelto implementar el uso de pozos horizontales en ciertos laboratorios teniendo éxito. En la figura 2.5 muestra los laboratorios de campo asignados por PEMEX en el campo Chicontepec a ciertas compañías para la aplicación de nuevas tecnologías y por ende exista un mayor incremento de producción.
Figura 2-5 Laboratorios de campo asignados por PEMEX en Chicontepec. Un proyecto importante durante la implementación de laboratorios de campo
es conocido como “proyecto hectárea fracturada” el cual se contemplo la perforación de seis pozos horizontales paralelos en la formación Chicontepec, en el cual se le realizo múltiples fracturas a lo largo de la sección horizontal con la finalidad de incrementar el área de contacto con el yacimiento y así obtener un incremento mayor de producción dejando el mínimo volumen de aceite residual actualmente se han realizado la perforación y terminación de dos pozos, obteniendo gastos iniciales de 3000 BPD y 1080 BPD respectivamente.
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POZOS HORIZONTALES Y/O ALTO ÁNGULO COMO ESTRATEGIA PARA LA EXPLOTACIÓN DEL CAMPO CHICONTEPEC
CAPITULO 3 RESULTADOS OBTENIDOS 3.1 Caso ejemplo pozo Coyotes 423D. En el área del Campo Coyotes, del paleocanal de Chicontepec se caracteriza por pozos someros entre 900 a 1200 m TVD, de alta estratificación vertical y lateral, calidad petrofísica regular a buena, con una variación de la porosidad de 6% a 12% (promedio 9.7%), espesor neto impregnado de 20 a 70 metros (promedio 40 m), saturación de agua de 45 a 52% (promedio 49%), y permeabilidad absoluta de 0.1 a 4.0 milidarcys (promedio de 1.6 mD.) y el promedio de producción dentro del Campo Coyotes es de 5 bpd a 35 bpd.
Los motivos de la perforación del pozo Coyotes 423D fue la de poder implementar una nueva arquitectura y tipo de terminación dentro del LC Coyotes con el objetivo de aumentar el factor de recobro (FR) y poder desarrollar la explotación en el campo, por estos motivos se propuso la perforación de un pozo horizontal multifracturado.
Para ello en la figura 3.1 se muestra la sección estructural en dirección de Oeste/Noroeste – Este/Sureste con la correlación de los pozos Coyotes 423, Coyotes 403, Coyotes 401 y Coyotes 402 ya que en esta macropera de Coyotes 423 está ubicada la localización Horizontal Coyotes 423D.
En yacimientos heterogéneos de baja permeabilidad como el que presenta la formación Chicontepec es posible aumentar el F.R. aumentando la cantidad de fracturas por unidad de drene y para ello la geometría más eficiente para posicionar múltiples fracturas es una de tipo horizontal.
Una de las características principales de la realización de este pozo horizontal en el Campo Coyotes fue la de poder drenar el área con la realización de dos pozos horizontales multifracturados los cuales contactarían la sección 50
POZOS HORIZONTALES Y/O ALTO ÁNGULO COMO ESTRATEGIA PARA LA EXPLOTACIÓN DEL CAMPO CHICONTEPEC
superior (z_100, SIM-18) y la sección media (z_70, SIM-50) de la formación Chicontepec.
ONO
ESE
Loc. Propuesta COY-XXX
Arena PR 70 (SIM-50)
Figura 3-1 Sección estructural del pozo Coyotes 423D El diseño y el espaciamiento más rentable diseñado para este pozo fue de 150 metros entre cada fractura, a partir de ello se definió realizar 5 fracturas a través de la sección horizontal que presentaría. Dado a las fracturas realizadas en el campo Coyotes se tenía como información que las fracturas tienden a crecer más en altura que lo estimado en los diseños, lo cual permitió ajustar el diseño de las fracturas y poder contactar la capa z_100 desde la unidad z_70 logrando el ahorro de un pozo horizontal y para poder confirmar esta hipótesis se propone evaluar la geometría de las fracturas mediante mapeo microsismico. En la figura 3.2 se puede observar los dos diseños propuestos tanto con la perforación de dos pozos horizontales como la realización de un pozo horizontal contactando la capa z_100 desde la unidad z_70.
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POZOS HORIZONTALES Y/O ALTO ÁNGULO COMO ESTRATEGIA PARA LA EXPLOTACIÓN DEL CAMPO CHICONTEPEC
Figura 3-2 Diseños propuestos para la explotación del pozo Coyotes 423D Se realizo el pozo con tres etapas, las cuales se consideraron los siguientes resultados: Ver figura 3.3.
Etapa 1
Barrena 17- 1/2” @ 0-135 m (MD).
Casing 13- 3/8”.
Lodo: Bentonítico.
Aislar
las
formaciones
someras
no
consolidadas,
acuíferos
superficiales y tener un medio de control para la circulación del fluido de perforación.
Etapa 2
Barrena 12- 1/4” @ 135-943 m (MD).
Casing 9- 5/8”.
Lodo: Polimérico.
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POZOS HORIZONTALES Y/O ALTO ÁNGULO COMO ESTRATEGIA PARA LA EXPLOTACIÓN DEL CAMPO CHICONTEPEC
Aislar las formaciones superiores y garantizar una buena integridad de la zapata que permita continuar con el avance de la perforación hasta el objetivo.
Etapa 3
Barrena 8- 1/2” @ 943-1816 m (MD).
Casing 5- 1/2”.
Lodo: Emulsión inversa.
Aislar las zonas productoras de la formación SIM_70, para permitir la explotación selectiva de los intervalos.
Figura 3-3 Objetivo pozo Coyotes 423D
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Se planifico monitorear el crecimiento de las fracturas mediante la adquisición microsismica de subsuelo. Se evaluó la calidad de la información recibida en los geófonos considerando 2 opciones de pozo monitor, Coyotes 401 y Coyotes 422. En la figura 3.4 se muestra la evaluación del pozo monitor de microsismica para Coyotes 423-D.
Evaluación Pozo Monitor Microsísmica COY-423D
307 m
370 m
-1.6
-1.6
(1) COY-401 como pozo monitor
-2.4
-2.4
-3.4
-3.4
(2) COY-422 como pozo monitor
Imágen cor tesía de Schlu mb erger
Imágen cor tesía de Schlu mb erger
Figura 3-4 Evaluación de pozo monitor Coyotes 423D Ambos pozos resultaron adecuados, siendo el pozo Coyotes 401 el recomendado dada la mejor recepción esperada de los eventos microsismicos (mayor cercanía al horizontal) y además por tratarse de un pozo vertical (menor riesgo operativo en la bajada de herramienta de geófonos).
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Para la ejecución del trabajo se requirieron 2 macroperas, dado que en cada etapa de fractura se contaba con el stock de arena y agua para ejecutar 2 estimulaciones; aproximadamente 50% en cada macropera. En total se bombearon 34 000 sacos de arena y 26 000 barriles de agua. En la figura 3.5 se puede mostrar la logística para poder multifracturar el pozo Coyotes 423D y en la figura 3.6 se puede mostrar el Lay out de la macropera Coyotes 423.
MC. Coyotes 423
MC. Coyotes 427
Figura 3-5 Logística de multifracturamiento para el pozo Coyotes 423D
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Macropera Coyotes-423
Macropera Coyotes-427
6 camiones bombeadores – tipo grezzly 15 frac tanks (7.500 barriles agua total) 1 frac van 1 mezclador 3 montañas de arena (2.500 sacos c/u) Tubería flexible
6.000 sacos de arena 10.000 barriles de agua tratada
Figura 3-6 Lay out de la macropera Coyotes 423 La herramienta de microsismica fue bajada en pozo Coyotes 401 (monitor), compuesta por 12 geófonos y totalizando 125 m de longitud. El fondo de la misma quedo posicionado a 80 m en vertical del pozo horizontal Coyotes 423D. En la siguiente figura 3.7 nos muestra la herramienta de adquisición de microsismica utilizada en la terminación del pozo Coyotes 423D, a su vez se puede observar como puntos de colores los eventos mapeados según la calidad de la información.
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Microsísmica G1
Cartucho 10 m, 3 3/8 con telemetría y GR
COY-401 Geófonos (12)
Sonda con 3 acelerómetros
~ 80 metros
2m
COY-423D 8m
EVENTOS ETAPA I FRAC 125 m
Figura 3-7 Adquisición de información para el pozo Coyotes 423D Con el mapeo microsísmico se pudo observar que es posible contactar 2 capas con uno solo pozo, ejecutando fracturas de mayor tamaño a lo realizado. De este modo se puede ahorrar el costo de perforación de un pozo horizontal por malla, siendo el ahorro total de 30% por unidad de drene. Esto representa una importante reducción del costo de desarrollo de reservas.
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”
POZOS HORIZONTALES Y/O ALTO ÁNGULO COMO ESTRATEGIA PARA LA EXPLOTACIÓN DEL CAMPO CHICONTEPEC
3.1.1 Resultados de producción Coyotes 423D. El pozo inició su producción el día 27 de Septiembre asistido con bombeo mecánico aportando agua de fractura. Luego de un período de 9 días se produjo la surgencia de gas y aceite con un corte de agua del orden de 50%, alcanzando un pico de 1068 bpd de fluido (medición horaria). Se logró estabilizar parando el bombeo, produciendo con TP cerrada y fluyendo por TR a separador, y restringiendo el flujo con un estrangulador. El pozo de esta manera tuvo una fuerte declinación, y posterior estabilización en unos 300 bpd de fluido y una baja declinación, observándose mayor declinación del aporte de agua que la del aceite.
Para mejorar la limpieza del agua de fractura se implementó aumentos progresivos del orificio desde 12.7 mm a 13.5 mm, y 13.89 mm; observándose un leve aumento de la producción bruta, agua y gas, con un mantenimiento del aceite, aumentando de esta manera el porcentaje de agua. A los 51 días de producción efectiva, lleva acumulados 7.000 bls de agua, 11.200 bls de aceite, y 13.6MMPC, en la figura 3.8 se muestra el estado del pozo a 51 días de producción.
Figura 3-8 Producción a 51 días pozo Coyotes 423D 58
POZOS HORIZONTALES Y/O ALTO ÁNGULO COMO ESTRATEGIA PARA LA EXPLOTACIÓN DEL CAMPO CHICONTEPEC
La producción obtenida del pozo horizontal Coyotes 423D comparado con los pozos direccionales realizados en su misma Macropera, se muestra en la figura 3.9 la cual presenta una grafica del comportamiento de producción en la Macropera Coyotes 423D.
Figura 3-9 Grafica de producción de la Macropera Coyotes 423 Se puede observar que el pozo horizontal Coyotes 423D desde su inicio de producción tuvo un mayor aporte de aceite a comparación a sus pozos vecinos de la misma macropera se puede identificar que el estándar promedio de gasto de aceite al inicio de producción oscila entre los 20 bpd a 40 bpd y el pozo horizontal obtuvo un gasto de 250 bpd.
A continuación se muestran la producción acumulada por pozo en la figura 3.10 de la macropera Coyotes 423 en la cual se evidenciara la producción esperada por pozo en el área de Coyotes.
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Co otes 441
Co otes 421
Co otes 423 D
Co otes 405
Co otes 425
Co otes 443
Figura 3-10 Producción acumulada de pozos de la Macropera Coyotes 423 60
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La comparativa realizada en la Macropera Coyotes 423D nos dice el alto margen que tiene el pozo horizontal Coyotes 423D respecto a sus pozos vecinos, cabe destacar que la producción del campo Coyotes está por debajo de la producción que se obtuvo a través del pozo horizontal, los pozos direccionales realizados como se puede observar están en un rango de producción acumulada entre los 15000 bpd y 30000 bpd llevados desde un tiempo 0 aun tiempo 10, el pozo horizontal lleva acumulados aproximadamente 50000 bpd dadas las mismas circunstancias de tiempo, teniendo el pozo horizontal Coyotes 423D un mayor factor de recobro de hidrocarburo como se observa en la figura 3.11 la grafica donde se concentran todos los pozos de la Macropera Coyotes 423.
Figura 3-11 Grafica de Producción acumulada Macropera Coyotes 423
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3.2 Caso ejemplo PA-1565H PA-1565H
PA-241
PA-247
PA-281
Figura 3-12 Grafica de Np de pozos en la Macropera PA-1565.
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POZOS HORIZONTALES Y/O ALTO ÁNGULO COMO ESTRATEGIA PARA LA EXPLOTACIÓN DEL CAMPO CHICONTEPEC
PRESIDENTE ALEMAN 1565-H
Figura 3-13 Estado Mecánico Pozo PA-1565-H La tendencia de producción marcada de este pozo en su momento fue de 4200 bpd, una producción que jamás se había obtenido durante la fase inicial de producción a comparativa con los pozos de su misma macropera 1565 podemos observar en la figura 3.12 la grafica con las tendencias de producción que se tienen mostrando un gran gasto acumulado en poco tiempo por parte del pozo horizontal PA-1565H y en la figura 3.13 podemos observar el estado mecanico del pozo. .
De los resultados obtenidos de este pozo se pueden mencionar a continuación:
4,200 bpd.
100% aceite, sin presencia de agua. 63
POZOS HORIZONTALES Y/O ALTO ÁNGULO COMO ESTRATEGIA PARA LA EXPLOTACIÓN DEL CAMPO CHICONTEPEC
Recuperación de inversión de la perforación en 3.16 días.
6 fracturas realizadas.
822 m de desplazamiento horizontal.
En la figura 3.14 nos muestra la grafica del acumulado de la macropera PA1565 desde un tiempo cero, mostrando un acumulado mayor el pozo horizontal respecto a sus pozos vecinos.
Figura 3-14 Grafica de Producción Acumulada Macropera PA-1565.
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3.3 Resultados de pozos Horizontales vs pozos direccionales En la tabla 3-1 se muestra el resultado de pozos horizontales y direccionales más importantes realizados en Chicontepec partiendo de su gasto inicial los cuales han podido incrementar la producción a la fecha aportando el 11 % de la producción con 23 pozos únicamente.
Tabla 3-1 Resultado de pozos horizontales vs direccionales en Chicontepec
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POZOS HORIZONTALES Y/O ALTO ÁNGULO COMO ESTRATEGIA PARA LA EXPLOTACIÓN DEL CAMPO CHICONTEPEC
Como podemos observar los pozos horizontales han aportado un mayor gasto inicial (Qoi) obteniendo un mayor factor de recuperacion, pero tambien ha habido pozos direccionales que compiten con la misma produccion caso ejemplo Corr-629 que siendo un pozo direccional es un pozo campeon que en su vida productiva se ha mantenido durante largo tiempo, teniendo en cuenta las caracteristicas petrofiisicas que se tienen en Chicontepec, donde la produccion tiende a caer muy rapidamente caso contrario con los pozos horizontales realizados.
Hoy en dia se tienen realizando en varios campos dentro de Chicontepec pozos horizontales con desplzamientos horizontales que van de los 600 m a 800 m, y han podido mantener la produccion que ha venido cayendo drasticamente estos ultimos meses.
La idea actual es realizar pozos horizontales como estrategia de produccion dentro de Chicontepec que le ha favorecido por los rangos de produccion que vienen presentando, pero ahora el reto principal es la mejora de tiempos en la perforacion y terminacion de pozos horizontales para poder ser lo mas rentable posible.
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CAPITULO 4 CONCLUSIONES
La implementación de arquitecturas horizontales y/o alto ángulo en el campo Chicontepec ha demostrado que logra incrementar los ritmos de producción inicial hasta un 500% más que de los pozos tipo vertical y direccional.
Las terminaciones multietapa en pozos horizontales han sido probadas con resultados positivos, logrando una estabilización en la producción de aceite en un valor 3 veces mayor que la promedio del área.
El costo de los pozos horizontales se incrementa entre un 48% a 52% en comparación a la perforación de pozos verticales y direccionales, sin embargo la evaluación económica resulta favorable considerando los altos gastos de producción inicial lo que repercute en un menor tiempo de recuperación de la inversión (2 a 9 meses).
Actualmente la aplicación de pozos horizontales aporta el 11% de la producción base con los 18 pozos nuevos realizados hasta la fecha teniendo aportaciones iniciales que superan los 4300 bpd y producciones que promedian los 1000 bpd, como estrategia de producción a lo largo de este año se espera la realización de 12 pozos mas con geometría horizontal para poder incorporar mayor producción y coadyuvar a satisfacer la demanda interna del país.
La masificación de las arquitecturas horizontales debe ser evaluada cuidadosamente en su implementación en áreas y profundidades diferentes a las ya probadas.
La aplicación horizontal es factible cuando se desean incrementar los volúmenes drenados o reducir las inversiones con la perforación de pozos
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adicionales, pueden utilizarse pozos horizontales como buena alternativa de explotación optima del yacimiento en Chicontepec debido a que:
La productividad de los pozos horizontales llega a ser mayor que la de un pozo direccional o vertical.
Comunican una mayor área de la formación.
Reducen caídas de presión.
Retrasan los avances de los contactos agua-aceite o gas-aceite.
Se logra un mayor FR.
El proyecto Aceite Terciario del Golfo contiene alrededor de 39% de las reservas totales del país, por lo cual la implementación de pozos horizontales esta siendo un método efectivo para su extracción dentro del paleocanal teniendo márgenes actuales de operación del 85% en todo el campo.
Actualmente el proyecto de ATG está enfocado en la realización de pozos no convencionales, y para poder complementar los esfuerzos en el desarrollo de potencial de Chicontepec se está pensando en el esquema de Contratos Integrales de Exploración y Producción (CIEP) en la cual demandan nuevas tecnologías
y
mejores
prácticas
quedando
la
implementación
de
pozos
horizontales como una buena estrategia de producción dentro del campo Chicontepec.
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INDICE DE FIGURAS Figura 1-1 Esquema mecánico de un pozo horizontal ................................................ 11 Figura 1-2 Localizaciones inaccesibles .......................................................................... 12 Figura 1-3 Perforación de varios pozos desde una plataforma fija ........................... 13 Figura 1-4 Perforación con presencia de domos salinos ............................................ 13 Figura 1-5 Perforación en fallas geológicas .................................................................. 14 Figura 1-6 Perforación de pozos de alivio ..................................................................... 14 Figura 1-7 Planeación de un pozo horizontal ................................................................ 24 Figura 1-8 Perforación horizontal (dos curvas) ............................................................. 25 Figura 1-9 Perforación horizontal (una curva) ............................................................... 25 Figura 1-10 Métodos de perforación de pozos horizontales ....................................... 26 Figura 1-11 Terminación en agujero descubierto ......................................................... 30 Figura 1-12 Terminación con tubería ranurada ............................................................ 31 Figura 1-13 Terminación con tubería pre-empacada ................................................... 32 Figura 1-14 Tubería ranurada y empacadores externos ............................................. 33 Figura 1-15 Terminación con tubería de revestimiento cementada .......................... 34 Figura 1-16 Reducción de conificación de agua/gas de un pozo horizontal. .......... 38 Figura 1-17 Pozos horizontales en yacimientos naturalmente fracturados ............. 39 Figura 1-18 Pozo horizontal en yacimientos de espesor delgado ............................. 39 Figura 1-19 Recuperación de petróleo utilizando pozos horizontales. ..................... 40 Figura 1-20 Perforación en localizaciones inaccesibles .............................................. 41 Figura 1-21 Perforación de múltiples arenas de un mismo pozo ............................... 41 Figura 2-1 Afloramientos de la formación Chicontepec (Turbiditas) ......................... 42 Figura 2-2 Columna geológica del paleocanal Chicontepec, Cuevas 2005 ............. 43 Figura 2-3 Grafica de porosidad vs permeabilidad a partir de datos de núcleos .... 44 Figura 2-4 Comportamiento histórico de producción en Chicontepec. ..................... 47 Figura 2-5 Laboratorios de campo asignados por PEMEX en Chicontepec. .......... 49 Figura 3-1 Sección estructural del pozo Coyotes 423D .............................................. 51 Figura 3-2 Diseños propuestos para la explotación del pozo Coyotes 423D ......... 52 Figura 3-3 Objetivo pozo Coyotes 423D ........................................................................ 53 Figura 3-4 Evaluación de pozo monitor Coyotes 423D ............................................... 54 Figura 3-5 Logística de multifracturamiento para el pozo Coyotes 423D ................. 55 Figura 3-6 Lay out de la macropera Coyotes 423 ........................................................ 56 Figura 3-7 Adquisición de información para el pozo Coyotes 423D ......................... 57 Figura 3-8 Producción a 51 días pozo Coyotes 423D ................................................ 58 Figura 3-9 Grafica de producción de la Macropera Coyotes 423 .............................. 59 Figura 3-10 Producción acumulada de pozos de la Macropera Coyotes 423 ......... 60 Figura 3-11 Grafica de Producción acumulada Macropera Coyotes 423 ............... 61 Figura 3-12 Grafica de Np de pozos en la Macropera PA-1565. ............................... 62 Figura 3-13 Estado Mecánico Pozo PA-1565-H ........................................................... 63 Figura 3-14 Grafica de Producción Acumulada Macropera PA-1565. ...................... 64
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INDICE DE TABLAS Tabla 1-1 Resultados obtenidos de perforación horizontal en México (1995) ......... 18 Tabla 1-2 Pozos Horizontales Perforados en México hasta el 2000 ......................... 18 Tabla 1-3 Pozos Horizontales y Reentradas en la Región Norte, México ............... 19 Tabla 1-4 Pozos Horizontales en la Región Sur, México ............................................ 19 Tabla 1-5 Pozos Horizontales en el campo Cantarell; Región Marina ..................... 19 Tabla 3-1 Resultado de pozos horizontales vs direccionales en Chicontepec ........ 65
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NOMENCLATURA Φ
Porosidad °C. Grados centigrados AIATG Activo Integral Aceite Terciario del Golfo API American Petroleum Institute (Instituto Americano del Petróleo) Bls Barriles BPD Barriles por día Cp Centipoises Ft Pié FR Factor de Recobro Gal Galones gpm Galones por minuto GR Gamma ray gr/cm3 Gramos sobre centímetros cúbicos Permeabilidad k Kg/cm Kilogramos sobre centímetro cuadrado lb/ft Libras por pié cuadrado LC Laboratorio de Campo Lb/Gal Libras por galón Lb/ft Libras pie Lbs. Libras m Metros MD. Metros desarrollados Mv. Metros verticales Mbpd Miles de barriles por día mD miliDarcy MMBPCE Millones de Barriles de Petróleo Crudo Equivalente MMPCD Millones de pies cúbicos diarios MMMBPCE Miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente Np Producción acumulada psi/ft Libras sobre pulgada cuadrada por pié PEMEX Petróleos Mexicanos RGA Relación Gas Aceite RI Recuperación de lo invertido Qoi Gasto inicial TR Tubería de Revestimiento TVD True vertical depth
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POZOS HORIZONTALES Y/O ALTO ÁNGULO COMO ESTRATEGIA PARA LA EXPLOTACIÓN DEL CAMPO CHICONTEPEC
BIBLIOGRAFIA 1. Rabia H. (2000) “Well Engineering and Construction” . 2. Narváez, A. (2012). Retos y avances en el desarrollo y operación de un
yacimiento no convencional, “Chicontepec”.ai. 3. A.M.G.P. (2012). Tecnologías y Estrategias para un Yacimiento No convencional, Chicontepec 4. Ortiz Ramírez, J. Perforación de Pozos Horizontales Multifracturados en el Paleocanal de Chicontepec 5. SPE 83621, SPE Western Regional Cost/Benefits of horizontal wells, S.D. Joshi, 19-24 May 2003. 6. Guillermo
Gutierrez Murillo,
SPE 139155, Microseismic Hydraulic
Monitoring to Determine the Fracture Geometry in Coyotes Field, Chicontepec, Lima Peru. 2010. 7. Guillermo Gutierrez Murillo, IBP 252808, First Successful Multistage Hydraulic Fracture Monitoring for a Horizontal Well in Mexico. Oil and Gas Expo and Conference, Rio de Janeiro Brazil. 2008. 8. Ortiz, J.R. Diseño de pozos Horizontales “Seminario Técnico de la Dirección de Pemex Exploración y Producción 2011. 9. Dowell Schlumberger. (1998). Horizontal Well Completion Services. 10. Sada D., Joshi. (1991). Horizontal Well Technology, Penn Well. 11. Gerencia de Exploración Subgerencia de Exploración de Yacimientos (1998). Estudio Regional de Chicontepec. Pemex. 12. UPMP, PEMEX. (2003). Guía practica para el diseño de la perforación direccional y control de la desviación. 13. Maurer, William C. (1999). Horizontal and Multilateral Wells. 14. Stone Charles R. (2006). Horizontal and Complex Trajectory Wells.
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ANEXOS Anexo A CASO POZO CORR-785
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ANEXO B CASO EJEMPLO ESC-195 Y ESC-197
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ANEXO C CASO EJEMPLO CORR-629 (DIR)
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