Límite técnico de la perforación de pozos horizontales en la cuenca de Chicontepec

VIII INGEPET 2014 (EXP-CP-FM-28-E)

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

AUTORES: Felipe de Jesús Martínez Estrella (Weatherford), Jose Guadalupe Lopez Hernandez (Pemex), Daniel Ibarra (Weatherford), Carlos Juárez-Talancón (Weatherford) y David Velázquez-Cruz (Instituto Mexicano del Petróleo)

RESUMEN

El Paleocanal de Chicontepec se ubica dentro de la cuenca Tampico-Misantla y está situado en

la margen oriental de la República Mexicana en la Llanura Costera del Golfo. Tiene una

superficie aproximada de 3,800 km² y es considerado la reserva petrolera más importante de

México. Estas reservas han sido evaluadas por varias empresas, todas ellas coincidiendo en la

gran cantidad de hidrocarburos que se localizan en esta zona, sin embargo, los yacimientos

terciarios del Paleocanal de Chicontepec están compuestas de arenas líticas de grano fino que

presentan una permeabilidad menor de 1 milidarcy, lo que representa un reto tecnológico para

su explotación económicamente rentable. Para afrontar este reto, se ha desarrollado una

intensa caracterización geológica y de yacimientos, que ha conducido a implementar nuevas

estrategias para el desarrollo de los yacimientos como son: el uso de pozos horizontales de

desplazamiento largo y la terminación con múltiples fracturas a lo largo del yacimiento.

En este trabajo se presenta el análisis de límite técnico de los pozos horizontales perforados en

el sector 8 de la cuenca de Chicontepec, compuesto por los campos Furbero y Presidente

Alemán. Los pozos analizados fueron perforados en tres y cuatro etapas con diámetros de

terminación de 5 1/2” y 4 ½”, y su ángulo de inclinación varía de 85° a 93°. Los pozos se

terminaron usando tecnología convencional con tubería de revestimiento o Liner cementado y

disparados en los intervalos de interés, y tecnología no-convencional utilizando un sistema

denominado “zone select” que consisten en camisas deslizables y empacadores hinchables. Al

final se hace un comparativo de actividades etapa por etapa y se discuten los pormenores de la

curva de aprendizaje que se tuvo que superar para la optimización de la perforación y

terminación de los pozos.

INTRODUCCIÓN

El Paleocanal de Chicontepec se ubica dentro de la cuenca Tampico-Misantla y está situado en

la margen oriental de la República Mexicana en la llanura Costera del Golfo. Tiene una

superficie aproximada de 3,800 km² y es considerado la reserva petrolera más importante de

México. Geológicamente se localiza dentro de la Cuenca de Tampico-Misantla, limitado al

oriente por la Plataforma de Tuxpan (Complejo arrecifal Abra-Tamabra) y al occidente por el

sistema de depósitos plegados de la Sierra Madre Oriental. Chicontepec es una cuenca de

edad Paleoceno Superior - Eoceno Inferior, con orientación NW-SE y sedimentos de ambiente

marino profundo (figura 1). El Paleocanal de Chicontepec está delimitado por 8 Sectores y

constituido por 3 zonas denominadas:

Zona Norte (sectores 1, 2,3)

Zona Centro (sectores 4, 5, 6 y 7)

Zona Sur (Sector 8).

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Figura 1. Mapa del paleocanal de Chicontepec con la ubicación de los pozos perforados en el

área.

Los campos Furbero y Presidente Alemán se encuentran localizados en el sector 8. Los

objetivos de los campos son las calizas fracturadas, bioclásticas y lixiviadas del Cretácico

medio, así como las areniscas de Chicontepec, las cuales están constituidas por areniscas de

grano fino, interdigitada con capas de lutitas de edad Paleoceno tardío - Eoceno temprano y su

modelo corresponde a abanicos de piso de cuenca (turbiditas). La figura 2(a) muestra la

división por sectores de la cuenca de Chicontepec y la figura 2(b) ilustra el modelo sedimentario

de la cuenca.

(a)

(b)

Figura 2. (a) Sectores de la cuenca de Chicontepec y (b) Modelo sedimentario de la cuenca.

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LÍMITE TÉCNICO

La planeación del pozo es el concepto de crear el diseño del pozo, el programa de operación y

el programa de supervisión, previo al inicio de las actividades directas en la generación del

pozo. La optimización, es el proceso de encontrar el conjunto de condiciones requeridas para la

obtención de los mejores resultados. La filosofía de la optimización consiste en emplear como

base, los datos y experiencias obtenidos los pozos, para determinar y aplicar técnicas

adecuadas para el desarrollo de los pozos subsecuentes; de tal manera que el costo total sea

reducido al mínimo.

El límite técnico, se puede definir como el proceso para alcanzar el óptimo desempeño,

revisando y aplicando las mejores prácticas de ingeniería a las operaciones de perforación y

terminación de los pozos. El realizar un análisis de límite técnico tiene como objetivo reducir

tiempo y costo del proceso de perforar y terminar pozos, sin embargo, para identificar aquellos

puntos a optimizar, o para establecer su límite técnico, se debe realiza un análisis del tiempo

real de las operaciones de perforación y terminación que permita definir las mejoras prácticas.

Este análisis debe llevarse a cabo siguiendo la metodología que se presenta en la figura 3.

Figura 3. Metodología para el desarrollo del límite técnico.

CAMPAÑA DE POZOS HORIZONTALES

Recientemente, se ha desarrollado una intensa caracterización geológica y de yacimientos, que

ha conducido a implementar nuevas estrategias para el desarrollo de los campos como el uso

de pozos horizontales y la terminación con múltiples fracturas a lo largo del yacimiento. En el

sector 8 de Chicontepec, se aplicó la metodología de límite técnico a ocho pozos No-

Convencionales con las siguientes características:

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Tres pozos de alto ángulo y cinco pozos horizontales.

Seis pozos terminados en 4 ½” y dos en 5 ½”

Los ocho construidos en cuatro etapas

Cinco con Liner cementado y tres con “Zone Select”.

La figura 4 muestra el estado mecánico típico de los pozos horizontales donde se puede

observar la geometría, profundidades de asentamiento y el tipo de terminación.

Figura 4. Estado mecánico típico .de un pozo horizontal perforado en la cuenca de Chicontepec

La selección de pozos para realizar el límite técnico está basada fundamentalmente en dos

criterios:

Profundidad y diámetro al objetivo

Pozos con geometrías iguales

Al aplicar estos criterios a los ocho pozos horizontales perforados en la campaña que se

analizó, solo cinco cumplieron. La figura 4 lista los cinco pozos horizontales seleccionados.

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Figura 4. Listado de pozos analizados.

Una vez seleccionados los pozos, estos fueron organizados por fecha de inicio de la

perforación con base en su tiempo limpio (figura 5). El tiempo limpio se define como el tiempo

ejecutando operaciones programadas completamente libre de tiempos no productivos (NPT).

Figura 5. Tiempo limpio de perforación de los pozos horizontales.

ANÁLISIS POR ETAPA DE LOS MEJORES TIEMPOS

Como se mencionó, la metodología consistió en seleccionar pozos con geometrías iguales,

perforados en este caso con profundidades desarrolladas equivalentes. También para el

análisis se integraron solo los tiempos normales de perforación y de cambio de etapa.

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Etapa 17 ½” x 13 3/8”

La figura 6 muestra el análisis de la primera etapa de perforación, en ella se muestra que el

pozo Presidente Alemán 1793 tuvo el mejor desempeño en la perforación y en el cambio de

etapa lo tuvo el pozo Presidente Alemán 1758.

Figura 6. Análisis de tiempos de la etapa 17 ½” x 13 3/8”.

Etapa 12 1/4” x 9 5/8”

En la segunda etapa (figura 7), el pozo Presidente Alemán 1742 mostró el mejor desempeño

tanto en la perforación del pozo como en el cambio de etapa.

Figura 7. Análisis de tiempos de la etapa 12 1/4” x 9 5/8”.

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Etapa 8 1/2” x 7”

En la tercera etapa (figura 8), el pozo Presidente Alemán 1526 mostró el mejor desempeño en

la perforación del pozo, mientras que el pozo Presidente Alemán 1758 tuvo los mejores

tiempos en el cambio de etapa.

Figura 8. Análisis de tiempos de la etapa 8 1/2” x 7”.

Etapa 6 1/8” x 4 1/2”

En la última etapa (figura 9), el pozo Presidente Alemán 1793 mostró el mejor desempeño en la

perforación del pozo y el pozo Presidente Alemán 1742 lo obtuvo en el cambio de etapa.

Figura 9. Análisis de tiempos de la etapa 6 1/8” x 4 1/2”.

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Pozo Híbrido

El pozo híbrido se consigue al analizar etapa por etapa los mejores tiempos limpios de

perforación y de cambio de etapa. Aunque las profundidades de cada etapa para cada pozo

varían, se tomó en consideración una tasa de penetración absoluta en horas por metro, que

considera todas las actividades programadas para perforar el pozo. Esta tasa de penetración

absoluta, se utilizó para normalizar los tiempos de perforación a las profundidades de

asentamiento del pozo híbrido, es decir, si multiplicamos la tasa de penetración por la

profundidad de asentamiento de las tuberías, obtenemos el tiempo de perforación para realizar

la etapa. Los tiempos de perforación serían menores, si utilizáramos solo la tasa de

penetración de la barrenas, lo cual nos daría un valor sesgado de la realidad.

Para el caso del cambio de etapa y debido a que se programaron y realizaron prácticamente

las mismas actividades, solo se tomó el mejor tiempo de desempeño de cada pozo. La figura

10 muestra al pozo híbrido con un programa utilizando los mejores tiempos de perforación por

etapa, sumando 24.75 días para construir un pozo horizontal a 3000 metros de profundidad

desarrollada.

Figura 10. Pozo híbrido con los mejores tiempos para los pozos horizontales

CONTRIBUCIONES TÉCNICAS

1. Se implementó una metodología para definir e límite técnico de la perforación de pozos

no-convencionales.

2. Adecuación de los programas operativos con base en actividades reales.

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CONTRIBUCIONES ECONÓMICAS

1. Identificación y eliminación de tiempos no productivos durante construcción de los

pozos horizontales.

2. Optimización de los programas operativos de ejecución.

CONCLUSIONES

Del análisis de tiempos de perforación reales se puede concluir que se tiene una

plataforma optimizada de ejecución, .sin embargo, el límite técnico determinado indica

que el tiempo de perforación de los pozos se puede reducir aún más.

La inclinación de los pozos no influye de manera preponderante en el tiempo de

perforación, es decir, no se observa gran diferencia entre el desempeño en pozos de

alto ángulo o pozos horizontales.

NOMENCLATURA

NPT = Non Productive Time

P = Perforación

CE = Cambio de Etapa

md = Metros desarrollados

TVD = True Vertical Depth

INC = Inclinación

AZM = Azimut

DLS = Dog Leg Severity