Retos y Avances en el Desarrollo y Operación de un Yacimiento No Convencional, "Chicontepec" II MEXICO EN EL DESARROLLO Y OPERACIÓN DE UN YACIMIENTO NO CONVENCIONAL, "CHICONTEPEC" ESPECIALIDAD: INGENIERÍA PETROLERA ANTONIO NARVÁEZ RAMÍREZ Fecha de Ingreso: 08 de Diciembre de 2011 L . Ingeniería Petrolera 1
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Retos y avances en el desarrollo y operación de un yacimiento no convencional, "Chicontepec"
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Retos y Avances en el Desarrollo y Operación de un Yacimiento No Convencional, "Chicontepec"
II
MEXICO
EN EL DESARROLLO Y OPERACIÓN DE UN
YACIMIENTO NO CONVENCIONAL,
"CHICONTEPEC"
ESPECIALIDAD: INGENIERÍA PETROLERA
ANTONIO NARVÁEZ RAMÍREZ
Fecha de Ingreso: 08 de Diciembre de 2011
L
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Ingeniería Petrolera 1
Retos y Avances en el Desarrollo y Operación de un Yacimiento No Convencional, "Chicontepec"
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Ingeniería Petrolera 2
Retos y Avances en el Desarrollo y Operación de un Yacimiento No Convencional, "Chicontepec"
CONTENIDO
Pág ¡ na
ResumenEjecutivo 5
Introducción 7
Antecedentes de Chicontepec 13
Capítulol. YACIMIENTO
1.1. Pozos estratégicos, extensión y desarrollo 17
1.2. Sísmica 21
1.3. Registros de Pozos 23
1.4. Petrofísica 24
1.5. Toma de información de Ingeniería 26
1.6. Matriz de Jerarquización de Localizaciones 27
Capítulo 2. DESARROLLO DE PROYECTOSTECNOLÓGICOS
2.1. MacroperasAutosustentables 31
2.2. PozosMultifracturados 34
2.3. HectáreaMultifracturada 41
2.4. PruebasPiloto 44
2.4.1. Inyección de Agua 45
2.4.2 Inyección de Dióxido de Carbono, CO 2 50
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Capítulo 3. INICIATIVAS EN POZOS E INFRAESTRUCTURA
3.1. Iniciativas en Diseño de Pozos 53
3.1.1. Perforación 53
3.1.2. Terminación 59
3.1.3. TerminacionesEspeciales 61
3.1.4. Refracturamientos 62
3.2 Productividad de Pozos 63
3.3. ReparacionesMayores 69
3.4. Infraestructura de Producción 71
3.4.1. Módulo de SeparaciónPortátil 72
3.4.2. Chicónmetros 73
3.4.3. Comandos Operativos 75
Capítulo 4. Estrategias de Gestión del Proyecto y Cultura No Convencional 77
4.1. Cuadernos de Gestión 78
4.2. Grupos de Productividad 80
4.3. Los Fantásticos 81
4.4. Centro de Monitoreo 83
4.5. Cultura no convencional 85
4.5.1. Padrinos y Ahijados 85
4.5.2. Generando la Identidad del Equipo Chicontepec 86
Logros y Retos 89
Visión Futura 91
Conclusiones 93
Agradecimientos 94
Semblanza Candidato 95
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RESUMEN EJECUTIVO
Los proyectos de extracción de petróleo son de gran complejidad desde la delimitación
y caracterización de los yacimientos, el diseño de pozos, la ejecución de la perforación
y la terminación de pozos, mientras se coordina su incorporación a producción
mediante la infraestructura de separación y compresión de gas, para su
comercialización, posteriormente mantener la productividad de pozos mediante
actividades de optimización, así como reparaciones mayores y menores, sin descuidar
el mantenimiento de las instalaciones, representando un gran esfuerzo de coordinación
y seguimiento de diferentes actividades, las cuales permitan dar una atención integral
al desarrollo del proyecto.
Cada proyecto es diferente, sin embargo la prioridad del desarrollo es hacia
yacimientos con condiciones que permiten la perforación de pozos con buenas
producciones, utilizando tecnologías comunes y que no requierande nuevas estrategias
para mantenerlos fluyentes por periodos mayores de tiempo.
Existenproyectos considerados "No Convencionales", en los que su explotación,
además de todos los retos involucrados, requieran de acciones que permitan vencer
la complejidad del yacimiento para lograr pozos con producciones rentables, así
mismo de un seguimiento y análisis continuo, del cual se deriven diferentes acciones
de ingeniería para optimizar su producción.
La administración de estos yacimientos requiere una filosofía de operación diferente, la
cual debe de considerar:
Optimización de la perforación y terminación de pozos
Aseguramiento de la sustentabilidad Ambiental
Adoptar un modelo de Negocio Flexible para su desarrollo integral
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Actualmenteen México, se está desarrollando unProyecto No Convencional
-Paleocanal "Chicontepec"-, el cual estáconsiderado como la reserva más grande de
petróleo en nuestro país y el Activo Integral Aceite Terciario del Golfo (AIATG) es el
encargado de asumir el reto de administrarlo para la explotación de este recurso.
En la primera etapa del proyecto (2008-2010) se efectuó una gran actividad de
perforación y terminación de pozos, a partir del segundo semestre de 2010 se definió
una segunda etapa, fundamentada en las siguientes estrategias:
Mantener e incrementar la producción base
Incorporar rápidamente laproducción de nuevas áreasde mayor
productividad(extensión y nuevos desarrollos)
Para mantener e incrementar la Producción Base, se establecieron estrategias para
lograr la operación eficiente de los pozos existentes y la incorporación de pozos
cerrados. Mientras que la incorporación de pozos nuevos se hizo utilizando técnicas
que permitieronobtener pozos con una mejor producción inicial
Así mismo, con la finalidad de optimizar el uso de los recursos, en este Activo, se están
desarrollando múltiples proyectos de ingeniería, enfocados en definir nuevas formas de
explotación y optimización, así comoinfraestructura esbelta, autosustentable y flexible
para el manejo de la producción.
A través de este documento se explican las características del Proyecto y las acciones
implantadas para su Administración, las cuales tienen por objetivo principal convertir a
"Chicontepec" en un proyecto ejemplar de extracción de crudo mediante el desarrollo
de nuevas prácticas.
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INTRODUCCIÓN
"Chicontepec",es un proyecto de alta complejidad debido a la topografía de la región y al
tipo de Yacimiento (Capítulo 11 considerado "No Convencional", por sus características
petrofísicas (baja permeabilidad) y la relativa baja presión. Sin embargo,buscando perfilarse
como el primer proveedor de hidrocarburos en el país para los próximos 25 años,
"Chicontepec" ha impulsado el Desarrollo de Provectos Tecnológicos (Capítulo 2) e
Iniciativas en Pozos e Infraestructura (Capítulo 31, ha coordinado niveles de
actividades y logrado crecimientos nunca antes vistos en México, mediante la implantación
de Estrategias deGestión del Proyecto y una Cultura No Convencional (Capftulo 4).
Dentro de las estrategias fundamentales del Activo, se encuentra el mantener la Producción
Base, mediante la operación eficiente de los pozos existentes e incrementarla con la
reincorporación de los pozos cerrados. Otra estrategia que enmarca este proyecto es la
perforación de nuevos pozos en las zonas de mayor productividad y bajo riesgo.
Desde el segundo semestre del 2010, se logró disminuir considerablemente la declinación de
los pozos en operación mediante la creación de grupos de especialistas dedicados a estudiar
su productividad, además, de iniciar una campaña intensa de medición de la producción y
de la implementación de un centro de monitoreo con el cual se pueda observar las 24 horas
de los 365 días del año las principales instalaciones, ductos y pozos del Activo, entre otras
estrategias. Antes de implementar estas mejoras operativas, se tenían factores de
declinación mensual del 8 y 10% y actualmente el factor oscila del 2 al 4%.
Como resultado de estas iniciativas, durante el 2011, se han ejecutado más de 1,970
actividades relacionadas a la operación de pozos, como son: optimización de pozos
fluyentes, instalación y optimización de sistemas artificiales, limpiezas de pozos,
refracturamientos, inducciones químicas, etc.
A continuación se presenta la evolución de las principales actividades de 2010 a 2011,
derivado del cambio de estrategia cuyo objetivo fue establecer un balance adecuado de
actividades:
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58327Iiiiir E F M A M J JA SOND E F M A Mii AS
2010 2010
4 E F M A M J JA SOND E F M A Mi JA 5
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2010: 438 jrforaciones 2011: 320
3, 15 tL H ilhII E F M A M J JA SOND E F M A M J J AS
2010
2010: 744 Terminaciones 2011: 371
2010: 228 2010: 188
Rep. Mayores 2011: 195 Conversión BM 2011: 359
2010: 172
2010: 383
Reacondicionamiento 2011: 227
inducciones Mecánicas 2011: 1,666
BM
E F M A M J JA SONO E F M A Mii AS
2010
E F M A M J JA SONO E F M A M J J AS
2010
2010: 113 Refracturamientos 2011: 165
2010: 187
Limpiezas 2011: 442
4h25 648IIIIIlIJr E F M A M J JA SOND E F M A MII AS
2010
Figura A.1. Evolución de Actividad 2010-2011
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Como se puede observar en las gráficas, las perforaciones y terminaciones en 2011, se
redujeron a la mitad respecto a la intensa actividad efectuada en 2010,en cambio las
actividades de Optimización de pozos, como son conversión a Bombeo Mecánico,
Reacondicionamiento a Bombeo Mecánico, Inducciones Mecánicas, Refracturamientos y
Limpiezas se incrementaron drásticamente.
Este cambio en la estrategia de explotación ha permitido incrementar la producción de
aceite hasta en65 mil bpdal cierre de octubre de 2011, como se muestra en la
siguiente gráfica:
66,000
62,000
58.000
54,000 --
50,000
46.000
42,000
38,000
34,000
30.000
26,000
ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic ene feb mar abr may jun jul ago sep oct
Figura A.2. Evolución de Producción 2010-2011
De forma paralela e intensa, se ha incursionado en nuevas formas de operación, enfocadas
en maximizar el uso del gas proveniente del yacimiento, como es el caso de las Macroperas
Autosustentables, las cuales utilizan el gas de formación para abastecer los motores,
compresores y generadores de energía eléctrica, así como inyectar gas a los sistemas de
bombeo neumático, y el excedente enviarlo a un centro de procesamiento. El uso de estas
prácticas ha incrementado la producción de aceite, mejorado el uso del gas de formación y
reduciendo la quema del mismo.
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Por otra parte, en la búsqueda de nuevas y mejores tecnologías que permitan incrementar
la productividad de los pozos y reducir costos, Pemex inició durante 2009, actividades en 5
Laboratorios de Campo, en los cuales, de forma conjunta con sus aliados tecnológicos se
encuentra evaluando más de 80 iniciativas estratégicas.Siendo responsabilidad de la
administración el impulso de las iniciativas adecuadas en busca de incrementar la
producción.
El porque? Pasado
El medio Presente
Que esperamos? Futuro
Se visualiza a los Laboratorios de Campo como un medio para definir la estrategia de explotación que permita alcanzar un futuro más promisorio con la aplicadón de soluciones integrales
LC AIeman
La implantación de los LC busca replantear las iniaatvas de solución tradicionales, bajo las premisas de:
Mejores prdcvcas.
• Seleccion detecnoiogias adecuadas.
• niciativasorientadasa reducircostos.
Transmisión yasimilación de conocimiento.
Los Laboratorios de Campo están encaminados a cruzar la brecha existente entre "el como se hace" y "el como se debe hacer".
Figura A.3. Laboratorios de Campo en AIATG
En el mes de junio del presente año, una de las iniciativas promovidas, fue la que se efectuó
en el pozo Corralillo 629, en el cual se realizó una terminación múltiple (11 intervalos), los
cuales fueron fracturados con fluida visco elástico libre de polímero y usando bolas
biodegradables. Como resultado de esta intervención se obtuvo un gasto inicial de 1,150
bpd,el cual se han mantenido hasta el día de hoy. De forma similar se han ejecutado 16
intervenciones, teniéndose resultados muy favorables con gastos iniciales superiores a los
300 bpd. Para el resto del año se contempla aplicar esta tecnología en 40 pozos más.
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Todas estas estrategias han permitido que el Activo alcance una producción de 65 mil bpd,
lo cual significa un incremento superior al 150% desde su creación en el 2007, además,
considerando las iniciativas tecnológicas relacionadas con la inyección de vapor, hectárea
fracturada, inyección de agua, inyección de CO2, se tiene la confianza de alcanzar la meta
de producción anual de 75 mii bpd para diciembre de este año y los compromisos de
producción multianuales que el México requiere.
"Chicontepec", es un proyecto de largo plazo que requiere de nuevas tecnologías e ideas,
sin embargo la parte más importante en el aseguramiento de su futuro,será siempre su
gente y el compromiso adquirido con cada acción, así como su responsabilidad social y
ambiental, procurando la sustentabilidad no solo del Proyecto, sino de las comunidades que
coexisten con él.
[j
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ANTECEDENTES DE CHICONTEPEC
Actualmente, el "Paleocanal Chicontepec" representa más del 29% de las reservas
probadas de hidrocarburos del país y el 81% de las de la Región Norte.Es uno de los
yacimientos más importantes de México y por lo tanto uno de los mayores retos para
Petróleos Mexicanos. A continuación se describen sus principales antecedentes:
La presencia de hidrocarburos se conoce desde 1926, cuando las compañías "El
Águila" y "Stanford", perforaron pozos con objetivo Cretácico, ahí se detectaron
areniscas con manifestaciones de hidrocarburos, los cuales se consideraron
comopozoseconómicamente no rentables. Durante el desarrollo del campo Poza Rica,
en mayo de 1935, con la prueba de producción efectuada en el pozo Poza Rica-8, se
confirmó el potencial de hidrocarburos de la Formación Chicontepec.
Posteriormente entre los años 1952 a 1963, al perforarse pozos con objetivo Jurásico
en los campos de los Distritos de Poza Rica y Cerro Azul, se manifiestó nuevamente la
presencia de hidrocarburos en formaciones arcillo-arenosas del Terciario, pero debido
a su baja permeabilidad no se consideró rentable su explotación.
Fue entre los años de 1963 y 1970, cuando los pozos de los campos Presidente
Alemán y Soledad,habían dejado de fluir en la Formación Tamabra,se realizaron
reparaciones mayores enlas arenas de la Formación Chicontepec.Basados en los
resultados de estas intervenciones, así como en el éxito obtenido en los pozos con
objetivo Eoceno Inferior, los cuales se perforaron en diferentes áreas, se concluyó que
a pesar de no ser pozos de alta productividad, al ser pozos someros y de bajo costo en
su perforación, se definió su desarrollo. Así entonces, la explotación comercial de
"Chicontepec", se inició en el año de 1970, con la perforación de seis pozos en el
campo Presidente Alemán.
Mediante estudios sedimentológicos-estructurales, (Busch &Govela en 1974; Filiberto
Cuevas en 1977) al"Paleocanal Chicontepec"se le estimó una longitud aproximada
de 123 km y un ancho de 25 km.
En 1979 la compañía DeGolyer and MacNaughton validó las reservas de hidrocarburos
- en 106 MMMBPCE de OOIP (volumen original en sitio) y en ese mismo año se elaboró
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el "Proyecto Chicontepec", en el cual se propusieron diversos escenarios de
desarrollo.Siendo 1980, cuando Petróleos Mexicanos manifiesta su existencia.
En su primera etapa, la producción de aceite se incrementó de 2.5 mbd a 14.3mbpd,
mediantela perforación de 300 pozos en los campos Soledad, Aragón, Coyotes,
Horcones y Soledad Norte, los cuales resultaron productores.
Con la finalidad de contrarrestar la declinación de la producción de 14.3mbpda
9.8mbpd, en el periodo de 1983 a 1991, las actividades se enfocaron en dar
mantenimiento a pozos y a perforar228 de desarrollo en los campos Agua Fría y Tajín.
De 1992 a 2001, después de haber alcanzado una producción máxima de 17.8mbpd,
se observó que la producción declinó al final de este periodo hasta en un 50%.
Con la finalidad de mejorar el conocimiento del subsuelo, en 1998, se realizó un
estudio geológico-geofísico previo a la certificación de reservas, programada con la
compañía DeGolyer and MacNaughton en el año de 1999.Este estudio permitió
sustentar el nuevo valor de aceite in situ (OOIP) de 139 MMMBPCE y una reserva
probable (2P) de 6,500MMBPCE; además, en función de la disponibilidad de
instalaciones superficiales, calidad del aceite (°API), espesor de los yacimientos, índice
de productividad y profundidad de los yacimientos, se identificaron 5 áreas de
oportunidad.
Para el periodo 2002 a 2006, se reactivó la perforación para el desarrollo de los
campos Agua Fría, Coapechaca y Tajín, logrando alcanzar un incremento de
producción de aceite de 27.2mbpd, utilizando nuevas tecnologías para la terminación
y fracturamiento de pozos.
En 2007, se define la creación del Activo Integral Aceite Terciario del Golfo para
atender el desarrollo del Paleocanal"Chicontepec". La estrategia inicial del Activo se
destacó poruna gran actividad de perforación y terminación de pozos del 2008 al 2010,
representando una gran inversión, sin embargo, la producción cerró en 2010 con solo
44.8 mbDd.
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A continuación se muestra una gráfica en la cual se evidencia la evolución de la
Figura 2.5.- Resumen de los pozos multifracturados a la fecha en el AIATG, mostrando: número de intervalos, gasto inicial, presión, fecha de ejecución y compañía de servicio que los ejecutó.
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Analizando el comportamiento de los pozos, se han podido identificar resultados
positivos en cuanto a producción y la rentabilidad de los pozos, con incrementales de
más del 50% de la producción comparado con esquemas convencionales,
adicionalmente del incremento en valor presente neto debido a la producción
temprana; minimizando las intervenciones futuras y por consiguiente costos totales en
la vida productiva de un pozo.
El incremento de producción efectivo generado por los multifracturamientos realizados
la fecha asciende a los 8,851 barriles de aceite.
En estos yacimientos de baja permeabilidad se realizan 10, 20 o más etapas de
fracturas con la finalidad de incrementar el área de contacto con el yacimiento para
obtener altos gastos iniciales y un mayor factor de recuperación. Para incrementar
aún más el área de contacto, se están aplicando técnicas de Fracturamiento
Simultáneo, Alternado o Secuencial.
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Los Fracturamientos Simultáneos
consisten en la estimulación de las etapas FracturamientosSimultáneos
de dos o más pozos horizontales al mismo
Modificación de Esfuerzos
tiempo, utilizando el mismo set de
fracturas.
El fracturamiento tipo cierre (Zipper Frac),
es el fracturamiento alternado de una
etapa de fracturamiento en un pozo y otra
etapa en el otro, utilizando el mismo set
de fracturas.
Figura 2.7.- Fracturamientos Simultáneos
Modificación de esfuerzos
En el Fracturamiento Secuencial, se estimula todas las etapas de uno de los pozos e
inmediatamente todas las etapas del otro, en un periodo de tiempo lo suficientemente
corto para aprovechar los efectos de la modificación de esfuerzos. En este caso se
utiliza también un solo equipo de fracturamiento. El Fracturamiento de múltiples pozos
paralelos ha sido probado con buenos resultados aprovechando los esfuerzos creados
por el fracturamiento de una etapa para desviar la dirección de otra etapa de fractura
e incluso incrementar la complejidad en subsecuentes etapas de fractura. El efecto fue
reportado por Warpinski (1989) como la alteración del esfuerzo de fracturamiento
donde una dirección fue modificada por una fractura previa en el área.
Los requerimientos de los candidatos para operaciones simultáneas o secuenciales no
están bien definidos. La mayoría de las compañías que han usado este proceso en
Shales han presentado buenas respuestas de producción, sin embargo; las distancias
entre los pares de pozos están en el orden de los 300 m o menos, con casos extremos
de 450 m de separación. La máxima distancia depende del tiempo entre facturas, la
formación específica, los esfuerzos iniciales y posteriores a la fractura y el trabajo
relacionado a esfuerzos de fracturas inducidas que pueden estar asociados al volumen
de fluido, gastos de bombeo y métodos de divergencia.
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Grigg, 2008, observó algunos pozos y calculó que el incremento de producción
consecuencia de fracturamientos Simultáneos o Secuenciales es en promedio de 30%
por 2 pozos simultáneos y 30% adicional para 3 pozos simultáneos. La fragilidad de la
lutita influye para lograr el éxito del fracturamiento simultáneo. No pareciera haber
mucha diferencia entre el fracturamiento simultáneo y el secuencial o Zipper Frac.
A través de la combinación de estas tecnologías se ha logrado obtener incrementos
significativos en la producción y recuperación en los diferentes yacimientos no-
convencionales como Barnett, Bakken, Eagle Ford, Woodford y otros. A continuación
se muestra el incremento de producción en un área de BakkenShale:
.4
Múltiples etapas de fractura
First Hybrid Well - 650 BOPD / First Plug & Peri Well - 725 BOPD
Aceite Número de Pozos
S2005 3/24/7006 1011012006 4128/2007
/1/14(2007
Fecha
9000
8000
7000
di 6000
5000
4000
.2 3000 U)
Q 2000
1000
'1
1712008
80
70
60 U) o
50
CL 40 w
30
10
O 01112008 12/18
Figura 2.8.- Incremento de Producción en un área de BakkenShale
La perforación de pozos horizontales en el Paleocanal de Chicontepec se inició en el
año 1991 en el Campo Agua Fría, posteriormente en 2007, en el Campo Coapechaca,
entre los años 2008 y 2009 se perforaron los pozos horizontales en los campos:
Soledad 408, Soledad 438, Soledad 693 y Presidente Alemán 2484H; recientemente,
se perforaron los pozos Coyotes 423 y Presidente Alemán 1565, donde se utilizó la
técnica de terminación con tubería cementada, el primero de ellos se terminó de
forma exitosa con cinco (5) etapas de fractura, y el segundo se encuentra en
ejecución para el cual se tiene programado realizar siete (7) etapas de fractura con 3
clusters ¡etapa, es decir 21 fracturas.
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CYLA-1 623
CYLA-1 662
CYLA-1 682.
ESO-298
_oc. ESO-197
ESO-1 95 ESO-238
MESO 107
9
Retos y Avances en el Desarrollo y Operación de un Yacimiento No Convencional, "Chicontepec"
2.3. HECTÁREA FRACTURADA
El Proyecto "Hectárea Fracturada" contempla la perforación de dos pozos horizontales
paralelos en la unidad Pechi B de la Formación Chicontepec, se estima realizar
múltiples fracturas a lo largo de la sección horizontal con la finalidad de incrementar
masivamente el área de contacto con el yacimiento, lo cual permitirá drenar zonas del
yacimiento inaccesibles por los pozos convencionales y así obtener un incremento
significativo en la producción, dejando el mínimo volumen de aceite residual.
Arena Objetivo: Pechi_B N
Coyulal623
Coyuta 1662 1 Coyula 1682
Coyula 1663
Escobal 298
Escobal 238
Escoballl9
Figura 2.9.- Trayectoria de los pozos horizontales
programados en la Hectárea Fracturada. Perfil sísmico,
configuración estructural y propuesta de zonas de fracturamiento.
Con el proyecto de "Hectárea Fracturada", será la primera vez que se prueba la
técnica tipo cierre (Zipper Frac) en México.
Para el diseño de la perforación y terminación de estos pozos se tomaron en cuenta
los siguientes aspectos:
• Orientación de los Pozos.
• Espaciamiento entre pozos.
• Espaciamiento entre fracturas.
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Retos y Avances en el Desarrollo y Operación de un Yacimiento No Convencional, "Chicontepec"
En cuanto a la orientación de los pozos se dispone de información de microsísmica,
registros y núcleos registrada en varios pozos a lo largo del Paleocanal de Chicontepec
indicando la dirección preferencial de los esfuerzos, las trayectorias se ubicaron de tal
forma de realizar fracturas transversales, es decir de forma perpendicular a los pozos.
Tajin-61 y Tajin-62 (2003)
Mullateral Coapechaca-439 (2007)
Coyotes 461-465-481 (2008) /
t- rk/]
1OS3III $i1IiøUliI ~~u~ X(mUfl
.== 1 • 1-
Figura 2.10.- Microsísmica de Tajín-61 y Tajín-62
Para el espaciamiento de los pozos horizontales se consideró la propagación de
las fracturas obtenido del modelo Geomecánico donde se realizó un modelo de
elementos finitos para determinar el inicio y la propagación de las fracturas, se estima
realizar un espaciamiento entre fracturas no mayor a 80 m.
Length of 5% damage value: 30m in x-direction, and 24m in y direction.
Figura 2.11.- Espaciamiento de Pozos Horizontales
Finalmente, se realizó un modelo de simulación para estimar laproducción vs
número de fracturas así como los parámetros económicos de Valor Presente Neto y
Eficiencia de Inversión.
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Retos y Avances en el Desarrollo y Operación de un Yacimiento No Convencional, "Chicontepec"
45
. 40
35
30
25
e 20 U) e L 15
CL
o
o
0 2 4 6 8 10 12
No Etapas de Fractura ¡ Pozo
Figura 2.11.- Simulación para Evaluar Etapas de Fractura
Considerando lo anterior se tiene estimado realizar 10 etapas de fracturas/pozo, entre
2-3 cluster/etapa, es decir 20-30 fracturas por pozo, 40-60 fracturas transversales en
total. Para la terminación se tiene contemplado el uso de la técnica RapidFrac para
realizar las múltiples fracturas a lo largo de la sección horizontal, siendo esta técnica
más agresiva que las utilizadas en el pasado buscando obtener mayor producción
inicial y una plataforma considerable de producción estabilizada.
CYLA-1 623
CYLA-1 662 M-YLA 1663
CYLA-1682 CYLA-1663
ES0298
oc. ESO-197
'Loc. ESOIO5 M-€89 107
i
¿
238
g
- Figura 2.12. Pozos Horizontales Proyecto Hectárea Fracturada con Múltiples
Fracturas.(Pozos Escobal- 195 y Escobal- 197)
Ingeniería Petrolera 43
Retos y Avances en el Desarrollo y Operación de un Yacimiento No Convencional, "Chicontepec"
2.4. PRUEBAS PILOTO
Como ya se ha mencionado, los yacimientos pertenecientes a los campos de
Chicontepec son considerados no convencionales por su complejidad y alto grado de
heterogeneidad, misma que ha provocado dudas sobre su continuidad hidráulica. Las
formaciones productoras están compuestas por una serie de láminas de diversos
espesores y características petrofísicas contrastantes, frecuentemente imperceptibles
por los registros de pozo. La permeabilidad en zonas productoras oscila entre 0.3-
20mD y la porosidad oscila 7 y 15%, adicionalmente, se aprecia un alto contenido de
arcillas y efectos de diagénesis en la roca, factores que afectan la capacidad del medio
poroso para permitir el flujo a través de él.
Estos yacimientos alcanzan por los mecanismos primarios de explotación un factor de
recuperación promedio del 6%, con el fin de incrementarlo se analizan nuevas
metodologías, siendo una de las opciones la implantación de procesos de Recuperación
Secundaria y/o Mejorada (RSyM).
La recuperación secundaria tiene como finalidad el proporcionar energía al yacimiento
en forma de presión mediante la inyección de agua o gas no miscible, buscando el
reemplazo dentro del yacimiento del volumen de fluidos producidos con el volumen
inyectado y manteniendo un balance producción-inyección a lo largo de la explotación.
Por otro lado, la recuperación mejorada busca el incrementar la recuperación de
hidrocarburos alterando las propiedades de roca y/o fluidos y la interacción que existe
entre estos, por lo cual conceptos como movilidad, mojabilidad, permeabilidad relativa,
presión capilar, viscosidad, tensión superficial e interfacial, entre otros, adquieren
mayor relevancia.
Debido a las diferencias existentes a lo largo del "Paleocanal Chicontepec" de las
propiedades de la roca y el fluido no existe una opción válida a implementar para todos
los yacimientos de Chicontepec, razón por la cual se han implementado una serie de
pruebas piloto en áreas específicas, teniendo como objetivo el determinar cuáles y bajo
qué condiciones representan una mejor opción para el incremento en el factor de
recuperación obtenido mediante mecanismos primarios. Estas pruebas se han
enfocado a la inyección de agua, microorganismos, dióxido de carbono (CO 2 ), y vapor.
Ingeniería Petrolera 44
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2.4.1 INYECCIÓN DE AGUA
La inyección de agua sin componentes químicos se considera un método de
recuperación secundaria y se caracteriza por la atenuación en la caída de presión
dentro del yacimiento. Esta atenuación pretende reducir la tasa de declinación de la
producción de los pozo, extender su vida productiva y su área de drene volviendo más
eficiente y rentable el proceso de explotación. Las propiedades del agua a inyectar son
factores determinantes de éxito o fracaso de un proyecto de este tipo, debido a que
ésta es ajena al yacimiento y puede afectar la estabilidad físico-química del agua a
condiciones de yacimiento. Los suministros más frecuentes son agua congénita, de río,
de acuífero subterráneo y de mar. La fuente dependerá tanto de la compatibilidad del
agua con los fluidos originales y la formación, como de la lejanía de ésta con el
yacimiento de petróleo.
El tratamiento adecuado para el agua de inyección se define de acuerdo a resultados
obtenidos en estudios de compatibilidad entre el agua de inyección y el yacimiento.
Dado que en los proyectos actuales se utiliza agua congénita para minimizar este
tratamiento, se tienen como procesos más comunes para éste último: la eliminación de
grasas y aceites, la remoción de sólidos suspendidos, el balance de acidez y
alcalinidad, la desoxigenación y la inhibición de corrosión e incrustación.
El proceso de inyección utilizado en los actuales proyectos consiste en (1) separar el
agua congénita del hidrocarburo, (2) enviar ésta a través de pipa o ducto a las plantas
de tratamiento, (3) proporcionar al agua un tratamiento físico-químico dejándola en
condiciones de inyección, (4) enviarla a patines de inyección, y (5) distribuirla e
inyectarla a pozos.
Con el fin de evaluar la efectividad de la inyección de agua en campos de Chicontepec,
se han realizado a la fecha tres pruebas piloto y se encuentra en actual diseño una
cuarta. Agua Fría 1999-2000, Agua Fría 2008-actual y Furbero 2011-Actual.
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2.4.1.1 Agua Fría 1999-2000
Esta prueba se implementa en una arena de la secuencia superior del campo Agua
Fría. El área seleccionada se considera por su buena producción, espesor óptimo de
arena, buena continuidad y alta resistividad. La prueba consta de un pozo inyector y
cuatro productores, todos fracturados hidráulicamente y espaciados 400 m. La figura
2.4.1.1 muestra el patrón de inyección y el contacto de erosión de la arena de interés.
La inyección comienza en marzo de 1999 y termina en octubre de 1999, a esta fecha
se inyectaron 770,000 barriles de agua congénita a un gasto promedio de 1,950
barriles por día (bpd). Este volumen remplazó 2/3 partes del vaciamiento del área.
Sin presentar problemas de inyectividad durante la prueba, se tiene que entre
principio y fin de ésta, la presión estática del yacimiento, en un pozo, se elevó de 50 a
95 kg/cm 2 . Se observó que dos de los pozos productores reaccionaron favorablemente
a la inyección y los dos restantes no mostraron cambio alguno. De los dos pozos que
reaccionaron se calculó una producción incremental de 105,000 barriles de aceite,
teniendo una relación barril inyectado por barril producido de 7.3 a 1.
2.4.1.2 Agua Fría 2008-Actual
La segunda prueba piloto se implementa en cuatro arenas pertenecientes a la
secuencia superior y cinco de la secuencia inferior del campo Agua Fría. La secuencia
superior contiene un pozo inyector y 12 productores y en las secuencias media e
inferior 4 pozos son inyectores, 11 productores y 3 observadores. La figura 2.4.1.2
muestra los patrones de inyección de las arenas superiores (cuadrado) e inferiores
(círculo). La inyección comienza en septiembre del 2008 y a la fecha se han inyectado
9'500,000 barriles de agua congénita tratada a un gasto promedio de 9,600 bpd.
Las pruebas en Agua Fría no han proporcionado información concluyente acerca de la
eficacia del mecanismo de recuperación, se adquirió experiencia y se encontraron
variables que si bien eran conocidas, habían sido ignoradas como el gradiente de
fractura y la calidad del agua.
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AF827 /AF-829
\ /.
AF-847 ¿
400 m 00
,d849
Limite A-lO
1 AF-867
Figura 2.4.1.1. Arreglo de pozos inyector, negro; productores, azul. Piloto Agua Fría
1999.
12,000 10.0 / 9.0
-. 10,000 CL 8.0i
8000 7.0
6.0
6,000 5.0 N o 1 4.0 : . 4,000 _ç—ó
3.0
co eG
•- 4' 20
2000
I1
1.0
o 0.0
ci 0 0 0 sci NN \\ Nk '¼" ,' ,e'Q •) 0'-k e'
40 o e , eQ ao-
Figura 2.4.1.2. Línea azul gasto de inyección diaria total; línea roja acumulado de
inyección. Patrón de inyección en imagen inferior izquierda: círculo secuencia inferior y
media, rectángulo secuencia superior, azul inyectores, negro productores y
observadores. Piloto Agua Fría 2008
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2.4.1.3 Furbero 2011-Actual
A diferencia de las pruebas anteriores el área seleccionada se considera más
representativa del común de Chicontepec. Es un área virgen del campo Furbero para
reducir el tiempo de llenado y así los resultados sean vistos, sino de forma inmediata,
a tiempos cortos.
El proyecto considera 17 pozos, 6 inyectores y 11 productores, terminados entre una a
tres arenas de la secuencia intermedia de Chicontepec, se encuentran a un
espaciamiento entre pozos de 600 m y una distancia entre líneas de inyección y
producción de 350 m. La distribución de los pozos se encuentra en líneas alternadas de
inyección y producción alineadas al plano del crecimiento de las fracturas hidráulicas.
La inyección comienza en enero 2011 y con el objetivo de reducir el vaciamiento, la
producción se realiza un mes después de iniciada la inyección. Al día de hoy se han
inyectado aproximadamente un total de 260,000 barriles de agua congénita filtrada a 1
micrón y se han producido 280,000 barriles de aceite, agua y gas a condiciones de
yacimiento. Si bien uno de los objetivos de la prueba era mantener una eficiencia de
remplazo de 1.3, actualmente se tiene una de 0.9 debido a la alta producción de gas
presente desde el inicio de producción. La figura 2.4.1.3 contiene inyección y
producción total de la prueba a condiciones de yacimiento y su patrón de inyección.
Durante la prueba se observan indicios de la reducción de la tasa de declinación y
mantenimiento de la producción respecto a áreas de características semejantes, sin
embargo al momento no se puede concluir que estos indicios son resultado directo de
la inyección del agua.
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5,000 300 PoOr
-. ,d4e1
4,500
/472 /'1471 ,ø
5: 4,000 - - /
fi,/4s2.
250
o
8J 3,500 / 432 1431
,/418 •,416
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Figura 2.4.1.3. Producción de aceite, gas y agua en líneas verdes e inyección de agua
congénita en líneas azules; volúmenes a condiciones de yacimiento. Líneas continuas,
gasto diario de producción e inyección; líneas discontinuas vaciamiento e inyección