MAYOR PRODUCCIONMAYOR PRODUCCION

A MENOR COSTO A MENOR COSTO

DE LA FORMACION DE LA FORMACION CHICONTEPEC CHICONTEPEC

(AREA NORTE) (AREA NORTE)

Y Y

RECUPERACION ACEITE RECUPERACION ACEITE DE DE

POZOS CERRADOSPOZOS CERRADOS

NEA’

GOLFO

DE

MEXICO

TUXPAN

TECOLUTLA

NAUTLA

POZA RICA

TAMPICOEBANO

"

670,000

SIERRA MADRE ORIENTAL

PLATAFORMA PLATAFORMA DE TUXPANDE TUXPAN

PALEOCANAL CHICONTEPEC AREA NORTE

TAMAULIPAS

SAN LUIS POTOSI

HIDALGO

HIDALGO

PUEBLA

UBICACIÓN DEL PALEOCANAL DE CHICONTEPEC

LocalizaciLocalizacióónn

La formación Chicontepec esta localizada en la porción central y este de la Republica Mexicana sobre la planicie costera del Golfo de México, comprendida entre los estados de Veracruz, Puebla,Tamaulipas y las estribaciones de la Sierra Madre Oriental; dentro de la provincia geológica Tampico –Misantla.

CERRO AZUL

CUENCA DE

CHICONTEPEC

ARAGONCOYOTES

HORCONESSOLEDAD NORTE

Área de 14,000 Km2

Área de 9,800 Km2

Teniendo presente la problemática de la formación Chicontepec para su explotación y con el objetivo de lograr una mejor y menos costosa recuperación de hidrocarburos, se hace una comparación de las técnicas empleadas y por los resultados obtenidos durante 29 años en esta formación, se propone emplear una técnica ya utilizada anteriormente. Con una innovación en los disparos y fracturando intervalos ubicados en el “ECHS”, los que no se han considerado como potenciales en la cuantificación de las reservas pero que son productores en el campo Horcones. Así mismo se calcula el periodo de cancelación de la inversión.

Objetivo.Objetivo.

Dado que se han empleado nuevas técnicas de fracturamiento recientemente, años 2000, 2002 y 2003 utilizando fluidos base agua, con resultados negativos y altos costos, se propone la opción de emplear técnicas convencionales (empleadas anteriormente), como aceite-arena y gelatina-arena, base kerosina y haciendo una buena selección de los pozos y de intervalos por fracturar. El objetivo que se persigue con este trabajo es de convencer con base a resultados para seleccionar los pozos los que se observe el estrato somero la recuperación de hidrocarburos de la formación Chicontepec a un menor costo, es cuyo desarrollo arenoso se manifiesta en el campo Horcones y potencialmente productor en el pozo horcones No. 385 y obviamente, aplicando la tecnología de fracturamiento adecuada.

Desarrollo del tema.Desarrollo del tema.

GGeologeologííaa de las de las ááreasreas

Los sedimentos de la formación Chicontepec, se localizan en un área aproximada de 14,000 Km2, de los cuales 9,800 km2 constituyen paleo canal y tiene una edad Paleoceno superior Eoceno inferior.

La formación Chicontepec esta compuesta por una alternancia rítmica de lutitas y areniscas con porcentajes variables de cuarzo, fragmentos de roca y limolitas con alto contenido de arcillas y cementadas con calcita espática de roca volcánica y otros accesorios, poco frecuentes como glauconita, turmalina y circón.

Una vez identificada esta formación se clasificaron en sentido vertical por su litología, espesor, distribución (condiciones de deposito), en cuerpos “A, B y C”, en el Paleoceno Chicontepec Medio, y un cuarto cuerpo en el Paleoceno Chicontepec Inferior, siendo estos los desarrollos mas importantes, separados por grandes capas de lutita y arcilla, en sentido horizontal la extensión de los desarrollos es muy amplia, solo que a nivel cuenca se presentan interrupciones en los desarrollos (cuerpos) arenosos superiores del Eoceno Chicontepec Superior debido esto al cambio de facies, estos cambios son indicativos de alteraciones en las propiedades físicas de las rocas y son de gran importancia ya que son el factor que controla la distribución de hidrocarburos, y su acumulación en mayores volúmenes en los estratos. Este paso de los dos desarrollos arenosos que se explotan a través del pozo Horcones no. 385, desde 1978.

LA DIFICULTADA QUE PRESENTA LA FORMACIÓN CHICONTEPEC PARA SU EXPLOTACIÓN LA CONCEPTUAMOS EN DOS ASPECTOS.

PROBLEMÁTICA ORIGINAL

PROBLEMÁTICA INDUCIDA Ó GENERADA.

LA PROBLEMÁTICA ORIGINAL: CARACTERÍSTICAS NATURALES DE LA FORMACIÓN:

EL “ECHS” MARCA LA DIFERENCIA EN ESTA FORMACION, CON 2 CUERPOS DE 7 A 13 METROS, DE ARENISCA DE GRANO MEDIO, GRUESO Y MUY GRUESO,

QUE SON PRODUCTORES POTENCIALES EN EL CAMPO HORCONES.

NO TIENE EMPUJE HIDRÁULICO

NO TIENE CASQUETE DE GAS

“ A, B y C ”PRESION FONDO

35-75 Kg/cm2

Feldespático – arcillosa.Contenido alto de calcita, de 25 a 55 % de acuerdo a su litología esta formación es altamente sensible a fluidos base agua como lodos bentoniticos y gelatinas base agua.

“ A, B y C ”Κ, 0.002-2.90 md

Litología tipificada como calcarenita arcillo.cuarzosay linolita calcareo-cuarzo.

“ A, B y C ”Φ, 03-32 %

CaracterCaracteríísticas sticas litollitolóógicas gicas

(heterogeneidad (heterogeneidad litollitolóógica)gica)

Cuerpos Cuerpos (del PCHM)(del PCHM)

CaracterCaracteríísticas sticas petrofpetrofíísicassicas

FOTOGRAFIAS REPRESENTATIVAS DE LA COMPOSICION MINERALOGICAFOTOGRAFIAS REPRESENTATIVAS DE LA COMPOSICION MINERALOGICA DE LOS DE LOS CUERPOS A, B Y C, DEL PCHM, DONDE SE OBSERVA LA LITOLOGIA TIPIFCUERPOS A, B Y C, DEL PCHM, DONDE SE OBSERVA LA LITOLOGIA TIPIFICADA DE ESTA ICADA DE ESTA

FORMACION.FORMACION.

Vistas generales de las muestras representativas de los diferentes niveles de la zona “A”.

Como se puede apreciar en estas fotografías, los tres niveles son característicos de una formación rocosa bastante cerrada, cuyos granos se pueden considerar bastante finos, siéndolo aun mas los granos de los niveles superior e inferior.

En la parte central de esta fotografía se pueden observar plaquetas arcillosas del tipo clorita, las cuales fueron detectadas en todos los cuerpos (A, B y C) actuando como material cementante.

En el área central de esta fotografía se puede observar una masa de granos finos ya arcillosos actuando domo elementos cementantes de un grano grueso (área inferior). Según las observaciones hechas a todas las muestras estudiadas, las arcillas se han presentado la mayoria de las veces como mezcla de illita y clorita.

FOTOGRAFIAS QUE MUESTRAN LA COMPLEJIDAD FOTOGRAFIAS QUE MUESTRAN LA COMPLEJIDAD DE ESTA FORMACION EN LOS CUERPOS A, B Y C.DE ESTA FORMACION EN LOS CUERPOS A, B Y C.

PROBLEMPROBLEMÁÁTICA INDUCIDA TICA INDUCIDA ÓÓ GENERADA.GENERADA. LOS FLUIDOS DE CONTROL UTILIZADOS, DAÑAN LA FORMACION, LA TERMINACION

Y FRACTURAMIENTO SIN DISEÑO ADECUADO Y CON ERRORES OPERATIVOS.

CAUSA DAÑO A LA FORMACIÓN.

ANTE CUALQUIER MANIFESTACIÓN O BROTE DE

HIDROCARBUROS SE INYECTAN SIEMPRE FLUIDOS A

LA FORMACIÓN

SE PRESENTAN PROBLEMAS OPERATIVOS Y SE OBTIENE

BAJA RECUPERACION DE ACEITE.

FRACTURAMIENTO: LOS DISEÑOS SON INCORRECTOS EN VOLUMENES, EN ETAPAS Y

CONCENTR. DE ARENAS, NO SE CONSIDERA LA

GRANULOMETRIA EN LOS DISEÑOS.

SE DESCONOCE SI LA ZONA ESTA BIEN DISPARADA. NO SE

SABE SI SE REQUIERE REDISPARAR O AMPLIAR LOS

INTERVALOS ABIERTOS.

NO SE CORREN REGISTROS DE TEMPERATURA, A DIFERENTES

TIEMPOS, POSTERIOR A LA PRUEBA DE INYECTABILIDAD.

NO SE LOGRA UNA INYECCIÓN UNIFORME Y LOS INTERVALOS

INFERIORES NO SON ALCANZADOS POR EL FLUIDO

FRACTURANTE.

DISPAROS DE PRODUCCIÓN: LA MAYORÍA SIN DISEÑO

CORRECTO, CON DIÁMETROS Y LONGITUDES NO APROPIADOS, DE GRAN LONGITUD O HASTA SIETE INTERVALOS A LA VEZ.

AL FRACTURAR SE ESTIMULA ESTRATOS QUE NO SON DE INTERÉS Y CON RIESGO DE

AFECTAR ACUÍFEROS NO TAN PROFUNDOS.

EN ALGUNOS CASOS NO SE VERIFICA EL ESTADO

MECÁNICO DEL POZO, T.R., 6 5/8 “ DESPRENDIDA.

CEMENTACION DEFICIENTE.

TERMINACION

LA ARCILLA DE ESTA FORMACIÓN ES HIDRÓFILA, SE EXPANDE AL CONTACTO CON

EL AGUA Y OBTURA LOS CANALES DE DRENE, CREADOS

POR LA FRACTURA.

COMO FLUIDO DE CONTROL SE USA LODO BENTONITICO (Ó) Y

AGUA SALADA.

PERFORACION

CONSECUENCIA (O RESULTADO)

ACTIVIDADETAPA

PROBLEMPROBLEMÁÁTICA INDUCIDA TICA INDUCIDA ÓÓ GENERADA.GENERADA.

NO SE SABE SI SE ESTIMULO TODA LA ZONA CONSIDERADA

NO SE SABE CUALES INTERVALOS FLUYEN, NO SE

SABE SI SE REQUIERE AMPLIAR LA ZONA ABIERTA O

REDISPARAR. SON COSTOSOS Y NO SON RENTABLES.

EN LOS FRACTURAMIENTOS MASIVOS Y EN UN SOLO

INTERVALO DE GRAN LONGITUD NO SE UTILIZAN

DESVIADORES DE FLUJO, NO SE CORREN REGISTROS DE

TEMPERATURA.

AFECTA EL MONTO PROGRAMADO Y REDUCE LA

ACTIVIDAD.

LAS GELATINAS BASE KEROSINA TIENEN MUY ALTO

COSTO.

LAS ARCILLAS SE EXPANDEN Y OBTURAN EN GRAN PARTE LOS

CONDUCTOS DE DRENE.

LOS FLUIDOS FRACTURANTES BASE AGUA DAÑANA LA

FORMACION.

SE PRESENTAN PROBLEMAS OPÉRATIVOS COMO

INCREMENTOS DE PRESION Y ARENAMIENTOS LOSPOZOS NO

FLUYEN O FLUYEN CON INTERMITENCIA Y MUY BAJO

GASTO.

FRACTURAMIENTO: NO UTILIZAN LA MALLA ADECUADA Y EN GENERAL LA GEOMETRIA DE FRACTURA, POR DISEÑO,

NO ES EN LA MAYORIA DE LOS CASOS APEGADA O CERCANA

A LO REAL.

TERMINACION

CONSECUENCIA (O RESULTADO)

ACTIVIDADETAPA

DesarrolloDesarrolloPara este trabajo se tomo como base el pozo Horcones No. 385, elcual reúne las condiciones litológicas y petrofisicas que lo convierten en productor potencial de hidrocarburos, fluyendo de dos intervalos de 10 ., dentro de la formación eoceno Chicontepec Superior “ECHS”. Se hizo una correlacion de esyte pozo con pozos del campo Soledad Norte, observando gran similitud con estos, figs. y .

CIMA CUERPO A

RAYOS GAMAUNIDADES API

POTENCIAL ESPONTANEO(-10%)

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

00.20

SW0.53

RESISTIVIDADOHMS M/M

NORMAL 0.40 m0

0

420

200RECIPROCA INDUCCIÓN 20

200

CHICONTEPEC SUPERIOR ARENISCA GRIS VERDOSA

EN PARTES CAFÉ POR IMPREGNACIÓN DE ACEITE

P FONDO ANTES FRACC 91.10 kg/cm2

FRACTURA 17/02/78 300m3 ACEITE

54.5 TON AR 10-20 24.3 TON AR 20-40

PR 203 Kg/cm2

PF 160 Kg/cm2

PIC 128 Kg/cm2

Q 4.452 m3 /MIN (20 Bl/MIN)

NP 198,500 m3

(AL 31-12-87)

PECHM

1000

1025

957

-967

970

-980

ESCALA 1 : 500

PF. 91.10 PREFRACTURA

ESTRACTO SOMERO

PF. 102.3 POSTFRACTURA

FRACTURADO CON ARENA MALLAS

20-40 Y

10-20

Y ACEITE CRUDO

ACEITE DE 16° API

ARENISCA DE GRANO GRUESO A MUY GRUESO

NP3 HASTA MARZO ’05

195,500 M3

957

Sw 40%

967

970

Ф 22%

980

ESTRATO SELLO LUTITA

ARENOSA

ECHS

40 M

PCHM

CIMA

CPO. “A”

0 200

RECIPROCA INDUCCIÓN0 20

0 200

2000 10000 20

INDUCCION1000 0

NORMAL 0.40 m0 4

10- +

CONCUTIVIDADMILIOHMS/m = 1000/ (ohms/m)

RESISTIVIDADOHMS-M / M

POTENCIAL NATURALMILIVOLTS

POZO 385POZO 385

CAMPO HORCONESCAMPO HORCONESDISTRITO SURZONA NORTE

REGISTRO DE INDUCCIONREGISTRO DE INDUCCION

LOS CUERPOS SOMEROS QUE SE OBSERVAN EN ESTE REGISTRO SON PRODUCTORES POTENCIALES EN EL POZO HORCONES No. 385, CON UNA PRODUCCION ACUMULADA A LA FECHA

DE 198,500 M3 (1,248,565 BL) [UNICO POZO PROBADO]

RAYOS GAMMA UNIDADES CPI

0 20 40 60 80 1000 NORMAL 0.40 m 40 20

0 2000 RECIPROCA INDUC 200 200

POTENCIAL NATURAL

ESTRATO SELLO

LITARCHITA GRIS CLARO Y CAFÉ POR IMPREGNACION DE ACEITE

PROBABLE PRODUCTOR DE HIDROCARBUROS

ESTRATO SELLO

ESCALA 1 = 500

CIMA TIPO APICMM

1100 1104

1110

1136

11491150

1163

1200

O = 13%

Sw = 32%

Cuerpo somero: correlación

φ = 22 %

Sw= 36 %

CIMA CUERPO A

UNIDADES API

0 20 40 50 80 100

ESCALA 1 = 500

LUTITA ROCA SELLO

PROBABLE PRODUCTOR DE HIDROCARBURO

CHICONT MEDIO ARENISCA GRIS CLARO Y CAFE

ESTRATO LUTITICO CAPA SELLO

POTENCIAL NATURAL

RESISTIVIDAD OHMS – M/M

0 NORMAL 0.40 m 4 0 20 0 200 0 RECIPROCA INDUC. 20 0 200

1000

1038

1046 1050

1102

SOL. NORTECOYOTES

HORCONESPOZO 385

CPO.ACPO.BCPO.CPECHI

ARCILLA-LUTITA , ESTRATO SELLO

En los puntos 1,2,3,4,5,6 y 7 el Estrato Somero no existe.En los puntos ES,si.

1 2 3 4 56

7

IMAGEN QUE MUESTRA LA DISTRIBUCION DE LOS IMAGEN QUE MUESTRA LA DISTRIBUCION DE LOS SEDIMENTOS TERCIARIOS DE LA FORMACION SEDIMENTOS TERCIARIOS DE LA FORMACION

CHICONTEPEC Y EL ESTRATO SOMERO PRODUCTOR CHICONTEPEC Y EL ESTRATO SOMERO PRODUCTOR EN EL CAMPO HORCONESEN EL CAMPO HORCONES

ESES

ES ES

ESTRATOSOMERO(950 M)

Este estrato mencionado, no guarda una continuidad estructural en la formación, ya que existen áreas, en las cuales esta presente en algunos pozos vecinos, y en otras áreas dentro de un mismo campo se puede decir, que esta lente de arenisca, a una distancia de 400 m, (espaciamiento), se reduce en espesor y en desarrollo horizontal.

1.Es poco profundo, 950 – 1150 m.

2.Entre este Estrato somero y la cima del cuerpo “A” existe un estrato arcillo-lutitico con espesor que varia de 25 a 60 metros.

3.El tamaño del grano de esta arenisca va de medio a grueso y muy grueso.

4.Tiene mayor saturación de hidrocarburos y mayor presión de fondo.

N

Para tener idea del volumen de hidrocaburosalmacenados en este estrato tenemos el siguiente

Calculo de volumen de hidrocarburos.

POZO HORCONES NO. 385.

Cálculo del volumen total de roca:

Vt = π r2 x H

Vt = 3.1416 x 40,000 x 10

VtVt = 1= 1’’256,640 m256,640 m33 x 2 x 2 ⇒⇒ 2,513.280 m2,513.280 m33

Cálculo del volumen total de poros comunicados:

Vpc = Vt x φ

Vpc = 1.256,640 x 0.20

VpcVpc = 2,513.280 m= 2,513.280 m33 x 0.20 x 0.20 ⇒⇒ 502,656 m502,656 m33

Cálculo del volumen de hidrocarburos.

Vhc = (1-Sw) x Vp

Vch = (1-0.53) x 502,656

VchVch = 226,248 m= 226,248 m33

DE ESTA RESERVA CALCULADA SE A RECUPERADO UN VOLUMEN DE 198,500 M3 DE ACEITE.

101.0 m TR 9 5/8 "

940m TP 2 7/8" Fca

957 m CHICONTEPEC SUP.967 m 2= 26% Sw = 26 %970 m ARENISCA DE GRANO980 m FINO A GRUESO

4 c/m2 1/8".

1191 m PI

1317m TR 6 5/8"

PROD. ACTUAL

POZO HORCONES NO. 385POZO HORCONES NO. 385ESTADO MECESTADO MECÁÁNICONICO

CONDICIONES MECANICAS ACTUALESCONDICIONES MECANICAS ACTUALES

640 6x6610

PROD.INICIAL

1000 12X23715

PRO. ACUM. 198,500 M3

Fractura con aceite crudo de 16° API (Faja de Oro) arena mayas 20-40 y 10-20 concent, 1-3 lbgal. Gasto, 27-30 bl/min.

0

50

100

150

200

250

300

350

400

1977

1978

1979

1980

1981

1982

1983

1984

1985

1986

1987

1988

1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

PROD. ACUMULATIVA DE ACEITE198.500 M3 A ABRIL DEL 2005

ACEITE (BPD)

AÑOS

2001

2002

2003

2004

2005

POZO HORCONES No. 385POZO HORCONES No. 385

GRAFICA DE PRODUCCIGRAFICA DE PRODUCCIÓÓNN

PRODUCE EN EL ESTRATO SOMERO DEL PRODUCE EN EL ESTRATO SOMERO DEL ““ECHSECHS””

Las caídas de producción (picos) se deben a cierres para registros, por cambio de estrangulados y fugas en la línea de

descarga.

Fluido fracturante = 71 525 gelArena 12-20 - 270 000 bsConcentración = 1 9 lbs/gelPresión inyección = 2100 psiGasto - 20 bpmAltura apuntalada = 103 mCumplimiento: 100 %

2

Fluido fracturante = 79 075 gelArena 12-20 - 327 400 bsConcentración = 1 -4 lbs/gelPresión inyección = 1500 psiGasto - 20 bpmAltura apuntalada = 84 mCumplimiento: 100 %T.R. 6 3/8" 1-55, 24 lb/pie

1

Fluido fracturante = 74 512 gelArena 12-20 - 250 000 bsConcentración = 1 6 lbs/gelPresión inyección = 1300 psiGasto - 30 bpmAltura apuntalada = 95 mCumplimiento: 57 %(falla de equipo)

4

Fluido fracturante = 70 064 gelArena 12-20 - 300 000 bsConcentración = 1 - 10 lbs/gelPresión inyección = 1103 psiGasto - 20 bpmAltura apuntalada = 102 mCumplimiento: 100 %

3

FRACTURADO CON GELATINA BASE AGUA

4 FRACTURAS

T.R. 9 5/8" 0 55, 36 lb/pie

COSTOSCOSTOS.RME 3.6 MM.RME 3.6 MM.FRACTS. 8.9 MM.FRACTS. 8.9 MM.TOTAL 12.5 MM.TOTAL 12.5 MM

RESULTADO: NO FLUYERESULTADO: NO FLUYE

Tapón de fondo

95.1

892-927921-958977-994

1035-10651105-1125

1170-1198

POZO COYOTES NO. 293POZO COYOTES NO. 293

FLUYE INTERMITENTE, SIN FLUYE INTERMITENTE, SIN RECUPERAR INVERSIONRECUPERAR INVERSION

1231 M

P.T. 1250

Los fracturamientos efectuados en la formación Chicontepec con “nuevas tecnologias” , utilizando gelatina base agua ademas de dañar la formacion tiene un alto costo y al no fluir pozos como se esperaba se instalan equipos de bombeo mecanico y aun asi su produccion es

muy baja, lo que pone en riesgo la recuperacion de la inversion.

COSTOS REALES DE FRACTURAMIENTO

60,000.00FRACTURAMIENTO DE UN POZO SOLEDAD NORTE7

6

5

4

3

2

1

1,386,100.00GRAN TOTAL

890,000.00FRACTURAMIENTO DEL POZO COYOTES 293 (AÑO 2002)

74,406.95FRACTURAMIENTO DEL POZO SOLEDAD NORTE 105

92,773.95FRACTURAMIENTO DEL POZO SOLEDAD NORTE 10732,860.95FRACTURAMIENTO DEL POZO SOLEDAD NORTE 231

174,816.92FRACTURAMIENTO DEL POZO SOLEDAD NORTE 233

61,184.19FRACTURAMIENTO DEL POZO SOLEDAD NORTE 211

COSTO FRACTURA

EN DOLARESNUMERO DE POZO

AAÑÑOO TTÉÉCNICACNICA RESULTADOSRESULTADOS

19781978FRACT. POZO FRACT. POZO

HORCONES 385HORCONES 385

ACEITEACEITE--ARENAARENA

POSITIVOSPOSITIVOSFLUYE DESDE 1978. FLUYE DESDE 1978.

DE DOS INTERVALOS DE DOS INTERVALOS DEL DEL ““ECHSECHS””PROD. ACTPROD. ACT

PROD.ACUMPROD.ACUM

1970 1970 -- 19801980 ACEITEACEITE-- ARENAARENA(SAND(SAND--OIL)OIL) POSITIVOSPOSITIVOS

19801980--19891989CON CON ÁÁCIDO Y CON NCIDO Y CON N22

(SAND(SAND--OIL)OIL)

NEGATIVOSNEGATIVOS

POSITIVOSPOSITIVOS

AAÑÑO 2000O 2000““GELGEL”” BASE AGUABASE AGUA

COMPACOMPAÑÑIAIA

NEGATIVOS POSTNEGATIVOS POST--FRACTURA FLUYEN CON FRACTURA FLUYEN CON

2.5 M2.5 M33/D, CON UBM(CIA) SU /D, CON UBM(CIA) SU PRODUCCIPRODUCCIÓÓN N

ACUMULADA ES MUY ACUMULADA ES MUY BAJABAJA

20022002COYOTE 293COYOTE 293

Y 276Y 276

““GELGEL”” BASE AGUA BASE AGUA ((COMPACOMPAÑÑIAIA))

FLUYE CON 5 MFLUYE CON 5 M33/D, DE /D, DE ACEITE NETO Y 82 % ACEITE NETO Y 82 %

DE A.S., Y CON 16 DE A.S., Y CON 16 MM33/D, CON 50% DE /D, CON 50% DE A.S., Y CON B.M.A.S., Y CON B.M.

AAÑÑO 2003O 2003 BASE AGUABASE AGUA((COMPACOMPAÑÑIAIA)) NEGATIVOSNEGATIVOS

TABLA COMPARATIVA DE TTABLA COMPARATIVA DE TÉÉCNICAS DE FRACTURAMIENTO CNICAS DE FRACTURAMIENTO APLICADAS Y RESULTADOS OBTENIDOS, EN LA FORMACIAPLICADAS Y RESULTADOS OBTENIDOS, EN LA FORMACIÓÓN N

CHICONTEPEC.CHICONTEPEC.

ComparaciComparacióón de costos entre una RME, con n de costos entre una RME, con fracturamientofracturamiento con aceitecon aceite--arena y un arena y un fracturamientofracturamiento

con con ““nuevas tecnicasnuevas tecnicas””, gel, gel--arena (base agua) y arena (base agua) y recuperacion de la inversion.recuperacion de la inversion.

-

-

-

-

-

-

2.1

PEP

* O MAYOR TIEMPO, YA QUE FLUYE INTERMITENTEMENTE O

NO RECURRA INVERSION

* 571 DIAS64 DIASTIEMPO RECUPERACION DE INVERSION

1.63 MM4.33 MM2.7 MMCOSTO TOTAL INTERV./FRAC.

-10 PESOS10 PESOSCOSTO DOLAR

-40 DOLARES

40 DOLARESCOSTO POR BL.

14 M3/DIA03 M3/DIA17 M3/DIAPROD. REAL INIC.

-05 M3/DIA05 M3/DIAPRODUC. MIN. RENT.

5 M3/DIA20 M3/DIA15 M3/DIAPRODUC. ESPER.

01.622.73 MM

2.1 MM 0.60 MM

$ INTERV. EQ. COSTO FRACT.

DIFERENCIACOMPAÑÍA (GEL-AR)PE P (AC-AR)INVERSION

/CONCEPTO

* 1.63 MM CON ESTE MONTO SE EFECTUAN, DOS FRACTURACMIENTOS AC-AR.

PI

TR 6 5/8”

Ф<q<

Ф>Q>

COMPORTAMIENTO DEL FLUJO DURANTE UNA FRACTURA A TRAVÉS

DE DISPAROS DE DIFERENTES DIÁMETROS

PARA EL INTERVALOSUPERIOR ( 1 11/16”)

ECUACION

φ CARGAS 1 11/16 “

1 11/16 ” MENOR ÁREA (RESTRINGE ADMISIÓN)MENOR VOLUMEN Y GASTO.VENTAJA: EL FLUJO DE ESTE INTERVALO TENDRÍA UN EFECTO DE SONDEO SOBRE ELINTERVALO INFERIOR.2 1/8 ”

MAYOR ÁREAMAYOR VOLUMENVENTAJAS:>H APUNTALADA>FLUJO DE LA FORMACIÓN HACIA EL POZONO REQUIERE DE DESVIADORES DE FLUJO

DISPAROS CON CARGAS DE DISPAROS CON CARGAS DE DIDIÁÁMETROS DIFERENTESMETROS DIFERENTES

IOBPM/ORIFICxρ..xP

q fp 717.03280

240=⎥

⎦

⎤⎢⎣

⎡=

PARA EL INTERVALO INFERIOR ( 2 1/8”)ECUACION IOBPM/ORIFIC

xρ..xP

q fp 11.13280

310=⎥

⎦

⎤⎢⎣

⎡=

CASO I. CONDICIONES ACTUALES: Intervalos grandes, de 15m o más cuando el diámetro de los orificios es el mismo, la admisión a través de las perforaciones no es del mismo volumen de fluido. Esto se ha comprobado cuando se han tomado registros de temperatura.Por otra parte no se estimularía todo el intervalo disparado.

1900

1915

Disparo con cargas de 1 11/16 “ y 13 cm

No se inyecto fluido( área no estimulada)

Área estimuladaH

CASO II. PROPOSICION: Al disparar este mismo intervalo con cargas de diferentes diámetros, la mitad del inferior del intervalo con cargas 2 1/8 “ y la mitad superior con cargas 1 11/16”, estaremos distribuyendo e inyectando de una manera más uniforme los fluidos a la formación, ya que a mayor diametro en la parte inferior del intervalo tendremos un mayor gasto inyectado, un mayor volumen y un fracturamiento de mayor altura apuntalada.

1900

1915

Disparo de cargasde 0 1 11/16 “

Disparo con cargasde 0 2 1/8”

Área apuntalación

H

PROPOSICION PARA EFECTUAR PROPOSICION PARA EFECTUAR DISPAROS CON CARGAS DE DISPAROS CON CARGAS DE

DIFERENTES DIAMETRODIFERENTES DIAMETRO

IOBPM/ORIFICxρ..xP

q fp 717.03280

240=⎥

⎦

⎤⎢⎣

⎡=

PARA EL INTERVALOSUPERIOR ( 1 11/16”)

ECUACION

PARA EL INTERVALO INFERIOR ( 2 1/8”)

ECUACION

IOBPM/ORIFICxρ..xP

q fp 11.13280

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De las diferentes técnicas de fracturamiento aplicadas en la formación Chicontepec se han utilizado como fluido fracturante aceite crudo viscoso de la Faja de Oro, kerosina gelatinizada, ácido, nitrógeno y gelatina base agua con arena mallas 20-40 y 10-20, como agente apuntalante, los mejores resultados se han logrado únicamente con las técnicas aceite-arena y gel-arena (base kerosina), aunque esta ultima es mas costosa.

Actualmente la aplicación de “nuevas tecnicas “ utilizando gelatina base agua han dado resultados negativos, teniendo que convertir a BM estos pozos y aun asi fluyen intermitentes con produccion de 3 a 5 metros cubicos/ dia y con un porcentaje considerable de agua salada.

En contraste con estos resultados esta el Pozo Horcones No. 385 fracturado con aceite crudo y arena mallas 20-40 “ECHS”con una produccion inicial de 10 m3/dia y fluyendo en forma continua desde 1978 con una produccion acumulada de 198,500 M3 (1,248,565 BL).

El fracaso de estos pozos ha incrementado el numero de pozos cerrados en los campos de Cerro Azul, contando a la fecha con 500.

Discusión interpretación de resultados.

RECUPERACION RECUPERACION

ACEITE ACEITE

DE DE

POZOS CERRADOSPOZOS CERRADOS

CON EL MISMO CON EL MISMO OBJETIVO DE OBJETIVO DE

INCREMENTAR LA INCREMENTAR LA PRODUCCION EN ESTA PRODUCCION EN ESTA

FORMACION SE DAN LAS FORMACION SE DAN LAS SIGUIENTES SIGUIENTES

PROPUESTAS PARA PROPUESTAS PARA ABRIR POZOS ABRIR POZOS

CERRADOSCERRADOS

PROPUESTA PARA EXPLOTAR LOS POZOS CERRADOS EN EL AREA DE CERRO AZUL-NARANJOS, INCLUYENDO LOS POZOS DEL

PALEOCANAL DE CHICONTEPEC.

Propuesta y recomendaciones para abrir y explotar los pozos que se mantiene cerrados por largos periodos de tiempo, ya sea por condiciones de yacimiento, por estar pendiente de algún tipo de intervención, por no tener acceso al cuadro, o por otros conceptos.Petróleos Mexicanos ha mantenido un gran numero de pozos cerrados por diferentes conceptos, olvidándose de dos aspectos de gran importancia, que son la producción que estos pozos representan y el gran riesgo para la comunidad y el entorno por la posibilidad de fugas y contaminaciones, esto por el represionamiento constante de estos pozos con relación al tiempo, tanto en la tubería de producción como en los espacios anulares y alcanzando su estado critico en las conexiones definitivas, mismas que en un gran numero de pozos presentan un avanzado estado de corrosión, todas estas anomalías se deben a dos razones, una de ellas es porque no se ha dado mantenimiento a sus conexiones definitivas o no se ha programado su intervención, (reparación menor o mayor), lo cual se debe o bien a motivos técnicos o a falta de asignación de recursos materiales y financieros.

Sistema de recolección de aceite de pozos cerrados

Formación ChicontepecPropuesta No. 1 Para el caso de pozos intermitentes.

(intermitencias cortas)

Instalando tanques a boca de pozos; abrir pozo por T.P. y T.R., y recuperar aceite mediante:

1. T.L. de 3 “Φ y con bomba portátil enviar aceite a batería:2. Transportar aceite con auto tanques de PEP

POZO COYOTES

401

25 m3

AUTOTANQUE

M3

A BATERIA

PRODUCCION ESPERADA 5 M3/DIA (32 BARRILES)

INGRESO: 12,800 PESOS/DIA/POZO/10 POZOS/MES ⇒3.8 MM$/MES

Sistema de recolección de aceite de pozos cerradosFormación Chicontepec.

Propuesta No. 2. PARA POZOS CON INTERMITENCIAS.

Línea metálica de 3” ∅ colectora aceite de pozos con baja presión en este caso los pozos fluirían por la línea colectora hasta llegar al carcamo por su propia presión.

PEP

A batería mediante auto tanques

A batería mediante bombeoCarcamo

30 m3

Gas

N.T.

PRODUCCION ESPERADA 3 M3 POR DIA (20 BARRILES)

INGRESO: 7,600 PESOS/DIA/POZO/10 POZOS/MES ⇒ 2.3 MM$/MES

Sistema de recolección de aceite de pozos cerradosFormación Chicontepec.

Propuesta No. 3. PARA POZOS QUE NO FLUYEN POR B.P.F Y NO TIENEN POSIBILIDADES DE UNA RME (CI).

Para pozos con aparejo de BN o convirtiendo pozos a BN:

1. Sondear con N2 periódicamente de acuerdo a recuperación de nivel.2. Sondear con Aire utilizando un compresor

Instalando cárcamo a boca de pozo ( a nivel del terreno) y con T.P. 2 7/8 “, TL de 3”∅ y con manguera flexible para alta presión y compresores, recuperar el aceite y de ahí al carcamo general.

PRODUCCIÓN ESPERADA 4 M3 /DIA (25 BARRILES)INGRESO: 3MM$ / MES

Compresor70 Kg/cm2

A batería mediante bombeo

A batería mediante auto tanques

S.N. 261

S.N. 262

S.N. 263

T.P.T.R. 6 7/6”

Aire

30 m3

CarcamoDesfogué

aire

PEP

Abriendo el 50% de los 500 pozos cerrados se tendría una recuperación de 1,250 m3/día (7,862 barriles)

CONCLUSIONES.

Ante la problemática aquí planteada y los resultados obtenidos actualmente, estamos en condiciones de definir y decidir, que es lo mas recomendable para la explotación de esta formación, es decir, seleccionar los mejores intervalos y aplicar técnicas de fracturamiento apropiados. Y en cuanto a pozos cerrados, al utilizar cualesquiera de estos sistemas según se requiera se tendría una recuperación de 1,250 m3 de aceite-día (7,862 barriles), esto es si consideramos que de los 500 pozos cerrados actualmente en Cerro Azul y Naranjos, se reincorporarían a producción el 50%.

RECOMENDACIONES.

De acuerdo a lo anterior y considerando la gran importancia del Proyecto Chicontepec, se requiere hacer un alto en estos trabajos para analizas y reflexionar lo que se ha hecho durante 30 años en la formación Chicontepec, corregir el rumbo y considerar otras opciones de éxito y a un menor costo. Y con relación a pozos cerrados es conveniente tomar estas acciones ya que se generarían empleos adicionales, así mismo se eliminaría el riesgo que representa para la comunidad y el entorno el mantener pozos cerrados por largos periodos de tiempo.

N

SOL. NORTECOYOTES

HORCONESPOZO 385

ESES

ES ES

MISTER CHAPO

$

HEY INGE SAQUEME DE AQUÍY LE ASEGURO QUE HAREMOS UN BUEN

NEGOCIO

OH SI, MISTER CHAPO YA LO CREO

EL INGE

DELEGACION TAMPICO

PUEBLA 2005

AUTOR:AUTOR:

ING. EDMUNDO CONTRERAS QUINTERO CERROING. EDMUNDO CONTRERAS QUINTERO CERRO AZUL, VER.AZUL, VER.