uso del sistema rotatorio geopilot
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Laboratorio de Desarrollo Tecnológico (Laboratorio de Campo), en el Campo Remolino del Activo Integral Aceite
Terciario del Golfo
INICIATIVA: Uso del Sistema Rotatorio Geopilot
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Resumen
La Formación Chicontepec, presenta características propias de yacimientos no convencionales,
con propiedades, que bajo esquemas tradicionales dificulta la recuperación de las reservas
existentes. Geológicamente se localiza entre la porción sur de la Cuenca de Tampico-Misantla y al
occidente de la Plataforma de Tuxpan (Faja de Oro). Geográficamente, se extiende 3731 Km2 entre
los estados de Veracruz y Puebla. Los sedimentos de relleno de la cuenca son marinos y turbiditas
en los cuales el contenido de foraminíferos bentónicos indica un ambiente de depositación nerítico
externo y batial de aguas profundas. La columna geológica está integrada por conglomerados,
areniscas, limolitas y lutitas, con edades que van del Paleoceno al Eoceno temprano.
El propósito es buscar soluciones integrales que permitan de manera eficiente la recuperación de
hidrocarburos, utilizando metodologías y/o tecnologías no convencionales, para el desarrollo del
área denominada “Laboratorio de Campo Remolino”(LCR), en la porción sur del Paleocanal de
Chicontepec, el cual cubre un área total de 23.6 Km2, distribuida en dos polígonos, el polígono “A”
en el cual se dará mantenimiento de producción a 54 pozos existentes con un área de 10.3 Km2; y
en el polígono “B” con una área de 13.3 Km2, donde se desarrollará un plan de explotación.
El activo ATG propuso realizar actividades para buscar soluciones que permitan la recuperación
de las reservas, dentro de las cuales destaca el entendimiento del yacimiento, acceder las áreas
de drenaje bajo esquemas no tradicionales de perforación y reconstruir el área de drenaje del
yacimiento para minimizar la declinación e incrementar el factor de recuperación del mismo.
Una de estas soluciones, es el uso del sistema rotatorio Geopilot para la perforación de pozos
convencionales y no convencionales (pozos horizontales), esta tecnología fue implementada en el
pozo Presidente Alemán 1565, donde puede apreciarse la trayectoria y calidad del agujero, ya que
en combinación con una barrena de manómetro extendido se elimina la tortuosidad del agujero.
Las características propias del yacimiento (turbiditas) requieren una herramienta que pueda vencer
este tipo de roca altamente heterogénea.
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Contenido
1. Introducción 3
2. Objetivo 3
3. Alcance 3
4. Desarrollo 4 4.1. Antecedentes 4
5. Conclusiones 9
6. Recomendaciones 9
7. Referencias 10
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1. Introducción La cuenca de Chicontepec tiene asociadas reservas 3P del orden de 17,191.8 MM bpce (reservas
1 de Enero de 2010) con factor de recuperación inferior al 10%, debido al mecanismo de
producción del yacimiento (gas en solución), baja energía y alta complejidad geológica. Esto hace
que la rentabilidad sea baja, lo cual limita las tecnologías aplicables al área.
Se ha propuesto un portafolio de iniciativas tecnológicas orientadas a enfrentar los retos que
representa la formación Chicontepec, en cada una de las áreas de la cadena de valor, desde el
yacimiento hasta la superficie. Ante esta situación, desde el punto de vista direccional, en este
documento se analiza la aplicación de la Tecnología: Uso del Sistema rotatorio Geopilot y sus
diferentes aplicaciones que ofrece, además de una mejor trayectoria y calidad del agujero, la
reducción de tiempo de perforación, ya que el uso de la comunicación bidireccional por medio del
Geospan no requieren cambios hidráulicos, esto nos permite continuar perforando sin pérdida de
circulación.
En el desarrollo de este trabajo se presentan las características técnicas de la herramienta así
como experiencias exitosas, para luego terminar con algunas conclusiones y recomendaciones.
2. Objetivo Construir el agujero según el plan de navegación.
Mejorar la calidad de los agujeros direccionales en la perforación de pozos en el Laboratorio de
Campo Remolino
3. Alcance Usar la herramienta GeoPilot en la construcción del pozo de máximo contacto PA1565 y evaluar su
eficiencia para replicarla en el campo Remolino y adoptarla como una mejor práctica en el Activo
Integral Aceite Terciario del Golfo (AIATG)
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4. Desarrollo
4.1. Antecedentes Cuenca Chicontepec La cuenca de Chicontepec fue descubierta en 1926, inicialmente al perforar objetivos del Cretácico
y Jurásico, se observaron formaciones arcillo arenosas del Terciario, pero de baja permeabilidad
por lo que estas rocas; no fueron rentables hasta que se utilizó la técnica del fracturamiento
hidráulico, abarca un área de 3731 km2 cubriendo 12 municipios del estado de Veracruz y Puebla.
Los estudios sedimentológicos – estratigráficos realizados entre 1974 a 1976 por Daniel Bush,
Amado Govela, Alfredo Ramon G, F. Cuevas S y Assef M. determinaron la existencia de un
paleocanal orientado de Nor-Oeste a Sur-Este.
En 1869 se perfora el primer pozo petrolero en México, Furbero-1, que presentó manifestaciones
de aceite, pero no fue productor. Las primeras manifestaciones de hidrocarburos en la formación
Chicontepec, que no se consideraron rentables, datan de 1926, reportadas por las compañías El
Águila y Stanford, al perforar pozos con objetivo Cretácico. La presencia de aceite en la Formación
Chicontepec se comprueba en 1935 con la prueba de producción en el pozo Poza Rica-8
produciendo 94 barriles por día (bpd), sin embargo la producción comercial inicia en 1952 con la
explotación de los yacimientos en el campo Presidente Alemán.
A principios de 1970, comienza el desarrollo de los Campos Agua Fría y Tajín. Busch y Govela
(1975) realizan un estudio sedimentológico-estructural, confirmando la existencia del “Paleocañón
de Chicontepec”, al cual le determinan una longitud aproximada de 123 Km y un ancho de 25 Km
orientado de Nor-Oeste a Sur-Este. Delimitan áreas potencialmente productoras proponiendo la
perforación de ocho localizaciones exploratorias, resultando exitosas todas. Como consecuencia, a
finales de los 70’s se inicia un programa de perforación de 49 pozos exploratorios de los cuales 47
fueron productores.
En 1978, Petróleos Mexicanos (PEMEX) hace la primera certificación de reservas. Se contempla
un área de 3,033 Km2, calculando un volumen original de hidrocarburos in situ de 106,000 MMB, lo
que equivale a una reserva probada de 4,625 millones de barriles de petróleo crudo equivalente
(mmbpce), una reserva probable de 6,801 (mmbpce) y una reserva posible de 2,176 (mmbpce),
dando una reserva total de 13,602 (mmbpce), pudiendo llegar hasta 17,645 (mmbpce) mediante la
implementación de métodos de recuperación secundaria.
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En 1980, Petróleos Mexicanos mediante el Proyecto de Inversión Chicontepec, contemplaba la
perforación de 16,000 pozos (para extraer los 13,602 (mmbpce) estimados) en el área,
implementándose la perforación de pozos direccionales para evitar dañar la agricultura y
ganadería. A partir de este proyecto se les dio nombre a los campos en 37 sectores que
actualmente se conocen.
La problemática de Chicontepec está asociada a:
Baja productividad y fuerte declinación de producción al inicio de la vida del pozo, lo que
origina bajos volúmenes recuperados de hidrocarburos por pozo.
Bajos factores de recuperación de 5 a 7%, por lo que se requiere de sistemas de
mantenimiento de presión y sistemas artificiales de producción.
Instalaciones de producción que se requieren optimizar y automatizar.
Alta heterogeneidad y complejidad geológica.
Laboratorio de Campo Remolino (LCR).
El Laboratorio de Campo Remolino, está localizado en la parte Sur del gran Paleocanal de
Chicontepec, a nivel del sector 8, comprende áreas explotadas por PEMEX desde el año 1955. Es
un polígono aleatorio que comprende pozos principalmente de los campos Presidente Alemán 51
pozos, dos pozos del campo Cerro del Carbón y uno del campo Remolino. Abarca un área total de
23.6 km2, distribuidos entre dos polígonos, el primero (Poligono A) de mantenimiento de producción
de 13.3 Km2, el cual contiene la mayor cantidad de pozos productores, y el segundo (polígono B)
de desarrollo con un área de 10.3 Km2.
El polígono B tiene como objetivo principal aplicar y evaluar nuevas tecnologías y metodologías,
que permitan mejorar la recuperación y extracción de hidrocarburos a nivel de Terciario en el
Paleocanal de Chicontepec, en el Campo Remolino del Activo Integral Aceite Terciario del Golfo.
La figura 1, muestra la ubicación geográfica del área del Laboratorio de Campo Remolino.
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Fig1. Mapa de Ubicación Geográfica del área del Laboratorio de Campo Remolino.
A nivel del Terciario en el paleocanal de Chicontepec, dentro del área del campo Remolino, se
identifican 9 unidades, nombradas como Furbero – Presidente Alemán – Remolino (FPR); en el
orden que sigue desde la más somera a la más profunda: FPR_5; FPR_10; FPR_20; FPR_30;
FPR_40; FPR_50; FPR_60; FPR_70 y FPR_80. Todas con las características de areniscas
calcáreas con intercalaciones arcillosas.
Problemática Actual.
El ambiente heterogéneo de la formación Chicontepec, característico de un sistema turbiditico
presenta una problemática particular al momento de construir los pozos, representado por el
contraste de dureza de la roca lo cual incide en agujeros con alta tortuosidad y al mismo tiempo
limitando la extensión horizontal de los pozos.
Características de la Iniciativa.
• Gamma e inclinación a 3 pies de la barrena para navegaciones más precisas.
• Control y cambios “al vuelo” envío de comandos y comunicación bidireccional por medio del
Geospan.
• Comandos enviados y confirmados en 1 - 2 minutos.
• Porcentaje de deflexión incrementos de 1%
• Pulso negativo.
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• Más alcance horizontal con menos arrastre debido a que se rota el 100% del tiempo.
• Mayor control de la cara de la herramienta debido a que no hay torque reactivo.
• Menor tortuosidad y por ende menor arrastre debido a la medida del ABI (At Bit Inclination) a 3
pies de la barrena.
• Menos tiempo gastado en viajes cortos y tiempos de retorno
TAMANDO DE LA HERRAMIENTA.
SERIE 5200
SERIES 5200 SERIES 7600 SERIES 9600
HOLE SIZES HOLE SIZES HOLE SIZES
5-7/8” x 6” 8-3/8”
12-1/4”
6” 8-1/2”
14-3/4”
6-1/8” 8-3/4”
16”
6-1/4” 9-1/2”
17”
6-1/2” 9-7/8”
17-1/2”
6-3/4” 10-5/8”
18-1/4”
26”
DESCRIPCION DEL SISTEMA
Segunda generación de Herramientas “Point the Bit”
Capacidad de uso de Barrenas de Calibre largo.
Longitud de 20 pies más 10 pies del Flex Collar.
Barrena de inclinación (ABI a 3 pies de la barrena).
Gamma azimutal en 3 ejes (7600 y 9600).
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Comunicación de 2 vías desde superficie (Down link).
Comunicación de respaldo vías RPM y Secuencia de Bombas. (modo manual).
PRUEBA TECNOLÓGICA. POZO PRESIDENTE ALEMÁN 1565
Este es un pozo de alto ángulo en donde se pretende explotar la producción de la arena FPR20 de
la formación Chicontepec del campo Presidente Alemán–Remolino.
La propuesta direccional para este pozo fue la siguiente:
Perforación vertical hasta 1800 metros, punto de KOP en donde se construirán 65º inclinación al
95.25º Azi en etapa de 9 ½” con un doblez de 3.3º/30m en donde se mantendrá una sección
tangencial de 2388m a 2530m, posterior con barrena de 6¾” y GP 5200 +PWD+LWD+MWD se
construirá de 65º a 85.6º Inc al 92.25º azi con un dleg de 3º/30m manteniendo esta sección
tangencial de 2736m a 3492m.
La trayectoria Real:
Se perforó vertical hasta 1803m, punto de KOP llegando hasta 2336m con un ángulo 62.25º y un
azi de 92.14º. Posteriormente usando el Sistema Rotatorio Geopilot se perforó hasta 3271m con un
ángulo de 86.26º inclinado al 97.09º Azi, navegando en la arena FPR20 desde 2450 hasta 3271m.
Se programó el Sistema Rotatorio Geopilot 5200 para la etapa de 6 ¾” ya que el diámetro de la
herramienta 5.25” es el adecuado para esta sección, los ingenieros a cargo de la operación del
mismo monitorean de manera constante la inclinación de la herramienta, calculando trayectorias de
modo que se envíen los comandos adecuados para mantener en rumbo el Geopilot, utilizando la
aplicación Downlink server de Insite, los comandos pueden ser enviados desde la cabina a boca de
pozo o desde cualquier lugar donde se pueda monitorear la trayectoria del pozo. Saliendo de la TR
de 7 5/8” con un ángulo de 62.25° se construyó hasta 87º manteniendo una sección tangencial
desde 2749m a 3271m. Controlando la inclinación con el ABI.
CASOS HISTÓRICOS.
GOM Aguas profundas Sal / Sub Sal Caso 2:
270h de circulación (11.25 días)
242h de perforación (10 días)
Plataforma de perforación altamente costosa, Altos costos por viajes.
Intervalos perforados y terminados exitosamente.
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EXPERIENCIA ALASKA:
Se perforaron alrededor de 50 perforaciones naturales en 10,000 pies de sección horizontal,
Perforó 9,002 pies en una corrida
Perforó 12,197 pies en una corrida
Perforó 12,299 pies en una corrida.
MAR DEL NORTE:
La configuración XL es Standard en todo trabajo de Geo-Pilot en el Mar del Norte.
Se observan reducción en fallas y daños relacionados con vibración.
Se ha alcanzado una notable durabilidad cuando se perforan zonas conocidas por tener
formaciones extremadamente hostiles.
5. Conclusiones
Como resultado se obtuvo un pozo con una trayectoria apegada a lo planificado, permitió navegar
dentro de la arena FPR20 y con un máximo aprovechamiento.
La tecnología de perforación rotatoria Geopilot® permite la construcción de pozos convencionales
y no convencionales de acuerdo con la trayectoria planificada.
6. Recomendaciones
Continuar evaluando esta iniciativa tecnológica, en los pozos del área del Laboratorio de Campo
Remolino e implementarla como mejor práctica para utilizarla en el resto de los campos de AIATG.
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7. Referencias