ontratos Integrales EP: Soledad - Contratos Integrales EP

ontratos Integrales EP: Soledad
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Tabla de contenido
ontratos Integrales EP: Soledad
Introducción .............................................................................................................................3
Descripción de la Cuenca ...................................................................................................5
Características principales ...................................................................................................9
Historia de exploración y desarrollo.................................................................................15
Producción por campo y reserva ....................................................................................18
Infraestructura y manejo de hidrocarburos...................................................................20
Prácticas de perforación....................................................................................................23
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Introducción
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El área contractual Soledad se localiza en la porción nornoroeste del área del Activo
Integral Aceite Terciario del Golfo, comprende una extensión aproximada de 125 Km 2 ; se
encuentra a 60 Km al NNW de la ciudad de Poza Rica, Veracruz.
Ubicación del área contractual Soledad
Geológicamente, se ubica en la porción sur de la Cuenca Tampico-­‐Misantla. Es al única
área contractual con dos campos principales, Soledad Norte y Soledad; el área fue
descubierta en el año 1943, con la perforación del pozo Soledad-­‐1, obteniendo su primera
producción en la Formación Tamabra, con una gasto inicial de 44 bpd, con 0% de agua, el
pozo fue abandonado como productor de aceite no comercial.
En esta área contractual se han perforado a la fecha 492 pozos, 279 están cerrados, 27
taponados y 186 en operación. La máxima producción alcanzada fue de 7,244 bpd de
aceite con 133 pozos activos en abril de 1980, actualmente (30-­‐06-­‐12) produce 3,403 bpd
de aceite, con una producción acumulada de 39 MMbls de aceite y 5.7 MMMpc de gas. El
crudo es de tipo ligero; el campo Soledad Norte tiene una densidad de 32° API y el campo
Soledad una densidad de 37 °API. La presión más reciente registrada varía entre 58 y 125
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son principalmente el bombeo mecánico y el bombeo neumático. La profundidad
promedio de los yacimientos es de 1,200 m a nivel Terciario.
Durante la perforación de los pozos exploratorios, en las formaciones del Mesozoico:
Tamaulipas Superior, Tamaulipas Inferior, Pimienta, Tamán y Tamabra se presentaron
algunas manifestaciones de gas; y en las muestras de canal y núcleo se observaron
impregnaciones de aceite.
Por medio de análisis PVT del pozo Soledad-­‐101 y de diferentes pozos cercanos al Área
Contractual, se conoce la siguiente información:
• Pozo Cacahuatengo-­‐2 (ubicación al Sursuroeste a 8 Km del Área Contractual):
Formación Tamaulipas Superior: Aceite con gravedad de 26.8 °API, Relación de Gas
Disuelto Inicial (Rsi) de 85.00 m 3 /m 3 , Factor Volumétrico de Aceite (Bo) de 1.2801
m 3 /m 3 y Presión de Saturación (Pb) de 146.80 Kg/cm 2 .
• Pozo Presidente Miguel Alemán-­‐772 (ubicado al Suroeste a 71 Km del Área
Contractual):
Formación Tamaulipas Inferior: Aceite con gravedad de 35.7 °API, Relación de Gas
Disuelto Inicial (Rsi) de 179.50 m 3 /m 3 , Factor Volumétrico de Aceite (Bo) de 1.6270
m 3 /m 3 y Presión de Saturación (Pb) de 215.20 Kg/cm 2 .
• Pozo Caviar-­‐1 (ubicado al Noreste a 128 Km del Área Contractual):
Formación Pimienta: Aceite con gravedad de 15.74 °API, Relación de Gas Disuelto
Inicial (Rsi) de 33.28 m 3 /m 3 , Factor Volumétrico de Aceite (Bo) de 1.1659 m 3 /m 3 y
Presión de Saturación (Pb) de 106.16 Kg/cm 2 .
• Pozo Furbero-­‐106 (ubicación a 64 Km del Área Contractual):
Formación Tamán: Aceite con gravedad de 37.11 °API, Relación de Gas Disuelto
Inicial (Rsi) de 179.60 m 3 /m 3 , Factor Volumétrico (Bo) de 1.8138 m 3 /m 3 y Presión
de Saturación (Pb) de 175.10 Kg/cm 2 .
• Pozo Soledad-­‐101 (ubicación dentro del Área Contractual):
Formación Tamabra: Aceite con gravedad de 31.8 °API, Relación de Gas Disuelto
Inicial (Rsi) de 163.42 m 3 /m 3 , Factor Volumétrico de Aceite (Bo) de 1.4997 m 3 /m 3 y
Presión de Saturación (Pb) de 224.28 Kg/cm 2 .
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Descripción de la Cuenca
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La Cuenca Tampico-­‐Misantla se ubica en el oriente de México y comprende desde el
extremo sur del Estado de Tamaulipas hasta la parte central del Estado de Veracruz, una
porción en la parte oriental de los Estados de San Luís Potosí, Hidalgo y norte de Puebla, y
hasta la isobata de 200 m en la plataforma continental del Golfo de México.
Ubicación de la Cuenca Tampico-­‐Misantla
El basamento cristalino está constituido por rocas ígneas y metamórficas con edades
que varían desde el Pérmico hasta el Jurásico Medio. En la columna sedimentaria de la
Provincia Tampico-­‐Misantla se reconocen las siguientes tectono-­‐secuencias:
Primer tectono-­‐secuencia (Synrift). Inicio en el Triásico (250Ma), con el depósito de
clásticos continentales de ambientes aluviales y fluviales con algunos flujos de lava de
la Formación Huizachal, de edad Triásico Tardío (Noriense-­‐Retiense), sobre
basamentos cristalino y metamórfico, posteriormente se depositó la Formación
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Huayacocotla del Jurásico Inferior (Hettangiano-­‐Pliensbachiano) la cual es una
secuencia de areniscas y lutitas, de mares transgresivos. Para el Jurásico Medio, se
restablecieron condiciones continentales, depositándose clásticos de la Formación
Cahuasas, para el final de este periodo, se inició una nueva transgresión marina, la cual
favoreció el depósito de calizas oolíticas de la Formación Huehuetepec (Bathoniano), y
calizas arenosas con bioclastos y oolítas de la Formación Tepexic (Calloviano), la cuales
fueron sobreyacidas por lutitas calcáreas y carbonosas con abundante materia
orgánica, de la Formación Santiago (Oxfordiano), depositadas en mares restringidos de
baja energía, al ir avanzando la transgresión marina, alrededor de los altos de
basamento, se desarrollaron rampas carbonatadas sobre las cuales en su parte interna
y borde se depositaron calizas arcillo-­‐arenosas y calizas oolíticas de las Formaciones
San Pedro y San Andrés respectivamente (Kimmeridgiano) y sus equivalentes laterales
hacia aguas más profundas, las calizas arcillosas con escasos bioclastos y oolítas
(Formación Chipoco) y calizas arcillosas negras de cuenca (Formación Tamán). Las
condiciones de mares transgresivos continuaron, para que durante el Tithoniano-­‐
Portlandiano, se presentara una máxima superficie de inundación, quedando bajo
condiciones subacuáticas la mayoría de los altos de basamento. Durante este tiempo
se depositaron calizas arcilloso-­‐carbonosas, (ricas en materia orgánica) de la
Formación Pimienta, de ambiente de aguas relativamente profundas, la cual
regionalmente se encuentra presente y solo en las partes emergidas del basamento las
cuales se encontraban bajo condiciones costeras y/o litorales se depositó la Formación
La Casita, constituida por areniscas glauconíticas.
Tectono-­‐secuencia Margen Pasiva. La transgresión marina continuó y finalmente
inundo todos los altos de basamento, depositándose en las partes internas, calizas y
dolomías mientras en los bordes se inició el incipiente desarrollo de crecimientos
orgánico-­‐arrecifales. Al mismo tiempo y por la subsidencia térmica las áreas bajas se
fueron profundizando dando lugar a cuencas de mares profundos en donde se
depositaron los tres miembros de la Formación Tamaulipas Inferior (Miembro
calcarenítico, Miembro Bentonítico y Miembro Calizas Cremas), de edad Barresiense-­‐
Barremiense. Durante el Aptiano, se presentó el depósito de la Formación Horizonte
Otates, la cual está considerada como una secuencia condensada. Durante el Albiano,
se desarrolló a lo largo de toda la denominada plataforma de Tuxpan un borde
arrecifal de aproximadamente 1400 m de espesor generando en la parte interior de la
plataforma facies de laguna, mientras que para el frente arrecifal se desarrolló por la
denudación arrecifal, la Formación Tamabra con facies de talud proximal, medio y
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distal, la cual cambia de facies con la Formación Tamaulipas Superior de calizas
cretosas.
A finales del Cenomaniano, la plataforma queda bajo condiciones subaéreas por un
pulso regresivo marino, la cual fue seguida por una nuevo evento transgresivo,
permitiendo el deposito tanto en la facies lagunar como en las zonas del talud medio,
distal y cuenca de las Formaciones Agua Nueva del Turoniano, (calizas negras arcillosas
con intercalaciones de lutitas negras), San Felipe Coniaciano-­‐Santoniano (calizas
arcillosas gris verdoso con abundantes intercalaciones de bentonitas verde olivo) y
Méndez Campaniano-­‐Mastrichtiano (calizas arcillosas y margas de color verdes y
rojas), con el depósito de esta última formación terminó el periodo de esta tectono-­‐
secuencia.
Eventos
Tectónicos
Ambientes
sedimentarios
Columna geológica Cuenca Tampico-­‐Misantla con rocas almacenadoras, rocas
generadoras (yacimientos no convencionales), eventos tectónicos y. ambientes
sedimentarios.
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La tectono-­‐secuencia Antefosa, se caracteriza por el inicio del levantamiento de la Sierra
Madre Oriental (SMO), lo cual provoco una mayor aportación de sedimentos terrígenos,
estos depósitos cenozoicos marinos fueron definidos originalmente como Cuenca
Tampico-­‐Misantla por López-­‐Ramos (1956).
El levantamiento continuo de la SMO, dejo planicies costeras y plataformas continentales
muy angostas, por lo que los sistemas costeros pasaban de una zona de prodelta a talud y
en donde predominaba el transporte de sedimentos por corrientes de turbidez, flujos de
escombros y deslizamientos, depositándose en el fondo del piso marino (cuenca) abanicos
submarinos, los cuales se sobrepusieron unos sobre de otros, generándose erosión
submarina durante sus emplazamientos.
Al final de Cenozoico predominaron ambientes deltaicos.
Tuxpan
Poza Rica
Tecolutla
Modelo sedimentario del Terciario (Paleógeno y Neógeno). Obsérvese que por encima
de la Formación Chicontepec se depositaron ambientes de deltas.
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Características principales
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La principal Formación productora en esta área contractual es Chicontepec y se cuenta
con evidencias de producción en las formaciones Méndez, Tamabra-­‐Tamaulipas Superior y
Tamán del Cretácico Superior, Cretácico Medio y Jurásico Superior respectivamente.
Los yacimientos presentes en este área se encuentran en trampas combinadas,
estructurales (anticlinales con sutiles echados con cierre en cuatro direcciones) y
estratigráficas.
En esta área contractual se ubican 56 pozos que llegaron al Mesozoico, entre los cuales se
tienen registros de 36 pozos productores de aceite y gas, uno de la Formación Méndez
con un gasto inicial de 1,459 bpd, 32 de la Formación Tamabra con gastos iniciales entre
44 y 1,522 bpd, uno en la Formación Tamaulipas Superior con gasto de 223 bpd y dos en la
Formación Tamán con gastos iniciales de 2126 y 126 bpd respectivamente. Se tienen 16
pozos con manifestaciones de gas y/o aceite durante la perforación de las Formaciones:
Méndez, San Felipe, Agua Nueva, Tamabra, Tamaulipas Superior e Inferior y Tamán, así
mismo, se reportan 50 pozos con impregnación en núcleos y muestras de canal en las
Formaciones Méndez, San Felipe, Agua Nueva, Tamabra, Tamaulipas Superior,
Tamaulipas Inferior, Pimienta y Tepexic.
Ejemplo de los pozos productores en el Mesozoico se tiene los siguientes casos:
Guadalupe-­‐2 de la Formación Méndez, Soledad-­‐105 en la Formación Tamabra, Coyotes-­‐3
de la Formación Tamaulipas Superior y Guadalupe-­‐1 en la Formación Tamán.
En el pozo Guadalupe-­‐2, se presentaron fuertes manifestaciones de gas y aceite en la
Formación Méndez, el pozo fluyo lodo aceite y gas durante 5.25 horas. Se cortaron cuatro
núcleos en la Formación Tamán con muy pobre impregnación de aceite café claro. En las
muestras de canal de la Formación Agua Nueva se observó ligera impregnación de aceite
negro viscoso y en la Formación Tamabra regular impregnación de aceite café ligero.
Se efectuó una prueba de producción en el intervalo 1755-­‐1765 m, de la Formación
Méndez, produjo aceite 1,459 bpd, 1.8% de agua, RGA 90 m 3 /m 3 por TP de 13 mm .
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En el pozo Soledad-­‐105, no se reportan manifestaciones de aceite y/o gas durante la
perforación, no se cortaron núcleos, en las muestras de canal en la Formación Tamabra se
observa de regular a buena impregnación de aceite, y en la Formación Tamaulipas
Superior e Inferior se observaron fracturas ligeramente manchadas de aceite.
Se efectuó una prueba de producción en el intervalo 1970-­‐1981 m, en la Formación
Tamabra, se trató con ácido y fluyo 1,522 bpd de aceite, 3.4% de agua y RGA: 128 m 3 /m 3
por TP 10 mm.
En el pozo Coyotes-­‐3, no se reportaron manifestaciones de gas y aceite durante la
perforación. Se cortaron dos núcleos en las Formaciones Tamaulipas Inferior (1) y
Formación Pimienta (1) con pobre impregnación de aceite. En las muestras de canal se
observó ligera impregnación de aceite en la Formación Tamaulipas Superior e Inferior.
Se efectuaron tres pruebas de producción con tratamiento ácido, en la Formación
Tamaulipas Superior: la primera prueba intervalo 2139-­‐2152 m, se sondeó, fluyó agua
salada 100%; la segunda prueba de producción intervalo 2043-­‐2053 m, fluyendo
intermitente aceite entre 50 -­‐ 80% y agua entre 1 -­‐ 36%, se reporta una producción de
aceite 223 bpd de aceite, 36% de agua y RGA 250 m 3 /m 3 , el intervalo fue obturado. La
tercera prueba de producción intervalo 2043-­‐2046 m, fluyó agua con poco aceite y se dio
por terminada la prueba con tramo invadido por agua salada.
En el pozo Guadalupe-­‐1, se presentaron manifestaciones de gas en la Formación Tamán,
altas lecturas de gas en el lodo, GL de 230 a 180. Se tienen 12 núcleos con impregnación
de aceite de ligera a regular en las Formaciones Agua Nueva Basal, Tamabra, Tamaulipas
Inferior, Pimienta, Tamán y Tepexic. En las muestras de canal se observó impregnación de
aceite en las Formaciones Agua Nueva Basal, Tamaulipas Inferior, Pimienta y Tamán de
regular a manchas de aceite.
Se efectuaron dos pruebas de producción con tratamiento ácido, en la Formación Tamán,
la primera en el intervalo 2941-­‐2949 m, fluyendo 2,126 bpd de aceite, 1.8% de agua, RGA
286 m 3 /m 3 y la segunda en el intervalo 2923-­‐2928 m, fluyendo batería se tomó muestra,
agua entre 60 y 70% con PH: 5 a 6.
A continuación se comentaran los eventos presentes durante la perforación de las rocas
de la Formación Chicontepec:
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En el área contractual Soledad se ubican 492 pozos, de los cuales 468 resultaron
productores en la Formación Chicontepec con gastos entre 10 y 509 bpd, obteniendo
acumulados de producción por pozo en un rango de 10,258 a 497,732 bls, con un
promedio por pozo de 96,756 bls, evidenciando lo atractivo de esta Formación.
Los eventos relevantes durante la perforación de la Formación Chicontepec lo representan
las manifestaciones de gas de ligeras a moderadas y las impregnaciones de aceite
observadas en núcleos y muestras de canal, que en el área resultaron de regular a ligeras.
A continuación se presentan un resumen de cuatro pozos que resultaron productores en
esta Formación.
En el pozo Soledad-­‐118, durante la perforación no se observaron manifestaciones de gas o
aceite, ni impregnaciones en las muestras de canal.
Se realizó una prueba de producción en la Formación Chicontepec Medio en los intervalos
1040-­‐1115 m y 1125-­‐1210 m, se realizó fracturamiento hidráulico reportándose una
producción de aceite 509 bpd con 0% de agua.
En el pozo Soledad Norte-­‐118, durante la perforación de la Formación Chicontepec Medio,
se presentó a 1,350 m moderado flujo de gas, se observaron ligeras impregnaciones de
aceite en núcleos cortados en la Formación Chicontepec Medio, no se reportan
impregnaciones en las muestras de canal.
Se efectuó prueba de producción en la Formación Chicontepec Medio intervalo 1042-­‐1062
m, se realizó fracturamiento hidráulico reportándose una producción de 308 bpd de
aceite, 0% de agua y RGA: 67 m 3 /m 3 .
En el pozo Soledad Norte-­‐358, durante la perforación no se observaron manifestaciones
de aceite y/o gas, y en muestras de canal se presentaron ligeras impregnaciones de aceite.
viscoso en la Formación Chicontepec Medio
Se efectuó una prueba de producción en la Formación Chicontepec Medio en el intervalo
1160-­‐1190 m, se realizó fracturamiento hidráulico reportándose una producción de aceite
de 302 bpd y 0% de agua.
En el pozo Soledad Norte-­‐133, durante la perforación no se presentaron manifestaciones
de aceite y/o gas, tampoco se observaron impregnaciones de aceite.
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Se efectuó una prueba de producción en la Formación Chicontepec Medio intervalo 1180-­‐
1255 m, se realizó fracturamiento hidráulico reportándose una producción de aceite de
296 bpd, 0% de agua, RGA: 100 m 3 /m 3 .
Con los registros geofísicos de pozos se elaboraron secciones estructurales de correlación
y también con la información sísmica se correlacionaron los eventos sísmicos distintivos
de las formaciones mesozoicas. La siguiente figura, es una sección de correlación con una
orientación de W a E observándose la correlación estructural entre los pozos Ahuatepec-­‐1,
Soledad Norte-­‐94, 187, 284 y 269, notándose el buen desarrollo de las arenas productoras
de la Formación Chicontepec y que el pozo Ahuatepec-­‐1, llego a las formaciones del
Jurásico Superior, en donde se encuentran las rocas generadoras de hidrocarburos,
actualmente consideradas como yacimientos no convencionales o bien denominadas Oil
Shale.
Terciar
io
E
BLOQUE_SOLEDAD_S3
W E
Ahuatepec-1 Soledad Nte-94 Soledad Nte-187 Soledad Nte-284 Soledad Nte-269
Cr
etá
cic
o
Jur
ási
co
Sección III
BLOQUE SOLEDAD
SECCION III
Ahuatepec 1
Soledad Norte 94
Soledad Norte 187
Soledad Norte 284
Soledad Norte 269
W E
Sección estructural W-­‐E con registros de pozos. Nótese la presencia de rocas jurásicas en
el pozo Ahuatepec-­‐1.
BLOQUE_SOLED
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BLOQUE SOLED
SECCION II
Ahuatepec
Soledad Norte
Soledad Norte
Soledad Norte
Soledad Norte

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En la siguiente figura, se muestra la misma sección con información sísmica, en la
cual se puede observar los atractivos espesores de las rocas del Mesozoico
notándose el buen desarrollo en las formaciones del Jurásico Superior, presentes en
el pozo Ahuatepec-­‐1.
AHUAT-­‐1 SON-­‐94 SON-­‐187 SON-­‐269
N
BLOQUE SOLEDAD
SECCION III
Ahuatepec 1
Soledad Norte 94
Soledad Norte 187
Soledad Norte 284
Soledad Norte 269
Sección sísmica idéntica a la de correlación entre pozos donde se observa la presencia
de las rocas generadoras jurásicas en el pozo Ahuatepec-­‐1.
El área contractual Soledad, se encuentra ubicada en la parte norte del Paleocanal de
Chicontepec, el 100% de esta área cuenta con información sísmica 3D de los prospectos
Amatitlán procesado en 2009, en la parte sur por Cohuca procesado en 2011 y al Sureste
por Miquetla-­‐Miahuapan procesado en 2012. De acuerdo con los archivos sísmicos
actuales, éstos cubos sísmicos, cuentan con migración pre-­‐apilada en tiempo, calidad y
resolución vertical óptimas, sin embargo existen efectos de borde en los límites de los
cubos sísmicos, ocasionando desacople al poner conjuntamente dos cubos sísmicos de dos
proyectos diferentes.
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Adicionalmente se cuenta con 50 km de sísmica bidimensional (2D), de segmentos de 28
líneas dentro del Área Contractual Soledad.
El área contractual Soledad cuenta con un cubrimiento del 100% de información sísmica
3D con los ProspectosAmatitlán, Miquetla-­‐Miahuapan y Cohuca.
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Cotratos Integrales EP: Soledad
Historia de exploración y desarrollo
El descubrimiento del bloque Soledad fue en septiembre de 1944 con la perforación
del pozo Soledad-­‐1, el cual produjo 44 bpd de la Formación Tamabra, el pozo fue
abandonado como productor no comercial. El primer pozo productor del bloque fue
el Soledad-­‐101, perforado en el año de 1961, con un gasto de 1,082 bpd con flujo
fraccional de agua de 0% en la Formación Tamabra, posteriormente entró a
producción el Soledad-­‐104 con un gasto de 547 bpd y flujo fraccional de agua de
2.6% en la misma formación.
La producción máxima alcanzada fue de 7,244 bpd, con 133 pozos activos en abril de
1980.
En el 2010, se reiniciaron las actividades de operación y mantenimiento
reactivando pozos con reparaciones menores en los campo Coyotes y Horcones los
cuales se encuentran al Este de esta Área Contractual, cabe mencionar que los
gastos promedios antes de la reactivación (abril 2010) de los pozos era de 20 bpd,
de 79 pozos en operación, con 1750 bpd promedio mensuales y actualmente (julio
2012) el gasto promedio es de 30 bpd con 110 pozos en operación y una
producción mensual promedio de 3300 bpd.
La actividad de perforación se reinició en los años 2011 y 2012 se perforaron tres
pozos horizontales y a la fecha se han terminado dos, Coyotes 423D y Coyotes
276D, ambos se terminaron con multifracturas (cinco) y el gasto inicial del primero
de estos, fue de 400 bpd de aceite neto de 37 ºAPI y 0.471 mmmpcd con un corte
agua de 30% el cual disminuyo a 15%, el gasto inicial del segundo pozo fue de 318
bpd de aceite de 28 ºAPI y 0.093 mmmpcd de gas y un corte de agua de 35% y
continua en limpieza por lo cual se considera que el corte de agua disminuirá como
se observó en el primer pozo.
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Sección sísmica estructural del pozo Coyotes 423D con la trayectoria horizontal
Estado mecánico del pozo Coyotes 423D y registro geofísico con el intervalo navegado
en el cual se efectuaron cinco fracturas
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RES RE
Geométrico Geométric
Longitud tota t
Xf Xf
Altura (H) (H
Network
Dirección Direcció
Arena Otaw Ota
20/40
Fluido Fractu Frac

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Actualmente, Petróleos Mexicanos ha iniciado una campaña exploratoria para evaluar
mediante la perforación de pozos horizontales a las formaciones geológicas consideradas
como rocas generadoras de hidrocarburos, las cuales están consideradas como Shale oil y
tiene contemplado perforar un pozo exploratorio a 13.5 km al este de esta área
contractual teniendo como su objetivo principal la Formación Pimienta del Jurásico
Superior
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
NW
KS Mendez
KS SF
KS ANva
KM Tam Sup
KI Tam Inf
JS Tithoniano
JS Kimmeridgiano
Configuración
estructural cima Fm.
Pimienta (m)
Localización exploratoria para evaluar la Fm. Pimienta del Jurásico Superior
SE
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Producción por campo y reserva
La explotación comercial de aceite en este bloque inició en 1972 y la producción es
asociada a los yacimientos del bloque Soledad.
La máxima producción alcanzada fue de 7,244 bpd para abril de 1980, con 133 pozos
activos en las Formaciones del Terciario (Chicontepec).
La presión de saturación varía entre 84 y 97 Kg/cm 2 y su presión más reciente varía entre
58 y 125 Kg/cm 2 .
Gastos de aceite, agua (b/d)
8,000
7,000
6,000
5,000
4,000
3,000
2,000
1,000
0
02/66
01/67
12/67
11/68
10/69
09/70
08/71
07/72
06/73
05/74
04/75
03/76
02/77
01/78
12/78
11/79
10/80
09/81
08/82
07/83
06/84
05/85
04/86
03/87
02/88
01/89
12/89
11/90
10/91
09/92
08/93
07/94
06/95
05/96
04/97
03/98
02/99
01/00
12/00
11/01
10/02
09/03
08/04
07/05
06/06
Aceite (Bd) Agua (Bd) Gas (mpc/d)
Historia de producción del bloque Soledad
El volumen original para el bloque Soledad es de 1,709.062 MMbl de aceite y 1,208.686
MMMpc de gas; se tiene una producción acumulada de 39 MMbl de aceite y 5.7 MMMpc
de gas, con un factor de recuperación de 8.0 % para el aceite y 56.0 % para el gas. Las
reservas remanentes en 2P estimadas son 85.780MMbl de aceite y 201.057 MMMpc para
el gas.
1,400
1,200
1,000
800
600
400
200
0
Gastos de gas (mpc/d)
18

Área
desarrollada
por campo
(Km 2 )
Aceite
(MMbl)
Volumen
original
Cotratos Integrales EP: Soledad
Gas
(MMMpc)
Aceite
(%)
Factores de
recuperación
Gas
(%)
Aceite
(MMbl)
Producción
acumulada
Gas
(MMMpc)
Reservas
remanentes 2P
Aceite
(MMbl)
Gas
(MMMpc)
125 1,709.062 1,208.686 8.0 56.0 39.00 5.70 85.780 201.057
Volumen original, producción y reservas remanentes del bloque Soledad
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Infraestructura y manejo de hidrocarburos
Infraestructura bloque Soledad
ontratos Integrales EP: Soledad
El bloque Soledad tiene una producción bruta de 4,158 bpd, la cual se procesa en
las baterías de separación Soledad I, Soledad II y Palo Blanco, para posteriormente
ser enviado el gas por medio de un gasoducto de 12” x 2.6km con origen en la
batería de separación Soledad I, se procesa y es enviado a la EC Soledad donde se
envíaa CPG PR. El hidrocarburo se envía por un ducto de 8” a la Batería de
Separación Miquetla I teniendo destino final en CAB-­‐PR. La Batería de Separación
Palo Blanco envía el gas por un gasoducto de 16” a EC Soledad y el aceite por ducto
de 4” el cual tiene origen en BS Soledad I y es enviado a Miquetla I con destino final
CAB-­‐PR.
Manejo actual de la producción del bloque Soledad
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Cotratos Integrales EP: Soledad
El bloque cuenta con los siguientes oleo gasoductos:
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Caminos Bloque Soledad
Cotratos Integrales EP: Soledad
Mapa de caminos (carreteras y brechas) poblados, macroperas e instalaciones
petroleras
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Prácticas de perforación
Parámetros de perforación
Profundidad: 1,600 metros desarrollados
Inclinaciones: 0° a 45°
Densidad de lodos
Primera etapa: 1.15 gr/cm³; lodo bentonítico
Segunda etapa: 1.26 gr/cm³; emulsión inversa
Tercera etapa: 1.30 gr/cm³; emulsión inversa
Objetivo: Chicontepec
Problemas durante la perforación
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• Etapa Superficial
Hidratación de arcillas, pérdidas de circulación, resistencias en introducción de
TR’s, inestabilidad del agujero y flujos someros de Gas y/o Agua.
• Etapa intermedia.
Intercalaciones de Lutitas reactivas, pega de tubería y posible pérdida de fluido,
altas velocidades de penetración, probables incrementos de DEC (Densidad
Equivalente de Circulación) por la concentración de recortes en el anular e
incrementos de atrapamientos y perdidas de circulación.
• Etapa de Producción
Empacamiento, resistencias y arrastres, presencia de gas de formación, pérdidas
de circulación, pegaduras por presión diferencial, embolamiento de barrena,
acumulación de recortes de perforación en la sección curva.
Prácticas de perforación
La mayoría de los arreglos de las tuberías de revestimiento (TR) en esta área corresponden
a dos tipos de diseño:
• El primer diseño es con una TR conductora de 10 3/4”, que tiene como objetivo
instalar conexiones superficiales y se cementa alrededor de 50 y 150 m. La TR
intermedia de 7 5/8” se cementa a profundidades promedio de 400 a 500 m, los
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asentamientos de dicha etapa se proponen de los pozos de correlación, finalmente
perforar la tercera etapa y cementar la TR 5 ½” a la profundidad total.
• El Segundo diseño es con una TR conductora de 9 5/8”, que tiene como objetivo
instalar conexiones superficiales y se cementa alrededor de 50 y 150 m. La TR final
de 6 5/8” se cementa a profundidades con un rango de 1,500 a 1,700 m.
Este inciso, tiene como objetivo únicamente comentar las prácticas de perforación a la
fecha, utilizadas en el desarrollo de este yacimiento, por lo cual se considera como una
referencia y no una propuesta de aplicación de la metodología y tecnología aplicada por el
AIATG.
Las primeras etapas son de presión normal y se perforan con lodo a base de emulsión
inversa y con densidades de control del orden de 1.15 a 1.30 gr/cm³; en el caso de
densidades anormales, es debido al control de estabilidad de la lutita y no porque el
gradiente de presión lo demande. La etapa de explotación se perfora con fluido base agua
(salmuera sódica) capaz de incrementar su viscosidad por cualquier contingencia, además
de ser amigable con la formación productora y se ajusta la densidad de control.
El árbol de válvulas 10 3/4” x 7 5/8” x 5 1/2” x 2 7/8” 5,000 lb/pg².
No se observa gran problemática operativa durante la perforación del pozo.
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