Miahuapan - Contratos Integrales EP

Tabla de contenido
Introducción .............................................................................................................................3
Descripción de la Cuenca ...................................................................................................5
Características principales ...................................................................................................9
Historia de exploración y desarrollo.................................................................................15
Producción por campo y reservas...................................................................................18
Infraestructura y manejo de hidrocarburos...................................................................19
Prácticas de perforación....................................................................................................21
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Introducción
Contratos Integrales EP: Miahuapan
El área contractual Miahuapan se localiza en la porción noroeste de la envolvente del área
del Activo Integral Aceite Terciario del Golfo, comprende una extensión aproximada de
128 Km 2 ; se encuentra a 20 Km al NW de la ciudad de Poza Rica, Veracruz.
Ubicación del área contractual Miahuapan
Geológicamente, se ubica en la porción sur de la Cuenca Tampico-­‐Misantla. El campo
principal en esta Área Contractual es Miahuapan, el cual fue descubierto en el año 1948,
observándose manifestaciones de aceite y gas en la Formación Tamabra, en el Pozo
Miahuapan-­‐5 con una profundidad de 2,326m.
En esta área contractual se han perforado 54 pozos, de los cuales 16 están cerrados, 27
taponados y 11 en operación. La máxima producción alcanzada fue de 1,080 bpd de aceite
con 10 pozos activos en junio de 1976; actualmente (30/06/12) produce 348 bpd de aceite
con una producción acumulada de 42.256 Mbls de aceite y 5.7MMpc de gas. El crudo es
de tipo ligero con densidad de 33° API; la presión de fondo más reciente registrada en el
pozo Jiliapa-­‐71 varía entre 78 y 150 Kg/cm 2 . El sistema de producción existente en el área
es el bombeo mecánico. La profundidad promedio de los yacimientos es de 1,900 y 2,380
m para el Terciario y Mesozoico respectivamente.
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Durante la perforación de los pozos exploratorios, en las formaciones del Mesozoico:
Tamabra, Tamaulipas Superior, Tamaulipas Inferior, Pimienta y Tamán, se presentaron de
ligeras a moderadas manifestaciones de gas; en las muestras de canal y núcleo se observó
impregnaciones de aceite.
Por medio de análisis PVT de diferentes pozos cercanos al área, se tiene la siguiente
información:
• Pozo Coyula-­‐1 (ubicado al Suroeste a 8.5 Km del área contractual):
Formación Tamaulipas Superior: Aceite con densidad de 42.2 °API, relación de gas
disuelto inicial (Rsi) de 221.60 m 3 /m 3 , factor volumétrico de aceite (Bo) de 1.6629
m 3 /m 3 y presión de saturación (Pb) de 217.00 Kg/cm 2 .
• Pozo Presidente Miguel Alemán-­‐772 (ubicado al Sureste a 31 Km del área
contractual):
Formación Tamaulipas Inferior: Aceite con densidad 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 160 Km del área contractual).
Formación Pimienta: Aceite con densidad 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 (ubicado al Sur a 25 Km del área contractual).
Formación Tamán: Aceite con densidad de 37.11 °API, relación de gas disuelto
inicial (Rsi) de 179.60 m 3 /m 3 , factor volumétrico de aceite (Bo) de 1.8138 m 3 /m 3 y
Presión de saturación (Pb) de 175.10 Kg/cm 2 .
• Pozo Jiliapa-­‐71 (ubicado al Norte a 4.5 Km del área contractual).
Formación Tamabra: Aceite con gravedad de 34.5 °API, relación de gas disuelto
inicial (Rsi) de 120.00 m 3 /m 3 , factor volumétrico de aceite (Bo) de 1.4234 m 3 /m 3 y
presión de saturación (Pb) de 161.00 Kg/cm 2 .
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Descripción de la Cuenca
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
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cristalino y metamórfico, posteriormente se depositó la Formación 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 distal, la cual cambia de facies
con la Formación Tamaulipas Superior de calizas cretosas.
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A finales del Cenomaniano, la plataforma queda bajo condiciones subaéreas por un pulso
regresivo marino, la cual fue seguida por un 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.
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).
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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
El principal yacimiento productor en esta área contractual lo constituyen las Formaciones del
Mesozoico, su producción acumulada a la fecha es de 3,400 mbls mientras que en
Chicontepec se tiene un acumulado de 42.25 mbls. Las Formaciones Tamabra-­‐Tamaulipas
Superior, Tamaulipas Inferior, y Tamán del Cretácico, Medio, Inferior y Jurásico Superior
respectivamente son las que han aportado producción.
Los yacimientos presentes en esta área se encuentran en trampas combinadas, estructurales
(anticlinales con sutiles echados con cierre en cuatro direcciones) y estratigráficas.
En esta área contractual se ubican 51 pozos que llegaron hasta el Mesozoico, entre los cuales
se tienen registros de 29 pozos productores en dicho yacimiento; 26 de ellos pertenecen a la
Formación Tamabra con un rango de producción entre 25 y 673 bpd, un pozo en Tamaulipas
Superior con 88 bpd, otro en Tamaulipas Inferior-­‐Pimienta con 1,849 bpd y un pozo en Tamán
con 195 bpd.
Ejemplo de los pozos productores en el Mesozoico se tienen los siguientes casos: Centurión-­‐1
de la Formación Tamabra, Marques-­‐1 de la Formación Tamaulipas Superior, Zapotalillo-­‐2 de la
Formación Tamaulipas Inferior-­‐Pimienta y Papatlarillo-­‐102 de la Formación Tamán. Dentro de
todo el conjunto de pozos Mesozoicos se encuentran 29 pozos con impregnación de aceite en
núcleos y muestras de canal en las Formaciones San Felipe, Tamabra, Tamaulipas Superior e
Inferior, Pimienta y Tamán., por otro lado se encuentran 11 pozos con manifestaciones de gas
durante la perforación de las Formaciones Brecha, Méndez, Agua Nueva, Tamabra,
Tamaulipas Superior e Inferior y Tamán.
En el pozo Centurión-­‐1, no se presentaron manifestación de gas y/o aceite durante la
perforación, se cortaron dos núcleos en la Formación Tamabra con pobre impregnación de
aceite. En las muestras de canal en la Formación Tamabra se observó pobre impregnación de
aceite viscoso y buena impregnación de aceite ligero.
Se efectuaron dos pruebas de producción en la Formación Tamabra, la primera en el intervalo
2267-­‐2277 m, no fluyo, se sondea, desalojando agua manchada, agua de 100 a 95%, se da por
concluida la prueba y se obtura intervalo; la segunda prueba de producción se efectuó en el
intervalo 2179-­‐2189 m se realiza tratamiento con ácido, se abre pozo desalojando aceite y gas
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con poco agua, resultando una producción de 673 bpd de aceite, 1.2% de agua y RGA: 99
m 3 /m 3 .
En el pozo Marques-­‐1, se observaron manifestaciones de gas en las Formaciones Agua Nueva,
Tamabra, Tamaulipas Superior y Tamaulipas Inferior bajando la densidad de lodo en una
rango de 1.47 a 0.89 gr/cc en un espacio de tiempo de 15 a 90 minutos. Se cortó un núcleo en
la Formación Tamaulipas Inferior, con pobre impregnación de aceite en los planos de
estratificación. En las muestras de canal se observó en la Formación San Felipe y Tamabra
ligera impregnación de aceite y en la Formación Tamaulipas Inferior presencia de asfalto y
ligera impregnación de aceite.
En el pozo Zapotalillo-­‐2, no se reportan manifestaciones de aceite y/o gas durante la
perforación. Se cortaron dos núcleos en la Formación Tamabra manchados ligeramente de
aceite viscoso y trazas de aceite. En las muestras de canal de las Formaciones Tamabra,
Tamaulipas Superior, Inferior y Pimienta se observó fracturas rellenas de asfalto, aceite
viscoso y aceite residual negro.
Se realizaron dos pruebas en agujero descubierto con tratamiento ácido en las Formaciones
Tamabra (1), recuperándose lodo gasificado con trazas de aceite y en Tamaulipas Inferior-­‐
Pimienta (1), se recupera aceite, poca agua y gas, resultando una producción de 1,849 bpd de
aceite, agua 0.1%, gas 1.9 mmpcpd, RGA: 186 m 3 /m 3 .
Se realizaron dos pruebas de producción con tratamiento ácido en la Formaciones Tamaulipas
Superior fluyendo 100% agua y en Tamabra desalojó agua con trazas de aceite.
En el pozo Papatlarillo-­‐102, se observaron fuertes manifestaciones de gas en la Formación
Tamán durante la perforación. Se cortaron cinco núcleos, en la Formación Tamabra (3) con
regular a buena impregnación de aceite y en las Formaciones Tamaulipas Superior (1) y
Tamán (1) con pobre a regular impregnación de aceite. En las muestras de canal, se
observaron impregnación de aceite en planos de fractura en las Formaciones Tamabra y
Tamaulipas Inferior.
Se realizaron tres pruebas de producción, la primera en los intervalos 2950-­‐3000 m y 2935-­‐
2945 m de la Formación Tamán, se trataron con ácido y nitrógeno, se sondeó desalojando
aceite, gas y poca agua (8.6%), el intervalo fue obturado; la segunda prueba de producción se
realizó en el intervalo 2290-­‐2300 m de la Formación Tamabra, con bombeo neumático
desalojando agua manchada de aceite, se obturó intervalo, finalmente la tercera prueba de
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producción en el intervalo 2209-­‐2230 m de la Formación Tamabra, se trató con ácido, abrió
con bombeo neumático desalojando agua con trazas de aceite, se obturó intervalo.
A continuación se comentaran los eventos presentes durante la perforación de las rocas de la
Formación Chicontepec:
En esta Área Contractual existen 54 pozos; en los cuales se reportan manifestaciones de gas
de ligeras a moderadas en 22 pozos en las Formaciones Palma Real Inferior, Tantoyuca,
Guayabal, Chicontepec Superior, Medio e Inferior y Velasco Basal, impregnaciones de aceite
en núcleos y muestras de canal en 19 pozos en las Formaciones Guayabal, Chicontepec
Superior, Medio e Inferior y Velasco Basal.
Ejemplo de los pozos productores en el Terciario tenemos los siguientes casos: Muahuapan-­‐
6A, Centurión-­‐3 y Blenda 1 de la Formación Chicontepec Medio.
En el pozo Miahuapan-­‐6A, durante la perforación se observaron manifestaciones de gas en la
Formaciones Palma Real Inferior y Tantoyuca bajando la densidad del lodo de 1.8 a 1.0 gr/cc y
de 1.26 a 1.16 gr/cc respectivamente. Se observaron ligeras impregnaciones de aceite en
núcleos y muestras de canal en las Formaciones Chicontepec Superior y Medio. Se realizó una
prueba de producción en la Formación Chicontepec Medio en el intervalo 1445-­‐1460 m, se
efectuó fracturamiento hidráulico, resultando una producción de 176 bpd de aceite, 0% de
agua y una RGA: 100 m 3 /m 3 .
En el pozo Blenda-­‐1, no se observaron manifestaciones de aceite y/o gas durante las
perforaciones en el Terciario. Se presentaron impregnaciones de aceite ligero y pesado en las
Formaciones Chicontepec Superior (trazas de gilsonita), Medio e Inferior.
Se efectuó una prueba de producción en la Formación Chicontepec Medio en el intervalo
1645-­‐1660 m, se efectuó fracturamiento hidráulico, resultando una producción de 31 bpd de
aceite, 0% de agua y una RGA: 100 m 3 /m 3 .
Pozo Centurion-­‐3, durante la perforación de las Formaciones Chicontepec Medio y Velazco
Basal, se presentaron manifestaciones de gas, bajando la densidad de lodo de 1.34 a 1.08
gr/cc. Se observaron ligeras impregnaciones de aceite en núcleos y muestras de canal en la
Formaciones Aragón, y Chicontepec Medio. Se efectuó una prueba de producción en la
Formación Chicontepec Medio en el intervalo 1543-­‐1583 m, se realizó fracturamiento
hidráulico, resultando una producción de 6 bpd de aceite, 0% de agua y una RGA: 80 m 3 /m 3 .
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Con los registros geofísicos de pozos se elaboraron secciones estructurales de correlación y
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 NW a SE, observándose la correlación estructural entre los pozos Zapotalillo-­‐1,
Independencia-­‐3, Zapotalillo-­‐12, Zapotalillo-­‐18, Tejada-­‐14, Tejada-­‐61 y Huizotate-­‐10,
resaltando el buen desarrollo de las arenas productoras de la Formación Chicontepec. El pozo
Independencia-­‐3 alcanzó penetrar 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
Zapotalillo-1 Independencia-3 Zapotalillo-12 Zapotalillo-18 Tejada-14 Tejada-61 Huizotate-10
NW
Cretácico
Jurásico
SE
Sección II
Sección estructural NW-­‐SE con registros de pozos. Nótese la presencia de rocas jurásicas
en el subsuelo del área en estudio.
SE
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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 de las formaciones del Jurásico Superior.
ZAPOT-­‐1 INDEP-­‐3 ZAPOT-­‐18
N
BLOQUE MIHUAPAM
SECCION II
ZAPOTALILLO-­‐18
ZAPOTALILLO-­‐12
ZAPOTALILLO-­‐1
TEJADA-­‐61
TEJADA-­‐14
INDEPENDENCIA-­‐3
HUIZOTATE-­‐10
Sección sísmica de correlación entre los pozos Zapotalillo-­‐1, Independencia-­‐3 y
Zapotalillo-­‐18, en donde se observa la presencia de las rocas generadoras jurásicas.
El Área Contractual Miahuapan se encuentra ubicada en la parte Centro-­‐Oriente del
Paleocanal de Chicontepec, el 100% de esta área cuenta con información sísmica 3D,
dentro del cubo sísmico de Miquetla-­‐Miahuapan y Furbero, procesados en abril 2012 y el
cubo sísmico Cohuca el cual únicamente se ubica en la parte sur poniente del área
contractual. De acuerdo con los archivos sísmicos, los tres cubos actuales, cuentan con
una migración pre-­‐apilada en tiempo, su calidad es buena y la resolución vertical es
óptima.
Adicionalmente se cuenta con 88 km de líneas bidimensionales (2D), con un total de 56
líneas sísmicas en el área del bloque Miahuapan.
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El área contractual Miahuapan cuenta con un cubrimiento del 100% de información
sísmica 3D con los Prospectos Miquetla-­‐Miahuapan, Cohuca y Furbero.
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Historia de exploración y desarrollo
El descubrimiento de los Campos existentes en el área contractual Miahuapan, fue en el
año de 1948, con la perforación del pozo Miahuapan-­‐5, en el año 1957 se perforó el pozo
Zapotalillo-­‐2, el cual encontró producción comercial de aceite con un gasto de 1,849 bpd,
con 0% de agua y una RGA de 186 m 3 /m 3 , de la Formación Tamaulipas Inferior-­‐Pimienta,
posteriormente en agosto de 1961, se terminó el pozo Zapotalillo-­‐3, con un gasto de 157
bpd, 0% de agua y una RGA de 88 m 3 /m 3 de la Formación Tamabra.
La producción máxima alcanzada fue de 1,080 bpd de aceite en junio de 1976 de la
Formación Tamabra; actualmente (30-­‐06-­‐2012) produce 348 bpd de aceite.
La presión de saturación de 156 Kg/cm 2 (Dato PVT del pozo Esfena-­‐1 que se encuentra
cerca del bloque) y su presión de yacimiento varía entre 78 y 150 Kg/cm 2 (2,200 mv).
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 49.6 km al noroeste de esta áreas
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 Reservas
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La explotación comercial de aceite en esta área inició en el año 1976 y la producción es
asociada principalmente al Campo Tejada, el cual produce en la Formación Tamabra.
Gastos de aceite, agua (b/d)
1,200
1,000
800
600
400
200
0
01/76
11/76
09/77
07/78
05/79
03/80
01/81
11/81
09/82
07/83
05/84
03/85
01/86
11/86
09/87
07/88
05/89
03/90
01/91
11/91
09/92
07/93
05/94
03/95
01/96
11/96
09/97
07/98
05/99
03/00
01/01
11/01
09/02
07/03
05/04
03/05
01/06
11/06
09/07
07/08
05/09
03/10
01/11
11/11
Aceite (Bd) Agua (Bd) Gas (mpc/d)
Historia de producción del Área Contractual Miahuapan
El volumen original para el área contractual Miahuapan es de 747.573 MMbls de aceite y
297.656 MMMpc de gas; con un factor de recuperación de 13.56 % para el aceite y 54.69
% para el gas, se tienen unas reservas originales de 101.392 MMbls de aceite y 295.529
MMMpc de gas. La producción acumulada de 42.256 Mbls de aceite y 5.72 MMpc de gas,
para unas reservas remanentes de 2P estimadas son 101.35 MMbls de aceite y 295.524
MMMpc para el gas.
Área
desarrollada
por campo
(Km 2 )
Aceite
(MMbl)
Volumen
original
Gas
(MMMpc)
Aceite
(%)
Factores de
recuperación
Gas
(%)
Aceite
(Mbl)
Producción
acumulada
Gas
(MMpc)
1,400
1,200
1,000
800
600
400
200
0
Gastos de gas (mpc/d)
Reservas
remanentes 2P
Aceite
(MMbl)
Gas
(MMMpc)
128 747.573 297.656 13.56 54.69 42.256 5.72 101.35 295.524
Volumen original, producción y reservas remanentes del Área Contractual Miahuapan
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Infraestructura y manejo de hidrocarburos
Infraestructura área contractual Miahuapan
En el área Miahuapan se tiene una producción actual (30-­‐06-­‐2012) bruta de 618 bpd, la
cual se envía por camión cisterna a la batería de separación Tejada.
Manejo actual de la producción del área contractual Miahuapan
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El área contractual cuenta con los siguientes oleo gasoductos:
Origen Destino
Diám
(pg)
Contratos Integrales EP: Miahuapan
Líneas de Descarga
Long
(km)
Tubería
Año de
Construcció
n
Estado
TEJADA 1 BS TEJADA 4 0.05 LDD S/I Operativa
TEJADA 2 BS TEJADA 4 0.3 LDD S/I Operativa
TEJADA 3 BS TEJADA 4 0.3 LDD S/I Operativa
TEJADA-4 BS TEJADA 4 0.8 LDD S/I Operativa
TEJADA-6 BS TEJADA 4 0.8 LDD S/I Operativa
TEJADA-11 BS TEJADA 4 0.7 LDD S/I Operativa
TEJADA-12 BS TEJADA 4 0.7 LDD S/I Operativa
TEJADA-22 BS TEJADA 4 0.3 LDD S/I Operativa
TEJADA-24 BS TEJADA 4 0.3 LDD S/I Operativa
TEJADA-23 BS TEJADA 4 0.5 LDD S/I Operativa
TEJADA-31 BS TEJADA 4 0.9 LDD S/I Operativa
TEJADA-43 BS TEJADA 4 0.5 LDD S/I Operativa
TEJADA-52 BS TEJADA 4 1.5 LDD S/I Operativa
TEJADA-63 BS TEJADA 4 1.3 LDD S/I Operativa
Caminos Bloque Miahuapan
Mapa de caminos (carreteras y brechas) poblados, macroperas e instalaciones
petroleras
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Prácticas de perforación
Parámetros de perforación
Profundidad: 2,200 metros desarrollados
Inclinaciones: 0° (verticales) y Direccionales en Tejada
Densidad de lodos
Primera etapa: 1.20 gr/cm³, lodo base agua
Segunda etapa: 1.30 gr/cm³, lodo bentonítico
Tercera etapa: 1.45 gr/cm³; emulsión inversa
Objetivo: Tamabra
Problemas durante la perforación
• 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
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.
La mayoría de los arreglos de las tuberías de revestimiento (TR) en esta área corresponden
al diseño de dos etapas, una TR conductora de 9 5/8”, que tiene como objetivo instalar
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Contratos Integrales EP: Miahuapan
conexiones superficiales y se cementa alrededor de 200 y 400 m. La TR de producción de 6
5/8” se cementa a profundidades entre 2,200 y 2,300 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 base agua y con
densidades de control del orden de 1.20 a 1.45 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 9 5/8” x 6 5/8” x 2 7/8” 5,000 lb/pg²; no se observa gran problemática
operativa durante la perforación del pozo.
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Contratos Integrales EP: Miahuapan
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