Contratos Integrales EP: Pitepec
Contratos Integrales EP: Pitepec Contratos Integrales EP: Pitepec
Contratos Integrales EP: Pitepec
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<strong>Contratos</strong> <strong>Integrales</strong> <strong>EP</strong>: <strong>Pitepec</strong>
Tabla de contenido<br />
<strong>Contratos</strong> <strong>Integrales</strong> <strong>EP</strong>: <strong>Pitepec</strong><br />
Introducción. ............................................................................................................................3<br />
Descripción de la Cuenca ...................................................................................................5<br />
Características Principales ...................................................................................................9<br />
Historia de Exploración y Desarrollo................................................................................15<br />
Producción por Campo y Reservas.................................................................................18<br />
Infraestructura y Manejo de Hidrocarburos...................................................................20<br />
Prácticas de Perforación ....................................................................................................22
Introducción<br />
<strong>Contratos</strong> <strong>Integrales</strong> <strong>EP</strong>: <strong>Pitepec</strong><br />
El Área Contractual <strong>Pitepec</strong> se localiza en la porción nornoroeste de la envolvente del área<br />
del Activo Integral Aceite Terciario del Golfo, comprende una extensión aproximada de<br />
230 Km 2 ; se encuentra a 76 Km al NNW de la ciudad de Poza Rica, Veracruz.<br />
Ubicación del Área Contractual <strong>Pitepec</strong><br />
Geológicamente, se ubica en la porción sur-‐centro de la Cuenca Tampico-‐Misantla. El<br />
Campo principal de este bloque es Aragón, dicha Área Contractual fue descubierta en el<br />
año de 1943, observándose manifestaciones de aceite y gas con la perforación del pozo<br />
Aragón-‐2, resultando improductivo seco; razón por la cual fue taponado.<br />
En esta Área Contractual se han perforado 22 pozos, de los cuales 11 están cerrados, 6<br />
taponados y 5 en operación. La máxima producción alcanzada fue de 150 bpd de aceite<br />
con 6 pozos activos en febrero de 2012; actualmente (30/06/12) produce 61 bpd de aceite<br />
con una producción acumulada de 822.807 Mbl de aceite y 583.005 MMpc de gas. El<br />
crudo es de tipo ligero, con densidad que va desde 32 a 40° API; la presión de fondo más<br />
reciente registrada en el pozo Aragón-‐191 (junio 2012), es de 73.8 Kg/cm 2 a una<br />
profundidad de 1,040 m. El sistema de producción existente en el área es bombeo<br />
mecánico. La profundidad promedio de los yacimientos Terciarios es de 1,050 m.
Durante la perforación de los pozos exploratorios, en las formaciones del Mesozoico:<br />
Tamaulipas Superior, Tamaulipas Inferior, Pimienta y Tamán, se presentaron<br />
manifestaciones de gas; y en las muestras de canal y núcleo se observó impregnación de<br />
aceite.<br />
Por medio de análisis PVT, a muestras de aceite tomadas en pozos probados en las<br />
formaciones mencionadas, en el Paleocanal de Chicontepec, se conoce la siguiente<br />
información:<br />
• Pozo Chicontepec-‐2A (ubicado al Suroeste a 5.0 Km del área).<br />
Formación Tamaulipas Superior: Aceite con densidad de 37.3 °API, Relación de Gas<br />
Disuelto Inicial (Rsi) de 168.70 m 3 /m 3 , Factor Volumétrico de Aceite (Bo) de 1.5683<br />
m 3 /m 3 y Presión de Saturación (Pb) de 206.70 Kg/cm 2 .<br />
• Pozo Presidente Miguel Alemán-‐772 (ubicado al Sureste a 85 Km del área).<br />
Formación Tamaulipas Inferior: Aceite con densidad de 35.7 °API, Relación de Gas<br />
Disuelto Inicial (Rsi) de 179.50 m 3 /m 3 , Factor Volumétrico de Aceite (Bo) de 1.6270<br />
m 3 /m 3 y Presión de Saturación (Pb) de 215.20 Kg/cm 2 .<br />
• Pozo Caviar-‐1 (ubicado al Noreste a 123 Km del área).<br />
Formación Pimienta: Aceite con densidad de 15.74 °API, Relación de Gas Disuelto<br />
Inicial (Rsi) de 33.28 m 3 /m 3 , Factor Volumétrico de Aceite (Bo) de 1.1659 m 3 /m 3 y<br />
Presión de Saturación (Pb) de 106.16 Kg/cm 2 .<br />
• Pozo Furbero-‐106 (ubicado al Sureste a 73 Km del área).<br />
Formación Tamán: Aceite con densidad de 37.11 °API, Relación de Gas Disuelto<br />
Inicial (Rsi) de 179.60 m 3 /m 3 , Factor Volumétrico de Aceite (Bo) de 1.8138 m 3 /m 3 y<br />
Presión de Saturación (Pb) de 175.10 Kg/cm 2 .<br />
4
Descripción de la cuenca<br />
La Cuenca Tampico-‐Misantla se ubica en el oriente de México y comprende desde el<br />
extremo sur del Estado de Tamaulipas hasta la parte central del Estado de Veracruz, una<br />
porción en la parte oriental de los Estados de San Luís Potosí, Hidalgo y norte de Puebla, y<br />
hasta la isobata de 200 m en la plataforma continental del Golfo de México.<br />
Ubicación de la Cuenca Tampico-‐Misantla<br />
El basamento cristalino está constituido por rocas ígneas y metamórficas con edades que<br />
varían desde el Pérmico hasta el Jurásico Medio. En la columna sedimentaria de la<br />
Provincia Tampico-‐Misantla se reconocen las siguientes tectono-‐secuencias:<br />
5
Primer tectono-‐secuencia (Synrift). Inicio en el Triásico (250Ma), con el depósito de<br />
clásticos continentales de ambientes aluviales y fluviales con algunos flujos de lava de la<br />
Formación Huizachal, de edad Triásico Tardío (Noriense-‐Retiense), sobre basamentos<br />
cristalino y metamórfico, posteriormente se depositó la Formación Huayacocotla del<br />
Jurásico Inferior (Hettangiano-‐Pliensbachiano) la cual es una secuencia de areniscas y<br />
lutitas, de mares transgresivos. Para el Jurásico Medio, se restablecieron condiciones<br />
continentales, depositándose clásticos de la Formación Cahuasas, para el final de este<br />
periodo, se inició una nueva transgresión marina, la cual favoreció el depósito de calizas<br />
oolíticas de la FormaciónHuehuetepec (Bathoniano), y calizas arenosas con bioclastos y<br />
oolítas de la Formación Tepexic (Calloviano), la cuales fueron sobreyacidas por lutitas<br />
calcáreas y carbonosas con abundante materia orgánica, de la Formación Santiago<br />
(Oxfordiano), depositadas en mares restringidos de baja energía, al ir avanzando la<br />
transgresión marina, alrededor de los altos de basamento, se desarrollaron rampas<br />
carbonatadas sobre las cuales en su parte interna y borde se depositaron calizas arcillo-‐<br />
arenosas y calizas oolíticas de las Formaciones San Pedro y San Andrés respectivamente<br />
(Kimmeridgiano) y sus equivalentes laterales hacia aguas más profundas, las calizas<br />
arcillosas con escasos bioclastos y oolítas (Formación Chipoco) y calizas arcillosas negras<br />
de cuenca (Formación Tamán). Las condiciones de mares transgresivos continuaron, para<br />
que durante el Tithoniano-‐Portlandiano, se presentara una máxima superficie de<br />
inundación, quedando bajo condiciones subacuáticas la mayoría de los altos de<br />
basamento. Durante este tiempo se depositaron calizas arcilloso-‐carbonosas, (ricas en<br />
materia orgánica) de la Formación Pimienta, de ambiente de aguas relativamente<br />
profundas, la cual regionalmente se encuentra presente y solo en las partes emergidas del<br />
basamento las cuales se encontraban bajo condiciones costeras y/o litorales se depositó la<br />
Formación La Casita, constituida por areniscas glauconíticas.<br />
Tectono-‐secuencia Margen Pasiva. La transgresión marina continuó y finalmente inundo<br />
todos los altos de basamento, depositándose en las partes internas, calizas y dolomías<br />
mientras en los bordes se inició el incipiente desarrollo de crecimientos orgánico-‐<br />
arrecifales. Al mismo tiempo y por la subsidencia térmica las áreas bajas se fueron<br />
profundizando dando lugar a cuencas de mares profundos en donde se depositaron los<br />
tres miembros de la Formación Tamaulipas Inferior (Miembro calcarenítico, Miembro<br />
Bentonítico y Miembro Calizas Cremas), de edad Barresiense-‐Barremiense. Durante el<br />
Aptiano, se presentó el depósito de la Formación Horizonte Otates, la cual está<br />
considerada como una secuencia condensada. Durante el Albiano, se desarrolló a lo largo<br />
de toda la denominada plataforma de Tuxpan un borde arrecifal de aproximadamente<br />
1400 m de espesor generando en la parte interior de la plataforma facies de laguna,<br />
6
mientras que para el frente arrecifal se desarrolló por la denudación arrecifal, la<br />
Formación Tamabra con facies de talud proximal, medio y distal, la cual cambia de facies<br />
con la Formación Tamaulipas Superior de calizas cretosas.<br />
A finales del Cenomaniano, la plataforma queda bajo condiciones subaéreas por un pulso<br />
regresivo marino, la cual fue seguida por un nuevo evento transgresivo, permitiendo el<br />
depósito tanto en la facies lagunar como en las zonas del talud medio, distal y cuenca de<br />
las Formaciones Agua Nueva del Turoniano, (calizas negras arcillosas con intercalaciones<br />
de lutitas negras), San Felipe Coniaciano-‐Santoniano (calizas arcillosas gris verdoso con<br />
abundantes intercalaciones de bentonitas verde olivo) y Méndez Campaniano-‐<br />
Mastrichtiano (calizas arcillosas y margas de color verdes y rojas), con el depósito de esta<br />
última formación terminó el periodo de esta tectono-‐secuencia.<br />
Eventos<br />
Tectónicos<br />
Ambientes<br />
sedimentarios<br />
Columna geológica Cuenca Tampico-‐Misantla con rocas almacenadoras, rocas<br />
generadoras (yacimientos no convencionales), eventos tectónicos y. ambientes<br />
sedimentarios.<br />
La tectono-‐secuencia Antefosa, se caracteriza por el inicio del levantamiento de la Sierra<br />
Madre Oriental (SMO), lo cual provocó una mayor aportación de sedimentos terrígenos,<br />
7
estos depósitos cenozoicos marinos fueron definidos originalmente como Cuenca<br />
Tampico-‐Misantla por López-‐Ramos (1956).<br />
El levantamiento continuo de la SMO, dejo planicies costeras y plataformas continentales<br />
muy angostas, por lo que los sistemas costeros pasaban de una zona de prodelta a talud y<br />
en donde predominaba el transporte de sedimentos por corrientes de turbidez, flujos de<br />
escombros y deslizamientos, depositándose en el fondo del piso marino (cuenca) abanicos<br />
submarinos, los cuales se sobrepusieron unos sobre de otros, generándose erosión<br />
submarina durante sus emplazamientos.<br />
Al final de Cenozoico predominaron ambientes deltaicos.<br />
Tuxpan<br />
Poza Rica<br />
Tecolutla<br />
Modelo sedimentario del Terciario (Paleógeno y Neógeno). Obsérvese que por encima<br />
de la Formación Chicontepec se depositaron ambientes de delta<br />
8
Características principales<br />
<strong>Contratos</strong> <strong>Integrales</strong> <strong>EP</strong>: <strong>Pitepec</strong><br />
La principal Formación productora es la Formación Chicontepec y se cuenta con<br />
evidencias de producción en la Formación Tamaulipas Superior.<br />
Los yacimientos presentes en esta área se encuentran en trampas combinadas,<br />
estructurales (anticlinales con sutiles echados con cierre en cuatro direcciones) y<br />
estratigráficas.<br />
En esta Área Contractual se ubican los pozos exploratorios Aragón-‐2, Aragon-‐1001,<br />
Pedregosa-‐1 y Tlacolula-‐10, se presentaron ligeras impregnaciones de aceite en las<br />
muestras de canal, atractivas manifestaciones de gas en las Formaciones Agua Nueva,<br />
Tamabra, Tamaulipas Superior y Tamán.<br />
En el pozo Aragón-‐2, se observaron ligeras manifestaciones de aceite en la Formación<br />
Agua Nueva, se cortó un núcleo sin impregnación de aceite, no se realizaron pruebas<br />
de producción y en muestras de canal en el Cretácico no se observó impregnación de<br />
aceite.<br />
En el pozo Aragón-‐1001, se observaron ligeras manifestaciones de gas y aceite en la<br />
Formación Tamaulipas Superior y Pimienta, se cortaron nueve núcleo sin impregnación<br />
de aceite, no se realizaron pruebas de producción y en muestras de canal se observó<br />
ligera impregnación de aceite en las Formaciones San Felipe y Tamaulipas Superior.<br />
En el pozo Pedregosa-‐1, se observaron altas lecturas de gas en la Formación Tamán, no<br />
se realizaron pruebas de producción, se cortaron dos núcleos en la Formación Agua<br />
Nueva con pobre impregnación de aceite en los planos de la fractura y en las muestras<br />
de canal se observó ligera impregnación de aceite en la Formación Agua Nueva y<br />
Tamaulipas Superior.<br />
En el Pozo Tlacolula-‐10, se observaron manifestaciones de gas durante la perforación,<br />
poco aceite y agua salada en la Formación Agua Nueva y fuertes manifestaciones de<br />
gas y aceite en la Formación Tamaulipas Superior. En el núcleo número 20 (2300-‐<br />
2306.3 m) en la Formación Tamaulipas Superior se observaron trazas de aceite y fuerte<br />
olor a gas, no se reportaron muestras de canal con impregnación.
Se realizaron dos pruebas de formación en la Formación Tamaulipas Superior<br />
recuperándose en la TP, 50 metros de aceite con bastante gas y 75 metros de lodo<br />
gasificado.<br />
A continuación se comentan los eventos presentes durante la perforación de las rocas<br />
de la Formación Chicontepec:<br />
En el pozo, Galo-‐1 se observaron manifestaciones de gas en el lodo de baja magnitud y<br />
en los cortes de regular magnitud durante la perforación. Se cortaron núcleos en la<br />
Formación Chicontepec Medio (8), observándose impregnación de aceite ligero. Las<br />
muestras de canal presentaron pobre impregnación de aceite en las Formaciones<br />
Aragón, Chicontepec Medio y Basal.<br />
Se efectuó una prueba de producción en Chicontepec Medio resultando una<br />
producción de 13 bpd de aceite, 0% de agua y una de RGA 100m 3 /m 3 .<br />
En el pozo Aragón-‐134, no se observaron manifestaciones de gas durante la<br />
perforación. Se cortaron cuatro núcleos en la Formación Chicontepec con ligera<br />
impregnación de aceite y materia orgánica residual (gilsonita). Las muestras de canal<br />
en la Formación Chicontepec Medio e Inferior con manchas por impregnación de<br />
aceite ligero.<br />
Se efectuaron cuatro pruebas de producción con fracturamiento hidráulico en la<br />
Formación Chicontepec Canal, resultando las dos primeras pruebas con 100% de agua,<br />
en la tercera prueba en el intervalo 815-‐860 m produjo 14 bpd de aceite, 71% de agua<br />
y una RGA 180m 3 /m 3 , finalmente la cuarta prueba en los intervalos 815-‐860 m, 874-‐<br />
885 m y 1100-‐1105 m, produjo 14 bpd de aceite, 71% de agua y una RGA 180m 3 /m 3 .<br />
En el pozo Tlacolula-‐446, no se observaron manifestaciones de gas durante la<br />
perforación. Se cortaron tres núcleos con ligera impregnación de aceite amarillo claro.<br />
Las muestras de canal en la Formación Chicontepec Medio y Chicontepec Inferior<br />
presentaron trazas de aceite ligero.<br />
Se efectuaron cuatro pruebas de producción en la Formación Chicontepec Canal con<br />
fracturamiento hidráulico de las cuales dos aportaron producción, una en el intervalo<br />
1470-‐1490 m, resultando una producción de 7 bpd de aceite, agua 22% y una RGA 125<br />
10
m 3 /m 3 y la otra prueba en el intervalo 811-‐825 m con una producción de 5 bpd de<br />
aceite, agua 92% y una RGA 186 m 3 /m 3 .<br />
En el pozo Aragón-‐2, se observaron en la Formación Chicontepec Medio ligeras<br />
manifestaciones de gas y aceite durante la perforación. En las muestras de canal en la<br />
Formación Chicontepec Superior presentaron ligera impregnación de aceite.<br />
No se efectuaron pruebas de producción.<br />
En el pozo Aragón-‐78, no se observaron manifestaciones de gas durante la<br />
perforación. No se cortaron núcleos en las formaciones del Terciario y las muestras de<br />
canal no presentaron impregnación.<br />
Se efectuaron dos pruebas de producción con fracturamiento hidráulico en la<br />
Formación Chicontepec Medio; en la primera se recuperó del fluido de tratamiento un<br />
volumen de 342 m 3 y quedaron dentro del pozo 7 m 3 , se clasifico el intervalo como<br />
productor incosteable y en la segunda prueba, se obtuvo una producción estimada de<br />
31 bpd de aceite.<br />
En el pozo Ayacaxtla-‐1, no se observaron manifestaciones de gas durante la<br />
perforación. Se cortaron 26 núcleos, de los cuales en la Formación Chicontepec Medio<br />
fueron 20 y en Chicontepec Superior seis, observándose pobre impregnación de aceite<br />
ligero y aceite residual respectivamente. Las muestras de canal presentaron pobres<br />
impregnaciones de aceite ligero y asfalto en las Formaciones Chicontepec Superior,<br />
Medio e Inferior.<br />
Se efectuaron tres pruebas de producción con fracturamiento hidráulico, la primera en<br />
la Formación Chicontepec Inferior, en los intervalos 1295-‐1305 m y 1315-‐1330 m, se<br />
sondeó fluyendo 80% de agua salada, resultando como intervalo improductivo, la<br />
segunda prueba en la Formación Chicontepec Medio en los intervalos 1020-‐1040 m y<br />
1050-‐1070 m, se sondeó recuperando agua manchada de aceite y poco gas, resultando<br />
este intervalo invadido con agua salada y finalmente en la tercera prueba en la<br />
Formación Chicontepec Medio el intervalo 945-‐955 m, fluyendo 6 bpd de aceite, 0% de<br />
agua y una de RGA 10 m 3 /m 3 .<br />
11
Con los registros geofísicos de pozos se elaboraron secciones estructurales de<br />
correlación y con la información sísmica se correlacionaron los eventos sísmicos<br />
distintivos de las formaciones mesozoicas. La siguiente figura, es una sección de<br />
correlación con una orientación de W a E, observándose la correlación estructural<br />
entre los pozos Camaitlan-‐2, <strong>Pitepec</strong>-‐1, Aragón-‐1, Aragón-‐1001 y Coyotes-‐3, nótese el<br />
buen desarrollo de las arenas productoras de la Formación Chicontepec. Los pozos<br />
Camaitlán-‐2, Aragón-‐1001 y Coyotes-‐3, llegaron a las formaciones del Jurásico<br />
Superior, en donde se encuentran las rocas generadoras de hidrocarburos,<br />
actualmente consideradas como yacimientos no convencionales o bien denominadas<br />
Oil Shale.<br />
Sección estructural con registros de pozos. Nótese la presencia de rocas jurásicas en el<br />
subsuelo del área en estudio.<br />
12
En la siguiente figura, se muestra una sección con información sísmica, en la cual se puede<br />
observar los espesores de rocas en el Mesozoico, notándose el desarrollo de las<br />
formaciones del Jurásico Superior.<br />
PIT<strong>EP</strong>EC-‐1 ARAGÓN-‐1 ARAGÓN-‐1001 COYOTES-‐3<br />
Sección sísmica W-‐E entre los pozos <strong>Pitepec</strong>-‐1, Aragón-‐1, Aragón-‐1001 y Coyotes-‐3,<br />
donde se observa la presencia de las rocas generadoras jurásicas.<br />
El Área Contractual <strong>Pitepec</strong>, se encuentra ubicada en la parte norte del Paleocanal de<br />
Chicontepec, el 88.6% de esta área cuenta con información sísmica 3D del prospecto<br />
Amatitlán el cual fue procesado en abril 2009. De acuerdo con los archivos sísmicos<br />
actuales, éste cubo sísmico cuenta con migración pre-‐apilada en tiempo, versión<br />
PSTM, su calidad y resolución vertical es buena.<br />
Adicionalmente se cuenta con 166.5 km de sísmica bidimensional (2D), de segmentos<br />
de 19 líneas sísmicas dentro del Área Contractual <strong>Pitepec</strong>.<br />
13
El área contractual <strong>Pitepec</strong> cuenta con un cubrimiento del 88.6% de información sísmica<br />
3D del Prospecto Amatitlán.<br />
14
Historia de exploración y desarrollo<br />
<strong>Contratos</strong> <strong>Integrales</strong> <strong>EP</strong>: <strong>Pitepec</strong><br />
El descubrimiento del Área Contractual <strong>Pitepec</strong> fue en el año de 1943 con la<br />
perforación de los pozos Aragón-‐1 y Aragón-‐2, del primero sólo se cuenta con<br />
información de perforación que alcanzó una profundidad de 1,609 mvd; del<br />
segundo se reportan manifestaciones de gas y aceite, ambos fueron abandonados<br />
como improductivos secos. El primer pozo productor del área fue el Aragón 501,<br />
terminado en 1974 ,con un gasto de aceite de 94 bpd con 0 % de agua en la<br />
Formación Chicontepec Medio, también se cuentan con registros del pozo<br />
Tlacolula-‐10 perforado en 1947 donde se recuperaron 50 metros de aceite y<br />
abundante gas de la Formación Tamaulipas Superior.<br />
En febrero de 2012 alcanzó su máxima producción de aceite de 150 bpd con seis<br />
pozos en operación.<br />
En el 2010, se reiniciaron las actividades de operación y mantenimiento<br />
reactivando pozos con reparaciones menores en los campo Coyotes y Horcones los<br />
cuales se encuentran al Este de esta Área Contractual, cabe mencionar, que los<br />
gastos promedios de aceite antes de la reactivación (abril 2010) de los pozos era de<br />
20 bpd, de 79 pozos en operación, con 1750 bpd promedio mensuales y<br />
actualmente (julio 2012) el gasto promedio es de 30 bpd con 110 pozos en<br />
operación y una producción mensual promedio de 3300 bpd.<br />
La actividad de perforación se reinició en los años 2011 y 2012 se perforaron tres<br />
pozos horizontales y a la fecha se han terminado dos, Coyotes 423D y Coyotes<br />
276D, ambos se terminaron con multifracturas (cinco), siendo el gasto inicial de<br />
aceite del pozo 423D, de 400 bpd de aceite de 37 ºAPI y 0.471 mmpcd con una<br />
producción de agua de 30%, que gradualmente disminuyó hasta 15%, la producción<br />
de aceite inicial del pozo 276D fue de 318 bpd de aceite de 28 ºAPI y 0.093 mmpcd<br />
de gas y una producción de agua de 35%, el cual continua en limpieza por lo cual<br />
se considera que la producción de agua disminuirá como se observó en el pozo<br />
423D.
Sección sísmica estructural del pozo Coyotes 423D con la trayectoria horizontal<br />
Estado mecánico del pozo Coyotes 423D y registro geofísico con el intervalo navegado<br />
en el cual se efectuaron cinco fracturas<br />
16<br />
RESU RE<br />
Geométrico Geométric<br />
Longitud tota to<br />
Xf Xf<br />
Altura (H) (H<br />
Network<br />
Dirección<br />
Arena Otaw Ota<br />
20/40<br />
Fluido Fractu Frac
<strong>Contratos</strong> <strong>Integrales</strong> <strong>EP</strong>: <strong>Pitepec</strong><br />
Actualmente, Petróleos Mexicanos ha iniciado una campaña exploratoria para evaluar<br />
mediante la perforación de pozos horizontales a las formaciones geológicas consideradas<br />
como rocas generadoras de hidrocarburos, las cuales están consideradas como Shale oil<br />
tiene contemplado perforar un pozo a 1.4 km al Sur de esta área contractual teniendo<br />
como su objetivo principal la Formación Pimienta del Jurásico Superior<br />
0<br />
500<br />
1000<br />
1500<br />
2000<br />
2500<br />
3000<br />
3500<br />
NW<br />
KS Mendez<br />
KS SF<br />
KS ANva<br />
KM Tam Sup<br />
KI Tam Inf<br />
JS Tithoniano<br />
JS Kimmeridgiano<br />
Configuración<br />
estructural cima Fm.<br />
Pimienta (m)<br />
Localización exploratoria para evaluar la Fm. Pimienta del Jurásico Superior<br />
SE
Producción por campo y reservas<br />
La explotación comercial de aceite en esta Área Contractual inició en el año 1974 y la<br />
producción es asociada a los yacimientos de los campos Aragón, Pastoría y Tlacolula.<br />
La presión de saturación es de 64.7 Kg/cm 2 y su presión actual es de 77 Kg/cm 2 .<br />
Gasto de aceite y agua (bpd)<br />
400<br />
380<br />
360<br />
340<br />
320<br />
300<br />
280<br />
260<br />
240<br />
220<br />
200<br />
180<br />
160<br />
140<br />
120<br />
100<br />
80<br />
60<br />
40<br />
20<br />
0<br />
01/08/1974<br />
14/12/1975<br />
27/04/1977<br />
09/09/1978<br />
22/01/1980<br />
05/06/1981<br />
18/10/1982<br />
01/03/1984<br />
14/07/1985<br />
26/11/1986<br />
09/04/1988<br />
22/08/1989<br />
04/01/1991<br />
18/05/1992<br />
30/09/1993<br />
Suma de Aceite (bpd) Suma de Agua (Bd) Suma de Gas (mpc/d)<br />
Historia de producción del Área Contractual <strong>Pitepec</strong><br />
12/02/1995<br />
26/06/1996<br />
08/11/1997<br />
23/03/1999<br />
04/08/2000<br />
17/12/2001<br />
01/05/2003<br />
12/09/2004<br />
25/01/2006<br />
09/06/2007<br />
21/10/2008<br />
05/03/2010<br />
18/07/2011<br />
2000<br />
1800<br />
1600<br />
1400<br />
1200<br />
1000<br />
800<br />
600<br />
400<br />
200<br />
0<br />
Gasto de gas (mpc/d)<br />
18
El volumen original en sitio para el Área Contractual <strong>Pitepec</strong> es de 6,325.271 MMbls de<br />
aceite y 2,435.364 MMMpc de gas; con un factor de recuperación de 10.09 % para el<br />
aceite y 69.73 % para el gas. La producción acumulada es de 822.807 Mbls de aceite y<br />
583.005 MMpc de gas, para unas reservas remanentes en 2P estimadas de 233.306<br />
MMbls de aceite y 686.871 MMMpc para el gas.<br />
Chicontepec<br />
Prod. Acumulada<br />
al 30 de junio 2012<br />
Chicontepec<br />
Volumen Original<br />
Reservas al<br />
1 de enero 2012<br />
Mesozoico<br />
PIT<strong>EP</strong>EC<br />
Produccion Acumulada<br />
Aceite (Mbbl) Gas (MMpc) BOE(Mbpce)<br />
822.8070 583.0050 1409.9544<br />
Reservas<br />
Aceite (MMbbl) Gas (MMMpc) BOE(MMbpce)<br />
6325.2707 2435.3644 6913.1893<br />
1P 7.90568 11.87736 10.7730<br />
2P 233.30589 686.87094 399.1226<br />
3P 637.64291 1697.72976 1047.4899<br />
Recursos Prospectivos<br />
Aceite (MMbbl) Gas (MMMpc) BOE(Mmbpce)<br />
151 418 251.9089<br />
Volumen original, producción y reservas del Área Contractual <strong>Pitepec</strong><br />
19
Infraestructura y manejo de hidrocarburos<br />
Infraestructura Área Contractual <strong>Pitepec</strong><br />
<strong>Contratos</strong> <strong>Integrales</strong> <strong>EP</strong>: <strong>Pitepec</strong><br />
El Área Contractual <strong>Pitepec</strong> tiene una producción bruta de 62 bpd, la cual se transporta<br />
por camión cisterna a la Batería de Separación (BS) Soledad Norte.<br />
Propuesta de manejo de la producción del Área Contractual <strong>Pitepec</strong><br />
El Área Contractual no cuenta con ductos:
Caminos del Área Contractual <strong>Pitepec</strong><br />
Mapa de caminos (carreteras y brechas) poblados, macroperas e instalaciones<br />
petroleras<br />
21
Prácticas de perforación<br />
Parámetros de perforación<br />
Profundidad: 1,700 metros desarrollados<br />
Inclinaciones: Verticales y Desviados<br />
Densidad de lodos<br />
Primera etapa: 1.05-‐1.15 gr/cm³; base agua inhibido<br />
Segunda etapa: 1.15-‐1.20 gr/cm³; base agua inhibido<br />
Tercera etapa: 1.20-‐1.28 gr/cm³; emulsión inversa<br />
Objetivo: Chicontepec<br />
<strong>Contratos</strong> <strong>Integrales</strong> <strong>EP</strong>: <strong>Pitepec</strong><br />
Problemas durante la perforación<br />
• Etapa Superficial<br />
Hidratación de arcillas, pérdidas de circulación, resistencias en introducción de<br />
TR’s, inestabilidad del agujero y flujos someros de Gas y/o Agua.<br />
• Etapa intermedia.<br />
Intercalaciones de Lutitas reactivas, pegaduras de tubería y posible pérdida de<br />
fluido, altas velocidades de penetración, probables incrementos de DEC (Densidad<br />
Equivalente de Circulación) por la concentración de recortes en el espacio anular e<br />
incrementos de atrapamientos y perdidas de circulación.<br />
• Etapa de Producción<br />
Empacamiento, resistencias y arrastres, presencia de gas de formación, pérdidas<br />
de circulación, pegaduras por presión diferencial, embolamiento de barrena,<br />
acumulación de recortes de perforación en la sección curva.<br />
Prácticas de perforación<br />
Este inciso, tiene como objetivo únicamente comentar las prácticas de perforación a la<br />
fecha, utilizadas en el desarrollo de este yacimiento, por lo cual se considera como una<br />
referencia y no una propuesta de aplicación de la metodología y tecnología aplicada por el<br />
AIATG.<br />
La mayoría de los arreglos de las tuberías de revestimiento (TR) en esta área corresponden<br />
a un diseño con una TR conductora de 13 3/8” y 10 3/4”, que tiene como objetivo instalar<br />
conexiones superficiales y se cementa alrededor de 100 y 150 m. La TR intermedia de 9
5/8” y 7 5/8” se cementa a profundidades promedio de 300 a 500 m, los asentamientos de<br />
dicha etapa se proponen de los pozos de correlación. Finalmente, perforar la tercera<br />
etapa y cementar la TR 7” y 5 ½” a la profundidad total.<br />
Las primeras etapas son de presión normal y se perforan con lodo a base de agua y<br />
finalmente con lodos a base de emulsión inversa con densidades de control del orden de<br />
1.25 a 1.30 gr/cm³; en el caso de densidades anormales, es debido al control de<br />
estabilidad de la lutita y no porque el gradiente de presión lo demande. La etapa de<br />
explotación se perfora con fluido base agua (salmuera sódica) capaz de incrementar su<br />
viscosidad por cualquier contingencia, además de ser amigable con la formación<br />
productora y se ajusta la densidad de control.<br />
El árbol de válvulas 13 3/8” x 9 5/8” x 7” X 2 7/8” y 10 3/4” x 7 5/8” x 5 1/2” x 2 7/8”<br />
5,000 lb/pg²; no se observa gran problemática operativa durante la perforación del pozo.<br />
23
ESTADO MECÁNICO TIPO 1: PIT<strong>EP</strong>EC<br />
TR 10 3/4, J-55, 54 Lb/pie BCN<br />
TR 7 5/8, J-55, 36 Lb/pie BCN” 402 m<br />
EMPACADOR 750 m<br />
TR5 1/2 , J-55, 36 Lb/pie BCN<br />
P.T. = 1770 m<br />
1770 m<br />
55 m<br />
Guayabal 4 m<br />
Aragon<br />
Chicontepec Sup<br />
Chicontepec Med<br />
Chicontepec Inf<br />
Velasco<br />
P.T.<br />
74m<br />
389m<br />
562m<br />
1110m<br />
1660m<br />
Mendez 1700m<br />
1770m<br />
24
ESTADO MECÁNICO TIPO 2: PIT<strong>EP</strong>EC<br />
TR 13 3/8, J-55, 54 Lb/pie BCN<br />
TR 9 5/8, J-55, 36 Lb/pie BCN” 303 m<br />
EMPACADOR 750 m<br />
TR 7, J-55, 36 Lb/pie BCN<br />
P.T. = 1643 m<br />
***<br />
1640 m<br />
145 m<br />
Guayabal 4 m<br />
Chicontepec Sup<br />
Chicontepec Med<br />
Chicontepec Inf<br />
P.T.<br />
389m<br />
562m<br />
1110m<br />
Mendez 1600m<br />
1643m<br />
25