Contratos Integrales EP: Humapa

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Tabla de contenido
Contratos Integrales EP: Humapa
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.
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El Área Contractual Humapa se localiza en el noroeste del Activo Integral Poza Rica-­‐
Altamira, comprende una extensión aproximada de 128 Km 2 ; se encuentra a 40 Km al NW
de la ciudad de Poza Rica, Veracruz.
Ubicación del Área Contractual Humapa
Geológicamente se ubica en la porción sur de la Cuenca Tampico-­‐Misantla; el campo
principal en esta área es Humapa, el cual fue descubierto en el año 1956, con la
perforación del pozo Humapa-­‐1.
En esta Área Contractual se han perforado 42 pozos, de los cuales 30 están en operación,
8 cerrados y 4 taponados. La máxima producción alcanzada fue de 1,274 bpd de aceite
con 25 pozos activos en enero de 2012, actualmente (30-­‐06-­‐2012) produce 1,175 bpd
aceite, con una producción acumulada de 522 Mbls de aceite y 0.272 MMMpc de gas. El
crudo es de tipo ligero, con densidad de 27° API; la presión actual del yacimiento varía
entre 157 a 197 Kg/cm 2 .a una profundidad de 1700 mv El sistema de producción principal
es bombeo mecánico y en menor escala bombeo hidráulico. La profundidad promedio de
los yacimientos a nivel del Terciario es de 1,700 m.
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Durante la perforación de los pozos exploratorios en las formaciones del Mesozoico:
Tamaulipas Superior, Tamaulipas Inferior, Pimienta y Tamán, se presentaron
manifestaciones de gas e impregnaciones de aceite en núcleos y muestras de canal.
Por medio de análisis PVT de diferentes pozos cercanos al bloque se conoce la siguiente
información:
• Pozo Huehuetepec-­‐1 (ubicado al Noroeste a 3km del bloque):
Formación Tamaulipas Superior: Aceite con densidad de 35.8 °API, relación de gas
disuelto inicial (Rsi) de 111.80 m 3 /m 3 , factor volumétrico de aceite (Bo) de 1.3512
m 3 /m 3 y Presión de Saturación (Pb) de 149.40 Kg/cm 2 .
• Pozo Presidente Miguel Alemán-­‐772 (ubicado al Sureste a 50 km del bloque):
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 157 km del bloque):
Formación Pimienta; Aceite con densidad 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 (ubicado al Sureste a 25 km del bloque):
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 .
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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
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Formación Huizachal, de edad Triásico Tardío (Noriense-­‐Retiense), sobre basamentos
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
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Formación Tamabra con facies de talud proximal, medio y 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 es Chicontepec y se cuenta con evidencias de
producción en las Formaciones Tamaulipas Superior y Agua Nueva del Cretácico Medio y
Superior respectivamente.
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 se ubican los pozos exploratorios Balsas-­‐1, Barita-­‐1, Humapa-­‐1 y Palmar-­‐1, se
presentaron de ligeras a regular impregnaciones de aceite en las muestras de canal,
atractivas manifestaciones de gas en las Formaciones Agua Nueva, Tamaulipas Superior,
Horizonte Otates, Tamaulipas Inferior, el Jurásico Tamán y Tepexic.
En el pozo Balsas-­‐1, se presentó manifestaciones moderadas de gas, durante la
perforación de las Formaciones Cretácicas Tamaulipas Superior, Horizonte Otates,
Tamaulipas Inferior y del Jurásico la Formación Tamán. Así mismo se observó en las
muestras de canal recuperadas de las Formaciones Agua Nueva, Tamaulipas Superior e
Inferior, varios intervalos con impregnación de aceite. Se realizó una prueba de formación
(agujero descubierto) en el intervalo 2551.7-­‐2611 m, de la Formación Tamaulipas Superior
recuperan lodo y agua manchada de aceite.
Se efectuaron dos pruebas de producción en los intervalos 2495-­‐2513 m, de la Formación
Tamaulipas Inferior (fluyó aceite viscoso con 17.5 % de agua PH: 6, obturado por producir
aceite viscoso) y 2440-­‐2453 m, correspondiente a la Formación Agua Nueva, fluyó agua
manchada de aceite. A pesar que este pozo fluyó aceite con poca agua con PH ácido, de la
Formación Tamaulipas Inferior, el mismo fue taponado como invadido por agua salada.
En los pozo Barita-­‐1 y Humapa-­‐1, no se reportaron manifestación y/o impregnación de
aceite o gas, el primero fue terminado en el Terciario y el otro taponado improductivo.
En el pozo Palmar-­‐1, se presentaron cuatro altas lecturas de gas en las siguientes
Formaciones: Agua Nueva (adicional a las manifestaciones de gas, en los cortes se observó
presencia de aceite en las muestras), Tamaulipas Superior y Jurásico Tepexic.
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En la Formación Tamaulipas Superior, se realizó una prueba de producción en el intervalo
2315-­‐2335 m, fluyendo aceite, gas y agua, los análisis de las muestras indican, 18% de
agua con una salinidad de 97500 ppm y PH: 5, este último parámetro es indicativo que el
agua aportada es ácida, correspondiente al tratamiento realizado al pozo, por lo que se
deduce falta de evaluación para este intervalo. Se consideró el pozo como improductivo
por lo cual se taponó
A continuación se comentará el comportamiento por unidad productora de la Formación
Chicontepec. En el área contractual Humapa, se tienen 42 pozos, de los cuales 40 se
evaluaron en la Formación Chicontepec, de los aspectos relevantes ocurridos durante la
perforación, detectadas en 10 pozos, se tienen gasificaciones de leves a moderadas con
periodos de duración entre 130 a 10 minutos, impregnaciones de aceite observadas en los
núcleos cortados y muestras de canal.
Formación Chicontepec Superior Canal: durante la perforación de esta unidad productora,
se presentaron manifestaciones de gas de ligeras a moderadas en seis pozos (Coyol-­‐461,
Coyol-­‐5231, Coyol 6076, Humapa-­‐517, Humapa-­‐537 y Humapa-­‐1024). Se observaron
impregnaciones de aceite de regular a ligeras, en núcleos y muestras de canal en siete
pozos (Barita-­‐1, Chorlo-­‐1, Coyol-­‐6074, Coyol-­‐6076, Humapa-­‐537, Humapa-­‐1074 y Silvita-­‐
1).
Se realizaron pruebas de producción 33 pozos, resultando productores 28, obteniéndose
producciones entre 10 y 384 Bls/día, lo que pone en evidencia lo atractivo de esta unidad
productora. En los siguientes párrafos se presenta un resumen de lo observado en uno de
los pozos que resultó productor en este miembro.
En el pozo Humapa-­‐1458, no se observaron manifestaciones de gas en lodo, durante la
perforación. No se cortaron núcleos y no se observaron impregnaciones en las muestras
de canal.
Se realizó una prueba de producción en el miembro Superior de la Formación
Chicontepec, resultando productor de aceite, con un gasto inicial (Qoi) de 384 bpd, 0% de
agua y RGA de 226 m 3 /m 3 , se determinó como productor de aceite.
Formación Chicontepec Medio: Durante la perforación de esta unidad productora, se
presentaron manifestaciones de gas de ligeras a moderadas en dos pozos (Coyol-­‐461 y
Chorlo-­‐1). Se observaron impregnaciones de aceite de regular a ligeras, en núcleos y
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muestras de canal en siete pozos (Barita-­‐1, Bornita-­‐1, Humapa-­‐1D, Palmar-­‐1, Chorlo-­‐1 y
Silvita-­‐1).
Se realizaron pruebas de producción en ocho pozos, resultando productores seis,
obteniéndose producciones entre 10 y 226 bpd, evidenciando lo atractivo de esta unidad
productora. En los siguientes párrafos se presenta un resumen de lo observado en uno de
los pozos que resultó productor en este miembro.
En el pozo Bornita-­‐1, no se observaron manifestaciones de gas en lodo durante la
perforación. No se cortaron núcleos y no se observaron impregnaciones en las muestras
de canal.
Se realizó una prueba de producción en el miembro Medio de la Formación Chicontepec,
con un gasto inicial (Qoi) de 226 bpd, se determinó como productor de aceite.
Formación Chicontepec Inferior: Durante la perforación de esta unidad productora, se
presentaron manifestaciones de gas de ligeras a moderadas en tres pozos (Coyol-­‐461,
Chorlo-­‐1, Coyol-­‐6058 y Coyol-­‐6096). Se observaron impregnaciones de aceite de regular a
ligeras, en núcleos y muestras de canal en seis pozos (Barita-­‐1, Palmar-­‐1, Chorlo-­‐1, Coyol-­‐
6076, Humapa-­‐527 y Silvita-­‐1).
Se realizaron pruebas de producción en cuatro pozos, resultando dos pozos productores,
obteniéndose producciones entre 63 y 129 Bls/día, siendo evidencia de lo atractivo de
esta unidad productora. En los siguientes párrafos se presenta un resumen de lo
observado en uno de los pozos que resultó productor en este miembro.
En el pozo Coyol-­‐6058, no se observaron manifestaciones de gas en lodo durante la
perforación. No se cortaron núcleos y no se observaron impregnaciones en las muestras
de canal.
Se realizó una prueba de producción en el miembro Medio de la Formación Chicontepec,
con un gasto inicial (Qoi) de 129 bpd, 0% de agua, RGA de 286 m 3 /m 3 , se determinó como
productor de aceite.
Con los registros geofísicos de pozo 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
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SE
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orientación de NW a SE observándose la correlación estructural entre los pozos Palmar-­‐1,
Humapa-­‐1044, Bornita-­‐1 y Humapa-­‐2073, nótese el desarrollo de las arenas productoras
de la Formación Chicontepec (Terciario) en los pozos Humapa-­‐1044, Bornita-­‐1 y que el
pozo Palmar-­‐1 también penetró 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
BLOQUE_HUMAPA_S1
Sección I
NW SE
Humapa-1044
Bornita-1
Palmar-1 Humapa-2073
Cretácico
Jurásico
BLOQUE HUMAPA
SECCION I
Palmar 1
Humapa 1044
Bornita 1
Humapa 2073
NW SE
SW NE
Sección estructural SW-­‐NE con registros de pozos. Nótese la presencia de rocas jurásicas
en el subsuelo del área en estudio.
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.
12
BLOQU

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PALM-­‐1 HUM-­‐1044 BRN-­‐1 HUM-­‐2073
N
BLOQUE HUMAPA
SECCION I
Palmar 1
Humapa 1044
Bornita 1
Humapa 2073
Sección sísmica idéntica a la de correlación entre pozos donde se observa la amplia
presencia de las rocas generadoras jurásicas.
El área contractual Humapa, se encuentra ubicada en la parte central del Paleocanal de
Chicontepec, el 100% de esta área cuenta con información sísmica 3D del prospecto
Cohuca el cual fue procesado en julio de 2011. De acuerdo con los archivos sísmicos
actuales, se tiene una migración pre-­‐apilada en tiempo, la calidad es buena y la resolución
vertical es óptima.
Adicionalmente se cuenta con 45 km de sísmica bidimensional (2D), de segmentos de 28
líneas sísmicas dentro del área contractual Humapa.
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El área contractual Humapa cuenta con un cubrimiento del 100% de información sísmica
3D con los Prospectos Miquetla-­‐Miahuapan y Cohuca.
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Historia de exploración y desarrollo
El descubrimiento del área contractual Humapa fue en marzo de 1956 con la
perforación del pozo Humapa-­‐1, evaluado en la Formación Chicontepec Medio e
Inferior, con una prueba de formación, se recuperó lodo viscoso y se taponó como
improductivo. El primer pozo productor del Área Contractual fue el Bornita-­‐1,
perforado en abril de 1977, con un gasto de 189 bpd, 0% de agua y una RGA de 100
m 3 /m 3 de la Formación Chicontepec Medio, posteriormente en septiembre de 1977
en la Formación Chicontepec Medio entró a producción el pozo Humapa-­‐1D con un
gasto de 57 bpd, 0% de agua y una RGA de 100 m 3 /m 3 .
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
16
RE
Geométr Geomé
Longitud Longitu
Xf X
Altura (
Netwo Netw
Direcció Direc
Arena OtO
20/40 20/
Fluido Fra F

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Actualmente, Petróleos Mexicanos ha iniciado una campaña exploratoria para
evaluar, mediante la perforación de pozos horizontales, las formaciones geológicas
consideradas como rocas generadoras de hidrocarburos, las cuales están
consideradas como shale oil y tiene contemplado perforar un pozo exploratorio a
32.3 km al nornoroeste 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
La explotación comercial de aceite en esta área contractual, inicia en junio de 2009 y la
producción está asociada principalmente a los campos Humapa y Coyol.
La producción máxima alcanzada fue de 1,274 bpd de aceite en enero de 2012. El
yacimiento Terciario tiene una presión de saturación que varía entre 157 y 201 Kg/cm 2 y
su presión actual varía entre 148 a 197 Kg/cm 2 .
Gastos de aceite, agua (b/d)
1,400
1,200
1,000
800
600
400
200
0
02/78
11/78
08/79
05/80
02/81
11/81
08/82
05/83
02/84
11/84
08/85
05/86
02/87
11/87
08/88
05/89
02/90
11/90
08/91
05/92
02/93
11/93
08/94
05/95
02/96
11/96
08/97
05/98
02/99
11/99
08/00
05/01
02/02
11/02
08/03
05/04
02/05
11/05
08/06
05/07
02/08
11/08
08/09
05/10
02/11
11/11
Aceite (Bd) Agua (Bd) Gas (mpc/d)
Historia de producción del bloque Humapa
El volumen original para el área contractual Humapa es de 1,955.47 MMbl de aceite y
725.19 MMMpc de gas; con un factor de recuperación de 9 % para el aceite y 64 % para el
gas, se tienen unas reservas originales 159.042 MMbls de aceite y 429.732 MMMpc de
gas. La producción acumulada de 522.269 Mbl de aceite y 272.880MMpc de gas, para
unas reservas remanentes 2P estimadas son 158.52 MMbl de aceite y 429.46 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)
2,500
2,000
1,500
1,000
500
0
Gastos de gas (mpc/d)
Reservas
remanentes 2P
Aceite
(MMbl)
Gas
(MMMpc)
128 1,955.47 725.19 9.0 64.0 522.269 272.8 158.52 429.46
Volumen original, producción y reservas remanentes del área contractual Humapa
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Infraestructura y manejo de hidrocarburos
Infraestructura área contractual Humapa
El área contractual Humapa tiene una producción bruta de 1,282 bpd, la cual se envía por
camión cisterna a las Baterías de Separación (BS) Humapa I y Miquetla I.
La siguiente infraestructura se encuentra dentro del Área Contractual y cercana al mismo:
Manejo actual de la producción del área contractual Humapa
El área contractual no cuenta con ductos:
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Caminos área contractual Humapa
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Mapa de caminos (carreteras y brechas) poblados, macroperas e instalaciones
petroleras
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Prácticas de perforación
Parámetros de perforación
Profundidad: 2,100 metros desarrollados
Inclinaciones: 0° a 45°
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Densidad de lodos
Primera etapa: 1.10-­‐1.25 gr/cm³; polímero inhibido
Segunda etapa: 1.25-­‐1.35 gr/cm³; polímero inhibido
Tercera etapa: 1.35-­‐1.40 gr/cm³; emulsión inversa
Objetivo: Chicontepec
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 pérdidas 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.
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Contratos Integrales EP: Humapa
La mayoría de los arreglos de las tuberías de revestimiento (TR) en esta área corresponden
al diseño de tres etapas, una TR conductora de 10 3/4”, que tiene como objetivo instalar
conexiones superficiales y cementar alrededor de 40 y 100 m. La TR intermedia de 7 5/8”
se cementa a profundidades promedio de 200 a 700 m. Finalmente, perforar la tercera
etapa y cementar la TR 5 1/2” o 4 1/2” a la profundidad total. Generalmente utilizan
conexiones API en las tuberías cementadas.
Las primeras etapas son de presión normal y con densidades de control del orden de 1.10
a 1.40 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.
El árbol de válvulas 10 3/4” x 7 5/8” x 5 ½" o 4 ½" 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: Humapa
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