desarrollo de campos petroleros en mexico

7/25/2019 Desarrollo de Campos Petroleros en Mexico

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Primavera de 2004 49

proyectos, incluyendo el desarrollo de nuevoscampos petroleros, la rehabilitacin de camposmaduros, la construccin de pozos, el manejo dela produccin y la integracin de servicios a lospozos y servicios de produccin.

En este artculo, describimos cmo trabajaSchlumberger IPM con Petrleos Mexicanos, oPEMEX, la compaa petrolera estatal deMxico, para mejorar la produccin provenientede los campos de la Cuenca de Burgos y delPaleocanal de Chicontepec. A lo largo de toda la

vida til de estos proyectos, el alcance y los

modelos de negocios han evolucionado para res-ponder a los nuevos desafos y satisfacer losobjetivos de los proyectos tanto del operadorcomo del proveedor de servicios.

Cuenca de Burgos

En la Cuenca de Burgos se descubri gas en1945. De las cuatro cuencas de Mxico que pro-ducen gas no asociado, el mayor volumen deproduccin proviene de la Cuenca de Burgos,que cubre una superficie de 9595 km2 [3706millas cuadradas] (pgina anterior).1 Recientesestudios geolgicos realizados por PEMEX indi-

can que los campos de la Cuenca de Burgospodran contener hasta 515,000 millones de m3

[18 Tpc]. Actualmente, la cuenca produce aproxi-

madamente 29 millones de m3/d [1000 MMpc/D]y PEMEX Exploracin y Produccin (PEP) esttrabajando con mucha energa para duplicar ese

volumen de produccin.La Cuenca de Burgos contiene espesores de

sedimentos de hasta 9000 m [30,000 pies] corres-pondientes a estratos del Mesozoico Superior y delTerciario, geolgicamente equivalentes a las are-niscas Queen City, Vicksburg, Wilcox y Lobo, queresultan productivas justo al norte, en la Cuencade la Costa del Golfo del sur de Texas, EUA.

Los yacimientos en estos sedimentos silici-

clsticos de baja permeabilidad son pequeos yse encuentran organizados en pequeos compar-timientos a causa de la presencia de fallas. Cadacompartimiento debe ser considerado por sepa-rado, con diferentes propiedades petrofsicas ypropiedades que varan en funcin de la profun-didad. En esta compleja geologa, las formacionescon problemas de prdida de circulacin y altapresin plantean serios desafos a los perforado-res. La mayor parte de los pozos son perforadoshasta alcanzar profundidades de 2900 a 3000 m[9500 a 9800 pies], y luego son terminados y frac-turados hidrulicamente. Su productividad

inicial es alta pero declina rpidamente.

Evolucin de los proyectos

En enero de 1994, ante la declinacin de la pro-duccin de gas dulce no asociado proveniente dela Cuenca de Burgos, PEMEX constituy unpequeo equipo de profesionistas para calcularel potencial de produccin remanente y lasreservas de gas recuperables de esa cuenca.2

El grupo esboz las medidas que la compaatendra que adoptar para seguir trabajando enforma rentable desde su centro situado en Reynosa, Mxico.

Los integrantes del grupo de estudio presentaron una visin que muchos consideraronexcesivamente ambiciosa. No obstante, mediante innovadoras estrategias de contratacintrabajo en equipo y la utilizacin selectiva detecnologa, la implementacin de su visin permiti sextuplicar el volumen de produccin de lacuenca; pasando de 5 millones de m3/d [183MMpc/D] en diciembre de 1993 a 29.5 millonesde m3/d [1030 MMpc/D] en enero de 200 3.Durante el desarrollo del proyecto de revitalizacin, se descubrieron ms de 74 campos nuevos

y se incorporaron ms de 86,000 millones de m[3 Tpc] de reservas adicionales. La actividad deperforacin de pozos de desarrollo y de exploracin aument, pasando de 10 pozos terminadoen 1994, a 343 pozos terminados en 2002. Entotal, durante ese perodo, hubo 1313 termina

ciones de pozos.Este extenso perodo de xito comenz concontratos de pequea escala y mejoras simplesintroducidas en el proceso de construccin depozos, que luego evolucionaron para abarcarproyectos de mayor envergadura y ms grandeimpacto. Para incrementar la produccinproveniente de los pozos de la porcin centrade la Cuenca de Burgos, PEMEX adjudic aSchlumberger IPM un primer contrato para laadquisicin de 1680 km2 [650 millas cuadradasde ssmica 3D, la ejecucin de dos estudios integrados de yacimientos, la perforacin de 31

pozos y la construccin de una estacin colectora y cuatro plantas de compresin de gas. Estetrabajo fue finalizado en 11 meses, contados apartir de mediados de 1997.

PEMEX adjudic el segundo contrato de laCuenca de Burgos a un competidor deSchlumberger IPM para la construccin, terminacin y conexin de 18 pozos en el trmino de10 meses, que finalizara a comienzos de 1999Despus de algunos meses de deficiencias en edesempeo, PEMEX anul el contrato y llamnuevamente a licitacin, adjudicndole aSchlumberger IPM la perforacin de 18 pozos adi

cionales. Cuando estaba por terminar el segundocontrato, IPM haba mejorado el desempeo deperforacin en esta parte de la cuenca pasando deun tiempo de perforacin promedio de 36 das en1997 a un nuevo promedio de 22 das por pozo en1999 (arriba, a la izquierda). Esta tendencia descendente de los tiempos de perforacin continua lo largo de todas las etapas subsiguientes de losproyectos implementados en la Cuenca de Burgos

1. Gas no asociado es el gas natural que se acumula solo,sin petrleo.

2. Gas dulce se refiere al gas que no contiene sulfuro dehidrgeno (cido sulfhdrico).

3. Palomo R, Cron A y Ramisa L: Un Nuevo Modelo deNegocios, Burgos Review(Primer trimestre de 2003):1423.

> Mejoramiento del desempeo de perforacin en la Cuenca de Burgos, conla introduccin de los servicios integrados del sector Schlumberger IPM. Lavelocidad de penetracin promedio experiment un aumento de ms deldoble entre 1997 y 2001. Durante el mismo perodo, el nmero promedio dedas necesarios para perforar un pozo se redujo de 36 das a 12 das. En elextremo inferior se indican las compaas responsables de la perforacin.

1997 1998 1998 1998 1999 2000 2001

25

0

50

75

100

125

150

175

200

PEMEX ySchlumberger

Competidor Schlumberger

Velocidaddepenetracin,

m/d

Cantidaddedasparaperforarunpozo


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En la fase siguiente, PEMEX adjudic a IPMun contrato para el acondicionamiento de 40localizaciones de pozos, la perforacin de 54pozos, y la terminacin y conexin de 50 pozos.El proyecto, que insumira 18 meses contados apartir de marzo de 1999, fue finalizado en tanslo 16 meses.

Para mediados del ao 2000, la cada de losprecios del crudo indujo a PEMEX a reducir lasactividades de exploracin y produccin de petr-leo e invertir en proyectos de gas. Ms equipos deperforacin debieron ser movilizados para conti-nuar con el ambicioso programa de perforacinimplementado en la Cuenca de Burgos.Schlumberger IPM gan la nueva licitacin conotra solucin de servicios integrados, que en estaoportunidad incluy el suministro y manejo de los

equipos de perforacin, la supervisin y provisinde todos los servicios necesarios, y la utilizacindel personal de PEMEX. Los tiempos de perfora-cin en esta rea se redujeron de 25 a 15 das porpozo. Schlumberger dirigi las actividades relacio-nadas con el manejo, la ingeniera y la operacinpara el acondicionamiento de las localizaciones,

la perforacin y la terminacin de todos los pozos.El contrato original inclua 40 pozos. Novedo-

sos enfoques se combinaron para contribuir alxito del proyecto; por ejemplo, la utilizacin detubera de produccin como columna de perfora-cin se tradujo en un ahorro en trminos decostos que permiti la perforacin de 14 pozosadicionales. Durante el transcurso de la perfora-cin de los 54 pozos, se registr un ahorro de 90das de equipo de perforacin.

El siguiente proyecto de servicios integradosincluy el acondicionamiento, la perforacin, laterminacin y la conexin de 60 pozos, a ser ter-minados para junio de 2001. Debido a laeficiencia de la cooperacin entre PEMEX ySchlumberger, el contrato fue extendido a untotal de 190 pozos en febrero de 2002.

En el contrato ms reciente, el alcance delproyecto de servicios integrados, que en un prin-cipio incluy 100 pozos ms, fue modificado y elnmero de pozos nuevos aument a 210.

Las responsabilidades de Schlumberger IPMaumentaron para incluir lo siguiente: construccin de vas de acceso y localizacio-

nes de pozos diseo de programas de perforacin manejo y ejecucin de las operaciones

- supervisin en la localizacin del pozo- fluidos de perforacin- perforacin direccional- adquisicin de registros

terminacin

- disparos (caoneos, punzados)- pruebas de pozos- fracturamiento hidrulico

instalacin de lneas de flujo provisin de equipos de perforacin toda la logstica manejo de residuos.

Desde enero de 2003, Schlumberger ha ter-minado 72 pozos bajo este contrato, con unrgimen de produccin inicial colectivo de 5.4millones de m3/d [189 MMpc/D]. La produccininicial promedio por pozo super los 74,500 m3/d[2.6 MMpc/D], es decir que result un 5% mayor

que el rgimen de produccin inicial promedioprevio. Durante la terminacin de estos pozos,Schlumberger realiz 93 operaciones de fractu-ramiento, disparando y probando 122 intervalos.

Los avances en materia de construccin depozos y el mejoramiento de la eficiencia de laperforacin no son los nicos factores respon-sables de este importante aumento de laproduccin en la Cuenca de Burgos. Novedososmtodos que ayudan a identificar zonas de gas ymejorar el conocimiento de las propiedades de

yacimientos estn aumentando la eficiencia dela terminacin e impulsando la produccin.

Mejoramiento de la produccin

La produccin proveniente de las formacionesde la Cuenca de Burgos ha sido mejoradamediante la aplicacin de mtodos ms precisosde caracterizacin de yacimientos gasferos y atravs de la utilizacin de esta informacin parala optimizacin de las terminaciones de pozos.4

Un enfoque integrado para la identificacin dezonas productivas combina la informacin din-

50 Oilfield Review

> Identificacin de zonas candidatas para estimulacin, mediante la combinacin de informacin pe-trofsica con presiones derivadas de probadores de formacin operados con cable y permeabilidadesobtenidas a partir de registros de resonancia magntica. Las permeabilidades derivadas de las medi-

ciones del Probador Modular de la Dinmica de la Formacin MDT (Carril 3, puntos amarillos) se co-rrelacionan con las permeabilidades obtenidas a partir de la adquisicin de registros continuos deResonancia Magntica Combinable CMR. De los cuatro intervalos ms prometedores que contienengas con poca agua libre, dos, el QC-3 y el QC-5, contribuyen un 70% del flujo de gas estimado para estepozo. Las barras verdes del Carril 4 indican las localizaciones de los disparos. Slo se estimularon losintervalos QC-3 y QC-5.

Gas

X100

Resistividad,10 pulgadas

Porosidad efectiva

Agua irreducible

Permeabilidad MDT Presin de formacin PermeabilidadProfundidadmedida,

m

X200

X300

X400


Rayos gamma

1500 API

200 ohm-m

200 ohm-m

00.3 m3/m3

00.3 m3/m3

Agua libre

00.3 m3/m3

0.01 10mD

0.01 10mD

Permeabilidad relativaGas

0.01 10mD

Permeabilidad CMR

2000 2600lpc 10

Q (NMR)

0.01 10mD

QC-2

QC-3

QC-4

QC-5

Perfil deflujo

sinttico(Q)

Permeabilidadal gas

Permeabilidadal agua


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mica del yacimiento, obtenida con probadoresde formacin operados con cable, con datos deporosidad y permeabilidad de alta resolucinobtenidos con herramientas de resonancia mag-ntica nuclear. Estas propiedades de laformacin tambin contribuyen a mejorar elmodelado de estimulacin y el diseo de lasfracturas hidrulicas.

Esta estrategia, conocida como servicio deoptimizacin de pozos PowerSTIM, reduce loscostos operacionales y aumenta la eficienciaporque permite la terminacin de las capas gas-feras ms productivas de cada pozo solamente.5

El mtodo PowerSTIM, introducido en Amricadel Norte en el ao 2000, tiene un nivel actualde actividad de 150 proyectos por mes y ha resul-tado exitoso en Rusia, Medio Oriente, Europa,

frica, China y el Sudeste de Asia. Algunos ejem-plos de tres pozos de la Cuenca de Burgosmuestran cmo este enfoque integrado distingueentre zonas que ameritan ser terminadas y loscandidatos pobres.

El primer candidato de la Cuenca de Burgosen el que se utiliz esta metodologa fue un pozode desarrollo que encontr mltiples capas deareniscas gasferas. Litolgicamente, las unida-des yacimiento corresponden a areniscasarcillosas con granos finos a muy finos de cuarzo

y feldespato, fragmentos de roca gnea, arcillas ymicas. La baja permeabilidad de estas are-niscas0.05 a 5 mDhace necesario sufracturamiento hidrulico si se pretende queproduzcan a regmenes rentables. La permeabi-lidad es tan baja que las pruebas de produccinconvencionales pueden insumir ms de cuatro

das en cada zona de inters hasta lograr un sufi-ciente incremento de presin para el anlisis depermeabilidad. La prctica habitual en este tipode pozo consistira en probar entre cinco y seiscapas, con resultados improductivos. La termi-nacin implica un promedio de 35 das por pozo,incluyendo pruebas, estimulacin y tapona-miento de las zonas improductivas, que suelenser mayora.

En este pozo, la evaluacin integral de la for-macin, facilitada por una serie completa deregistros petrofsicos, ms las mediciones de laherramienta de Resonancia Magntica Combina-

ble CMR y el Probador Modular de la Dinmicade la Formacin MDT, ayuda a identificar laszonas ms adecuadas para la terminacin(pgina anterior). El anlisis de las medicionesde los registros de rayos gamma, resistividad,CMR y MDT seala a los intervalos QC-5 y QC-3de la Formacin Queen City como los de mejordesempeo. Las presiones y permeabilidadesderivadas de la herramienta MDT son ms altasen estas zonas. El ajuste o calibracin entre las

permeabilidades de alta resolucin inferidas delos resultados CMR y las derivadas de las medi-ciones MDT genera confianza en la capacidad dela herramienta CMR para generar valores depermeabilidad confiables a lo largo del pozo.

Un perfil de flujo sinttico computado a partirde las mediciones CMR indica cunto contribuircada nivel a la produccin total del pozo. Si biense detectaron numerosas areniscas gasferas eneste pozo, slo dos aportaran un 70% de la pro-

duccin potencial de gas: 30% de la zona QC-5,en el fondo del pozo, y 40% de la zona QC-3.

Mediante la clasificacin de los intervalosms productivos, los ingenieros pueden se-leccionar los mejores candidatos para elfracturamiento hidrulico, mejorando as enforma radical la eficiencia de la terminacin. Eneste caso, slo se estimularon los intervalos QC-5

y QC-3. Este proceso de optimizacin permitireducir en un 65% el tiempo de terminacin

requerido en pozos comparables, acelerando laproduccin en 20 das y ahorrando 20 das deequipo de terminacin.

En otro pozo de desarrollo, el enfoque integrado para el diseo de la terminacin queimplica la interpretacin de datos CMR, MDT ydatos de otros registros ayud a descartar ciertas zonas someras que estaban siendoconsideradas para la terminacin (arriba). Nue

vamente, las permeabilidades derivadas de la

4. Mengual J-F, Saldungaray P, Artola P y Riao JM:Reducing Completion Costs and Enhancing ProductivityUsing Nuclear Magnetic Resonance Logs and FormationTester Data, artculo de la SPE 74362, presentado en laConferencia y Exhibicin Internacional del Petrleo,Villahermosa, Mxico, 10 al 12 de febrero de 2002.

5. Al-Qarni AO, Ault B, Heckman R, McClure S, Denoo S,Rowe W, Fairhurst D, Kaiser B, Logan D, McNally AC,Norville MA, Seim MR y Ramsey L: De las propiedadesde los yacimientos a las soluciones de estimulacin,Oilfield Review12, no. 4 (Primavera de 2001): 4465.

> Pozo de desarrollo de la Cuenca de Burgos en el que los registros detectan grandes volmenes deagua libre en potenciales intervalos de terminacin. Mientras los registros de resistividad (Carril 1)indican varias zonas gasferas potenciales (entre X221 y X222 m, entre X228 y X229 m, entre X232 yX234 m, entre X239 y X240 m, y entre X244 y X253 m), las estimaciones CMR de agua ligada y libre(Carril 2) muestran que la mayor parte del intervalo registrado contiene grandes volmenes de agualibre. Este pozo no fue terminado dentro del tramo registrado.

Arcilla-agua ligada

Agua irreducible Agua irreducible

Agua libre

Gas

Cuarzo

Feldespato

Agua ligada

Arcilla

X220

Profu

ndidadmedida,

m

X230

X240

X250



Rayos gamma

1000 API

100 ohm-m

100 ohm-m

Porosidad fluido libre

00.4 m3/m3

Porosidad efectiva

00.4 m3/m3

Porosidad CMR total

00.4 m3/m3

Porosidad-densidad,Arenisca

00.4 m3/m3

Presin deformacin

2000 2200lpc

Permeabilidad MDT

0.01 100mD

0.01 100mD

0.01 100mD

01 vol/vol

Volmenes

Permeabilidad en baseal modelo Timur-Coates

Alta resolucin

Permeabilidad en base

al modelo Timur-CoatesCMR


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herramienta CMR se ajustaron a las calculadasen base a los datos MDT en los cinco niveles pro-bados. La interpretacin de los registrospetrofsicos mostr dos intervalos ricos en con-tenido de areniscas. No obstante, en las pocaszonas que tenan potencial de gas, la herra-mienta CMR tambin indic grandes volmenesde agua libre. El pozo no fue terminado dentrodel intervalo registrado, lo que permiti aPEMEX ahorrar tiempo y dinero que podranemplearse mejor en un pozo ms productivo.

El ltimo ejemplo de la Cuenca de Burgos loconstituye un pozo de exploracin. La interpreta-cin convencional de registros y la evaluacin deformaciones basada en las altas resistividades yel cruzamiento de las curvas de los registros deporosidad-neutrn y porosidad-densidad resultpoco valiosa al intentar identificar el yacimiento

productivo dentro de las areniscas gasferasfinamente estratificadas (abajo). Como la herra-mienta CMR responde fundamentalmente alespacio poroso, proporciona una indicacin delos volmenes gasferos ms confiable que lasobtenidas con otras mediciones. En este ejem-plo, la herramienta CMR identific zonasproductivas continuas de mayor espesor que lasindicadas por la tcnica de cruzamiento. La zonams gruesa, con un espesor de 3 m [10 pies], fueprobada con la herramienta MDT. Las permeabi-lidades calculadas a partir de las medicionesMDT mostraron una estrecha correlacin con laspermeabilidades derivadas del promediado delos resultados CMR de alta resolucin, y alcanza-ron un promedio de 10 mD a travs de toda lazona. La buena correlacin existente entre lasestimaciones de permeabilidad derivadas de la

herramienta CMR y las obtenidas con la herra-mienta MDT en esta zona gener confianza enlos ingenieros respecto de la permeabilidad de 6mD derivada de la herramienta CMR solamenteen una zona ms somera.

Con permeabilidades de 6 y 10 mD, las doszonas eran lo suficientemente permeables paraque el pozo produjera sin necesitar ser fractu-rado hidrulicamente, segn los resultados de lasimulacin de la produccin. En base a las simu-laciones realizadas con el programa de anlisisde pozos ProCADE, la produccin fue estimadaen 75,982 m3/d [2653 Mpc/D]. El intervalo fuedisparado y produjo 73,633 m3/d [2571 Mpc/D]sin estimulacin.

La metodologa PowerSTIM, que integraconocimientos petrofsicos y del yacimiento, conel diseo, la ejecucin y la evaluacin de las ter-minaciones, fue aplicada para seleccionar enforma ms eficaz las areniscas con alto potencialde productividad y disear programas defracturamiento ms efectivos. Antes de la imple-

mentacin de esta metodologa, el promedio deproduccin de un pozo de la Cuenca de Burgosera de 29,000 m3/d [1 MMpc/D]; ahora el prome-dio es de 129,000 m3/d [4.5 MMpc/D]. El procesoPowerSTIM redujo los tiempos de terminacinaproximadamente en un 60% en la Cuenca deBurgos. Los costos de terminacin disminuyeronen un porcentaje similar.

Actualmen te, el cont rato suscripto entrePEMEX y Schlumberger en relacin con laCuenca de Burgos exige la construccin depozos a un determinado precio y en una determi-nada localizacin. Sin embargo, Schlumberger

propuso generar valor adicional para PEMEXasumiendo mayor responsabilidad en la selec-cin de las localizaciones de pozos, diseandolas terminaciones y optimizando la produccin.

La seleccin de localizaciones de pozos pti-mas requerir estudios geolgicos integrados yestudios de caracterizacin de yacimientos. Lastcnicas ssmicas avanzadas, tales como el an-lisis de variacin de la amplitud con eldesplazamiento (AVO, por sus siglas en ingls),la inversin, la estratigrafa secuencial y el an-lisis de atributos, ayudarn a los intrpretes aseleccionar las localizaciones de pozos en base a

un modelo geolgico, maximizando la productivi-dad y minimizando el riesgo de perforacin depozos antieconmicos. La tecnologa de detec-cin de gas en zonas productivas de bajaresistividad ayudar a explotar ms zonas degas. La simulacin del desempeo del campo y lainclusin de los efectos de las instalaciones desuperficie ayudar a optimizar la produccin. Elagregado de lneas de alta, media y baja presin

52 Oilfield Review

> Pozo exploratorio en el que la interpretacin convencional de registros subestima el potencial deproduccin. Las resistividades altas (Carril 1) y el cruzamiento densidad-neutrn (sombreado amarillo,Carril 2) identifican algunas fajas delgadas de areniscas gasferas. Las permeabilidades derivadas delas mediciones CMR son altas a travs de zonas continuas de mayor espesor (Carril 3). Las permeabi-lidades medias (barras verticales negras, Carril 3) en las dos zonas de mayor espesor son lo suficien-temente altas como para ser disparadas y producir sin estimulacin.

Arcilla

Agua ligada

Cemento de calcita

Cuarzo

Gas

Agua libre

Agua irreducible

X290

Profundidadmedida,

m

X300

X310

X320



Rayos gamma

1000 API

200 ohm-m

200 ohm-m

Fluido libre CMR

0.4 m3/m3 0

m3/m30.4 0

Porosidad CMR total

m3/m30.4 0

Porosidad-neutrn

m3/m30.4 0

Porosidad-densidadPermeabilidad MDT

0.01 mD

0.01 mD

0.01 mD

Presin deformacin

Disparos

Disparos

m3/m3

SWvol/vol

Volmenes

Efecto del gas

Fluidos libres

100

100

100

1500 1700lpc 1 0

Gas

1 0

Permeabilidad enbase al modelo

Timur-Coates, CMR

Permeabilidad en baseal modelo Timur-Coates

Alta resolucin


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en los sistemas de produccin contribuir a opti-mizar el desempeo individual de los pozos y a

eliminar los cuellos de botella de las instalacio-nes de superficie (arriba).

Mejoramiento de la

produccin en Chicontepec

La regin de Chicontepec es otra rea maduracon potencial para el mejoramiento de la pro-duccin. All, se descubri petrleo en 1926, y laprimera produccin comercial comenz en 1952.Los campos petroleros actuales se encuentranubicados en su totalidad dentro de un rasgogeolgico conocido como Paleocanal deChicontepec, situado en el norte del Estado de

Veracruz, a 250 km [153 millas] de Ciudad deMxico y a 5 km [3 millas] de Poza Rica. Elpaleocanal corresponde a una acumulacin desedimentos del Paleoceno que cubren unasuperficie de 3815 km2 [1473 millas cuadradas].Este potente depsito sedimentario, de baja per-meabilidad, contiene 139,000 millones debarriles [22,000 millones de m3] de petrleo ori-ginal en sitio y 1.4 trillones de m3 [50 Tpc] de gas.

Aproximadamente 2000 millones de m3 [12,000millones de barriles] y 888,000 millones de m3

[31 Tpc] son recuperables, lo que lo convierteen el activo ms grande de PEMEX.6

Desde 1952 hasta 2002, se terminaron 951pozos de produccin. En promedio, los pozos eranproductores modestos, con regmenes de pro-duccin iniciales del orden de los 11 a 48 m3/d[70 a 300 BPPD]. Para el ao 2002, la produc-cin total del campo promediaba 397 m3/d [2500BPPD] y 344,000 m3/d [12 MMpc/D]. En susprimeros 50 aos, el campo haba producido slo111 millones de barriles de petrleo [18 millonesde m3] y 5600 millones de m3 [195,000 MMpc] degas.

En el ao 2002, PEMEX implement una es-trategia agresiva para aumentar la produccindel campo en los siguientes cuatro aos. El obje-tivo de produccin para el ao 2006 es llegar a6200 m3/d [39,000 BPPD] y [1.4 milln de m3/d[50 MMpc/D], aumentando la produccin depetrleo en un factor de ms de 10 e incremen-tando ms de cuatro veces la produccin de gas.Para el xito de este proyecto, es esencial la

construccin de pozos con una productividad significativamente superior al promedio histrico.

Para hacer realidad esta visin, SchlumbergerIPM, en asociacin con ICA Fluor and DrillersTechnology de Mxico, ha firmado un contratocon PEMEX para desarrollar los camposCoapechaca, Tajn y Agua Fra del activo deChicontepec. En base al cumplimiento del contrato de la Cuenca de Burgos, PEMEX contrat aSchlumberger para que asumiera mayor responsabilidad en el proyecto Chicontepec. El rol deSchlumberger IPM es entregar el plan de desarrollo de los campos petroleros, incluyendo loestudios de caracterizacin de yacimientos, laoptimizacin de las localizaciones de pozos, la

perforacin y terminacin de todos los pozos, emanejo de los equipos de perforacin, unaprueba piloto de inyeccin de agua, la construccin y el mejoramiento de las estaciones decompresin de gas, la construccin de lneas deconduccin y toda la logstica.

6. Williams P: Mxico, Oil and Gas Investor(Julio de2003):2637.

> Evolucin futura de los servicios integrados en la Cuenca de Burgos. Al madurar el concepto de servicios integrados (de izquierda a derecha), PEMEX ySchlumberger pudieron participar en conjunto en la seleccin de las localizaciones de pozos, el diseo y la construccin de pozos inteligentes, la optimi-zacin de las instalaciones de produccin de superficie y la simulacin del comportamiento del yacimiento.

Localizacin del pozo Pozosinteligentes

Lneas de flujo

Separacin de los fluidos

Simulacin detodo el campo

Modelado de la redde superficie

Optimizacin delas instalaciones


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El proyecto comenz con la preparacin ypresentacin de las propuestas a fines de 2002 yalcanz la etapa de movilizacin completa amediados de 2003, inicindose la perforacin delprimer pozo en mayo. La distribucin cronol-gica del proyecto contempla 1400 das para 200pozos. Los objetivos clave del proyecto para 2003

incluan la actualizacin de los estudios de yaci-mientos del sector para identificar mejor laslocalizaciones ms adecuadas para perforarpozos de mayor productividad; la perforacin de59 pozos y la terminacin de 46 pozos antes defin de ao; la construccin de 8 localizaciones depozos mltiples; la construccin de 50 km [30millas] de lneas de conduccin; y la cons-truccin y el mejoramiento de 6 mduloscorrespondientes a instalaciones de produccin

y compresin.El entorno que rodea al rea de Chicontepec

es sensible y alberga numerosas especies vegeta-

les protegidas. Las localizaciones de pozos hansido diseadas de manera de causar el mnimoimpacto ambiental. Se han construido equiposde perforacin con fines especficos a fin de opti-mizar los tiempos de perforacin y losmovimientos de los equipos en las localizacionesde pozos mltiples (arriba). Los pozos son perfo-

rados en forma direccional, con un total de 3 a18 pozos desde cada localizacin. Equipos deperforacin de ltima generacin con cabezasrotativas superiores (topdrive) y mstiles teles-cpicos mantienen la columna de perforacin enla torre durante el movimiento entre pozos de lamisma localizacin. Los equipos de perforacin

estn equipados con mecanismos de desliza-miento para reducir el tiempo de mudanza detres das a menos de 12 horas. Las operacionesde disparo, de fracturamiento, con tubera flexi-ble, y las pruebas se llevan a cabo sin equipo deperforacin.

Estrategias de estimulacin en

el Paleocanal de Chicontepec

Para ayudar a PEMEX a mejorar an ms la pro-duccin proveniente del rea de Chicontepec, losespecialistas en estimulacin de Schlumbergerestn evaluando la posibilidad de aumentar la

produccin a aplicando la metodologaPowerSTIM que demostr ser sumamente exi-tosa en los proyectos de la Cuenca de Burgos. Noobstante, en lugar de aplicar la tcnica en pozosindividuales, los ingenieros e intrpretes estndesarrollando una estrategia de estimulacinpara optimizar el desempeo general de los

campos petroleros del Paleocanal de Chiconte-pec. Este estudio de gran escala abarca el realimitada al oeste por la Sierra Madre Oriental y,al este, por el arrecife de la Faja de Oro.

El primer paso del estudio fue la evaluacindel plan de desarrollo actual y la validacin delas localizaciones de pozos propuestas por los

equipos a cargo de los activos de PEMEX Explo-racin y Produccin. Para ello fue necesaria unatotal reevaluacin e integracin de la ssmica3D, y de los datos geolgicos, de produccin, dencleos y de registros. El anlisis de la historiade estimulacin de cada capa de arenisca indicque podran lograrse mejoras de produccin efi-caces desde el punto de vista de sus costosmediante la estimulacin selectiva de zonas decalidad superior.

La seleccin de candidatos y el diseo de lostratamientos de estimulacin utilizando elmtodo PowerSTIM ayudaron a lograr regmenes

de produccin ms altos por operacin de frac-turamiento y un costo ms bajo en comparacincon los niveles y los costos de produccin regis-trados en campaas de perforacin previas.

54 Oilfield Review

> Equipo de perforacin en el Paleocanal de Chicontepec, construido para optimizar los tiempos y lalogstica de perforacin en localizaciones de pozos mltiples, ubicadas en esta rea sensible desdeel punto de vista ambiental.


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Mayor incremento de la produccin

en Chicontepec y en otras reas

Ha quedado demostrado que las tcnicas deseleccin de candidatos y las prcticas de fracturamiento mejoradas del enfoque PowerSTIMpermitieron mejorar la eficacia de la estimulacin desde el punto de vista de sus costos en ePaleocanal de Chicontepec. Las mejoras ulteriores se centrarn en la optimizacin de laproductividad de las zonas de mayor potencial

Ya se estn introduciendo nuevos servicios deadquisicin de registros y generacin de imgenes para aumentar el conocimiento de

yacimiento y asistir en el proceso de estimulacin. Como sucede en la Cuenca de Burgos, lacombinacin CMR-MDT est ayudando a loingenieros de yacimiento de Chicontepec amejorar el proceso de terminacin de cada pozoComo prximos pasos se introducirn nuevofluidos de fracturamiento y nuevas tecnologaen este activo de gran potencial, aumentando la

capacidad de los tratamientos de estimulacinde mejorar la produccin de cada pozo e incrementar la rentabilidad para PEMEX.

Adecuadamente explotadas, las reservas deChicontepec constituyen un paso importante enlo que respecta a superar la actual declinacinde la produccin de petrleo. Es necesario edesarrollo eficaz de otros campos petroleros y edescubrimiento de nuevas acumulaciones pararevertir la declinacin y reemplazar las reservasHasta este momento, los yacimientos de Mxicoexperimentaron en su mayora recuperacin primaria solamente y ahora estn sufriendo diversos

grados de agotamiento. El desarrollo de estrategias de recuperacin asistida ser importantepara mantener los objetivos de produccin.

Un rea que habr de experimentar unaexpansin de la actividad es el sector mexicanodel Golfo de Mxico. Al ao 2001, en el sectorestadounidense del Golfo de Mxico se habanperforado ms de 20,000 pozos cuyo objetivo erael gas natural, mientras que en el sector mexicano slo se perforaron 400 pozos (izquierda)Esta visin del futuro predice un incremento delos proyectos integrados y un crecimiento sorprendente de la actividad de perforacin y la

produccin de hidrocarburos en los prximoscinco a diez aos. LS

> Visin de la actividad de exploracin y produccin de petrleo y gas en elGolfo de Mxico. Actualmente, la gran mayora de los campos de petrleo ygas se encuentran en el sector estadounidense del Golfo de Mxico (extre-mo superior). Una visin de la produccin futura muestra un nivel de activi-dad similar en todo el sector mexicano, en los prximos diez aos (extremoinferior). Los puntos rojos y amarillos representan pozos de gas. Los puntosverdes corresponden a pozos de petrleo. [Adaptado de Mxico at a Glance:The MCA Story, Mxico Interchange(11 al 14 de noviembre de 2003): 21.]

Golfo deMxico

MXICO

EUA

Sabinas

Burgos

Monterrey

TampicoMisantla

Veracruz

Macuspana

Golfo deMxico

MXICO

EUA

Sabinas

Burgos

Monterrey

TampicoMisantla

Veracruz

Macuspana

Pozos de gas y petrleo existentes

Pozos de gas y petrleo proyectados

desarrollo de campos petroleros en mexico

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