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ontratos Integrales EP: Soledad

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Tabla de contenido

ontratos Integrales EP: Soledad

Introducción .............................................................................................................................3

Descripción de la Cuenca ...................................................................................................5

Características principales ...................................................................................................9

Historia de exploración y desarrollo.................................................................................15

Producción por campo y reserva ....................................................................................18

Infraestructura y manejo de hidrocarburos...................................................................20

Prácticas de perforación....................................................................................................23

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Introducción

ontratos Integrales EP: Soledad

El área contractual Soledad se localiza en la porción nornoroeste del área del Activo

Integral Aceite Terciario del Golfo, comprende una extensión aproximada de 125 Km 2 ; se

encuentra a 60 Km al NNW de la ciudad de Poza Rica, Veracruz.

Ubicación del área contractual Soledad

Geológicamente, se ubica en la porción sur de la Cuenca Tampico-­‐Misantla. Es al única

área contractual con dos campos principales, Soledad Norte y Soledad; el área fue

descubierta en el año 1943, con la perforación del pozo Soledad-­‐1, obteniendo su primera

producción en la Formación Tamabra, con una gasto inicial de 44 bpd, con 0% de agua, el

pozo fue abandonado como productor de aceite no comercial.

En esta área contractual se han perforado a la fecha 492 pozos, 279 están cerrados, 27

taponados y 186 en operación. La máxima producción alcanzada fue de 7,244 bpd de

aceite con 133 pozos activos en abril de 1980, actualmente (30-­‐06-­‐12) produce 3,403 bpd

de aceite, con una producción acumulada de 39 MMbls de aceite y 5.7 MMMpc de gas. El

crudo es de tipo ligero; el campo Soledad Norte tiene una densidad de 32° API y el campo

Soledad una densidad de 37 °API. La presión más reciente registrada varía entre 58 y 125

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son principalmente el bombeo mecánico y el bombeo neumático. La profundidad

promedio de los yacimientos es de 1,200 m a nivel Terciario.

Durante la perforación de los pozos exploratorios, en las formaciones del Mesozoico:

Tamaulipas Superior, Tamaulipas Inferior, Pimienta, Tamán y Tamabra se presentaron

algunas manifestaciones de gas; y en las muestras de canal y núcleo se observaron

impregnaciones de aceite.

Por medio de análisis PVT del pozo Soledad-­‐101 y de diferentes pozos cercanos al Área

Contractual, se conoce la siguiente información:

• Pozo Cacahuatengo-­‐2 (ubicación al Sursuroeste a 8 Km del Área Contractual):

Formación Tamaulipas Superior: Aceite con gravedad de 26.8 °API, Relación de Gas

Disuelto Inicial (Rsi) de 85.00 m 3 /m 3 , Factor Volumétrico de Aceite (Bo) de 1.2801

m 3 /m 3 y Presión de Saturación (Pb) de 146.80 Kg/cm 2 .

• Pozo Presidente Miguel Alemán-­‐772 (ubicado al Suroeste a 71 Km del Área

Contractual):

Formación Tamaulipas Inferior: Aceite con gravedad de 35.7 °API, Relación de Gas

Disuelto Inicial (Rsi) de 179.50 m 3 /m 3 , Factor Volumétrico de Aceite (Bo) de 1.6270

m 3 /m 3 y Presión de Saturación (Pb) de 215.20 Kg/cm 2 .

• Pozo Caviar-­‐1 (ubicado al Noreste a 128 Km del Área Contractual):

Formación Pimienta: Aceite con gravedad de 15.74 °API, Relación de Gas Disuelto

Inicial (Rsi) de 33.28 m 3 /m 3 , Factor Volumétrico de Aceite (Bo) de 1.1659 m 3 /m 3 y

Presión de Saturación (Pb) de 106.16 Kg/cm 2 .

• Pozo Furbero-­‐106 (ubicación a 64 Km del Área Contractual):

Formación Tamán: Aceite con gravedad de 37.11 °API, Relación de Gas Disuelto

Inicial (Rsi) de 179.60 m 3 /m 3 , Factor Volumétrico (Bo) de 1.8138 m 3 /m 3 y Presión

de Saturación (Pb) de 175.10 Kg/cm 2 .

• Pozo Soledad-­‐101 (ubicación dentro del Área Contractual):

Formación Tamabra: Aceite con gravedad de 31.8 °API, Relación de Gas Disuelto

Inicial (Rsi) de 163.42 m 3 /m 3 , Factor Volumétrico de Aceite (Bo) de 1.4997 m 3 /m 3 y

Presión de Saturación (Pb) de 224.28 Kg/cm 2 .

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Descripción de la Cuenca

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La Cuenca Tampico-­‐Misantla se ubica en el oriente de México y comprende desde el

extremo sur del Estado de Tamaulipas hasta la parte central del Estado de Veracruz, una

porción en la parte oriental de los Estados de San Luís Potosí, Hidalgo y norte de Puebla, y

hasta la isobata de 200 m en la plataforma continental del Golfo de México.

Ubicación de la Cuenca Tampico-­‐Misantla

El basamento cristalino está constituido por rocas ígneas y metamórficas con edades

que varían desde el Pérmico hasta el Jurásico Medio. En la columna sedimentaria de la

Provincia Tampico-­‐Misantla se reconocen las siguientes tectono-­‐secuencias:

Primer tectono-­‐secuencia (Synrift). Inicio en el Triásico (250Ma), con el depósito de

clásticos continentales de ambientes aluviales y fluviales con algunos flujos de lava de

la Formación Huizachal, de edad Triásico Tardío (Noriense-­‐Retiense), sobre

basamentos cristalino y metamórfico, posteriormente se depositó la Formación

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Huayacocotla del Jurásico Inferior (Hettangiano-­‐Pliensbachiano) la cual es una

secuencia de areniscas y lutitas, de mares transgresivos. Para el Jurásico Medio, se

restablecieron condiciones continentales, depositándose clásticos de la Formación

Cahuasas, para el final de este periodo, se inició una nueva transgresión marina, la cual

favoreció el depósito de calizas oolíticas de la Formación Huehuetepec (Bathoniano), y

calizas arenosas con bioclastos y oolítas de la Formación Tepexic (Calloviano), la cuales

fueron sobreyacidas por lutitas calcáreas y carbonosas con abundante materia

orgánica, de la Formación Santiago (Oxfordiano), depositadas en mares restringidos de

baja energía, al ir avanzando la transgresión marina, alrededor de los altos de

basamento, se desarrollaron rampas carbonatadas sobre las cuales en su parte interna

y borde se depositaron calizas arcillo-­‐arenosas y calizas oolíticas de las Formaciones

San Pedro y San Andrés respectivamente (Kimmeridgiano) y sus equivalentes laterales

hacia aguas más profundas, las calizas arcillosas con escasos bioclastos y oolítas

(Formación Chipoco) y calizas arcillosas negras de cuenca (Formación Tamán). Las

condiciones de mares transgresivos continuaron, para que durante el Tithoniano-­‐

Portlandiano, se presentara una máxima superficie de inundación, quedando bajo

condiciones subacuáticas la mayoría de los altos de basamento. Durante este tiempo

se depositaron calizas arcilloso-­‐carbonosas, (ricas en materia orgánica) de la

Formación Pimienta, de ambiente de aguas relativamente profundas, la cual

regionalmente se encuentra presente y solo en las partes emergidas del basamento las

cuales se encontraban bajo condiciones costeras y/o litorales se depositó la Formación

La Casita, constituida por areniscas glauconíticas.

Tectono-­‐secuencia Margen Pasiva. La transgresión marina continuó y finalmente

inundo todos los altos de basamento, depositándose en las partes internas, calizas y

dolomías mientras en los bordes se inició el incipiente desarrollo de crecimientos

orgánico-­‐arrecifales. Al mismo tiempo y por la subsidencia térmica las áreas bajas se

fueron profundizando dando lugar a cuencas de mares profundos en donde se

depositaron los tres miembros de la Formación Tamaulipas Inferior (Miembro

calcarenítico, Miembro Bentonítico y Miembro Calizas Cremas), de edad Barresiense-­‐

Barremiense. Durante el Aptiano, se presentó el depósito de la Formación Horizonte

Otates, la cual está considerada como una secuencia condensada. Durante el Albiano,

se desarrolló a lo largo de toda la denominada plataforma de Tuxpan un borde

arrecifal de aproximadamente 1400 m de espesor generando en la parte interior de la

plataforma facies de laguna, mientras que para el frente arrecifal se desarrolló por la

denudación arrecifal, la Formación Tamabra con facies de talud proximal, medio y

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distal, la cual cambia de facies con la Formación Tamaulipas Superior de calizas

cretosas.

A finales del Cenomaniano, la plataforma queda bajo condiciones subaéreas por un

pulso regresivo marino, la cual fue seguida por una nuevo evento transgresivo,

permitiendo el deposito tanto en la facies lagunar como en las zonas del talud medio,

distal y cuenca de las Formaciones Agua Nueva del Turoniano, (calizas negras arcillosas

con intercalaciones de lutitas negras), San Felipe Coniaciano-­‐Santoniano (calizas

arcillosas gris verdoso con abundantes intercalaciones de bentonitas verde olivo) y

Méndez Campaniano-­‐Mastrichtiano (calizas arcillosas y margas de color verdes y

rojas), con el depósito de esta última formación terminó el periodo de esta tectono-­‐

secuencia.

Eventos

Tectónicos

Ambientes

sedimentarios

Columna geológica Cuenca Tampico-­‐Misantla con rocas almacenadoras, rocas

generadoras (yacimientos no convencionales), eventos tectónicos y. ambientes

sedimentarios.

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La tectono-­‐secuencia Antefosa, se caracteriza por el inicio del levantamiento de la Sierra

Madre Oriental (SMO), lo cual provoco una mayor aportación de sedimentos terrígenos,

estos depósitos cenozoicos marinos fueron definidos originalmente como Cuenca

Tampico-­‐Misantla por López-­‐Ramos (1956).

El levantamiento continuo de la SMO, dejo planicies costeras y plataformas continentales

muy angostas, por lo que los sistemas costeros pasaban de una zona de prodelta a talud y

en donde predominaba el transporte de sedimentos por corrientes de turbidez, flujos de

escombros y deslizamientos, depositándose en el fondo del piso marino (cuenca) abanicos

submarinos, los cuales se sobrepusieron unos sobre de otros, generándose erosión

submarina durante sus emplazamientos.

Al final de Cenozoico predominaron ambientes deltaicos.

Tuxpan

Poza Rica

Tecolutla

Modelo sedimentario del Terciario (Paleógeno y Neógeno). Obsérvese que por encima

de la Formación Chicontepec se depositaron ambientes de deltas.

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Características principales

ontratos Integrales EP: Soledad

La principal Formación productora en esta área contractual es Chicontepec y se cuenta

con evidencias de producción en las formaciones Méndez, Tamabra-­‐Tamaulipas Superior y

Tamán del Cretácico Superior, Cretácico Medio y Jurásico Superior respectivamente.

Los yacimientos presentes en este área se encuentran en trampas combinadas,

estructurales (anticlinales con sutiles echados con cierre en cuatro direcciones) y

estratigráficas.

En esta área contractual se ubican 56 pozos que llegaron al Mesozoico, entre los cuales se

tienen registros de 36 pozos productores de aceite y gas, uno de la Formación Méndez

con un gasto inicial de 1,459 bpd, 32 de la Formación Tamabra con gastos iniciales entre

44 y 1,522 bpd, uno en la Formación Tamaulipas Superior con gasto de 223 bpd y dos en la

Formación Tamán con gastos iniciales de 2126 y 126 bpd respectivamente. Se tienen 16

pozos con manifestaciones de gas y/o aceite durante la perforación de las Formaciones:

Méndez, San Felipe, Agua Nueva, Tamabra, Tamaulipas Superior e Inferior y Tamán, así

mismo, se reportan 50 pozos con impregnación en núcleos y muestras de canal en las

Formaciones Méndez, San Felipe, Agua Nueva, Tamabra, Tamaulipas Superior,

Tamaulipas Inferior, Pimienta y Tepexic.

Ejemplo de los pozos productores en el Mesozoico se tiene los siguientes casos:

Guadalupe-­‐2 de la Formación Méndez, Soledad-­‐105 en la Formación Tamabra, Coyotes-­‐3

de la Formación Tamaulipas Superior y Guadalupe-­‐1 en la Formación Tamán.

En el pozo Guadalupe-­‐2, se presentaron fuertes manifestaciones de gas y aceite en la

Formación Méndez, el pozo fluyo lodo aceite y gas durante 5.25 horas. Se cortaron cuatro

núcleos en la Formación Tamán con muy pobre impregnación de aceite café claro. En las

muestras de canal de la Formación Agua Nueva se observó ligera impregnación de aceite

negro viscoso y en la Formación Tamabra regular impregnación de aceite café ligero.

Se efectuó una prueba de producción en el intervalo 1755-­‐1765 m, de la Formación

Méndez, produjo aceite 1,459 bpd, 1.8% de agua, RGA 90 m 3 /m 3 por TP de 13 mm .

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En el pozo Soledad-­‐105, no se reportan manifestaciones de aceite y/o gas durante la

perforación, no se cortaron núcleos, en las muestras de canal en la Formación Tamabra se

observa de regular a buena impregnación de aceite, y en la Formación Tamaulipas

Superior e Inferior se observaron fracturas ligeramente manchadas de aceite.

Se efectuó una prueba de producción en el intervalo 1970-­‐1981 m, en la Formación

Tamabra, se trató con ácido y fluyo 1,522 bpd de aceite, 3.4% de agua y RGA: 128 m 3 /m 3

por TP 10 mm.

En el pozo Coyotes-­‐3, no se reportaron manifestaciones de gas y aceite durante la

perforación. Se cortaron dos núcleos en las Formaciones Tamaulipas Inferior (1) y

Formación Pimienta (1) con pobre impregnación de aceite. En las muestras de canal se

observó ligera impregnación de aceite en la Formación Tamaulipas Superior e Inferior.

Se efectuaron tres pruebas de producción con tratamiento ácido, en la Formación

Tamaulipas Superior: la primera prueba intervalo 2139-­‐2152 m, se sondeó, fluyó agua

salada 100%; la segunda prueba de producción intervalo 2043-­‐2053 m, fluyendo

intermitente aceite entre 50 -­‐ 80% y agua entre 1 -­‐ 36%, se reporta una producción de

aceite 223 bpd de aceite, 36% de agua y RGA 250 m 3 /m 3 , el intervalo fue obturado. La

tercera prueba de producción intervalo 2043-­‐2046 m, fluyó agua con poco aceite y se dio

por terminada la prueba con tramo invadido por agua salada.

En el pozo Guadalupe-­‐1, se presentaron manifestaciones de gas en la Formación Tamán,

altas lecturas de gas en el lodo, GL de 230 a 180. Se tienen 12 núcleos con impregnación

de aceite de ligera a regular en las Formaciones Agua Nueva Basal, Tamabra, Tamaulipas

Inferior, Pimienta, Tamán y Tepexic. En las muestras de canal se observó impregnación de

aceite en las Formaciones Agua Nueva Basal, Tamaulipas Inferior, Pimienta y Tamán de

regular a manchas de aceite.

Se efectuaron dos pruebas de producción con tratamiento ácido, en la Formación Tamán,

la primera en el intervalo 2941-­‐2949 m, fluyendo 2,126 bpd de aceite, 1.8% de agua, RGA

286 m 3 /m 3 y la segunda en el intervalo 2923-­‐2928 m, fluyendo batería se tomó muestra,

agua entre 60 y 70% con PH: 5 a 6.

A continuación se comentaran los eventos presentes durante la perforación de las rocas

de la Formación Chicontepec:

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Cotratos Integrales EP: Soledad

En el área contractual Soledad se ubican 492 pozos, de los cuales 468 resultaron

productores en la Formación Chicontepec con gastos entre 10 y 509 bpd, obteniendo

acumulados de producción por pozo en un rango de 10,258 a 497,732 bls, con un

promedio por pozo de 96,756 bls, evidenciando lo atractivo de esta Formación.

Los eventos relevantes durante la perforación de la Formación Chicontepec lo representan

las manifestaciones de gas de ligeras a moderadas y las impregnaciones de aceite

observadas en núcleos y muestras de canal, que en el área resultaron de regular a ligeras.

A continuación se presentan un resumen de cuatro pozos que resultaron productores en

esta Formación.

En el pozo Soledad-­‐118, durante la perforación no se observaron manifestaciones de gas o

aceite, ni impregnaciones en las muestras de canal.

Se realizó una prueba de producción en la Formación Chicontepec Medio en los intervalos

1040-­‐1115 m y 1125-­‐1210 m, se realizó fracturamiento hidráulico reportándose una

producción de aceite 509 bpd con 0% de agua.

En el pozo Soledad Norte-­‐118, durante la perforación de la Formación Chicontepec Medio,

se presentó a 1,350 m moderado flujo de gas, se observaron ligeras impregnaciones de

aceite en núcleos cortados en la Formación Chicontepec Medio, no se reportan

impregnaciones en las muestras de canal.

Se efectuó prueba de producción en la Formación Chicontepec Medio intervalo 1042-­‐1062

m, se realizó fracturamiento hidráulico reportándose una producción de 308 bpd de

aceite, 0% de agua y RGA: 67 m 3 /m 3 .

En el pozo Soledad Norte-­‐358, durante la perforación no se observaron manifestaciones

de aceite y/o gas, y en muestras de canal se presentaron ligeras impregnaciones de aceite.

viscoso en la Formación Chicontepec Medio

Se efectuó una prueba de producción en la Formación Chicontepec Medio en el intervalo

1160-­‐1190 m, se realizó fracturamiento hidráulico reportándose una producción de aceite

de 302 bpd y 0% de agua.

En el pozo Soledad Norte-­‐133, durante la perforación no se presentaron manifestaciones

de aceite y/o gas, tampoco se observaron impregnaciones de aceite.

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Cotratos Integrales EP: Soledad

Se efectuó una prueba de producción en la Formación Chicontepec Medio intervalo 1180-­‐

1255 m, se realizó fracturamiento hidráulico reportándose una producción de aceite de

296 bpd, 0% de agua, RGA: 100 m 3 /m 3 .

Con los registros geofísicos de pozos se elaboraron secciones estructurales de correlación

y también con la información sísmica se correlacionaron los eventos sísmicos distintivos

de las formaciones mesozoicas. La siguiente figura, es una sección de correlación con una

orientación de W a E observándose la correlación estructural entre los pozos Ahuatepec-­‐1,

Soledad Norte-­‐94, 187, 284 y 269, notándose el buen desarrollo de las arenas productoras

de la Formación Chicontepec y que el pozo Ahuatepec-­‐1, llego a las formaciones del

Jurásico Superior, en donde se encuentran las rocas generadoras de hidrocarburos,

actualmente consideradas como yacimientos no convencionales o bien denominadas Oil

Shale.

Terciar

io

E

BLOQUE_SOLEDAD_S3

W E

Ahuatepec-1 Soledad Nte-94 Soledad Nte-187 Soledad Nte-284 Soledad Nte-269

Cr

etá

cic

o

Jur

ási

co

Sección III

BLOQUE SOLEDAD

SECCION III

Ahuatepec 1

Soledad Norte 94

Soledad Norte 187

Soledad Norte 284

Soledad Norte 269

W E

Sección estructural W-­‐E con registros de pozos. Nótese la presencia de rocas jurásicas en

el pozo Ahuatepec-­‐1.

BLOQUE_SOLED

12

BLOQUE SOLED

SECCION II

Ahuatepec

Soledad Norte

Soledad Norte

Soledad Norte

Soledad Norte


Cotratos Integrales EP: Soledad

En la siguiente figura, se muestra la misma sección con información sísmica, en la

cual se puede observar los atractivos espesores de las rocas del Mesozoico

notándose el buen desarrollo en las formaciones del Jurásico Superior, presentes en

el pozo Ahuatepec-­‐1.

AHUAT-­‐1 SON-­‐94 SON-­‐187 SON-­‐269

N

BLOQUE SOLEDAD

SECCION III

Ahuatepec 1

Soledad Norte 94

Soledad Norte 187

Soledad Norte 284

Soledad Norte 269

Sección sísmica idéntica a la de correlación entre pozos donde se observa la presencia

de las rocas generadoras jurásicas en el pozo Ahuatepec-­‐1.

El área contractual Soledad, se encuentra ubicada en la parte norte del Paleocanal de

Chicontepec, el 100% de esta área cuenta con información sísmica 3D de los prospectos

Amatitlán procesado en 2009, en la parte sur por Cohuca procesado en 2011 y al Sureste

por Miquetla-­‐Miahuapan procesado en 2012. De acuerdo con los archivos sísmicos

actuales, éstos cubos sísmicos, cuentan con migración pre-­‐apilada en tiempo, calidad y

resolución vertical óptimas, sin embargo existen efectos de borde en los límites de los

cubos sísmicos, ocasionando desacople al poner conjuntamente dos cubos sísmicos de dos

proyectos diferentes.

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Cotratos Integrales EP: Soledad

Adicionalmente se cuenta con 50 km de sísmica bidimensional (2D), de segmentos de 28

líneas dentro del Área Contractual Soledad.

El área contractual Soledad cuenta con un cubrimiento del 100% de información sísmica

3D con los ProspectosAmatitlán, Miquetla-­‐Miahuapan y Cohuca.

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Cotratos Integrales EP: Soledad

Historia de exploración y desarrollo

El descubrimiento del bloque Soledad fue en septiembre de 1944 con la perforación

del pozo Soledad-­‐1, el cual produjo 44 bpd de la Formación Tamabra, el pozo fue

abandonado como productor no comercial. El primer pozo productor del bloque fue

el Soledad-­‐101, perforado en el año de 1961, con un gasto de 1,082 bpd con flujo

fraccional de agua de 0% en la Formación Tamabra, posteriormente entró a

producción el Soledad-­‐104 con un gasto de 547 bpd y flujo fraccional de agua de

2.6% en la misma formación.

La producción máxima alcanzada fue de 7,244 bpd, con 133 pozos activos en abril de

1980.

En el 2010, se reiniciaron las actividades de operación y mantenimiento

reactivando pozos con reparaciones menores en los campo Coyotes y Horcones los

cuales se encuentran al Este de esta Área Contractual, cabe mencionar que los

gastos promedios antes de la reactivación (abril 2010) de los pozos era de 20 bpd,

de 79 pozos en operación, con 1750 bpd promedio mensuales y actualmente (julio

2012) el gasto promedio es de 30 bpd con 110 pozos en operación y una

producción mensual promedio de 3300 bpd.

La actividad de perforación se reinició en los años 2011 y 2012 se perforaron tres

pozos horizontales y a la fecha se han terminado dos, Coyotes 423D y Coyotes

276D, ambos se terminaron con multifracturas (cinco) y el gasto inicial del primero

de estos, fue de 400 bpd de aceite neto de 37 ºAPI y 0.471 mmmpcd con un corte

agua de 30% el cual disminuyo a 15%, el gasto inicial del segundo pozo fue de 318

bpd de aceite de 28 ºAPI y 0.093 mmmpcd de gas y un corte de agua de 35% y

continua en limpieza por lo cual se considera que el corte de agua disminuirá como

se observó en el primer pozo.

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Cotratos Integrales EP: Soledad

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


ontratos Integrales EP: Soledad

Actualmente, Petróleos Mexicanos ha iniciado una campaña exploratoria para evaluar

mediante la perforación de pozos horizontales a las formaciones geológicas consideradas

como rocas generadoras de hidrocarburos, las cuales están consideradas como Shale oil y

tiene contemplado perforar un pozo exploratorio a 13.5 km al este de esta área

contractual teniendo como su objetivo principal la Formación Pimienta del Jurásico

Superior

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

NW

KS Mendez

KS SF

KS ANva

KM Tam Sup

KI Tam Inf

JS Tithoniano

JS Kimmeridgiano

Configuración

estructural cima Fm.

Pimienta (m)

Localización exploratoria para evaluar la Fm. Pimienta del Jurásico Superior

SE

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Cotratos Integrales EP: Soledad

Producción por campo y reserva

La explotación comercial de aceite en este bloque inició en 1972 y la producción es

asociada a los yacimientos del bloque Soledad.

La máxima producción alcanzada fue de 7,244 bpd para abril de 1980, con 133 pozos

activos en las Formaciones del Terciario (Chicontepec).

La presión de saturación varía entre 84 y 97 Kg/cm 2 y su presión más reciente varía entre

58 y 125 Kg/cm 2 .

Gastos de aceite, agua (b/d)

8,000

7,000

6,000

5,000

4,000

3,000

2,000

1,000

0

02/66

01/67

12/67

11/68

10/69

09/70

08/71

07/72

06/73

05/74

04/75

03/76

02/77

01/78

12/78

11/79

10/80

09/81

08/82

07/83

06/84

05/85

04/86

03/87

02/88

01/89

12/89

11/90

10/91

09/92

08/93

07/94

06/95

05/96

04/97

03/98

02/99

01/00

12/00

11/01

10/02

09/03

08/04

07/05

06/06

Aceite (Bd) Agua (Bd) Gas (mpc/d)

Historia de producción del bloque Soledad

El volumen original para el bloque Soledad es de 1,709.062 MMbl de aceite y 1,208.686

MMMpc de gas; se tiene una producción acumulada de 39 MMbl de aceite y 5.7 MMMpc

de gas, con un factor de recuperación de 8.0 % para el aceite y 56.0 % para el gas. Las

reservas remanentes en 2P estimadas son 85.780MMbl de aceite y 201.057 MMMpc para

el gas.

1,400

1,200

1,000

800

600

400

200

0

Gastos de gas (mpc/d)

18


Área

desarrollada

por campo

(Km 2 )

Aceite

(MMbl)

Volumen

original

Cotratos Integrales EP: Soledad

Gas

(MMMpc)

Aceite

(%)

Factores de

recuperación

Gas

(%)

Aceite

(MMbl)

Producción

acumulada

Gas

(MMMpc)

Reservas

remanentes 2P

Aceite

(MMbl)

Gas

(MMMpc)

125 1,709.062 1,208.686 8.0 56.0 39.00 5.70 85.780 201.057

Volumen original, producción y reservas remanentes del bloque Soledad

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Infraestructura y manejo de hidrocarburos

Infraestructura bloque Soledad

ontratos Integrales EP: Soledad

El bloque Soledad tiene una producción bruta de 4,158 bpd, la cual se procesa en

las baterías de separación Soledad I, Soledad II y Palo Blanco, para posteriormente

ser enviado el gas por medio de un gasoducto de 12” x 2.6km con origen en la

batería de separación Soledad I, se procesa y es enviado a la EC Soledad donde se

envíaa CPG PR. El hidrocarburo se envía por un ducto de 8” a la Batería de

Separación Miquetla I teniendo destino final en CAB-­‐PR. La Batería de Separación

Palo Blanco envía el gas por un gasoducto de 16” a EC Soledad y el aceite por ducto

de 4” el cual tiene origen en BS Soledad I y es enviado a Miquetla I con destino final

CAB-­‐PR.

Manejo actual de la producción del bloque Soledad

20


Cotratos Integrales EP: Soledad

El bloque cuenta con los siguientes oleo gasoductos:

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Caminos Bloque Soledad

Cotratos Integrales EP: Soledad

Mapa de caminos (carreteras y brechas) poblados, macroperas e instalaciones

petroleras

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Prácticas de perforación

Parámetros de perforación

Profundidad: 1,600 metros desarrollados

Inclinaciones: 0° a 45°

Densidad de lodos

Primera etapa: 1.15 gr/cm³; lodo bentonítico

Segunda etapa: 1.26 gr/cm³; emulsión inversa

Tercera etapa: 1.30 gr/cm³; emulsión inversa

Objetivo: Chicontepec

Problemas durante la perforación

ontratos Integrales EP: Soledad

• Etapa Superficial

Hidratación de arcillas, pérdidas de circulación, resistencias en introducción de

TR’s, inestabilidad del agujero y flujos someros de Gas y/o Agua.

• Etapa intermedia.

Intercalaciones de Lutitas reactivas, pega de tubería y posible pérdida de fluido,

altas velocidades de penetración, probables incrementos de DEC (Densidad

Equivalente de Circulación) por la concentración de recortes en el anular e

incrementos de atrapamientos y perdidas de circulación.

• Etapa de Producción

Empacamiento, resistencias y arrastres, presencia de gas de formación, pérdidas

de circulación, pegaduras por presión diferencial, embolamiento de barrena,

acumulación de recortes de perforación en la sección curva.

Prácticas de perforación

La mayoría de los arreglos de las tuberías de revestimiento (TR) en esta área corresponden

a dos tipos de diseño:

• El primer diseño es con una TR conductora de 10 3/4”, que tiene como objetivo

instalar conexiones superficiales y se cementa alrededor de 50 y 150 m. La TR

intermedia de 7 5/8” se cementa a profundidades promedio de 400 a 500 m, los

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asentamientos de dicha etapa se proponen de los pozos de correlación, finalmente

perforar la tercera etapa y cementar la TR 5 ½” a la profundidad total.

• El Segundo diseño es con una TR conductora de 9 5/8”, que tiene como objetivo

instalar conexiones superficiales y se cementa alrededor de 50 y 150 m. La TR final

de 6 5/8” se cementa a profundidades con un rango de 1,500 a 1,700 m.

Este inciso, tiene como objetivo únicamente comentar las prácticas de perforación a la

fecha, utilizadas en el desarrollo de este yacimiento, por lo cual se considera como una

referencia y no una propuesta de aplicación de la metodología y tecnología aplicada por el

AIATG.

Las primeras etapas son de presión normal y se perforan con lodo a base de emulsión

inversa y con densidades de control del orden de 1.15 a 1.30 gr/cm³; en el caso de

densidades anormales, es debido al control de estabilidad de la lutita y no porque el

gradiente de presión lo demande. La etapa de explotación se perfora con fluido base agua

(salmuera sódica) capaz de incrementar su viscosidad por cualquier contingencia, además

de ser amigable con la formación productora y se ajusta la densidad de control.

El árbol de válvulas 10 3/4” x 7 5/8” x 5 1/2” x 2 7/8” 5,000 lb/pg².

No se observa gran problemática operativa durante la perforación del pozo.

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