Contratos Integrales EP: Pitepec

Contratos Integrales EP: Pitepec

Tabla de contenido
Contratos Integrales EP: Pitepec
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...................................................................20
Prácticas de Perforación ....................................................................................................22

Introducción
Contratos Integrales EP: Pitepec
El Área Contractual Pitepec se localiza en la porción nornoroeste de la envolvente del área
del Activo Integral Aceite Terciario del Golfo, comprende una extensión aproximada de
230 Km 2 ; se encuentra a 76 Km al NNW de la ciudad de Poza Rica, Veracruz.
Ubicación del Área Contractual Pitepec
Geológicamente, se ubica en la porción sur-­‐centro de la Cuenca Tampico-­‐Misantla. El
Campo principal de este bloque es Aragón, dicha Área Contractual fue descubierta en el
año de 1943, observándose manifestaciones de aceite y gas con la perforación del pozo
Aragón-­‐2, resultando improductivo seco; razón por la cual fue taponado.
En esta Área Contractual se han perforado 22 pozos, de los cuales 11 están cerrados, 6
taponados y 5 en operación. La máxima producción alcanzada fue de 150 bpd de aceite
con 6 pozos activos en febrero de 2012; actualmente (30/06/12) produce 61 bpd de aceite
con una producción acumulada de 822.807 Mbl de aceite y 583.005 MMpc de gas. El
crudo es de tipo ligero, con densidad que va desde 32 a 40° API; la presión de fondo más
reciente registrada en el pozo Aragón-­‐191 (junio 2012), es de 73.8 Kg/cm 2 a una
profundidad de 1,040 m. El sistema de producción existente en el área es bombeo
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:
Tamaulipas Superior, Tamaulipas Inferior, Pimienta y Tamán, se presentaron
manifestaciones de gas; y en las muestras de canal y núcleo se observó impregnación de
aceite.
Por medio de análisis PVT, a muestras de aceite tomadas en pozos probados en las
formaciones mencionadas, en el Paleocanal de Chicontepec, se conoce la siguiente
información:
• Pozo Chicontepec-­‐2A (ubicado al Suroeste a 5.0 Km del área).
Formación Tamaulipas Superior: Aceite con densidad de 37.3 °API, Relación de Gas
Disuelto Inicial (Rsi) de 168.70 m 3 /m 3 , Factor Volumétrico de Aceite (Bo) de 1.5683
m 3 /m 3 y Presión de Saturación (Pb) de 206.70 Kg/cm 2 .
• Pozo Presidente Miguel Alemán-­‐772 (ubicado al Sureste a 85 Km del área).
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 123 Km del área).
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 73 Km del área).
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 .
4

Descripción de la cuenca
La Cuenca Tampico-­‐Misantla se ubica en el oriente de México y comprende desde el
extremo sur del Estado de Tamaulipas hasta la parte central del Estado de Veracruz, una
porción en la parte oriental de los Estados de San Luís Potosí, Hidalgo y norte de Puebla, y
hasta la isobata de 200 m en la plataforma continental del Golfo de México.
Ubicación de la Cuenca Tampico-­‐Misantla
El basamento cristalino está constituido por rocas ígneas y metamórficas con edades que
varían desde el Pérmico hasta el Jurásico Medio. En la columna sedimentaria de la
Provincia Tampico-­‐Misantla se reconocen las siguientes tectono-­‐secuencias:
5

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 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 FormaciónHuehuetepec (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,
6

mientras que para el frente arrecifal se desarrolló por la denudación arrecifal, la
Formación Tamabra con facies de talud proximal, medio y distal, la cual cambia de facies
con la Formación Tamaulipas Superior de calizas cretosas.
A finales del Cenomaniano, la plataforma queda bajo condiciones subaéreas por un pulso
regresivo marino, la cual fue seguida por un nuevo evento transgresivo, permitiendo el
depósito tanto en la facies lagunar como en las zonas del talud medio, distal y cuenca de
las Formaciones Agua Nueva del Turoniano, (calizas negras arcillosas con intercalaciones
de lutitas negras), San Felipe Coniaciano-­‐Santoniano (calizas arcillosas gris verdoso con
abundantes intercalaciones de bentonitas verde olivo) y Méndez Campaniano-­‐
Mastrichtiano (calizas arcillosas y margas de color verdes y rojas), con el depósito de esta
última formación terminó el periodo de esta tectono-­‐secuencia.
Eventos
Tectónicos
Ambientes
sedimentarios
Columna geológica Cuenca Tampico-­‐Misantla con rocas almacenadoras, rocas
generadoras (yacimientos no convencionales), eventos tectónicos y. ambientes
sedimentarios.
La tectono-­‐secuencia Antefosa, se caracteriza por el inicio del levantamiento de la Sierra
Madre Oriental (SMO), lo cual provocó una mayor aportación de sedimentos terrígenos,
7

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 delta
8

Características principales
Contratos Integrales EP: Pitepec
La principal Formación productora es la Formación Chicontepec y se cuenta con
evidencias de producción en la Formación Tamaulipas Superior.
Los yacimientos presentes en esta área se encuentran en trampas combinadas,
estructurales (anticlinales con sutiles echados con cierre en cuatro direcciones) y
estratigráficas.
En esta Área Contractual se ubican los pozos exploratorios Aragón-­‐2, Aragon-­‐1001,
Pedregosa-­‐1 y Tlacolula-­‐10, se presentaron ligeras impregnaciones de aceite en las
muestras de canal, atractivas manifestaciones de gas en las Formaciones Agua Nueva,
Tamabra, Tamaulipas Superior y Tamán.
En el pozo Aragón-­‐2, se observaron ligeras manifestaciones de aceite en la Formación
Agua Nueva, se cortó un núcleo sin impregnación de aceite, no se realizaron pruebas
de producción y en muestras de canal en el Cretácico no se observó impregnación de
aceite.
En el pozo Aragón-­‐1001, se observaron ligeras manifestaciones de gas y aceite en la
Formación Tamaulipas Superior y Pimienta, se cortaron nueve núcleo sin impregnación
de aceite, no se realizaron pruebas de producción y en muestras de canal se observó
ligera impregnación de aceite en las Formaciones San Felipe y Tamaulipas Superior.
En el pozo Pedregosa-­‐1, se observaron altas lecturas de gas en la Formación Tamán, no
se realizaron pruebas de producción, se cortaron dos núcleos en la Formación Agua
Nueva con pobre impregnación de aceite en los planos de la fractura y en las muestras
de canal se observó ligera impregnación de aceite en la Formación Agua Nueva y
Tamaulipas Superior.
En el Pozo Tlacolula-­‐10, se observaron manifestaciones de gas durante la perforación,
poco aceite y agua salada en la Formación Agua Nueva y fuertes manifestaciones de
gas y aceite en la Formación Tamaulipas Superior. En el núcleo número 20 (2300-­‐
2306.3 m) en la Formación Tamaulipas Superior se observaron trazas de aceite y fuerte
olor a gas, no se reportaron muestras de canal con impregnación.

Se realizaron dos pruebas de formación en la Formación Tamaulipas Superior
recuperándose en la TP, 50 metros de aceite con bastante gas y 75 metros de lodo
gasificado.
A continuación se comentan los eventos presentes durante la perforación de las rocas
de la Formación Chicontepec:
En el pozo, Galo-­‐1 se observaron manifestaciones de gas en el lodo de baja magnitud y
en los cortes de regular magnitud durante la perforación. Se cortaron núcleos en la
Formación Chicontepec Medio (8), observándose impregnación de aceite ligero. Las
muestras de canal presentaron pobre impregnación de aceite en las Formaciones
Aragón, Chicontepec Medio y Basal.
Se efectuó una prueba de producción en Chicontepec Medio resultando una
producción de 13 bpd de aceite, 0% de agua y una de RGA 100m 3 /m 3 .
En el pozo Aragón-­‐134, no se observaron manifestaciones de gas durante la
perforación. Se cortaron cuatro núcleos en la Formación Chicontepec con ligera
impregnación de aceite y materia orgánica residual (gilsonita). Las muestras de canal
en la Formación Chicontepec Medio e Inferior con manchas por impregnación de
aceite ligero.
Se efectuaron cuatro pruebas de producción con fracturamiento hidráulico en la
Formación Chicontepec Canal, resultando las dos primeras pruebas con 100% de agua,
en la tercera prueba en el intervalo 815-­‐860 m produjo 14 bpd de aceite, 71% de agua
y una RGA 180m 3 /m 3 , finalmente la cuarta prueba en los intervalos 815-­‐860 m, 874-­‐
885 m y 1100-­‐1105 m, produjo 14 bpd de aceite, 71% de agua y una RGA 180m 3 /m 3 .
En el pozo Tlacolula-­‐446, no se observaron manifestaciones de gas durante la
perforación. Se cortaron tres núcleos con ligera impregnación de aceite amarillo claro.
Las muestras de canal en la Formación Chicontepec Medio y Chicontepec Inferior
presentaron trazas de aceite ligero.
Se efectuaron cuatro pruebas de producción en la Formación Chicontepec Canal con
fracturamiento hidráulico de las cuales dos aportaron producción, una en el intervalo
1470-­‐1490 m, resultando una producción de 7 bpd de aceite, agua 22% y una RGA 125
10

m 3 /m 3 y la otra prueba en el intervalo 811-­‐825 m con una producción de 5 bpd de
aceite, agua 92% y una RGA 186 m 3 /m 3 .
En el pozo Aragón-­‐2, se observaron en la Formación Chicontepec Medio ligeras
manifestaciones de gas y aceite durante la perforación. En las muestras de canal en la
Formación Chicontepec Superior presentaron ligera impregnación de aceite.
No se efectuaron pruebas de producción.
En el pozo Aragón-­‐78, no se observaron manifestaciones de gas durante la
perforación. No se cortaron núcleos en las formaciones del Terciario y las muestras de
canal no presentaron impregnación.
Se efectuaron dos pruebas de producción con fracturamiento hidráulico en la
Formación Chicontepec Medio; en la primera se recuperó del fluido de tratamiento un
volumen de 342 m 3 y quedaron dentro del pozo 7 m 3 , se clasifico el intervalo como
productor incosteable y en la segunda prueba, se obtuvo una producción estimada de
31 bpd de aceite.
En el pozo Ayacaxtla-­‐1, no se observaron manifestaciones de gas durante la
perforación. Se cortaron 26 núcleos, de los cuales en la Formación Chicontepec Medio
fueron 20 y en Chicontepec Superior seis, observándose pobre impregnación de aceite
ligero y aceite residual respectivamente. Las muestras de canal presentaron pobres
impregnaciones de aceite ligero y asfalto en las Formaciones Chicontepec Superior,
Medio e Inferior.
Se efectuaron tres pruebas de producción con fracturamiento hidráulico, la primera en
la Formación Chicontepec Inferior, en los intervalos 1295-­‐1305 m y 1315-­‐1330 m, se
sondeó fluyendo 80% de agua salada, resultando como intervalo improductivo, la
segunda prueba en la Formación Chicontepec Medio en los intervalos 1020-­‐1040 m y
1050-­‐1070 m, se sondeó recuperando agua manchada de aceite y poco gas, resultando
este intervalo invadido con agua salada y finalmente en la tercera prueba en la
Formación Chicontepec Medio el intervalo 945-­‐955 m, fluyendo 6 bpd de aceite, 0% de
agua y una de RGA 10 m 3 /m 3 .
11

Con los registros geofísicos de pozos se elaboraron secciones estructurales de
correlación y con la información sísmica se correlacionaron los eventos sísmicos
distintivos de las formaciones mesozoicas. La siguiente figura, es una sección de
correlación con una orientación de W a E, observándose la correlación estructural
entre los pozos Camaitlan-­‐2, Pitepec-­‐1, Aragón-­‐1, Aragón-­‐1001 y Coyotes-­‐3, nótese el
buen desarrollo de las arenas productoras de la Formación Chicontepec. Los pozos
Camaitlán-­‐2, Aragón-­‐1001 y Coyotes-­‐3, llegaron 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.
Sección estructural con registros de pozos. Nótese la presencia de rocas jurásicas en el
subsuelo del área en estudio.
12

En la siguiente figura, se muestra una sección con información sísmica, en la cual se puede
observar los espesores de rocas en el Mesozoico, notándose el desarrollo de las
formaciones del Jurásico Superior.
PITEPEC-­‐1 ARAGÓN-­‐1 ARAGÓN-­‐1001 COYOTES-­‐3
Sección sísmica W-­‐E entre los pozos Pitepec-­‐1, Aragón-­‐1, Aragón-­‐1001 y Coyotes-­‐3,
donde se observa la presencia de las rocas generadoras jurásicas.
El Área Contractual Pitepec, se encuentra ubicada en la parte norte del Paleocanal de
Chicontepec, el 88.6% de esta área cuenta con información sísmica 3D del prospecto
Amatitlán el cual fue procesado en abril 2009. De acuerdo con los archivos sísmicos
actuales, éste cubo sísmico cuenta con migración pre-­‐apilada en tiempo, versión
PSTM, su calidad y resolución vertical es buena.
Adicionalmente se cuenta con 166.5 km de sísmica bidimensional (2D), de segmentos
de 19 líneas sísmicas dentro del Área Contractual Pitepec.
13

El área contractual Pitepec cuenta con un cubrimiento del 88.6% de información sísmica
3D del Prospecto Amatitlán.
14

Historia de exploración y desarrollo
Contratos Integrales EP: Pitepec
El descubrimiento del Área Contractual Pitepec fue en el año de 1943 con la
perforación de los pozos Aragón-­‐1 y Aragón-­‐2, del primero sólo se cuenta con
información de perforación que alcanzó una profundidad de 1,609 mvd; del
segundo se reportan manifestaciones de gas y aceite, ambos fueron abandonados
como improductivos secos. El primer pozo productor del área fue el Aragón 501,
terminado en 1974 ,con un gasto de aceite de 94 bpd con 0 % de agua en la
Formación Chicontepec Medio, también se cuentan con registros del pozo
Tlacolula-­‐10 perforado en 1947 donde se recuperaron 50 metros de aceite y
abundante gas de la Formación Tamaulipas Superior.
En febrero de 2012 alcanzó su máxima producción de aceite de 150 bpd con seis
pozos en operación.
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 de aceite 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), siendo el gasto inicial de
aceite del pozo 423D, de 400 bpd de aceite de 37 ºAPI y 0.471 mmpcd con una
producción de agua de 30%, que gradualmente disminuyó hasta 15%, la producción
de aceite inicial del pozo 276D fue de 318 bpd de aceite de 28 ºAPI y 0.093 mmpcd
de gas y una producción de agua de 35%, el cual continua en limpieza por lo cual
se considera que la producción de agua disminuirá como se observó en el pozo
423D.

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
RESU RE
Geométrico Geométric
Longitud tota to
Xf Xf
Altura (H) (H
Network
Dirección
Arena Otaw Ota
20/40
Fluido Fractu Frac

Contratos Integrales EP: Pitepec
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
tiene contemplado perforar un pozo a 1.4 km al Sur 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

Producción por campo y reservas
La explotación comercial de aceite en esta Área Contractual inició en el año 1974 y la
producción es asociada a los yacimientos de los campos Aragón, Pastoría y Tlacolula.
La presión de saturación es de 64.7 Kg/cm 2 y su presión actual es de 77 Kg/cm 2 .
Gasto de aceite y agua (bpd)
400
380
360
340
320
300
280
260
240
220
200
180
160
140
120
100
80
60
40
20
0
01/08/1974
14/12/1975
27/04/1977
09/09/1978
22/01/1980
05/06/1981
18/10/1982
01/03/1984
14/07/1985
26/11/1986
09/04/1988
22/08/1989
04/01/1991
18/05/1992
30/09/1993
Suma de Aceite (bpd) Suma de Agua (Bd) Suma de Gas (mpc/d)
Historia de producción del Área Contractual Pitepec
12/02/1995
26/06/1996
08/11/1997
23/03/1999
04/08/2000
17/12/2001
01/05/2003
12/09/2004
25/01/2006
09/06/2007
21/10/2008
05/03/2010
18/07/2011
2000
1800
1600
1400
1200
1000
800
600
400
200
0
Gasto de gas (mpc/d)
18

El volumen original en sitio para el Área Contractual Pitepec es de 6,325.271 MMbls de
aceite y 2,435.364 MMMpc de gas; con un factor de recuperación de 10.09 % para el
aceite y 69.73 % para el gas. La producción acumulada es de 822.807 Mbls de aceite y
583.005 MMpc de gas, para unas reservas remanentes en 2P estimadas de 233.306
MMbls de aceite y 686.871 MMMpc para el gas.
Chicontepec
Prod. Acumulada
al 30 de junio 2012
Chicontepec
Volumen Original
Reservas al
1 de enero 2012
Mesozoico
PITEPEC
Produccion Acumulada
Aceite (Mbbl) Gas (MMpc) BOE(Mbpce)
822.8070 583.0050 1409.9544
Reservas
Aceite (MMbbl) Gas (MMMpc) BOE(MMbpce)
6325.2707 2435.3644 6913.1893
1P 7.90568 11.87736 10.7730
2P 233.30589 686.87094 399.1226
3P 637.64291 1697.72976 1047.4899
Recursos Prospectivos
Aceite (MMbbl) Gas (MMMpc) BOE(Mmbpce)
151 418 251.9089
Volumen original, producción y reservas del Área Contractual Pitepec
19

Infraestructura y manejo de hidrocarburos
Infraestructura Área Contractual Pitepec
Contratos Integrales EP: Pitepec
El Área Contractual Pitepec tiene una producción bruta de 62 bpd, la cual se transporta
por camión cisterna a la Batería de Separación (BS) Soledad Norte.
Propuesta de manejo de la producción del Área Contractual Pitepec
El Área Contractual no cuenta con ductos:

Caminos del Área Contractual Pitepec
Mapa de caminos (carreteras y brechas) poblados, macroperas e instalaciones
petroleras
21

Prácticas de perforación
Parámetros de perforación
Profundidad: 1,700 metros desarrollados
Inclinaciones: Verticales y Desviados
Densidad de lodos
Primera etapa: 1.05-­‐1.15 gr/cm³; base agua inhibido
Segunda etapa: 1.15-­‐1.20 gr/cm³; base agua inhibido
Tercera etapa: 1.20-­‐1.28 gr/cm³; emulsión inversa
Objetivo: Chicontepec
Contratos Integrales EP: Pitepec
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, pegaduras 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 espacio anular e
incrementos de atrapamientos y perdidas de circulación.
• Etapa de Producción
Empacamiento, resistencias y arrastres, presencia de gas de formación, pérdidas
de circulación, pegaduras por presión diferencial, embolamiento de barrena,
acumulación de recortes de perforación en la sección curva.
Prácticas de perforación
Este inciso, tiene como objetivo únicamente comentar las prácticas de perforación a la
fecha, utilizadas en el desarrollo de este yacimiento, por lo cual se considera como una
referencia y no una propuesta de aplicación de la metodología y tecnología aplicada por el
AIATG.
La mayoría de los arreglos de las tuberías de revestimiento (TR) en esta área corresponden
a un diseño con una TR conductora de 13 3/8” y 10 3/4”, que tiene como objetivo instalar
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
dicha etapa se proponen de los pozos de correlación. Finalmente, perforar la tercera
etapa y cementar la TR 7” y 5 ½” a la profundidad total.
Las primeras etapas son de presión normal y se perforan con lodo a base de agua y
finalmente con lodos a base de emulsión inversa con densidades de control del orden de
1.25 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 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”
5,000 lb/pg²; no se observa gran problemática operativa durante la perforación del pozo.
23

ESTADO MECÁNICO TIPO 1: PITEPEC
TR 10 3/4, J-55, 54 Lb/pie BCN
TR 7 5/8, J-55, 36 Lb/pie BCN” 402 m
EMPACADOR 750 m
TR5 1/2 , J-55, 36 Lb/pie BCN
P.T. = 1770 m
1770 m
55 m
Guayabal 4 m
Aragon
Chicontepec Sup
Chicontepec Med
Chicontepec Inf
Velasco
P.T.
74m
389m
562m
1110m
1660m
Mendez 1700m
1770m
24

ESTADO MECÁNICO TIPO 2: PITEPEC
TR 13 3/8, J-55, 54 Lb/pie BCN
TR 9 5/8, J-55, 36 Lb/pie BCN” 303 m
EMPACADOR 750 m
TR 7, J-55, 36 Lb/pie BCN
P.T. = 1643 m
***
1640 m
145 m
Guayabal 4 m
Chicontepec Sup
Chicontepec Med
Chicontepec Inf
P.T.
389m
562m
1110m
Mendez 1600m
1643m
25