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Congreso Mexicano del Petróleo Puebla, 2017
“Creatividad y talento impulsan la industria
petrolera con rentabilidad”
CMP2017_425
Análisis del comportamiento de una zona caótica altamente tectonizada
Autores
Mario Noguez Lugo, Guillermo Gomez Sanchez, Ioenia Yolanda Carrillo Montiel, José Miguel Busquet Domínguez. Coautores José Ramón García López, Luis Arturo Zamudio López
Resumen
A medida que se descubren nuevas fuentes de hidrocarburos en yacimientos cada vez
más remotos y geológicamente complejos, la industria de perforación enfrenta nuevos
comportamientos de las formaciones durante la perforación, que de no tomarse en
cuenta durante la planeación de futuras perforaciones, se corre el riesgo de perder la
integridad del pozo.
En este trabajo se presenta un caso de estudio que revela las lecciones aprendidas
obtenidas al perforar cuerpos carbonatados dentro del terciario que pueden imposibilitar
la perforación. Este tipo de formación sometido a altos esfuerzo tectónicos genera
rompimiento en las rocas que puede causar problemas de atrapamientos súbitos de la
sarta de perforación, pérdidas de lodo, volver no exitosa las operaciones de
cementación e impacto negativo en la arquitectura del pozo.
Se hicieron cuatro intentos por atravesar un cuerpo caótico a nivel del Mioceno, los
modelos tradicionales de estabilidad no representaban la naturaleza del problema.
A través del análisis de registro en tiempo real, se pudo identificar rocas fracturadas
con bajo gradiente de pérdidas que al ser sometidos a altos impactos de la sarta se
generaban derrumbes. Se estudió a nivel laboratorio el espectro de granulometría
requerido para dar soporte mecánico a la roca y reducir el riesgo de pérdida en el
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cuarto agujero. Perforar con una estructura de corte en este tipo de zona resultó
favorable al minimizar los fenómenos de vibración de la sarta de perforación. Se
comparan los eventos de perforación y el tiempo en que tomó perforar cada uno de los
agujeros para entender la naturaleza del problema y capitalizar la experiencia.
Introducción
Los problemas de perforación tienen lugar en zonas de lutitas laminadas o fracturadas.
Cuando éstas son sometidas a alto esfuerzos de compresión por actividad tectónica,
estas formaciones son por naturaleza débil y susceptible a presiones fluctuantes
durante el desarrollo de perforación. La inestabilidad de la lutita combinado con falta de
limpieza en el agujero, puede provocar un atrapamiento. El problema incrementa
cuando existe más de un mecanismo de falla de roca en la zona a perforar, dado que
uno puede requerir densidad, mientras que otro no. Para estos casos, incrementar la
densidad generaría más problemas en el pozo, por lo que sería necesario fortalecer la
pared del pozo con tamaños de obturante adecuados para reducir o eliminar el riesgo
de pérdida de fluido.
La desventajas de no caracterizar el terciario a nivel del estudio que se realiza en las
formaciones donde se encuentra el hidrocarburo, es que durante la planeación, la
trayectoria del pozo se pude ver comprometida, ya que, puede caer en zonas
altamentamente tectonizadas con fracturas distribuidas que puedan generar problemas
durante la construcción del pozo.
El monitoreo de los parámetros de perforación tiempo real, permiten identificar los
problemas de inestabilidad del agujero, que de ser detectados en tiempo y forma se
tomarían decisiones en beneficio de la integridad del pozo .Reducir las vibraciones y
choques laterales durante la perforación de lutitas fracturadas podrían salvar la
construcción del agujero. A continuación se presenta un caso de estudio, en el cual la
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aparición de un cuerpo caótico ocasionó la perdida de tres agujeros, cuyos
comportamientos durante la perforación eran diferentes.
Evidencia de Inestabilidad
La figura 1 muestra la respuesta del pozo cada vez que la zona caótica era atravesada.
El monitoreo del mapa de coherencia del registro sónico tiempo real, acusaba la
presencia de una zona fracturada, altamente tectonizada, que al ser sometido a los
fenómenos de vibración de la sarta, choques laterales, acción de lodo atreves de las
fracturas, originaba inestabilidad del pozo y atrapamiento de la sarta de perforación.
Figura 1. Evidencias en tiempo real de zonas fracturadas.
Seguimiento tiempo real
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A través del centro de monitoreo en tiempo real se dio seguimiento a los parámetros de
perforación (presión de bomba, torque, revoluciones por minuto, ritmo de penetración,
gasto, densidad equivalente de circulación, etc.), que permitieran entender el
comportamiento del pozo y acudir a mejores prácticas operativas para contrarrestar la
respuestas inestables del pozo.
Figura 2. Monitoreo tiempo real de parámetros de perforación.
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Comportamiento de los agujeros
La perforación se realizó con barrena de 12 ¼” x 14 ½”, para llevar una TR de
contingencia y tener suficiente espacio anular para asegurar el éxito de la cementación.
En la figura 3 se muestra los cuatro intentos por atravesar la sección caótica, en el
primer agujero la densidad utilizada fue de 1.90g/cm3, en el segundo agujero de
1.94g/cm3, en el tercer intento era de 1.91 g/cm3 y en el cuarto de 2.0g/cm3. En los
cuatro agujeros perforados el comportamiento del pozo fue diferente, en los agujeros
1,2 y 3 se presentaron problemas de derrumbes perdida de fluido, atrapamientos, altos
tiempo de perforación, y en el agujero 4, persistieron los problemas de torque, arrastre,
fricciones, etc., sin tener evidencias de perdida de lodo con densidad superior a
2.0g/cm3, densidad con la cual perdían los agujeros previos.
Figura 3. Comportamiento del pozo y eventos de perforación.
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Modelo de estabilidad
A partir de los registros sintéticos proporcionados ponor el VCD, se construyó el modelo
geomecánico-predrill, el cual fue utilizado para la planeación de densidad. El análisis de
estabilidad proponía usar como mínimo densidades de 1.90g/cm3 para controlar el
mecanismo de falla por colapso, sin embargo, los efectos de vibración mecánica de la
sarta, invasión de fluidos a través de las fracturas desestabilizaban a la formación,
presentándose derrumbes tabular, del orden de 10-12cm. La producción de derrumbe
incrementaba con el dinamismo de la perforación, incrementar la densidad favorecía la
aparición de éstos.
Figura 4. Modelo geomecánico y análisis de estabilidad del pozo.
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Caracterización de la zona caótica
La Figura 5 y 6, muestra la posición estructural entre el pozo exploratorio y el
delimitador. La superficie corresponde a la cima del cuerpo caótico identificado, razón
por la cual el delimitador aparece estructuralmente más alto que el exploratorio.
El cuerpo caótico (nombrado así por la imagen sísmica caótica característica) fue
atravesado por otros pozos en la zona, en uno de ellos (Pozo-K) estaba compuesto por
carbonatos en su totalidad, las respuestas de los registros geofísicos Gamma y
Resistivos permitieron en primer instancia identificar este cuerpo como carbonatado.
Con estos datos se estimó que los pozos que atravesaran este cuerpo tendrían similitud
sedimentológica.
Sin embargo, el Pozo-1 encontró menor contenido carbonatado, solo tres
intercalaciones de espesor suficiente para ser identificadas sísmicamente.
Las diferencias encontradas impulsaron la necesidad de mapear el cuerpo caótico con
la finalidad de conocer su distribución y morfología, al realizar el mapeo pudimos
observar la morfología de un abanico aluvial como se muestra en la figura.
Internamente compuesto por sedimentos mixtos de texturas diversas.
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Figura.5. Cima estructural del cuerpo caótico y modelo sedimentario.
Figura 6. Cima estructural en profundidad del cuerpo caótico.
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Con la finalidad de encontrar la razón de los derrumbes se realizó sobre los datos
sísmicos tridimensionales un análisis Antraking y de Semblanza, lo que nos permitió
entender que antes de entrar al cuerpo caótico los esfuerzos estructurales provocaban
en este pozo una condición severa de derrumbes (Fig.6), inestabilidad y sobrepresiones
impredecibles.
En la figura 7 se muestra el atributo de semblanza que evidencia la zona caótica
resaltada y una zona fracturada (manchas rosas) en la trayectoria del pozo por arriba
de la zona caótica, esta zona de fracturamiento intenso, no está presente ni se encontró
en los pozos que atravesaron el cuerpo caótico.
Figura 7. Atributo de semblanza, evidenciando fracturamiento y fallamiento intenso (manchas rosas).
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Finalmente para aislar las fracturas se utilizó Antraking sobre la semblanza, lo que nos
permitió sobreponer en la estructura la zona fracturada y gráficamente evaluar el
impacto, así como reevaluar la trayectoria del pozo. En la figura 8, es evidente que la
zona enferma o fracturada está ubicada sobre el Pozo-1DL y que los pozos aledaños
no tienen la misma afectación.
Figura 8. Zona fracturada está ubicada sobre el Pozo-1DL.
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Estudio del espectro de granulometría y selección del material obturante
Parte del éxito de mantener la estabilidad del agujero fue posible por al manejo del
material obturante con un amplio espectro de granulometría que permitió sellar las
fracturas de los cuerpos calcáreos. En la tabla 1, se muestran la combinación de los
diversos materiales usados para fortalecer las paredes del pozo y lograr ganar mayor
resistencia a la tensión, permitiendo incrementar densidad por arriba de la densidad de
perdida de lodo de los agujeros 1,2 y 3. Con esto, se controló la migración del fluido
hacia la zona fracturada y se redujo el debilitamiento de la formación, permitiendo
mantener el agujero estable con el incremento de densidad.
Tabala 1. Materiales obturantes usados en cada agujero perforado.
Resultados
Finalmente con el asentamiento de una tubería de revestimiento en la cima del anticlinal
identificada como la zona de mayor esfuerzo de compresión y fuente de producción de
derrumbe, la eliminación del ampliador el cual causaba fenómenos de vibración
impactando a la zona débil, el reforzamiento de la pared del pozo con material
obturante con amplio espectro de granulometría que selle a las fracturas de diferentes
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diámetros de amplitud, se pudo atravesar y aislar a la zona caótica, permitiendo dar
integridad a la pared del pozo para construir la siguiente sección, figura 9.
Figura 9. Aislamiento del cuerpo caótico y perforación de la siguiente sección.
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Conclusiones
• Caracterizar el marco estructural del terciario no productor con la misma
importancia que se le da a los estudios de descubrimientos realizados a nivel
yacimiento.
• Es necesario realizar el análisis sedimentológico con apoyo de las herramientas
sísmicas de toda la columna propuesta en la trayectoria de los pozos antes de la
perforación.
• La utilización de los datos sísmicos tridimensionales y su visualización 3D así
como del uso de atributos contribuyó en la identificación del problema y en la
propuesta de la solución.
• El seguimiento tiempo real es una herramienta indispensable para la toma de
decisiones en tiempo y forma, permite acudir a las mejores prácticas operativas
en respuesta al comportamiento del pozo.
• Este tipo de formación no se recomienda ser perforada con dos estructuras de
corte, es necesario reducir o eliminar la vibración de la sarta y choques laterales.
• Para formaciones fracturadas se puede fortalecer la pared del pozo y ganar
mayor gradiente, con materiales obturantes con amplio espectro de
granulometría, de 3um a 6mm.
Agradecimientos
Agradezco a los ingenieros que sumaron a la realización del trabajo y a Petróleos
Mexicanos por permitir obtener y aplicar las experiencias adquiridas.
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Referencias
Artículos
Terry H.2012.Drilling in fracture Shales:Another Look At the Mud Weight Problem.
American Rock Mechanics Association, 46th U.S.Rock Mechanics/Geomechanics
Symposium,24-27 June, Chicago,Illinois.
Edward B. The Application of Seismic Techniques to Drilling Techniques. Society of
Petroleum Engineers. Fall Meeting of the Society of Petroleum Engineers of AIME,30
September-3 October, Las Vegas, Nevada.
Semblanza
Autor
Mario Noguez Lugo
Ing. Petrolero con estudios de Licenciatura en la UNAM Generación 85 y estudios de
Maestría en la UNAM Generación 2003.Ingresó a Petróleos Mexicanos en el Depto. De
Ingría. Petrolera en Distrito Cd. Pemex, Tab. en 1989.
Ha desempeñado los siguientes cargos:
Ingeniero de Campo de Cementaciones, Depto. De Ingría. petrolera Cd. Pemex, Tab.
Jefe de Departamento de Servicios a Pozos Cd. Pemex, Tab.
Jefe de Departamento de Servicios a Pozos Cárdenas, Tab.
Encargado de Despacho de Servicios a Pozos Reforma, Chis.
Jefe de Area Alejada de Perforación Cd. Pemex, Tab.
Jefe de Depto. De Operaciones de la Unidad de Perforación Reforma, Chis.
Encargado de Despacho de la Unidad de Perforación Reforma, Chis.
Actualmente me desempeño como Encargado de Despacho de la Coordinación de
GDASPE del Activo de Exploración Aguas Someras en Cd. del Carmen, Camp.
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Coautores:
Guillermo Gómez Sánchez
Ingeniero Petrolero egresado de la Escuela Superior de Ingeniería y Arquitectura (ESIA)
Ciencias de la Tierra del Instituto Politécnico Nacional. Ha desempeñado actividades
como ingeniero de pozo, coordinador de operaciones de perforación, de terminación y
de reparación, ingeniero de diseño de perforación y terminación de pozos marinos y
geomecánico. Ha desempeñado los cargos de Líder de diseño del Grupo
Multidisciplinario de Diseño e Intervenciones a Pozos Exploratorios (GMDIPE) del
AECSM, y actualmente jefe de diseño de perforación de pozos exploratorios en el
AEAS. Publicaciones, “Uso de herramientas sónicas/LWD en secciones de amplio
diámetro para evaluación geomecánica en pozos exploratorios”, Ponente en el
congreso mexicano del petróleo 2014.
José Ramón García López
Ingeniero Geólogo. Ha desempeñado cargos como ingeniero supervisor de
operaciones, Ingeniero de diseño y líder de un VCD en PEMEX.
Ioenia Yolanda Carrillo Montiel
Ingeniero Geofísico egresado del Instituto Politécnico Nacional.
Se ha desempeñado como analista de calidad en adquisición de datos sísmicos, como
analista de procesamiento sísmico, como interprete sísmico generando localizaciones
exploratorias, actualmente labora en el área de Diseño y seguimiento tiempo real como
geofísico, para Pemex exploración y producción. Publicaciones: “Estudio de facies
sísmicas y sedimentológicas del golfo de México profundo”, AIPM 2005. “Identificación
de yacimientos exploratorio de aguas profundas utilizando atributos sísmicos”, Ponente
en el Congreso Mexicano del Petróleo, 2010.
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Luis Arturo Zamudio López Ingeniero Petrolero del Instituto Politécnico Nacional Experiencia: Ingeniero de pozo de la Unidad Operativa Comalcalco Ingeniero de pozo de la Unidad Operativa Cárdenas Ingeniero de Seguimiento de pozos en el Activo de Exploración Cuencas del Sureste Terrestre Ingeniero de diseño y seguimiento de pozos en el Activo de Exploración Aguas Someras. (Actual) José Miguel Busquet Domínguez
Ingeniero Petrolero egresado del Instituto Politécnico Nacional.
Se ha desempeñado como mentor de diversos temas relacionado al diseño de pozo en
el Instituto Politécnico Nacional. Actualmente labora en el área de Diseño, geomecánica
y seguimiento tiempo real, Pemex. Publicaciones: “Controlador Inteligente para la
Automatización del Control de Pozos Petroleros”. ACADEMIA JOURNALS (i-COP):
ISBN 978-1-939982-09-4, pp. 181-184. “Presiones anormales por tectónica de cuerpos
intrusivos en el Golfo de México”. Revista AIPM, Noviembre 2016,Vol.56, Núm.11.
Ponente en el Congreso Mexicano del Petróleo, 2016.