Perforación en Mexico de Pozos Petroleros en Aguas
Profundas y Ultra profundas
Septiembre 2013
Ing. Ricardo Espinosa Ramos
Diseño de Pozos en Aguas Profundas
Contenido
Características de pozos en aguas profundas
Evolución de la perforación en México
Plataformas Semisumergibles de 6ta Gen.
1. Antecedentes
2. Metodología de diseño
3. Ingeniería y diseño
4. Tecnologías
5. Sistemas de contención
6. Ajuste al diseño durante la perforación
7. Conclusiones
Requerimientos logísticos Cabezales especiales Pozos de alivio y Capping Stack Regulaciones
Preventores submarinos Corrientes marinas Riesgos someros Sistema especial de desconexión
Tirante de agua Tipo de plataformas Gradiente de temperatura Ventana operativa reducida
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
0 20 40 60 80 100 120
Pro
fun
did
ad (m
)
Temperatura C
Gradiente geotermico esperado en pozo Piklis-1
Temp. Lecho marino 4°C
Temp. Fondo Pozo 98 °C
Características de pozos en aguas profundas
Antecedentes 1
Evolución de la perforación de pozos en aguas profundas Antecedentes 1
Evolución de la perforación de pozos en aguas profundas
Antecedentes 1
En México se han diseñado y perforado 32 pozos, 20 en aguas profundas y 12 en aguas ultra
profundas. Actualmente se perforan 4 pozos, dos en aguas profundas y dos en aguas ultra profundas.
Pozo Tirante de
Agua (m) PT (m)
Chuktah-201 513 4901
Nab-1 679 4050
Noxal-1 936 3640
Lakach-1 988 3813
Lalail-1 805 3815
Chelem-1 810 3125
Tamil-1 660 3598
Tamha-1 1122 4083
Etbakel-1 681 4232
Catamat-1 1230 4820
Leek-1 851 3700
Holok-1 1029 4725
Kabilil-1 739 5350
Labay-1 1698 3362
Lakach-2DL 1194 3250
Piklis-1 1928 5431
Puskon-1 624 7632
Nen-1 1493 4350
Talipau-1 945 5028
Hux-1 1186 4852 md
Kunah-1 2148 4550
Caxa-1 1802.5 4474.7
Supremus-1 2874 4029
Trion-1 2532 6119
Kunah-1DL 2185 4515
Maximino-1 2922 7006 md
PEP-1 2917 7229 md
Ahawbil-1 1940 5731 md
Golfo de México
Golfo de México
Antecedentes
West Pegasus Centenario GR Bicentenario Muralla IV Ocean Yorktown
Equipo de 3ra Generación.
Máxima profundidad 25,000 ft
Equipo de 6ta Generación.
Máxima profundidad 35,000 ft
Equipo de 6ta Generación.
Máxima profundidad 40,000 ft
Equipo de 6ta Generación.
Máxima profundidad 40,000 ft
Equipo de 6ta Generación.
Máxima profundidad 35,000 ft
2,471
7,840 8,267 6,000 6,000
2,000
18,984
15,720
12,580
21,500
0
5000
10000
15000
20000
25000
Ocean Yorktown Centenario Bicentenario West Pegasus Muralla IV
Carácterísticas
Tirante de agua (Pies) Carga Variable (Ton.) Volumen de lodo (bbl)
Plataformas Semisumergibles de 6ta Gen.
Diseño de Pozos en Aguas Profundas
Contenido
Proceso de ingeniería y diseño VCDSE
1. Antecedentes
2. Metodología de diseño
3. Ingeniería y diseño
4. Tecnologías
5. Sistemas de contención
6. Ajuste al diseño durante la perforación
7. Conclusiones
Proceso de Ingeniería y Diseño VCDSE
Objetivos:
• Asegurar una definición detallada del alcance del proyecto,
con una visión integral subsuelo-superficie y yacimiento-pozo.
Visualización
Conceptualización
Definición
Seguimiento
Evaluación
Planeación y diseño del
Pozo
UNP
Activo
Un equipo multidisciplinario realiza, desarrolla y documenta el proceso completo para diseñar la perforación de un pozo.
Etapas del proceso:
• Minimizar los cambios durante la
ejecución del proyecto.
• Minimizar el índice de riesgo.
• Proceso estructurado para la toma de
decisiones
• Disminuir riesgos y costos
Metodología de diseño 2
1. Antecedentes
2. Metodología de diseño
3. Ingeniería y diseño
4. Tecnologías
5. Sistemas de contención
6. Ajuste al diseño durante la perforación
7. Conclusiones
Riesgos someros
Metodología para determinación de geopresiones
Factores de seguridad para determinación de la ventana operativa
Diseños alternativos
Pump and Dump
Asentamiento de tuberías de revestimiento
Diseño de Pozos en Aguas Profundas
Contenido
TAMHA –1 (10 ABRIL 2008)
TAMHA-1 (17 ABRIL 2008)
1000 Metros
• Batimetría o Batometría del
fondo marino.
• Tirante de agua.
• Fallas geológicas someras.
• Inclinación del lecho marino
• Acumulaciones someras
de gas y/o agua.
* Formación de hidratos
Si se detectan zonas potenciales de riesgo
1. Mover la localización superficial.
2. Construir un pozo direccional
3. Asentamiento de TR antes de
la zona de anomalías.
Nunca pasar la anomalía sin la aplicación
de las condiciones anteriores.
Riesgos someros
Ingeniería y Diseño 3
Revisión del riesgo del pozo
TR 22”
FUGRO
PP GF OBG Eaton (Resitividad, Sónico)
Eaton (LOT)
Densidad RHOB: • Miller • Gardner
Bower´s (Sónico)
Daines
Miller (Sónico)
M & K
Metodología para determinación de geopresiones
Mo
de
lad
o d
e C
uen
ca
Reg
istr
o S
inté
tico
s
Ventana de Geopresiones
Método
Velo
cid
ad
In
terv
alo
s
Fuente de Información
Consideraciones
• Regional • Taza de sedimentación • Temperatura • Pozos de correlación • Tiempo geológico • Tectonismo • Estructura estratigráfica
Ingeniería y Diseño 3
OBG PP FG
PP-FS = 0.03 g/cc
GF - FS = 0.05 g/cc
MW
Ingeniería y Diseño 3
Factores de seguridad para determinación de la ventana operativa
Asentamiento de TR:
• Modelo de geopresiones • Eventos geológicos • Columna geológica • Objetivos
Contingencia 2
Contingencia 3
COLUMNA GEOLÓGICA
PROGRAMADA (m.v.b.m.r)
T.A = 1118 m
EMR/NMM = 25 m
CABEZAL SUBMARINO
Vetco Gray
36” x 18 ¾” MS-700 (FM)
MIOC MED 1795m
2245m
3305m
3805m
3885m
PT ó SAL
4165m
2450 m
TR 36”
Jeteada” 1225 m
TR 20” 1830 m
TR 16”
TR 13 3/8” 2970 mv
2977 md
LINER 11 ¾” 3870 mv
3952 md
TR / LINER 9 5/8” 4180 mv
4288 md
LINER 7 5/8” 4775 mv
4932 md PROF. TOTAL = 4775 mvbmr
Agua de Mar y Baches de Lodo
Bentonítico de 1.05 gr/cc
Agua de Mar y Baches de Lodo
Bentonítico de 1.04 – 1.08 gr/cc
LODO SINTETICO
1.11 – 1.23 gr/cc
LODO SINTETICO
1.27 – 1.43 gr/cc
LODO
SINTETICO
1.48-1.58 gr/cc
LODO SINTETICO
1.48 -1.53 gr/cc
LODO SINTETICO
1.53-1.59 gr/cc
PLEIST. REC.
MIOC INF
OLIG INF
PALEOCENO
CRET. SUP
JURÁSICO SUP.
1143 m
4775m
Bna. 26”
Bna. 26”
Bna. Piloto 12 ¼”
Ampliador
16 ½” x 20”
Bna. Piloto 14 ¾” Ampliador
14 ½” x 17 ½”
2777 mv BL
BL
BL 4188 md
Bna. Piloto 12 ¼”
Ampliador
12 ¼” x 14 ¾”
Bna. Piloto 8 ½” Ampliador 10 5/8” x
12”
Bna. 8 1/2”
KOP @ 2700 m EOC @ 2971 md
Inclinación 23º, 2.50/30 m
3752 md
Diseño base
En el proceso de diseño se contemplan varias alternativas debido a
eventos geológicos no esperados durante la perforación del pozo.
Contingencia 1
Ingeniería y Diseño 3
Diseños alternativos
La técnica del Pump and Dump consiste en perforar con bombeo continuo de fluido bentónico base agua con la densidad
necesaria para generar una presión hidrostática que controle las presiones de formación y mantenga la estabilidad del
agujero. Durante este proceso el retorno de los recortes y fluido de perforación es al lecho marino, al no tener instalado el
riser ni BOP’s.
Presión
Presión hidrostática de agua de mar
Ph=ρ g h
Pro
fun
did
ad
Lecho Marino
Presión hidrostática del fluido bentónitico
Presión de poro
Inicio del Pump and Dump
Inicio de Incremento de presión
Presiones normales 1.03 – 1.05 gr/cc
Tira
nte
de
agu
a
Retorno de recortes y fluidos de perforación al lecho marino.
Pump and Dump
Ingeniería y Diseño 3
• Profundizar el asentamiento de TR superficial, incrementando
el gradiente de fractura en la zapata.
• Mantiene un control sobre las presiones de formación,
minimizando riesgos de influjos de agua o gas.
• Mejora la estabilidad del pozo.
• Permite ajustar fácilmente la densidad de control, en caso de
un influjo severo.
• Reduce el numero de etapas para alcanzar la profundidad
programada.
• Reduce el numero total de días y por lo tanto el costo del
proyecto.
TR 20” 1895 m
1600 m
Aplicación
Volumen de fluido
Apoyo logístico
Equipos de apoyo
• ROP • Gasto • Intervalo
• Mezclador • Bombas centrifuga
• Material químico • 1 Barco Abastecedor • 1 Barco lodero
Densidad
base
Fluido de
perforación
Densidad
de mezcla
Agua de
mar + G. X.
Volumen
Generación
g/cc gpm g/cc gpm m3
1.40 199 1.10 855 2633
1.40 365 1.16 674 2596
1.70 251 1.20 740 2476
1.70 483 1.40 595 2693
Pump and Dump
Ingeniería y Diseño 3
Beneficios:
Diseño de Pozos en Aguas Profundas
Contenido
1. Antecedentes
2. Metodología de diseño
3. Ingeniería y diseño
4. Tecnologías
5. Sistemas de contención
6. Ajuste al diseño durante la perforación
7. Conclusiones
Permite el empleo de mayor TR´s.
Favorece el trabajo de cementación.
Evita la perforación de un agujero piloto y ampliación.
Mayor resistencia al bending (7 MM lb-ft).
Permite correr mayor numero de TR´s.
Tecnologías 4
Toma de información y evaluación
petrofísica (preliminar) en tiempo real
(Ecoscope)
Ampliadores especiales
Cabezal de diámetro amplio (SMS-800)
Sistema automátizado en el piso de perforación.
Mayor capacidad de almacenamiento.
Posicionamiento dinámico.
Mayor capacidad de carga variable.
Sistemas redundantes en todos los componentes críticos.
Equipos de sexta generación
Determina zonas criticas durante la perforación, tales como:
1- Formaciones con alta saturación de agua
2.- Formaciones con hidrocarburos
3.- Cuellos arcillosos, fallas
Zonas potenciales de pérdida de circulación / pegaduras
Detectar zonas con cambios litológicos.
Selección de barrenas
Precisar cimas y bases de domos salinos.
Mayor confiabilidad en la determinación de la prueba de goteo.
Mejor calibración del modelo de geopresiones.
Determinación mas adecuada del asentamiento de TR´s
Determinación mas precisa de la densidad del fluido de perforación.
Correlación mas efectiva para el disparo de producción.
Mejor correlación entre las etapas de registro.
Reducción de tiempos para la colocación y recuperación
del buje.
Tecnologías 4
Prueba de goteo con medición en fondo Marca radioactivas en TR’s de explotación
Instalación y Recuperación del buje de
desgaste con sarta de perforación
Seguimiento de la perforación en tiempo real.
Análisis de la información durante las operaciones (prevención).
Reducción de tiempos no productivos.
Mayor control de los parámetros de perforación.
Optimización de las operaciones
Generación de indicadores y conocimiento de habilidades
Tecnologías 4
Perforación en Papel
Operación eficiente, identificando las mejores prácticas operativas.
Reduce los tiempos de análisis de la información disponible.
Reducción de tiempos y costos en la perforación de pozos.
Eliminar los tiempos no productivos.
Reducir los tiempos invisibles.
Incrementar la eficiencia de la cementación.
Reducir perdidas de circulación.
Asegurar adherencia entre TR y formación.
Desarrollar pruebas concluyentes.
Mantener integridad del pozo.
Evitar viaje por cambio de sarta.
Reducción de tiempos y costos.
Limite técnico
Cementos especiales Drill Ahead
Determinación de EMS a emplear(dimensiones y pesos).
Desglose detallado de operaciones del pozo.
Prevenir toma de decisiones inmediatas y sin análisis.
Evitar desviaciones significativas al programa del pozo.
Programación oportuna de EMS.
Profundizar el asentamiento de la TR superficial.
Ganancia de gradiente de fractura.
Mantener la integridad del pozo.
Asegurar la colocación de la TR superficial
Sistema de respaldo para control del pozo
Tecnologías 4
Pump and Dump Liner Drilling
Alcanzar los objetivos del pozo.
Aislar zonas criticas
Evitar viajes adicionales en el pozo.
Ahorro de tiempo y costo de perforación.
Colocar la TR a la profundidad programada.
Mantiene reología constante durante los cambios de temperatura.
Reduce sustancialmente las perdidas por fricción.
Reduce las perdidas de circulación.
Permite perforar en ventanas operacionales estrechas.
Secador de recortes
Permite la depositación insitu.
Evita la utilización de cajas de recorte.
Reduce la tasa de accidentes por el manejo de cajas de recortes.
Minimiza tiempos y costos de la logistica.
Fluidos de reologías constantes
Mayor recuperación de núcleos de formación en un solo viaje.
Evita corridas adicionales.
Reduce tiempos en armado (corona y barril muestrero).
Cuenta con mayor cantidad de muestra para un análisis.
Tecnologías 4
Corte de núcleos de 18 mts.
Evita la cementación del conductor.
Elimina tiempos no productivos
Reduce los tiempos de la colocación del conductor.
Evita la generación de cráteres alrededor del pozo.
Reducción de tiempos y costos.
Evita entradas repentinas a zonas de sal.
Favorece el control geologico.
Afinar las profundidades de asentamiento de las TR´s.
Ajuste de la trayectoria direccional.
Ajuste del diseño del pozo considerando los eventos
geológicos no visualizados .
Jetteo de Tubería Conductora 30” y 36” Sísmica durante la perforación “Seismic Vision”
Núcleos de pared de diámetro especial.
Recupera mayor cantidad de muestra.
Reduce la cantidad de numero de corte de núcleos.
Muestra para mas análisis de núcleos.
Reduce riesgos para recuperación de núcleos.
Toma de información con herramientas especiales
Definición de gradiente de presión (calibración del modelo geológico).
Selección efectiva del intervalo a disparar.
Reduce el flujo de zona de agua y formación de hidratos.
Definición de pruebas concluyentes.
Sistema rotatorio Vortex
Hidráulica virtual
Perforación direccional de alto rendimiento.
Mejora ROP en la perforación de rocas duras.
Reduce los cambios severos de desviación.
Well commander
Análisis hidráulico durante la perforación.
Limpieza del pozo.
Determinación de la DEC durante la perforación en todo el agujero
Determina presión de pintoneo durante la corrida de TR
Ajuste relación ritmos de penetración - gasto para evitar perdidas
de circulación
Limpieza de agujero eficiente (hidráulica)
Manejo de presión durante la perforación.
Permite manejar mayor concentración de obturante con LWD.
Tecnologías 4
1. Antecedentes
2. Metodología de diseño
3. Ingeniería y diseño
4. Tecnologías
5. Sistemas de contención
6. Ajuste al diseño durante la perforación
7. Conclusiones
Pozos de alivio
Capping Stack
Diseño de Pozos en Aguas Profundas
Contenido
Rosa de vientos Rosa de oleaje Rosa de corrientes
Condiciones metaoceánicas
Sistemas de contención 5
Pozos de alivio
Grafico combinado
PA 1
PA 2 Pozo
Principal
Ubicación de los pozos de alivio
Sistemas de contención 5
Pozos de alivio
Pozo de Alivio-1
Pozo de Alivio-1 Pozo de alivio 1 Pozo de alivio 2
Se cuenta con un contrato con la compañía
especialista en control de pozos
Adquisición que incluya el mantenimiento,
refaccionamiento y operación
Sistema de contención “Capping Stack” y sus periféricos Capping Stack
Ejemplo esquema Macondo (cortesía BP)
Sistemas de contención 5
Capping Stack
Capping Stack 18 ¾” de 15,000 PSI
Tirante de agua 10,000 ft
Sistema de contención “Capping Stack” y sus periféricos
Sistemas de contención 5
Capping Stack
Unidad de potencia
Pinzas para corte de riser
Top Hat
Especialistas de PEP - Cía. Cameron analizaron diferentes sistemas de Capping Stack puntualizado ventajas y
desventajas de cada uno de ellos.
Como resultado se definió y valido la ingeniería del sistema Capping Stack para México.
Dos (2) Preventores 11” 15K
Conector hidráulico 18 ¾” 15K
Dos (2) líneas de matar y estrangular de 3”
Capping Stack de PEMEX
Sistemas de contención 5
Capping Stack
Sistema de contención “Capping Stack” y sus periféricos
Actualización de modelo de geopresiones
Ajuste a la profundidad de asentamientos de TR´s
Planeación y diseño de la cementación
Diseño de Pozos en Aguas Profundas
Contenido
1. Antecedentes
2. Metodología de diseño
3. Ingeniería y diseño
4. Tecnologías
5. Sistemas de contención
6. Ajuste al diseño durante la perforación
7. Conclusiones
Seguimiento
Especialidad Funciones
Geofísico Actualización del modelo de velocidades , identificar riesgos e incertidumbres sísmicas.
Geomecánico Seguimiento de esfuerzos regionales, distribución de esfuerzos, magnitud, dirección de esfuerzos,
tectónica local y estabilidad del agujero (curva de colapso).
Petrofísico Interpretación de los registros en tiempo real. (LWD/Sónico/Ecoscope).
Geólogo Seguimiento litológico, determinación de contactos de formaciones, correlación con eventos de los
pozos de correlación, detección de eventos geológico.
Perforación
Encargado del seguimiento de la perforación de pozos dentro de la metodología VCDSE, Detonar
planes de contingencia, determinación de geopresiones en tiempo real, rediseño cementaciones,
hidráulica, etc.
Terminación Diseño de la terminación del pozo.
Yacimientos Determina la permeabilidad relativa, estima los contactos agua-aceite, aceite-gas, analiza las pruebas
de producción y da un estimado de producción.
Operaciones Encargado de la ejecucción del programa de perforación y planes de contingencia previamente
diseñados.
Actualización del
modelo de
geopresiones
Actualización en tiempo real
Interpretación Petrofísica
RP 712m
Plioc 1365m
MS
OS
ES
PS
KS
1625m
MM 1755m
MI 1965m
2215m
2375m
2715m
2825m
JST 3275m
JSK 3465m
Plioc 1575m
MS 1700m
MM 1790m MI 1980m
OS 2170m
ES 2220m EM 2295m
2385m EI
PS 2560m PI 2650m KS 2685m
KM 2820m
KI 2930m
JST 3010m JSK
3085m
RP 712m
Columna Programada
Columna Real
Ajuste al diseño durante la perforación 6
Actualización de modelo de geopresiones
Evaluación petrofísica en tiempo real
6
Actualización de modelo de geopresiones
Ajuste al diseño durante la perforación
Actualización de geopresiones con sónico y de resistividad
Análisis de sensibilidad de las reologias de lodo
6
Planeación y diseño de la cementación
Ajuste al diseño durante la perforación
0
100
200
300
400
500
600
150 200 250 300 350 400 450
Cai
da
Pre
sió
n,
psi
Gasto, gpm
Caída Presión a través Colgador LR
Halliburton
Baker
Caída de presión a través del colgador
Análisis longitud traslape y combinación de geometrías
500
300320
180
220
175
105 112
6377
0
100
200
300
400
500
600
Liner 11 3/4 en 13 3/8 (EA=0.665)
Liner 7 5/8 en 9 5/8 (EA=0.91)
Liner 5 en 7 (EA=1.004)
Liner 9 5/8 en 11 7/8 (EA=1.086)
Liner 5 1/2 en 7 5/8 (EA=1.125)
Pre
sio
n (p
si)
Comparación de presion por friccion debido al traslape Q=4 bpm con Lodo de 1.85 gr/cc
200 metros
70 metros
Diseño de la lechada de cemento
Mejores practicas
Rotación de la tubería Centralización de la tubería
6
Planeación y diseño de la cementación
Ajuste al diseño durante la perforación
Limpieza de pozo y
acondicionamiento de lodo
Resultados de la optimización y análisis de la cementación
Diseño Optimizado Simulación en condiciones normales
05
10152025303540
Mili
volt
Lectura promedio del registro CBL
Línea de tiempo
Resultados de cementaciones en aguas profundas
Interpretación de la adherencia del cemento en tubería - formación
6
Planeación y diseño de la cementación
Ajuste al diseño durante la perforación
Diseño de Pozos en Aguas Profundas
Contenido
1. Antecedentes
2. Metodología de diseño
3. Ingeniería y diseño
4. Tecnologías
5. Sistemas de contención
6. Ajuste al diseño durante la perforación
7. Conclusiones
Conclusiones 7
1. En el proceso de diseño se contemplan varias alternativas de contingencia, debido a eventos geológicos no
esperados durante la perforación del pozo.
2. Un factor de éxito para alcanzar los objetivos del proyecto de la perforación de pozos en aguas profundas en
México ha sido la actualización de los modelos y ajuste del diseño durante la ejecución del pozo.
3. Las tecnologías son utilizadas para resolver problemas específicos y generar valor a los proyectos.
4. En Pemex Exploración y Producción las incorporaciones tecnológicas están dentro de los estándares
internacionales y se enfoca a mejorar el proceso de planeación, diseño, construcción y evaluación de
pozos.
5. La planeación y diseño de la cementación, así como las mejores practicas han permitido cementaciones
exitosas, la cual se ha visto reflejado en la prueba de pozos concluyentes y seguros.
6. Durante la fase de planeación y desde el inicio de la perforación se consideran planes de contención, tales
como el diseño de pozos de alivio y capping stack para aseguramiento del proyecto.
7. Pemex Exploración y Producción tiene un enfoque en la prevención de incidentes basados en la integridad
del pozo.
Gracias