marzo10

ING

EN

IER

ÍAIN

GEN

IER

ÍAP

ETR

OLER

AP

ETR

OLER

A

Órgano de Divulgación Técnica, e Información de la Asociación de Ingenieros Petroleros de México, A.C.Órgano de Divulgación Técnica, e Información de la Asociación de Ingenieros Petroleros de México, A.C.

VOL L Número 3 Marzo de 2010VOL L Número 3 Marzo de 2010

Modelado 2D de los sistemas petroleros en la Cuenca de Sabinas

Refracturamientos hidráulicos para incrementar la producción en el Activo Integral Burgos Reynosa

Inyección alternada de CO a un 2

yacimiento maduro de carbonatos naturalmente fracturados, Campo Sitio Grande, sureste de México

Modelo de simulación para predecir escenarios de operación

Modelado geológico del basamento, Suroeste del Golfo de México



Inyección alternada de CO a un 2

yacimiento maduro de carbonatos naturalmente fracturados, Campo Sitio Grande, sureste de México



COORDINACIÓN EDITORIAL

Laura Hernández Rosas

[email protected]

5260-7458, 5260-2244, 5260-7310

Micro (811)20118

Invita a todos sus asociados a participar activamente con la elaboración y enriquecimiento de la revista Ingeniería Petrolera, a fin de compartir conocimientos y nuevas experiencias.

Los temas para participar pueden ser de interés general, anecdóticos, históricos, chuscos, técnicos ó de conocimiento en general. No pierdas la oportunidad, ¡Participa con nosotros!

¡Fraternidad y Superación!

La Asociación de Ingenieros Petroleros de México, A.C.

Órgano de Divulgación Técnica e Información de la Asociación de Ingenieros Petroleros de México, A.C.

Certificado de Licitud de Título Núm. 8336Certificado de Licitud de contenido Núm. 5866

Vol. L No. 3 Marzo 2010

Ingeniería Petrolera.- Publicación mensual de la Asociación de Ingenieros Petroleros de México, A.C., Av. Melchor Ocampo 193 Torre “A” piso 12 Col. Verónica Anzures C.P. 11300, México D.F., Tels. 5260-2244 y 5260-7458. Solicitada la Autorización como Correspondencia de Segunda Clase de Administración de Correos núm. 1 de México D.F. Distribuido por la Asociación de Ingenieros Petroleros de México, A. C. Publicación Editada e Impresa por Gráfico Express S.A. de C.V. Andres Iduarte F. No. 213 Col. Jose Ma. Pino Suarez Tels.: 351-19-80, 351-19-38 C.P. 86168 Villahermosa, Tab. Edición: 2000 Ejemplares.

Certificado de licitud de título en trámite núm. 8336 y Certificado de contenido núm. 5866 ante la Comisión Certificadora de Publicaciones y Revistas Ilustradas. Certificado de reserva de Derechos al Uso Exclusivo núm. 003322 ante la Dirección General del Derecho de Autor. Toda la correspondencia debe dirigirse a la Asociación de Ingenieros Petroleros de México, A.C. EL CONTENIDO DE LOS ARTÍCULOS TÉCNICOS ES RESPONSABILIDAD DEL AUTOR.

I n d i c e

06

18

33

Resúmenes de artículos técnicos

Artículos

Sección Técnica

04

Editorial 03



Inyección alternada de CO a un yacimiento maduro de carbonatos 2

naturalmente fracturados, Campo Sitio Grande, Sureste de México

43Modelo de simulación para predecir escenarios de operación

54Modelado geológico del basamento, Suroeste del Golfo de México

222

Consejo Nacional de Honor y Justicia

Directiva Nacional

Delegación Ciudad del Carmen

Delegación Coatzacoalcos

Delegación Comalcalco

Delegación México

Delegación Monterrey

PresidenteVicepresidente





Delegación Poza Rica

Delegación Reynosa

Delegación Tampico

Delegación Veracruz

Delegación Villahermosa


Presidente


Presidente


Coordinación EditorialLaura Hernández Rosas [email protected]

Tels: 5260-7458, 5260-2244, 5260-7310 Micro (811) 20118

Gerencia Nacional

Lic. Roberto Manuel Martínez Gómez [email protected]

MI. José Luis Fong Aguilar

MI. Edmundo Rivera Ramírez

Ing. Ricardo Rosales Lam

Ing. Ing. Víctor Hugo Flores Iglesias

Ing. Miguel Angel Maciel Torres

Ing. César R. López Cárdenas

lng. Néstor Pérez Ramos

Ing. Sergio Mariscal Bella

lng. Edilberto Peña Sainz

Ing.. Oscar Humberto Lizán Pérez

lng. Héctor S. Salgado Castro

Ing. Rubén Luján Salazar

Dra. Alma América Porres Luna

MI. Ramiro Rodríguez Campos

Ing. Alfonso Amieva Zamora

Ing. Jaime Torres Ruvalcaba

Ing. Carlos Gustavo Cuéllar Angulo

Dr. Francisco García Hernández

Lic. Roberto Vera Castro

Ing. Florencio Saucedo Molina

Presidente

Vicepresidente

Secretario

Prosecretario

Tesorero

Protesorero

Coordinador de Ayuda Mutua

Subcoord. Inversiones Ayuda Mutua

Coordinador de Fondo de Retiro

Subcoordinador Inversion Fondo de Retiro

Director Comisión de Estudios

Subdirector de Estudios

Directora Comisión Editorial

Director Comisión Legislativa

Subdirector de Comisión Legislativa

Subdirector de Comisión Legislativa

Coordinador de Relaciones Públicas

Director Comisión de Membresia

Coordinador de Apoyo Informático

Coordinador de Salud y Deporte

Ing. José Baltazar Domínguez

Ing. Moisés Medellín Salgado

M I. Arturo Ramírez Rodríguez Ing. Javier Rubén Martínez Gutiérrez

Ing. Martín Salazar Bustamante

Ing. Sergio Vázquez Barrera

Ing. Martín Galindo García

Ing. Gustavo Salgado Nava

Ing. Francisco Javier Garza Salazar

Ing. Roberto Lozano Montemayor

Ing. Luis Octavio Alcázar Cancino

Ing. Plácido Gerardo Reyes Reza

Ing. Salvador Quero García

Ing. Juan Arturo Hernández Carrera

Ing. Gregorio Olmos Cedillo

Ing. Gaelo de la Fuente García

Ing. Miguel Ángel Hernández García

Ing. Rubén A. Jiménez Guerrero

Ing. Lauro Jesús González González

Ing. Jorge Rodríguez Collado

Ing. Daniel Nájera Paredes

Ing. Jesús Oscar Romero López

MI. Carlos Rasso Zamora

Ing. Javier Chávez Morales

Vicepresidente

Vicepresidente

www.aipmac.org.mx

LE d i t o r i a l 333

La actividad petrolera ha estado siempre muy estrechamente ligada a los movimientos sociales y políticos de nuestro país, pero sobretodo ha tenido una relevancia vital en su evolución económica.

Dichos movimientos fueron el origen de la Expropiación Petrolera en nuestro país, ocasionada principalmente por la intransigencia de las compañías petroleras que operaban en México y su nulo compromiso social, alegando que el estado les imponía exageradas rentas y regalías a los títulos, contratos y arrendamientos de los terrenos petrolíferos, con el objeto de impedir a las empresas continuar la explotación del petróleo de México y privar a los dueños o arrendatarios, de su legítimo derecho a la exploración y explotación de los mantos petroleros, negándose a pagar la cantidad fijada conforme a la Constitución Política del estado Mexicano.

Para llevar a cabo esta acción soberana, se fundamentó en el análisis que una Comisión Pericial, integrada por Efraín Buenrostro (Subsecretario de Hacienda y Crédito Público) presidente de la comisión, Jesús Silva Herzog (consejero del secretario de hacienda), nombrado secretario de la comisión, y Mariano Moctezuma (Secretario de la Economía Nacional), fungiendo como vocal, contando a su vez con un centenar de personas y de asesores especialistas en la industria, designados por el gobierno, el sindicato petrolero y las empresas. Dentro de estos últimos destacaron Ezequiel Ordoñez, Joaquín Santaella y Gustavo Baz y por el sindicato y el gobierno sobresalieron Juan Gray y Josè Colomo, respectivamente.

Esta comisión realizó la investigación, y en sus conclusiones se condenaba a las empresas petroleras por no favorecer al desenvolvimiento industrial y prosperidad económica en general de México y solamente extraer la riqueza petrolera, actuando conforme a los dictados de los países donde radicaban sus matrices. Las acusaban también de que en sus relaciones con las autoridades mexicanas, en lo general no habían sido de franca y resuelta cooperación sino por el contrario, se habían opuesto sistemáticamente a las leyes y reglamentos de carácter técnico establecidos por el gobierno, encontrando serias irregularidades en los libros de contabilidad de las compañías, principalmente ocultando utilidades y evadiendo impuestos, encontraron además que los trabajadores petroleros mexicanos recibían un sueldo mas bajo que los trabajadores norteamericanos de esa misma industria y concluía, que las compañías petroleras demandadas habían obtenido entre 1934 y 1936 utilidades considerables, tornando su situación financiera extremadamente boyante, por lo que estaban en posición de acceder a las demandas de los trabajadores mexicanos, fijada en 26 millones de pesos anuales, para atender a una serie de beneficios perfectamente establecidos, entre los que se encontraban, entre otros, el cubrir los puestos de técnicos especialistas con personal mexicano, prestaciones sociales (bibliotecas, escuelas, servicios médicos, centros deportivos) semana laboral de 40 hrs., etc.

Sin embargo, las Compañías Petroleras realizaron una serie de campañas de prensa para convencer a la opinión pública de lo disparatado de las conclusiones emitidas por la Comisión Pericial, promoviendo que el conflicto tenido con los trabajadores llevaría a la escases de productos derivados del petróleo.

Finalmente, después de agotar los procedimientos conforme a derecho por parte de los trabajadores y las compañías petroleras, los magistrados que integraban la Sala de trabajo de la Suprema Corte de Justicia de la Naciòn, Salomón González Blanco, Alfredo Iñárritu, Octavio M. Trigo y Hermìlo López Sánchez, negaron por unanimidad de votos el amparo interpuesto por las compañías petroleras y se les condeno a cumplir el Laudo dictado por el grupo siete de la Junta Federal de Conciliación y Arbitraje a favor de los trabajadores.

En los 18 puntos de que constaba el fallo, se refutaron todas las quejas presentadas por las empresas petroleras y se señaló que estas no estaban obligadas a cumplir con el Laudo más allá de los 26 millones de pesos requeridos inicialmente . Se les obligó a implantar la semana de 40 hrs., a firmar un contrato colectivo de trabajo, a conceder el 10% del fondo de ahorros y los intereses correspondientes y a pagar las compensaciones por ceses y los sueldos caídos durante la huelga.

Mientras algunas compañías manifestaban públicamente su desacuerdo, otras juzgaban que era necesario pedir la intervención diplomática de sus gobiernos, y algunas más opinaban que lo mejor era acatar el fallo de la Corte, ya que ninguna embajada podría lograr la revocación de la sentencia del tribunal mexicano.

Durante los primeros días de marzo de 1938, predominó en México un ambiente optimista y de nacionalismo exaltado, entre algunos funcionarios se preveían graves represalias por parte de los países involucrados en el conflicto. Jesús Silva Herzog relata que en una visita oficial a Washington, en los primeros días de marzo, para informar al embajador Francisco Castillo Nájera acerca de la situación que prevalecía en el país, este le pregunto: ¿Que cree usted que va a pasar? – Oiga usted, yo creo que puede haber una intervención temporal…o la expropiación [ le respondió Silva Herzog ] -Si hay expropiación, hay cañonazos.

Los representantes de las compañías se entrevistaron en diversas ocasiones con el Presidente de la Republica, General Lázaro Cárdenas del Río para exponerle su inconformidad por el fallo emitido, manteniéndose firme en hacer respetar las leyes de nuestro país.

Finalmente y dadas las muestras por parte de las compañías petroleras de no querer cumplir con el fallo emitido por la Suprema Corte de la Nación, decidió emitir el Decreto de Expropiación, el cual fue reflexionado previamente en sus “apuntes”, analizando las condiciones que lo hacían propicio:

México tiene hoy la gran oportunidad de liberarse de la presión política y económica que han ejercido en el país las empresas petroleras que explotan, para su provecho, una de nuestras mayores riquezas, como es el petróleo y cuyas empresas han estorbado la realización del programa social señalado en la Constitución Política … Varias administraciones del régimen de la Revolución han intentado intervenir en las concesiones del subsuelo, concedidas a empresas extranjeras, y las circunstancias no han sido propicias, por la presión internacional y por problemas internos. Pero hoy que las circunstancias son diferentes, que el país no registra luchas armadas y que está en puerta una nueva guerra mundial, y que Inglaterra y Estados Unidos hablan frecuentemente a favor de las democracias y del respeto a la soberanía de los países, es oportuno ver si los gobiernos que así se manifiestan, cumplen al hacer Mexico uso de sus derechos de soberanía.

El gobierno que presido, contando con el respaldo del pueblo, cumplirá con la responsabilidad de esta hora

R e s ú m e n e s444

MARZO/2010MARZO/2010


En este trabajo se muestran los resultados de los pozos, donde se ha probado la tecnología de refracturamientos hidráulicos, con la finalidad de incrementar la producción diaria de gas, en el Activo Integral Burgos Reynosa (AIBR). La tecnología se basa en refracturar pozos que inicialmente producen mediante fracturamientos hidráulicos y que después de de un periodo de tiempo declinan, sin agotar su reserva y que conservan un promedio del 50 % de la presión inicial. De estas operaciones se obtuvieron resultados satisfactorios, extendiendo la vida productiva de los pozos, mejorando la productividad y rentabilidad de los yacimientos. También se resaltan los beneficios y bondades de la tecnología al generar nuevas fracturas de mayor longitud, para alcanzar mayores áreas de drene de los yacimientos. Incrementando la recuperación de reservas a bajos costos.

Se analizan los diseños de las fracturas hidráulicas, realizadas en los pozos del AIBR. Así como los resultados operativos y de producción. Mencionando los tipos de fluidos fracturantes, los tipos de apuntalantes y los volúmenes utilizados. Geometrías de fractura y conductividades diseñadas y reales, de acuerdo a evaluaciones a tiempo real. Tomando también resultados de análisis de curvas de variación de presión (CVP) posfractura.

Considerando los antecedentes, de acuerdo al universo de pozos que se analizó, se detectaron las áreas de oportunidad siguientes: pozos de baja producción con gastos menores a 0.5 mmpcd, pozos con fracturas hidráulicas cortas, baja recuperación de reserva de hidrocarburos, yacimientos con baja productividad, altos costos en la terminación y reparación de pozos.

Se mencionan las características de pozos prospectos para refracturamiento hidráulico. Se presenta el proceso de selección, diseño del refracturamiento hidráulico, planeación y ejecución de la operación. Se explica el porque la necesidad de efectuar las operaciones a mayor gasto de inyección, que el del fracturamiento original. También se presentan los resultados de producción después de la refractura efectuada en los 25 pozos, sus costos de fractura y refractura. Y se analizan los beneficios de esta tecnología, mediante un análisis económico donde se muestra su alta rentabilidad.

Inyección alternada de CO a un yacimiento maduro 2

de carbonatos naturalmente fracturados, Campo Sitio Grande, sureste de México

Delegación Villahermosa


Delegación Reynosa

Ing. Jaime Castañeda Andrade

El Campo Sitio Grande (SG), es un yacimiento naturalmente fracturado, con un alto grado de madurez, producto de 37 años de producción a través de los cuales ha transitado exitosamente por sus etapas primaria, secundaria y terciaria de explotación, y por sus condiciones particulares, fue elegido para ser sometido a un proceso de recuperación adicional por inyección alternada de Bióxido de Carbono, CO (El 2

proceso), a la fecha, después de cuatro años de iniciado el proceso y dados los resultados obtenidos se considera un acierto técnico y económico, el monitoreo cercano al comportamiento de sus pozos, el modelo numérico y los estudios de balance de materia y trazado, han ayudado a entender mejor los mecanismos que han permitido maximizar su recuperación final, la experiencia ganada y el análisis en estos cuatro años de vida del proyecto dan la confianza para continuar con el desarrollo de otros nuevo.

Lázaro Rodríguez Arvizu Alvarado Céspedes A. J.González García A. V.Nava Cedillo, A. De la Rosa Moreno F.

Se restauraron tres transectos que cortan transversalmente en dirección SW-NE la Cuenca de Sabinas, integrando toda la información geológica, geofísica y geoquímica necesaria para modelarlos desde un enfoque de los sistemas petroleros y entender los procesos geológicos que permitieron la acumulación de hidrocarburos en la Cuenca de Sabinas y el Área de Piedras Negras, utilizando un software de modelado numérico.

Los resultados del modelado de los sistemas petroleros de cada transecto, indican que el Jurásico La Casita es el principal subsistema generador que alimentó a los plays más productivos de la cuenca. En tanto que los subsistemas generadores La Peña y Eagle Ford del Cretácico, participan en la carga de yacimientos para la Cuenca de Sabinas en menor escala, no así para el área de Piedras Negras donde estos subsistemas revisten gran importancia.

En el modelado de los transectos se observaron dos etapas importantes de migración asociadas a la

Lauro Medina ElenoAriel Valenzuela MDelegación Poza Rica

555

la energía del sistema, diseñar nueva infraestructura dentro del sistema para operar en el marco de seguridad, identificar cuellos de botella, predecir comportamiento de los pozos al variar las condiciones de operación del sistema integral de producción y minimizar costos de operación.

En este trabajo se definió la composición de la corteza, la estructura y estilo de deformación del basamento y la cubierta sedimentaria del Mesozoico y Paleógeno en el margen suroccidental de la Cuenca del Golfo de México. El análisis se realizó integrando información de métodos potenciales, sísmica regional 2D y datos de pozos exploratorios que alcanzaron rocas ígneas del basamento.

De acuerdo al modelado de datos gravimétricos y magnetométricos, la corteza bajo el área de estudio es de tipo transicional y establece el límite entre la corteza continental, al oeste, y la oceánica hacia el centro del Golfo. Esta zona corresponde a una fuerte anomalía gravimétrica positiva denominada Transformante Occidental, relacionada a la apertura del Golfo de México hace aproximadamente 150 m. a.

Los principales estilos estructurales definidos en el área corresponden a: 1) el Sistema Distensivo Quetzalcoatl, formado por fallas de crecimiento que deforman la cubierta sedimentaria principalmente neógena en la plataforma continental; 2) el Sistema Contraccional del Cinturón Plegado Cordilleras Mexicanas, en aguas profundas; y 3) la inversión del basamento bajo el nivel de despegue de los sistemas extensional y contraccional y que correspondería a la zona de deformación de la Transformante Occidental.

Se describe la estructura profunda en el límite de la corteza oceánica-continental y la relación entre la deformación del basamento y los sistemas estructurales terciarios extensional y contraccional. Se analizan las implicaciones de la composición de la corteza y su deformación en los sistemas petroleros, principalmente en la formación y distribución de fallas y sistemas de fracturas que constituyen evidentes rutas de migración hacia las trampas potenciales del occidente del Golfo de México.


deformación estructural; una ligada al movimiento halocinético prelaramídico (145-83 m.a.) y otra asociada al movimiento compresional laramídico (48-32 m.a.), siendo esta última la que propició la remigración de los hidrocarburos entrampados durante la etapa halocinética. Con lo que se identificaron áreas atractivas para la prospección petrolera asociadas a trampas estructurales y estratigráficas en la Cuenca de Sabinas.

El Activo Integral Veracruz, en los últimos 5 años debido a la intensa actividad exploratoria ha descubierto nuevos campos, mismos que se han perforado, dando como resultado un incremento en la producción de gas dulce seco, por lo tanto, para manejar la producción a la par, se construyó el modelo de simulación del sistema integral de producción (pozos – redes – proceso simple – transporte), con el cual se ha diseñado la infraestructura de recolección, transporte y proceso de manera estratégica para operar en forma segura, eficiente y con la calidad.

Actualmente, el sector de gas dulce seco del Activo, está integrado por 13 campos principales con 136 pozos operando, que producen en promedio diario un total de 815 MMpcd, 100 bpd de condensados y 4700 bpd de agua, con presiones en la cabeza de los pozos mínima de 250 psig y máxima de 2460 psig, debido a que el sistema de recolección y transporte es heterogéneo, se tiene compresión periférica en instalaciones y esto dificulta el manejo de la producción. Por lo que contar con el modelo de simulación del Sistema Integral de Producción, permite configurar y predecir escenarios de operación y manejo de la producción aprovechando la infraestructura y energía disponible de los yacimientos en forma administrada.

El modelo de simulación del sistema integral de producción, está integrado por los 136 pozos de las 13 redes de recolección de los campos con sus respectivas macroperas, 10 Estaciones de Recolección de Gas (ERG), 8 Estaciones de Compresión (EC) y 7 Estaciones de Medición y Control (EMC).

El modelo de simulación del sistema integral de producción, es una herramienta que permite predecir “n” escenarios de operación posibles para optimizar el manejo de la producción, utilizando la infraestructura instalada, minimizar caídas de presión aprovechando

Juan Rogelio Román RamosLuis Enrique Salomón MoraCarlos Rosas Lara Miguel Cruz MercadoEd BiegertFernando Sánchez Erick BartschDelegación Poza Rica


Delegación Veracruz

Ing. Bruno Pérez ChanonaIng. J. Martín Aldama Flores


666 Sección Técnica


Lauro Medina ElenoAriel Valenzuela MDelegación Poza Rica

Introducción

Antecedentes

Para solucionar algunos de los problemas y principalmente coadyuvar al incremento de producción, se probaron las operaciones de refracturamientos hidráulicos. Esta tecnología consiste en efectuar nuevas fracturas a pozos ya fracturados hidráulicamente, y que han producido durante un periodo de tiempo considerable, y su propósito principal es que las nuevas fracturas sean de mayor longitud que las fracturas originales, utilizando volúmenes de apuntalantes aproximadamente similares en los 2 tipos de operaciones (fractura y refractura). Tomando como base la consideración principal, de la teoría de fracturas que nos dice que la fractura se genera perpendicular al mínimo esfuerzo y en el caso de la refractura, esta inicia perpendicular a la fractura preexistente y finaliza paralela a la misma. Se presentan y se muestran los beneficios de reestimular y estimular mayor área del yacimiento. Asimismo se explican los ajustes operativos que hay que realizar para tener una operación satisfactoria.

Históricamente se habían realizado operaciones de refractura, a pozos en los que las fracturas originales no alcanzaban el radio de drene total del pozo por problemas de operación. Estas operaciones se realizaban, inmediatamente después de limpiar el pozo y el objetivo era cumplir con el diseño programado para fracturar las zonas no cubiertas en el primer intento de fractura.

La Cuenca de Burgos es la mas importante productora de gas no asociado en México, localizada al noroeste de México, comprendiendo gran parte de la zona norte del estado de Tamaulipas y regiones de los estados de Nuevo León y Coahuila, colindando al norte con EUA, y al oriente con el Golfo de México. Los yacimimientos son delimitados y relacionados

genéticamente, por sus características, estratigráficas y estructurales principalmente. Las formaciones son areniscas lutiticas laminadas e interperamentizadas, con porosidades del 12 % hasta 22 %, permeabilidades desde 0.01 md hasta 15 md. La mayoría se pueden considerar yacimientos semicompactos o apretados (0.01 a 0.3 md), anisotrópicos y afallados. Para el control de su explotación se dividen en tres áreas: oriental, central y occidental. Los pozos se perforan verticalmente, desviados y algunos horizontales y se terminan con tubing less 3 ½”. Actualmente operan un promedio de 2850 pozos, iniciando su producción con gastos que varían de 1 a 6 mmpcd. Y en un periodo de 6 a 8 meses su producción declina a gastos de 0.2 a 1.0 mmpcd. Una buena cantidad de pozos en ese periodo, solo recuperan del 30 al 50 % de producción acumulada. El tiempo para recuperar su acumulada total promedio (NP) de 1.2 bcf, es de 18 a 36 meses. Dependiendo del área donde estos pozos se localicen. Comúnmente. El 95 % de los pozos son fracturados hidráulicamente para que produzcan comercialmente, el éxito operativo es del 90 % y el 10% no cumple el 100 % del programa por arenamientos prematuros. Los costos de las terminaciones y reparaciones mayores varían entre 4 y 6 millones de pesos.

En los últimos años, el AIBR ha tenido en operación un promedio de 2850 pozos, produciendo 1450 mmpcd, se realizan 200 terminaciones y 300 reparaciones mayores aproximadamente por año, el 95 % de estos pozos se han fracturado hidráulicamente para ponerlos a producir comercialmente, el otro 5% no lo necesita durante su etapa inicial de producción. Los fracturamientos hidráulicos, se realizan con diseños de acuerdo a sus características naturales del yacimiento y su análisis económico. Operativamente, por su grado de


777

dificultad se tiene un éxito del 90 %. No obstante, es necesario mencionar que, sólo el 60 % aproximado de las operaciones son las que alcanzan el radio drene total del pozo y el 40 % debido a su rentabilidad no es factible alcanzarlo. Respecto a su comportamiento de producción generalmente todos los pozos inician su etapa productiva, con gastos de 1 a 6 mmpcd. Pero debido a la declinación natural de este tipo de yacimientos, donde inicialmente y hasta 8 meses este factor varía entre el 4 y 5 % mensual, posterior se estabiliza entre 1 y 2 %. En los diferentes campos del AIBR. Por lo que en un periodo aproximado de 6 a 8 meses todos los pozos operan con gastos de 0.2 a 2.0 mmpcd. Agotando parcialmente sus reservas, quedando remanentes de hidrocarburos del 30 al 50 % y con presiones de yacimientos aproximadas al 50 % de las originales.

Considerando los antecedentes antes mencionados y de acuerdo al universo de pozos que se analizo, se detectaron las áreas de oportunidad siguientes: pozos de baja producción con gastos menores a 0.5 mmpcd., pozos con fracturas hidráulicas cortas, baja recuperación de reserva de hidrocarburos, yacimientos con baja productividad, altos costos en la terminación y reparación de pozos.

Las operaciones de refracturamiento hidráulico es una alternativa tecnológica para mejorar la producción de los pozos que han tenido un periodo inicial de producción y que han declinado debido a la caída de presión y agotamiento parcial de su reserva. Los refracturamientos son operaciones que generan

Desarrollo

Figura 1. Sistema pozo fractura-yacimiento y sistema pozo refractura yacimiento. Que compara el área de drene del yacimiento.

fracturas hidráulicas de mayor longitud que las fracturas originales, para renovar canales de flujo en la vecindad del pozo y extenderse a mayor área del yacimiento, permitiendo explotar mayores áreas de drene, restituyendo el gasto original o aumentando rápidamente el actual y mejorando sustancialmente la recuperación de reservas de hidrocarburos a bajos costos. Es importante mencionar que las operaciones se realizan a pozos que con anterioridad fueron fracturados hidráulicamente en su etapa de terminación o reparación y que resultaron productores comercialmente. Por lo que el éxito en estas operaciones es sumamente alto.

Tomando en consideración que todas las formaciones desde que inician a producir, éstas se depresionan, causando alteraciones en los esfuerzos principales de la roca y pueden ser en mayor o menor proporción, dependiendo del gasto de producción del yacimiento. Observando una relación proporcional del periodo de tiempo de producción y caída de presión. Estos factores afectan favorablemente el incremento del contrate de esfuerzos de la roca, entre las zonas productoras y la lutita. De manera que al refracturarse se generan nuevas fracturas, de mayor longitud y reorientadas. Utilizando volúmenes de apuntalante similares a las operaciones originales, pero de menor resistencia y que por ende son mas económicas. Lo más importante de estas operaciones, es que la longitud de las refracturas alcanzan nuevas áreas de drene, recuperando mayores volúmenes de hidrocarburos contenidos en los yacimientos, como muestra la Figura 1, mejorando la productividad de los pozos y maximizando la recuperación de reserva de hidrocarburos, a costos más bajos.



Esta tecnología se aplica para recuperar mayor reserva de áreas no drenadas, aprovechando la bondad principal de generar mayor longitud de fractura a costo más económico (60 %), comparado con el tratamiento original. Considerando que la operación de refracturamientos se realiza a pozos productores, como se mencionó anteriormente. Los

costos se reducen considerablemente, al utilizar apuntalantes de menor resistencia y en algunos casos menores volúmenes, derivado de la disminución de esfuerzos y el mayor contraste de esfuerzos de la zona productora y las capas superiores e inferiores de lutitas, consecuencia del depresionamiento del yacimiento, Figura 3.

Figura 3. Fórmula de eficiencia de fluido. Y las ventajas y desventajas de la calidad del fluido.

Para la aplicación de esta tecnología, es necesario hacer un diagnóstico y determinar que yacimientos son candidatos a refracturar, para checar la presión de yacimiento, y cuantificar la efectividad del fractuamiento previo, definir si existe la fractura o hay presencia de daño en la misma.

Asegurarse que cumplan con las características principales de los pozos candidatos para refracturar como son las siguientes: buen historial de producción, fracturas inconclusas por arenamiento, con corta longitud apuntalada. Pozos fluyentes sin fractura con baja producción y que todos tengan reserva remanente que justifique la operación.

Para la preselección de los pozos candidatos es necesario analizar la siguiente información: fecha de terminación, intervalos productores, datos de fractura, historia de producción, producción

acumulada, reserva original y reserva actual y principalmente la presión actual del yacimiento.

Los pozos seleccionados deben tener principalmente las características siguientes: que hayan sido buenos productores, con más del 40 % de la reserva original, y con una presión de yacimiento mayor al 50 % de la original, esto con el fin de que el yacimiento tenga la capacidad de desalojar los fluidos inyectados.

Siguiendo el procedimiento de análisis comentado anteriormente, se detectaron las siguientes áreas de oportunidad: un gran número de pozos con producciones por debajo de 0.5 mmpcd, una gran cantidad de pozos sin drenar el total del área que contiene su reserva de hidrocarburos correspondiente, pozos con longitudes de fracturas limitadas,

Áreas de oportunidad


999

yacimientos con baja productividad, altos volúmenes de reservas remanentes y abatir costos de terminación y reparación de pozos.

Inicialmente, en el sistema petrolero mexicano, las operaciones de refracturamiento constituían una medida correctiva, aplicándose en forma inmediata a pozos que presentaban problemas de arenamiento prematuros. En otros países, estas operaciones se aplicaban a pozos con fracturas hidráulicas cortas o de baja conductividad. Pero esta tecnología se continuó desarrollando exitosamente, aplicándola en pozos de gas que drenan formaciones de baja permeabilidad, pero que aún seguían presentando flujo lineal. Obteniéndose así mejores resultados. Respecto a la teoría, se auxilió con un simulador numérico que incluyó fracturas ortogonales y la anisotropía de la permeabilidad horizontal. Deduciendo la fuerte probabilidad de que se genera una reorientación de nuevas fracturas, con mayor longitud. La explicación de esta teoría de refracturas hidráulicas, se basa en que todos los pozos fracturados hidráulicamente desde su inicio de explotación debido a la declinación presión del yacimiento o agotamiento, los esfuerzos principales sufren alteraciones en mayor o menor proporción con respecto al tiempo de producción y a la relación de caída de presión, conduciendo a incrementar los contrastes del perfil de esfuerzos de la roca. Con respecto a la anisotropía de la formación que es causada por las diferentes direcciones de las permeabilidades. Después de ésta se fractura y se produce, la zona depresionada o drenada y se vuelve isotropica y como consecuencia las direcciones de los esfuerzos principales también se invierten, de manera que al refracturarse, la nueva fractura inicia a generarse en ángulos hasta de 90° (casi perpendicularmente) con respecto a la preexistente (fractura apuntalada), hasta entrar a la zona de anisotropía, donde se reorienta para finalizar paralela a la misma nuevamente como se muestra en la Figura 1, contactando áreas de mayor presión de poro. Propiciando la reestimulacion y estimulación de mayor área del yacimiento. Estas operaciones requieren un gasto de inyección mayor que el de la fractura original, debido a que la zona depresionada tiene una mayor pérdida del fluido de fractura, por lo que para mejorar la eficiencia de dicho fluido es

Teoría del refracturamiento hidráulico

necesario reducir su tiempo de exposición con el fin de lograr un ancho de fractura adecuado, para poder bombear el volumen apuntalante programado.

Los pozos para refracturamiento deben tener como características principales, previamente fracturados hidráulicamente, buen espesor de formación, porosidades superiores al 12 % y permeabilidades mayores 0.02 md/pie, que la presión de yacimiento sea 50 % de la presión original o la presión suficiente para ser comercialmente explotables, tener suficiente reserva de hidrocarburos por recuperar y que su análisis económico justifique la inversión para realizar la operación de refracturamiento.

Para el diagnóstico de pozos candidatos a refractura, es necesario contar con información completa de su terminación, que incluya todos los intervalos probados, registros eléctricos, imágenes de registros radiactivos, curvas de presión, datos de eficiencia de longitudes de fractura alcanzada y las causas que dificultó alcanzar las geometrías requeridas, volumen y tipo de apuntalante utilizado, evaluaciones técnicas y operativas, historia de producción, acumulada y reserva remanente. De tal manera que el éxito de la operación de re f racturamiento, depende mucho de la metodología para seleccionar los pozos candidatos.

Al diagnosticar los pozos, se deben cumplir los siguientes objetivos: determinar si preexiste la fractura, cuantificar el daño la fractura preexistente, estimar la longitud de la fractura persistente, conductividad, transmisibilidad al yacimiento y presión promedio del yacimiento. Esto nos permitirá evaluar con mayor facilidad los resultados de la refractura.

Para intervenir los pozos se preseleccionaron los que tuvieron buen historial de producción, que incluyeron los que iniciaron con gastos mayores a 2 mmpcd y que han declinado a menos de 0.5 mmpcd y se clasificaron en los siguientes casos:

Características de los pozos candidatos

Diagnóstico de pozos candidatos a refractura

Proceso de selección



- Pozos que cumplieron 100 % del programa de fractura y que sus geometrías alcanzaron el radio de drene total.

- Pozos que cumplieron 100 % del programa, pero que sus geometrías, no alcanzaron el radio de drene total.

- Pozos que no cumplieron el 100 % del programa operativo, por causa arenamientos prematuros.

A todos los pozos ya clasificados, se les tomó presión de yacimiento, mediante RPC y se consideraron solo los que tenían presiones mayores al 50 % con respecto a la original y se verificó que el nivel de líquidos no fuera mayor a 100 m (columna de agua). De estos pozos se analizó la información de los intervalos que estaban en producción, fechas en que fueron realizados las fracturas hidráulicas, volúmenes y tipos de apuntalantes que se utilizaron, producciones iniciales, actuales y acumuladas, presiones iniciales y actuales, reservas originales y remanentes.

Los pozos seleccionados para refracturarse, se

Diseño del refracturamiento

diseñaron para alcanzar longitudes de fractura mas largas que el radio drene del pozo. Esto debido a que las nuevas fracturas, no siguen una trayectoria recta, sino que son reorientadas, generándose en forma de un medio arco en cada una de las 2 alas, como se

ilustra en la Figura 1, mostrando como se extiende la refractura, alcanzando mayor área de drene del yacimiento, para recuperar mayor volumen de reserva de hidrocarburos. El proceso de diseño es similar a la de un fracturamiento hidráulico normal, con algunas variantes que acontinuación se explican.

Toma de información del pozo.- En esta etapa es necesario auxiliarse con pruebas de inyección al pozo, utilizando volúmenes cortos de salmuera y registrar en un archivo electrónico, la información de la inyección y el tiempo de observación cerrado por lo menos 2 hrs., y posteriormente auxiliarse de un

software para analizar la prueba de inyección Figura

2, con el método Mayerhofer. De este análisis se obtiene el Gf, ISIP, BHCP, k, Pi y eficiencia del fluido inyectado. Con el valor del esfuerzo de cierre, se determina la resistencia que debe soportar el apuntalante requerido y también se confirma la presión de yacimiento del pozo Pi. (ref. Pruebas de inyección, Trabajo AIPM, 2003).

Figura 2. Gráfica de operación y análisis de una prueba de inyección, para toma de información complementaria: ISIP, Pyac. y la presión de cierre de formación.


111111

Selección del fluido fracturante.- Se hace mediante una operación de minifrac, para determinar el factor

de pérdida de fluido y su eficiencia, Figura 3, esta operación es recomendable hacerla en cada campo que se tenga programado realizar refracturamientos, utilizando un sistema de gel de baja carga polimérica, pero con buen poder de transporte, para cubrir longitudes de fractura mucho más largas que las fracturas convencionales o preexistes. Este punto es muy importante, porque de la buena selección del fluido, depende mucho el éxito de los resultados, para alcanzar áreas sin drenar y de mayor presión de poro. Cuando se selecciona el tipo de fluido fracturante y se ha determinado el factor de pérdida de fluido, se pasa a la etapa de pruebas de laboratorio y verificar que la viscosidad sea de 220 cp, que es la mínima necesaria para el transporte de apuntalante. También verificar que el fluido sea estable durante el tiempo requerido para realizar la operación con seguridad y éxito de cumplir el 100% del programa operativo. Se asegura que los fluidos fracturantes contengan los aditivos requeridos para inhibir el daño a las arcillas, evitar la formación de emulsiones con los fluidos contenidos en la formación y que el tiempo total de rompimiento no exceda más de 30 minutos posteriores al tiempo requerido para realizar la operación. Estos cuidados o precauciones son muy importantes, ya que evitan causar algunos daños no deseados a la formación. Finalmente, al fluido seleccionado se le toman las reologías necesarias y se guardan en un archivo electrónico, para utilizarse en la base del simulador de fracturas.

También se tomaron en cuenta los fluidos energizados con N y CO , que son utilizados en 2 2

pozos con baja presion de yacimiento. Estos fluidos tienen la ventaja de ser aun de menor carga polimérica, comparado con los normales y la limpieza del pozo es mas rápida. Pero su capacidad de transporte de apuntalante y gasto de bombeo son limitados. De manera que la concentración máxima manejable es de 4 lb/gal en el fondo, antes de entrar al yacimiento y en superficie debe ser de 16 lb/gal. Por lo que es riesgosa la operación para manejar mayores concentraciones, y con respecto al gasto de inyección es de 20 bpm. Debido a que a mayor gasto, se requiere mayor suministro de N o CO , y 2 2

actualmente los equipos disponibles son limitados.

Cálculo de la resistencia del apuntalante.- Para determinar el dato de la resistencia del apuntalante para la refractura, se toma el dato del BHCP, obtenido en análisis de la prueba de inyección Figura 2, este valor nos indica, la resistencia necesaria que debe tener el apuntalante para mantener abierta la fractura, al momento que cierre la formación, sin que el apuntalante se rompa o se embeba en las caras de la formación. El volumen y tipo de maya requerido, dependerá de la longitud de fractura apuntalada y la conductividad requerida para poder explotar en forma optima las reserva remanente, producir el máximo radio de drene del pozo, con la mínima presión de fondo fluyendo Pff. Para este análisis es necesario utilizar un simulador para diseño de fracturas hidráulicas.

Calculo del perfil de esfuerzos.- Éste se hace con auxilio del software para evaluación petrofisica y propiedades mecánicas (ref. articulo presentado en la AIPM 2004), en este análisis se utilizan principalmente las curvas de los registros eléctricos tomados en el pozo y se importan de un archivo con extensión “las”, Cuando se importan los datos, es importante revisar que los rangos de valores correspondan a los diferentes valores de las curvas importadas. Las más comúnmente utilizadas son:

Resistividad (Profundas): AO90, AHO90,ILD,

Rayos Gama: RG

Densidad: DPHI

Neutrón: NPHI, PHIN

Sónico: DTC, DTCO, DST,

Posteriormente se debe utilizar el templete que contiene el set de ecuaciones que corresponde al área donde se localiza el pozo de análisis, seleccionando la cima y la base de la zona requerida de análisis, tomando un cuerpo lutitico por arriba y abajo del yacimiento en análisis de +/- 60 m Figura 4, se complementa con los datos siguientes: OPPG, CPPG, C_Perm, GRcln, GRshl, MW, Nphish, OVBGrad, PhifromRhob, Pwf, RSH, Re, Rhof, ROM, RhoSh, Rwell, Sal, Vis, Xf, Z, Grad., n y m de “Archie”. Al terminar de llenar todos los datos, se corre el programa y se obtiene el perfil de esfuerzos con valores de la formación productora y las lutitas. En un archivo electrónico, Figura 4.



Figura 4. Contraste del perfil de esfuerzos de la formación productora y las capas de lutitas superior e inferior.

Diseño de geometría de la refractura.- Se hizo con ayuda de un simulador de fracturas, los datos requeridos para el simulador son los siguientes: estado mecánico del pozo, la zona disparada, la cédula de bombeo preliminar, el perfil de esfuerzos calculados en el software de evaluación petrofísica y propiedades mecánicas, factores de pérdida de fluido del modelo dinámico, la mínima concentración por área, esfuerzo máximo a la que estará sometido el

apuntalante, fluido base, litología del yacimiento, porosidad promedio y temperatura del pozo. Con todos estos datos se corre el programa con las iteraciones necesarias hasta simular la geometría de fractura requerida para la operación de refracturamiento, Figura 5. Dando el resultado siguiente: geometría de fractura, volumen y tipo de apuntalante, volumen de fluido fracturante, gasto de inyección y la cédula operativa de bombeo.

Figura 5. Diseño de la refractura hidráulica, con una longitud mayor al radio de drene del pozo, necesaria para alcanzar la mayor área del yacimiento.


131313

evitar que algún fenómeno climatológico obstaculice la logística para efectuar la operación y limpiar el pozo. Para realizar la operación, previamente se debe hacer un check-list de todos los materiales y equipos disponibles, para asegurase que estén completos. Efectuar junta operativa y de seguridad con todo el personal involucrado en la operación, para que estén enterados del programa de operación. Puntualizando el gasto de inyección, las etapas de bombeo y la presión máxima de trabajo. También se les informan las medidas preventivas de seguridad y la logística en caso de alguna eventualidad. Se prueban con presión las líneas de inyección y se da inicio a la operación, realizándola de acuerdo a la cédula de bombeo del diseño recomendado. Al término de la operación, se debe abrir el pozo de inmediato a través de un estrangulador de 6/64” de diámetro y continuar abriéndolo hasta su limpieza. Si se observa que el pozo se abate, de inmediato utilizar la tubería flexible para su limpieza.

Al término de la limpieza del pozo, se debe de conectar a la estación y medir su potencial. Para determinar el estrangulador óptimo para la producción del pozo y de esta manera recuperar el máximo de reserva.

La tecnología se aplicó en 3 fases, con la metodología siguiente:

Para hacer el diagnóstico, fue importante tener una base datos del historial completo de los pozos y se realizó de la manera siguiente:

1. Se analizaron los pozos que se terminaron y repararon en el periodo de los años 2004 al 2006.

2. Seleccionaron los pozos con gastos de producción menores a 0.5 mmpcd.

Conexión y medición del pozo

Ejemplo y resultados de campo

Fase A. Diagnóstico y selección de candidatos.

Materiales y equipo requerido

Planeación y ejecución de la operación

Materiales necesarios para la operación de refractura hidráulica.- Deben ser las cantidades de apuntalante y volúmenes de fluido fracturante (bombeables), que se determinaron en el diseño. Estos insumos deben cumplir con los requerimientos de calidad siguientes: el apuntalante debe ser el tipo y maya diseñado y cumplir con todas las normas API. El fluido fracturante debe tener una salinidad de 2000 a 3000 ppm, verificar que las pruebas de campo sean similares a las de laboratorio, asegurarse que la gelatina se active totalmente a partir de la mitad de la columna del pozo, para que las concentraciones gel-arena entren a la formación en forma homogénea, el tiempo de rompimiento debe estar en un rango máximo de 30 minutos mayor al tiempo de bombeo de la operación.

El equipo de bombeo.- Debe tener la potencia y capacidad para bombear al gasto de inyección que se determinó en el diseño, y cumplir con la seguridad operativa, principalmente las líneas superficiales de inyección. Contar con protector de árbol si es necesario. El proporcionador (blender), debe contar con todos los aditamentos necesarios para agregar el apuntalante y el fluido con todos sus aditivos requeridos. El laboratorio portátil debe contar con equipo para checar la salinidad, el Ph y las reologías del fluido fracturante. La unidad para control de la operación debe contar con equipo electrónico para registrar y graficar en tiempo real todos los parámetros de la operación.

Equipo de limpieza del pozo.- Las presas para almacenamiento del fluido, deben tener la capacidad suficiente para recibir en forma continua todo el volumen que desaloje el pozo hasta su completa limpieza. Por tratarse de pozos de mediana presión, es necesario contar con tubería flexible, para acelerar su limpieza y recuperar el máximo volumen de fluido de fractura.

Lo recomendable para la realización de la operación, es tomar en cuenta el pronóstico del tiempo, para



programa operativo y se analizaron las causas de

los problemas presentados. También se

analizaron las CVP, posfractura que se les había

tomado a algunos pozos, para conocer la

eficiencia que presentaba la fractura existente.

A esta fase pasaron todos los pozos que en el

diagnóstico cumplieron con las premisas de

selección. Tomando para este proyecto los primeros

25 pozos. Para el proceso del diseño de refractura, fue

necesario contar con un simulador de fracturas,

complementar la información de cada uno de los

pozos y auxiliarse de pruebas de laboratorio, de la

manera siguiente:

1. La toma de información complementaria fue la

siguiente: Gf, ISIP, BHCP y Pi. obtenida de las

pruebas de inyección realizadas a cada uno de

los 25 pozos. Cada una de estas operaciones se

efectuó inyectando un volumen aproximado de

50 bl de salmuera por pozo. Se analizó la

operación con ayuda de un simulador de pruebas

de inyección, para obtener los resultados

gráficamente, como se muestran en la Figura 2.

2. La se lección del f lu ido f rac turante .

Preliminarmente a los fluidos fracturantes

seleccionados (gelatina), se le efectuaron pruebas

de laboratorio, a condiciones de temperatura y

presión de cada pozo, checando las reologías, la

viscosidad y la estabilidad al corte, estos valores se

guardaron en archivo electrónico y se exportaron

a la base de datos del software de fracturas y que

fueron utilizados para los diseños de refracturas.

Estas pruebas fueron hechas a los diferentes

tiempos de operación de cada uno de los pozos,

asegurándose que el valor mínimo de viscosidad

al final del tiempo de prueba fuera mayor a 200

cp., porque es el valor mínimo requerido para el

eficiente transporte de apuntalante. También se

afinaron los tiempos de rompimiento de la gel., a

un rango de 15 a 20 min., mayor al tiempo total de

bombeo de cada pozo. El factor de pérdida de

Fase B. Diseño de refracturamiento hidráulico

explotados a través de un solo intervalo y que previamente fueron fracturados hidráulicamente.

3. Se verifico la producción acumulada de cada uno de los 400 pozos y se hizo la diferencia con la reserva original y se seleccionaron los que aun tenían remanentes mayores al 40 %. Para asegurar la rentabilidad del proyecto.

4. Revisión de pozos en campo (árbol de válvulas completo y operable, acceso al pozo y localización en buen estado).

5. Se tomó información de los pozos seleccionados, que incluye lo siguiente: registro de calibración, registros de presión de fondo cerrado y de temperatura. Se les complementó con la información de su historia de producción correspondiente a cada uno de los pozos.

6. Se analizó la información y se seleccionaron los pozos candidatos a refracturamiento hidráulico. Tomando las siguientes premisas: pozos que tenían aproximadamente el 50% de la presión original y buen historial de producción.

7. Se reforzó el diagnoóstico con el análisis del % cumplido del programa operativo de fractura y determinación de las causas de los problemas presentados en la operación. También se analizaron las CVP posfractura que se les tomaron a algunos pozos y se analizaron las fracturas existentes.

8. Terminación del diagnóstico. De los pozos que se completó la información, se analizó y se checó que cumplieran con todas las premisas. Obteniendo los primeros 25 pozos seleccionados para refractuamiento, que se tomaron para continuar el proyecto.

9. Reforzamiento del diagnóstico. A los pozos seleccionados se les revisaron las fracturas realizadas para ver el % cumplido del


151515

Figura 6. Gráficas de producción (registradas en el SNIP) antes y después de refractura.

Resultados

Los resultados obtenidos en las operaciones de refractura, fueron 23 pozos que incrementaron la producción de 0 hasta 5 mmpcd, 4 pozos continúan produciendo más de 2 años, 7 más de 1 año, 12 más de 6 meses y 2 sólo fluyeron 2 meses, como se muestra en la Figura 7. La acumulada de

fluido Cw y eficiencia, se determinaron de la

operación de Minifrac efectuada al primer pozo

refracturado y que fue el Arcabuz 340. En esta

operación se utilizaron 5000 gal de salmuera

para el precolchón y 20000 gal de gelatina con

carga polimérica de 25 lb/mgl, bobeada a un

Qi=45 bpm. Los valores promedio obtenidos

fueron: Cw=0.0012 y eficiencia= 50 %.

3. La selección del apuntalante, para la selección,

fueron tomados en consideración los datos de

BHCP., obtenidos de las pruebas de inyección

efectuadas en cada uno de los pozos del

proyecto, este dato es valor de la resistencia del

tipo de apuntalante que se utilizo en cada pozo.

El tamaño de la maya se determino, con auxilio

del software de fracturas, tomando en

consideración la conductividad deseada.

4. Cálculo de perfil de esfuerzos. Se efectuó con

ayuda del simulador de “evaluación petrofísica y

propiedades mecánicas”, utilizando las curvas

de los registros eléctricos tomadas en cada pozo y con los datos obtenidos del análisis de las

pruebas de inyección, Figura 2.

5. El diseño de la refractura hidráulica, se hace con auxilio del simulador de fracturas, importando los datos calculados en las pruebas de inyección, los datos del perfil de esfuerzos, los fluidos fracturantes y el upuntalante. El diseño de la refractura debe ser para alcanzar longitudes de fractura aproximadamente de 60 a 80 m,

mayores al radio de drene del pozo, Figura 5.

.

Las operaciones se realizaron en 25 pozos, 23 con fluido convencional y 2 con fluido energizado, cuidando que todas las operaciones cumplieran con el 100% del programa, apegándose al diseño recomendado, especialmente el gasto de inyección que fue en promedio de 40 bpm, las concentraciones de apuntalante de de 1 a 7 lb/gal. Y la resistencia del apuntalante de 4000 a 8000 psi.

Fase B. Operación de refracturamiento hidráulico

producción incorporda es de 8.5 bcf. La inversión promedio por operación de cada pozo fue de 1.6 (mm$). Estos datos nos dan la confianza de continuar incrementando la producción en el AIBR., y recuperando la reserva remanente a bajos costos.



Figura 7. Gráficas de producción después de refractura.

Evaluación económica

La evaluación económica se hizo con las premisas del mes de marzo del 2009. Los resultados de la evaluación económica muestran que el VPN, es positivo en todas las operaciones, con un periodo de recuperación máximo de 1 mes, como se muestran a continuación.

Conclusiones

- Los pozos con más de 2 intentos de fractura, generan pérdida económica. Es mejor producirlos y después refracturarlos.

- Los mejores resultados de refracturas se obtuvieron de los pozos que tenían el 50 % aproximado de la presión original, efectuado con fluido convencional.

- Son operaciones de bajo cos to y altamente rentables.

- Los resultados tienen un alto índice de éxito, debido a que los pozos ya fueron productores.

- Se incrementó el factor de recuperación de reserva de hidrocarburos, con poca inversión.


171717

- El diseño de la refractura se hace para alcanzar una longitud apuntalada del 30 % mayor a la del radio de drene.

- Se requiere utilizar microsísmica en algunas refracturas para evaluar la longitud y calibrar el software de fracturas.

Af = Área de fractura

BHCP = Presión de cierre de formación

Cf = Compresibilidad del fluido de fractura

Ct = Compresibilidad total

Cf = Conductividad de fractura

H = Altura

Hf = Altura de fractura

ISIP = Presión de cierre instantánea

K = Permeabilidad

L = Longitud

Lf = Longitud de fractura de una ala

Pc = Presión de cierre de fractura

Pi = Presión promedio del yacimiento

Pw = Presión del pozo

Q = Gasto

R = Radio

T = Time

Te = Tiempo al final de la inyección

Tc = Tiempo al cierre de la fractura hidráulica

Vf = Volumen de fractura

Wf = Ancho de fractura promedio

1. Meyerhofer, M.J. and Economices, M.J. “Permeability estimation from fracture calibraction treatments”. Paper SPE 26039 presented at the 1993 Western Regional Meeting Anchorage, Alaska, 26-28 May.

Nomenclatura

Referencias

2. Niemeyer BL y Reinart MR: “Hydraulic fracturing of a moderate permeability reservoir, Kuparuk River Unit”, artículo de la SPE 15507, presentado en la Conference and exhibition technical annual de la SPE , Nueva Orleans, Luciana, EUA, 5 al 8 de octubre de 1986.

3. R.D. Barre, SPE, Barre and Associates, M.K. Fisher, SPE, Pinnacle technologies, R.A. Woodroof, SPE, Pro Technics a core laboratories company. “A practical guide to H y d r a u l i c F r a c t u r e D i a g n o s t i c Technologies”. Paper SPE 77442 presented at the 2002 in San Antonio Texas.

4. Emrich C, Shaw D, Reasoner S y Pronto D: “Codell restimulacion Evolve to 200 % Rate of Returm” articulo de la SPE 67211, presentado en el Simposio de operaciones de producción de la cuidad de Oklahoma, Oklahoma EUA, 24 al 27 marzo del 2001.

5. D.P. Craing, Halliburton, and T.A. Blasingame, Texas A&M U. “A New Refracture-Candidate Diagnostic Test Determines Reservoir Properties and Identifies Existing Conductive or Damaged Fractures” Paper SPE 96785, Presented at the 2005 SPE annual technical conference and exhibition held in Dallas, Texas, EUA., 9-12 October 2005.

6. Michael J. Economides and Kenneth G. Nolte “Reservoir Stimulation” Third Edition.

7. Ariel Valenzuela Muños “Nueva aplicación de las pruebas de inyección: Apoya la toma de decisión de los pozos de la Cuenca de Burgos”, trabajo presentado en el Congreso de la AIPM, Acapulco-2004.

8. Ariel Valenzuela Muños, “Mejora Continua en el Proceso de la Terminación de pozos en la Cuenca de Burgos”, trabajo presentado en el Congreso de la AIPM, Puebla-2005.



Inyección alternada de CO a un yacimiento maduro de 2

carbonatos naturalmente fracturados, campo Sitio Grande, sureste de México

Ing. Jaime Castañeda AndradeDelegación Villahermosa

Introducción

El Campo Sitio Grande se localiza al norte del estado

de Chiapas, Figura1, fue descubierto en el año 1972

dando origen a la explotación de la basta cuenca

productora Chiapas - Tabasco, es un yacimiento de

carbonatos naturalmente fracturados del Cretácico

medio e inferior, el aceite producido es volátil de 36°

API, su producción acumulada a enero del 2009 es de

362.9 MMBLS de aceite y 564.1 MMMPC de gas, los

cuales se han obtenido de 34 pozos productores,

continuando hasta hoy 7 activos, su presión inicial fue 2

de 447 Kg/cm , alcanzó su presión de burbujeo de 2 318 Kg/cm a finales de 1974, previo a la

implementación del proceso de recuperación

mejorada por inyección de CO el campo fue sujeto a 2

un proceso de recuperación secundaria por inyección de agua, en tres periodos diferentes de tiempo, el cual contribuyó en un 10% al actual factor de recuperación de aceite que es de 31%, a la fecha se inyecta agua residual a 4 pozos ubicados en los flancos de la estructura con gastos promedio de 10 MBPD.

El proceso se inicia el 27 de enero del 2005, a través del pozo SG 801, alternándose sistemáticamente con el SG 911, a la fecha se han inyectado 16.37 MMMPC de gas, con gastos promedio entre 12 y 15 MMPCD.

Derivado del proceso, se han acumulado 1.6 MMBLS de aceite y 7.2 MMMPC de gas.

Figura 1. Localización del campo


191919

Antecedentes

Regionalmente, el Campo Sitio Grande se encuentra ubicado en la denominada cuenca productora Chiapas-Tabasco, cuyos límites están dados por las Cuencas Macuspana y Salina del Istmo al oriente y occidente respectivamente; al sur por la Sierra de Chiapas y al norte por la costa del Golfo. En forma loca l , e l campo se encuent ra ub icado aproximadamente a 7 Km. al sur de Cd. Reforma, Chiapas.

Su producción inicia en junio de 1972, en rocas mesozoicas carbonatadas, a través del pozo descubridor SG-1, el cual aportó un gasto inicial de 1,000 BPD de aceite, 3.0 MMPCD de gas. La producción de aceite se incrementó rápidamente a medida que se fue desarrollando el campo, alcanzando una producción máxima en noviembre de 1974, de 127,325 BPD y 215.61 MMPCD de aceite y gas respectivamente.

Como consecuencia de los altos ritmos de extracción, la presión del yacimiento declinó considerablemente,

2 2 pasando de 447 kg/cm a 323 kg/cm entre 1972 y 1976. Este comportamiento motivó que se redujeran los gastos de producción para evitar que la presión del yacimiento disminuyera a valores por debajo de la

2presión de saturación (318 kg/cm ), evitando la

formación de una fase continua de gas, para ello se implementó un proceso de recuperación secundaria por inyección de agua que se desarrolló en tres periodos diferentes de tiempo, hasta que finalmente en 1996 se decide suspender definitivamente, debido a la canalización del agua inyectada a los pozos productores. No obstante, tiempo después es necesario reiniciar la inyección con agua de producción, a la fecha se ha inyectado al campo un volumen de 383.9 MMB de agua tratada y 41.7 MMB de agua residual, y se han producido 55.5 MMBLS, representando este volumen sólo un 13 % del

volumen total inyectado, Figura 2.

Los pozos típicamente están terminados en la formación Cretácico medio (KM), su espesor bruto es aproximadamente de 600 metros, desde la base del Cretácico Inferior (KI) a la cima del Cretácico Superior (KS), la formación está constituida por dolomías que han incrementado su porosidad y permeabilidad debido al fracturamiento y a los procesos diagenéticos. Un intenso fracturamiento natural con múltiples orientaciones, es observado en muestras de núcleos, mostrando una significativa variedad en cuanto a la distribución de los tamaños de apertura de fractura. La porosidad secundaria ocurre en forma de intervalos con un alto grado de porosidad vugular, como resultado de la disolución.

Figura 2. Historia de presión-producción-inyección.



El comportamiento del yacimiento indica la presencia de permeabilidad de fractura muy dominante, esto es evidente al observar el desempeño del sistema de inyección de agua implementado en el campo, el cual refleja una marcada anisotropía, con dirección preferencial de la permeabilidad NE-SW.

La porosidad promedio es de 7.8 por ciento y rangos de permeabilidad que van de 1-5, 10-40 y de 100-900 milidarcies. La saturación promedio del agua del yacimiento es del 14 por ciento, con una salinidad de 150,000 partes por millón. El yacimiento se encuentra sujeto a la actividad moderada de un acuífero. El contacto agua-aceite original se determinó a 4180 m, el actual se localiza aproximadamente a 3700 m.

Se han perforado un total de 48 pozos en el campo, de los cuales, 34 fueron productores, 14 han sido taponados y 15 operan actualmente (8 productores y 5 inyectores, 4 de agua y 1 de CO ), Figura 3.2

En la actualidad se tienen 7 pozos productores de los cuales se extraen 1,376 BPD de aceite y 15.1 MMPCD de gas, con un flujo fraccional de agua promedio, de 78%.

El volumen original del campo es de 1153 MMB de aceite y 1,838 MMMPC de gas, las reservas totales al 1° de enero del 2009, son de 365 MMB y 579 MMMPC de gas. Su producción acumulada a la misma fecha, es de 362.8 MMB y 564.1 MMMPC de gas, por lo que el factor de recuperación de aceite es de 31 %, tanto para aceite como para gas.

Figura 3. Configuración estructural.

Desarrollo del tema

Con el objeto de incrementar los factores de recuperación del campo, se estudió la posibilidad de implementar un proceso de recuperación adicional por inyección de gas, este estudio consideró los resultados de estudios previos de caracterización de yacimientos, que permitieron conocer de mejor manera la heterogeneidad del yacimiento, esto a

través de análisis especiales de núcleos, pruebas de presión, trazado radiactivo y experimentos de laboratorio, de igual manera se consideró la existencia de un volumen original confiable, la extensa historia de inyección de agua y sus magníficos resultados, su buena inyectividad, extensivo fracturamiento, su buena comunicación


212121

lateral y vertical, su clara evidencia de la orientación de la permeabilidad (NE-SW), la existencia de una considerable cantidad de pozos para monitorear y optimizar la inyección y principalmente la disponibilidad de una fuente abundante y cercana al campo, representada por el campo Carmito, el cual al inicio del proceso contaba con una producción de 30 MMPCD de gas, con una fracción mol de CO 2

superior al 90%.

En el año 2000 se realiza un estudio técnico-económico, con la finalidad de determinar la factibilidad de inyección de CO al Campo Sitio 2

Grande, los resultados obtenidos dieron paso a la implementación del proceso, por lo que a partir de entonces se inician los preparativos necesarios para ello, habilitando líneas de conducción y reparando los pozos que serían inyectores permitiendo posicionar sus terminaciones en las zonas de mayor impacto al campo y asegurando un buen grado de admisión, de este modo el día 27 de enero del 2005 se inicia oficialmente la inyección de CO al Campo 2

Sitio Grande.

Con la finalidad de dar seguimiento a los efectos del proceso, se implementó un esquema de monitoreo continuo de los principales parámetros asociados al proceso, a continuación se analiza esta informacion.

Inicialmente se consideró la posibilidad de inyectar CO a través de dos pozos inyectores, con cuotas 2

promedio de inyección por pozo de 30 MMPCD,

Historia de inyección

esto jamás se alcanzó debido a la fuerte problemática de producción de agua que afrontó el Campo Carmito, recién iniciado el proceso, es por esto que, de inicio la inyección se realizó de manera alternada a través de los dos pozos, iniciando con el SG 801 y cambiando sistemáticamente al SG 911, continuando así hasta el 30 de noviembre del 2007, fecha en que se define continuar con la inyección a través de un solo pozo inyector, el proceso se inicia con la inyección promedio de 23 MMPCD, disminuyendo al cabo de cinco meses y a consecuencia del incremento en el corte de agua de los pozos del Campo Carmito, cayendo a un promedio diario de 15 MMPCD durante el primer año y hasta valores de 8 MMPCD a mediados del 2006, por lo que el 17 de junio del 2006, por insuficiencia en el volumen de gas de inyección, es puesta fuera de operación la planta de separación de CO2 de Artesa, continuando el proceso basado en la inyección de la corriente del gas producido, proveniente de los campos Carmito, Artesa, Topen y Secadero. Debido a las necesidades de incrementar las cuotas de inyección, se desarrollan los trabajos de campo necesarios, que permiten incorporar a la corriente de inyección el gas producido por el Campo Gaucho, logrando adicionar a la corriente de inyección dicho gas el 01 de enero del 2007, con este movimiento se logró incrementar el gas a niveles cercanos a los 20 MMPCD, siendo posible mantenerlos por poco tiempo declinando del orden de 1.0 MMPCD mensual, hasta alcanzar los 13 MMPCD, cifra promedio que se ha mantenido hasta la fecha de realización de este trabajo, Figura 4.

Figura 4. Historia de inyección de CO y producción atribuible.2



A la fecha se han inyectado en total 16.4 MMMPC de gas distribuidos de la siguiente manera: Sitio Grande 801, 6.9 MMMPC y Sitio Grande 911, 9.5 MMMPC.

Tomando en cuenta la salida de la planta de separación de Artesa en junio del 2006 y la composición de la mezcla inyectada, cuya fracción mol de CO2 se distribuye a razón de: Campo Carmito, 63%. Campo Artesa, 40% y Campo Gaucho, 60%, Campo Topen 37% y Campo Secadero 4%, el volumen total de gas inyectado, se divide en: CO2 inyectado, 12.4 MMMPC y gas natural inyectado, 4.0

MMMPC, Figura 5.

Debido a la necesidad de optimizar los costos en el proceso, se tuvo que prescindir de uno de los motocompresores a boca de pozo con que operan los pozos inyectores de gas, que alimentan el proceso, para tal efecto se realizó un análisis de los resultados obtenidos por efectos de cada uno de los pozos inyectores, basados en su desempeño se decidió mantener la operación del motocompresor del pozo Sitio Grande 911, por lo que desde diciembre del 2007 se mantiene este esquema de inyección.

Figura 5. Desglose de gas inyectado a la salida de operación de la planta de separación de Artesa.

Monitoreo

El movimiento de los hidrocarburos y otros fluidos en yacimientos naturalmente fracturados, y/o en yacimientos con permeabilidades de fracturas significativamente altas, difieren del comportamiento típico. Este comportamiento anómalo trae como

consecuencia: irrupciones tempranas del fluido inyectado, la disminución de la eficiencia del proceso y el probable incremento de los costos de producción. Dada la complejidad de este yacimiento, es importante mantener un monitoreo constante del


232323

comportamiento de los fluidos a fin de tomar las acciones adecuadas para la optimización oportuna del proceso.

Para ello se implementó un programa intensivo de toma de informacion basado en herramientas básicas de monitoreo, tales como, aforos de pozos, toma de presiones en fondo con sondas de alta resolución y cromatografía del gas.

El seguimiento de los datos de producción de aceite y gas permite estimar el tiempo de arribo del gas inyectado al percibir cambios en la relación gas aceite, y a su vez en la producción de aceite y gas, para ello hubo que considerar que varios de los pozos del campo producen a través de un sistema artificial de producción de bombeo neumático con la ayuda de un motocompresor a boca de pozo, así como los movimientos operativos tales como entrada en operación del sistema artificial, cambios en los volúmenes de gas inyectado, ampliaciones o estrangulamientos, estimulaciones y limpiezas de aparejos, esto con la finalidad de relacionar fielmente los cambios en el comportamiento del pozo con cada agente que los motive, teniendo la posibilidad de asignar producción atribuible exclusivamente a los que así lo justifiquen.

Producción

Presiones

Igualmente se estableció un programa de tomas de información de presiones de fondo, con sondas de alta resolución, que han permitido seguir los efectos de la inyección de CO , estas tomas de información se 2

realizan a pozos fluyentes (SG 70, 80, 81, 90, 921, 1001, 1011y 1021) y cerrados (SG 701 y 901) con una periodicidad de una vez cada tres meses por pozo, dependiendo de su situación al momento del registro, es decir, que cuenten con las garantías para su toma ya que las condiciones desde el punto de vista de afectaciones, caminos en buen estado, etc. En el campo son diferentes para cada pozo, las sondas se programan para permanecer tomando información continua por espacio de tres días. Esta toma de información ha mostrado cambios en la presión de

2fondo que oscilan entre los 5.0 Kg/cm (SG 1021) y los 2

15.0 Kg/cm (SG 921), mostrando una buena correlación con los pozos que han tenido efectos en su producción. Es necesario mencionar, que el nivel de presión del campo antes de iniciar el proceso, se

2encontraba en valores del orden de los 330 Kg/cm ,

2pasando a un valor promedio de 348 Kg/cm , actualmente, los efectos del agua inyectada, aunada al bajo ritmo de extracción, han derivado en que la presión media del yacimiento se encuentre sobre la presión de saturación, siendo ésta muy cercana a la presión mínima de miscibilidad (PMM), estimada en

2351 Kg/cm , esto daría la posibilidad de considerar la existencia de un proceso miscible, Figura 7.

Figura 7. Monitoreo de las presiones de fondo.



Cromatografía de gas

La cromatografía de gas se ha constituido en la herramienta básica para el monitoreo de la fracción molar de CO presente en la mezcla, previo al inicio 2

del proceso se inició con un programa de cromatografía de gas a todos los pozos productores del campo con la finalidad de establecer la línea base natural considerando el efecto que se presenta en los pozos que fluyen con un sistema artificial de producción, en estos se observa una atenuación con respecto a la tendencia de los pozos fluyentes naturales, dando como resultado la necesidad de establecer líneas base por pozo, este efecto es manifiesto en el comportamiento de los pozos fluyentes SG 81, 90, 921 y 1001, los cuales cuentan con una línea base cercana al 3%, el cual se definió como el valor promedio natural del campo, obtenido del análisis PVT composicional del pozo SG 83.

El otro comportamiento se hace evidente con la tendencia de los pozos operados con bombeo neumático, SG 70, 80, 1011 y 1021, este grupo de

pozos cuenta con líneas base que van desde 1.0 y hasta 1.5 % dependiendo del volumen de gas que se esté inyectando al momento. Esta particularidad se explica cuando se revisa la historia de producción de los pozos, la composición del gas de inyección, el método de muestreo y los análisis PVT, que reportan una concentración de CO en el rango de 2.5% a 2

3.0% Mol de CO . Los tres pozos que producen por 2

flujo natural muestran una línea base acorde a los valores derivados del PVT, mientras que los demás producen por levantamiento artificial; ahora bien, la composición del gas inyectado es básicamente metano, con cantidades menores de etano y solo trazas de CO (<0.1%). Dado que las muestras se 2

toman en la cabeza del pozo productor, se pueden atribuir las bajas concentraciones de su línea base al efecto del gas del sistema artificial de levantamiento, esto por razones obvias de dilución de la fracción CO 2

en un volumen mayor o menor de gas del sistema artificial, este efecto se debe seguir a detalle con la finalidad de estimar la magnitud real de afectación del proceso a estos pozos operados con bombeo neumático, Figura 8.

Figura 8. Definición de líneas bases.


252525

A la fecha podemos observar, como las tendencias crecientes de la fracción CO2 en el gas producido oscila entre los 15 y los 50% para los pozos afectados, esto en términos volumétricos nos indica que de los 15.2 MMPCD de gas producido poco menos de la mitad corresponde a bióxido de carbono, a la fecha, este gas se continúa derivando a la descarga de compresoras Sitio Grande para su transporte a la Petroquímica ya que en términos de volumen, no representa un factor que limite su entrega, es evidente como al paso del proceso y aún

considerando el bajo gasto de inyección, la tendencia de la fracción CO2 en el gas producido se ha mantenido o ha seguido incrementando, esto se puede asociar a la inestabilidad propiciada por la medida adoptada a inicios del 2008 de prescindir del compresor con que se inyectaba en al SG 801, lo cual a su vez se ha manifestado en una baja considerable en la eficiencia de barrido del proceso, manifiesto en la producción atribuible de aceite y al incremento en la fracción molar de CO2 en varios pozos, Figura 9.

Figura 9. Monitoreo de la fracción mol del CO (cromatografía de gas).2

Modelo de simulación

Una de las tareas que se han realizado como parte del programa de monitoreo es el seguimiento del comportamiento de los efectos del proceso a través del modelo de simulación numérica de yacimientos, desarrollado ex profeso para definir el mejor escenario de producción del campo y las mejores alternativas de optimización del proceso de inyección de CO2, se trata de un modelo composic ional , doble poros idad, con 7 componentes, de 80x24x50 de dimensionamiento,

un total de celdas de 105,600, de las cuales 100,333 se encuentran activas, los resultados de este modelo nos muestran que en las capas en que se inyecta en el pozo SG 911 (Capas 5,6,7 y 8) y SG 801 (Capas 5 y 6), existe una alta saturación de gas que se desplaza en dirección de los productores, mostrando una magnífica correspondencia con los pozos que han incrementado su fracción mol de CO2 y que han reportado a la vez, producción atribuible al proceso, estos son los pozos SG 70, 80, 81, 90, 1001 y 1021, Figura 10.



Los resultados alcanzados, proporcionan un buen grado de confianza en esta herramienta para estimar los posibles beneficios derivados del proceso en pozos cerrados, considerando que el desplazamiento del gas inyectado en el SG 911 muestra una dirección hacia los pozos SG 91 y SG 901, estos podrían ser beneficiados por el proceso, es por ello que producto de este análisis, hoy en día se busca monitorear estos pozos con la finalidad de reincorporarlos a producción, Figura 11.

Figura 10. Modelo de simulación.

De igual manera, se muestran algunos avances que nos permiten conocer el por qué el pozo SG 921 no haya aportado resultados, y es que este pozo se encuentra abierto en una capa inferior a los pozos inyectores, es por esto que en esta posición, este pozo quizás no registre efecto alguno, habría que considerar la posibilidad de llevar a cabo una reparación, con la finalidad de dispararlo en las capas mayormente coincidentes con la inyección.

Figura 11. Sección que muestra los pozos cerrados con posibilidades, SG 91 y 901.

Otra prueba del buen comportamiento del modelo, se observa en el pozo SG 90, el cual recientemente ha iniciado su producción debido al proceso, la tardanza de los resultados se atribuye a la presencia de una falla

entre el inyector 911 y éste, aún estando en una posición superior que le aportará ventajas, tomando en cuenta la segregación del gas inyectado a las partes altas del yacimiento la falla ha representado una


272727

barrera al flujo en esa dirección, sin llegar a ser una obstrucción total.

Actualmente se trabaja en la actualización del modelo, con la finalidad de seguir contando con una herramienta que permita la toma de decisiones futuras al respecto de las adecuaciones al esquema de inyección de CO y agua residual en el campo, cabe 2

anotar que con este modelo se ha corroborado recientemente el mejor escenario de inyección alternada a través de la inyección en los pozos SG 911 y SG 701, este último se encuentra en el concepto de programado para taponamiento y deberá ser movido a cerrado, con posibilidades de explotación como pozo inyector, de igual manera se deberá documentar su intervención con fines de ser acondicionado como inyector de gas enriquecido con CO .2

Con la finalidad de dar seguimiento a los efectos de la inyección en materia de producción atribuible al proceso, se ha dado seguimiento a los efectos que motiva la inyección de cada pozo inyector, en un correspondiente grupo de pozos productores, encontrando que en el caso del inyector SG 801, muestra un efecto favorable con el comportamiento del pozo SG 80, y en el caso del inyector SG 911, muestra este efecto en los pozos SG 70, 81, 90, 1001 y 1021, esto se debe a la conexión areal y vertical de los inyectores con los productores, esta interrelación se encuentra documentada en los estudios de trazado que se desarrollaron en el campo, en los años anteriores a este proceso.

Producción atribuible

A continuación se muestran tres ejemplos de los efectos del proceso en materia de incorporación de producción atribuible.

En esta materia se han presentado casos de sumo interés, como es el del pozo SG 70, que previo al inicio de la inyección, se encontraba operando con levantamiento artificial (BN), con gastos promedio de 50 BPD de aceite, seis meses después de iniciar la inyección de CO , este pozo no mostraba síntomas de 2

afectación por el CO inyectado, mostrando valores 2

promedio de 1.0% mol de CO , el sistema artificial en 2

este pozo estaba soportado por un compresor a boca de pozo que permitía inyectar el gas a un nivel mayor de profundidad con la consiguiente mayor recuperación de líquidos, en agosto del 2005, o sea, ocho meses después de iniciada la inyección de CO , 2

el pozo sale de operación debido a su baja presión de fondo, la cuál aún con el compresor no le permite seguir su vida productiva, en marzo del 2006 el pozo se abre debido al represionamiento detectado en la cabeza del pozo y el pozo reinicia su producción, sus posteriores análisis cromatográficos, indican una tendencia creciente de la fracción mol de CO , lo cual 2

daba indicios de la canalización del gas inyectado, con su correspondiente cuota de aceite atribuible de manera fluyente. A la fecha, el pozo sigue produciendo con una fracción mol de CO del 40%, 2

de manera estabilizada, como se comentó anteriormente, este efecto se relaciona estrechamente al volumen de gas inyectado y a la continuidad de la operación del pozo SG 911, a la fecha, este pozo ha recuperado por concepto del proceso un volumen de aceite de 0.13 MMB y 0.53 MMMPC de gas, Figura 12.

Sitio Grande 70

Figura 12. Cálculo de la producción atribuible de aceite pozo Sitio Grande 70.



Sitio Grande 80

Sitio Grande 81

En este pozo se observa una declinación en la producción de aceite, claramente establecida antes de la irrupción del gas inyectado al pozo, el pozo opera y ha operado desde el inicio del proceso, con la ayuda del bombeo neumático, sus volúmenes de gas de BN han permanecido constantes y no se han efectuado operaciones de campo que pudieran influir en el comportamiento del pozo, previo al inicio de la

inyección de CO , este pozo se encontraba cerrado 2

por presiones igualadas lo que quiere decir que de manera natural, el pozo no podría continuar fluyendo, antes de la irrupción del CO se encontraba 2

en valores del orden de 100 BPD de aceite, debido al efecto del proceso, incrementó su producción a valores de hasta 300 BPD, mostrando una declinación mas suave, permitiendo una mayor eficiencia del proceso y una mayor recuperación, a la fecha, este pozo ha acumulado un total de 0.27 MMB y 1.6 MMMPC de gas, su fracción mol de CO medido 2

se encuentra en 34 %.

Este pozo es una muestra mas del efecto que ha causado el CO2 inyectado en el comportamiento del pozo, ya que previo al inicio de la inyección,

operó con BN, es cerrado por baja presión de fondo y se mantiene así por espacio de siete meses, al ser monitoreada su presión superficial, se encuentra un represionamiento que permite se reincorpore a producción con gastos de aceite cercanos a los 400 BPD, declinando moderadamente, permitiendo se haya recuperado a la fecha un volumen de aceite de 0.18 MMB y 0.84 MMMPC de gas. Actualmente continúa operando de manera natural con una fracción molar de CO2 del 48%.

De los siete pozos productores actuales SG 70, 80, 81, 90, 110 ,921 y 1001, solo los pozos SG 110 y 921, no han mostrado efectos del proceso, en el caso del primero, es un pozo que se reincorporó a producción a través de una reparación en el año 2006, pero debido a su posición en la estructura, es difícil que sea afectado, ya que se encuentra en una zona de flanco en lo que se ha definido como una zona de parche arrecifal, y el caso del segundo verticalmente se encuentra en una posición desfavorable respecto a los inyectores, para su afectación deberá plantearse una reparación que lo lleve a una posición mas ventajosa.

De este modo, el proceso ha permitido la recuperación de un volumen de aceite atribuible de 1.6 MMB y 7.2 MMMPC de gas, ayudar con el movimiento del agua de fondo e incrementar la presión de fondo, Figura 13.

Figura 13. Beneficios técnicos del proceso.


292929

Análisis económico

Con base en la información obtenida a través del tiempo, se desarrolló un cálculo económico que permitiera establecer la rentabilidad del proyecto, tomando en cuenta la existencia de la fuente de suministro, el equipo de separación del CO , 2

,compresión, inyección, mantenimiento y operación resultando de este análisis que a la fecha

Figura 14. Rendimiento acumulado del proceso.

Identificación de los diferentes mecanismos de

producción de agua

A través del análisis de la información estática y dinámica del yacimiento, se detectaron pozos con comportamientos que permiten estimar la presencia de zonas con considerables saturaciones de aceite, en zonas presumiblemente invadidas de agua, estas zonas se encuentran en las partes NW y SE del campo.

Las zonas detectadas como de interés, albergan un grupo de pozos con posibilidades de ser rehabilitados como productores entre ellos se encuentran, el SG 61D, SG91, SG901 y el propio SG801, que dejó de inyectar gas enriquecido con CO2 en diciembre del 2007, a raíz de su cierre, se ha venido solicitando su


se han invertido 876 MM de pesos, se han obtenido

ganancias por 2,941 MM de pesos, lo cual genera

una utilidad neta de 2,065 MM de pesos,

considerando un periodo de recuperación de la

inversión de 8 meses, esto demuestra la buena

rentabilidad del proceso, Figura 14.


acondicionamiento como productor, este pozo como ya se mencionó previamente, inyectó hasta antes de su cierre un volumen de 6.9 MMPC, por lo que el grado

de afectación que generó en su zona de influencia es considerable, por lo que deberán hacerse los trabajos necesarios para su observación, Figura 15.

Figura 15. Identificación de agua producida.

Cabe aclarar, que la premisa principal a considerar a futuro es seguir inyectando bajo el esquema actual, considerar la posibilidad de reiniciar con un esquema de inyección alternado que permita recuperar la es tabi l idad del proceso, reduciendo las canalizaciones de gas a los pozos productores y maximizando los efectos del proceso, a la fecha esta modificación no es posible por cuestiones puramente económicas, pero no deberá descartarse, sin dejar de aclarar que, para poder eficientar el proceso no es necesario sólo reiniciar el esquema alternado, el punto principal actualmente lo representa la incorporación de pozos cerrados, para su observación y posible reincorporación a producción, ya que con los pozos actualmente abiertos sólo se conseguirá mantener temporalmente su producción y cada día se verá disminuida su capacidad de aporte, ya que el proceso ha caído en una etapa de declinación, debida a la conexión de los inyectores con los productores, por lo que la continuidad de los efectos está basada en el contar con nuevos puntos de producción en las zonas mayormente afectadas por el proceso.

Adecuaciones al proyecto

Como parte del carácter dinámico de un proceso de recuperación adicional, se deben tomar en cuenta las posibles adecuaciones al mismo, que permitan optimizar los recursos existentes y a la vez mejorar el desempeño, haciéndolo mas redituable en términos técnico económicos, una de estas adecuaciones se presentó al surgir la necesidad de prescindir de uno de los motocompresores a boca de pozo, que originalmente se encontraban instalados en los dos pozos inyectores de gas que alimentan el proceso, con la finalidad de apoyar la medida, se analizaron los efectos del gas inyectado en los pozos productores del campo, en materia de los beneficios en producción atribuible a la inyección, quedando como sigue:

La producción atribuible a los pozos afectados por la inyección del pozo SG 801, es de 280,000 BLS, esto representa un 18% del total producido en el proceso.

La producción por efectos del SG 911, es de 1,271,000 BLS, los cuales representan un 82% del volumen total producido a la fecha.


313131

En base a los resultados mencionados, se definió que el pozo que debería quedar operando sería el SG 911, considerando necesario iniciar los trabajos que permitan reincorporar a producción al pozo SG 801, buscando aprovechar las ventajas de la energía suministrada al yacimiento, a través del gas inyectado.

Con la finalidad de sustentar la continuidad del Proceso de Recuperación Mejorada al campo Sitio Grande, a través de la inyección de gas al pozo SG 911 o en su defecto, identificar y elegir la mejor alternativa

Redistribución del gas de inyección

Figura 16. Identificación de zonas de interés prospectivas.

de reubicación de la inyección, que permita darle continuidad al proceso, se realizó un trabajo de identificación de las zonas del yacimiento potencialmente atractivas para redireccionar, de ser necesario, la inyección, permitiendo eficientar los resultados del proceso.

Este trabajo contempló los resultados ya mostrados en materia de beneficios del proceso, como se sabe, los beneficios han sido buenos, al considerar la condición previa y posterior al inicio del proceso,

Figura 16.

Conclusiones

1. Como resultado parcial del proceso de inyección de CO2 al campo, se ha observado un incremento en la presión de fondo de entre

25.0 y 15.0 Kg/cm .

2. El esquema alternado de inyección, aunado a los bajos gastos, han sido benéficos en términos de estabilidad al proceso, mostrando irrupciones de gas relativamente moderadas que han permitido el arrastre de líquidos.

3. El contacto del gas con los líquidos del yacimiento, ha permitido la operación fluyente de pozos, que antes del proceso se mantenían cerrados debido a la incapacidad


del yacimiento para contrarrestar las fuertes cargas hidrostáticas, funcionando como un sistema artificial de producción.

4. El proceso reporta unos volúmenes atribuibles de aceite y gas de 1.6 MMBLS y 7.2 MMMPC respectivamente.

5. Se ha generado producto del proceso, una utilidad neta de 2,065 MM de pesos, la inversión inicial se recuperó en los 8 meses iniciales del proyecto.

6. Se deberán incrementar los esfuerzos para acondicionar pozos cerrados en zonas del yacimiento, afectadas por el proceso con la finalidad de permitir su reincorporación a producción.


7. Se deberá habilitar mediante una RMA con equipo, el pozo SG 701 y contar con otro equipo de compresión que permita establecer nuevamente el esquema alternado de inyección de gas.

8. Bajo las condiciones actuales de operación, la eficiencia del proceso será cada día menor, hasta llegar a un límite máximo de producción del gas inyectado, siendo finalmente inoperable.

9. Se deben capitalizar las experiencias adquiridas en los procesos de los campos Artesa y Sitio Grande, en más campos con condiciones favorables, ya que representan una alternativa probada para maximizar la explotación de los yacimientos maduros.

1. IMP: Estudio técnico – económico del sistema de manejo y transporte e inyección de CO al 2

campo Sitio Grande, 2000.

Referencias

2. AIM-CDE: Estudio de Caracterización estática del campo Sitio Grande, 2005.

3. AIM-CDE: Reportes operativos de monitoreo, Coordinación de Diseño de Explotación Activo MUSPAC, 2005, 2006, 2007 y 2008.

4. A IM-CDE: Repor tes opera t ivos de intervenciones de acondicionamiento a los pozos inyectores SG 801 y 911, 2003.

5. COMESA: Reporte técnico, “Diseño y evaluación de pruebas de inyección de trazadores para proyectos de recuperación Secundaria o Mejorada en campos de PEP – campo Sitio Grande” , 2005.

6. L.N. Solórzano: Criterios de rentabilidad económica para la administración de empresas petroleras de Exploración y Producción.

7. PEP AIM Modelo de simulación numérica del Campo Sitio Grande, 2006

Currículum vitae

Ingeniero petrolero egresado de la Escuela Superior de Ingeniería y Arquitectura del Instituto Politécnico Nacional : 1984-1989.

Especialista en Recuperación Secundaria y Mejorada de Hidrocarburos, por la Facultad de Ingeniería de Universidad Nacional Autónoma de México.

Cuenta con 17 años de experiencia como Ingeniero de Yacimientos, de los cuales los últimos 9 los ha dedicado mayormente al estudio, diseño, seguimiento y control de procesos de recuperación secundaria y mejorada de hidrocarburos de los activos integrales Samaria y Muspac, ha participado en diversos proyectos en el área de yacimientos en México y el extranjero, es parte de la red de especialistas en recuperación secundaria y mejorada y par técnico de la misma especialidad para diversos proyectos de explotación del sistema petrolero mexicano.

Es Socio de número de la AIPM Delegación Villahermosa, y miembro del Colegio de Ingenieros Petroleros CIPM.

Ing. Jaime Castañeda Andrade

Experiencia profesional


333333


Lázaro Rodríguez Arvizu Alvarado Céspedes A. J.González García A. V.Nava Cedillo, A. De la Rosa Moreno F.Delegación Reynosa

Introducción

Los hidrocarburos representan el 89% de la energía primaria generada en México, siendo la principal fuerza que mueve al país y con base a las tendencias de consumo de este energético, se ha visualizando un crecimiento 2.4 veces mayor a la producción diaria en bpce del año 2000 (Luzbel N., 2005 Ingeniería Petrolera, inédito). Lo anterior ha llevado a Pemex a reajustar sus programas de incorporación de reservas mediante la exploración de nuevas áreas, así como a tratar de entender mejor sus cuencas productoras. Para tal efecto, se han estado realizando estudios de actualización analizando desde los primeros eslabones de la cadena del flujo de trabajo de la exploración y los procesos del Sistema Petrolero, con la finalidad de dar soporte a la estrategia exploratoria.

Este estudio pretende contr ibuir con el entendimiento en cuanto a la formación de los hidrocarburos y su migración hasta los yacimientos

donde se acumulan y preservan. Además de identificar potenciales áreas de interés económico.

El objetivo del estudio consistió en identificar los elementos de los sistemas petroleros y entender los procesos geológicos que permitieron la acumulación de hidrocarburos en la Cuenca de Sabinas y el Área de Piedras Negras, mediante la interpretación geológica, geofísica y geoquímica, aplicando un software de modelado numér ico para reproduc i r e l funcionamiento de los sistemas petroleros.

El área de estudio se localiza en el norte de México, abarcando parte de los estados de Coahuila y Nuevo León, cubriendo un área aproximada de 95,000 km², Figura 1.

Objetivo

Desarrollo del tema

Figura 1. Ubicación del estudio y área cubierta.



La prospección petrolera inició en 1920 con estudios de geología superficial, desarrollándose esta actividad hasta 1934, período en el que personal que posteriormente formaría parte de Pemex junto con ayuda de técnicos especialistas como Imlay y Kellum, entre otros, sentaron las bases de la geología regional (Tarango O., 1995, AER2550).

La perforación en esta cuenca inició en 1972, después de haber perforado cinco pozos y es hasta 1975 que se establece producción, con la terminación del Pozo Buena Suerte 2A, posteriormente, fueron descubiertos otros campos como Lampazos (1977) y Cacanapo (1978), mientras que en los ochentas los

Figura 2. Producción acumulada en Sabinas y Piedras Negras.


campos Patricio, Zuloaga, Progreso, Maestros,

Huerta y Gato. Recientemente se descubrieron los

campos Minero en 1998, Pirineo en 2003, y

Forastero en 2004; productor el segundo de ellos en

el play La Virgen del Cretácico Inferior y los otros dos

en el play La Casita del Jurásico Superior.

A la fecha, se han descubierto y desarrollado 13

campos, productores principalmente en los plays La

Gloria y La Casita del Jurásico, Virgen, Padilla, Peňa

y Cupido del Cretácico y cuya producción

acumulada es de alrededor de 410 mmmpc de gas y

131,112 bl de aceite, Figura 2.

353535

Para determinar si la cuenca de Sabinas y el área de Piedras Negras cuentan con potencial económico aún por explorar, se utilizó la metodología de Modelado de los Sistemas Petroleros, cuya finalidad consiste en tres grandes pasos: 1) La interpretación estratigráfica estructural, 2) La restauración palispática y 3) El Modelado en PetroMod que

Figura 3. Etapas que se siguen en el modelado de sistemas petroleros.

consiste en una simulación numérica que permite reproducir y predecir el funcionamiento del Sistema Petrolero que incluye a la roca generadora, almacén y sello, así como entender el funcionamiento de los procesos de generación, migración, entrampamiento y preservación de los hidrocarburos en el subsuelo, Figura 3.

Por lo que primeramente se realizaron las correlaciones sismo-estratigráficas de los tres transectos EPRS 06, 12 y 18, apoyadas por los pozos que se encuentran sobre las secciones, así como de la geología superficial de diversos estudios.



Posteriormente se restauraron con descompactación y paleobatimetría los tres transectos de la Cuenca de Sabinas, lo que permite colocar en su justo tiempo y espacio geológico, los eventos tectónico-estructurales que controlan la formación de trampas y las rutas de migración.

Por último, se simularon numéricamente cada uno de los transectos con un software especial, donde se integró toda la información térmica, litológica, petrofísica y se asignaron las características de los diferentes elementos de los Sistemas Petroleros; tales

como roca generadora, almacén y sello.

as correlaciones estratigráficas de la sección, fueron establecidas con el soporte de los pozos Hamburgo-1A, Caballada-1, Palau-1 y Galaxia-1, entre otros, también se integró y actualizó toda la información de los diferentes subsistemas generadores (COT y Ro) integrándose toda la información de facies sedimentario-litológico de los diferentes niveles estratigráficos, Figura 4.

EPRS-06

L

,

Figura 4. Elementos del Sistema Petrolero, EPRS-06.

El resultado del modelado de esta sección indica que el Subsistema Generador Jurásico Superior La Casita, es considerado como el principal subsistema que cargó los plays del área, el cual comenzó a generar hidrocarburos en las áreas profundas hace aproximadamente 89 m.a., y la expulsión hace 88 m.a., es decir, ligeramente posterior a cuando lo hizo para el área de la sección EPRS-12. Los otros subsistemas generadores Cretácico Superior Eagle Ford y Cretácico Inferior La Peña, iniciaron la generación hace 50 y 65 m.a., respectivamente, saliendo de cocina durante la Orogenia Laramide, así que participan en menor proporción en la carga de los


yacimientos. Ocurren dos procesos de migración

ligados a la deformación estructural; uno halocinético

prelaramídico y el otro contraccional laramídico,

siendo este último el que propició la remigración de

los hidrocarburos entrampados durante la etapa

halocinética, Figura 5b.

Otro dato interesante que se interpreta de los

resultados de este modelado, es que el subsistema

generador Eagle Ford entró en ventana de generación

hacia el poniente del área (Pozo Hamburgo-1A), pero

el levantamiento que dio origen al anticlinal de la

373737

Figuras 5a y b. Procesos de generación y migración en el Transecto EPRS-06.

Sierra Hermosa de Santa Rosa, no permitió que se

generara el hidrocarburo, Figura 5a.

Los resultados de este modelado 2D, indican que los principales plays cargados por los subsistemas referidos anteriormente son: La Gloria en sus facies clásticas; La Casita y Padilla en el área de Hamburgo; La Virgen en pequeñas cantidades en el área de Peyotes y en La Peña en el área de Piedras Negras, donde el pozo Galaxia-1 confirmó la presencia de hidrocarburos que de acuerdo al modelado, provienen de La Casita y de la misma Peña.

Figura 6. Elementos del Sistema Petrolero de la Sección EPRS-12.


EPRS-12

Las correlaciones estratigráficas para el área de la sección, fueron controladas por los pozos Buena Suerte-11, Pirineo-101, Progreso-1 y Saucito-1 entre otros, asimismo, se integró y actualizó toda la información de los diferentes subsistemas generadores. La construcción del modelo dentro del simulador PetroMod, requirió de la integración de la información geológica que incluye varias disciplinas, tales como la sedimentología, geotermia, petrofísica, paleontología, geoquímica, pruebas de producción y la definición de los diferentes elementos del sistema petrolero, Figura 6.

Sección Técnica383838

El resultado del modelado, indica que el subsistema generador Jurásico Superior La Casita comenzó a generar hidrocarburos en las áreas más profundas hace aproximadamente 110 m.a., y su expulsión inició hace 105 m.a., considerando a ésta como la principal roca generadora que cargó los yacimientos

actuales, Figura 7a. Los otros subsistemas generadores Cretácico Superior Eagle Ford y

Cretácico Inferior La Peña, participan en menor proporción en la carga de los yacimientos, e iniciaron generación hace 63 y 75 m.a., respectivamente, saliendo de cocina durante la orogenía Laramide. El modelado también evidenció los procesos de migración ligados a la deformación estructural halocinética y contraccional, siendo éste el que propició la remigración de los hidrocarburos entrampados en la etapa halocinética, Figura 7b.


Los resultados del modelado 2D en esta sección dan idea de cómo están funcionando los principales plays, por ejemplo: El play La Gloria presenta acumulaciones en facies clásticas de los plays Casita y Cupido, en el área del Pozo Gato-1 se obse rvan acumulac iones en es t ruc tu ras anticlinales. Así también, en el área del Pozo Progreso-1 se acumulan hidrocarburos en el Play Cupido, donde quedó productor sencillo de gas con 2.4 mmpcd.

EPRS-18

Al igual que en las otras secciones, se definieron las correlaciones estratigráficas controladas por los pozos más cercanos como Tepeyac-101, Vibro-1, Lampazos-81, Casita-1 y Relámpago-1 entre otros, asimismo se integró y actualizó toda la información de los diferentes subsistemas, así como la información de facies sedimentarias de los diferentes niveles estratigráficos, desde el basamento hasta el reciente, Figura 8.

Figura 8. Elementos del Sistema Petrolero, sección EPRS-18.


393939

El resultado del modelado indica que los subsistemas generadores empezaron a funcionar para esta área, antes que en la porción central y norte (Secciones EPRS-06 y EPRS-12), debido a que la cuenca se profundizó hacia esta región, por lo que la Formación La Casita comenzó a generar hidrocarburos aproximadamente en el Aptiano (120 m.a.), e inició la expulsión en 116 m.a. aproximadamente, La Peña generó hace 98 m.a, mientras que Eagle Ford lo realizó hace 68 m.a.

Se interpreta que al igual que en la sección EPRS-12, la presencia de anhidrita jugó un papel importante en la estructuración del área a diferencia de sector de


De acuerdo al modelado de esta sección, los principales plays cargados son; La Gloria, en sus facies clásticas; La Casita en áreas como Lampazos, Piedras Negras y en áreas cercanas a los pozos Vibro-1 y Relámpago-1; La Virgen en pequeños volúmenes en las áreas de Lampazos, Sierra La Gloria-Sierra Pájaros Azules, y Pozo Vibro-1 y por

último, en las Calizas Monclova, cercano al pozo Relámpago-1. El pozo Cartago-1 proyectado aproximadamente a 25 km de esta sección, presentó manifestaciones a nivel de Jurásico La Casita, lo que comprueba y calibra el modelado de esta l nea, ya que se observan acumulación a este nivel, además de pequeñas acumulaciones en Virgen.

í


Lampazos que sólo presenta deformación diferencial por la reactivación de horsts y grabens triásicos, reactivados durante la contracción laramídica (48-33 m.a.) conformando los anticlinales y sinclinales presentes en esta área. La generación de trampas que permitieron la acumulación de hidrocarburos previas a este evento tectónico, obedece principalmente a la influencia halocinética de las evaporitas, en el área Sierra La Gloria-Sierra Pájaros Azules. Durante la Orogenia Larámide, algunas de esas estructuras se afectaron permitiendo una remigración de los hidrocarburos que pudieron en algunos casos, alojarse en nuevas estructuras creadas de manera sincrónica a ese evento tectónico, Figuras 9a y b.


Considerando los resultados del modelado de esta sección, se puede concluir que para esta área el principal subsistema generador es La Casita, mientras que los subsistemas Eagle Ford y La Peña, tuvieron un periodo corto de funcionamiento, ya que los efectos de la Orogenia Larámide los levantaron y sacaron prematuramente de la ventana de generación, (48 m.a.).

En el modelado de los tres transectos, se observaron dos etapas de migración asociadas a la deformación estructural; una ligada al movimiento halocinético prelaramídico (145-83 m.a.) y otra asociada al

movimiento compresional laramídico (48-32 m.a.), siendo esta última la que propició la remigración de los hidrocarburos entrampados durante la etapa halocinética.

Se identificaron áreas atractivas para continuar con la prospección petrolera asociadas a las siguientes estructuras:

A) Estructuración salina “thin skin” tipo Pirineo-Forastero, Hamburgo, con potenciales acumulaciones en los plays La Casita, La Virgen y Padilla.

B) Las asociadas a estructuración “thick skin”, con participación de basamento tipo Monclova, Buena Suerte y Palaú con posibles acumulaciones en los plays La Casita y La Virgen.


C) Las asociadas a cuñas estratigráficas contra paleoelementos positivos, como por ejemplo en el área de Peyotes-Plataforma de Tamaulipas a nivel de los plays La Gloria y La Casita.

414141

Conclusiones

Los resultados indican que el Jurásico La Casita, es el principal subsistema generador que alimenta a los plays más importantes (La Casita, La Virgen y Cupido), iniciando su generación hace aproximadamente 120 m.a., y la expulsión hace 116 m.a., hacia el sur de la cuenca. En tanto que los subsistemas generadores Eagle Ford y La Peña participaron en menor proporción en la carga de los yacimientos.

Se identificaron dos procesos de migración ligados a la deformación estructural; uno halocinético prelaramídico de 145-83 m.a., y el otro compresional laramídico de 48.6-33.9 m.a., siendo este último el que propició la remigración de los hidrocarburos entrampados en la etapa halocinética.

Mediante el uso de un modelador numérico, se corrobora de manera dinámica el funcionamiento de los Sistemas Petroleros: “La Casita – La Virgen”; “La Peña – Cupido” y “Eagle Ford – Austin”.

Los resultados de este trabajo permitieron identificar áreas atractivas para la prospección petrolera:

a) Asociadas a estructuración salina thin skin; Plays La Casita, La Virgen y Padilla.

b) Asociadas a estructuración thick skin (participación de basamento); Plays La Casita y La Virgen.

c) Las estratigráficas asociadas a cuñas contra paleo-elementos; Plays Olvido y La Casita.

d) Las netamente estratigráficas; Play La Peña (calcarenitas).

Amos S . , 1987 . “ La t e T r i a s s i c - J u r a s s i c Paleogeography and Origin of Gulf of Mexico Basin”. AAPG, Bulletin V, 71, No. 4.

Bibliografía


D) Las netamente estratigráficas como ocurre en el área de Piedras Negras en los campos Casa Roja y Vacas, a nivel del Play La Peña Calcarenitas.


Amos S., 1991. “Origin and Development of the Gulf of México Basin”. Geological Society of America. The Geology of North America, vol., vj.

Base Datos Técnica, 2003. “Análisis Cromatográficos de la Cuenca de Burgos”. PEMEX-Schlumberger @ditep.

Base de Datos Interna de PEMEX. “Estudio de Biomarcadores en la Cuenca de Burgos”. Estudios de Plays y Sistemas Petroleros, AREN, Área Reynosa.

Base de Datos Interna de PEMEX. “Estudio de Pirolisis en las Cuencas de Burgos y Sabinas”. Coord. Estudios de Plays y Sistemas Petroleros, AREN, Área Reynosa.

Base de Datos Interna de PEMEX. “Estudio Isotópico de Gases en la Cuenca de Burgos”. Estudios de Plays y Sistemas Petroleros, AREN, Área Reynosa.

Burrows, R.H., 1910. “Geology of Northern Mexico, Soc. Geol. Mexicana. Bol. No. 7.

Chávez C. G., 2005. “Deformación y Magmátismo Cenozoico en el Sur de la Cuenca de Sabinas, Coahuila, México”. Tesis Doctoral UNAM.

Equipo de Plays Regional Sabinas, 2007. “Estudio de los Plays Casita, Padilla, Virgen, Peña y Glen Rose”. Pemex Exploración y Producción, AER-3347.

Goldhammer R. and Johnson C., 2001. “Middle Jurasic-Upper Cretaceous Paleogeographic Evolution and Sequence-stratigraphic Framework of the Northwest Gulf of Mexico Rim”. AAPG Memoir 75.

González G. R., 1976. “Bosquejo Geológico de la Zona Noreste de México”. III Simposium de Geologia del Subsuelo, Zona Noreste.

Holguin Q. y Van Delinder, 1981. “Estudio Geoquímico de las Rocas Generadoras de Hidrocarburos de la Cuenca de Sabinas”. Lab. Geochem e IMP, PEP-IMP, NEM-1918.

Humphrey W. y Díaz G., 1956. “Jurassic and Coger Cretaceous Stratigraphy and Tectonics of Northeast Mexico”. Informe Geológico inédito. Petroleos Mexicanos NEM-799.

López Ramos E., 1979. “Geología de México 2a. Edición”. México, D.F. Edición Escolar, 3 Volúmenes.

Louden K., J.C. Sibuet and F. Harmegnies, 1997. “Variations in Heat Flow across the ocean-continent transition in the Iberia abyssal plain”. Earth and Planetary Science Letters, v. 151.

Magoon L. and Beaumont E., 1994. “The Petroleum Systems from Source to Trap” AAPG Memoir.

Morán Zenteno D., 1984. Geología de la República Mexicana. UNAM-INEGI, México. Napoleón Solorzano. L., 2007. “México 2025”. Trabajo inédito, Ingenieria Petrolera.

PEP, 2003. “Las Reservas de hidrocarburos de México” Evaluación al 1 de enero de 2003. Reporte especial de PEMEX.

PEP-SCOTIA, 2001. “Resource estimate Burgos and Sabinas Basins, México”. Activo de Exploración Reynosa.

Reporte de Producción AIB, 2006. “Producción Mensual Acumulada noviembre 2006”. PEP-PEMEX. Depto. Reservas Activo Integral Burgos.

Román R. y Holguin Q., 2001. “Subsistemas Generadores de la Región Norte de México”. AMGP, vol. XLIX, Nums1-2.

Tarango O., 1995. “Monografía Petrolera de la Cuenca de Sabinas” Compilación PEP-PEMEX, AER-2550.

Téllez Avilés y otros, 2007. “Evaluación del Potencial de los Principales Plays de la Cuenca de Burgos y Sabinas”. PEP AER-3350. Versión marzo del 2007.

Zárate M. P., 1970. “Informe Geológico del Prospecto Padilla. Hojas 47-11, 46-11 y 45-11, Edo. de Coahuila”. Pemex Exploración y Producción, NEM-1141.

Zwanziger A., 1986. “Paleogeografía Chihuahua-Coahuila, Jurásico-Cretácico Inferior”. PEP-PEMEX, NEM 2102.


434343

Introducción

En la actualidad, la necesidad de simular y optimizar el comportamiento de los hidrocarburos, no sólo en los yacimientos petroleros, sino a través de todo el sistema integral de producción, es una de las principales actividades dentro de la industria petrolera y en especial en Pemex, Exploración y Producción.

Actualmente, con el desarrollo de nuevos campos productores de gas seco y la incorporación de sus producciones al sistema de recolección, se han modificado significativamente las condiciones operativas originales del sistema de transporte, dando lugar a distintos problemas operativos que impactan directamente en la producción y eficiencia del sistema. Interesados en mejorar y planear las condiciones óptimas del manejo de la producción, se realizó un análisis del estado operativo del sistema.

Estudiando el sistema de producción en su conjunto, es como se pueden tomar decisiones que permitan mejorar la capacidad productiva de los campos y las condiciones de operación de sus procesos, considerando que cada uno de los elementos que


Ing. Bruno Pérez ChanonaIng. J. Martín Aldama FloresDelegación Veracruz

conformen el sistema están vinculados y enlazados entre sí, y cualquier cambio en las condiciones de operación del mismo repercute las variables y condiciones operativas en los diferentes elementos que lo conforman. Por lo anterior, se llevó a cabo la construcción del modelo de simulación del sistema integral de producción, que reproduce las condiciones actuales y futuras de operación.

El Sector Gas Seco se localiza entre los municipios de Tlalixcoyan, Piedras Negras, Tierra Blanca, Cosamaloapan, y Alvarado entre los 40 y 180 Km al sureste de la Ciudad de Veracruz, Ver.

Actualmente, el AIV en el Sector Seco produce 815 MMpcd de gas seco y 100 bpd de condensado, éste Sector se encuentra integrado por los campos productores de gas: Apertura, Arquímia, Cocuite, Espejo, Lizamba, Madera, Maderaceo, Novillero, Papan, Playuela, Vistoso, San Pablo y Rincón Pacheco. En la Figura 1 se ilustran los campos antes mencionados.

Antecedentes y objetivo

Figura 1. Campos del Sector Gas Seco.



Como resultado de la actividad exploratoria del

Activo, la ubicación geográfica de los campos se

encuentran localizados y distribuidos en las cercanías

del GDTO de 30”Ø Ciudad Pemex – Venta de Carpio,

en el cual se tienen 5 puntos de venta que son;

Novillero, Veinte, San Pablo Rincón Pacheco, Papan

y Mata Pionche, y por su capacidad de transporte y

consumo de clientes solo acepta la inyección de 350

MMpcd, obligando a transportar gas hacia el punto

de venta del Injerto Playuela localizado en el GDTO

de 48”Ø Cactus – Reynosa, que no tiene restricción

de inyección, pero la distancia de transporte de gas

hacia el Injerto Playuela, de la producción de los

campos Papan, Lizamba, Apertura, Madera,

Maderaceo y Playuela demandan presiones de 1180

psig a 1300 psig dependiendo de la distancia del

campo, para llegar al Injerto Playuela a una presión de

inyección de 890 psig en días normales y de 950 psig

en fines de semana, esta última condición debido al

bajo consumo de los clientes y el GDTO funciona

como almacenamiento, por esta razón en estos

campos se tiene producción diferida en pozos

fluyentes por represionamiento en el punto de venta.

Asimismo, se tiene el punto de venta Piedras Negras

que abastece a la ciudad industrial del puerto de

Veracruz, Ver., al cual se envía la producción del

Campo Cocuite y parte del Campo Lizamba, pero

cuando éste rechaza, la producción se envía al

Injerto Playuela, incrementando la presión en el

sistema integral de recolección y transporte,

ocasionando diferida en los campos que envían la

producción a este punto. Este efecto es cuantificado

en el modelo de simulación.

Actualizar los modelos de los pozos y redes de

campos existentes, construir los modelos de pozos y

redes de campos nuevos, actualizar el modelo del

sistema integral de producción de gas seco, para

identificar cuellos de botella, dimensionar

adecuadamente la nueva infraestructura de

recolección y transporte, analizar y optimizar las

condiciones de operación del sistema de producción

y prolongar la vida productiva de los pozos.

Objetivo

Planteamiento del problema

Como resultado del descubrimiento de nuevos

yacimientos y la perforación de estos, se han venido

incorporando las producciones de nuevos pozos al

sistema de recolección y transporte de gas seco, que

han modificado las condiciones originales de

operación de diseño del sistema, lo cual ha

ocasionado problemas de capacidad de transporte.

Aunado a ello, se tiene problema de represionamiento

en fines de semana y días festivos es el en el punto de

venta “Injerto Playuela” y ocasionalmente rechazo de

producción en el punto de venta “Piedras Negras”,

ocasionando en ambos casos producción diferida de

gas. De igual forma se tiene la limitante de aceptación

de 350 MMpcd en el GDTO de 30”Ø en sus diferentes

puntos de venta, que obliga a manejar la producción

hacia el Injerto Playuela y la declinada de la presión de

los yacimientos que demandan instalación de

Estaciones de Compresión, para continuar con la

explotación y garantizar la inyección de la producción

de gas en los puntos de venta a las presiones de

operación de los gasoductos. En la Figura 2, se

presenta el diagrama de la infraestructura de transporte

para el manejo de la producción del sector de gas

dulce seco.

Por lo anterior, y con el propósito de predecir las

condiciones de operación que prevalecerán en el

sistema, se construyó el modelo de simulación del

sistema integral de producción en régimen

estacionario, que incluye al total de los pozos

operando de acuerdo a su ubicación y distribución

geométrica en macroperas, ERG, EC por campo y

EMC en los GDTO de 30”Ø, 48”Ø y 20”Ø, de tal

forma que reprodujera las condiciones de operación

del sistema, que permita analizar los escenarios de

operación de represionamiento en el punto de venta

“Injerto Playuela”, el rechazo de producción en el

punto de venta “Piedras Negras” y derivación de

producción al punto de venta del “Injerto Playuela”

de los campos cercanos al GDTO de 30”Ø, así como,

identificar problemas de represionamiento por

cuellos de botella, restricciones de capacidad de

transporte y evaluar los ritmos de explotación de los

pozos en función de la energía y potencia inicial.


454545

Figura 2. Diagrama de infraestructura de manejo de la producción.

Otro problema que se tienen es la declinada de la presión de los yacimientos y por ende la producción de los campos por el tiempo de explotación, que se manifiestan en la presión de operación de cabeza de los pozos, que van desde 250 psig en campos maduros y de 2460 psig en campos nuevos, por lo que el modelo reproduce el efecto y comportamiento de los pozos con la entrada de compresión, el cual mediante análisis nodal permite calcular y determinar los diámetros de estranguladores óptimos para mantener la misma producción con la compresión.

Con el modelo de simulación del sistema integral de producción, se realizan análisis de los diferentes elementos que conforman el sistema de producción, para establecer un diagnóstico sobre el adecuado

Análisis

dimensionamiento, condiciones de manejo de la producción y operación del sistema desde un enfoque integral, por ello se llevan a cabo las siguientes actividades:

• Actualizar los modelos de pozos existentes, y construir los modelos de pozos nuevos, mediante el análisis del perfil de presiones y realizar el análisis nodal para determinar las caídas de presión en nodos específicos y de interés.

• Modelar los pozos con sistemas artificiales como fuentes, considerando el estrangulador en la LDD.

• Determinar presiones de abandono de condición fluyente para operación en alta presión.



• Generar alternativas de solución para mejorar el manejo de la producción actual y futura dentro del sistema de recolección integral, así como analizar tiempos para plataformas de producción con la aplicación de compresión.

• Determinar el adecuado manejo de la producción, aprovechando la infraestructura instalada para operar dentro de un marco de seguridad.

• Dimensionar los nuevos ductos de recolección y transporte de acuerdo a los pronósticos de producción, para operar eficientemente la mayor parte del tiempo de explotación.

Todas estas actividades se realizan en los primeros 10 días de cada mes, con el propósito de que el modelo de simulación esté actualizado a las condiciones de operación medidas en campo, y evaluar “n” escenarios posibles de operación para el manejo de la producción.

Los pozos se encuentran modelados y ajustados, de acuerdo a las condiciones de aforo reportadas por ser

Modelado de pozos y estranguladores.

el subsistema fuente. Cada pozo cuenta con la información de propiedades de fluidos, espesor y profundidad de intervalos, presiones de fondo estáticas, presiones de fondo fluyendo, ritmos de producción resultantes de las pruebas de presión producción y estado mecánico. Modelando así las condiciones de caídas de presión que se tienen al pasar los fluidos en el medio poroso con el método de cálculo aplicables para gas, que reproduzca el índice de productividad del pozo, el gasto de gas en función del consumo de presión, la caída de presión que se tiene por efecto de levantamiento de los mismos fluidos en la tubería de producción, utilizando la correlación de flujo vertical para gas y condensado, que es recomendada por la literatura para modelar pozos con estas características. Las caídas de presión en el estrangulador, por efecto de diámetro de orificio, se estimaron con correlación mecanística.

El procedimiento, la actualización, construcción y ajuste de los modelos de pozos fluyentes, consiste en ajustar el perfil de presión del sistema, realizar análisis nodales de fondo, cabeza y estrangulador. Un ejemplo que generaliza el análisis para cada pozo, se

muestra en las Figuras 3, 4, 5 y 6, en las cuales se observa el perfil de presiones correspondiente al ajuste del pozo, y las condiciones de afluencia en los nodos.

Figura 3. Perfil de presiones.


474747

Figura 4. Análisis nodal en el fondo.

Figura 5. Análisis nodal en la cabeza.



Figura 6. Análisis nodal en el estrangulador.

Modelado de redes

El principal objetivo de integrar los pozos, fuentes,

LDD, PRG, ERG y EC, en la red de recolección del

campo, es para reproducir las condiciones de presión,

gastos por pozo y por campo, a fin de contar con un

modelo que permita predecir escenarios de

operación que ayuden a optimizar el manejo de la

producción dentro del sistema en forma integral para

cada campo, cuantificando volumen de gas y líquido

en las ERGs, y así minimizar problemas operativos.

Un ejemplo que generaliza el arreglo y análisis para

cada red de los 12 campos del sector de gas dulce

seco, se muestra en la Figura 7, la cual representa al

Campo Lizamba con sus 6 macroperas y 38 pozos, de

los cuales, operan 34 y los 4 restantes están igualados

por carga de líquido, en ésta se observa la

infraestructura de transporte con la que se cuenta para

el manejo de la producción de los pozos, la cual

incluye al total de pozos por macroperas, LDD,

GDTO, ERG, y EC, ya que este campo en especial está

integrado por 9 yacimientos con presiones iniciales

para el somero “Cavalieri” de 2284 psig y para el mas

profundo “Uloa” de 4796 psig, localizándose hasta 4

tipos de yacimientos en una sola macropera, de ahí la

importancia de contar con un modelo de simulación

para definir estrategias de manejo y diseño de

infraestructura de transporte.

Figura 7. Red de recolección de pozos del Campo Lizamba.


494949

Modelado de simulación del sistema integral de producción del sector de gas dulce seco

Este modelo integra a las 12 redes de recolección de pozos de los campos del sector de gas dulce seco (Apertura, Arquímia, Cocuite, Espejo, Lizamba, Madera, Maderaceo, Novillero, Papan, Playuela, Vistoso y San Pablo-Rincón Pacheco), del Activo Integral Veracruz. El modelo de simulación incluye la infraestructura de transporte, misma que fue diseñada de acuerdo a la incorporación de campos al sistema, en la Figura 8, se presenta la configuración del modelo de simulación del sistema integral de producción, se muestra la infraestructura de transporte de los GDTO, OGTO, Trampas de recibo y envío, derivaciones, y los 7 puntos de ventas con los que se cuenta actualmente, incluyendo el punto de venta de Mata Pionche que es proveniente del sector de gas húmedo amargo, el cual se incorporó como fuente debido a que esta red está en modo de aceite negro.

La filosofía del modelo está regida por las presiones de los puntos de venta, es decir, el modelo calcula en base

Figura 8. Configuración de la red del sistema integral de producción.


a límites de presión y la variable a calcular es el gasto en función del equilibrio de presiones dentro del sistema, lo que permite analizar el comportamiento en forma integral, ya que los sistemas de transporte y recolección están interactuando entre sí.

Los modelos de red de cada campo, incluyen las Estaciones de Recolección de Gas (ERG), considerando el proceso se separación simple de fase gas-líquido y compresión, teniendo la flexibilidad de dar al usuario los elementos para el análisis del comportamiento integral (pozos –red – proceso –transporte) en función del potencial de los pozos, la cual se ve regida por la capacidad de transporte del sistema y está diseñado de tal manera que el usuario puede acceder a los pozos sin necesidad de cargar modelos diferentes. Dentro de cada modelo de red, se puede analizar el comportamiento de cada pozo y sus nodos asociados, ajustar las condiciones de operación futuras y generar proyecciones para estudiar diferentes comportamientos de operación de los pozos, dentro del sistema integral.


Escenarios para el manejo de la producción

Se presenta el caso base de operación del sistema y 2 escenarios de una serie de “n” que se pueden analizar con el modelo del sistema integral de producción del gas dulce seco. A continuación, se presentan de manera independiente los resultados obtenidos del caso base y los 2 escenarios sensibilizados con el modelo, en los cuales se obtienen resultados predictivos de cada configuración de operación del sistema, que consideran lo siguiente

1) Caso base.- El modelo reproduce las condiciones de operación del sistema de recolección, proceso y transporte en operación normal, es decir, cuando en el punto de venta “Injerto Playuela” GDTO de 48”Ø, “Novillero, Veinte, SPRP, Papan y Mata Pionche” GDTO 30”Ø se inyecta entre 890 -900 psig, y sin tener rechazo de recibo de producción en el punto de venta (65 MMpcd) “Piedras Negras” GDTO 20”Ø.

2) Escenario 1.- Represionamiento en fines de semana y días festivos del punto de venta

“Injerto Playuela” GDTO 48”Ø a una presión

de inyección de 950 psig.

3) Escenario 2.- Rechazo de recibo de

producción de 20 MMpcd (de 65 MMpcd a

45 MMpcd) en el punto de venta “Piedras

Negras” GDTO 20”Ø.

Caso base

De acuerdo a las condiciones de operación normal

en el sistema de producción integral “caso base”, se

realizó el ajuste del modelo para reproducir las

condiciones de operación del sistema. En la Tabla 1,

se presenta el resultado del ajuste del modelo del

“caso base” de las condiciones reportadas vs

condiciones reproducidas en el modelo, en la cual se

observan las presiones de operación y gasto de gas

por ERG, derivaciones y puntos de venta, en donde

se observa que se tiene una desviación en volumen

del orden -0.9 MMpcd y presiones de +-10 psig en

todo el sistema.

Análisis de escenarios y resultados

Tabla 1. Condiciones de operación del sistema del caso base reportado y modelo.

Escenario 1

En éste se sensibiliza y analiza el efecto de represionamiento que se tiene los fines de semana y días festivos en el punto de venta “Injerto Playuela”

GDTO 48”Ø, para la presión de inyección de 950 psig. Es este escenario se cuantifica y determina por campo la producción de gas diferida que se tiene en el sistema integral de transporte por tal condición. En la Tabla 2, se presenta el resultado obtenido del


515151

Tabla 2. Condiciones de operación del sistema del caso base modelo y escenario presión de inyección en Injerto Playuela 950 psig.

Escenario 2

En éste se sensibiliza y analiza el efecto de rechazo de recibo de producción de 20 MMpcd (65 MMpcd a 45 MMpcd) en el punto de venta “Piedras Negras” GDTO 20”Ø. En este escenario la producción rechazada es enviada por el GDTO de 10”Ø X 11.0 Km., Cocuite – Lizamba al punto de venta “Injerto Playuela” GDTO 48”Ø y se cuantifica la producción diferida que se tiene por la derivación en base al represionamiento del sistema integral de transporte. En la Tabla 3, se presenta el resultado obtenido del análisis del escenario referenciada con las condiciones ajustadas de presión y gasto de gas por ERG, derivaciones y puntos de venta.

En la Tabla 3, se puede observar que se tiene una diferida del orden de 6. 4 MMpcd por rechazo de 20 MMpcd el en punto de venta Piedras Negras, es decir, al alcanzar el equilibrio de presiones dentro del sistema no se reflejan los 20 MMpcd en el injerto Playuela, por que se aumenta la presión en el Campo Lizamba por manejar este volumen por el GDTO de 16”Ø

análisis del escenario referenciadas con las condiciones ajustadas en el modelo del caso base de presión y gasto de gas por ERG, derivaciones y puntos de venta.

En la Tabla 2, se puede observar que se tiene una

diferida por el incremento de presión en el Injerto Playuela de alrededor de 8.6 MMPcd, en los campos donde se refleja esta diferida son Papan 2.5 MMcd, Apertura 1.9 MMpcd y Lizamba 3.3 MMpcd, esto se debe a la distancia que existe de estos campos hasta el Injerto Playuela.

hacia la TE Playuela. Sin embargo, el sistema de

transporte Piedras Negras se relaja y los pozos del

Campo Cocuite y Playuela aportan 2.0 MMpcd en

promedio por operar a menor presión.

Los resultados de la Tabla 2, del escenario 1,

obedecen a un incremento de presión en el sistema

integral de recolección y trasporte para poder llegar

hasta el Injerto Playuela a respuesta de un incremento

de presión, para este caso se tiene bajo programa de

acuerdo a los datos del modelo de simulación ajuste

de estranguladores de pozos alejados del puntos de

venta que corresponden a los campos de Apertura y

Papán y para el caso del Campo Lizamba se opera de

manera normal por estar los estranguladores en flujo

subcrítico debido al depresionamiento de los

yacimientos por lo que el sistema regula la afluencia

de los pozos.

Resultados



Los resultados de la Tabla 3, del escenario 2, obedecen a que en la ERG Cocuite, cuando se deriva la producción del rechazo de 20 MMpcd en el punto de venta Piedras Negras hacia el GDTO de 16”Ø Cocuite -TE Playuela, el sistema Lizamba eleva la

presión para poder enviar esta producción y cuando se alcanza el equilibrio, la presión de cabeza de los pozos se incrementa, disminuyendo así la producción por operar los estranguladores en flujo subcrítico.

Solución del problema

Para ambos casos de operación del sistema la variable de presión es la que se mueve, ocasionando con ello represionamiento en el sistema, esto ocasiona elevación de la presión en la fuente para alcanzar el equilibrio, pero debido a que lo que se trasporte es gas, este por naturaleza es compresible y a menor presión baja la capacidad de trasporte de los ductos y a mayor presión la incrementa, pero en ambos casos los pozos por deducción a mayor presión en la cabeza menor producción aportan, es decir, si la fuente de energía de presión del sistema fuera fija el incremento de presión no afectaría la producción, es por ello que para los campos con presiones cercana a la de operación del sistema (1200-1300 psig), se están instalado estaciones de compresión para dar la energía de presión requerida al sistema de transporte y prolongar así la vida fluyente de los pozos incrementando el factor de recuperación de los yacimientos.

Conclusiones

En base al análisis efectuado a los 2 escenarios de operación, se concluye que:

• Las condiciones actuales de operación de estranguladores de los pozos del Campo Lizamba están operando en flujo subcrítico, de tal manera que los represionamientos en el sistema modifican las producciones, ocasionando diferida.

• Para el escenario 1, el sistema eleva la presión en forma integral para alcanzar a llegar a 950 psig en el Injerto Playuela, ocasionando con ello elevación en la presión de la cabeza de los pozos de los campos mas alejados a este punto de venta, dando como resultado disminución de producción en los pozos.


Tabla 3. Condiciones de operación del sistema del caso base modelo y escenario de rechazo de 20 MMpcd en el punto de venta Piedras Negras.

535353

• En el escenario 2, al dejar de enviar el volumen de gas de 20 MMpcd al punto de venta Piedras Negras, se deriva este volumen hacia el Injerto Playuela, represionando para aumentar la capacidad de transporte en el GDTO de 16”Ø Lizamba-Cocuite al sistema del campo Lizamba, como los pozos de este campo operan a presiones cercana a la del sistema (1250 psig), y por ende los estranguladores en flujo subcrítico se tiene producción diferida por equilibrio de presiones.

• Estos análisis nos conducen a la planeación en base a los pronósticos de producción de instalación urgente de sistemas de compresión, para dar energía de presión en campos con presiones cercana a la del sistema.

bpd.- Barriles por díaEC.- Estación de CompresiónERG.- Estaciones de Recolección de GasGDTO.- GasoductoMMpcd.- Millones de pies cúbicos por día OGTO.- OleogasoductoPle.- Presión en la línea de descarga.PRG.- Patín de Recolección de GasPsig.- Libras por pulgadas cuadradasPwf.- Presión de fondo fluyendo.Pwh.- Presión en la CabezaPws.- Presión de yacimiento.

Nomenclatura

PV.- Puntos de venta

Qg.- Gasto de gas

SPRP.- San Pablo Rincón Pacheco

Ken Arnold & Maurice Stewart, “Productions &

Operations” Volumen 1. desing of Oil – Handling

Systems and Facilities, Gulf Publising Company,

Houston, London, Paris, Tokyo.

H. Dale Beggs, “Gas Productions Operations” Oil &

Gas Consultants International, Inc., Tulsa. OGCI.

Publications

Kermit, E. Brown & H. Dale Beggs, “The Technology

of Artificial Lift Methods” Volume 1, Inflow,

Performance, Multiphase flow in Pipes, the Flowing

Well. Penn Well Books, Tulsa, Oklahoma, 74112

Francisco Garaicochea Petrirena, Cesar Bernal

Huicochea y Oscar López Ortiz “Transporte de

Hidrocarburos por Ductos” Colegio de Ingenieros

Petroleros de México, A.C. 1991

CRANE, “Flujo de Fluidos en Válvulas, Accesorios y

Tuberías” McGraw-Hill.

Referencias

Egresado del Instituto Tecnológico de Villahermosa en la carrera de Ingeniero Químico, ingresó al IMP en junio de 1992, de esta fecha a 1996 desarrolló diferentes proyectos de campo en el tratamiento químico de: Fluidos de Perforación, Aguas Residuales, Deshidratación y Desalado del Aceite Crudo y Condensados, Incrustaciones Orgánicas e Inorgánicas, Inhibidores de Corrosión, Biocidas en la Región Sur Marina y Norte de PEP. De 1997 a 2001, ha desarrollado proyectos de: Optimización de Proceso de Instalaciones Superficiales de producción, Estabilización del Aceite Crudo, Cuantificación de Pérdidas por Evaporación, elaboración de Manuales de Diseño y Mantenimiento de Instalaciones Superficiales de Producción, Medición Multifásica, Bases de Usuarios para ingeniería de detalle de instalaciones de proceso, de 2002 a la fecha ha construido los Modelos de Simulación de los Sistemas Integrales de producción Pozos-redes-Proceso-Transporte en modo composicional, de los Campos Jujo - Tecominoacán, Rodador y Puerto Ceiba en la Región Sur, y del Sector de Gas Seco y Húmedo en modo Aceite Negro, del Activo Integral Veracruz. Cuenta con experiencia en el uso y aplicación de simuladores de proceso y de pozos. Es autor de una patente de un reactivo Químico Desemulsificante para tratar los Condensados Emulsionados Producidos en el Activo de Producción Macuspana.

Currículum vitae

Ing. Bruno Pérez Chanona



Modelado Geológico del basamento, suroeste del Golfo de México

Juan Rogelio Román RamosLuis Enrique Salomón MoraCarlos Rosas Lara Miguel Cruz MercadoEd BiegertFernando Sánchez Erick BartschDelegación Poza Rica

Introducción

El Cinturón Plegado de las Cordilleras Mexicanas, en el suroeste del Golfo de México, es parte de un tren lineal de estructuras contraccionales que forman pronunciados alineamientos batimétricos paralelos a la línea de costa, Figura 1. Las Cordilleras Mexicanas se interpretan como la parte contraccional echado debajo del cinturón distensivo relacionados a través de un nivel de despegue regional del Terciario Paleógeno, Figura 2. El cinturón plegado de aguas profundas se extiende 200 km y se limita de la plataforma continental a la planicie abisal (Garrison y Martin, 1973 y Worrall y Snelson, 1989). La

formación de las Cordilleras Mexicanas se interpreta como un deslizamiento gravitacional a gran escala, iniciado por el levantamiento y erosión de la sierra hacia el oeste (5-7 km de levantamiento de acuerdo a Gray et al., 2001) que aportó los sedimentos cuya acumulación y subsidencia originó el sistema distensivo. Nuestra restauración palinspática indica que el plegamiento comenzó en el Mioceno medio, alcanzó su máxima expresión en el Plioceno temprano y continúa en la actualidad. Estimamos una extensión-contracción total en las Cordilleras Mexicanas de alrededor de 11%, Figura 3.

Figura 1. Elementos tectónicos del occidente del Golfo de México


555555

Figura 2. Sección sísmica y estructural regional a través del occidente del Golfo de México. La línea de 180 km de longitud ilustra el Sistema Distensivo Quetzalcóatl de la plataforma continental y el Sistema Contraccional de Cordilleras Mexicanas en aguas profundas

Figura 3. Restauración palinspática de la línea sísmica de la Figura 2. La contracción en las Cordilleras Mexicanas está relacionada a la extensión en el área de la plataforma continental. Se indica el porcentaje de la extensión en cada etapa de la deformación.

En contraste con el Cinturón Plegado Perdido asociado a tectónica salina y ubicado hacia el Norte, o los plegamientos de Campeche hacia el Sur, (Figura 1), no hay evidencia de sal jurásica en el área de Cordilleras Mexicanas. La falta de sal en las Cordilleras Mexicanas es resultado de su evolución tectónica, principalmente su ubicación sobre corteza

oceánica generada durante la apertura del Golfo de México.

Es generalmente aceptado que la evolución geológica regional del Golfo de México involucra un modelo simple de dos etapas para la apertura de la cuenca, Figura 4.



Figura 4. Resumen del modelo de evolución de dos etapas del Golfo de México (modificado de Pindell y Kennan, 2002)

La etapa inicial de extensión cortical fue resultado de que la placa Gondwana (específicamente Suramérica), se alejaba de Norteamérica en un sentido relativo NW a SE. Se interpreta que el bloque de Yucatán inició una rotación contraria a las manecillas del reloj durante esta fase. El margen de cizalla, o Transformante Occidental discutido por Marton y Buffler (1994), Ross y Scotese (1988), Bird et al., (2005) y otros autores, generalmente se considera que es el principal límite transformante occidental asociado con la deriva del Jurásico y la rotación del bloque de Yucatán.

Para el fin de esta etapa inicial de apertura, se depositó un gran espesor de sal a lo largo de toda la cuenca.

La segunda etapa consiste del emplazamiento de la corteza oceánica en el Jurásico Tardío, lo cual perduró hasta el Cretácico Temprano. El sector central fue segmentado por varias fallas transformantes oceánicas de dirección NE, las cuales se formaron durante la continua rotación de Yucatán desde el margen de Texas. El bloque Yucatán continuó su rotación izquierda con un eje de rotación en la dirección de Florida.

Datos

Elementos tectónicos e interpretación cualitativa de métodos potenciales

Los datos magnéticos y gravimétricos claves para este estudio fueron adquiridos y procesados entre 1993 y 1999. La sísmica de reflexión 2D, así como los perfiles sísmicos de refracción complementan estos datos.

Los datos magnéticos regionales RTP fueron usados para inferir el tipo y estimar la profundidad del basamento. Los lineamientos y fallas interpretados de la discontinuidad de las anomalías magnéticas mostradas en la Figura 4 de la Estructura Profunda Gravimétrica Magnética, también sirven para definir las características del basamento.

Los datos magnéticos regionales RTP de la Figura 5, proporcionan un panorama e introducción de los elementos tectónicos regionales. Estos datos son esenciales para reconstruir la apertura del Golfo de México, inferir el tipo de corteza (continental contra oceánica) e identificar zonas de volcánicos e intrusivos. Como se discutirá mas abajo, estos datos magnéticos fueron usados para definir la estructura


575757

Figura 5. Datos magnéticos regionales.

regional del basamento y los contrastes necesarios en el modelado integral 2D.

El mapa gravimétrico regional de la anomalía Bouguer, Figura 6, compensado por efectos batimétricos, muestra un fuerte gradiente que se incrementa hacia el mar, lo que indica una somerización del Moho (manto superior) y la transición a la corteza oceánica (ver las áreas rojas). La gran anomalía gravimétrica positiva en el centro del Golfo de México, que se ilustra en la Figura 7, está asociada con corteza oceánica y muestra una buena correlación con la posición del Límite Corteza Oceánica-Continental del modelo cinemático de Pindell y Kennan (2002). Además, el gradiente horizontal total del mapa de gravimetría regional

Bouguer, mostrado en la Figura 8, presenta una mejor definición de los contactos y correlaciona bien con los elementos estructurales de Winker ilustrados en la Figura 9.

De particular interés tanto en el mapa de Bouguer como en el gradiente horizontal es la prominente anomalía gravimétrica positiva en el occidente del Golfo de México asociada con el margen de cizalla y la rotación de Yucatán. Marton y Buffler (1994) y Ross y Scotese (1998) refieren esta zona como la Transformante Principal Occidental. Como se discutirá abajo, nosotros correlacionamos esta anomalía gravimétrica con una zona de corteza continental modificada, marcando una amplia transición entre la corteza continental y la oceánica.

Figura 6. Anomalía gravimétrica regional de Bouguer.



Figura 7. Anomalía gravimétrica regional de Bouguer y elementos tectónicos principales del Golfo de México. La figura muestra buena correlación entre los métodos potenciales y el modelo cinemático de Pindell y Kennan (2002). La línea roja muestra el área del estudio.

Figura 8. Gradiente horizontal total de la anomalía de Bouguer mostrando una buena definición de los contactos entre los elementos de la corteza (ver figura 9 para la interpretación).

Figura 9. Elementos de la corteza en el Golfo de México (Winkler y Buffler, 1988) y el gradiente horizontal total.


595959

Interpretación cuantitativa

Generalidades

Se emplearon la topografía, batimetría, horizontes sísmicos y las mallas del basamento para construir dos modelos bidimensionales a lo largo de secciones sísmicas seleccionadas, que dan un buen panorama acerca de la respuesta gravimétrica de ciertas características geológicas interpretadas en la sísmica. También es extremadamente útil determinar la sensitividad de la estructura profunda contra las densidades/susceptibilidades, usadas durante el proceso de modelado, especialmente cuando la cantidad de datos de pozos es limitada. El resultado del modelado bidimensional puede ser empleado como un punto de calibración inicial, para producir una superficie tridimensional del basamento para estudios posteriores.

La Figura 10 muestra los conjuntos de datos de métodos potenciales primarios usados en el modelado 2D de las líneas sísmicas etiquetadas como 25 y 37. La anomalía de gravedad de aire libre mostrada en la parte superior de la figura, es amplia y positiva hacia el continente, reflejando lo somero del basamento continental. La respuesta disminuye ligeramente en la plataforma continental conforme la profundidad del agua se incrementa gradualmente, y entonces la respuesta decrece enormemente conforme el efecto de la batimetría domina.

Interpretamos el límite corteza oceánica-continental como la continuidad de la transición verde-azul en el mapa gravimétrico. El mapa presenta las dos líneas sísmicas modeladas en este estudio en conjunto con los datos de refracción, lo cual proporciona la profundidad estimada del basamento y el Moho. Estos datos posicionan la corteza oceánica en el área exterior indicada.

Una fuerte anomalía gravimétrica, cercana a la costa, con un lineamiento norte-sur ligeramente asociada con la transformante de cizalla, es claramente evidente en la anomalía gravimétrica mapeada. Interpretamos esta característica como una zona de material mas denso representando la corteza transicional modificada entre las cortezas continental y oceánica reales.

La respuesta magnética RTP continental y cercana a la

costa presente en la parte inferior de la Figura 10, revela anomalías de longitud de onda corta y alta amplitud, indicando la somerización del basamento cercano a la costa con la corteza continental. Estas son reemplazadas costa afuera por anomalías magnéticas de baja amplitud y amplia longitud de onda asociadas, con basamento oceánico más profundo. En el área intermedia, la zona de la transformante de cizalla es marcada por anomalías de longitud de onda intermedias, las cuales asignamos a intrusivos magnéticos.

Figura 10. Mapas de los métodos potenciales usados en la interpretación del área de estudio.



En general, se espera que las anomalías magnéticas de gran amplitud que sobresalen de la variación en la susceptibilidad magnética dentro del basamento, tengan correspondencia con los cambios litológicos intra-basamento. De manera similar, anomalías magnéticas de reducida amplitud podrían esperarse que se asociaran con la estructura en la superficie del basamento o bien con características supra-basamento.

Figura 11. Control del basamento usado en el modelado gravimétrico.

Nuestro mapa combinado del basamento se ilustra en la Figura 11, el cual también presenta la posición de las líneas sísmicas de refracción profunda sobre la corteza oceánica y las dos transversales usadas en los modelos 2D. Los números en las líneas de refracción indican la profundidad del basamento y la profundidad del Moho en kilómetros. Estas profundidades estimadas del basamento fueron usadas para construir el modelo gravimétrico como se discutirá a continuación.

Modelado 2D y análisis de sensibilidad

Con el propósito de construir el modelado gravimétrico e inferir la estructura de corteza más profunda, es necesaria una estimación cuantitativa de la profundidad del basamento. Tales estimaciones de la profundidad del basamento fueron deducidas de los datos magnéticos RTP, construidos con el control del basamento a partir de pozos perforados, control de sísmica de refracción marina y el picado del

basamento de los datos sísmicos del área de estudio. A manera de ilustración, la Figura 12 muestra la cubierta sedimentaria y el control del basamento a lo largo de la línea 25 convertida a profundidad que fue usada en nuestro modelo gravimétrico. Las densidades de los sedimentos fueron tomadas de los registros de pozos. Un control similar fue usado para la línea 37.

Figura 12. Línea sísmica usada para integrar los horizontes someros al modelado gravimétrico.


616161

Tomando este control como guía, usamos la anomalía de gravedad de aire libre para obtener un modelo de la profundidad de la discontinuidad de Mohorovicic o Moho, el límite que separa la corteza del manto. En términos sísmicos, este límite generalmente se interpreta para destacar el nivel donde la velocidad de la onda P cambia abruptamente de entre 6.7 - 7.2 km/seg en la corteza inferior a 7.6 - 8.6 km/seg en el manto superior. Modelamos tanto la gravedad de aire libre TZ y su primera derivada vertical TZZ para asegurar que calculamos no sólo la estructura

profunda sino también la cubierta sedimentaria. En la Figura 13, los modelos para la línea 25 se presentan en la parte superior de la figura y aquellos para la línea 37 se muestran en la parte inferior. La posición del margen de cizalla (la Zona de la Transformante Principal Occidental) se indica por una línea vertical. Se presentan dos modelos diferentes que se ajustan a la respuesta de la gravedad. La gravedad de aire libre calculada y observada se presenta en la parte superior de cada modelo.

Figura 13. Modelos alternativos de la corteza que ajustan la respuesta gravimétrica (mostrada en la parte superior de la figura). La localización de ambas líneas se ilustra en la Figura 11.

cizalla fuera muy abrupto y la corteza oceánica estuviera sobrepuesta a la continental con una muy pequeña zona de transición; esto es, habría habido muy poca extensión o adelgazamiento de la corteza continental. En este estilo estructural podríamos colocar el Límite Corteza Oceánica-Continental cerca del pico de la gran anomalía gravimétrica positiva correspondiente a la Zona de la Transformante Occidental. Refiriéndonos al mapa gravimétrico de la

Figura 10, esto ubicaría el Límite Corteza Oceánica-Continental a lo largo del lineamiento gravimétrico cerca de donde el texto Zona de Deformación Transformante está colocado. Adoptando este estilo estructural, se coloca una gran parte del área de estudio sobre la corteza oceánica. Con tal zona de transición

Estructura profunda de la zona de la transformante occidental a partir de métodos potenciales

Modelo de la zona de transición abrupta

Invirtiendo el campo de la gravedad para la estructura profunda en los modelos de las líneas 25 y 37 encontramos dos diferentes estilos estructurales que ajustan con los datos gravimétricos observados, tal como se muestra en la Figura 13. Aunque ambos reproducen el campo gravimétrico, sólo un estilo concuerda bien con los otros datos geofísicos.

El lado izquierdo de la Figura 13 describe un estilo estructural que podría presentarse si el margen de



Figura 14. Modelo preferencial de la corteza a lo largo del área de estudio (ver también Figura 13). Tanto los métodos potenciales como lo gradientes térmicos inferidos, sugieren que el basamento en la zona de deformación es principalmente corteza continental modificada por la intrusión de material cortical de mayor intensidad magnética y densidad.

puntual, esperaríamos ver un cambio relativamente abrupto en el carácter de los datos del campo magnético de continental a oceánico, el cual no se observa. Un dato contradictorio adicional, es que el dato de flujo de calor existente no concuerda con este modelo de zona transicional, como se discutirá más abajo.

El estilo estructural que mayormente se ajusta a nuestros datos se ilustra en el lado derecho de la Figura 13, ver también el detalle de la Figura 14. Este modelo no sólo ajusta con el dato de gravedad, sino también predice el carácter correcto de los datos magnéticos observados y es consistente con las estimaciones del flujo de calor cortical.

Modelo de la zona de deformación extensa

El modelo involucra corteza continental hacia el oeste de la gran anomalía gravimétrica asociada con la Zona de la Transformante Principal de Cizalla. El complejo de basamento en la zona de deformación, aparentemente es corteza continental altamente modificada intrusionada con material cortical magnético y de mayor densidad. El flujo de calor debería esperarse mucho más similar al de la corteza continental que el de la oceánica, el cual se ubica más hacia el Este. Las anomalías magnéticas asociadas con los intrusivos en esta zona son grandes y tienen longitud de onda intermedia, consistente con los datos magnéticos observados. En la Figura 10 colocamos el Límite Corteza Oceánica-Continental en el límite exterior de la gran anomalía gravimétrica definiendo el margen de cizalla en la transición entre los colores verde y el azul del mapa (esto concuerda muy bien con el dato del flujo de calor).

Discusión

El margen de cizalla o Transformante Principal Occidental discutida por Marton y Buffler (1994), Ross y Scotese (1988) y otros, generalmente se interpreta que ha acomodado la apertura del Golfo de México conforme Yucatán giró en sentido contrario a las manecillas del reloj desde la actual costa de Texas y Louisiana, alrededor de un polo de rotación cerca de Florida, (Figura 9). La zona de la transformante y el centro de adelgazamiento aparentemente se

interpretan en los datos de gravedad y magnéticos presentados anteriormente.

Los posibles efectos termales de este límite tectónico incluyen: (1) un componente radiogénico desconocido del flujo de calor relativo de la composición de la corteza en la zona de cizalla y (2) el incremento en el flujo de calor como resultado de la intrusión magmática.


636363

Aunque algunos límites transformantes pueden estar caracterizados por zonas de transición abrupta que separan la corteza continental de la oceánica, nuestro análisis sugiere que la Zona de la Transformante Principal Occidental no es un límite discreto. De hecho, nuestro análisis indica que es más común tener una extensión lateral considerable, como se ilustra en la Figura 15, lo cual compara los datos de gravedad de nuestra área de estudio a aquellos del posible análogo.

Figura 15. Comparasión de la Transformante Occidental con un posible análogo para la corteza, la Placa Exmouth, costa afuera del Noroeste de Australia (Lorenzo et a., 1991). Ver también la Figura 14 para el modelado gravimétrico en el área de interés.

El modelado gravimétrico 2D a lo largo de la anomalía del NW de Australia, sugiere que la densidad cortical apropiada para ajustar con la firma gravimétrica, es una que comparta una composición mixta continental (siálica) y oceánica (máfica), (Figura 15). Las hipótesis para el origen de esta composición mixta varían, pero el modelo mas común es que la zona de cizalla acomoda el movimiento transtensional, la extensión de las fracturas en la corteza (continental) original, provee la debilidad suficiente para la intrusión de múltiples diques máficos, radiando desde el manto. El resultado es que habrá menos minerales radiogénicos (Potasio, Torio, etc.) en esta corteza en relación a la “típica” corteza transicional que subyace la mayoría de los márgenes continentales.

El margen de cizalla de la Placa Exmouth en la Costa Noroeste de Australia descrito por Lorenzo et al. (1991), tiene una respuesta gravimétrica muy similar. Una zona cortical debilitada a lo largo de la zona de cizalla, debería facilitar una actividad ígnea intrusiva extensa, produciendo un complejo de basamento cristalino altamente intrusionado de corteza continental modificada y adelgazada, enriquecida por material de mayor densidad y profundidad.

Esta evidencia fue explorada proveniente del flujo de calor actual, para el área de estudio a partir de las estimaciones históricas de la corteza. El flujo de calor modelado fue simulado hasta que los gradientes térmicos fueran coherentes con las temperaturas de los pozos y en menor grado, las medidas superficiales del flujo de calor. Los resultados del modelo de cuencas son consistentes con los datos observados. La evidencia termal superior, presta soporte adicional a nuestra hipótesis de que la Transformante Principal de Cizalla Occidental, no constituye un límite abrupto entre los basamentos continental y oceánico, pero además involucra una amplia zona de corteza continental enormemente modificada, (Figura 14).



Gray, G. G., Pottorf, R. J. Yurewicz, D. A., Mahon, K. I., Pevear, D. R. y Cuchla, R. J., 2001, Thermal and chronological record of syn- to post-Laramide burial and exhumation, Sierra Madre Oriental, en Bartolini, C., Buffler, R. T., y Cantu-Chapa, A., eds., The western Gulf of Mexico Basin: Tectonics, sedimentary basins, and petroleum systems: Memoria AAPG 75, pp. 159-181.

Jacques, J. M., y Clegg, H., 2002, Late Jurassic source rock distribution and quality in the Gulf of Mexico: Inferences from plate tectonic modeling: GCAGS Transactions, v. 52, pp. 429-439.

Lorenzo, J., Mutter, J.C., and Larson, R.L., 1991, Development of the continent ocean transform boundary of the southern Exmouth Plateau: Geology, v. 19, p. 843-846

Marton, G., y R. T. Buffler, 1993, Application of simple-shear model to the evolution of passive continental margins of the Gulf of Mexico Basin: Geology (Boulder), v. 21, pp. 495-498.

Marton, G., y R. T. Buffler, 1994, Jurassic Reconstruction of the Gulf of Mexico Basin: International Geology Review, v. 36, pp. 545-586.

Pindell J., y L. Kennan, 2002, Tectonic Analysis Ltd., Exploration Framework Atlas Series Volume 4: Mexico and Gulf of Mexico.

Reed, J. M., 2001, Cretaceous to Recent rifting in the Gulf of Mexico basin: GCAGS Transactions, v. LI, pp. 273-283.

Ross, M. I. y C.R. Scotese, 1988, A hierarchical tectonic model of the Gulf of Mexico and Caribbean region, Techtonophysics, v. 155, pp. 139-168.

Winker, C. D., y R. T. Buffler, 1988, Paleogeographic evolution of early deep-water Gulf of Mexico and margins, Jurassic to Middle Cretaceous (Comanchean): Boletín AAPG, v. 72, pp. 318-345.

Worral, D. M., y Snelson, S., 1989, Evolution of the northern Gulf of Mexico wth emphasis on Cenozoic growth faulting and the role of salt, en Bally, A. W., y Palmer, A. R., eds., The Geology of North America -An Overview: Boulder, Colorado, Geological Society of America, v. A, pp. 97-138.

Conclusiones

Bibliografía

La integración de datos de subsuelo revela nuevos conceptos en la estructura profunda del Límite Corteza Oceánica-Continental en un margen de cizalla (La Transformante Principal Occidental de Marton y Buffler, 1994, y Ross y Scotese, 1988)

La evidencia tanto de métodos potenciales (gravimétricos y magnéticos) y el Modelado de Cuencas (al inferir los gradientes térmicos de la corteza), indica que el complejo del basamento en la Transformante principal Occidental aparentemente es un cinturón amplio de corteza continental modificada intrusionada con material cortical magnético y de mayor densidad.

En vista de respuestas gravimétricas y térmicas similares, la Placa Exmouth Costafuera al Noroeste de Australia (Lorenzo et al., 1991), es sugerida como un posible análogo tectónico para la Transformante Principal Occidental.

De acuerdo con nuestro modelo, la corteza oceánica se ubica hacia el Este de la Zona de Deformación de la Transformante Principal Occidental, lo cual puede tener implicaciones favorables en los Sistemas Petroleros en el área.

Bird, D. E., S. A. Hall, y J. F. Casey, 2005, Gulf of Mexico tectonic history: Hotspot tracks, crustal boundaries, and early salt distribution: Boletín AAPG, v. 89, n. 3, pp. 3111-3128.

Buffler, R. T., 1991, Seismic Stratigraphy of the deep Gulf of Mexico basin and adjacent margins, en A. Salvador, ed., The Gulf of Mexico Basin, Boulder, Co, USA, Geological Society of America, pp. 353-389.

Feng, J., R. T. Buffler, y M. A. Kominz, 1994, Laramide orogenic influence on Late Mesozoic-Cenozoic subsidence history, western deep Gulf of Mexico basin: Geology (Boulder), v. 22, pp. 359-362.

Garrison, L.E., and Martin, R.G., 1973, Geologic structures in the Gulf of Mexico basin: U.S. Geological Survey Professional Paper 773, 85 p.


www.aipmac.org.mx

marzo10

Documents

Transcript of marzo10