Retos y avances en el desarrollo y operación de un yacimiento no convencional, "Chicontepec"

Retos y Avances en el Desarrollo y Operación de un Yacimiento No Convencional, "Chicontepec"
II
MEXICO
EN EL DESARROLLO Y OPERACIÓN DE UN
YACIMIENTO NO CONVENCIONAL,
"CHICONTEPEC"
ESPECIALIDAD: INGENIERÍA PETROLERA
ANTONIO NARVÁEZ RAMÍREZ
Fecha de Ingreso: 08 de Diciembre de 2011
L
.
Ingeniería Petrolera 1

1
.
e

CONTENIDO
Pág ¡ na
ResumenEjecutivo 5
Introducción 7
Antecedentes de Chicontepec 13
Capítulol. YACIMIENTO
1.1. Pozos estratégicos, extensión y desarrollo 17
1.2. Sísmica 21
1.3. Registros de Pozos 23
1.4. Petrofísica 24
1.5. Toma de información de Ingeniería 26
1.6. Matriz de Jerarquización de Localizaciones 27
Capítulo 2. DESARROLLO DE PROYECTOSTECNOLÓGICOS
2.1. MacroperasAutosustentables 31
2.2. PozosMultifracturados 34
2.3. HectáreaMultifracturada 41
2.4. PruebasPiloto 44
2.4.1. Inyección de Agua 45
2.4.2 Inyección de Dióxido de Carbono, CO 2 50

Capítulo 3. INICIATIVAS EN POZOS E INFRAESTRUCTURA
3.1. Iniciativas en Diseño de Pozos 53
3.1.1. Perforación 53
3.1.2. Terminación 59
3.1.3. TerminacionesEspeciales 61
3.1.4. Refracturamientos 62
3.2 Productividad de Pozos 63
3.3. ReparacionesMayores 69
3.4. Infraestructura de Producción 71
3.4.1. Módulo de SeparaciónPortátil 72
3.4.2. Chicónmetros 73
3.4.3. Comandos Operativos 75
Capítulo 4. Estrategias de Gestión del Proyecto y Cultura No Convencional 77
4.1. Cuadernos de Gestión 78
4.2. Grupos de Productividad 80
4.3. Los Fantásticos 81
4.4. Centro de Monitoreo 83
4.5. Cultura no convencional 85
4.5.1. Padrinos y Ahijados 85
4.5.2. Generando la Identidad del Equipo Chicontepec 86
Logros y Retos 89
Visión Futura 91
Conclusiones 93
Agradecimientos 94
Semblanza Candidato 95

Retos y Avances en el Desarrollo y Operación de un Yacimiento No Convencional, Chicontepec"
RESUMEN EJECUTIVO
Los proyectos de extracción de petróleo son de gran complejidad desde la delimitación
y caracterización de los yacimientos, el diseño de pozos, la ejecución de la perforación
y la terminación de pozos, mientras se coordina su incorporación a producción
mediante la infraestructura de separación y compresión de gas, para su
comercialización, posteriormente mantener la productividad de pozos mediante
actividades de optimización, así como reparaciones mayores y menores, sin descuidar
el mantenimiento de las instalaciones, representando un gran esfuerzo de coordinación
y seguimiento de diferentes actividades, las cuales permitan dar una atención integral
al desarrollo del proyecto.
Cada proyecto es diferente, sin embargo la prioridad del desarrollo es hacia
yacimientos con condiciones que permiten la perforación de pozos con buenas
producciones, utilizando tecnologías comunes y que no requierande nuevas estrategias
para mantenerlos fluyentes por periodos mayores de tiempo.
Existenproyectos considerados "No Convencionales", en los que su explotación,
además de todos los retos involucrados, requieran de acciones que permitan vencer
la complejidad del yacimiento para lograr pozos con producciones rentables, así
mismo de un seguimiento y análisis continuo, del cual se deriven diferentes acciones
de ingeniería para optimizar su producción.
La administración de estos yacimientos requiere una filosofía de operación diferente, la
cual debe de considerar:
Optimización de la perforación y terminación de pozos
Aseguramiento de la sustentabilidad Ambiental
Adoptar un modelo de Negocio Flexible para su desarrollo integral

Actualmenteen México, se está desarrollando unProyecto No Convencional
-Paleocanal "Chicontepec"-, el cual estáconsiderado como la reserva más grande de
petróleo en nuestro país y el Activo Integral Aceite Terciario del Golfo (AIATG) es el
encargado de asumir el reto de administrarlo para la explotación de este recurso.
En la primera etapa del proyecto (2008-2010) se efectuó una gran actividad de
perforación y terminación de pozos, a partir del segundo semestre de 2010 se definió
una segunda etapa, fundamentada en las siguientes estrategias:
Mantener e incrementar la producción base
Incorporar rápidamente laproducción de nuevas áreasde mayor
productividad(extensión y nuevos desarrollos)
Para mantener e incrementar la Producción Base, se establecieron estrategias para
lograr la operación eficiente de los pozos existentes y la incorporación de pozos
cerrados. Mientras que la incorporación de pozos nuevos se hizo utilizando técnicas
que permitieronobtener pozos con una mejor producción inicial
Así mismo, con la finalidad de optimizar el uso de los recursos, en este Activo, se están
desarrollando múltiples proyectos de ingeniería, enfocados en definir nuevas formas de
explotación y optimización, así comoinfraestructura esbelta, autosustentable y flexible
para el manejo de la producción.
A través de este documento se explican las características del Proyecto y las acciones
implantadas para su Administración, las cuales tienen por objetivo principal convertir a
"Chicontepec" en un proyecto ejemplar de extracción de crudo mediante el desarrollo
de nuevas prácticas.

INTRODUCCIÓN
"Chicontepec",es un proyecto de alta complejidad debido a la topografía de la región y al
tipo de Yacimiento (Capítulo 11 considerado "No Convencional", por sus características
petrofísicas (baja permeabilidad) y la relativa baja presión. Sin embargo,buscando perfilarse
como el primer proveedor de hidrocarburos en el país para los próximos 25 años,
"Chicontepec" ha impulsado el Desarrollo de Provectos Tecnológicos (Capítulo 2) e
Iniciativas en Pozos e Infraestructura (Capítulo 31, ha coordinado niveles de
actividades y logrado crecimientos nunca antes vistos en México, mediante la implantación
de Estrategias deGestión del Proyecto y una Cultura No Convencional (Capftulo 4).
Dentro de las estrategias fundamentales del Activo, se encuentra el mantener la Producción
Base, mediante la operación eficiente de los pozos existentes e incrementarla con la
reincorporación de los pozos cerrados. Otra estrategia que enmarca este proyecto es la
perforación de nuevos pozos en las zonas de mayor productividad y bajo riesgo.
Desde el segundo semestre del 2010, se logró disminuir considerablemente la declinación de
los pozos en operación mediante la creación de grupos de especialistas dedicados a estudiar
su productividad, además, de iniciar una campaña intensa de medición de la producción y
de la implementación de un centro de monitoreo con el cual se pueda observar las 24 horas
de los 365 días del año las principales instalaciones, ductos y pozos del Activo, entre otras
estrategias. Antes de implementar estas mejoras operativas, se tenían factores de
declinación mensual del 8 y 10% y actualmente el factor oscila del 2 al 4%.
Como resultado de estas iniciativas, durante el 2011, se han ejecutado más de 1,970
actividades relacionadas a la operación de pozos, como son: optimización de pozos
fluyentes, instalación y optimización de sistemas artificiales, limpiezas de pozos,
refracturamientos, inducciones químicas, etc.
A continuación se presenta la evolución de las principales actividades de 2010 a 2011,
derivado del cambio de estrategia cuyo objetivo fue establecer un balance adecuado de
actividades:

58327IiiiirE F M A M J JA SOND E F M A Mii AS
20102010
4
E F M A M J JA SOND E F M A Mi JA 5
2010: 438
jrforaciones 2011: 320
3,15 tL H
ilhIIE F M A M J JA SOND E F M A M J J AS
2010
2010: 744
Terminaciones 2011: 371
2010: 228 2010: 188
Rep. Mayores 2011: 195
Conversión BM 2011: 359
2010: 172 2010: 383
Reacondicionamiento 2011: 227 inducciones Mecánicas 2011: 1,666
BM
E F M A M J JA SONO E F M A Mii AS
2010
E F M A M J JA SONO E F M A M J J AS
2010
2010: 113
Refracturamientos 2011: 165
2010: 187
Limpiezas 2011: 442
4h25 648IIIIIlIJrE F M A M J JA SOND E F M A MII AS
2010
Figura A.1. Evolución de Actividad 2010-2011

Como se puede observar en las gráficas, las perforaciones y terminaciones en 2011, se
redujeron a la mitad respecto a la intensa actividad efectuada en 2010,en cambio las
actividades de Optimización de pozos, como son conversión a Bombeo Mecánico,
Reacondicionamiento a Bombeo Mecánico, Inducciones Mecánicas, Refracturamientos y
Limpiezas se incrementaron drásticamente.
Este cambio en la estrategia de explotación ha permitido incrementar la producción de
aceite hasta en65 mil bpdal cierre de octubre de 2011, como se muestra en la
siguiente gráfica:
66,000
62,000
58.000
54,000 --
50,000
46.000
42,000
38,000
34,000
30.000
26,000
ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic ene feb mar abr may jun jul ago sep oct
Figura A.2. Evolución de Producción 2010-2011
De forma paralela e intensa, se ha incursionado en nuevas formas de operación, enfocadas
en maximizar el uso del gas proveniente del yacimiento, como es el caso de las Macroperas
Autosustentables, las cuales utilizan el gas de formación para abastecer los motores,
compresores y generadores de energía eléctrica, así como inyectar gas a los sistemas de
bombeo neumático, y el excedente enviarlo a un centro de procesamiento. El uso de estas
prácticas ha incrementado la producción de aceite, mejorado el uso del gas de formación y
reduciendo la quema del mismo.

Por otra parte, en la búsqueda de nuevas y mejores tecnologías que permitan incrementar
la productividad de los pozos y reducir costos, Pemex inició durante 2009, actividades en 5
Laboratorios de Campo, en los cuales, de forma conjunta con sus aliados tecnológicos se
encuentra evaluando más de 80 iniciativas estratégicas.Siendo responsabilidad de la
administración el impulso de las iniciativas adecuadas en busca de incrementar la
producción.
El porque?
Pasado
El medio
Presente
Que esperamos?
Futuro
Se visualiza a los Laboratorios de Campo como un medio
para definir la estrategia de explotación que permita alcanzar
un futuro más promisorio con la aplicadón de soluciones
integrales
LC AIeman
La implantación de los LC busca
replantear las iniaatvas de solución
tradicionales, bajo las premisas de:
Mejores prdcvcas.
• Seleccion detecnoiogias adecuadas.
• niciativasorientadasa reducircostos.
Transmisión yasimilación de conocimiento.
Los Laboratorios de Campo están
encaminados a cruzar la brecha
existente entre "el como se hace" y "el
como se debe hacer".
Figura A.3. Laboratorios de Campo en AIATG
En el mes de junio del presente año, una de las iniciativas promovidas, fue la que se efectuó
en el pozo Corralillo 629, en el cual se realizó una terminación múltiple (11 intervalos), los
cuales fueron fracturados con fluida visco elástico libre de polímero y usando bolas
biodegradables. Como resultado de esta intervención se obtuvo un gasto inicial de 1,150
bpd,el cual se han mantenido hasta el día de hoy. De forma similar se han ejecutado 16
intervenciones, teniéndose resultados muy favorables con gastos iniciales superiores a los
300 bpd. Para el resto del año se contempla aplicar esta tecnología en 40 pozos más.

Todas estas estrategias han permitido que el Activo alcance una producción de 65 mil bpd,
lo cual significa un incremento superior al 150% desde su creación en el 2007, además,
considerando las iniciativas tecnológicas relacionadas con la inyección de vapor, hectárea
fracturada, inyección de agua, inyección de CO2, se tiene la confianza de alcanzar la meta
de producción anual de 75 mii bpd para diciembre de este año y los compromisos de
producción multianuales que el México requiere.
"Chicontepec", es un proyecto de largo plazo que requiere de nuevas tecnologías e ideas,
sin embargo la parte más importante en el aseguramiento de su futuro,será siempre su
gente y el compromiso adquirido con cada acción, así como su responsabilidad social y
ambiental, procurando la sustentabilidad no solo del Proyecto, sino de las comunidades que
coexisten con él.
[j

.
.

ANTECEDENTES DE CHICONTEPEC
Actualmente, el "Paleocanal Chicontepec" representa más del 29% de las reservas
probadas de hidrocarburos del país y el 81% de las de la Región Norte.Es uno de los
yacimientos más importantes de México y por lo tanto uno de los mayores retos para
Petróleos Mexicanos. A continuación se describen sus principales antecedentes:
La presencia de hidrocarburos se conoce desde 1926, cuando las compañías "El
Águila" y "Stanford", perforaron pozos con objetivo Cretácico, ahí se detectaron
areniscas con manifestaciones de hidrocarburos, los cuales se consideraron
comopozoseconómicamente no rentables. Durante el desarrollo del campo Poza Rica,
en mayo de 1935, con la prueba de producción efectuada en el pozo Poza Rica-8, se
confirmó el potencial de hidrocarburos de la Formación Chicontepec.
Posteriormente entre los años 1952 a 1963, al perforarse pozos con objetivo Jurásico
en los campos de los Distritos de Poza Rica y Cerro Azul, se manifiestó nuevamente la
presencia de hidrocarburos en formaciones arcillo-arenosas del Terciario, pero debido
a su baja permeabilidad no se consideró rentable su explotación.
Fue entre los años de 1963 y 1970, cuando los pozos de los campos Presidente
Alemán y Soledad,habían dejado de fluir en la Formación Tamabra,se realizaron
reparaciones mayores enlas arenas de la Formación Chicontepec.Basados en los
resultados de estas intervenciones, así como en el éxito obtenido en los pozos con
objetivo Eoceno Inferior, los cuales se perforaron en diferentes áreas, se concluyó que
a pesar de no ser pozos de alta productividad, al ser pozos someros y de bajo costo en
su perforación, se definió su desarrollo. Así entonces, la explotación comercial de
"Chicontepec", se inició en el año de 1970, con la perforación de seis pozos en el
campo Presidente Alemán.
Mediante estudios sedimentológicos-estructurales, (Busch &Govela en 1974; Filiberto
Cuevas en 1977) al"Paleocanal Chicontepec"se le estimó una longitud aproximada
de 123 km y un ancho de 25 km.
En 1979 la compañía DeGolyer and MacNaughton validó las reservas de hidrocarburos
- en 106 MMMBPCE de OOIP (volumen original en sitio) y en ese mismo año se elaboró

el "Proyecto Chicontepec", en el cual se propusieron diversos escenarios de
desarrollo.Siendo 1980, cuando Petróleos Mexicanos manifiesta su existencia.
En su primera etapa, la producción de aceite se incrementó de 2.5 mbd a 14.3mbpd,
mediantela perforación de 300 pozos en los campos Soledad, Aragón, Coyotes,
Horcones y Soledad Norte, los cuales resultaron productores.
Con la finalidad de contrarrestar la declinación de la producción de 14.3mbpda
9.8mbpd, en el periodo de 1983 a 1991, las actividades se enfocaron en dar
mantenimiento a pozos y a perforar228 de desarrollo en los campos Agua Fría y Tajín.
De 1992 a 2001, después de haber alcanzado una producción máxima de 17.8mbpd,
se observó que la producción declinó al final de este periodo hasta en un 50%.
Con la finalidad de mejorar el conocimiento del subsuelo, en 1998, se realizó un
estudio geológico-geofísico previo a la certificación de reservas, programada con la
compañía DeGolyer and MacNaughton en el año de 1999.Este estudio permitió
sustentar el nuevo valor de aceite in situ (OOIP) de 139 MMMBPCE y una reserva
probable (2P) de 6,500MMBPCE; además, en función de la disponibilidad de
instalaciones superficiales, calidad del aceite (°API), espesor de los yacimientos, índice
de productividad y profundidad de los yacimientos, se identificaron 5 áreas de
oportunidad.
Para el periodo 2002 a 2006, se reactivó la perforación para el desarrollo de los
campos Agua Fría, Coapechaca y Tajín, logrando alcanzar un incremento de
producción de aceite de 27.2mbpd, utilizando nuevas tecnologías para la terminación
y fracturamiento de pozos.
En 2007, se define la creación del Activo Integral Aceite Terciario del Golfo para
atender el desarrollo del Paleocanal"Chicontepec". La estrategia inicial del Activo se
destacó poruna gran actividad de perforación y terminación de pozos del 2008 al 2010,
representando una gran inversión, sin embargo, la producción cerró en 2010 con solo
44.8 mbDd.

A continuación se muestra una gráfica en la cual se evidencia la evolución de la
producción del "Paleocanal Chicontepec":
-64000
62000
60000
2500
58000
56000
54000
52000
50000
48000
46000
44000
42000
2000
40000
38000
36000
34000
-.
¿
1500
32000
30000
2 8000
26000
24000
1000
22000
20000
18000
16000
14000
12000
10000
sw
8000
6000
4000
2000
1 95.) l
1 JI
Q7fl
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Reparaciones mayores en
19831991 202.2006Mantenimiento de y Pec
los campos Pdte.Alemany
Soledad 19711982Perforación
ampcs Soledad
Coyotes
Soledad
POZOS perforac,ony
flfll del proyecto
desarrollodelcampo 1 VV i
y desarrollo Agi.ia Fria y Tajin M
Coapechaca-Tajin
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riArao
-orcones5
00205 del caiipo Agua
lorte
n desarrollo
Agua Fria-
2 08.2010rforacion y desarrolloPe
los campos Corralillo
Furberoy PresidenteAlei
Figura A.4. Comportamiento histórico de producción del Paleocanal Chicontepec.
En una segunda etapa, a nartir de mediados de 2010, se cambió la estrategia del
Activo a un balance adecuado de actividades el cual se ha ejecutado durante 2011,
destacando las actividadesde optimización, las cuales permitieron un bajo monto de
inversión, pero lograron aumentar los volúmenes de producción por pozo.

.

Capítulo 1. YACIMIENTO
1.1. POZOS ESTRATÉGICOS, EXTENSIÓN Y DESARROLLO
1.1.1. Pozos Estratégicos
A la fecha en el Activo, se han perforado 101 pozos denominados estratégicos o de
extensión, este tipo de pozos forman parte de la estrategia de explotación de los
campos y se perforan en las zonas de mayor incertidumbre.
En la siguiente figura se muestra la estrategia de perforación de pozos estratégicos
indicándose en que campos y año.
POZOS PERFORADOS ESTRATEGICOS
12007 12008 bd 2009 U 2010 12011
AGUA FRIA
AGUA NACIDA -
ARAGON
CACAHUATENGO
COAPECHACA
-
-
CORRAULLO
COyOI_
COYOTES -
COYUIA
ESCOBAL
FURBERO
GAlIO
HORCONES
HIJMAPA
MIOUETLA -
PALO BLANCO
PASTORIA t --
PRESIDENTE ALEMAN
REMOliNO -
SOLEDAD -
TAiIN
TENEXCUILA
TLACOWLA ---------------------------------
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20
Figura 1.1. Gráfica de Distribución de Pozos Estratégicos Perforados por Campo
u-

Los objetivos de los pozos estratégicos están enfocados en lo siguiente:
• Reclasificación del tipo de Reservas
• Direccionar la estrategia de Explotación
• Incrementar el conocimiento de las características estáticas y dinámicas del
yacimiento
Durante su perforación y terminación, se adquiere la siguiente información:
• Muestras de canal
• Registro Continuo de hidrocarburos
• Núcleos
• Registros geofísicos especia les
• Pruebas de presión-producción
• Muestras de aceite para análisis PVT
• Muestras de agua de formación para análisis Stiff
Con esta información se confirma la presencia de hidrocarburos y se calibran los
valores de porosidad, Vsh (volumen de arcillas), Sw, Bo, datos muy importantes para
la interpretación de la distribución de la calidad de los yacimientos y evaluar su
potencial productor y reclasificación de reservas. Así también permite la calibración de
los modelos estáticos y dinámicos.
Por cada pozo estratégico exitoso perforado en áreas con reserva posible (3P),
reclasifica a reserva probada 6 localizaciones (un espaciamiento) y reserva probable
12 localizaciones (dos espaciamientos).

1.1.2. Pozos de Desarrollo
El desarrollo en los Campos del Activo, inició en los campos Agua Fría, Coapechaca,
Tajín y en menor grado en Corralillo, debido a un mejor conocimiento del yacimiento y
a la infraestructura de producción disponible; estos campos se encuentran en la parte
centro sur del área del proyecto como se muestra en la siguiente figura:
Figura 1.2. Mapa del Activo en el cual se resaltan las áreas con mayor número de
pozos estratégicos
Con base a los resultados de los pozos estratégicos, de los pozos de desarrollo, lo cual
genera un incremento en el conocimiento del subsuelo y por lo tanto el mejoramiento
de los modelos estático y dinámico de los yacimientos (arenas), la estrategia de
desarrollo se va actualizando siempre teniendo como objetivo la búsqueda de áreas de
mayor productividad, por lo cual recientemente se ha incrementado la actividad de
perforación principalmente en los campos Furbero y Presidente Alemán en la parte
sur, Humapa y Coyula en la parte centro-occidental y centro en el campo Corralillo.

CORRALILLO
COYOL
COYOTES
Del año 2007 a la fecha, se han perforado 1,868 pozos de desarrollo en 18 campos de
los 29 que contiene el proyecto, véanse las siguientes figuras:
POZOS DE DESARROLLO PERFORADOS
12007 12008 íd 2009 92010 12011
COYULA
ESCOBAL
FURBERO --
GALLO
HORCONES
HUMAPA
.
OO 350 400
Figura 1.3. Gráfica de Distribución de Pozos de Desarrollo Perforados por Campo

POZA RICA
PRESIDENTE
- - ALEMAN
1.2. SÍSMICA
Con el objeto de interpretar la presencia y distribución de los cuerpos arenosos de la
Formación Chicontepec, en 1997, se adquirieron 1,202 km de información sísmica 2D.
Con esta información se identificaron las áreas o campos con mayor potencial o índice
de hidrocarburos. En consecuencia y con la finalidad de minimizar el riesgo y
sustentar mejor un plan de desarrollo de sus reservas se vio la necesidad de adquirir
sísmica tridimensional (3D), en el área con reserva posible (3P).
Figura 1.4.- Distribución de líneas sísmicas 2D adquiridas con objetivo Terciario Fm.
Chicontepec.
La sísmica 3D ha sido observada por etapas desde 1999 hasta el 2014. En la figura 2,
se muestra en color amarillo los 3 cubos que ya estaban disponibles antes de que el
proyecto iniciara como Activo, los polígonos en color verdes son cubos sísmicos recién
adquiridos y los cubos en rojo están en programa de adquisición. Actualmente se
cuenta con 5,500 Km2 de información sísmica 3D y para su cubrimiento total es
necesario adquirir 2,700 Km2 adicionales, los cuales se encuentran en programa.

SIM BO LOGIA
Cubos Existentes
Cubos Nuevos
Cubos en Ejecución
Cubos Programados
Figura 1.5.- Ubicación de áreas con cobertura sísmica 3D y sísmica programada
La interpretación y aplicación de la sísmica (3D), permite obtener la geometría y
extensión de los yacimientos, por otra parte, con los atributos sísmicos se
coadyuvaran en la caracterización estática y delimitación de los yacimientos, además,
se pueden actualizar con mayor precisión los modelos estratigráficos y
sedimentológicos, evaluar confiablemente el volumen original de hidrocarburos y
apoyar en la estimación de los diferentes tipos de reservas, finalmente sustenta los
planes de desarrollo. Con la extracción de atributos sísmicos se pueden identificar
rasgos sedimentológicos, distribución de los diferentes tipos de rocas, sus potenciales
características petrofísicas, entre otros atributos.
Con el objetivo de interpretar los horizontes productores que oscilan en un rango de
profundidad entre los 700 y los 2,000 m, se llevo a cabo como complemento a la
sísmica 3D convencional una prueba tecnológica, de sísmica multicomponente. Esta
técnica conocida como 3D3C, aprovecha las ondas sísmicas convertidas
(específicamente, las ondas "P" descendentes que se convierten en ondas "S"
reflejadas ascendentes), con lo cual se logra un mejoramiento en la imagen
estructural, una estimación de la litología, un análisis de anisotropía, una mejor
descripción de los fluidos y el monitoreo de patrones de fracturamiento, todo esto
integrados con la información de los pozos da la oportunidad de identificar áreas de
alta productividad.

1.3. REGISTROS DE POZOS
Los registros adquiridos en los pozos perforados son la representación gráfica de lo
que constituye una medición indirecta de las distintas propiedades de las unidades de
roca atravesadas por dichos pozos, las cuales dependen directamente de la interacción
roca-fluido intrínseca en su sistema poral.
En el desarrollo de campos de Chicontepec la perforación de pozos se lleva a cabo por
macroperas con 1 pozo vertical y 11 a 18 direccionales. Por otro lado normalmente,
después del tubo conductor de 16" que normalmente se inca a 50 m., se utilizan tres
etapas de tuberías de revestimiento desde la superficie hasta su profundidad total.
La siguiente tabla muestra un set típico de registros para un pozo vertical, estratégico
u horizontal:
Etapa
Intervalo (m.d.b.m.r.)
Registros Geofisicos
ade
12 50 500 INDUCCION / SP / RG / SONICO DE POROSIDAD
REGISTROS BÁSICOS:
ARREGLO INDUCTIVO
LITODENSIDAD
NEUTRON
2a 500 1860
REGISTROS ESPECIALES:
RAYOS GAMA ESPECTRAL
SON ICO DIPOLAR
MINERALÓGICO
IMÁGENES
RESONANCIA MAGNÉTICA
REGISTRO DE PRESIONES TIPO SFT
REGISTROS BÁSICOS:
ARREGLO INDUCTIVO
LITODENSIDAD
NEUTRON
32 1860 3137
REGISTROS ESPECIALES:
RAYOS GAMA ESPECTRAL
SON ICO DIPOLAR
MINERALÓGICO
IMÁGENES
RESONANCIA MAGNÉTICA
REGISTRO DE PRESIONES TIPO SFT
Figura 1.6.- Registros Geofísicos

1.4. PETROFÍSICA
Para el desarrollo de un adecuado modelado petrofísico es primordial analizar
integralmente toda la información disponible concerniente a: Registros geofísicos de
pozos, análisis rutinarios y especiales de núcleos, datos de producción, información de
registros de hidrocarburos, así como también de los resultados del modelo geológico;
las secciones de correlación entre pozos, donde se incluyen en los encabezados de los
análisis petrofísicos de cada pozo, las cimas y bases para los distintos cuerpos de
arenas identificados, lo cual nos permite visualizar la continuidad lateral de las arenas
y su comportamiento en términos de producción de aceite, presiones iniciales de
yacimiento y producciones acumuladas.
• Básicos: Gr-Res-
Dens-Neut-Son
• Especiales:
Imágenes-
Resonancia
Magnética
• Petrofísica básica
• Análisis especiales:
[_ XRD,SEM:
Petrografia de
lámina delgada, Iny
Hg y Fotografías en luz
• Resultados de
pruebas de
Dato,:de___ producción
• Producciones
acumuladas
- • Presiones iniciales
• Manifestaciones
• Densidades de lodo
• Cimas y bases de
arenas
• Secciones de
correlación
1
Figura 1.7.- Modelo Petrofísico

La metodología de análisis petrofísico conileva una secuencia de trabajo, donde cada
etapa es un insumo para la siguiente. A continuación se detalla dicha metodología que
es utilizada por el equipo de petrofísicos del Activo:
• Determinación de la resistividad de agua de formación (rw).
• Determinación del exponente de cementación (m).
• Determinación del exponente de saturación (n).
• Determinación de volumen de arcilla (vcl).
• Determinación de la porosidad efectiva (phie).
• Cálculo de saturación de agua (sw).
• Cálculo de la permeabilidad (k).
• Cálculo del espesor neto impregnado (net pay).
• Determinación de tipos de roca.

I.S. TOMA DE INFORMACIÓN DE INGENIERÍA
Dada la alta profundidad de los yacimientos petroleros y debido a que la única
conexión directa con ellos para conocer su comportamiento y evaluar la correcta
explotación de estos es a través del pozo, la toma de información se vuelve un aspecto
fundamental para el óptimo desarrollo de los campos.
La correcta evaluación de la información proporcionada por el yacimiento a través de
las perturbaciones generadas dentro del pozo resulta en la adecuada caracterización de
la roca, de los fluidos contenidos en ésta, de los volúmenes de ambos, del
comportamiento dinámico del sistema roca-fluido y fluido-fluido y de las condiciones
iniciales y actuales del yacimiento. Durante la toma de información es de vital
importancia conocer el rango, la resolución, limitaciones de cada herramienta y de los
sensores, con el fin de diseñar la prueba adecuada a la información que desea
obtenerse y de esta forma poder evaluar correctamente esta información. La
información se toma a través de diversas pruebas de pozo y de muestreo de fluidos.
Pruebas de Pozo. Previo a la toma de registros y pruebas de pozo es necesaria la
calibración del mismo para conocer si el o los intervalos a medir se encuentran libres
de arena o elementos que restrinjan el paso de las herramientas por la tubería. Esta
herramienta es colgada y/o colocada a través de línea de acero. Las pruebas y o
registros que comúnmente se realizan para la evaluación de los yacimientos de
Chicontepec son:
• Registro de producción.
• Prueba de potencial.
• Pruebas de presión.
• Registros de inyección.
• Registros de temperatura.
• Registro de presión de fondo fluyendo y cerrado.
• Registro de presión y temperatura por estaciones.
• Muestreo de Fluido.
• Muestreos PVT.
• Muestreo en superficie.
• Compatibilidad de Agua.
• Pruebas de Miscibilidad.

1.6. MATRIZ DE JERARQUIZACIÓN DE LOCALIZACIONES
Para fortalecer la estrategia de desarrollo de campos, se elaboro en la Coordinación de
Diseño de Explotación (CDE) del Activo, una matriz de evaluación de las localizaciones
a perforar, con esta, se pretende conocer la incertidumbre y el riesgo de cada
localización programada.
Basada en el nivel de "conocimiento", se involucran variables geológicas y de
yacimientos necesarios para evaluar un área, como los son:
• Control estratigráfico (continuidad cuerpos arenosos),
• Calidad del yacimiento(s) (0, k, Sw, netpay)
• Número de arenas,
• Intervalospotenciales a probar
• Gastosinicialesesperados (bpd)
Con el fin de jerarquizar a las localizaciones, se genera con toda la información
disponible (sísmica, secciones de correlación entre pozos, identificación de cuerpos de
arenas en registros geofísicos de pozo, características petrofísicas, resultados de
producción de cada cuerpo en los pozos vecinos, etc.) una evaluación de riesgo, la
cual se basa en el grado de "conocimiento" o bien de información confiable y
disponible, de cada una de las variables, las cuales inicialmente se evalúan de forma
independiente y posteriormente en forma integral. Para su evaluación se utilizan
literales, las cuales representan un rango de valor, tales como: Favorable "F" (> 8);
Alentador "A" (0.51-0.79); Neutral "N" (0.5); Discutible "DI" (0.30-0.49) y
Desfavorable "DE" (< 0.30), mientras que su(s) resultado(s) es representado
mediante la utilización de un código de semáforo o bien: alto, medio y bajo. El valor
del riesgo de la localización, se obtiene de la división del valor 1 (unidad), entre el
resultado de la multiplicación de las variables (inverso).

Matriz
Semáforo
(Riesgo)
•Bajo
Medio
Alto
Abundante rFavorable (F) 1.0.8
2 Adecuado Alentador (A) 0.51-0.79
:H Sufidente (N) 0.5
Insuficiente
INeutral
iscutible (Dl) 0.3-0.49
LPardal esfavorable (DE) 11
4.30
Cuando de la evaluación final se obtienen valores similares, la jerarquización se hace
con base a los días de operación de los pozos vecinos.
Figura 1.8.- Con base al conocimiento de cada variable y aritmética se obtiene en
código semáforo
CONTROL
ESTRATIGRÁFICO
(Continuidad de Arenas) Favorable (F)
Alentador(A) 0.51-0.79F i
A • Neutral(N) 0.5
N Discutible(Dl) 0.10.49
DI
Desfavorable(DE) <0.30_...._
DE
Figura 1.9.- Cada variable se evalúa y se obtiene su riesgo.
SEMAFORO CDEJ R
•
• 4.6
D 8.0
U 15.6
• 37.0
Figura 1.10.- El valor final de riesgo se obtiene y en automático se representa con el
color que le corresponde.

La relación de pozos programados en los programas anuales POT, POA y POFAT, son
jerarquizados, dándole prioridad o los de menor riesgo, mayor gasto y días de
operación, así entonces las estrategias de desarrollo de campos se ven fortalecidas al
igual que los pronósticos de producción.
Se consideran evalúa el riesgo de varios elementos y finalmente se obtiene de las
localizaciones programadas a perforarse y como resultado se obtiene la jerarquización
La jerarquización de las localizaciones se realiza utilizando un sencillo método
estadístico en el cual se involucran las siguientes variables:
La información para evaluar cada una de las variables proviene principalmente de
información primer variable, es sustentada con la secciones de correlación de los pozos
ms cercanos y vecinos, la calidad del yacimiento(s) es información directa de las
evaluaciones petrofísicas realizadas a los mismos pozos que en la variable
antecedente, el numero de arenas con potencial productor se obtiene de la información
geológica.

.

2. DESARROLLO DE PROYECTOS TECNOLÓGICOS
2.1. MACROPERAS AUTOSUSTENTABLES.
Con la finalidad de optimizar la producción de aceite de los pozos y aprovechar el gas
producido en una localización tipo macropera, el Activo actualmente se encuentra
implementando el concepto de Macroperas Autosustentables, siendo unproyecto de
ingeniería que favorece la protección al medio ambiente y la optimización de los
recursos energéticos.
Una Macropera Autosustentable debe ser energéticamente autosuficiente y tiene como
objetivos primordiales los siguientes:
• Incrementar la producción de aceite y gas.
• Ser autosuficiente energéticamente.
• Evitar quema de gas.
• Baja emisión de ruido en equipos dinámicos.
• Operar con equipos modulares y compactos.
• Utilización del gas natural como combustible en equipos dinámicos.
• Reforestación con árboles y vegetación típica regional.
• Uso del gas para operación de sistemas de levantamiento artificial (BN).
Económicamente rentable.
En primera instancia, el concepto de Macropera Autosustentable se basa, en que la
Macropera opere con autosuficiencia energética, para lo cual se crea un circuito local
de bombeo neumático. En este proyecto, los módulos de separación portátil (MSP) son
esenciales para la separación del gas que se utilizará en el levantamiento artificial.
Por otra parte, es de primordial importancia evitar la quema de gas, por lo que el gas
producido, además de ser aprovechado en la operación de pozos con bombeo
neumático, se utilizará como gas combustible en equipos de compresión para el
sistema de bombeo neumático y en motores de combustión interna, los cuales se
emplean para operar motobombas y equipos de bombeo mecánico, en sus diferentes
modalidades.

011ene 31/ene 02/mar 01/abr Olhnay 3lhnay 30un 304U4 29/ego
1,400
1200,
4 abril Inicia
1,000
800
600
400
200
En complemento, la Macropera Autosustentable debe ser atractiva visualmente, lo cual
se realizará mediante la siembra de árboles en los linderos de la Macropera y de pasto
en taludes, así como especies de ornato.
Además del aprovechamiento de gas, el incremento de producción de aceite reditúa en
beneficios económicos, con lo cual el concepto de Macropera Autosustentable es
económicamente rentable.
Actualmente el proyecto se encuentra en un primera etapa de Desarrollo de Ingeniería
y Estudio, siendo implementando en siete Macroperas, las cuales son:
Corralillo 607 Operando
Presidente Alemán 1614 En pre arranque
Coapechaca 24 En pre arranque
Coapechaca 376 En construcción
Humapa 1643 En construcción
Los resultados de optimización de producción obtenidos de las primeras Macroperas
instaladas se muestran en las siguientes gráficas:
Producción Macropera Producción Macropera
Presidente Alemán 1365 (Bpd) Corralillo 624 (Bpd)
1,600
1 1400 25 marzo Inicia
1,200
1,000
800
600
400
200
01/ene 311e,ie 02/mar Ol/abi Olhnay 31hnay 304un 30uI 291ego
Figura 2.1.- Producción por Macroperas

En ambas instalaciones se observa la optimización de producción lograda.
Además, se tienen en estudio 19 Macroperas para determinar las condiciones
operativas y de producción de los pozos para estar en condiciones de definir si
cumplen con los requisitos técnicos de convertirlas al concepto de Macropera
Autosustentable.
El concepto no es exclusivo para implementar el sistema de bombeo neumático, ya
que en caso de tener aceite viscoso, se aplicará bombeo mecánico convencional o de
cavidades progresivas, los cuales es posible operar con generadores de energía
eléctrica que trabajen con el gas producido como combustible en la misma macropera.
Otra ventaja de la implementación de Macroperas Autosustentables, es porque se
evita la construcción de grandes redes de bombeo neumático, ayudando al medio
ambiente ya que la infraestructura requerida es sólo dentro del área de la macropera,
además se evade la compra de grandes áreas para derecho de vía de los gasoductos.
Como se ha explicado, este proyecto está en una etapa inicial, en la que
pretendemos desarrollar concepto de ingeniería más rentable, pero una vez
definido, en la siguiente etapa el objetivo consiste en implementar masivamente este
concepto en todas las Macroperas o localizaciones que cumplan las características
necesarias, estrategia que generará grandes ahorros para el proyecto y minimizará el
impacto ambiental a largo plazo.

2.2. pozos MULTIFRACTURADOS
Esta técnica consiste en el fracturamiento secuencial de más de un intervalo a través
de sistemas divergentes sólidos, que pueden ser esferas biodegradables o esferas de
neopreno y adicionalmente, utilizando fluidos de fractura libre de polímeros, lo cual
inhibe considerablemente el daño a la formación favoreciendo con ello las condiciones
para que el yacimiento fluya sin restricciones causadas por reducción de la
permeabilidad durante la terminación. Justamente la inclusión en esta técnica de
esferas biodegradables y de este tipo de fluidos libres de polímero o energizados
(Binarios), constituyen la principal diferencia a como se utilizaba en el pasado.
Figura 2.2.- Ubicación de áreas con cobertura sísmica 3D y sísmica programada
La técnica de multifracturamiento permite disparar en una sola intervención todos los
intervalos que se desee (múltiples yacimientos) y posteriormente realizar una etapa
de fracturamiento por cada intervalo disparado; entre cada etapa de disparos se envía
un volumen determinado de esferas (bolas) que constituyen los agentes de bloqueo
(divergentes), pudiendo ser biodegradables o de neopreno, son de tipo sólido, con el
objeto de crear restricciones en el área de la formación que se desea fracturar y que
tiene la característica de aceptar fluido más fácilmente.
En este proceso es necesario mantener en todo momento una presión constante de
bombeo, lo cual permite por un lado mantener las esferas ya bombeadas obstruyendo
los intervalos ya fracturados, pero también continuar fracturando el resto de los
intervalos abiertos, una vez terminadas todas las etapas, se fluyen permitiendo la
explotación conjunta de los intervalos productores.

Un factor importante en los resultados de estos fracturamientos es el gradiente de
fractura de la formación de los intervalos intervenidos, ya que de existir una diferencia
entre ellos ya sea por simple diferencia en profundidad o por alguna zona de
geopresión anómala, puede impactar negativamente en algunos intervalos ya sea
porque no admitan o porque se pueda generar un sobre-desplazamiento.
Lo anterior se ha visto reflejado en los resultados de algunos pozos en donde no se ha
logrado la fractura de todos los intervalos disparados, sin embargo, aun con esta
situación, los resultados se consideran superiores en la mayoría de los casos a los
fracturamientos completados en un solo intervalo con gastos iniciales por encima de
los 100 Bpd. (siguiente figura 5.2.2)
-Corr358
120000 - ------------------------------------------------- ---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- Co,r356
Cor,376
¡
1
f -H2O51
1 ¡
-Tj178
1000.00 --------------____________--------------------------------------- -Ren4096
- Re1n4073
- Crr693
-pAleli
800.00 - ------------------------------------- .- ..... ------- -----------.--------
- Cerr694
-
-00rr382
AN1080
-00rr381
- C8rr674
60000
-
08rr647
1 40000 .___
1
0.00-
22/05/2011 23/06/2011 25/07/2011 26/08/2011 27/09/2011 19/10/2011
FECHA
Figura 2.3.- Esta gráfica muestra como en la mayoría de los pozos terminados
mediante la técnica de Multifractura con Sistema de Divergencia Sólida para
Producción Conjunta la producción inicial es muy por encima de los 100 bpd.

Para evaluar el desarrollo de los multifracturamientos se utilizan trazadores radiactivos
adicionados en los fluidos fracturantes que sustentan la arena y posteriormente se
adquiere un registro Rayos Gamma Espectral, el cual brinda información de donde
penetró el apuntalante, así como del ancho de las fracturas. De igual manera se
adquiere posteriormente un registro PLT para obtener información de cuales intervalos
son los que están realmente aportando producción.
En la siguiente figura se puede observar el caso del pozo Corralillo-629 máximo
productor con esta técnica de fracturamiento, en que el cual se obtuvo éxito en casi
todos los intervalos disparados, mientras que en la Figura 3b muestra el caso del pozo
Tajín-178 con 5 intervalos de los cuales 3 fueron fracturados exitosamente, 1
parcialmente y uno no admitió.
Pozo Corralillo-629 Pozo Tajín-178
c
Figura 2.4.A.- Este pozo se multifracturó
con 11 intervalos obteniendo un gasto
inicial de llOObpd y a la fecha ha
acumulado 140,000 bls. en 4 meses
Figura 2.4.13.- Ejemplo de pozo multifracturado con
5 intervalos de los cuales 3 fueron fracturados
exitosamente, 1 parcialmente y uno no admitió.
A la fecha se han terminado 34 pozos utilizando la técnica de Multifractura con
Sistema de Divergencia Sólida para Producción Conjunta. De ellos 16 los ha realizado
el Laboratorio Integral de Campo Corralillo con la Cia. Baker Hughes, y 18 han sido
diseñados por la Coordinación de Ingeniería y Terminación de Pozos del AIATG.

Á21 POZOS fuera det potígono del Laboratorio
AGUA
128
LflLIt!UI
2 36 210 11/07/2011 CALFRAC
7ACDA
A
1080 2
¡---
225
-- - -13f08/2011t
CALFRAC
NACIDA
C0RRALILL0 04 7 336 740 2710112011 BAKER HUGHES
CORRALILLO 356 1 3 30 620 04/08/2011 BAKER HUGHES
ORRMJW *S8Go 320 13/08/2011 BAKERHUGHES
CORRALILI-01 376 0 336 600 17/0012011 OAKER IUGHES
CORRALILLO 464 2 45 18/09/2011 JEATHERF0RD
COVOL 6076 1 260 1100 21,108/20111 CALFRAC
HUMAPA 1766 3 90 J 725 02/0912011 SCHLUMBERGER
"-AHUMAPA 2071 7 264 650 12/07/2011 RÍORD
HUMAPA 4059 4 150 870 17/07/2011 WEATHERFORD
HUMAPA 4017 2 150 870 08109/2011 WEATHERFORD
P. ALEMÁN 1 1603 2 92 780 1510912011 WEATHERFORI)
P. ALEMAN 1811 2 112 1040 17/08/2011 SCHLUMBERGER
*-
P. ALEMAN 1757 5 248 82 06/10/2011 CALFRAC
REMOLINO 4078 3 48 95 25/07/2011 SCHLUMBERGER
TAJIN 178 5 500 950 29107/2011 BAKER HUGHES
16 pozos en Laboratorio Corratitio
Figura 2.5.- Resumen de los pozos multifracturados a la fecha en el AIATG,
mostrando: número de intervalos, gasto inicial, presión, fecha de ejecución
y compañía de servicio que los ejecutó.

Analizando el comportamiento de los pozos, se han podido identificar resultados
positivos en cuanto a producción y la rentabilidad de los pozos, con incrementales de
más del 50% de la producción comparado con esquemas convencionales,
adicionalmente del incremento en valor presente neto debido a la producción
temprana; minimizando las intervenciones futuras y por consiguiente costos totales en
la vida productiva de un pozo.
El incremento de producción efectivo generado por los multifracturamientos realizados
la fecha asciende a los 8,851 barriles de aceite.
En estos yacimientos de baja permeabilidad se realizan 10, 20 o más etapas de
fracturas con la finalidad de incrementar el área de contacto con el yacimiento para
obtener altos gastos iniciales y un mayor factor de recuperación. Para incrementar
aún más el área de contacto, se están aplicando técnicas de Fracturamiento
Simultáneo, Alternado o Secuencial.

Retos y Avances en el Desarrollo y Operación de un Yacimiento No Convencional, "Chícontepec"
Los Fracturamientos Simultáneos
consisten en la estimulación de las etapas FracturamientosSimultáneos
de dos o más pozos horizontales al mismo Modificación de Esfuerzos
tiempo, utilizando el mismo set de
fracturas.
El fracturamiento tipo cierre (Zipper Frac),
es el fracturamiento alternado de una
etapa de fracturamiento en un pozo y otra
etapa en el otro, utilizando el mismo set
de fracturas.
Figura 2.7.- Fracturamientos Simultáneos
Modificación de esfuerzos
En el Fracturamiento Secuencial, se estimula todas las etapas de uno de los pozos e
inmediatamente todas las etapas del otro, en un periodo de tiempo lo suficientemente
corto para aprovechar los efectos de la modificación de esfuerzos. En este caso se
utiliza también un solo equipo de fracturamiento. El Fracturamiento de múltiples pozos
paralelos ha sido probado con buenos resultados aprovechando los esfuerzos creados
por el fracturamiento de una etapa para desviar la dirección de otra etapa de fractura
e incluso incrementar la complejidad en subsecuentes etapas de fractura. El efecto fue
reportado por Warpinski (1989) como la alteración del esfuerzo de fracturamiento
donde una dirección fue modificada por una fractura previa en el área.
Los requerimientos de los candidatos para operaciones simultáneas o secuenciales no
están bien definidos. La mayoría de las compañías que han usado este proceso en
Shales han presentado buenas respuestas de producción, sin embargo; las distancias
entre los pares de pozos están en el orden de los 300 m o menos, con casos extremos
de 450 m de separación. La máxima distancia depende del tiempo entre facturas, la
formación específica, los esfuerzos iniciales y posteriores a la fractura y el trabajo
relacionado a esfuerzos de fracturas inducidas que pueden estar asociados al volumen
de fluido, gastos de bombeo y métodos de divergencia.

Grigg, 2008, observó algunos pozos y calculó que el incremento de producción
consecuencia de fracturamientos Simultáneos o Secuenciales es en promedio de 30%
por 2 pozos simultáneos y 30% adicional para 3 pozos simultáneos. La fragilidad de la
lutita influye para lograr el éxito del fracturamiento simultáneo. No pareciera haber
mucha diferencia entre el fracturamiento simultáneo y el secuencial o Zipper Frac.
A través de la combinación de estas tecnologías se ha logrado obtener incrementos
significativos en la producción y recuperación en los diferentes yacimientos no-
convencionales como Barnett, Bakken, Eagle Ford, Woodford y otros. A continuación
se muestra el incremento de producción en un área de BakkenShale:
.4
Múltiples etapas de fractura
First Hybrid Well - 650 BOPD /
First Plug & Peri Well - 725 BOPD
Aceite Número de Pozos
S2005 3/24/7006 1011012006 4128/2007 /1/14(2007
Fecha
9000
8000
7000
di 6000
5000
4000
.2 3000
U)
Q 2000
1000
'1
1712008
80
70
60
U)
o
50
CL
40 w
30
10
O01112008 12/18
Figura 2.8.- Incremento de Producción en un área de BakkenShale
La perforación de pozos horizontales en el Paleocanal de Chicontepec se inició en el
año 1991 en el Campo Agua Fría, posteriormente en 2007, en el Campo Coapechaca,
entre los años 2008 y 2009 se perforaron los pozos horizontales en los campos:
Soledad 408, Soledad 438, Soledad 693 y Presidente Alemán 2484H; recientemente,
se perforaron los pozos Coyotes 423 y Presidente Alemán 1565, donde se utilizó la
técnica de terminación con tubería cementada, el primero de ellos se terminó de
forma exitosa con cinco (5) etapas de fractura, y el segundo se encuentra en
ejecución para el cual se tiene programado realizar siete (7) etapas de fractura con 3
clusters ¡etapa, es decir 21 fracturas.

CYLA-1 623
CYLA-1 662
CYLA-1 682.
ESO-298
_oc. ESO-197
ESO-1 95
ESO-238
MESO 107
9
2.3. HECTÁREA FRACTURADA
El Proyecto "Hectárea Fracturada" contempla la perforación de dos pozos horizontales
paralelos en la unidad Pechi B de la Formación Chicontepec, se estima realizar
múltiples fracturas a lo largo de la sección horizontal con la finalidad de incrementar
masivamente el área de contacto con el yacimiento, lo cual permitirá drenar zonas del
yacimiento inaccesibles por los pozos convencionales y así obtener un incremento
significativo en la producción, dejando el mínimo volumen de aceite residual.
Arena Objetivo: Pechi_B N
Coyulal623
Coyuta 1662 1
Coyula 1682
Coyula 1663
Escobal 298
Escobal 238
Escoballl9
Figura 2.9.- Trayectoria de los pozos horizontales
programados en la Hectárea Fracturada. Perfil sísmico,
configuración estructural y propuesta de zonas de fracturamiento.
Con el proyecto de "Hectárea Fracturada", será la primera vez que se prueba la
técnica tipo cierre (Zipper Frac) en México.
Para el diseño de la perforación y terminación de estos pozos se tomaron en cuenta
los siguientes aspectos:
• Orientación de los Pozos.
• Espaciamiento entre pozos.
• Espaciamiento entre fracturas.

En cuanto a la orientación de los pozos se dispone de información de microsísmica,
registros y núcleos registrada en varios pozos a lo largo del Paleocanal de Chicontepec
indicando la dirección preferencial de los esfuerzos, las trayectorias se ubicaron de tal
forma de realizar fracturas transversales, es decir de forma perpendicular a los pozos.
Tajin-61 y Tajin-62 (2003)
Mullateral Coapechaca-439 (2007)
Coyotes 461-465-481 (2008)
/
t- rk/]
1OS3III $i1IiøUliI ~~u~X(mUfl
.== 1
• 1-
Figura 2.10.- Microsísmica de Tajín-61 y Tajín-62
Para el espaciamiento de los pozos horizontales se consideró la propagación de
las fracturas obtenido del modelo Geomecánico donde se realizó un modelo de
elementos finitos para determinar el inicio y la propagación de las fracturas, se estima
realizar un espaciamiento entre fracturas no mayor a 80 m.
Length of 5% damage value:
30m in x-direction, and 24m in
y direction.
Figura 2.11.- Espaciamiento de Pozos Horizontales
Finalmente, se realizó un modelo de simulación para estimar laproducción vs
número de fracturas así como los parámetros económicos de Valor Presente Neto y
Eficiencia de Inversión.

45
. 40
35
30
25
e 20
U)
eL 15
CL
o
o
0 2 4 6 8 10 12
No Etapas de Fractura ¡ Pozo
Figura 2.11.- Simulación para Evaluar Etapas de Fractura
Considerando lo anterior se tiene estimado realizar 10 etapas de fracturas/pozo, entre
2-3 cluster/etapa, es decir 20-30 fracturas por pozo, 40-60 fracturas transversales en
total. Para la terminación se tiene contemplado el uso de la técnica RapidFrac para
realizar las múltiples fracturas a lo largo de la sección horizontal, siendo esta técnica
más agresiva que las utilizadas en el pasado buscando obtener mayor producción
inicial y una plataforma considerable de producción estabilizada.
CYLA-1 623
CYLA-1 662 M-YLA 1663
CYLA-1682 CYLA-1663
ES0298
oc. ESO-197
'Loc. ESOIO5
M-€89 107
i
¿
238
g
- Figura 2.12. Pozos Horizontales Proyecto Hectárea Fracturada con Múltiples
Fracturas.(Pozos Escobal- 195 y Escobal- 197)

2.4. PRUEBAS PILOTO
Como ya se ha mencionado, los yacimientos pertenecientes a los campos de
Chicontepec son considerados no convencionales por su complejidad y alto grado de
heterogeneidad, misma que ha provocado dudas sobre su continuidad hidráulica. Las
formaciones productoras están compuestas por una serie de láminas de diversos
espesores y características petrofísicas contrastantes, frecuentemente imperceptibles
por los registros de pozo. La permeabilidad en zonas productoras oscila entre 0.3-
20mD y la porosidad oscila 7 y 15%, adicionalmente, se aprecia un alto contenido de
arcillas y efectos de diagénesis en la roca, factores que afectan la capacidad del medio
poroso para permitir el flujo a través de él.
Estos yacimientos alcanzan por los mecanismos primarios de explotación un factor de
recuperación promedio del 6%, con el fin de incrementarlo se analizan nuevas
metodologías, siendo una de las opciones la implantación de procesos de Recuperación
Secundaria y/o Mejorada (RSyM).
La recuperación secundaria tiene como finalidad el proporcionar energía al yacimiento
en forma de presión mediante la inyección de agua o gas no miscible, buscando el
reemplazo dentro del yacimiento del volumen de fluidos producidos con el volumen
inyectado y manteniendo un balance producción-inyección a lo largo de la explotación.
Por otro lado, la recuperación mejorada busca el incrementar la recuperación de
hidrocarburos alterando las propiedades de roca y/o fluidos y la interacción que existe
entre estos, por lo cual conceptos como movilidad, mojabilidad, permeabilidad relativa,
presión capilar, viscosidad, tensión superficial e interfacial, entre otros, adquieren
mayor relevancia.
Debido a las diferencias existentes a lo largo del "Paleocanal Chicontepec" de las
propiedades de la roca y el fluido no existe una opción válida a implementar para todos
los yacimientos de Chicontepec, razón por la cual se han implementado una serie de
pruebas piloto en áreas específicas, teniendo como objetivo el determinar cuáles y bajo
qué condiciones representan una mejor opción para el incremento en el factor de
recuperación obtenido mediante mecanismos primarios. Estas pruebas se han
enfocado a la inyección de agua, microorganismos, dióxido de carbono (CO 2), y vapor.

2.4.1 INYECCIÓN DE AGUA
La inyección de agua sin componentes químicos se considera un método de
recuperación secundaria y se caracteriza por la atenuación en la caída de presión
dentro del yacimiento. Esta atenuación pretende reducir la tasa de declinación de la
producción de los pozo, extender su vida productiva y su área de drene volviendo más
eficiente y rentable el proceso de explotación. Las propiedades del agua a inyectar son
factores determinantes de éxito o fracaso de un proyecto de este tipo, debido a que
ésta es ajena al yacimiento y puede afectar la estabilidad físico-química del agua a
condiciones de yacimiento. Los suministros más frecuentes son agua congénita, de río,
de acuífero subterráneo y de mar. La fuente dependerá tanto de la compatibilidad del
agua con los fluidos originales y la formación, como de la lejanía de ésta con el
yacimiento de petróleo.
El tratamiento adecuado para el agua de inyección se define de acuerdo a resultados
obtenidos en estudios de compatibilidad entre el agua de inyección y el yacimiento.
Dado que en los proyectos actuales se utiliza agua congénita para minimizar este
tratamiento, se tienen como procesos más comunes para éste último: la eliminación de
grasas y aceites, la remoción de sólidos suspendidos, el balance de acidez y
alcalinidad, la desoxigenación y la inhibición de corrosión e incrustación.
El proceso de inyección utilizado en los actuales proyectos consiste en (1) separar el
agua congénita del hidrocarburo, (2) enviar ésta a través de pipa o ducto a las plantas
de tratamiento, (3) proporcionar al agua un tratamiento físico-químico dejándola en
condiciones de inyección, (4) enviarla a patines de inyección, y (5) distribuirla e
inyectarla a pozos.
Con el fin de evaluar la efectividad de la inyección de agua en campos de Chicontepec,
se han realizado a la fecha tres pruebas piloto y se encuentra en actual diseño una
cuarta. Agua Fría 1999-2000, Agua Fría 2008-actual y Furbero 2011-Actual.

2.4.1.1 Agua Fría 1999-2000
Esta prueba se implementa en una arena de la secuencia superior del campo Agua
Fría. El área seleccionada se considera por su buena producción, espesor óptimo de
arena, buena continuidad y alta resistividad. La prueba consta de un pozo inyector y
cuatro productores, todos fracturados hidráulicamente y espaciados 400 m. La figura
2.4.1.1 muestra el patrón de inyección y el contacto de erosión de la arena de interés.
La inyección comienza en marzo de 1999 y termina en octubre de 1999, a esta fecha
se inyectaron 770,000 barriles de agua congénita a un gasto promedio de 1,950
barriles por día (bpd). Este volumen remplazó 2/3 partes del vaciamiento del área.
Sin presentar problemas de inyectividad durante la prueba, se tiene que entre
principio y fin de ésta, la presión estática del yacimiento, en un pozo, se elevó de 50 a
95 kg/cm 2 . Se observó que dos de los pozos productores reaccionaron favorablemente
a la inyección y los dos restantes no mostraron cambio alguno. De los dos pozos que
reaccionaron se calculó una producción incremental de 105,000 barriles de aceite,
teniendo una relación barril inyectado por barril producido de 7.3 a 1.
2.4.1.2 Agua Fría 2008-Actual
La segunda prueba piloto se implementa en cuatro arenas pertenecientes a la
secuencia superior y cinco de la secuencia inferior del campo Agua Fría. La secuencia
superior contiene un pozo inyector y 12 productores y en las secuencias media e
inferior 4 pozos son inyectores, 11 productores y 3 observadores. La figura 2.4.1.2
muestra los patrones de inyección de las arenas superiores (cuadrado) e inferiores
(círculo). La inyección comienza en septiembre del 2008 y a la fecha se han inyectado
9'500,000 barriles de agua congénita tratada a un gasto promedio de 9,600 bpd.
Las pruebas en Agua Fría no han proporcionado información concluyente acerca de la
eficacia del mecanismo de recuperación, se adquirió experiencia y se encontraron
variables que si bien eran conocidas, habían sido ignoradas como el gradiente de
fractura y la calidad del agua.

AF827 /AF-829
/.
AF-847
¿
400 m
00
,d849
Limite A-lO
1 AF-867
Figura 2.4.1.1. Arreglo de pozos inyector, negro; productores, azul. Piloto Agua Fría
1999.
12,000 10.0
/ 9.0
-. 10,000
CL 8.0i
8000
7.0
6.0
6,000 5.0
N o
1 4.0 :. 4,000 _ç—ó
3.0
co
eG
•-
4' 20
2000
I1
1.0
o 0.0
ci 0 0 0 sci NN Nk '¼"
,' ,e'Q •) 0'-k e'
40 o e , eQ ao-
Figura 2.4.1.2. Línea azul gasto de inyección diaria total; línea roja acumulado de
inyección. Patrón de inyección en imagen inferior izquierda: círculo secuencia inferior y
media, rectángulo secuencia superior, azul inyectores, negro productores y
observadores. Piloto Agua Fría 2008

2.4.1.3 Furbero 2011-Actual
A diferencia de las pruebas anteriores el área seleccionada se considera más
representativa del común de Chicontepec. Es un área virgen del campo Furbero para
reducir el tiempo de llenado y así los resultados sean vistos, sino de forma inmediata,
a tiempos cortos.
El proyecto considera 17 pozos, 6 inyectores y 11 productores, terminados entre una a
tres arenas de la secuencia intermedia de Chicontepec, se encuentran a un
espaciamiento entre pozos de 600 m y una distancia entre líneas de inyección y
producción de 350 m. La distribución de los pozos se encuentra en líneas alternadas de
inyección y producción alineadas al plano del crecimiento de las fracturas hidráulicas.
La inyección comienza en enero 2011 y con el objetivo de reducir el vaciamiento, la
producción se realiza un mes después de iniciada la inyección. Al día de hoy se han
inyectado aproximadamente un total de 260,000 barriles de agua congénita filtrada a 1
micrón y se han producido 280,000 barriles de aceite, agua y gas a condiciones de
yacimiento. Si bien uno de los objetivos de la prueba era mantener una eficiencia de
remplazo de 1.3, actualmente se tiene una de 0.9 debido a la alta producción de gas
presente desde el inicio de producción. La figura 2.4.1.3 contiene inyección y
producción total de la prueba a condiciones de yacimiento y su patrón de inyección.
Durante la prueba se observan indicios de la reducción de la tasa de declinación y
mantenimiento de la producción respecto a áreas de características semejantes, sin
embargo al momento no se puede concluir que estos indicios son resultado directo de
la inyección del agua.

5,000 300
PoOr
-.,d4e1
4,500
/472
/'1471 ,ø
5:
4,000 - -/fi,/4s2.
250
o
8J 3,500 / 432
1431
,/418
•,416
200
1 /
o 3,000 /1 1 0
E 2,500
-y---/1#
150
c
a,
O
II
/7
2,000l >
'2
u
/ -
/..
/ 100
o
u 1,500
/ E
1,000 1
I/
/
50 :2
500 1
u
0' --... o
Figura 2.4.1.3. Producción de aceite, gas y agua en líneas verdes e inyección de agua
congénita en líneas azules; volúmenes a condiciones de yacimiento. Líneas continuas,
gasto diario de producción e inyección; líneas discontinuas vaciamiento e inyección
acumulados. Patrón de inyección; círculo azul pozos inyectores, círculo verde pozos
productores. Piloto Furbero 2011.
15

2.4.2 INYECCIÓN DE DIÓXIDO DE CARBONO, CO2
Debido a la baja respuesta observada en los pilotos de inyección de agua en Agua Fría
se analizaron otros procesos de RSyM, concluyendo que la inyección de CO 2 podría ser
una opción para el incremento del factor de recuperación. Por ejemplo, el CO 2 al
contacto con el aceite promueve en éste, su hinchamiento, reducción de su viscosidad,
incremento de la densidad y volatilización de hidrocarburos intermedios,
adicionalmente al contacto con el agua es altamente soluble y reacciona formando
ácido carbónico, mismo que crea conductos de disolución en rocas carbonatadas
incrementando la permeabilidad de ésta.
Buscando comprender y explicar el comportamiento primario de los yacimientos y los
resultados de las pruebas piloto de inyección de agua, se plantean dos modelos
geológicos, los cuales definen la forma en que el proceso de inyección de CO 2 será
i m pie mentado.
El primer modelo se basa en la existencia de arenas de baja permeabilidad, continuas
lateralmente y conectadas hidráulicamente a no menos de 400 m. El segundo se apoya
en la existencia de lentes areno-arcillosos de regular permeabilidad, bajo espesor y
extensión lateral, distribuidas aleatoriamente y rodeadas de roca impermeable al flujo
de aceite. En ambos modelos, las facies sedimentarias y los procesos diagenéticos
controlan tamaño y forma de capas o lentes a escala de yacimiento y asumen los
mismos mecanismos de desplazamiento del aceite: expansión del sistema roca-fluido,
arrastre por gas disuelto liberado y compresión de la roca suprayacente.
2.4.2.1 Inyección Continua de CO 2
Esta prueba se plantea verificando la existencia del primero modelo geológico. La
determinación del área de inyección está basada en la calidad del aceite, dado que los
hidrocarburos intermedios son aquéllos que benefician la miscibilidad. El área norte de
Chicontepec se caracteriza por contener hidrocarburos ligeros a medios, motivo por lo
cual el área para el piloto corresponde a arenas superiores de una macropera
perteneciente al campo Coyotes. La prueba involucra siete pozos, un inyector y seis
productores. El patrón de inyección es de siete pozos invertidos con un espaciamiento
entre estos de 400 m.

Uno de los objetivos de esta prueba fue determinar si existía comunicación hidráulica
lateral entre arenas de la misma secuencia al espaciamiento actual de los pozos, 400
m. Las características de los fluidos producidos en cada uno de los pozos difiere entre
si, lo que sugiere pobre comunicación lateral.
La prueba inicia el 19 de julio y concluye el 31 de diciembre de 2010. Se inyectan
9,860 toneladas de CO2 al 99.8 %mol (187 MM scf CO 2), equivalentes a 93,850
barriles de espacio poroso, equivalente a 1.1 veces el volumen de líquidos producidos a
condiciones de yacimiento a junio 2010. Se inyectan en tres períodos de inyección: 40
ton/d, 12 días, 50 ton/d, 55 días, y 80 ton/d, 97 días. La figura 2.4.2.1 muestra
presión y temperatura de inyección en función del volumen inyectado.
Durante la inyección no se observan problemas de admisión, por el contrario pasando
las 4000 toneladas cada tonelada adicional requiere menor presión de inyección. La
presión de inyección se estabiliza en 2,000 psi, y dado que la presión mínima de
miscibilidad es de 2,900, el contacto no es considerado miscible. En cuanto a la
producción solo el pozo alineado a la fractura hidráulica presenta una reacción a la
inyección, que se muestra en una irrupción temprana del CO 2, paulatino incremento de
presión y cero cambios en la declinación de la producción.
2600 80
351 353
75
2,400
312 311 70
ri- 2,200
o
2,000
LD
w
1,800
o-
1,600
65 0
'0
.2
(' —
60
55 0.
50
45
1,400 40
0 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000 7,000 8,000
Volumen inyecdo de CO2 [Miles de Toneladas]
Figura 2.4.2.1. Presión (azul) y temperatura (rojo) de fondo en el pozo inyector en
función del volumen inyectado. Patrón de inyección, 7 pozos invertidos en macropera
Coyotes 331. Espaciamiento entre pozos 400 metros.

2.4.22 Inyección Cíclica de CO2, " Huff&Puff"
La prueba "Huff&Puff" se encuentra dividida en tres etapas: Inyección, Remojo y
Producción. El tiempo en manifestar resultados en este tipo de pruebas se reduce en
comparación con la inyección continua. En inyección, la presión de fondo inyectando es
mayor a la del yacimiento, las zonas contactadas son presurizadas. En remojo, la
presión tiende al equilibrio estático, el CO 2 interactúa con el aceite. En producción, la
presión del yacimiento es mayor a la de fondo fluyendo.
La prueba involucra 11 pozos productores, todos cercanos al agotamiento natural, uno
cerrado, son seleccionados para evaluar el potencial de este proceso. Los pozos se
encuentran terminados en arenas de diferentes secuencias, uno perteneciente a la
brecha, ubicados de norte a sur dentro del paleocanal, con aceites de diferentes
calidades que van desde ligeros hasta pesados, todos hidráulicamente fracturados. El
tiempo de inyección es de 7 y 14 días y el de remojo de 7, 14 y 21 días. El gasto de
inyección se fija en 50 toneladas por día. Cualquier desviación de tiempo o gasto es
debido a problemas operativos o mantenimiento requerido.
Después de la inyección, durante el período de remojo, la presión en cabeza de la
mayoría de los pozos no se disipa, lo cual fortalece la idea del segundo modelo
geológico. A excepción de los dos pozos donde se provoca daño mecánico, todos los
pozos incrementan producción y presión después de la apertura. Solo 4 de los 9 pozos
son rentables.

3. INICIATIVAS DE POZOS E INFRAESTRUCTURA
3.1. INICIATIVAS EN DISEÑO DE POZOS
3.1.1. PERFORACIÓN
Desde el inicio del proyecto (2008) a la fecha en el 2011, se han perforado de forma
convencional y no convencional 1,915 pozos, además se han perforado 3 pozos con
objetivo brecha de la macropera Presidente Alemán 1696 (PA 1384, 1674 y 1694) con
la técnica de perforación de Tubería Flexible de 3 1/2", con la cual se redujeron los
tiempos de perforación y se lograron trayectorias sin cambios considerables de
severidad y de rumbo, como tecnología aplicada dio buenos resultados, pero por falta
de accesorios de conexión de tubería flexible (TF) al ensamble direccional se dejo se
utilizar.
JLiU
9 9 —
'1
Figura 3.1.1. Equipo de perforación con TF de 3 1/2" instalada, los tres con recuadro
en color rojo se perforaron con esta técnica
Con fluido Base Agua en las 3 etapas de perforación se perforaron 135 pozos, esta
aplicación se detuvo después de que los evaluadores petrofísicos comentaron que los
registros eléctricos presentaban problemas de resolución para la identificación de
intervalos con potencial y por consiguiente desviaciones en su interpretación.

Por otro lado se observó la ventaja en una reducción de tiempos en el manejo y
confinamiento de fluidos.
REDUCCIÓN DE TIEMPOS EN VIAJES DE RECONOCIMIENTO
PROMEDIO 25 HRIPOZO
30 POZOS POR MES
750
30 POZOS 30 POZOS AHORRO DE HORAS..
Figura 3.1.2. Comparativa de reducción en el manejo de fluidos base agua en las 3
etapas.
Otra oportunidad de mejora se presenta optimizando el grado, librajes y diámetros de
los aceros de las tuberías de revestimiento (TR), perforándose con geometrías esbeltas
24 pozos (9 5/8", 7", 4 ½"), significando un ahorro sustancial de $29,001,488.37
MXN; así como 59 pozos híbridos (10 3/4", 7 5/8", 4 1/2") con un ahorro de
$59,715,133.59 MXN. A la fecha se le ha dado continuidad al ahorro obtenido por los
pozos y actualmente se disefían con grados, librajes y roscas rebajadas en las dos
primeras etapas. Actualmente se han perforado 202 pozos con estos grados/ librajes,
manteniendo un ahorro de $35,356,384.86
u,
o
1
z
uJ
o
1-
z
uJ
z
o
o
w
w
o
uJ
>
900
850
800
750
700
650
600
550
500
450
400
350
300
250
200
150
100
50 Lal
I
IM
0

:1
TR 9 5/8"
440 3238
STC
TR
Diseños Actuales
50 m
TR 10 1"
1-1-40 32,758
STC
600 mv
TR 7 5181`
-1-40
24 ID/pie
STC
TR 13 3/8"
54.58 J55
BCN
TR 9 5/8"
368 J55
8CM
TR4WI TR5WI
N-801 N-801
11,6 Ib/piel 17120 lb/pie
2000 mv dl
BCN 1 PREMIUM 1
TR7"
Geonietria esbelta Geometria actual 23# N80
con reducción de par pozos 590 S BCM
Geometria robusta
grados y librajes J" con reouccvinde
terminamos en 4 %', grados y hbrajes
para pozos con-
terminamos en 1 W',
nucleos y registros
especiales, se
redujo el Iibre de.
26 a 238
Diseño Anteriores
——
5Orri TR 13 3/8" TR 10 314"
54.58 J55 40.5#J55
8CM 8CM
600 mv J TR9 518' TR 7518"
36#J55 J5526.4#
BCN BCN
TR5/" N-80
J2000 mv .0 TR 7"' 17 Ib/pie
268 N80 PREMIUM
8CM
Estratégico DesarTollo
4
Figura 3.1.3. Diseños anteriores vs actuales optimizando el uso de grados, ¡ibrajes,
diámetros y roscas.
Se han perforado 8 pozos horizontales (Presidente Alemán 2482, 2484, 1565, Soledad
408, 438, 692, 693, Coyotes 423) considerados como perforación no convencional
con altos ángulos de construcción en la parte horizontal (de 60 a 89 0 ) y
desplazamientos máximos de 1150 m, con diferentes sistemas de terminación
(empacadoresinchables, frackpoin, stage frac, cobramax).
.
a

1020. I1S. 14
USIVE Mff»z
0000
un )'0.J-351 04,0LI2P0L1(0
20000
1005 II-SS. 34t.E.PtCII
024000
PTo#a1aaaa Total
TP4'A" 3043
Empacaaor No5 EmpaCados No.4 Empacados No 3 Empacados No 2 Empacador No,
2546,74 2651.63 2146.46 285119 298421
EmpacadooCoador
2374
10". 4*5. Zona 4 ZonaS Zona 2 Zona 1 __
Conulsa225' Casdoa2.25 Conasa2OOos a10orrxes
2608.44 213135 289305
300111
Figura 3.1.4. Estado mecánico final del pozo horizontal PA 248 4H.
Desde el 2009, se han llevado a cabo talleres de intercambio de experiencias con y
entre las compañías nacionales e internacionales, con la finalidad de mejorar las
operaciones de perforación y optimizar los tiempos de intervención, ya que la mayor
problemática de los mismos para alcanzar la curva de experiencia recaía en tres
rubros: cementos, direccional y fluidos de perforación.
Las lecciones aprendidas y mejores prácticas operativas, han sustentado la notable
curva de aprendizaje entre las compañías, minimizando los problemas operativos y
disminuyendo los tiempos promedios de 20 hasta 14 días en la entrega de pozos
perforados, con una efectividad promedio de cada compañía del 80%.
El

160 T
91%
86%
132 125 81%
73% 0.8
120
65%
54% 0.6
80
64 63
53 04
42
40 32 30 26 0.2
9
o
(U (A (U U) (U O
1;
IIIU 2 -
W E
U)
2 -te
H LL
LL
IDesviaciones -*—%
Figura 3.1.5. Problemáticas recurrentes al inicio del Proyecto
Días Promedio Perforación/Profundidad
3500
2706 PROF PROMEDIO
30
2810 2789 2880 2878 2771 2695 2793 28
26
O2000
18
19
LU
::
15 16 18
14
500 16 DIAS PROMEDIO
12
O - 10
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT
PROF DIAS
Figura 3.1.6. Se muestra la disminución de los promedio de perforación.

Distribución de Tiempos de Operación - Perforación
589 e 576 ffl 712 • 720 • 1053 e661
.4GW& *IIA1INAÓ 4MXICO 4 4SLe4 4wi 4ZATAÓ
•%Normal i%Pmblemas %Esperas
0~ t*i1 1 Osas de operación
Figura 3.1.7. Efectividad de compañías en el periodo Enero-Octubre 2011.

3.1.2. TERMINACIÓN
El proceso de terminación tiene como objetivo comunicar de forma eficiente el
yacimiento y superficie, incrementando la producción y el factor de recuperación de
hidrocarburo, optimizando los tiempos de operación y costos, cumpliendo las normas
de seguridad y medio ambiente.
Para lograr el objetivo se requiere realizar un análisis técnico acorde a las
características del yacimiento, donde se realizan una serie de actividades, las cuales
son:
. Analizar la evaluación sobre propiedades petrofísicas, geomecánica, secciones
• estructurales, estratigráficas y registros geofísicos.
• Analizar la información de yacimiento, como son presiones y comportamiento
de producción de pozos vecinos.
• Analizar el tipo de pozo (Exploratorio / Delimitador / Desarrollo / Tecnológico) y
su objetivo.
• Analizar el estado mecánico del pozo y la calidad de la cementación.
• Elaborar pronósticos de producción, calculo de VPN y riesgo.
• Simular en software los esfuerzos a los cuales será sometida la TR, aparejo de
producción y empacador, durante su terminación y producción del pozo.
• Definir el intervalo y tipos de disparos de acuerdo a las características del pozo
en cuanto al número, diámetro, penetración y fase.
• Elaborar el diseño de fracturamiento que maximice la productividad del pozo.
• Ejecutar los diseños de operación, realizando los controles de calidad en campo
y verificando los mismos, cumpliendo las normas de seguridad y medio
ambiente.
Dentro de estas actividades, en el Activo Integral Aceite Terciario del Golfo (AIATG),
se tiene como factor clave de éxito en la producción y factor de recuperación
esperada, el fracturamiento hidráulico, debido a la complejidad del yacimiento por su
baja presión y permeabilidad.
Existe una amplia gama de tecnologías de fracturamientoshidráulicos aplicados en
AIATG y su desempeño varía en función de la combinación de las características
específicas del yacimiento y la tecnología.

En Chicontepec, en el periodo Enero a Septiembre del 2011 se han efectuado796
fracturamientoshidráulicos, de los cuales el 80% corresponden a
fracturamientos hidráulicos convencionales, energizados y espumados
obteniendo un 63% deI volumen de aceite inicial y el 20% corresponden a
fracturamientosácidos, ACL, ACL con N 2, Aceite Estabilizado, obteniendo un 37%
del volumen de aceite inicial, con una tendencia al uso de nuevas tecnologías o
procesos que mejoren los resultados de acuerdo a las propiedades petrofísicas del
yacimiento.
A continuación se enlistan los principales procedimiento efectuados en AIATG:
Convencionales • Convencional
• Energizado con N2
• Espumada con N2
• ACL
• ACLc0nN2
• Aceite Estabilizado
Ácido • Fracturamiento Acido

3.1.3. TERMINACIONES ESPECIALES
En el AIATG se tiene una alta heterogeneidad del yacimiento, por lo que se ha
planteado la necesidad de implementar tecnologías adicionales en el área.
Para cumplir este reto a partir de este año (2011), se ha generado un proceso de
terminación especial, el cual requiere de un análisis con mayor detalle entre las
coordinaciones de las actividades del proceso de terminación (como se explico en la
sección anterior), aplicando procesos y tecnologías para maximizar la producción del
pozo y tener plataformas de producción sostenidas.
Dentro del proceso de terminación especial destaca el fracturamiento hidráulico, el
cual consiste en realizar el diseño y operación de manera no convencional, probando
tecnologías alternativas en procesos, fluidos, apuntalantes, herramientas especiales,
aditivos, entre otros.
Por lo cual es importante conocer las áreas de oportunidad y al mismo tiempo definir
las acciones para identificar mejores prácticas en el proceso de Diseño, Ejecución y
Evaluación asociados al fracturamiento de los pozos.
Los fracturamientos especiales que se
han considerado hasta ahora, son los
siguientes:
• Espumada con CO2 (Binaria)
• Slickwater
• VaporFrac
• Hiway
Dynapoliex
Las Multifracturas, aplicadas en pozos
con más de un intervalo a fracturar en
una sola operación.
• Divergente Mecánico.
• SandJetting
• Mongoose.
• Frac Point
A la fecha en el Activo, se han realizado 34 multifracturamientos hidráulicos, de los
cuales se han obtenido una producción inicial de 8,510 bpd, por lo que esta tecnología
ha dado muy buenos resultados y se seguirán evaluando para generar mayor valor.
En cuanto a los fracturamientos especiales en un intervalo siguen en etapa de
evaluación con miras a masificar los de mejores resultados.

3.1.4. REFRACTURAMIENTOS
Durante la producción de los pozo fracturados, la fractura pierde sus características
iniciales reduciéndose la conductividad creada, debido a diferentes factores como son:
arenamiento prematuro, ejecución no conforme a diseño y pérdida de la geometría
generada por procesos naturales de la formación (generación de finos, incrustación del
apuntalante y daño por fluido).
Como consecuencia se tiene una disminución en la producción y en el factor de
recuperación, por ello y con el fin de reactivar la producción, en yacimientos con
buenas propiedades petrofísicas y reservas remanentes, se ha implementado la
técnica de refractu ra miento hidráulico.
Para lograr el objetivo, es primordial realizar un análisis técnico detallado de los
parámetros que permitan seleccionar pozos con un alto potencial, que garantice el
éxito de la técnica y para ello se realizan las siguientes actividades:
Estimar las reservas remanentes y analizar la información petrofísica.
• Analizar los datos de producción para evaluar la respuesta postfractura.
• Identificar trabajos realizados de fracturamiento hidráulico.
• Definir los requerimientos de información adicional como: Minifrac, Prueba de
Inyección, Registro de Presión de Fondo Cerrado, entre otros.
• Analizar las conexiones superficiales de control y sub subsuelo.
• Simular en software los esfuerzos a los cuales será sometida la TR, aparejo de
producción y empacador.
• Evaluar fracturamientos hidráulicos realizados.
• Elaborar el diseño de refractu ra miento.
• Elaborar pronóstico de producción, cálculo de VPN y riesgo.
• Ejecutar los diseños de operación, realizando los controles de calidad en campo y
verificando los mismos, cumpliendo las normas de seguridad y medio ambiente.
En el AIATG se han realizado del 1 de Enero al 30 Septiembre del 2011 un total 162
refracturas, de las cuales 57% son fracturamientos hidráulicos con apuntalante y 43%
corresponden a fracturamientos ácidos, obteniendo producciones incrementales
posteriores al refracturamiento de 124 bpd de aceite en promedio en pozos con
producción intermitente o cerrados.

3.2 PRODUCTIVIDAD DE POZOS
A mediados del 2010, se integró en el Activo un departamento especializado dedicado
a la productividad de pozos.
El concepto "productividad", integra las diferentes etapas de producción de un pozo, e
inclusive desde su perforación, fluyente, operación con sistema artificial, su
reactivación por cambio de intervalo(s) reparación mayor y finalmente su abandono,
en la siguiente figura de manera esquemática se representan las etapas:
Term " SAE RME RMA
Tiempo (años)
Figura 3.2.1.- Grafica que representan de forma esquemática las etapas de operación
de los pozos.
La estrategia de productividad, participa desde la etapa de la elaboración del programa
de perforación por el tipo de pozo "S" y/o "3" que se va a perforar, analizando la vida
operativa en función de, el o los sistemas artificiales de producción que vayan a operar
por lo menos en 20 años.
Considerando el concepto de productividad, se establecieron en el Activo los criterios
para la utilización de trayectorias tipo "S" trayectorias suavizadas (ángulos de
severidad < 28 0con respecto a la vertical y con desplazamientos menores a 3 0 por
cada 30 m), dando preferencia a la trayectoria tipo "3", de igual manera tomando en
cuenta criterios con respecto a los ángulos de desplazamiento.

Con las trayectorias aceptadas, se logro concluir que los pozos se construyeran con
trayectorias capaces de manejar sistemas artificiales de producción con posibilidades
de producción por tiempos mayores y por su puesto la utilización de más alternativas
de sistema artificial accionados por varilla.
Figura 3.2.2.- Programa de la trayectoria de un pozo, esta deberá ser conciliada con
loe equipos de "Productividad" par su óptimo funcionamiento con SAE.
(Geometría pozo AF 84)
3.2.2.1. Sistemas Artificiales
Dado a que los yacimientos del Activo, se caracterizan por tener una baja
permeabilidad y baja presión, el pozo en un periodo no mayor a 1 año, se estaría
operando con la ayuda de un sistema artificial de producción, por tal motivo, los
equipos de "Productividad" tienen que tomar en cuenta la siguiente información:
• Curva de productividad (IPR)
• Selección del SAE adecuado de acuerdo con:
• Geometría
• Trayectoria
• Tipodefluido
• %Agua
• % Sólidos
• RGA
• Profundidad
• Operación

• Mantenimiento
• Optimización
• Evaluación económica
• Reserva
• Producción acumulada
Uno de los principales aspectos en el criterio de productividad integral es la historia
productiva del pozo, así como contar con información confiable de mediciones
relacionadas a una presión de flujo lo cual nos permitan establecer la estrategia
óptima para su explotación.
3.2.2.2. Bombeo Mecánico (Diseño, operación y optimización)
El bombeo mecánico es el sistema artificial más ampliamente utilizado en el Activo
aproximadamente, 1,000 pozos.
La información de las cartas dinamométricas y de los ecómetros (identificación de los
niveles dinámicos) permitió realizar nuevos diseños en el bombeo mecánico con las
siguientes premisas:
• Bombas con diámetro mayor a 1.5 de embolo y trabajar a velocidad lenta,
(máximo 4 emboladas por minuto y una carrera larga mínima de 144
pulgadas).
• Bombas colocadas por debajo de los intervalos de producción, (por lo menos
200 m por debajo de los disparos).
• Colocación de un separador de gas.
Tubería de producción con anda mecánica.
En la siguiente figura se muestra un diseño de las principales premisas.

A,bold.
TR. 014.J-55.405iblp.eBCN
TR. 7 5/8. J-55. 264 Ib/p*. BCN
Mcli m.cirnca pa'i T.R. 9 YO 2397 m
NIpI. de ..1). -2772 n,
2MW5J
zapata candado @ 2780 m
Nt. p.ifo.ado
2Tubode.ucci6n12m)d.1 112
Tpoor- 2800n-
Pi Capte DifencaI
T.R.0Ç.N-80. l7Lblp.eUYD-52t
T.
2407-2436., Dopao 14/12)09
Fracturó27//2109
2789-2800., Dtepavó:18/11/09
Fracturó27/1 1109
Figura 3.2.2.2.- Diagrama esquemático del diseño de un pozo con "Bombeo Mecánico"
La optimización de los pozos con bombeo mecánico se enfocó en dos aspectos
principalmente: (1) adecuar la operación del sistema de acuerdo a la presencia de gas,
agua y sólidos, analizando el desplazamiento del embolo en relación a la carta
dinamométrica y (2) la colocación de un compresor para la succión del gas en el
espacio anular.
Con estas dos acciones se logró incrementar de manera sustantiva la productividad del
pozo.

3.2.2.3. Bombeo neumático (BN).
Sin duda el bombeo neumático es unos de los sistemas artificiales más eficientes y de
bajo costo. Desafortunadamente, anteriormente muchos pozos con bombeo neumático
fueron remplazados por bombeos mecánicos, por las siguientes razones: diseños de
"BN" ineficientes, válvulas con mandril no recuperable, software de diseño inadecuado
y defectos en la operación de la válvula.
Actualmente los equipos de "Productividad", han solicitado el uso de mandriles no
recuperables por recuperables, esto da la ventaja de no tener que utilizar un equipo de
reparación de pozos, únicamente, una línea de acero.
Otra mejora fue el incremento de la presión de inyección de gas, utilizando la
compresión a boca de macropera. Este concepto quedo expuesto en la macropera
Agua Fría 841 con una variante se utilizó un pozo como "pozo pulmón".
El "pozo pulmón", funciona como un acumulador de gas a alta presión, lo cual permite
tener un volumen y presión de operación adecuada. Con esta adecuación se logró
incrementar la productividad de un solo pozo, de todos los pozos de la macropera.
- _
í- 1
-
. .. i
WT.SO,CAOE!!!ESlÓtlVTaEERAlU.A
_.
Figura 3.2.2.3.- Esquema de la Macropera Agua Fría 841, la cual cuenta con un "pozo
pulmón" resaltado en color rojo.
En esta macropera se incrementó la presión de 35 Kg/cm2 a 49 Kg/cm2.De esta
macropera surgió un concepto el cual sería denominado como macropera auto-
sustentable.

3.2.2.4. Bombeo Hidráulico
El bombeo hidráulico es un sistema artificial de alto costo de operación, por lo que
para mejorar su relación costo-beneficio, fue necesario utilizar una unidad de alta
potencia para trabajar simultáneamente de 3 a 4 pozos.
La eficiencia del bombeo hidráulico ha dado la oportunidad de incrementar la
producción de un pozo, hasta en un 100 %, por lo cual se busca implementar este
sistema, principalmente en pozos fluyentes con producciones mayores de 30 BPD.
Es importante seguir innovando en métodos, técnicas, diseños, tecnologías que
permitan el incremento de la producción de un activo.
Todo con el único fin de incrementar la producción con la máxima eficacia y al menor
costo.
.

3.3. REPARACIONES MAYORES
Las características exclusivas de la Formación Chicontepec, exigen llevar a cabo
tratamientos y/o terminaciones especiales, así como la aplicación de nuevas
tecnologías que permitan la óptima producción de sus hidrocarburos. Por tal motivo y
con el objetivo de maximizar la capacidad productiva de los pozos, se llevan a cabo las
Reparaciones Mayores (cambios de intervalo) en todos los campos del Activo.
La estrategia principal es identificar y jerarquización nuevos intervalos mediante el
análisis petrofísico cualitativo de los intervalos candidatos pendientes de terminar
tomando como base con el comportamiento de producción de los intervalos similares
probados en pozos vecinos, estableciendo patrones de intervalos por campo.
Se elabora una cartera de pozos los cuales son alineados en el movimiento de
equipos (desarrollo) y necesidades de producción, con lo cual se debe cumplir con los
programas operativos, y contribuir con los pronósticos de producción planteados. La
producción de esta actividad impacta a la producción incremental.
Aunado a lo anterior, y de acuerdo con la estrategia de desarrollo, en los últimos 2
años, se han realizado en promedio 207 Reparaciones Mayores anuales, con una
producción promedio de 62 BPD. En el grafico 1, se muestra el comportamiento de la
actividad mensual (programadas vs. realizadas) al cierre de octubre 2011.
e PROGRAMACIÓN DE POZOS PARA RMA
50 2011
40 - - - --- - -- --
35
35
2622 / 1 -~4
27
20
10
Programadas POT IV —a— Ejecutadas
Gráfico 3.3.1. comparativo de RMA's Programado vs. Real (Oct. 2011)

La Metodología, consiste en la Identificación de áreas de oportunidad, para generar
y documentar una cartera sólida de propuestas integrales de intervenciones a pozos
(con y sin equipo), para mejorar la producción con lo cual se pueda obtener la
máxima rentabilidad para el Activo.
La revisión, para la determinación de una Reparación Mayor, incluye los siguientes
aspectos fundamentales:
• Revisión del Estado de Pozo - Determinar el estatus de producción del pozo.
• Revisión del Expediente del pozo —Localización y antecedentes del pozo.
• Revisión de los reportes de perforación - Revisión de la secuencia de la
perforación y terminación del pozo, para identificar cualquier problema durante
la perforación y terminación, que puedan tener impacto en la propuesta.
• Análisis del Registro Geofísico - Estimación de reservas recuperables y
remanentes, con base en la evaluación cuantitativa y cualitativa de las
propiedades petrofísicas del intervalo propuesto.
• Interpretación de la Continuidad de las Arenas - Revisar las secciones
geológicas con el objetivo de determinar la continuidad de los cuerpos de
arenas, análisis de su comportamiento dinámico.
• Análisis de Yacimientos - Análisis de pruebas de presión, PVT's,
cromatografías, parámetros del yacimiento, producción de pozos vecinos, en la
arena correspondiente y a la vez, se considera su nivel estructural.
Del estudio anterior, se determina el pozo candidato, intervalo, se pronostica el gasto
inicial y se evalúa su reserva para ser incluido en el movimiento de equipos de
Reparaciones Mayores indicando el tipo de intervención, ya sea con o sin equipo.
Todos los pozos considerados para su intervención deben contar con un documento
técnico para posteriormente integrar la propuesta en el documento técnico y
finalmente elaborar las Bases de Usuario, que dan origen al programa operativo de la
RMA.
El compromiso es colocar en el movimiento de equipos un volumen de obra suficiente
de Reparaciones Mayores, para su ejecución y que cumpla con los programas
operativos y de producción (anuales/mensuales).

3.4. INFRAESTRUCTURA DE PRODUCCIÓN
El objetivo del AIATG va mucho más allá de la explotación de combustibles fósiles. La
industria petrolera en México se está trasformando y ya no es suficiente tener una
metodología de extracción, refinación y distribución de hidrocarburos. PEMEX está
transformándose e integrando una nueva visión y el AIATG es pionero en muchas
iniciativas que permitirán crecer de manera sustentable y garantizar un futuro para
nuestro país.
La infraestructura de Producción con la que cuenta Chicontepec canaliza las
actividades a constante monitoreo y un permanente compromiso con la calidad, la
eficiencia y la gestión de procedimientos que garanticen la producción y el cuidado de
todo aquello que está supeditado a su impacto.
En el Activo se cuenta con diferentes herramientas que permiten dar seguimiento a la
producción y tomar decisiones desde diversos puntos de vista. Se han integrado
estaciones de monitoreo de pozos, sistemas avanzados de comunicación para
reaccionar ante cualquier contingencia, se han creado sistemas de gestión y
seguimiento a cada una de las iniciativas productivas, y de manera permanente se
mantiene un control de la producción para encaminar la explotación a la eficiencia
total.
A continuación se presentan las herramientas más importantes que se han
desarrollado dentro del Activo para mejorar la infraestructura de Producción y que
L han surgido dentro de la presente administración:

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