Este documento proporciona información sobre las cuencas petroleras de México, incluyendo detalles sobre las rocas almacenadoras, los yacimientos y los retos de la perforación de pozos petroleros profundos en el país. También discute la importancia de la inyección de gases como estrategia para mejorar la recuperación de hidrocarburos de los yacimientos.

2. 41
1
n
2

3. • 1 fII1*:11gÍ
CJLJ ff!Jfl JJ jflJIjjj fJ ÇÍJJ fJIiJfi6]1
1 •• UPT
3

4. )
4

5. 4, i,
4 1

6. Cuenca Veracruz
1,022
6

7. E 5i 1 (
E-i 1 Cuencas Petroleras de México

11. 4
ves
)
11

13. Cuencas Petroleras de M éxico
1,022MMBPCE
Remanente Extraída
152 MMBPCE 280 MMBPCE

14. r
1 tI ¡ Cuencas Petroleras de M e"*xicor1 E 1 CO.

15. 1 1

16. • Yacimientos en rocas carbonatadas
:
del Jurásico y Cretácico y de arenas
en el Terciario.
• Los hidrocarburos se generaron en
cahzas arcillosas y lutitas del Jurásico
Superior y migraron al Cretácico y
Terciario.

17. Cuencas11Petroleras de Mexico

18. '4 >i
4- J

21. 'k ,

22. mm-
t JfJ f4/1c 1 FOR~~
1
Provincia Terciaria de Chicontepec AL~
/ Paleocanal de
C Es
/ Chicontepec

23. -,-.----.
Rocas almacenadoras y tipo deIporosídael
1j iJJZ
Mesozoico: KM y KS
sawnos
Originadas en ambientes de depósito de
=,ff~AUES
plataforma a marabierto.
Constituidas por carbonatos micro a :
mesocristalinos.
Porosidad:
HOOES
—+ primaria intergranular e intrafosilar
secundaria intercristalina VEWW
— por disolucion
*ICYAC ç
Mesozo!co
vugu lar MAMUTZ
ÇJ
por fracturamiento
—* varía de 4- 15%
'
TAMAVUPAS
511
-.
j
23

24. 2 1L
Í1I
tFERIO
TUXPGUILLOI
)CONAMANCA
TEPEXILOTLA
- t--.
>
r— ••::::.
- 24
• Arcillosas
ONTTALES
• Deleznables
JQ3'C.LI
: -•:-
• Con granos de cuarzo—
LALAJ.
• Afectadas porfalías normales HOFUNES
.
• Porosidad:
primaria intergranular
ARGON
VELICO
—+varíadel2 20%
• Espesor 5 - 20 metros
EÍ
M4TTC
Mesozoico
4 2M
oQ - - -. -N ..
ot-_
- .- - -

25. Et®r
LIíi1CiEi L]iEt
Chiapas-Tabasco, terrestre
TA
Datan del Jurásico Superior al Cretácico
F II150 LA
Están constituidas por:
- carbonatos de rnicroa
mesocrista linos ouwcw
calcarenitas
cuerpos de brecha
cavidades por dsolución PLEOCEO
ENOEZ.
vúgu los
AGU NUEVA
-• 0
O
U CFETACIO
-: crr*cico—
T
-,
r

26. It}i
4
1
- 26

27. Macuspana
27L
L!I ncas almacenadoras y tipo de porosídad

28. t-
--'-L
1
2
28
1 (aI*t1IiiL*111 lIsi.]i.iifD1E.i1fir.0
1
-
4 -
- • -,
:

29. fr

30. 30
IIt*i'i t.iiii ['íI'ffii1L i4(,J1 11.1 i 111.11 [i [Elr r

31. AL
10 20

32. _1 Clasificacion de yacimientos por tipo de fluído
",7
s. • Mecanismos más eficientes:
empuje del acuífero y segregación

33. M E 1 Ç O

34. perforación y explotación
-
Clasificaci ó*n de yacimientos por tipo de fluido
:
Por tener toda la gama de

35. LIQUIDO
A
k
Á.
MIL -
L II I liriNf.1iII4yacimientospori sr.zii1ffli0rA Ex* 1 C
1
35

38. -
t Ts Tc Ty T
)
38

39. ID
o'
Ts 'TYT
Ii 1 Clasificaci Ó*n de yacimientos por tipo de fluído
' Tr
LI1JrLk:
• Una fase gaseosa en el yacimiento
• Contiene licuables C2 de p: 0.80 - 015 gr/cm 3
extracción comercial RGA: 10,000 - 20,000 m 3/m3
• Es un líquido casi transparente
• Reducir presión de abandono
• Requieren instalación de
compresores
39

41. •1
I Frente
CO1 miscible
41

42. Ligero
.1 f f) RRftRT
.LU,UO IVIIVIO
T
Reservas totales de aceite:
30,3 10 MMBT
42

44. zuu
1100
1000
900
800
14-
0 700
600
500
1
!
1
y /
1 ti Retos en la perforaci ó*n de pozos petroleros
• Profundidad
- 7000 metros en tierra , ..•., -. ..•,
—* 400 metros de tirante de - -."-
agua
• Presiones> 1000 Kg/cm 2
• Temperaturas > 200 OC
a (
90 93 95 98 01 04
Años
44

45. 4 ,
~4 ,

46. -
• Cambio de tecnología
Fluidos de perforación
-2111
Tuberías de revestimiento- -• -
-~ Materiales
Terminación de pozos
- V
Por primera vez se perforaron -...
pozos de 4500 m
ip-
¡
*
)
México genera uno de los cambios mas importantes en la perforación y terminación de pozos
46

47. 47

48. y
Retos en la perforaci ó*n de pozos petroleros
~
IWI
48

50. 1000
2000
E 3000
4000
5000
6000
k
Temperatura (°C)
O 20 40 60 80 100 120 140 60 180
o
l
•
kJ
rT(
Retos en la perforación de pozos petroleros
rtLii
• Puerto Ceiba: 120 °C en superficie
• Luna :216 °C en el fondo
• (ntrII orqciipntp nnrmI nrn

51. uRetos enla perforació* n
1:1 UllI

52. 52
uu,uuu
95,000
- Esfuerzo a la cedencia (psi)
Esfuerzo de cedencia ajustado (psi)
110,000
105,000
100,000
95,000
90,000
85,000
011
• - 80.000 +----- --•--• -v-
i. 0 50 100 150 200 250 300 350
Temperatura (CC)
L
}
0 50 100 150 200 250 300 350 400
Temperatura (°C)
LI-
400

53. ,1
Reducción promedio en el esfuerzo a la
r1I 1') 0/,
Esfuerzo a la cedencia (psi)
170,000
165,000
130,000
125,000
120,000
115,000
110,000
105,000
Esfuerzo a la cedencia (psi)
Esfuerzo de cedencia ajustado (psi)
160000
155,000
150,000
145,000
140,000
135,000
Esfuerzo a la cedencia (psi)
Esfuerzo de cedencia ajustado (psi)
1'
4-
0 50 100 150 200 250 300 350 400 0 50 100 150 200 250 300 350 400
Temperatura (°C) Temperatura (°C)
53

54. Tuberia de producción de 7" colapsada en el pozo Caan 72.
gr
ur%
('JII 11la perforacítui ide pozos petroleros1

55. om
55
fr
"49 N URetos en 1 pozos petroleros
1T-,
1íflefJ) d•JiP) Y 2 t ILQUJFP 1
PSC
Los resultados de las pruebas sobre 1
diferentes diámetros, grados de acero y C
arreglos señalan que la calidad de la "
tubería no es un factor que contribuya al L
problema de los colapsos. IJJJr
Tubería de 9 518" sometida a una rigurosa medición de sus
propiedades mecánicas.
Una buena cementación incrementa la
resistencia al colaoso.

56. ' y
u
Li 1 Retos en la perforaci Ó`n de pozos petroleros
áR, GZEo"'Mm immellljiprc>k"- ~M
• Durante la terminación de un pozo, los disparos a la
formación es la operación mas importante.
Se establece la comunicación de los fluidos del
yacimiento con el pozo.
Con un buen diseño de cargas y la selección de la pistola
mas adecuada se logrará la producción óptima.
kJ 1
rj: ;1kJ]
56

57. 57
EElo
MIR Retóst]11la perforacion de pozos petroi

58. 1 - 1 1

59. IP'-
1 y
F4FmE Retositi i1f1perforacol]iII[IJiIJb1

60. - LI LI Ci J. LI LI L%J 1 1 1 Ci Li CI .D viví LI L.. U ---- - -
p
60

61. EPoMA
I j-r
4L LtU'
Uso alterno de los recortes de
perforación
1 V 1 (1 LL 1 1 LA M U II 1 1 LI LA 1 LI 1 LI U U U I LI .) LI U LI A '. U
cemento.
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L - - -• ,-- -
fr- --.- -• --- ;'_
Lç; • -•-- -
61

62. Ir.IIi

64. E'pJ rjj ÍJI
o
a
Máxima producción
. 1
%
.s
•
(.
.
• Presión de Saturación
-- -
- ---- i:-i-'-------------------------------
••t.4 ?' s •
1
# •
• • •
64

65. Importancia de la inyecci 0** n de gases en la
explotación de yacimientos de hidrocarburos
í ii
m
Campos Artesa y Complejo Antonio J. Bermúdez
• Mecanismos de explotación primaria.
Expansión del sistema roca fluido.
-* Gas en solución.
• Altos ritmos de explotación.
• Alcanzan rápidamente presión de burbuja.
• Factor de recuperación = 6 %
?
t1 __

66. rI' -r- I-r r rrr ir
ZWU
500
450
400
E
350
300 -
250
200
150
'fU
Campo Artesa 35
30
• Inyección de agua en 1979
25
• Inyección de CO2 en 2000 20
• Cambió la pendiente de la caída de °' 15
presión 10
• Incremento en la producción de aceite
o

67. 1
Lm
f
800
• Inyección de agua en 1977 700
- - 600
• Disminuye la caida de presion
500
• Mantiene el nivel de producción 400
• Programa de reparaciones y 300
perforaciones en 1997 200
• Se inyectará gas para mantener la
100
presión t O
¡ Ps = 318.5 K/C!Y .
IrI
:
/1 1
73 75 77 79 81 83 85 87 89 91 93 95 97 99 01 03
550
500
450
400
E
350
300 -
250
200
150
67

68. JJiJJJJ.#Jj JJJJJJJ J1JJ'J
• Mantenimiento de presión natural
200
• Por más tiempo Py> Ps
150
o
0' 100
irrJp
50
• Durante 20 años de explotación Py> Pb
A 1 -
Pb = 262.4 Kg/cm'
••
7uu
800
700
600
IZAfl EJVJ C)
400 '
300
200
100
O
/-i ario ¿uuu et rr =2 7o
79 81 83 85 87 89 91 93 95 97 99 01 03
68

69. ip
a.
400
350
300
250
200
150
b175Kcm
02
600 i 450

70. Importancia de la inyeccí0"* n de gases en la
explotación de yacimientos de hidrocarburos
1,3
L1 1
• Inyección de agua
• Recuperación mejorada
MI
471,
401
cJe J 1ff)p cje]
•.
• Inyección de gases
- '--
• Proceso con mayores posibihdades
*
-

71. 71
I j1ri E ¡ 1 (
1Importancia de la inyecci 0** IIde gases en la
11] i1tII ón dt yacimíentos d 1
Campo Cantarell 1800
- 1600
• Primer proyecto de inyeccion de N 2 en
México
1400
1200
• Inició mayo 2000 !i000
- - 800
• Cambio de la declinacion de presion
600
• Incremento en la producción de aceite 400
Qo 1,398,000 BPD
May-2000
_________________ _________________ ny cciórl de
200 ___________ ___________ _________________
85 87 89 91 93 95 97 99 01 03
pl

72. .LUUU
10000
8000
6000
4000
2000
o
1999 2000 2001 2002 2003
3ep-99 Mar-OO Sep-OO Mar-Ol Sep-01 Mar-02 Sep-02 Mar-03 Sep-03 Ma
Eor
1 hill.] 1t1 1iI FII.9i i « fi iii r*i4aIff;
i IlfiltN ti] hiIr4INihiID1i1tI'itI N!rt.imi.0

73. o
o
• Complejo Bermúdez
O O
SSitioGrande
LtJ D Ijj o
Jujo Tecominoacán u o t:i-J- j:J o
Jacinto D O
Cantarell
Abkatún
110
-
D o i /R
fl O Lt-'
o
o DnEJ
'10 20 30 40 50 60 70
/Gravedad API
d iirniri ix.1,5
• Diferentes yacimientos
• Diferente potencial
90
• Diferente volumen original de
80
hidrocarburos
• Todos exitosos
70
60
:2 50
40
SE
o
1
o
Su factor de recuperación 30
es comparable con el de 20
otros campos del mundo 10
•
_*
O
0
pl-
73

74. HMMActivo
Concluido
Activo
En programa
En programa
En programa
En programa
Activo
En programa
En programa
Ir iI
Artesa UO2 2b
Jacinto CH4 25
CH4 25
Jujo-Teco N2 120
I
Jujo-Teco
Sitio Grande CO2 30
Complejo Bermúdez CO2 30
Complejo Bermúdez N2 180
Cantareli N2 , 1200
Ku-Maloob-Zap N2 300
Caan CH A 90

75. 1mportancía I ila ín]t lide 0,ases en la
_de
t
11] i1ti. fs]IIyacimientosI11tSl1 i
—
inyndj 160,
4 - -
Jujo - Tecominoacán 50
Volumen máximo 39,320 BD 40
- - 30
U Jujo-Tecominoacan
rl Complejo A.J.B.
20
10
o +
2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017
Complejo Antonio J. Bermúdez
Volumen máximo 51 MBD
A los 6 años de iniciado
'
4{ 1iL L
---------
- - --
75

76. fr-!O
fil iIs]it1 iNEIS 1laiinyeccion d la
ierida para la inyección de
gases de descarbonatación. -
2a. ETAPA
CAN
ECOMPRESION ENJ
_CU!UA
180 MMPCSD
MEZCLA
(77%N2 Y
23%CO,)

77. (1)
o
=
- 3
=o
o
e

78. 1r,#,I
0/
78

79. En México se han enfrentado muchos retos en la perforación, pues en la
mayoría de los yacimientos se observan altas presiones y temperaturas,
condiciones que propician, colapsos de tuberías de producción y de
revestimiento, por lo que se requieren diseños especiales para las
condiciones que prevalecen en nuestros yacimientos.
Con base en los estudios del efecto de la temperatura en el esfuerzo a la
cedencia, se modificaron las ecuaciones originales de colapso, presión
interna y tensión.
A partir de las pruebas de penetración realizadas en diferentes blancos de
granito, acero y caliza, se recomendó reconsiderar los valores de
efectividad reportados nor el API para las cargas usadas en la terminación
79

80. La reserva más
cual constituye el
En México se tiene toda la variedad de yacimientos.
importante se tiene en yacimientos de aceite negro, el
rrfl, .I_. 1..... ..__._. J_. i..
ZL57O ue d FSFVd ue ueiLe.
Por las características de los campos del Mesozoico el proceso que
recuperación de
se ha aplicado
80

81. láil Conclusiones
Está en proyecto la inyección de bióxido de carbono a los campos Sitio
Grande y Samaria, así como de nitrógeno a los campos Jujo-
Tecominoacán y Ku-Maloob-Zap. Por otra parte, está en estudio un
proyecto interesante para inyectar en el Complejo Antonio J. Bermúdez los
gases de descarbonatación provenientes del proceso de fabricación del
cemento.
Los factores de recuperación actuales en los campos más importantes de
México están dentro del promedio mundial, con base en el estudio
realizado en 250 campos de diferentes partes del mundo. Sin embargo, el
potencial de México se incrementará sensiblemente al implantar los
procesos de recuperación mejorada.