En la región sureste de México el desarrollo de los campos petroleros se enfrenta cada vez a mayores retos. Actualmente se han descubierto yacimientos más profundos con ambientes geológicos complejos y condiciones de alta presión-temperatura. Como es el caso del campo A, localizado a 17 km de Comalcalco, Tabasco. Con una historia geológica compleja resultado de diferentes eventos tectónicos-sedimentarios que originaron el depósito sedimentario que conforma su columna geológica.
La zona que constituye el yacimiento está constituida por material calcáreo con diversas texturas y con presencia de diferentes grados de dolomitización. Lo que promueve el fracturamiento de la roca. La sección terciaria muestra eventos relevantes como fallas geológicas de tipo normal. Secuencias de arenas depresionadas por la explotación inicial del campo y otras arenas con alta presión dentro del Mioceno.
Estas condiciones han ocasionado desviaciones en las operaciones de perforación. Lo que ha impulsado a realizar un mayor análisis por cada especialidad involucrada en el proyecto, creando una sinergia de todo el grupo multidisciplinario.
En el presente artículo se abordarán los retos y desafíos de la perforación de pozos profundos del campo A en la cuenca del Istmo presentados durante la planeación y ejecución. Así como acciones de mejora implementadas que nos permitieron optimizar los tiempos de perforación y a su vez reducir el tiempo de entrega a producción.
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El campo A se encuentra ubicado en la cuenca salina del Istmo en la región sureste de México. Se caracteriza por la presencia de estructuras salinas con empuje ascendente, las cuales son precursoras del origen de la formación de cuencas sedimentarias.
La zona productora del campo A se identifica como una trampa geológica a nivel de Jurásico. Superior Kimmeridgiano (JSK) de tipo combinado. Constituida por un anticlinal asimétrico con orientación NW-SE con un área de 16.2 km, hacia el Oeste presenta un cierre natural en los flancos del Noroeste y Sureste por el buzamiento de capas delimitadas por cuerpos salinos y en los extremos del Este-Oeste por fallas inversas, con un límite convencional de yacimiento aproximado de 6,600 mvbnm. El yacimiento tiene una profundidad promedio de 6,350 mvbnm, una temperatura máxima de 156 °C y una presión de 1100 kg/cm .
El desarrollo actual del campo está constituido por 4 pozos productores y 3 en operación. Los cuales durante su perforación observaron eventos particulares con respecto a su ubicación geográfica en el campo. Lo que requirió de un mayor análisis multidisciplinario para comprender más el entorno geológico.
Con el apoyo de las áreas de geología, geofísica y geomecánica se realizó una caracterización geológica por zonas. Para determinar los riesgos más críticos durante la perforación y determinar planes de mitigación de estos.
Conclusiones
Es importante conocer el entorno geológico e identificar los eventos que nos ayuden a localizar zonas con altos riesgos potenciales que puedan presentarse durante las operaciones de perforación para determinar acciones o administrar los riesgos.
En el caso del campo A la caracterización geológica nos permitió delimitar la zona crítica de arenas con alta presión del Mioceno. Identificando los reflectores sísmicos y las marcas eléctricas como puntos de control, de esta manera en el pozo 6 ST posterior al evento del influjo. Se logró asentó el liner de contingencia 11 3⁄4” previo a la entrada de esta sección. Lo que permitió que no se presentara el influjo nuevamente y poder continuar con la perforación de acuerdo al programa original.
Con la identificación de la zona del influjo en el pozo 1B y con la colaboración de todo el equipo de geociencias se determinó el alcance de las arenas con alta presión. Lo que derivó a programar una trayectoria direccional en el pozo 8 que nos permitió evitar esta zona de influjo y lograr una perforación exitosa. Evitando desviaciones en las operaciones y optimizando tiempos de operación de hasta 50 días.
La evaluación constante de los eventos de perforación e información de pozos de correlación dentro del campo A nos ha permitido identificar áreas de oportunidad y riesgos operativos. Los cuales han sido mitigados con la implementación de prácticas operativas seguras y reingeniería de diseño para la optimización de costos y tiempos operativos. Lo que nos ha permitido la incorporación temprana de pozos a producción.
Los Ingenieros Alan Juárez Reyes y Vicente Josafat Sandoval Gutierrez presentaron el trabajo en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).
