El diseño y seguimiento geomecánico para la optimización de la etapa crítica 13 ⅝” de un pozo de la cuenca del sureste en aguas someras.
La metodología para la generación de modelos geomecánicos 1D tiene como principal objetivo soportar la confiabilidad del diseño de perforación de pozos. Busca mitigar las problemáticas y riesgos asociados a la estabilidad del agujero perforado durante su ejecución.
El pozo de estudio, que forma parte de la estrategia del Plan Nacional de Hidrocarburos localizado a 28.5 km al Noroeste de la terminal marítima de Dos Bocas, es clasificado como un pozo HPHT con anisotropías litológicas a lo largo de toda su columna geológica.
Se género el modelo geomecánico 1D con una correspondencia similar a las problemáticas reales identificadas en los pozos de correlación del campo
Con ello, se generó una certidumbre alta del modelo, permitiendo realizar un mapa de riesgos de cada una de las etapas. Igualmente, permitió identificar la perforación de la etapa de 13 ⅝” del pozo de estudio. Es la de mayor riesgo con pérdidas de circulación severas y presencia de derrumbe tabular con una alta probabilidad de atrapamiento de sarta.
Adicionalmente, se elaboró un plan de acción en conjunto con el área operativa, dando seguimiento puntual de la operación; así como la actualización en tiempo real del modelo con respecto a los registros eléctricos del pozo.
Esto dio como resultado la mitigación de la pérdida de circulación severa y el control de la densidad ante la presencia del derrumbe tabular inherente a la formación.
Asimismo, el éxito de esta etapa garantiza el diseño y la perforación optima de los siguientes pozos a perforar en el campo. Esto a su vez se traduce en reducción de tiempos y costos de los siguientes pozos a perforar.
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El pozo de estudio forma parte del desarrollo de nuevos campos, como parte de la estrategia del Plan Nacional para la Producción de Hidrocarburos; el cual sustenta 5 objetivos estratégicos y 16 líneas de acción.
Entre las cuales destacan: asegurar el incremento de reservas en las cuencas del sureste de aguas someras y desarrollar de manera acelerada los campos descubiertos; cuidando y garantizando siempre el máximo factor de recuperación (Plan Nacional para la Producción de Hidrocarburos, 2019).
El pozo de estudio pertenece a un campo localizado a 28.5 km al Noroeste de la terminal marítima de Dos Bocas. Cuenta con un tirante de agua de aproximadamente 32 m, siendo el primer pozo en modalidad “Llave en mano”. Tiene como objetivo incorporar producción de la formación de Jurásico superior Kimmeridgiano (JSK).
Metodología. Como parte del proceso de la generación del modelo geomecánico 1D (MEM 1D) del campo para la perforación del pozo. Se realizó el análisis de los eventos de perforación de los pozos correlación, identificando la etapa crítica de pérdidas severas de circulación; influjo de agua y atrapamientos de sarta en la etapa de 14 ½” ampliada a 17 ½” para la introducción de la tubería de revestimiento (TR) 13 ⅝”.
Donde los pozos perforados realizaron sidetracks, ventana y colocación de TR’s de contingencia significaron tiempos no productivos de perforación. Los cuales van de ± 100 a 15 días para control de pozo con altos costos por equipo y material de contingencia.
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Con la aplicación del plan establecido y el apoyo del equipo multidisciplinario de diseño y personal de a bordo, se tuvieron los siguientes resultados:
- Actualización continua del MEM 1D durante la perforación del pozo, para identificación de formaciones previa a la zona crítica; emitiendo recomendaciones oportunas en tiempo real al personal de abordo.
- La mitigación de la pérdida severa de circulación característica del campo, durante la perforación de la etapa de TR 13 ⅝”.
- Evaluación de los recortes/derrumbes recuperados en superficie a la profundidad de 2260 md. Donde se identificó la morfología de este tipo de derrumbe como tabular/redondeado; característico de una zona naturalmente fracturada con porcentaje de salida esporádica de menos del 3% con respecto al recorte, evitando el aumento de densidad.
En conclusión, la metodología para la generación de modelos geomecánicos 1D, tiene como principal objetivo, soportar la confiabilidad del diseño de perforación de pozos. Para la mitigación de problemáticas y riesgos asociados a la estabilidad del agujero perforado durante su ejecución.
El plan de acción elaborado para el pozo con el grupo multidisciplinario de diseño y el área operativa; la cual dio como resultado la mitigación de la pérdida de circulación severa. Adicionalmente, el control de la densidad ante la presencia del derrumbe permitió tabular inherente a la formación.
Finalmente, el éxito de esta etapa garantiza el diseño y la perforación optima de los siguientes pozos a perforar en el campo. Esto a su vez se traduce en reducción de tiempos y costos de los siguientes pozos a perforar.
Los Ingenieros Viridiana Yamileth Parra Hernández, Francisco Antonio Dzib Palmer, Daniel Volbre Mondragon, Sebastian Jimenez García; Bernardo Mazón Ruiz y Edgar Ulises Ordaz Hernández presentaron el trabajo en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).
