Elaboración del modelo geomecánico 1D para el campo X-A como precedente para la optimización de la etapa crítica 13 ⅝”de los pozos del campo X de la cuenca del sureste del Golfo de México.
La metodología para la generación de un modelo geomecánico 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 pozo X-32, que forma parte de la estrategia del Plan Nacional de Hidrocarburos, está 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.
Para este pozo, se generó el modelo geomecánico 1D con una correspondencia similar a las problemáticas reales. Identificadas en los pozos de correlación del campo perforados hasta el 2019, dando una certidumbre alta del modelo para realizar un mapa de riesgos de cada una de las etapas del campo e identificando en la perforación de la tubería de revestimiento (TR) de13 ⅝”.
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. Dando como resultado la mitigación de la pérdida de circulación severa y el control de la densidad ante la presencia del derrumbe tabular y efecto centro ideinherente a la formación.
El éxito de esta etapa garantizó el diseño y la perforación óptima de los siguientes pozos. Lo que se tradujo en la reducción de tiempos y costos para el desarrollo del campo y de otros campos con las mismas características litológicas.
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El pozo X
-32 forma parte del desarrollo de nuevos campos, como parte de la estrategia del Plan Nacional para la Producción de Hidrocarburos donde 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 somerasy desarrollar de manera acelerada los campos descubiertos, cuidando y garantizando siempre el máximo factor de recuperación (Plan Nacional para la Producción de Hidrocarburos, 2019).
Cabe señalar que el pozo X-32 perteneciente al campo X-A localizado a 28.5 km al Noroeste de la terminal marítima de Dos Bocas. Con un tirante de agua de aproximadamente 32 m, fue el primer pozo en modalidad “Llave en mano”. Con el objetivo de incorporar producciónde la formación de Jurásico superior Kimmeridgiano (JSK).
Los pozos del campo X-A tienen la característica de perforar formaciones de Reciente Pleistoceno hasta el Jurásico. Con profundidades mayores a los 7,000 metros desarrollados (md), temperaturas de más de 170 °C. Y presiones de más de 17,000 lbf/in2clasificándolo como alta presión y alta temperatura (HPHT).
El rasgo distintivo principal de este campo es la transferencia de presión en las arenasprobadas por MDT en campos correlativos y en el pozo X-1. Donde fue posible medir presiones e identificar fluidos por medio de un analizador óptico. Obteniendo el cálculo de gradiente de presión de 0.462 lbf/in2 equivalente a una densidad de 1.07 g/cm3 (agua) alcanzando valores de presión de 4,158.80 lb/ft2a 1700 mv (Prueba MDT, 2014).
Conclusiones
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 X-32 con el grupo multidisciplinario de diseño y el área operativa, 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.
El éxito de esta etapa garantizó el diseño y la perforación óptima de los siguientes pozos. Lo que se tradujo en la reducción de tiempos y costos para el desarrollo del campo y de otros campos con las mismas características litológicas.
Los Ingenieros Viridiana Yamileth Parra Hernández, Francisco Antonio Dzib Palmer. Daniel Volbre Mondragon y Sebastián Jiménez García presentaron el trabajo en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).
