Optimización de la terminación de dos yacimientos simultáneos en pozos de la asignación “C” para incrementar la rentabilidad y maximizar el valor.
La asignación “C” se encuentra en la Cuenca Terciaria de Burgos. Es productora de gas húmedo en areniscas del Oligoceno Vicksburg (17 Yacimientos) y Eoceno Jackson (3 Yacimientos). La columna Geológica está constituida por una fuerte alternancia de areniscas y lutitas.
Igualmente, el sistema de depósito se encuentra asociado a frentes deltaicos dominado por oleaje. Estructuralmente el área es compleja con fallamiento normal con caía al oriente; lo cual provoca una compartimentalización lo que genera bloques estructurales independientes.
En 1998, con la perforación del pozo Exploratorio “Exp-1” se da inicio a la explotación de los yacimientos denominados profundos, OV-80 y OV-90; alcanzando su máximo pico de producción durante los años 2013-2015 con el desarrollo de 13 pozos; derivado de la baja internacional en los precios de los hidrocarburos se disminuyó la inversión y actividad física en exploración.
Como parte de la nueva estrategia de Pemex, en 2019 se planteó la reactivación del proyecto “C” profundo dados las producciones estimados de gas y condensado.
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El objetivo del presente trabajo fue mostrar la optimización de la terminación simultánea de los pozos en los yacimientos profundos. Para explotarlos simultáneamente bajando el costo de la terminación aumentando su la rentabilidad, así como la interacción de las fracturas de los yacimientos mencionados.
Igualmente, el resultado obtenido con el pozo fue todo un éxito; el cual reportó un gasto inicial de 140% de gas y 125% en condensado, con 1.22 de relación VPN/VPI; soportando una cartera de 33 localizaciones con reserva a enero 2020 y 10 localizaciones potenciales; esperando un incremento en producción a estos yacimientos, garantizando tener un retorno de inversión y el suministro de gas al Complejo Procesador de Gas Burgos.
Maximizar las técnicas de explotación en los yacimientos siliciclásticos es un reto constante en la cuenca de burgos. Esta terminación muestra el trabajo constante y multidisciplinario para poder llegar a estos resultados, los cuales al cuantificar se observó una mejor rentabilidad.
Igualmente, este trabajo documentó la terminación de un pozo de la asignación “C” de forma simultáneamente en dos yacimientos. Esto debido a las características que presentan las areniscas (Ov-80-90) valores petrofísicos favorables y un espesor neto impregnado de al menos 37M; los trabajos de terminación comprenden una serie de actividades que se requieren acondicionar el pozo para su producción; esto realizado en un tubingless con disparos convencionales y fracturamientos hidráulicos; los cuales se inician ajustando un primer diseño de fractura preliminar.
Adicionalmente, en conjunto al análisis de información que se obtuvo de los registros geofísicos y evaluación petrofísica se buscó optimizar y ajustar los parámetros finales en la cedula de bombeo y potenciar la extracción de los hidrocarburos y su vida de explotación.
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El pozo “C-1”, fue perforado y terminado en 2019 con resultados de éxito, resultando productor fluyendo por un estrangulador 14/64”. Con una presión en cabeza de 7,100 psi, una presión en línea de 1150 psi; con un gasto de gas de 7.3 MMpcd, 168 barriles diarios de condensado y 96 barrilles diarios de agua.
Posterior a su terminación se instaló telemetría con la finalidad de tener valores en tiempo real y de esta manera acelerar la toma de decisiones; razón por la cual se instaló una sarta de velocidad para optimizar la producción del pozo de una mejor manera la energía de los yacimientos.
Asimismo, el análisis de la producción y del sistema instalado nos muestra que el pozo se esta comportando de una manera acorde a lo pronosticado; sin embargo, de no haber tomado las acciones mencionadas, el comportamiento sería muy diferente, esto tomando en cuenta la gran producción de líquidos.
El análisis comparativo de todos los pozos terminados en los denominados yacimientos profundos nos mostró 2 áreas de condiciones diferentes; mostrando mejores condiciones hacia la parte norte de la asignación con respecto a la zona sur.
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Estos resultados nos permitirán documentar de manera diferente los futuras localizaciones, mostrando gastos superiores a los 5 millones de pies cúbicos por día en las inmediaciones del pozo “C-1” y gastos de 3.5 a 4.0 millones de pies cúbicos diarios de gas en las porción sur de los yacimientos profundos.
Asimsimo, los resultados de la interpretación integrada Geociencias–Ingeniería de Yacimientos, nos muestra que las propiedades del Yacimiento OV-90 mejoran hacia la porción noreste de la asignación. Igualmente, las propiedades del Yacimiento OV-80 mejoran hacia la porción sur de la asignación.
En el análisis de Resultados Programado Vs Real se mostró que en la parte de Perforación principalmente fue el ahorro fue por 13.3 mmpesos; derivado de la optimización del uso del sistema MPD. Para perforar con presión controlada y 6.58 mmpesos en tiempo de ejecución, materiales y servicios en la etapa.
Los Ingenieros Luis Fernando Aguilera Naveja y Ricardo Padilla Martinez presentaron el trabajo en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).
