UNIVERSIDAD AUTÓNOMA DEL CARMEN

FACULTAD DE QUÍMICA
Profesor:

Eduardo Alonso Rosado Vázquez

Materia:

Temas selectos de ingeniería petrolera

Presenta:

Morales Cabrera Yuritza

Zapien Ramírez Ricardo

Güemez Pantoja Priscila Angélica

Mortera Clara Luis David

Cruz Ramos Yanet Guadalupe

Fecha: 22 de noviembre de 2019

CHICONTEPEC

• Se encuentra ubicado en el estado de Veracruz y ocupa un área alrededor de 3000km2.

Destaca por sus complejas características
ANTECEDENTES
 CAMPO CHICONTEPEC
 Chincontepec es un depósito geológicamente complejo, con 29 campos, que inicio su
explotación en 1952.
 Contiene los recursos mas grandes del país. El volumen original de hidrocarburos es superior
a los 100 mil millones de barriles de aceite.
HISTORIA DEL CAMPO CHICONTEPEC

 La presencia de hidrocarburos se conoce desde 1926, cuando las compañías “El Águila” y
“Stanford”, perforaron pozos con objetivo Cretácico, ahí se detectaron areniscas con
manifestaciones de hidrocarburos, los cuales se consideraron como pozos
económicamente no rentables. Durante el desarrollo del campo Poza Rica, en mayo de
1935, con la prueba de producción efectuada en el pozo Poza Rica-8, se confirmó el
potencial de hidrocarburos de la Formación Chicontepec.
 Posteriormente entre los años 1952 a 1963, al perforarse pozos con objetivo Jurásico en
los campos de los Distritos de Poza Rica y Cerro Azul, se manifiesto nuevamente la
presencia de hidrocarburos en formaciones arcillo-arenosas del Terciario, pero debido a
su baja permeabilidad no se consideró rentable su explotación.
 Derivado de esta caída de Cantarell, la petrolera nacional le apostó a Chicontepec como uno de sus
grandes proyectos, a partir de 2008, debido al enorme potencial de 12,300 millones de barriles de
crudo equivalente, la mayor reserva 3P entre los 12 activos de Pemex, con recursos prospectivos
tan importantes como los estimados en las aguas profundas del Golfo de México.

 Chicontepec se ubicó como uno de los tres

proyectos principales de inversión de Pemex entre
2009 a 2014, rondando los 21,000 millones de pesos
por año. Su auge disparó el número de pozos
perforados de Pemex a su máximo histórico en 2013,
año en que se desinfló el proyecto.
  Sin embargo, la producción lograda había sido inferior a las expectativas y esfuerzos realizados.

Inversión
Inversión en los principales proyectos Total
(acumulado 2007- proyectado 2012)
Producción observada de aceite de ATG
451,273 (miles de barriles diarios)
(43%)*
Cantarell
767,854 45 mbd
Aceite Terciario del Golfo
(59%)*

501,709 Programa Estratégico del Gas

(43%)*
Burgos
30 mbd
Ku-Maloob-Zaap
sión Total 674,363
(13%)*
576,749
20 mbd
(44%)*

Cantarell
7,854
Aceite Terciario del Golfo

Programa Estratégico del Gas

Burgos
1960
1962
1964
1966
1968

1976
1978
1980
1982

1992
1994
1996
1998

2006
2008
2010
1970
1972
1974

1984
1986
1988
1990

2000
2002
2004
Ku-Maloob-Zaap
4,363
Fuente: BDI PEMEX.
 En abril de 2010 la CNH realizó una
revisión del proyecto.
 La revisión subrayó que la fase de
diseño de explotación no se completó
al nivel necesario requerido.
 Las recomendaciones de la revisión
permitieron redefinir la estrategia de
explotación , fortaleciendo el
consenso en la profundización del
estudio del sitio.

 El modesto aumento en la producción de

Chicontepec parece haber re-direccionado los
esfuerzos en la ruta correcta.
HISTÓRICO DE
PRODUCCIÓN
 PROBLEMÁTICA DEL CAMPO

Baja productividad y alta declinación al inicio de la explotación de los pozos, lo que

origina bajos volúmenes recuperados de hidrocarburos por pozo.
• Bajos factores de recuperación 5- 7 por ciento, por lo que será necesario la
implantación de mantenimiento de presión y sistemas artificiales de producción.
• Gran dispersión operativa (3,750 km2), se requiere automatizar y optimizar la
operación de instalaciones de producción a mínimo costo.
 POZOS ESTRATÉGICOS

A la fecha en el Activo, se han perforado

101 pozos denominados estratégicos o de
extensión, este tipo de pozos forman parte
de la estrategia de explotación de los
campos y se perforan en las zonas de
mayor incertidumbre.
En la siguiente figura se muestra la
estrategia de perforación de pozos
estratégicos indicándose en que campos y
año.
Los objetivos de los pozos estratégicos están enfocados en lo siguiente:
 Reclasificación del tipo de Reservas
 Direccionar la estrategia de Explotación
 Incrementar el conocimiento de las características estáticas y dinámicas del yacimiento

Durante su perforación y terminación, se adquiere la siguiente información:

 Muestras de canal
 Registro Continuo de hidrocarburos
 Núcleos
 Registros geofísicos especiales
 Pruebas de presión-producción
 Muestras de aceite para análisis PVT
 Muestras de agua de formación para análisis Stiff
POZOS DE
DESARROLLO
 El desarrollo en los Campos
del Activo, inició en los campos
Agua Fría, Coapechaca, Tajín y
en menor grado en Corralillo,
debido a un mejor
conocimiento del yacimiento y
a la infraestructura de
producción disponible; estos
campos se encuentran en la
parte centro sur del área del
proyecto como se muestra en la
siguiente figura:
Del año 2007 a la fecha, se han perforado 1,868 pozos de desarrollo en 18 campos de los 29 que
contiene el proyecto, véanse las siguientes figuras:
INICIATIVAS DE POZOS E
INFRAESTRUCTURA-PERFORACIÓN
Desde el inicio del proyecto (2008) a la
fecha en el 2011, se han perforado de
forma convencional y no convencional
1,915 pozos, además se han perforado 3
pozos con objetivo brecha con la técnica
de perforación de Tubería Flexible de 3
½”, con la cual se redujeron los tiempos
de perforación y se lograron trayectorias
sin cambios considerables de severidad y
de rumbo, como tecnología aplicada dio
buenos resultados.
Con fluido Base Agua en las 3 etapas de perforación se perforaron 135 pozos, esta
aplicación se detuvo después de que los evaluadores petrofísicos comentaron que los
registros eléctricos presentaban problemas de resolución para la identificación de
intervalos con potencial y por consiguiente desviaciones en su interpretación.
Por otro lado se observó la ventaja en una reducción de tiempos en el manejo y
confinamiento de fluidos.
Otra oportunidad de mejora se presenta optimizando el grado, librajes y diámetros de
los aceros de las tuberías de revestimiento (TR), perforándose:

 24 pozos (9 5/8”, 7”, 4 ½”), significando un ahorro sustancial de $29,001,488.37 MXN;

 59 pozos (10 ¾”, 7 5/8”, 4 ½”) con un ahorro de $59,715,133.59 MXN.
A la fecha se le ha dado continuidad al ahorro obtenido por los pozos y actualmente se
diseñan con grados, librajes y roscas rebajadas en las dos primeras etapas. Actualmente
se han perforado 202 pozos con estos grados/ librajes, manteniendo un ahorro de
$35,356,384.86
Se han perforado 8 pozos horizontales (Presidente Alemán 2482, 2484, 1565, Soledad
408, 438, 692, 693, Coyotes 423) considerados como perforación no convencional con
altos ángulos de construcción en la parte horizontal (de 60 a 89°) y desplazamientos
máximos de 1150 m
 REPARACIONES MAYORES

Las características exclusivas de la Formación Chicontepec, exigen llevar a cabo tratamientos y/o terminaciones
especiales, así como la aplicación de nuevas tecnologías que permitan la óptima producción de sus hidrocarburos.

Por tal motivo y con el objetivo de maximizar la capacidad productiva de los pozos, se llevan a cabo las
Reparaciones Mayores (cambios de intervalo) en todos los campos del Activo.

La estrategia principal es identificar y jerarquización nuevos intervalos mediante el análisis petrofísico cualitativo de
los intervalos candidatos pendientes de terminar tomando como base con el comportamiento de producción de los
intervalos similares probados en pozos vecinos, estableciendo patrones de intervalos por campo.
Se elabora una cartera de pozos los cuales son alineados en el
movimiento de equipos (desarrollo) y necesidades de
producción, con lo cual se debe cumplir con los programas
operativos, y contribuir con los pronósticos de producción
planteados. La producción de esta actividad impacta a la
producción incremental.

Aunado a lo anterior, y de acuerdo con la estrategia de

desarrollo, en los últimos 2 años, se han realizado en promedio
207 Reparaciones Mayores anuales, con una producción
promedio de 62 BPD. En el grafico 1, se muestra el
comportamiento de la actividad mensual (programadas vs.
realizadas) al cierre de octubre 2011.

Comparativo de RMA’s Programado vs. Real

(Oct. 2011)
La Metodología, consiste en la Identificación de áreas de oportunidad, para generar y documentar una
cartera sólida de propuestas integrales de intervenciones a pozos (con y sin equipo), para mejorar la
producción con lo cual se pueda obtener la máxima rentabilidad para el Activo.

La revisión, para la determinación de una Reparación Mayor, incluye los siguientes aspectos fundamentales:

 Revisión del Estado de Pozo : Determinar el estatus de producción del pozo.

 Revisión del Expediente del pozo : Localización y antecedentes del pozo.

 Revisión de los reportes de perforación: Revisión de la secuencia de la perforación y terminación del

pozo, para identificar cualquier problema durante la perforación y terminación, que puedan tener
impacto en la propuesta.

 Análisis del Registro Geofísico: Estimación de reservas recuperables y remanentes, con base en la
evaluación cuantitativa y cualitativa de las propiedades petrofísicas del intervalo propuesto.

 Interpretación de la Continuidad de las Arenas: Revisar las secciones geológicas con el objetivo de
determinar la continuidad de los cuerpos de arenas, análisis de su comportamiento dinámico.

 Análisis de Yacimientos: Análisis de pruebas de presión, PVT’s, cromatografías, parámetros del

yacimiento, producción de pozos vecinos, en la arena correspondiente y a la vez, se considera su nivel
estructural.
Se determina el pozo candidato, intervalo, se pronostica el gasto inicial y se evalúa su reserva para ser
incluido en el movimiento de equipos de Reparaciones Mayores indicando el tipo de intervención, ya sea
con o sin equipo. Todos los pozos considerados para su intervención deben contar con un documento
técnico para posteriormente integrar la propuesta en el documento técnico y finalmente elaborar las
Bases de Usuario, que dan origen al programa operativo de la RMA.
TALLERES DE INTERCAMBIO DE EXPERIENCIAS CON
Y ENTRE LAS COMPAÑÍAS NACIONALES E
INTERNACIONALES
Con la finalidad de mejorar las operaciones de perforación y optimizar los tiempos de
intervención, ya que la mayor problemática de los mismos para alcanzar la curva de
experiencia recaía en tres rubros: cementos, direccional y fluidos de perforación.
Las lecciones aprendidas y mejores prácticas operativas, han sustentado la notable curva
de aprendizaje entre las compañías, minimizando los problemas operativos y
disminuyendo los tiempos promedios de 20 hasta 14 días en la entrega de pozos
perforados, con una efectividad promedio de cada compañía del 80%.
INVERSIONES EN EL CAMPO CHICONTEPEC

 Para el año 2020, Pemex Exploración y Producción asignará seis mil 181 millones 644 mil 877 pesos
para el Proyecto Aceite Terciario del Golfo (ATG), mejor conocido como Chicontepec, ubicado en los
estados de Puebla y Veracruz, zona de extracción de hidrocarburos que ha ido a paso lento por las
condiciones geológicas en la que se encuentra.

 El Proyecto de Presupuesto de Egresos de la Federación (PPEF) indica que Chicontepec tiene un

monto de inversión total de 428 mil 234 millones 504 mil 420 pesos, del cual se han erogado 296 mil
070 millones de pesos en años anteriores.

 En un documento del gobierno de la República del año 2010 se indica que desde el año de 1978 se ha
sabido que la zona de Aceite Terciario del Golfo o Chicontepec, tiene un “amplio recurso geológico
continuo de hidrocarburos que constituye una de las mayores acumulaciones en América”, pero con
yacimientos que tienen características complejas como liberación de volúmenes de gas disuelto
cuando se extrae crudo.
Incluso, el documento adelanta que el proyecto sería uno
con los de mayor inversión en la historia petrolera
México. Esto viene a colación porque solo algunos
proyectos como Cantarell, Burgos y Ku-Malob-Zaap,
tienen más recursos –a largo plazo- que Chicontepec.

Tan solo en lo que corresponde al presupuesto del año

2020, el PPEF describe que la inversión asignada (de
más de seis mil 181 millones de pesos) será para los 29
campos productivos de aceite y gas asociado, divididos
en ocho sectores: Soledad-Coyotes, Aguafría
Coapechaca, Tajín-Corralillo, Presidente Alemán-
Furbero, Sitio-Tenexcuila, Amatitlán-Agua Nacida, Coyol
Humapa y Miquetla-Miahuapan.
REFERENCIAS

 http://www.oilproduction.net/cms3/files/Presentacion-Chicontepec%20No-
Convencional-paper.pdf
 ANTONIO, R. (2012). RETOS Y AVANCES EN EL DESARROLLO Y OPERACIÓN DE
UN YACIMIENTO NO CONVENCIONAL, “CHICONTEPEC. In: aiMEXICO, 1st ed.