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Se presenta una metodología para la determinación y colocación de etapas para el fracturamiento hidráulico en pozos horizontales productores de aceite-gas de lutita a partir del procesamiento de registros geofísicos y diagramas ternarios λρ-μρ y v-E obtenidos a partir de modelos micromecánicos. Los resultados de la determinación y colocación de las etapas están basados en el análisis de diagramas ternarios λρ-μρ y propuestos por Nicolás-López y Valdiviezo-Mijangos (2015) y registros geofísicos convencionales de un pozo productor de aceite-gas de lutita de la región norte de México. Estos diagramas muestran propiedades mecánicas efectivas en relación a la concentración de los minerales arcilla-carbonato-cuarzo con los cuales se pueden determinar los puntos más frágiles en la trayectoria de un pozo. La particularidad de los diagramas ternarios antes mencionados consiste en usar el método autoconsistente para obtener las propiedades efectivas μ0, κ0, y ρ0 considerando la heterogeneidad de la formación mediante la resolución de sistemas de ecuaciones no lineales. Además para tener una mejor caracterización de las propiedades de las rocas a partir de los registros geofísicos en los diagramas ternarios, se agregaron curvas de isofragilidad. De acuerdo a los criterios geomecánicos obtenidos con los diagramas ternarios y las curvas de isofragilidad se obtuvieron de manera precisa las regiones óptimas en la trayectoria del pozo de estudio para determinar y colocar el número de etapas idóneo.

Calificación:

Se presenta una alternativa para complementar los diseños de estimulación de pozos, que contengan intervalos productores susceptibles de reaccionar con algún tipo de ácido. Este método consiste en la conjunción de la estequiometria química por un lado, con lo que se determina con razonable precisión la cantidad de ácido clorhídrico necesario para disolver una unidad de roca; y registros geofísicos por el otro, determinando de las fracciones minerales presentes en las rocas sedimentarias en un intervalo de interés. Conjuntando estas dos áreas, ha sido posible determinar con precisión la cantidad de ácido necesaria para disolver una cierta cantidad de roca de carbonato de manera controlada para reestablecer la porosidad de la vecindad del pozo. Si bien, actualmente han evolucionado las compañías prestadoras de servicios, dedicadas a proporcionar tecnologías que cada vez más especializadas en el tema de estimulación de pozos; en muchas ocasiones, no se tiene completamente clara la justificación de porque se propone tal o cual cantidad de tratamiento ácido para estimular un intervalo productor; dando pie a situaciones de incertidumbre en el tema. Esta metodología mitiga en un porcentaje dicha incertidumbre, permitiendo al usuario, aproximar el volumen ideal de ácido que requiere cada pozo en particular, diseñando un traje a la medida para cada caso, logrando establecer puntos de análisis y común acuerdo. Para probar esta metodología se empleó información de un pozo y datos de autores para litologías similares. Los resultados son positivos e invitan a la generalización y sistematización de este método.

Calificación:

Esta metodología surge a partir de la búsqueda y prueba de varias formas para simplificar y resolver la ecuación de compresibilidades para predecir la presión de poro en secuencias de carbonatos, método que ha sido parcialmente divulgado en el medio petrolero. El método simplificado, consiste de una ecuación que contiene dos variables, la porosidad total y el esfuerzo efectivo, además de un exponente de calibración gamma, que ajusta la curva de presión de poro a un dato “duro”, obtenido en un pozo de correlación. Estos parámetros son de relativa fácil obtención y se sustituyen directamente a la ecuación propuesta. Lo anterior, brinda ventajas para la utilización de este método, comparándolo con la ecuación original basada en compresibilidades; incluso se presenta como de más sencilla aplicación, que las ecuaciones empleadas para predicción de presión de poro en siliciclásticos, como la ecuación de Eaton, en la cual, se requiere de un mayor grado de conocimiento por parte del usuario, para trazar la línea de tendencia de compactación normal. Implementando esta metodología para la predicción de la presión de poro en secuencias de carbonatos, se abre toda una gama de posibilidades para profundizar el análisis de los yacimientos de petróleo y gas. La metodología, fue aplicada a dos pozos petroleros, utilizando datos presentados por varios autores para litologías similares. Los resultados obtenidos fueron positivos con lo que se propone la sistematización y generalización de este método a todo tipo de litologías.

Calificación:

'La velocidad de ondas de corte o cizalla y los parámetros elásticos como el módulo de Young (????), relación de Poisson (????), módulo volumétrico (????), módulo de corte (????) y parámetro de Lamé (????); son insumos útiles y necesarios en el análisis de geomecánica del subsuelo, ya que con esta información se generan diversas posibilidades de análisis del subsuelo y se logra robustecer el espectro de decisiones durante las etapas de perforación y terminación de pozos petroleros. No obstante la importancia de esta información en muchas ocasiones no se tiene disponible. Para solucionar esta problemática, se han seleccionado y emulado de la literatura, varias correlaciones que aproximan el comportamiento de la velocidad de corte y los parámetros elásticos en el subsuelo. Sin embargo, no en todos los casos, se logra tener una aproximación aceptable con estas correlaciones. Con la aplicación de esta metodología, fue posible generar los productos necesarios para la construcción de un modelo dinámico de geomecánica profunda, a partir de insumos comunes para la mayoría de los pozos estudiados, como son curvas de registros convencionales de rayos gamma, resistividad verdadera, tiempo de tránsito y densidad volumétrica; dicha información fue introducida en simulador de inteligencia artificial que resolvió con las redes neuronales entrenando primeramente con valores conocidos, y posteriormente aplicando dicha lógica a los casos objetivo.

Calificación:

'Haciendo uso de la experiencia práctica que se adquirió en campo realizando taponamiento definitivo de pozos obsoletos, perforados a principios del siglo pasado y sin producción del área Cerro Azul Naranjos, se desarrollaron técnicas y métodos para poder crear acceso a ellos minimizando el manejo de dichas conexiones dañadas e intervenir con mayor seguridad los pozos. Con la práctica continua y experiencia en este tipo de intervenciones surgen nuevas ideas para que en lugar de taponar todos estos pozos, reparar aquellos en los que aún sea factible mantener produciendo y recuperar hidrocarburos. La creación de este procedimiento va encaminado a todos aquellos pozos terrestres con conexiones no convencionales obsoletas, con válvulas de compuerta (tipo Darling y Chapman) del área Cerro Azul Naranjos (APPRA), y otras áreas que cuenten con este tipo de pozos, que aún mantengan buena producción de aceite y sean susceptibles de prolongar su vida productiva conseguridad, en lugar de ser taponados definitivamente. Realizando reacondicionamientos de conexiones superficiales de pozos (muchos de ellos, inclusive perforados antes de que existiera Pemex como tal), se logra obtener una mayor longevidad en la vida productiva de los mismos, teniendo como resultado, pozos reparados que pueden continuarse operando con conexiones API por varios años más. De igual manera, utilizando mecanismos de reparación como el que se propone en este trabajo, se pueden reducir en un momento dado, las perforaciones de pozos de alivio que requieren la utilización de recursos y tecnologías exponencialmente superiores a la del acondicionamiento de pozos ya existentes. El realizar trabajos de reacondicionamiento en estos pozos antes de que estos presenten comunicaciones superficiales (fugas), facilita las operaciones ya que se tiene control del pozo en todo momento, garantizando también, la protección ambiental del entorno. El realizar este tipo de trabajos no es sencillo, se tiene que efectuar apegado a las normas de seguridad establecidas en Pemex y dependiendo la condición específica de cada uno de estos pozos, ya que existe una gran heterogeneidad en los mismos, así como registros escasos de su etapa de perforación e intervenciones anteriores efectuadas a los mismos.

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