optimizacion de la aplicacion de bombeo electrocentrifugo en pozos de aceite pesado del campo zaap

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Órgano de Divulgación Técnica, e Información de la Asociación de Ingenieros Petroleros de México, A.C.Órgano de Divulgación Técnica, e Información de la Asociación de Ingenieros Petroleros de México, A.C.

VOL L Número 7 Julio de 2010VOL L Número 7 Julio de 2010

Estrategia de productividad de pozos en campos maduros del Activo Integral Poza Rica Altamira, en busca de producción

Optimización de la aplicación del Bombeo Electrocentrífugo en pozos de aceite pesado del Campo Zaap

Discretización de la porosidad en el Mesozoico del Campo Sihil, Activo Integral Cantarell

Campos marginales, una alternativa de negocio para su reactivación y con ello ampliar la capacidad de ejecución de PEP

Bombeo neumático con mandril profundo y compresión a boca de pozo, Plataforma Akal-TM del Campo Akal

Primera aplicación de la técnica de perforación utilizando tubería concéntrica para pozos horizontales en campos de-presionados en la Región Sur de México





Bombeo neumático con mandril profundo y compresión a boca de pozo, Plataforma Akal-TM del Campo Akal

Primera aplicación de la técnica de perforación utilizando tubería concéntrica para pozos horizontales en campos de-presionados en la Región Sur de México

COORDINACIÓN EDITORIAL

Laura Hernández Rosas

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5260-7458, 5260-2244, 5260-7310

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Invita a todos sus asociados a participar activamente con la elaboración y enriquecimiento de la revista Ingeniería Petrolera, a fin de compartir conocimientos y nuevas experiencias.

Los temas para participar pueden ser de interés general, anecdóticos, históricos, chuscos, técnicos ó de conocimiento en general. No pierdas la oportunidad, ¡Participa con nosotros!

¡Fraternidad y Superación!

La Asociación de Ingenieros Petroleros de México, A.C.

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Vol. L No. 7 Julio 2010

Ingeniería Petrolera.- Publicación mensual de la Asociación de Ingenieros Petroleros de México, A.C., Av. Melchor Ocampo 193 Torre “A” piso 12 Col. Verónica Anzures C.P. 11300, México D.F., Tels. 5260-2244 y 5260-7458. Solicitada la Autorización como Correspondencia de Segunda Clase de Administración de Correos núm. 1 de México D.F. Distribuido por la Asociación de Ingenieros Petroleros de México, A. C. Publicación Editada e Impresa por Gráfico Express S.A. de C.V. Andres Iduarte F. No. 213 Col. José Ma. Pino Suarez Tels.: 351-19-80, 351-19-38 C.P. 86168 Villahermosa, Tab. Edición: 2000 Ejemplares.

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I n d i c e

Resúmenes de artículos técnicos

Sección Técnica

04

Editorial 03

07

13

23Estrategia de productividad de pozos en campos maduros del Activo Integral Poza Rica Altamira, en busca de producción

Optimización de la aplicación del BombeoElectrocentrífugo en pozos de aceite

pesado del Campo Zaap


36Campos marginales, una alternativa de negocio para su reactivación y con ello ampliar la capacidad de ejecución de PEP

46Bombeo neumático con mandril profundo y compresión a boca de pozo, Plataforma Akal-TM del Campo Akal

54Primera aplicación de la técnica de perforación utilizando tubería concéntrica para pozos horizontales en campos de-presionados en la

Región Sur de México

Artículos

222

Consejo Nacional de Honor y Justicia

Directiva Nacional

Delegación Ciudad del Carmen

Delegación Coatzacoalcos

Delegación Comalcalco

Delegación México

Delegación Monterrey

PresidenteVicepresidente





Delegación Poza Rica

Delegación Reynosa

Delegación Tampico

Delegación Veracruz

Delegación Villahermosa


Presidente


Presidente


Coordinación EditorialLaura Hernández Rosas [email protected]

Tels: 5260-7458, 5260-2244, 5260-7310 Micro (811) 20118

Gerencia Nacional

Lic. Roberto Manuel Martínez Gómez [email protected]

Ing. José Baltazar Domínguez

Ing. Moisés Medellín Salgado

M I. Arturo Ramírez Rodríguez Ing. Javier Rubén Martínez Gutiérrez

Ing. Martín Salazar Bustamante

Ing. Sergio Vázquez Barrera

Ing. Martín Galindo García

Ing. Gustavo Salgado Nava

Ing. Francisco Javier Garza Salazar

Ing. Roberto Lozano Montemayor

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Ing. Miguel Angel Maciel Torres

Ing. Gregorio Olmos Cedillo

Ing. Gaelo de la Fuente García

Ing. Miguel Ángel Hernández García

Ing. Rubén A. Jiménez Guerrero

Ing. Lauro Jesús González González

Ing. Jorge Rodríguez Collado

Ing. Daniel Nájera Paredes

Ing. Jesús Oscar Romero López

MI. Carlos Rasso Zamora

Ing. Javier Chávez Morales

Vicepresidente

www.aipmac.org.mx

MI. José Luis Fong Aguilar

MI. Edmundo Rivera Ramírez

Ing. Ricardo Rosales Lam

Ing. Ing. Víctor Hugo Flores Iglesias

Ing. Miguel Angel Maciel Torres

Ing. César R. López Cárdenas

lng. Néstor Pérez Ramos

Ing. Sergio Mariscal Bella

lng. Edilberto Peña Sainz

Ing.. Oscar Humberto Lizán Pérez

lng. Héctor S. Salgado Castro

Ing. Rubén Luján Salazar

Dra. Alma América Porres Luna

Ing. Alfonso Amieva Zamora

Ing. Jaime Torres Ruvalcaba

Ing. Carlos Gustavo Cuéllar Angulo

Dr. Francisco García Hernández

Lic. Roberto Vera Castro

Ing. Florencio Saucedo Molina

Presidente

Vicepresidente

Secretario

Prosecretario

Tesorero

Protesorero

Coordinador de Ayuda Mutua

Subcoord. Inversiones Ayuda Mutua

Coordinador de Fondo de Retiro

Subcoordinador Inversion Fondo de Retiro

Director Comisión de Estudios

Subdirector de Estudios

Directora Comisión Editorial

Director Comisión Legislativa

Subdirector de Comisión Legislativa

Coordinador de Relaciones Públicas

Director Comisión de Membresia

Coordinador de Apoyo Informático

Coordinador de Salud y Deporte

E d i t o r i a l

333

a idea original de reconocer a los ingenieros en un día específico, nació del ingeniero EUGENIO MÉNDEZ DOCURRO egresado de la Escuela Superior de Ingeniería Mecánica y Eléctrica del Instituto Politécnico Nacional, siendo Secretario de Comunicaciones y Transportes y durante la celebración del día del abogado, el 12 de Julio de 1973, quien propuso que el “Ingeniero Mexicano” recibiera en fecha fija e inamovible, un reconocimiento por su amplia labor desarrollada en las aulas, en el campo, en la investigación y como factor determinante que ha sido, es y será en todo programa de desarrollo socioeconómico del país.

Para presentar esta iniciativa se llevó a cabo una investigación exclusiva, en diversos medios culturales, históricos y profesionales, a efecto de determinar la fecha más indicada para la institución de tal día.

Fue el ingeniero Gustavo Otto Fritz, encargado en ese tiempo del acervo histórico de la Facultad de Ingeniería de la UNAM, quien sugirió que fuese el 1 de julio, por ser ese día, pero en el año de 1776, la fecha en que se expidiera la Real Cédula para la creación en México del Real Tribunal de la Minería, que auspició la fundación del centro de docencia e investigación, al que se denominó “Real Seminario de Minería”, y del cual surgieron los planes de estudios y los libros de las primeras escuelas de ingeniería del Continente Americano.

Después de muchas gestiones, entrevistas y acuerdos, tanto a nivel local como nacional, el 1 de julio de 1974 se celebró el “DÍA NACIONAL DEL INGENIERO”, con un brillante acto llevado a representación del Presidente de la República, (Lic. Luis Echeverría Álvarez) el Lic. Hugo Cervantes del Río, Secretario de la Presidencia, también estuvieron presentes el Ing. Eugenio Méndez Docurro, Secretario de Comunicaciones y Transportes y el Ing. Víctor Bravo Ahuja, Secretario de Educación Pública.

La AIPM, agrupa a profesionales de la Ingeniería en sus diferentes ramas, que laboren en o para la Industria Petrolera, y celebra a sus ingenieros agremiados, entregándoles reconocimientos a expertos distinguidos por su apoyo en la selección de los trabajos técnicos que se presentarán en el Congreso Mexicano del Petróleo, en donde este año, se hará una ceremonia especial para hacer entrega de dichos reconocimientos; aunado a esto, en cada una de las delegaciones que integran a la AIPM, se realizan eventos especiales para festejar a los ingenieros en su día, ya que son parte fundamental del desarrollo del país, y en este caso, principalmente, de la Industria Petrolera Nacional. Además de participar en los festejos que organiza la UMAI (Unión Mexicana de Asociaciones de la Ingeniería).

Enhorabuena a quienes desempeñan tan loable profesión, y son el orgullo de nuestra Asociación de Ingenieros Petroleros de México.

Día Nacional del Ingeniero

L

Fraternidad y Superación

R e s ú m e n e s444

JULIO/2010JULIO/2010

Optimización de la aplicación de Bombeo Electrocentrífugo en pozos de aceite pesado del Campo Zaap


Eduardo Poblano-RomeroÁngel Salazar-MuniveNahun Zárate-GuzmánDelegación Villahermosa

El Campo Zaap se localiza en la Sonda Marina Mexicana a 100 kilómetros aproximadamente al nor-oeste de las costas de Campeche, actualmente tiene una producción del orden de 270 MBPD de aceite y 106 MMPCPD de gas, el cual proviene en su mayoría de yacimientos del Cretácico con una densidad de 13 °API.

Como estrategia para el mantenimiento de la plataforma de producción en el 2006, se efectúan CBEC en pozos del Campo Zaap, los cuales presentaron un corto tiempo de vida útil. Este documento presenta la optimización efectuada al sistema BEC para el incremento del tiempo de vida útil en el levantamiento de aceite pesado del Campo Zaap.

Jesús García HernándezCarlos U. Pérez GonzálezJosé C. González del AngelDelegación Ciudad del Carmen

Dada la heterogeneidad de los yacimientos carbonatados naturalmente fracturados y de triple porosidad, como es el caso del Campo Cantarell, es difícil predecir y lograr un consenso en lo que respecta a las descripciones petrofísicas de estos yacimientos.

Estos yacimientos presentan en su sistema poroso una triple porosidad, dividida en dos tipos de acuerdo a su origen, la primaria representada por el espacio poroso que adquiere la roca en el momento del depósito, denominada porosidad de matriz; y una porosidad secundaria que se genera por procesos posteriores al depósito, tales como dolomitización, disolución, recristalización (vúgulos) y fracturamiento entre otros, que generan sistemas porosos.

La susceptibilidad de los minerales carbonatados al cambio químico, una vez removidos o incluso, mientras se encuentran dentro del ambiente de sedimentación, indica que los procesos diagenéticos son mas significativos en las rocas carbonatadas que en las rocas siliciclásticas. Las escalas en que estos procesos afectan a las rocas varían entre micrones y kilómetros, y generalmente modifican los diámetros y las formas de los espacios porosos, y por lo tanto, afectan la permeabilidad y la porosidad.

El Campo Sihil es de este tipo de yacimientos, la metodología de la discretización consiste en determinar, que parte de la porosidad corresponde a la matriz y cual a los vúgulos/fracturas, mediante el uso de las mediciones hechas por los registros geofísicos, sónico, densidad y neutrón, e involucrando un factor de dolomitización ajustado a las características propias de los yacimientos, con la finalidad de disminuir la incertidumbre en el modelo estático y fortalecer la simulación numérica de los mismos.

Estos resultados son correlacionados con perfiles especiales, como los de imágenes, resonancia magnética y de producción, así como los resultados de la descripción petrográfica, diagenética de núcleos y estudios geomecánicos. Esta discretización se complementa con la determinación de clases de porosidad, determinadas en función de los rangos de la misma y el contenido de arcilla en cada formación.

Actualmente, se está trabajando en el carácter dinámico de estas clases de porosidad, construyendo un modelo de permeabilidad que al integrarse con estos resultados, permitirá determinar la capacidad de flujo y de almacén de las mismas.

Finalmente, este estudio contribuirá a reducir la incertidumbre del sistema poroso, aspecto fundamental en los estudios de simulación numérica del yacimiento, así como para el análisis de la predicción de su comportamiento de producción.

Manuel Soto Meneses Delegación Poza Rica

Actualmente, la declinación de producción del país ha sido muy grave y los pronósticos de producción cada


555


vez son más complicados de cumplir, los grandes yacimientos y las producciones espectaculares por pozo están pasando a la historia, por lo que es una imperante necesidad revisar nuestras historias de producción y voltear a ver nuestros campos maduros donde existe una buena oportunidad para obtener producción.

Con base a este principio y aprovechando la experiencia de la Coordinación de Diseño de Explotación (CDE) del Activo Integral Poza Rica - Altamira (AIPRA), con la metodología de productividad de pozos ya que desde finales de 2005 la CDE viene trabajando bajo este principio, se inició un proyecto alineado con la Subdirección Técnica de Explotación (STE), denominado Estrategia de Productividad de Pozos en PEP. El objetivo fue reforzar al grupo de Ingeniería de Producción de pozos perteneciente a la CDE del AIPRA, con asesores especializados para la generación, análisis y documentación de pozos candidatos a diferentes tipos de intervención como: Reparaciones Mayores, Reparaciones Menores, Análisis de Sistemas Artificiales de Producción, Calibración y Limpieza de Tuberías de Producción, Estimulaciones, etc.

Los trabajos se centraron en el Proyecto Integral Poza Rica - Tres Hermanos, debido a la gran cantidad de campos que tiene y al número tan elevado de pozos cerrados, clasificados en el estado de pozos oficial, como cerrados con oportunidad.

El objetivo principal fue revisar el estado actual de cada campo, identificar la información con que se cuenta, tanto estática como dinámica, e identificar las oportunidades de intervenciones que nos permitan incrementos de producción.

Conjuntamente con la Subdirección Técnica de Explotación, se plantearon objetivos específicos y cuantitativos, de tal manera que se pudiera evaluar el desempeño del grupo de productividad.

El objetivo fue la documentación de 80 estudios integrales de productividad de pozos, de los cuales 60 deberían ser oportunidades de mejoramiento de productividad, que generen un incremento de producción de por lo menos 3000 bpd de aceite y 6 mmpcd de gas, en un periodo de tres años y cada estudio debería contener un diagnóstico del

problema, alternativas de solución y su análisis técnico de intervención.

En términos generales, el objetivo planificado se cumplió, ya que el grupo generó un total de 70 estudios integrales de productividad, de los cuales 63 presentan oportunidad de intervención a corto, mediano y largo plazo. En cuanto al gasto inicial, el incremento de producción asociado a las reparaciones mayores/menores propuestas, representa un total de 5000 bpd de aceite aproximadamente y 11 mmpcd de gas.

Debido a estos resultados y al convencimiento de la CDE de las oportunidades de producción que se tienen en campos maduros, el grupo continúa trabajando y al mes de abril de 2009 (once meses de trabajo) se cuenta con 170 pozos documentados, de los cuales 35 se han ejecutado con un incremento puntual de la producción de 1902 bpd y 2.5 mmpcd y el resto o se encuentra programada su intervención o está en toma de información para definir su ejecución.

M. en S. Ramiro Acero HernándezTadeo Bernat RodríguezDelegación Villahermosa

Se describe un proceso de trabajo bajo el enfoque de Gerencia de Proyectos, utilizando para su diseño la metodología VCD, lo cual permitirá una identificación y selección de campos para constituir bloques de producción. Posteriormente, con los escenarios de explotación y teniendo claros los objetivos de producción, costos y eficiencia entre otros, se estructura del Modelo de Negocio y la Estrategia de Contratación a aplicar.

Al finalizar estas fases, PEP estará en posibilidad de iniciar el proceso de licitación, contratación y ejecución.El proceso de trabajo se inicia con la Fase de Visualización donde se hace un análisis de los campos potenciales a ser estructurados en bloques, así como los recursos requeridos para realizar el proyecto. Con los insumos de la fase anterior, se da inicio a la Fase de Conceptualización, en la cual se consolidan las premisas del proyecto y se establece la metodología para la selección de campos. Se recopila y se ordena


666 Sección Técnica


la información clave de los campos y a partir de su análisis y de criterios de evaluación, se determinan de manera preliminar los bloques a ser operados dentro del nuevo modelo de ejecución. Se analizan distintos esquemas de contratación y de modelos de negocio, y se establece el marco legal para las soluciones posibles, procediendo al desarrollo de las más viables.

En la Fase de Definición se completa la selección y se establecen los límites geográficos de los bloques a licitar, se realiza el cuarto de datos, se desarrollan los escenarios de explotación, las evaluaciones económicas del modelo de negocio, los anexos técnicos, así como el modelo de contrato. También es importante definir la forma en que se va a integrar la información que vaya generando el contratista y cómo debe seguir siendo procesada en los sistemas de información de PEP; si es necesario habrá que hacer adecuaciones a los sistemas para que se tenga en resguardo toda la información operativa y administrativa generada durante la vigencia del contrato. Todo esto se debe realizar antes de iniciar el proceso licitatorio.

Ing. Oscar Noé Ruiz Maldonado

Ing. Roberto Lagunas Tapia

MI. Antonio Rojas Figueroa,

MI. Miguel Angel Lozada Aguilar

Ing. Antonio Martínez Arano

Delegación Ciudad del Carmen

En este trabajo se presenta el Proyecto Compresión a Boca de Pozo para Bombeo Neumático con Mandril Profundo en la Plataforma Akal-TM del Campo Akal, con las consideraciones de selección para implantar la tecnología; la preparación de pozos con su válvula de BN profundo, la instalación e interconexiones del equipo de compresión en plataforma, se muestran las diferentes aplicaciones y bondades de la aplicación de esta tecnología en el sistema artificial de producción de BN. Se muestran las problemáticas del proyecto y riesgos asociados.

Su aplicación dentro del Sistema PEP ha sido favorable, actualmente se emplea en la Región Sur en

Bombeo neumático con mandril profundo y compresión a boca de pozo, Plataforma Akal-TM del Campo Akal.

pozos que operan con el sistema de Bombeo Neumático, se realizó una prueba de campo por parte del Activo Ku Maloob Zaap con resultados favorables.

Se ilustran diferentes aplicaciones que se pueden tener con el compresor a boca de pozo para BN profundo.

Marco A. Martínez Herrera

Antonio Urbieta López

Delegación Poza Rica

El Campo Samaria en el Sur de México, es uno de los yacimientos productores de aceite ligero más viejos de México. La presión en el yacimiento puede ser clasificada como altamente depletada en la formación productora del Cretácico. El uso de inyección de Nitrógeno a través de la tubería de perforación para aligerar la columna de lodo, es una práctica común para alcanzar densidades de circulación bajas y evitar altas pérdidas de fluidos por circulación, manteniendo un hoyo limpio de recortes. Se inyectan grandes cantidades de Nitrógeno, lo cual es una práctica recurrente en estos campos.

De experiencias en el pasado, sabemos que al perforar un pozo horizontal obtendremos más producción. Sin embargo, la presencia de altos gastos de inyección de N2 a través de la tubería, representa un gran reto para mantener el control de la trayectoria y registrar mientras se perfora, debido a las limitaciones de las herramientas de pulso. La alta temperatura generada por la inyección de N2, también limita el uso de equipos convencionales. Este artículo presenta el proceso de ingeniería, planeación y diseño con técnica de inyección de N2 a través de una tubería concéntrica en un pozo horizontal con control direccional en un campo depletado. La técnica permitió construir y navegar en una trayectoria programada y efectuando correcciones en tiempo real, alcanzando exitosamente el objetivo (longitud horizontal y área de drene), la simulación de estabilidad también es presentada con los resultados finales en términos de producción y daño.

Primera aplicación de la técnica de perforación, utilizando tubería concentrica para pozos horizontales en campos de-presionados en la Región Sur de México

777


Eduardo Poblano-RomeroÁngel Salazar-MuniveNahun Zárate-Guzmán Delegación Ciudad del Carmen

Introducción

En el 2006 se realizaron dos CBEC en configuración simple y con sistema de respaldo de BN en los pozos Zaap-25D y Zaap-27D, los cuales presentaron un tiempo de vida útil promedio de 3 meses. Durante el 2007 se realizó la recuperación de los equipos de fondo, que de primera instancia, basada en la inspección en sitio, se observa que el punto de falla se ubica en el cable de extensión del motor “MLE” instalado a la profundidad de 2840 md. El MLE tiene una longitud de 33 m y en su base tiene fondo con el cable de potencia redondo #1.

El daño de falla a tierra se localizó a una profundidad

de 2826 md (cuerpo de la bomba superior), la cual

muestra una perforación de 0.5 cm, con rotura del

aislante y coraza, además se observa presencia de

sólidos en el cabezal del sello, Figura 1. Con esta

información y con las estadísticas elaboradas del

comportamiento operativo de los pozos, se inició el

proceso de optimización del sistema, cubriendo los

rubros del desempeño del equipo de fondo, equipo de

superficie, prácticas operativas y prácticas de diseño.

Figura 1. Inspección en sitio: muestras de los elementos del equipo de fondo.



Desarrollo

En la inspección en fábrica de cada uno de los

elementos del sistema BEC y apoyados por un

diagrama de causa-efecto, se determinó que la causa-

raíz de la falla eléctrica fue debido a que el elemento

MLE (Motor Lead Extensión), presentó defectos de

manufactura, lo cual permitió el ingreso de H2S que

En los elementos restantes del sistema BEC, el hallazgo importante se presentó en los sellos, ya que se observó presencia de asfáltenos con una invasión del 85% de las cámaras de protección, lo anterior toma relevancia por que en este elemento protege al motor eléctrico y con el ritmo de invasión observado, la probabilidad de falla por corto circuito era alta.

En el Instituto Mexicano del Petróleo se diseñaron y llevaron a cabo una serie de pruebas de compatibilidad entre el aceite crudo de los pozos Zaap-25D y 27D con los aceites lubricantes CL 06 y CL05 de Oil Unlimited, Inc., utilizados en el interior de los motores eléctricos, para determinar si la mezcla de estos aceites propiciaría algún tipo de depósito orgánico a las condiciones de presión y temperatura

existentes en el pozo a la profundidad de la succión

de bomba.

Se llevaron a cabo cuatro pruebas de compatibilidad,

dos por cada aceite crudo, las cuales consistieron en

mezclar 75% de aceite crudo con 25% de aceite CL

06, así como la proporción inversa 25% de aceite

crudo y 75% de aceite CL 06; las condiciones a las

cuales se efectuaron las pruebas fueron de 135°C de

temperatura y 1 850 psi de presión, durante 72 h,

tiempo definido para que se forme algún tipo de

depósito. Posteriormente, a dicha mezcla se le realizó

la prueba de electrodepositación. Se repitieron las

pruebas usando el aceite dieléctrico CL 05 con los

mismos resultados, Figura 3.

Figura 2. Inspección en fábrica: daño en el cable de potencia.


aceleró el daño. La invasión de H2S es perceptible visualmente, ya que en el contorno en donde se encontraba la fisura, el aislante EPDM presentó un color grisáceo diferente al color original. En algunos casos, esta decoloración abarcaba hasta 7 cm de cada lado de la fisura, lo cual es función del tiempo de exposición al H2S, Figura 2.

999

Figura 3. Muestra obtenida en la prueba de compatibilidad.

Una vez identificada la incompatibilidad de fluidos

entre el aceite dieléctrico de los motores y el aceite

del yacimiento, se concluye que el aceite dieléctrico

ocasiona una desnaturalización del aceite del

yacimiento, lo que resulta en una precipitación de

asfáltenos y resinas.

Tabla 1. Análisis SARA de los pozos Zaap-25 y Zaap-36


Se analizó la factibilidad de utilizar algún inhibidor de precipitación de asfáltenos que evitara el fenómeno de floculación, por lo que se probaron 3 productos sin éxito, consiguiendo reducir el porcentaje de precipitación, sin lograr inhibirlos. Adicionalmente se probaron 2 dispersantes de asfáltenos, sin lograr el cometido, Tabla 1.

Finalmente, de las pruebas de laboratorio se concluye

que la solución más factible es en la medida de lo

posible, evitar el contacto entre el aceite dieléctrico y

del yacimiento.

El proceso de optimización del desempeño de los

equipos de fondo y superficie del sistema BEC

efectuado, tuvo como resultados la mejora en el

proceso de manufactura del MLE, rediseño de la

sección sellante, el colgador de la camisa de enfriamiento, el sistema de inyección de químicos del número de etapas de la bomba y del tamaño de los motores.

En lo concerniente al desempeño de las prácticas operativas efectuadas al sistema, se denotó un mecanismo de administración de la información, que involucra la integración de las áreas de diseño, mantenimiento, operación y fabricante.



Aplicación

El proceso de optimización del BEC en los pozos del Campo Zaap, se cerró aplicando las modificaciones y mejoras a los diferentes componentes del equipo BEC en los nuevos diseños para los pozos Zaap-25D y Zaap-36, para los cuales se realizó una optimización en la selección del número de etapas de la bomba y de la capacidad del motor, todo de acuerdo a las nuevas condiciones impuestas por el yacimiento y el sistema de producción, Figura 4 y 5.

Figura 4. Comportamiento de las variables de entrada a la bomba

Figura 5. Comportamiento del equipo BEC

111111

Finalmente, una vez que los pozos operan en condiciones estables se realizaron una serie de aforos para poder ajustar su modelo y con este poder construir una matriz de condiciones de operación segura para el equipo de fondo, considerando las


Resultados

Observaciones y conclusiones

La optimización ha redituado en un incremento en el tiempo de vida de los equipos actualmente en operación, también se ha contribuido a la incorporación de mayor producción y a la reducción del consumo de gas de BN en la plataforma Zaap-C, por el levantamiento del crudo pesado y a la disminución de fallas prematuras de la función estadística de riesgo del sistema BEC.

La aplicación permanente del proceso de optimización permite el mantener actualizadas las aplicaciones del sistema BEC y alcanzar los objetivos de tiempo de operación e incluso establecer nuevos, que hasta el momento en esta aplicación ha triplicado el tiempo de vida útil.

Los beneficios obtenidos por la aplicación del BEC en pozos de aceite pesado con respecto al BN, es de hasta

5,000 BPD y la reducción del consumo de gas de BN de un promedio de 4MMPCD, Tabla 2.

Figura 6. Ventana operativa del pozo Zaap-25D.

capacidades de la bomba y del equipo de superficie, a la cual llamamos ventana operativa, y que se muestra en una gráfica de gastos de producción Vs. presión en la cabeza con la Frecuencia de operación como

variable de control, Figura 6.


La aplicación del BEC en pozos de aceite pesado, ofrece un comportamiento más estable de los mismos y del sistema de producción, además, permite una mejor interpretación de sus mediciones de aceite y gas, Figura 7.

2. Saucedo-García, M. y colaboradores, (Mayo 2 0 0 6 ) . R e p o r t e d e A n á l i s i s P V T Composicional y Separación en etapas Pozo Zaap-36, Proyecto PEP-IMP F.30670 “Análisis de muestras de fluidos PVT en campos del Activo Integral Ku-Maloob-Zaap”

3. API RP11S1. Recommended Practice for Electrical Submersible Pump Teardown Report.

4. API RP 11S6. Recommended Practice for Testing of Electrical Submersible Pump Cable Systems.

Tabla 2. Comportamiento operativo de los pozos Zaap-25D y Zaap-36.

Figura 7. Comportamiento operativo del sistema BEC


Nomenclatura

Referencias

BEC: Bombeo Electrocentrífugo.

BN: Bombeo Neumático.

BPD: Barriles por día.

MBPD: Miles de Barriles por día.

MMPCD: Millones de pies cúbicos diarios.

CBEC: Conversiones a BEC.

MLE: Cable de extensión del motor

1. Brill, J.P. and Mukherjee, H., (1999).

Multiphase Flow in Wells, Monograph

Series, SPE, Richardson, Texas, 17 Chap. 6.

131313


Jesús García HernándezCarlos U. Pérez GonzálezJosé C. González del AngelDelegación Ciudad del Carmen

Antecedentes

Los yacimientos del Complejo Cantarell son del tipo natural IFV: Intercristalina-fractura–vúgulo, que producen en rocas carbonatadas. Estos yacimientos de triple porosidad son altamente heterogéneos, que tienen la particularidad de manifestar en algunas de sus porciones un bajo almacenamiento con una alta permeabilidad y en otras de sus zonas una baja permeabil idad en contraste con su al to almacenamiento.

Esta clase de sistemas son los más relevantes, desde el punto de vista económico, ya que de ellos proviene la mayor parte de la producción petrolera mundial.

Por lo anterior, para explotar estos yacimientos de manera adecuada, es preciso identificar y modelar los sistemas de fracturas, cavidades de disolución y de matriz. Esto requiere aplicar, de manera consistente, diversas fuentes de información de tipo estático y dinámico.

El desarrollo de los estudios de porosidad compleja, es fundamental para los procesos de simulación numérica del yacimiento, así como, para los análisis de la predicción de su comportamiento productivo, ambos orientados a la explotación óptima de la reserva remanente de hidrocarburos.

La perforación del Campo Sihil, inicia con el pozo Cantarell-418D en los años 1998 y 1999, con la cual se pudo investigar la secuencia Terciaria y gran parte de la Cretácica del bloque autóctono. Con los resultados obtenidos se probó satisfactoriamente el potencial del Cretácico Superior (5,208 BPD de 22° API) y del Cretácico Medio (2,881 BPD de 30° API), y dieron como resultado un nuevo bloque denominado Campo Sihil. Con la perforación del pozo Cantarell Figura 1. Localización geográfica del Campo Sihil.


3068 en el 2001, se descubrió el yacimiento del Jurásico Superior Kimmeridgiano en el mismo campo.

Los aceites explotados en estos campos se diferencian por su gravedad API y composición química, producto de diferentes grados de madurez térmica, pero originada de la misma roca generadora de edad Jurásico Superior Tithoniano.

Actualmente se tiene un total de 13 pozos perforados, de los cuales solo 4 han atravesado las facies del Kimmeridgiano (Cantarell-3068, 98, Sihil- 1 y 19), 7 pozos el Cretácico Inferior (Cantarell-3026D, 418D, 3068, 98, 3045D, Sihil-1 y 19), 7 pozos para el Cretácico Medio (Cantarell-3026D, 418D, 3068, 98, 3045D, Sihil-1 y 19), todos los pozos atravesaron el Cretácico Superior.

El bloque Sihil se localiza, aproximadamente a 87 km. al Noroeste de Ciudad del Carmen, Camp., según se muestra en la Figura 1.


Fuera de la estructura del bloque Sihil, se localizan campos productores relativamente más pequeños, pero no por ello, menos importantes en la producción, como son Ixtoc, Takin, Taratunich, Caan, Abkatun, productores en la Brecha del Cretácico Superior; el Campo Balam, productor de aceite en el Cretácico y Jurásico Superior Oxfordiano y el Campo Ku, productor de aceite en las calcarenitas del Eoceno.

El objetivo principal de este estudio es diseñar una metodología que permita generar curvas de porosidad efectiva, discretizada en porosidad de matriz y vúgulos/fracturas, para 11 pozos de los 13 perforados en el activo Cantarell, para el Campo Sihil a nivel Cretácico y Jurásico, calibradas con estudios de núcleos, registros especiales y datos de producción; como primera etapa dentro de un proyecto que pretende determinar que porosidad aporta al almacén del hidrocarburo y que proporción de la porosidad, se asocia más al flujo del mismo.

Objetivo

Definición del problema

Metodología

El problema principal que presentan los yacimientos

naturalmente fracturados, es la caracterización del

complejo espacio poroso, ya que involucra matriz,

fracturas, microfracturas, porosidad intercristalina e

intracristalina, vúgulos aislados y conectados, y saber

que parte del fluido contenido en la roca está en uno u

otro sistema. Por lo tanto, el proyecto de

discretización, pretende disminuir esta incertidumbre

determinando clases de porosidad y la relación de la

porosidad de matriz y vúgulos/fracturas, todo

encaminado a solucionar las necesidades de los

modelos estáticos en primera estancia, y finalmente a

los modelos de simulación.

El modelo conceptual que se presenta en la Figura 2,

representa la forma en que se relacionaron las

mediciones de los diferentes registros, para tratar de

resolver el problema de este estudio.

Figura 2. Fundamentos teóricos de la discretización.


151515

Para el desarrollo de la discretización de la porosidad, se han determinado las actividades que aseguran la confiabilidad y veracidad de los resultados, Figura 3. Pero antes de iniciar con la metodología, se deben

Recopilación de la información

En esta etapa se hace una revisión de la información disponible de cada pozo y del campo en general. Debemos contar con información que es indispensable, tal como los registros geofísicos; estudios de núcleos, registros de imágenes, para la calibración y correlación de los resultados obtenidos, en caso de no existir, la metodología se puede aplicar, con menor certidumbre en la evaluación de los datos, los resultados están en función de la cantidad y calidad de la información adquirida.

Control de calidad

Después de tener la información organizada, se debe

hacer un control de calidad de la misma, con el fin de

asegurar la confiabilidad de los resultados. Los

principales procedimientos que se deben realizar a

los registros geofísicos, son normalización, edición,

generación de registros sintéticos, ubicación en

profundidad de los núcleos y demás procedimientos

que sean necesarios, para tener los datos de entrada,

de óptima calidad.

realizar actividades tales, como la recopilación de la información y control de calidad de la misma, y la identificación de las zonas y los pozos a los cuales se les va a aplicar la metodología.

1. CONTROL DE CALIDAD DE REGISTROS ORIGINALES.

2. DETERMINACIÓN DEL VOLUMEN LITOLÓGICO DE POROSIDAD Y VOLUMEN DE ARCILLA.

3. DETERMINACIÓN DEL FACTOR DE DOLOMITIZACIÓN.

5. DETERMINACIÓN DE CLASES DE POROSIDAD

6. CALIBRACIÓN DE RESULTADOS CON NÚCLEOS, REGISTROS DE IMÁGENES, INDICES DE RESISTIVIDAD Y DATOS DE PRODUCCIÓN.

4. DISCRETIZACIÓN DE LA POROSIDAD: CÁLCULO DE POROSIDAD TOTAL, EFECTIVA, DE MATRIZ Y VÚGULOS / FRACTURA.

Figura 3. Metodología de la discretización de la porosidad.



Determinación del volumen litológico, porosidad y volumen de arcilla.

La metodología requiere de ciertas propiedades petrofísicas, tales como el contenido de arcilla y la porosidad efectiva, al igual que los volúmenes litológicos.

Es de preferencia que estas propiedades sean calculadas como parte de la metodología de la discretización, ya que el emplear curvas generadas en otros proyectos no permite tener el control total de los aspectos que pueden influenciar los resultados, además, el volumen de arcilla es muy importante, ya que un cálculo erróneo puede influir directamente en los valores de la porosidad de vúgulos y fracturas.

Figura 4. Determinación del factor de dolomitización.

Determinación del factor de dolomitización

Para la discretización de la porosidad es necesario determinar un factor de dolomitización que represente el comportamiento propio de la roca del yacimiento.

En la búsqueda del mejor ajuste al rango de valores establecida por Wyllie, Raymer, Hunt y Gardner, se evalúan 8 ecuaciones o relaciones de porosidades.

En la Figura 4, se muestra un intervalo en el Cretácico Superior, del comportamiento de los diferentes factores de dolomitización y la selección del más adecuado, de acuerdo al mayor o menor grado de porosidad de matriz (relleno azul) o de porosidad de vúgulos/fracturas (relleno rojo), que se esté incluyendo en la definición de las porosidades.



171717

Discretización de la porosidad

Dentro de la metodología se estableció que el cálculo de la porosidad total se basa en la combinación de los registros de densidad-neutrón, debido a que el parámetro que emplea cada uno de estos registros para determinar porosidad; densidad de la formación en el caso de RHOB y el índice de Hidrógenos para el NPHI, incluyen matriz, vúgulos y fracturas.

La porosidad de matriz se determina a partir del registro sónico, debido al mayor grado de sensibilidad al espacio intergranular y móldico de la formación, y

Determinación de clases de porosidad

El objetivo de determinar clases de porosidad, es proporcionar detalle a la discretización, tratando de determinar que tipo de porosidad predomina en cada metro evaluado y obtener una clasificación de acuerdo al grado de conexión, en este caso, de forma cualitativa en las descripciones de núcleos, teniendo en cuenta que, no se tienen curvas de permeabilidad, y por lo tanto, dentro de cada una de estas clases, existen intervalos con mayor capacidad de flujo y otras con mayor capacidad de almacén, lo cual se

su baja incidencia en vúgulos y fracturas. Sin embargo, hay ocasiones en las que el registro sónico, sí detecta esta porosidad, presenta valores similares a la porosidad total, con lo cual se subestimaría la porosidad de vúgulos/fracturas, razón por la cual se aplica el factor de dolomitización.

Después de tener las dos porosidades calculadas a partir de los registros eléctricos, y el factor de dolomitización (FD), se calcula la porosidad de vúgulos /fracturas (PHI2C), restando de la porosidad total (PHITC) la porosidad de matriz (PHI1C), tal como se observa en la siguiente ecuación.

PHI2C = – (PHI1C *FD)PHITC

Tabla 1. Descripción de las clases de porosidad en el Bloque Sihil.

determinará en el momento de tener disponible la permeabilidad.

En la Tabla 1, se presentan los criterios generales que se emplearon en la determinación de estas clases, teniendo en cuenta que los valores de corte para cada clase varían según los promedios de porosidad, tanto de matriz como de vúgulos y fracturas, para cada formación y en cada pozo.


Calibración de resultados con núcleos, registros de imágenes, índices de resistividad y datos de producción

Núcleos: El procedimiento consiste en calibrar el

intervalo del núcleo (ajustado en profundidad con

registro Core-Gamma) y analizar los valores que se

obtuvieron en la discretización en este mismo

intervalo, y si la descripción del núcleo (que

involucra, entre otros aspectos, tipo de litología,

densidad y orientación de las fracturas, la forma en

que se encuentran los vúgulos y en que proporción, si

están conectados ó no, si existe porosidad

intercristalina, el tamaño de los vúgulos y la apertura y

longitud de las fracturas), concuerda con el

Figura 5. Correlación de la discretización con núcleos


porcentaje de porosidad de vúgulos/fracturas de

acuerdo a la discretización y con la clase de

porosidad definida en el intervalo del núcleo.

En el caso de que no se encuentre una buena correlación, se debe revisar con más detalle, aspectos tales como la heterogeneidad de la formación a la que pertenece el núcleo, el contenido de arcilla, el estado del diámetro del pozo en todo el intervalo, la diferencia entre la resolución de las diferentes mediciones (registros-núcleos), para encontrar las posibles causas de la diferencia en los resultados.

En la Figura 5, se presenta un ejemplo de la correlación realizada en un pozo en el Cretácico Superior, con la descripción petrográfica de núcleos.

191919

Registros de imágenes: En este caso se revisan las características que proporciona el registro de la formación, tales como la cantidad y estado de las fracturas, si están completa o parcialmente abiertas, si están rellenas de un material conductivo o resistivo, si son naturales o inducidas, si existen derrumbes o keyseats, si hay vúgulos, en que intervalos y en que proporción, si hay cambios litológico y texturales.

Índices de resistividad: En función de la relación entre las diferentes herramientas que leen la resistividad de la formación, tales como la profunda, media, somera

Los datos de entrada que requiere cualquier simulador de yacimientos, es un promedio de las diferentes propiedades, en este caso de porosidad, ya sea por unidad hidráulica, facie, electrofacie, petrofacie, tipo de roca o el intervalo que determine el grupo de trabajo, según el grado de refinamiento que se le quiera dar al modelo dinámico del campo.

En este trabajo, se determinaron las clases de porosidad como un elemento preliminar de población, hasta cuando se determinen tipos de roca más relacionados con la permeabilidad de la misma, pero que estarán muy influenciados por estas clases de porosidad.

y microresistiva, se generan índices de resistividad, que pueden dar indicios de zonas asociadas a la presencia de vúgulos, fracturas, microfracturas, y vúgulos de gran tamaño.

Para presentar el análisis de datos, se muestra el mapa de la Figura 6, con la ubicación de los pozos divididos en dos secciones. En la sección 1, se proyectan los pozos ubicados en el sureste del campo y en la sección 2, los que están en el noreste.

Discusión e interpretación de resultados

Figura 6. Mapa de ubicación de pozos, Campo Sihil.



Como se ha mencionado a través de este trabajo, en el proyecto de discretización se generaron curvas de los dos tipos de porosidad, matriz y vúgulos/fracturas y una curva de clases de porosidad. Después de obtener los resultados, se generó un promedio para cada unidad formacional discretizada, tanto en Cretácico como en Jurásico.

En la Tabla 2, se muestran los promedios para el nivel Cretácico Superior como ejemplo, ya que estos resultados se tienen para cada una de las formaciones evaluadas. Con la letra T se identifica la porosidad efectiva, con la M la porosidad de la matriz y con S, la porosidad de vúgulos y fracturas.

En seguida de estas columnas se encuentra el promedio de arcillosidad (VSH) y finalmente, la frecuencia con que se presenta cada una de las clases.

La porosidad efectiva más baja se tiene en el pozo 6

con φ=4%, que se encuentra en la parte suroeste de la

estructura y el valor más alto lo tiene el pozo 10 conφ

En la Figura 7, se presentan los promedios de la Tabla 2 en histogramas y agrupados de acuerdo a la sección esquemática a la que pertenecen.

De esta forma, se tienen los pozos de la sección 1 (corchete verde), en la que el promedio de porosidad es de 6.1% y todos los pozos tienen un comportamiento muy similar en la distribución de clases de porosidad, a excepción del pozo 6, el cual tiene una porosidad de 2 unidades por debajo del promedio y en el que predomina la porosidad de matriz, como lo señalan los círculos punteados de color negro.

=7.3%, ubicado en la parte norte de la cresta de la estructura. El promedio de porosidad efectiva de

todos los pozos en el Cretácico Superior es φ=6.3% y en todos los pozos el promedio de la porosidad de vúgulos y fracturas es mayor que la de matriz, pero esto no significa que no haya intervalos donde predomina la porosidad de matriz, como se ha visto en la distribución vertical de las clases de porosidad.

En cuanto a las clases, para los pozos de la sección 1, predomina la clase 3, de microfracturas y vúgulos con escasa conectividad, pero la clase 4, vúgulos y fracturas conectadas, también tiene una presencia muy importante en este nivel del Cretácico. Para los pozos de la sección 2, tiene mayor frecuencia la clase 4, seguida por una pequeña diferencia de la clase 3, a excepción del pozo-11, en el que predomina la porosidad de matriz en un alto porcentaje.

El contenido de arcilla oscila entre 1.6% en el pozo 4 y 11.2%, en el pozo 9, para un promedio de 5.5% para todo el Cretácico Superior.

Tabla 2. Parámetros promedio en Cretácico Superior


212121

Para los pozos de la sección 2 (corchete rosa), se tiene un promedio de porosidad más alto que el grupo de la sección 1, es de 6.6% y el pozo que presenta la porosidad más baja es el pozo 11, al igual que una frecuencia más alta de la clase de porosidad de

Conclusiones y recomendaciones

La porosidad efectiva determinada a nivel del Cretácico de Sihil fue de 5.2%, correspondiendo el 3.7 % a porosidad de vúgulos/fracturas y 1.5 % a matriz, que es un dato característico de los yacimientos carbonatados, los cuales deben la mayor proporción de porosidad a los procesos posteriores a la depositación.

El volumen de arcilla promedio determinado por la metodología para el Cretácico fue de 9.5 %, corroborando el carácter limpio de estas formaciones.

Las clases de porosidad predominante en el Cretácico es la clase 3 con un 45 %, asociada a microfracturas y vúgulos pobremente conectados,

y la clase 4 con un 37.5 %, correspondiéndole a vúgulos/ fracturas conectados y que probablemente está asociado al porcentaje de porosidad que contribuye al flujo y no al almacén de fluidos.

La porosidad efectiva determinada a nivel del Jurásico de Sihil, fue de 4.2%, donde el 3 % corresponde a vúgulos/fracturas y 1.2 % a matriz. El volumen de arcilla promedio a nivel Jurásico obtenido fue de 61.7 %, incluyendo las unidades arcillosas.

Las clases de porosidad predominante a nivel Jurasico es la clase 3 con un 25.3 %, asociada a microfracturas y vúgulos pobremente conectados, la clase 4 con un 23.8 %, correspondiéndole a vúgulos/ f racturas

matriz. En los pozos de esta sección, se puede notar un leve aumento de la clase de porosidad 3, microfracturas y vúgulos pobremente conectados, con respecto al otro grupo de pozos.


Figura 7. Histogramas de porosidad efectiva y volumen de arcilla, clases de porosidad en Cretácico Superior.


• conectados la clase 2 con 19.9 % relacionada a la matriz. Esta distribución sugiere el menor grado de fracturamiento de esta unidad y la mayor presencia de porosidad secundaria, pero que actúa como almacén, generalmente como porosidad vugular.

• La calibración de los resultados para el Cretácico, se realizó con la siguiente información: 7 pozos con núcleos, 3 registros de imágenes y 3 de resonancia magnética. La calibración para el Jurásico, se generó a partir de 2 pozos con núcleos, 2 registros de imágenes y 2 resonancia magnética.

• En función de los datos obtenidos, se realizaron promedios por formación, los cuales no representan totalmente el comportamiento de la formación, debido a la variabilidad y heterogeneidad de la porosidad, pero sí es válido para generar mapas de tendencias y análisis generales de los resultados. De acuerdo a estos promedios en el Cretácico, en los tres intervalos, predomina la porosidad de vúgulos y fracturas, al igual que en las dos unidades de la Formación Jurásica (Tithoniano y Kimmeridgiano).

• Se recomienda cortar núcleos en los próximos pozos a perforarse en el área del Campo Sihil, con la finalidad de aumentar la confiabilidad de los resultados e ir ajustando los datos al comportamiento de la roca, con la fuente más real de calibración que son los núcleos. También es necesario adquirir registros de imágenes, para dar mayor grado de exactitud y correlación a los datos de la discretización.

• Es recomendable comparar los resultados de la discretización con los registros de p roducc ión , l o s acumu lados , l a s producciones diarias y demás datos de producción, con el fin de identificar qué tipo de porosidad produce en determinados intervalos, y dar a las porosidades el aspecto


dinámico del campo. Por lo que, se está trabajando actualmente en la determinación de un modelo de permeabilidad en el Campo Sihil.

PHI1C = Porosidad de la matriz

PHI2C = Porosidad vúgulos y fracturas

PHITC = Porosidad Densidad-Neutrón

FD = Factor de Dolomitización

Watfa and Nurmi: “Calculation of Saturation, Secondary Porosity in Complex Middle East Carbonate Reservoirs”, SPWLA 28th Annual Logging Symposium (1987).

Buller, Kenyon, Rasmus and Miller: “Evaluating Porosity in Oomoldic Carbonates” Technical Review July 1987.

Wyllie, Gregory and Gardner: “Elastic Wave Velocities in Heterogeneous and Porous Media”, (January 1956).

Raymer, Hunt and Gardner: “Improved Sonic Transit Time to Porosity Transform”, SPWLA 21st Annual Logging Symposium (1980).

Beck, Schultz and Fitzgerald: “Reservoir Evaluation of Fractured Cretaceous

Carbonates in South Texas”, SPWLA Annual Logging Symposium 1977.

Brown, R.: “Application of Fracture Identification Logs in the Cretaceous of North Louisiana and Mississippi”, GCAGS Meeting 1978.

Raymer and Biggs: “Matrix Characteristics Defined by Porosity Computations”, SPWLA 1963, ALS.

Poupon and Schmidt: “Log Analysis in Formations with Complex Lithologies” Journal Pet. Tech., Aug. 1971.

Nomenclatura

Bibliografía

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Manuel Soto Meneses Delegación Poza Rica

Introducción

El Activo Integral Poza Rica Altamira, perteneciente a la Región Norte de Pemex Exploración y Producción, está ubicado en la región oriental del estado de Veracruz, y cuenta con los primeros campos de explotación en el país.

Sus actividades las tiene divididas en diferentes proyectos, tanto en tierra como en el mar, los cuales son: Integral Poza Rica – Tres Hermanos, Lankahuasa, Integral Arenque – Lobina, Ébano - Pánuco – Cacalilao y Tamaulipas Constituciones. Para poder atender todos estos proyectos, debido a la gran extensión territorial que abarcan, se dividieron en dos áreas principales: Tampico para atender los

Figura 1. Campos del Proyecto Integral Poza Rica –Tres Hermanos


proyectos Ébano - Pánuco – Cacalilao y Tamaulipas Constituciones y Poza Rica para atender Integral Poza Rica – Tres Hermanos y Lankahuasa, mientras que el proyecto Arenque - Lobina es compartido por ambas áreas.

La realización de los trabajos se han concentrado en

el proyecto Integral Poza Rica - Tres Hermanos,

perteneciente a la CDE del AIPRA, Área Poza Rica,

donde contamos con aproximadamente 150 campos

en explotación, de los cuales el 90% son campos

maduros que datan de los inicios de la explotación de

petróleo en México, Figura 1.


Todos estos campos se han explotado por más de 50 años, y la problemática para continuar con su explotación actual es muy alta, debido a problemas de diferentes índoles: de yacimiento, por las bajas presiones que ya manejan y gran producción de agua; mecánicos debido a la gran cantidad de intervenciones que han tenido y a los pescados que tienen; de superficie debido a la falta de líneas de descarga e instalaciones en general, y finalmente, un problema muy difícil de cuantificar pero que se debe considerar, el problema social, debido a que muchos de estos campos se encuentran dentro de ciudades o poblaciones importantes.

A pesar de tener toda esta problemática, se ha identificado que existe una gran oportunidad de obtener producción, ya que la explotación de petróleo hace 50 años no tiene que ver nada con la explotación actual, la tecnología y metodologías de trabajo han cambiando y las necesidades de producción son diferentes.

Una vez identificada la problemática y concientes de donde se desarrollarían los trabajos, se adecuó la metodología de productividad de pozos a las necesidades del Activo, por lo que el presente trabajo tiene la finalidad de mostrar las oportunidades identificadas, explicar los pasos básicos de la metodología, exponer los resultados obtenidos hasta la fecha y los trabajos pendientes por realizar.

El objetivo principal de los trabajos es mantener o incrementar la producción de hidrocarburos en el AIPRA, a través de la identificación de oportunidades de intervención a pozos en sus campos maduros. Para lograrlo se plantearon objetivos específicos y

Objetivo


Figura 2. Pozos cerrados en el AIPRA sector Poza Rica

cuantitativos que además de producción se busca trabajar con mejores prácticas internacionales y terminar con paradigmas de hace muchos años que lejos de ayudar sólo impiden avanzar en trabajos de optimización. Asimismo, se busca que el personal del Activo mantenga una capacitación permanente. Entre los objetivos planteados destacan los siguientes:

•Realizar estudios integrales de productividad de pozos para ofrecer al Activo soluciones de mejoramiento de productividad a corto plazo.

•Incrementar la producción de hidrocarburos en los campos del Activo en 3000 bpd y 6 mmpcd, puntuales a 3 años.

•Implantar la Estrategia Integral de Productividad de Pozos de PEP en el AIPRA.

•Establecer metodologías, mejores prácticas y tecnologías de vanguardia.

•Transferencia de conocimientos a través de aprender haciendo Compañía de Servicio – PEP.

Como ya se mencionó, la política de explotación de hace muchos años hizo que se cerraran muchos pozos aún con oportunidad de explotación, ya que producciones de 50 y 100 bpd no eran rentables para esas fechas, además, cortes de agua entre 30 y 40%, ya no eran posible manejarlos por las producciones tan altas (1000 – 1500 bpd). El estado de pozos del Activo confirma la enorme cantidad de pozos cerrados con oportunidad.

Problemática identificada

Fuente: Estado de pozos del AIPRA

252525

Como se puede observar en la Figura 2, la cantidad de

pozos cerrados en el AIPRA es muy alto, por lo que

parte del trabajo se enfocó a la revisión de estos pozos

debido a que si tienen alguna oportunidad, es una

imperante necesidad evaluar si su posible

reincorporación a producción es rentable o en caso

contrario desincorporarlos definitivamente y

taponarlos.

Metodología utilizada

El objetivo principal del proyecto, fue analizar pozos con posibles oportunidades para incrementar su productividad, para ello se desarrolló una metodología que combina de forma eficiente el análisis de los modelos estáticos y dinámicos de cada uno los pozos y el área donde se ubican, siempre

Además del problema con los pozos cerrados, existen una cantidad importante de pozos operando, Figura 3, que debido a este número tan alto muchas veces el monitoreo de su comportamiento no es tan puntual como se deseará.

Identificando esta problemática, es como se desarrolló una metodología para el análisis e identificación de pozos con oportunidad.

Figura 3. Pozos cerrados en el AIPRA, Sector Poza Rica.


manteniendo un balance entre la velocidad de respuesta para poder ir al ritmo de las operaciones y las necesidades de generación de las oportunidades y el detalle técnico necesario para generar resultados de alta calidad.

En la Figura 4, se muestran las diferentes etapas consideradas en el proceso de análisis.

Figura 4. Etapas de análisis para cada pozo candidato a intervención.


La metodología de análisis no es diferente a una metodología tradicional de productividad de pozos, donde la etapa comienza con una revisión de la información básica y antecedentes del pozo. Posteriormente, se realiza el análisis del modelo estático del área en estudio, incluyendo la evaluación geológica y petrofísica. Se prosigue con el modelo dinámico que incluye la revisión del comportamiento de producción y presiones estáticas y dinámicas, y un estimado de las reservas asociadas a los cuerpos que se presenten prospectivos. Si los resultados del análisis de ambos modelos indican una oportunidad en el pozo, se realiza una predicción analítica de producción, con la cual se determina el gasto inicial esperado. Entonces, se elabora un diseño conceptual de la intervención, donde se precisan los pasos a seguir para la ejecución del trabajo recomendado, incluyendo, si es necesario, el plan de captura de información. Por último, se documenta toda la propuesta, incluyendo las conclusiones y recomendaciones.

Para el caso particular de los campos maduros del AIPRA, se tuvieron que adicionar algunas etapas que son críticas y muy particulares del área como: una dictaminación técnica previa, por parte de la Unidad Operativa de Perforación, donde verificaron el riesgo


mecánico del pozo y determinan la factibilidad técnica de la intervención propuesta; además, existe otra etapa adicional que es la revisión y visto bueno por parte de Operación de Pozos, ya que deben verificar las condiciones de las instalaciones superficiales y la factibilidad del manejo de la producción, en muchos casos considerando la factibilidad de instalar un tanque a boca de pozo, espacio entre la zona urbana y el pozo, y si existen problemas sociales que impidan entrar a la localización.

Por último, y debido a todos los problemas mencionados, se consideró que es necesario incluir un análisis de riesgo probabilístico, de tal manera que se puedan jerarquizar las intervenciones y obtener mejores resultados.

Partiendo de la premisa que el objetivo es mejorar la productividad de los pozos y no realizar trabajos detallados de caracterización e Ingeniería de yacimientos, a pesar de contar con especialistas de esas áreas, se identificó la problemática actual y se plantearon las posibles soluciones a aplicar.

Trabajos realizados

Figura 5. Premisas para iniciar el proyecto.

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Una vez claro el objetivo y visualizados los trabajos a realizar, se inició con la recopilación de todas las bases de datos que se requieren para hacer un análisis integral bajo la metodología acordada. Para facilitar el análisis y reducir tiempo de búsqueda, se realizó una aplicación (continua en construcción), de tal manera que el ingeniero tenga en un sólo espacio con toda la información requerida.

Es importante mencionar que no se generaron bases


Figura 6. Espacio de colaboración para el análisis de pozos

de datos nuevas, sólo se creo un espacio de colaboración, donde existen ligas necesarias para accesar a las bases de datos existentes cuidando que sean las bases oficiales de la CDE y validadas. Parte del trabajo también consiste en ir validando esta información.

La Figura 6, muestra el espacio de colaboración donde se puede consultar la información de todos los campos y pozos por analizar.


Al mismo tiempo, los especialistas de geociencias

verificaron qué campos cuentan con información

tanto estática como dinámica de yacimientos, de tal

manera de enfocar los esfuerzos en una primera etapa

hacia campos que cuenten con información para

tener mayor certidumbre en el diagnóstico y en la

propuesta de intervención.

Se encontró con muchos campos que por el tipo de terminación no fue posible correr registros geofísicos, por lo que la construcción de un modelo estático ha sido muy complicada, no obstante se identificaron campos con buena información.

Figura 7. Inventario de campos con registros geofísicos


Con la información analizada se procedió a la jerarquización de campos para iniciar con la identificación de oportunidades de intervención cuidando que, a pesar de existir gran oportunidad en muchos campos, los esfuerzos no fueran aislados y muy dispersos, por lo que midiendo la capacidad de ejecución, se determinó enfocarnos a los siguientes campos, Figura 8.

En la Figura 8, se muestran los campos donde se determinó enfocar los trabajos pero al mismo tiempo se trató de identificar, en base a la experiencia del personal del Activo, los principales problemas asociados a cada campo y aprovechando la experiencia de los asesores técnicos de la compañía, las posibles soluciones que deberíamos considerar para orientar el análisis de la mejor manera.

Figura 8. Campos con problemas identificados y posibles soluciones.

292929

Considerando la documentación completa de cada intervención al cierre del mes de abril de 2009, se tienen documentadas intervenciones de todo tipo; reparaciones mayores con equipo, sin equipo, reparaciones menores, re-disparos, estimulaciones, intervenciones para el control de agua producida,

Figura 9. Total de pozos documentados por tipo de intervención.


inyección de reductores de viscosidad, inyección de baterías, etc.

Con la metodología descrita se documentaron cada una de las intervenciones propuestas en un período de 11 meses (May-08 a Abr-09). Como se aprecia en la Figura 9.

La propuesta general se clasificó principalmente en intervenciones con equipo o sin equipo, ya sea reparaciones mayores o menores y en caso que el pozo no tenga más oportunidad taponamiento.

Una vez teniendo documentadas las propuestas de cada pozo se realizó un trabajo detallado

cuantificando todas las actividades asociadas a cada intervención. El objetivo fue mostrar a la Unidad Operativa de Perforación, los requerimientos necesar ios para la real ización de estas intervenciones, para que tome las medidas necesarias para contar con el equipo necesario y los productos químicos que se requerirán.

Figura 10. Cuantificación de actividades en base a la documentación de intervenciones a pozos.



Continuando con los trabajos realizados y tratando de aprovechar al máximo los recursos utilizados se construyó un espacio WEB denominado “Proyecto de Productividad”, donde se almacena toda la información que genera el grupo, tanto los Análisis

Técnicos de Intervención como los reportes diarios, seguimientos de la intervención, resultados y lo más importante toda la información generada por los asesores externos.

Figura 11. Espacio WEP para almacenar los trabajos generados por el proyecto de productividad

Resultados obtenidos

Como se mencionó, se tienen al cierre del mes de abril de 2009, 170 pozos documentados como candidatos para alguna intervención, su estado actual de cada pozo se muestra en la Figura 12.

Figura 12. Estado actual de los pozos documentados.

313131

Del total de pozos documentados, 35 ya han sido intervenidos generando un incremento de producción total en términos de gasto inicial de aceite de 1,902 bpd, lo que significa un incremento del 7%

*de la producción actual total del sector Poza Rica .

De los resultados obtenidos de 1,902 bpd, 590

barriles fueron por trabajos de reparación menor, teniendo un gasto inicial promedio por intervención de 54 bpd, producción muy cercana al promedio de producción del Activo por pozo.

La Tabla 1 muestra los resultados por pozo obtenidos al cierre de abril de 2009.

Tabla 1

* Producción oficial a Abril -2009, sólo incluye el Proyecto Integral Poza Rica – Tres Hermanos


Figura 13. Gastos asociados a los tipos de intervención.


Como se puede apreciar, los resultados obtenidos a 11 meses de trabajo, representan el 63% de la producción comprometida con la Subdirección Técnica de Explotación.

No obstante, los resultados obtenidos a abril de 2009, se procedió a realizar un análisis de rentabilidad con respecto a los trabajos realizados, considerando las premisas del área de Planeación del activo.

En cuanto a las reparaciones menores realizadas podemos ver que sus indicadores económicos son

muy rentables, en período de recuperación es inmediato.

Figura 15. Análisis de rentabilidad de las 17 RME realizadas


Figura 14. Análisis de rentabilidad de las 18 RMA realizadas.

Con base a los resultados obtenidos, la estrategia del Activo ha cambiado, los esfuerzos se están enfocando a intervenciones menores como: redisparos, estimulaciones, limpiezas, reacondicionamiento de sistemas artificiales y reparaciones mayores, pero sin equipo.

Asimismo, preocupados por los resultados de las

reparaciones mayores, se realizó un análisis de

riesgo e incertidumbre, para identificar cual es el

riesgo asociado a este tipo de intervenciones en el

Activo.

En primera instancia se verificó la posible rentabilidad de las reparaciones mayores con equipo, ya que son las de resultados no tan buenos. Se consideró el costo total de las 18 intervenciones realizadas y sólo se asignó en gasto inicial obtenido. Aun con los pozos que no hemos obtenido producción, se comprueba que el periodo de recuperación es de 7 meses aproximadamente.

333333

Se desarrolló un modelo integral que dimensiona la influencia de la incertidumbre de las variables que intervienen en un proyecto de rehabilitación de pozos, sobre el indicador económico Valor Presente Neto (VPN) final, para posteriormente jerarquizar diferentes propuestas de reparación mayor, definidas en el Activo.

El modelo propone identificar, reconocer e integrar, las fuentes principales de riesgo e incertidumbre en algunas de las variables que intervienen en el proyecto, ya sean de carácter operacional, relacionadas con las propiedades del yacimiento, producción, económicas, entre otras. Esto se logró considerando factores importantes para el cálculo del VPN probabilístico, como desviaciones históricas, resultados históricos de las reparaciones mayores del activo, incertidumbre en las variables de entrada, riesgo de agua y/o días operando del pozo, accidentes mecánicos históricos, etc.

La idea fundamental del trabajo fue la de expresar la rentabilidad y riesgo global de cada una de las oportunidades, dentro del portafolio en dos factores principales: un factor de rentabilidad y un factor de riesgo.

Ambos indicadores permiten soportar, de manera mas eficiente y objetiva, la toma de decisión, evaluando las distintas opciones en una matriz de jerarquización de proyectos.

Figura 16. Simulación del Montecarlo para el cálculo del gasto inicial


En términos generales, este modelo sirvió al grupo de Ingeniería de Producción de Pozos de la CDE del AIPRA a cuantificar el riesgo asociado a las intervenciones mayores con equipo, específicamente cuando se prueban nuevos intervalos.

Se utilizó uno de los indicadores clásicos para medir la rentabilidad de un proyecto es el llamado Valor Presente Neto (VPN). Sin embargo, para calcular este valor entran en juego infinidad de variables que deben ser evaluadas con sumo cuidado, ya que presentan un alto nivel de incertidumbre. Un ejemplo claro es la variable porosidad para el cálculo del gasto inicial de un pozo, la cual por ser una propiedad física que varía a lo largo del yacimiento, no puede ser definida a través de un único valor. Igualmente, las inversiones requeridas en la explotación de hidrocarburos, son afectadas por variables externas que pueden modificar considerablemente los resultados esperados de dicha inversión. En la Figura 16, se observa un ejemplo de cómo se determinó el cálculo del gasto inicial, considerando distribuciones de probabilidades para todas las variables involucradas en la ecuación de flujo pseudo-estacionario. Para ello, se utilizó la Simulación de Montecarlo, con la finalidad de “propagar” la incertidumbre de cada una de ellas en el resultado final. Como producto, obtuvimos una distribución probabilística del gasto inicial, con un valor medio (P50) y una desviación estándar, la cual representa la incertidumbre en el cálculo ejecutado. Este gasto inicial representa la dinámica de las posibles combinaciones de las variables involucradas, en vez de sólo considerar valores determinísticos.

Qoi=k-*h(Pws-Pwf)

1412* (Ln( ) 0.75+S)µο∗βοReRw

Pseudo Estacionario


Posteriormente, se hizo necesario cuantificar los niveles de incertidumbre de cada una de las variables que intervienen en el modelo del cálculo del VPN. Para ello, se le asigna al conjunto de valores disponibles de cada variable, una distribución probabilística que represente la dinámica de la variable a modelar, en vez de solo considerar valores determinísticos.

Después de haber definido la distribución de probabilidades del cálculo del VPN para cada una de las opciones visualizadas, se obtuvieron dos factores: el factor de Rentabilidad (es el valor esperado de la distribución de probabilidades del VPN) y el factor de riesgo (es el área de la curva de densidad probabilidad del VPN por debajo de la cual se obtiene VPN=0 matemáticamente representa la probabilidad

Finalmente, se realizó un ejercicio con 6 pozos que se tenían montados en el movimiento de equipos para su intervención y en la Figura 18 se puede observar la matriz de riesgo y rentabilidad para 6 pozos evaluados a través de esta metodología.

de obtener valores del VPN menores o iguales a cero “0”). Estos dos indicadores soportan de manera adecuada los procesos de toma de decisión en los que deben jerarquizarse las distintas opciones de inversión.

En la Figura 14, se observa una gráfica ejemplo con la distribución de probabilidades del VPN para el pozo MEC-96. En la misma se observa que el factor de riesgo se encuentra en el orden de 30% y el factor de rentabilidad se estimó en 1´032,947.42USD.

En general, para todos los modelos generados, se observó un factor de riesgo por encima de 29%, lo que representa la cualificación del riesgo para cada reparación mayor que se programe en el Activo.

Figura 17. Distribución de probabilidad del VPN para el pozo MEC-66


Factor de Riesgo (29.75%

Como se puede observar, para cada pozo se mencionan los resultados obtenidos luego de haberse ejecutado la reparación mayor.

Se observa que el pozo ESC-234 es el que menor factor de riesgo presentó (28.4%), mientras que el

353535

PR-152 es el que presenta el mayor factor de riesgo (33.8%). Al observar los resultados el ESC-234, generó 66 bpd (Éxito) y el PR-152 resultó invadido de agua (Fracaso), mientras que el MEC-66 resultó ser el de mayor factor de rentabilidad con un riesgo bajo comparado con el resto, y generó 90 bpd. El resto de los pozos se encuentran actualmente en evaluación, luego que la intervención fue ejecutada.

Con el análisis realizado, se confirma que la estrategia del Activo tiene que ser hacia intervenciones sin equipo, que aunque se vea muy obvio, nunca se había documentado y cuantificado el riesgo de las intervenciones de reparación mayor.

Cabe mencionar, que existe el artículo completo del análisis de riesgo realizado para las intervenciones de RMA en el Activo Integral Poza Rica Altamira, y actualmente se realiza un análisis general para cuantificar el riesgo de la perforación de pozos.

La característica principal de los trabajos realizados por el grupo de productividad, es el balance entre velocidad de respuesta y alto soporte técnico, tomando en cuenta las variables estáticas y dinámicas de los pozos. Gracias a ello se lograron documentar 170 intervenciones en un periodo de 11 meses.

Conclusiones

Figura 18. Matriz de riesgo vs rentabilidad para 6 RMA's evaluadas


La ejecución de trabajos recomendados para 35 pozos lograron generar un incremento en la producción inicial de 1902 bpd, lo que significa un 7% de la producción actual del Proyecto integral poza Rica – Tres Hermanos

El promedio de la producción inicial de los 35 pozos ejecutados, se ubicó en 54 bpd, lo que significa un excelente gasto para pozos cerrados desde hace muchos años o intervenciones muy económicas.

A pesar de estar conscientes de la alta incertidumbre y riesgo asociado a las reparaciones mayores de pozos en el Activo, nunca se había cuantificado ese riesgo.

El análisis de incertidumbre realizado, ha servido para concientizar a las altas autoridades del riesgo asociado a las reparaciones mayores de pozos en los campos maduros de este Activo.

Se detectaron oportunidades rápidas y muy económicas de optimización, que generaron buenos incrementos de producción y que desde hace muchos años no se realizaban.

La metodología ha servido también para mejorar ciertos procesos paralelos como el seguimiento de producción diaria, validación y centralización de la información, tanto estática como dinámica y algo fundamental para la Coordinación de Diseño de Explotación, la transferencia de tecnología y conocimientos para personal del Activo.


Introducción

El alcance enmarca en diseñar y estructurar un Modelo de Negocio dentro de los parámetros legales y fiscales de los Estados Unidos Mexicanos, que permita iniciar un proceso de licitación con el propósito de Reactivar de Campos de PEP, utilizando esquemas innovadores, que signifique una evolución con respecto a los esquemas establecidos.

Antecedentes y objetivo

La década de los noventa marca un hito de apertura

de negocios de empresas estatales, caracterizado por

un escenario de precios bajos y una alta

disponibilidad de recursos de hidrocarburos (gas y

aceite). Las realidades operacionales y financieras de

las empresas petroleras estatales, las han venido

obligando a buscar opciones que les permitan ser

cada vez mas rentables, respetando las normativas

legales y fiscales de cada país donde existan áreas

productoras en estado de abandono, que requieren

altos retos tecnológicos y capital intensivo para su

desarrollo.

El Modelo del Negocio para la Reactivación de Campos, se debe visualizar cumpliendo con las normas, regulaciones y leyes mexicanas, en el cual se deben integrar todos los aspectos aplicables: Técnicos, Económicos, Financieros, Contables, Fiscales, Transferencia Tecnológica, Relaciones con el Entorno e Integración de Información, que sean de beneficio para Pemex y para los Inversionistas, en el marco de una Estrategia de Contratación y considerando los campos/bloques seleccionados.

Campos marginales, una alternativa de negocio para su reactivación y con ello ampliar la capacidad de ejecución

de PEP

M. en S. Ramiro Acero HernándezTadeo Bernat RodríguezDelegación Villahermosa


373737


presenta en otras regiones y es por ello que se hace

necesaria la búsqueda de nuevos modelos de

ejecución, que permitan aprovechar las

oportunidades que aun están presentes en estos

campos.

Estas oportunidades se pueden capitalizar a través

de la implantación de esquemas innovadores de

negocio que permitan atraer a las empresas que

puedan aportar la innovación tecnológica requerida

y el capital privado para la explotación de estos

campos.

PEMEX Exploración y Producción (PEP), viene

tomando iniciativas en esa dirección desde el año

2002, específicamente para la licitación de los

Contratos de Servicios Múltiples, en la Región Norte

con bloques productores de gas. PEP mantiene una

estrategia integral que le permitirá en el mediano

plazo, capturar las oportunidades de creación de

valor que estos esquemas pueden traer a la

corporación y al país. Esa estrategia queda plasmada

en el enunciado de la Prioridad Estratégica Número

8 del Programa Estratégico de PEP, que establece:

“Elaborar nuevos esquemas de ejecución para

desarrollar campos marginales y maduros en forma

rentable”.

La primera fase, Visualización, consiste en la

caracterización global del proyecto de forma de

delimitar su alcance, detallar las actividades a

realizar en cada una de las fases, y estimar los

recursos requeridos para cada una de ellas. También

es esta fase es importante hacer un análisis de todos

aquellos campos potenciales a ser explotados bajo

este esquema. Se definen las primeras líneas de

acción sobre qué tipo de campos queremos

establecer la estrategia.

Desarrollo del tema

En la actualidad, alrededor del 70% de la

producción mundial de hidrocarburos proviene de

campos petroleros, con más de 30 años en

explotación, comúnmente denominados “Campos

Maduros” y que cuando en términos de rentabilidad

ya no cubren las expectativas de los inversionistas,

estos campos son denominados como “Campos

Marginales”. Los campos que recién inician su etapa

de desarrollo, inexorablemente con el tiempo se

convertirán en campos maduros. Es por ello que

cada vez más existen empresas en el mundo que

aumentan su conocimiento sobre los métodos y

t e c n o l o g í a s e s p e c í f i c a s a p l i c a b l e s a l

rejuvenecimiento de campos maduros.

La interrogante que hay que resolver en cada una de

las etapas de explotación de un campo petrolero es,

qué se debe hacer para mantener la rentabilidad

económica, aun cuando haya alcanzado la etapa de

madurez.

La manera de resolver está interrogante es a través de

la innovación tecnológica. Es común encontrar que

los campos maduros se desarrollen con tecnologías

que podrían haber sido muy buenas al comienzo de

su explotación, pero hace falta la aplicación

metódica y oportuna de tecnologías adaptadas para

cada etapa de la explotación de los yacimientos. La

metodología de Gerencia de Yacimientos y el

correcto manejo de los campos junto con la

innovación tecnológica, puede sin duda alguna

incrementar los factores de recuperación de estos

campos, lo que significaría un incremento

considerable de las reservas remanentes de los

mismos.

A manera de ejemplo, en el caso específico de la

Región Sur de Pemex Exploración y Producción,

más del 70% de los campos con reservas registradas

en libros se encuentran en etapa de madurez según

la definición internacional, dado la tasa de

agotamiento que presentan. El caso similar se

Sección Técnica383838

Se realiza el análisis técnico económico de las áreas seleccionadas preliminarmente, con la información oficial básica y preliminar disponible y adicionalmente, se contempla la investigación documental de información complementaria de varias fuentes, tales como informes oficiales y extraoficiales, experiencias operacionales en las

La segunda fase, Conceptualización, consiste en desarrollar las bases conceptuales y lineamientos para el desarrollo del proyecto, interrelacionando los aspectos técnicos, aspectos financieros para la est ructuración del Modelo del Negocio, conjuntamente con la arquitectura de sistemas de información para el seguimiento técnico, administrativo, el control de gestión y la


transferencia tecnológica y los aspectos legales y fiscales, para desarrollar la gobernabilidad y establecer las bases de la organización del negocio, y fundamentado en estos aspectos, apoyar a la evaluación preliminar de opciones de selección de áreas que pudieran agruparse en bloques para ser licitados bajo contratos de servicios.

áreas de producción, entrevistas con expertos e información existente referente a las áreas de producción petrolera, campos activos y convenios operativos. Adicionalmente, se identificarían parámetros estratégicos y comerciales que permitan afinar la selección de áreas y su agrupación en bloques de producción.

393939

Metodología VCD aplicada al proyecto

La tercera fase, Definición, se realiza con los insumos de la fase descrita anteriormente, y consistirá en el apoyo a la selección definitiva de las áreas y su agrupación en los bloques a ser licitados, asistencia técnica en la preparación de paquetes de información, en la estrategia de contratación y la estructuración del modelo del negocio, de acuerdo a la normativa y leyes de México.

Para lograr los objetivos propuestos, la fase de Visualización incluye las siguientes actividades:

1. Revisión de la situación actual, considerando en esta actividad, la revisión preliminar de los campos que se desean explotar bajo este esquema y de la disponibilidad de la información relacionada, tales como: reservas, producción, infraestructura existente, estudios técnicos disponibles, contratos de servicios existentes, modelos de ejecución en desarrollo, y aspectos legales y fiscales.

2. Revisión de información complementaria tales como, consideraciones de tipo ambiental, social, cercanía a instalaciones, y

sistemas de información y bases de datos disponibles, a través de entrevistas con expertos o de revisión de documentación.

3. Estimados de recursos para las fases de Conceptualización y de definición del proyecto, así como, la preparación del programa de trabajo del proyecto.

4. Visualización de familias de criterios preliminares que se clasificaron en técnicos, económicos, estratégicos, y de relaciones con el entorno, fundamentados en los resultados de las entrevistas y las reuniones realizadas. Ejemplos de los mismos se muestran a continuación:

- Posición en el ciclo de vida del yacimiento - Prioridad de desarrollo en el programa

estratégico de PEP.- Actividad del campo- Reservas remanentes- Complejidad tecnológica- Expectativas de recursos por descubrir- Nivel de inversión requerida- Gente operativa involucrada- Calidad del aceite y/o gas



Visualización de criterios preliminares para la estructuración del modelo de ejecución y la estrategia de contratación, como por ejemplo: criterios de

Para la selección de los cursos de acción mas adecuados a las necesidades de PEP, se adopta una metodología que se representa esquemáticamente en la siguiente figura.

Esta metodología se utiliza en la identificación de campos candidatos a la selección para integrar las áreas y/o bloques a ser sometidos al Nuevo Modelo de Ejecución.

negocios, criterios administrativos, gobernabilidad y organización, financiamiento, aspectos legales y fiscales y la estrategia de ejecución.

Actividades a desarrollar durante la fase de visualización

Metodología de selección de campos/bloques


414141

La metodología parte del establecimiento de unas “Premisas”, las cuales se establecen en los niveles estratégicos de la Organización, y que son el reflejo de la estrategia a la cual soporta el proyecto y que permite acotar en condiciones de borde el proceso de selección. Con esas condiciones o “Premisas”, se establecen “Criterios de Evaluación” que son valorados de acuerdo a su importancia y se utilizan para establecer e identificar una primera lista de opciones prioritarias. El siguiente paso es establecer los “Factores Diferenciadores”, como parte complementaria a cada “Criterio de Evaluación”, antes establecido, de manera que al evaluar cada una de las opciones que se pudiesen haber sido previamente identificadas, resulten en una lista corta, de donde se realiza la selección de opciones que mas se ajusta a las premisas seleccionada. Luego de haber seleccionado los campos, se determinaron criterios o bases para su agrupación en bloques, donde se aplicaría el Modelo de Ejecución.

En resumen, en las tres fases los productos obtenidos son:

Fase de Visualización: Se generó una Visión General del proyecto, a través de los productos siguientes:

-Marco de referencia del proyecto en su totalidad

• Estrategia Preliminar de Ejecución del Proyecto.

• Alcance y recursos requeridos para las fases de Conceptualización y Definición.

• Criterios preliminares de la matriz de selección de áreas.

- Fase de Conceptualización: Se generaron los

productos siguientes:

• Selección de campos/bloques: Premisas,

Criterios de selección, Factores

diferenciadores y la conformación de

bloques a ser licitados.• Modelo de negocio: Bases conceptuales

de cada uno de los elementos que

integran el Modelo. El análisis de la

estrategia de contratación y los diferentes

esquemas de negocio viables para el

Modelo.

- Fase de definición: Se generaron los productos

siguientes:

• Selección definitiva de bloques para

licitar• Estructuración del modelo de negocio a

aplicar• Primer borrador del contrato modelo• Estrategia de contratación

Con la realización de las dos primeras, se identifican

los campos marginales potenciales a integrar en

bloques para licitar bajo este esquema de negocio.

En función de diferentes criterios como son los

técnicos, estratégicos, ambientales y legales, se

seleccionan los campos, se definen y se delimitan los

bloques.



Para cada bloque hay que integrar su información técnica, desarrollar un cuarto de datos, generar los

El esquema de negocio consiste en que el contratista invierta con recursos propios, y una vez obtenida la producción, PEP paga los servicios a través de “unidades de producción”, que es el conjunto de

servicios realizados para obtener la producción, y que previamente fueron definidas en el contrato. Es un contrato de servicios integrados, por lo que la producción es propiedad de PEP.

escenarios probabilistas de explotación, y el modelo de contrato con sus respectivos anexos técnicos.


434343




Fase de Conceptualización: Segunda fase de la metodología VCD

Fase de Definición: Tercera fase de la metodología VCD

PEP: Siglas de PEMEX Exploración y Producción.

Referencias

• Richard Byrnes, houston.oilfield.slb.com

• Desarrollo y Explotación de Campos Maduros, Subdirección de Planeación Estratégica/PEP

• ht tp : / /de recho . i t am.mx/h tm/seminar ios / Materiales/Pon_Borda.PDF.

• Development of mature oil fields - A review, Tayfun Babadagli, Journal of Petroleum Science and Engineering

• Marginal Field Development - a Norwegian Perspective, Mr. Stig Svalheim, The 3rd PPM Seminar Chiang Mai.

• The government role and strategy to attract new investment In mature basin, producing fields, Novian M. Thaib

• Fiscal Systems forMature Basins, Ole F. Ekern - Norsk Energi, Norsk Energi

• Management systems for oil and gas operations - comparison of Russian and Norwegian regulations and their possible impacts on fisheries in the Barents Sea, Makhortov, Ivan Nikolaevich

• Petróleo Subversivo, Bernard Mommer, PDVSA

Conclusiones

Nomenclatura

Este tipo de proyectos representa una oportunidad

importante para PEP, no sólo como una alternativa

de negocio al tener recursos adicionales para

mejorar su capacidad de ejecución y por supuesto

incrementar la producción, sino que también se

mejorará el factor de recuperación de estos campos

y se obtendrá el beneficio de transferencia de

tecnología y mejores prácticas.

Las compañías operadoras internacionales venden

las reservas de los campos que a su criterio ya no

aportan la suficiente rentabilidad al negocio para

cumplir con las expectativas y metas de los

inversionistas; estos campos son adquiridos por

compañías más pequeñas que se han especializado

en la explotación de este tipo de campos, logrando

con ello explotarlos de manera más eficiente,

haciendo uso de tecnologías especializadas y

mejores prácticas. PEP no puede vender sus

reservas, pero sí puede aprovechar la oportunidad

de estos nuevos esquemas de contratos que le

permitan ampliar su capacidad de ejecución.

La Reforma a Pemex recientemente autorizada, abre

opciones para diseñar nuevos esquemas y modelos

de contratos, que permitirán a la empresa tener

mayor flexibilidad y establecer mejores condiciones

comerciales con los prestadores de servicios, lo cual

se espera dé un beneficio en proyectos mejor

ejecutados y de manera más eficiente. Esto se podría

aprovechar para este tipo de proyectos.

VCD: Metodología empleada por PEP para la

documentación de proyectos, sus siglas significan

Visualización, Conceptualización y Definición. Es

una Metodología empleada para mitigar el riesgo

asociado a la ejecución de los proyectos.

Fase de Visualización: Primera fase de la

metodología VCD.

454545


Es ingeniero Petrolero egresado de la UNAM, generación 82-86. Sus posgrados son: Maestría en Ingeniería Petrolera de la UNAM, Maestría en Investigación de Operaciones y Maestría en Sistemas, ambas de la Universidad de Valencia, España. También realizó una estancia técnica de seis meses en Administración de Yacimientos, con la Cía. Texaco, en Houston.

Su experiencia profesional inició como becario del IMP; ingresó a Pemex en 1985 como Ingeniero de Estudios en el Distrito de Villahermosa, trabajó como analista en la Subdirección Técnica Administrativa y como Especialista técnico en la Gerencia de Planeación Estratégica en México. Fue Superintendente de Modelos de Evaluación Económica y Optimización de Recursos, en la Gerencia de Planeación de la RMNE. Fue Subgerente de Sistemas Artificiales de la Gerencia de Sistemas de Producción de la STDP, y fue Coordinador de la STDP en el Proyecto de Tecnología Interdisciplinario Jujo-Tecominoacán de la Región Sur. También fue Subgerente de Sistemas de Recolección de Hidrocarburos de la Gerencia de Sistemas de Producción de la SCTE.

Actualmente es Subgerente de Estrategias de Explotación en la Gerencia de Estrategias y Planes de Explotación, de la Subdirección Técnica de Explotación.

Su participación en las asociaciones inició en la Universidad, siendo representante de los Estudiantes de la Carrera de Ingeniero Petrolero, y posteriormente fue Consejero Universitario por parte de la Facultad de Ingeniería.

Es socio activo de la Sociedad de Exalumnos de la Facultad de Ingeniería. (SEFI), el Colegio de Ingenieros Petroleros (CIPM) y la Asociación de Ingenieros Petroleros de México (AIPM) desde 1994, en la cual ha participado en la Coordinación de Estudios y el Fondo de Retiro de la Delegación México, y fue Subcoordinador y Coordinador del Fondo de Retiro de la Delegación Ciudad del Carmen. Coordinador Financiero de la organización del XXXIX Congreso Nacional AIPM Villahermosa, 2001. Subtesorero y Tesorero de la Delegación Villahermosa de 2001 a 2005 y participó en la Coordinación de Estudios en la misma delegación de 2005 a 2007. Formó parte del Comité Organizador del Congreso Mexicano del Petróleo 2009.

Curriculum vitae

M. en S. Ramiro Acero Hernández



Bombeo neumático con mandril profundo y compresión a boca de pozo, Plataforma Akal-TM del Campo Akal.

Ing. Oscar Noé Ruiz MaldonadoIng. Roberto Lagunas Tapia MI Antonio Rojas Figueroa,MI Miguel Ángel Lozada AguilarIng. Antonio Martínez Arano Delegación Ciudad del Carmen

Introducción

El estado de madurez actual del yacimiento Akal del

campo Cantarell de la RMNE ocasiona problemáticas

diversas en la explotación de los hidrocarburos,

asociado al avance de los CGA y CAA del yacimiento,

así como al grado de depresionamiento del

yacimiento; estos efectos están influenciados

dependiendo de la formación productora y bloque

del yacimiento en estudio.

El disponer de mayor presión de inyección de gas de

BN en superficie, permite profundizar el punto de

inyección del gas de BN en el aparejo de producción,

lo que permite a su vez reducir el gradiente de presión

y aligerar la columna de hidrocarburos, reducir la

presión de fondo fluyente Pwf en la cara de la

formación productora y ocasionando un aumento

en la producción del pozo.

El mayor porcentaje de los pozos pertenecientes al

Activo Integral Cantarell producen con el sistema

artificial de producción de Bombeo Neumático; con

el objetivo de optimizar el sistema artificial de

producción de BN en pozos del Campo Akal, se

realizaron diversos análisis, balance de materia y

análisis nodal para los diseños de BN, considerando

la aplicación de compresión en superficie, se

realizaron diferentes escenarios considerando

incrementar la producción en pozos, optimización

del gas de BN con una cuota de explotación fija,

mejorar la eficiencia de levantamiento del bombeo

neumático, mejorar el perfil de producción en el

Campo Akal.

Ubicación del Campo Cantarell

El Campo Cantarell se localiza en el Golfo de México,

en la porción occidental de la Península de Yucatán

en el Golfo de Campeche, aproximadamente a 75

Km al Noroeste de Ciudad del Carmen, Campeche,

está conformado por los campos Akal, Nohoch, Chac,

Sihil, Kutz y el recientemente incorporado Kambesha,

pertenecientes al Activo Integral Cantarell (AIC).

Figura 1 . Ubicación del Campo Cantarell

474747


yacimiento se encuentren alejados, por tanto, con buenos tiempos de vida productiva, que los pozos se encuentren en zonas de buena productividad como son: BTPKS, KM y KI; que los pozos tengan geometría adecuada, es decir, que la TR de explotación no sea reducida, mayor de 7” de diámetro.

Dada la problemática del Campo Akal, se han llegaron a considerar para la aplicación del sistema de compresión a boca de pozo en pozos con buen tiempo de vida productiva y menor productividad del yacimiento, como es el caso de la formación productora JSK.

No es recomendable la selección de pozos con geometrías de TR´s de explotación, menores a 7”, dado que los mandriles de BN profundo serían de 2 7/8” o de 2 3/8”, lo que propiciaría restricción en las áreas de flujo, ocasionando una disminución en la producción, aún con el efecto del mandril de BN profundo.

Se recomienda seleccionar pozos con tubería de revestimiento de explotación con diámetros de 9 5/8” y 7 5/8”.

Es de vital importancia contar con área de trabajo en superficie para la instalación de los equipos de compresión y en su caso, programar la construcción e instalación de los mismos.

Una vez cubiertas las consideraciones anteriores, se presentan los materiales, accesorios, actividades y requerimientos adicionales respecto al sistema con Bombeo Neumático Convencional, pudiéndose mencionar los siguientes:

3Equipo de compresión superficial.

3Interconexiones superficiales de mayores especificaciones que permitan el manejo de

2altas presiones de trabajo, hasta 120 kg/cm .

Requerimientos adicionales para la aplicación del proyecto de BN profundo

Equipo superficial:

Consideraciones para la aplicación del BN

profundo

Para las consideraciones y selección de plataformas y pozos candidatos para la aplicación del BN profundo, se tuvieron que tomar en cuenta diverso números de variables en el proyecto, considerando como base el sistema integral de producción en donde cada una de las variables representa cierta incertidumbre; las características de los yacimientos, propiedades de los fluidos producidos, la productividad de la formación productora, tiempo de vida productivo de los pozos, la eficiencia y desempeño de los equipos superficiales y del sistema artificial de producción BN, la geometría del pozo, la desviación y severidad del mismo, el avance de los contactos del yacimiento gas-aceite y agua-aceite, dependiendo del bloque en estudio; todas las variables del sistema en su conjunto afectan para la selección en la aplicación de la tecnología al sistema de producción.

Para los análisis se tomaron en cuenta los variables anteriores y se consideraron las variables de mayor impacto, encontrando las siguientes:

3Disponibilidad de área en superficie para instalación de equipo de compresión.

3Dispinibilidad de servicios básicos para la aplicación de la tecnología.

3Lejanía de los contactos gas-aceite y agua-aceite del yacimiento, respecto a la cima del intervalo productor dependiendo del bloque del yacimiento y su velocidad de avance.

3Presión del yacimiento Pws en función del bloque del yacimiento en estudio.

3Productividad de la formación productora de los pozos.

3Geometría de los pozos para la profundización de su punto de inyección.

La mejor selección para la aplicación del BN profundo, será en formaciones cuyos contactos del



3Cantiliver de trabajo que permita que la ubicación e instalación de los equipos.

3Cabezales de succión y descarga de gas de BN para alta presión.

3Sistema de recirculación de flujo de gas de BN, que permita pasear el exceso de gas que no vaya a los pozos preparados con BN profundo.

3Mandril con válvula de BN profundo.

3Tubería de producción adicional entre los mandriles con válvula de BN convencional y la de BN profundo.

3Tiempo de trabajo adicional del equipo de reparación por la introducción de tubería de producción y mandril de BN profundo.

3Recuperación y obturamiento de válvula de BN convencional con equipo de ULA.

Equipo subsuperficial:

Figura 2. Estado mecánico y aparejo de producción tipo con aplicación de BN profundo

Aplicaciones diversas en pozos con BN profundo

Los beneficios que ofrece la aplicación de Compresión a boca de pozo para profundizar su punto de inyección, se mencionan e ilustran a continuación:

1. Incremento de producción de aceite por profundización del punto de inyección a un mismo gasto de gas de inyección de BN

Figura 3. Incremento de producción por profundización del punto de inyección de gas de BN a un mismo Qginy

494949


2. Explotación a una misma cuota de producción, reduciendo gas de inyección de BN

Figura 4. Optimización de gas de BN para una cuota de producción establecida

3. Mejor manejo y levantamiento de agua en el pozo al profundizar el punto de inyección de BN, respecto al BN convencional

Figura 5. Efecto del corte de agua considerando inyección profunda del gas de BN



4. Reducción de inestabilidad de flujo en los pozos que operan con gas de BN al profundizar su punto de inyección, sin tomar en cuenta el claro existente entre TP y TR.

5. Incorporar producción “sana” y reducir significativamente la producción de gas de la zona de transición, permitiendo reducir la contrapresión en instalaciones de producción, evitando, diferimiento de producción por este concepto y permitiendo que la producción de otros pozos no se vea afectada.

6. Acelerar el factor de recuperación respecto al BN convencional.

La implementación del proyecto de Compresión a Boca de Pozo con mandril de BN profundo, inicia en la plataforma satélite de Akal-TM, considerando la incorporación de cuatro pozos con esta tecnología, el beneficio esperado en su conjunto es 7000 BPD; el compresor instalado succiona a la presión del anillo de gas de BN, descarga entre 100 y 120 kg/cm2, maneja 20 MMPCD y tiene una potencia de 750 HP.

La segunda etapa del proyecto contemplada la incorporación de pozos de las plataformas: Akal-MB, Akal-TQ, Akal-TJ, Sihil-A y la misma Akal-TM.

Visualización del proyecto

Se contemplan pozos que están programados en el movimiento de equipos POA 2009, para reparación, pudiendo ser RBN, profundizaciones, cambios de intervalos y ventanas, que no tengan limitaciones de geometrías con diámetros restringidos de tuberías de revestimiento o problemas mecánicos; de esta manera realizar los diseños detallados correspondientes de los aparejos de producción de bombeo neumático, análisis nodal y flujo multifásico para definir cuotas de producción, profundidad de colocación de los mandriles con válvulas de BN y requerimientos de la tubería de producción necesaria.

A la fecha, se han logrado incorporar a producción dos pozos con la aplicación del BN Profundo con compresor a boca de pozo de la plataforma Akal-TM del Campo Akal. Los pozos son el C-3002 y el C-3035D, los cuales están terminados en la formación productora KM y JSK respectivamente.

El pozo C-3002 de la formación KM, opera actualmente con Qginy de 4.5 MMPCD y una Ptp de 12.5 kg/cm2, con un incremental de producción estimado de 3600 BPD, se presentan sus curvas de comportamiento, Figura 6.

Beneficios obtenidos con la aplicación del BN profundo

Figura 6. Pozo C-3002, curvas de comportamiento BN convencional y BN profundo.

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El pozo C-3035D, de la formación JSK opera de 5.1 MMPCD y una Ptp de 10.5 kg/cm2, con un incremental de 650 BPD, Figura 7.

Figura 7. Pozo C-3035D, curvas de comportamiento BN convencional y BN profundo

El pozo C-3019 terminado en la formación KI esta preparado con mandril de BN profundo pero se encuentra en espera de interconexiones superficiales para poder operar con el compresor.

A la fecha, el BN profundo con compresión a boca de pozo en el Campo Akal, se ha aplicado en pozos convencionales, de acuerdo a la visualización del Proyecto en su segunda etapa de implantación se está considerando la inclusión de pozos de acuerdo al movimiento de equipos POA 2009, en el cual vienen las intervenciones a pozos horizontales.

En el caso que existiera la posibilidad de aplicación en árboles mojados, se visualiza la tecnología de terminaciones inteligentes, con la aplicación de

Visualización de la tecnología del BN profundo en diferentes aplicaciones

válvulas automáticas de acción hidráulica, la cual estaría alojada en la válvula de BN a la profundidad convencional, en caso de disponer con el compresor, esta válvula se encontraría cerrada, en el caso contrario la válvula se accionaría para operar abierta. En los casos de árboles mojados, no se tendría la posibilidad de utilizar equipo de ULA para realizar los cambios de puntos de inyección.

En la segunda etapa del Proyecto de BN profundo, se contempla la preparación y explotación de pozos del Campo Sihil, desde las plataformas Akal-TJ y Sihil-A.

En esta misma etapa del proyecto, se realizarán los estudios correspondientes de Ingeniería de Instalaciones superficiales en cuanto a la interconexión de pozos entre plataformas satélites y tetrápodos, tales son los casos siguientes:

Akal-TM + Akal-TTM, Akal-TQ + Akal-TTQ y Akal-TJ + Akal-TTJ.



Riesgos asociados al proyecto

Problemática en la implantación del proyecto

Al pensar en la implantación del proyecto, se

visualizan diversos riesgos asociados de alto

impacto:

3Los retrasos en la implantación del proyecto,

ocasionan que pozos ya preparados con el

mandril de BN profundo, sean invadidos por

el CGA y se pierda oportunidad en su

aplicación; asimismo existe una pérdida de

valor en el tiempo por retrasar la

implantación del proyecto.

3Cambio de punto de inyección de BN con

Unidad, la Línea de Acero (ULA), que no se

pueda recuperar o instalar válvula de BN u

obturador para el cambio de servicio.

3Disponibilidad de herramientas y equipo

adecuado para la realización de las

actividades de construcción, instalación,

interconexión del compresor, así como para

la recuperación e instalación de la válvula de

BN en fondo y obturador correspondiente.

3Retrasos y cambios en el movimiento de

equipos que ocasionan reducción en el

tiempo de vida productiva de los pozos que

operen con el sistema de BN profundo.

3La disponibilidad de los Contratos de

Servicio Asociados y la realización de

Convenios en el tiempo adecuado.

Al pensar en la implantación del proyecto se

visualizan diversos riesgos asociados de alto

impacto:

3El tratarse de yacimientos fracturados,

ocasiona y da la posibilidad de canalizaciones

prematuras, aún a distancias alejadas entre el

CGA y la cima del intervalo productor.

3La problemática de malas cementaciones de

tuberías de revestimiento con la formación

produc tora , también promueve la

canalización del gas, aún a distancias

alejadas del CGA a la cima del intervalo.

3Las alianzas del Contratista con compañías

con experiencia para realizar la ingeniería,

procura, construcción e instalación de

Cantilivers en plataformas satélites del AIC,

consideradas para la implantación del BN

Profundo.

3La experiencia del Contratista para la

operación y mantenimiento de equipos de

compresión con especificaciones costa

fuera.

3Apertura de las áreas de trabajo involucradas

para la implantación de Proyectos en

campo.

La tecnología de Compresión a boca de pozos para

el BN profundo en pozos del Campo Akal del

Complejo Cantarell, tiene un área de oportunidad

favorable para incrementar la plataforma de

producción en pozos cuyo CGA y CGA se

encuentren relativamente alejados de la cima de sus

intervalos productores, permitiendo mejorar su

perfil de producción y obtener una mayor

recuperación de aceite en sus diferentes

formaciones productoras.

El incremento de producción observado en

formaciones productivas como son: BTPKS, KM y KI,

ha sido de un 40 %, mientras que en formaciones

menos productivas como es el JSK, representa un

incremento entre el 10 y 20 %, respecto a la

producción base con que vendrían operando los

pozos de manera convencional.

Conclusiones

535353


En la aplicación del BN Profundo, considerando la

entrada de cuatro pozos a producción, se estima un

incremental de producción de 7000 bpd.

Continuar con el análisis integral de las áreas de

Productividad de Pozos, Ingeniería de Yacimientos,

Caracterización de Yacimientos, Intervención a

pozos, Operación de pozos y Mantenimiento para

asegurar la implantación del BN profundo en su

segunda etapa.

Respetar las condiciones de operación recomendadas

para la explotación de los pozos que operan con

mandril de BN profundo, con el fin de no generar

canalizaciones de gas de la zona de transición de

manera prematura.

Los ritmos de explotación de los pozos dependerán

de la cercanía del CGA a la cima de los intervalos

productores de los pozos, por lo cual, se deberán

estar actualizando los cálculos de gastos críticos de

explotación; en el mismo sentido se deberán

realizar periódicamente:

Aforos y muestreos de fluidos para el monitoreo de

los parámetros de producción con el fin de evitar

canalizaciones de flujo de gas y agua.

Los retrasos en las intervenciones a los pozos, así

como en las ejecuciones de obras tienen un gran

impacto en el valor presente del Proyecto, así como

posibles retrasos en la autorización y definición de

los contratos en la segunda etapa del proyecto de BN

Profundo.

Con base en los avances de los contactos gas-aceite

y agua-aceite en el yacimiento y sus diferentes

bloques, se deberán comparar con los últimos

pronósticos y tiempos de vida, para confirmar y/o

adecuar la propuesta en la implantación en

diferentes pozos y plataformas del Campo Akal.

Nomenclatura

Referencias

AIC: Activo Integral Cantarell

BN: Bombeo neumático

BPD: Barriles por día

BTPKS: Brecha, Terciario, Paleoceno, Cretácico Superior.

CAA: Contacto agua-aceite

CGA: Contacto gas-aceite

Qginy: Gasto de gas de inyección

JSK: Jurásico Superior Kimerigdiano

KI: Cretácico Inferior

KM: Cretácico Medio

MMPCD: Millones de pies cúbicos por día

PEP: Pemex Exploración y Producción

RBN: Rediseño de bombeo neumático

RMNE: Región Marina Noreste

POA: Programa Operativo Anual

Pws: Presión de fondo estática

Pwf: Presión de fondo fluyendo

TP: Tubería de producción

TR: Tubería de revestimiento

The Technology of Artificial Lift Methods; Introduction of Artificial Lift Systems, Beam Pumping: Design and Analysis, Gas Lift (Vol 2a) by Kermit E. Brown (Author), The University of Tulsa.

Principles of Oil Well Production

Author: T.E.W. NindUniversity of Ontario, Canada

Publication Date: June 1981, Mc Graw-Hill

Software Prosper, IPM version 6.4, Petroleum Experts, 1991 – 2006.

Navid Akram, Steve hicking, Paul Blythe, Peter kavanagh, Paul Reijnen, Derek Mathieson, “Intelligent well technology in mature assets, ”SPE 71822, 2001.



Primera aplicación de la técnica de perforación utilizando tubería concéntrica para pozos horizontales en campos de-

presionados en la Región Sur de México

Marco A. Martínez HerreraAntonio Urbieta LópezDelegación Poza Rica

Introducción

El pozo presentado en este artículo, pertenece al

Complejo A. J. Bermúdez, localizado en el sur de

México, como se muestra en la Figura 1. El

yacimiento formado por carbonatos y dolomías de la

parte superior, media y baja del Cretácico. La zona

productora del Cretácico esta en un rango de 4200 m

a 4500 m de profundidad vertical.

La presión original equivalente fue de 1.30 gr/cc,

iniciando su explotación en el año 1976 y

actualmente se cuenta con una densidad equivalente

de 0.20 gr/cc; Figura 2. Debido a esto, se tienen

grandes pérdidas de circulación. Se implementó la

técnica de utilizar fluidos multifásicos (nitrogenado),

así como fluidos espumados. Esta técnica fue una

solución correcta, pero esta limitada para pozos

verticales y de poco ángulo, principalmente porque

los altos volúmenes de N2 alteran la señal de la

telemetría del MWD a través de la TP, por lo que no se

puede orientar la cara de la herramienta.

La alta relación gas/líquido, utilizada con grandes

cantidades de N2 inyectado para evitar las pérdidas,

genera un rápido incremento en la temperatura del

anular alrededor de las herramientas direccionales,

arriba de 150 °C, conforme se incrementa la fricción

por la rotación de la TP, la instrumentación

electrónica falla. Adicionalmente el N2 penetra el

elastómero del motor a cierta presión y temperatura,

ocasionando su falla. Estas limitaciones condenan la

perforación de muchos pozos con altos ángulos.Figura 1. Plano de localización del Complejo

A. J. Bermúdez

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Figura 2. Comportamiento histórico de la presión C.A.J.B.

Antecedente y objetivo

Desarrollo del tema

Planificación y diseño del pozoGeomecánica

Como fue mencionado con anterioridad, el principal reto es perforar un pozo horizontal en un yacimiento de presionado de aceite ligero con pérdidas de circulación y el objetivo del trabajo es la presentación de la experiencia exitosa de la técnica de perforación con tubería concéntrica aplicada por primera vez en México en el pozo horizontal Samaria 5111 de un campo de-presionado.

Como primer paso, se llevan los valores de presión de formación para determinar la ventana de densidad requerida dentro del modelo geomecánico en la sección de carbonatos. El modelo de la presión de poro fue basado en pruebas de producción disponibles. Este análisis fue usado para definir la profundidad óptima de asentamiento de TR. El diseño convencional del campo es el siguiente: TR 20” X 13 3/8” X 9 5/8” X 7”. Tomando en consideración el modelo descrito arriba, se decidió cambiar el punto

de asentamiento de la TR 9 5/8”. La TR de 7” fue

cambiada por 7 5/8” para aislar los problemas

comúnmente presentados en la transición entre el

Paleoceno y el Cretácico Superior y facilitar la

aplicación de la tubería concéntrica. La perforación

de la etapa de 12 1/4” en la base de Paleoceno,

requiere densidades del orden de 1.70 gr/cc, la zona

de interés, localizada en el Cretácico Superior KS 2.0

y KS 2.5, requiere densidades entre 0.6 y 0.4 gr/cc, por

otro lado, las formaciones intermedias K-1.0 y KS-1.5

localizadas entre el Paleoceno y KS2, tiene una

presión de colapso de 0.6 gr/cc y una presión de

yacimiento alrededor de 0.8 y 0.9 gr/cc teniendo

pérdidas de circulación parcial y total.

Debido a este escenario, se decidió incluir el liner de

7 5/8” entre la base de Paleoceno y la zona de interés.

Con este liner se evita la necesidad de extender la TR

de 9 5/8 a la cima del Cretácico Superior. El plan

inicial era poner la TR de 9 5/8” 30 m arriba del

Cretácico Superior, para evitar perforar en la zona de

baja presión con un riesgo normal de tener pérdida de

circulación severa, con una densidad de 0.92 gr/cc.



Figura 3. Modelo geomecánico

Figura 4. Análisis de sensibilidad en agujero de 8 ½”

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Figura 5. Análisis de sensibilidad en agujero de 6 ½”

Inyección en la tubería concéntrica- consideraciones y diseño

Con la TR y el liner definido, el segundo paso en el análisis fue determinar la configuración del Tie Back y las condiciones de flujo para determinar la densidad necesaria de fondo, usando inyección de nitrógeno por la TR concéntrica. El principal reto en el plan para tener disponible la presión de poro y por diseño reducir la pérdida de lodo mientras se perfora.

El sistema es muy simple, pero deben hacerse las siguientes consideraciones

• Profundidad (TVD) y ángulo del punto de inyección.

• Volumen del anular concéntrico• Área de flujo de los puertos de inyección• Volumen requerido de N para la ECD 2

diseñada.

Existen algunas limitaciones operativas como son:

• Relación gas/líquido del anular primario.

• Densidad de la fase líquida en el anular.

• Volumen crítico de N2

• Manejo del estrangulador en la superficie para

la ECD requerida.

Consideraciones de diseño

En una aplicación concéntrica, conforme mayor es la distancia vertical entre los puertos de inyección y la profundidad total del pozo, menor es la reducción de presión efectiva del sistema. Es fácil entender este concepto cuando se compara la tubería de inyección concéntrica con un sistema de gas lift, donde

Profundidad y ángulo de los puertos de inyección



conforme menor es la columna aligerada de fluido, menor es la reducción de la presión de fondo. Esto limita la aplicación de la técnica a pozos que tienen los puertos de inyección de nitrógeno, cerrados a pozos con profundidad total, o sea, pozos con alto ángulo o pozos horizontales.

De acuerdo a lo analizado con anterioridad, la profundidad y el ángulo de los puertos de inyección influyen directamente en el gasto de inyección crítico. Además, la profundidad de los puertos de inyección tiene una influencia directa en la ECD mínima alcanzada para los gastos de inyección dados. Se simularon muchas opciones para encontrar la mejor posición de los puertos de inyección para que se alcancen gastos críticos de inyección bajos y ECD

Volumen del anular concéntrico

Para alcanzar la estabilidad del pozo, el volumen del anular concéntrico debe ser lo más pequeño posible. Para alcanzar esto, el diseño inicial debe considerar un liner y una tubería concéntrica de 7 5/8” en lugar de 7”. Este cambio representa una disminución del

volumen anular concéntrico de 38%, y una reducción del gasto de inyección crítico de 48%, lo que representa más volumen concéntrico. Como el claro entre el liner de 7 5/8” y el agujero de 8 ½” es pequeño, se considera el uso de las conexiones integrales para que las fuerzas de arrastre sean mínimas cuando se corra el liner.

correctos. A través de estas simulaciones, se encontró

que para maximizar la efectividad de la inyección de

nitrógeno, el pozo debe ser diseñado, de tal forma que

los puertos de inyección estén tan cerca como sea

posible a la profundidad total del pozo. Acorde con

los gradientes de presión del campo, la selección

inicial de la profundidad de asentamiento de la TR,

fue definida considerando un liner corto de 7 5/8”

cubriendo la sección de transición de presión de la

base del Paleoceno a la cima de Cretácico, como se ve

en la Figura 7. Este liner corto fue propuesto para que

pueda bajarse la TR de 7 5/8” temporal, y se pueda

utilizar la tubería concéntrica. Los puertos de

inyección de nitrógeno fueron diseñados para estar

arriba del colgador del liner.

Figura 7. Configuración del sistema tubería concéntrica 7 5/8”

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Área de flujo de los puertos de inyección

La experiencia de campo y los simuladores indican que en los puertos de inyección de N2 la TFA, influye en la estabilidad del sistema de flujo sólo cuando es menor al 1% del área de flujo del anular concéntrico. Estudiando las aplicaciones de tubería concéntrica alrededor del mundo, se encontró que se han utilizado muchas configuraciones, que van de un agujero de 1” a la tubería ranurada en la punta del tie back concéntrico. La configuración más apropiada para la aplicación, la cual minimiza la posibilidad del taponamiento por sólidos de los puertos de inyección, es una área de flujo de aproximadamente 70% del área de flujo concéntrica y está compuesta por 18 agujeros de ¾”, distribuidos en 3 líneas espirales poco después de la primer junta del tie back. (8.08 in2).

Volumen de N requerido para el diseño de la ECD- 2

ventana operativa.

En cualquier aplicación de perforación con flujo controlado (MPD), la habilidad de crear y mantener las condiciones bajo balance con fluidos multifásicos, deben ser simuladas para encontrar las

combinaciones de gasto de líquido, gasto de gas y la presión de estrangulador que reúnan todos los criterios de diseño; la presión bajante, velocidad de líquido mínima para la limpieza adecuada del agujero. El ELV a través del motor no está incluido en la ventana operativa, porque la inyección de nitrógeno en la tubería de perforación fue solo considerada como contingencia. La ventana operativa final MPD fue definido solo después de que se hicieron las simulaciones de flujo, tomando en cuenta toda la información relevante del pozo. Como se discutió con anterioridad, para obtener un flujo de dos fases estacionario en una aplicación MPD de una tubería concéntrica de inyección de nitrógeno, es fundamental primero evaluar la ventana operativa de lodo e incluir el gasto de flujo de inyección crítico, solo así se puede diseñar el pozo para la estabilización del flujo. La ventana operativa de gastos de líquido y gas fue simulada utilizando un

simulador de dos fases. Como se ve en las Figuras 8 y

9, con 220 gpm y 120 m3/min de inyección de N2 vía CC, la velocidad resultante en la sección horizontal fue de 60 m/min (196 ft/min), y más de 55 m/min (180 ft/min) en la sección vertical.

Figura 8. Ventana operativa



Consideraciones operativas

Relación gas/líquido en el anular primario

A pesar del método de inyección usado durante la perforación bajo balance, una relación gas líquido demasiado baja ocasionará el taponamiento de pozo. Establecer y mantener la relación gas-liquido (GLR) ideal en el pozo es un requerimiento fundamental para minimizar la tendencia al taponamiento. La frontera inferior para el gasto de líquido debajo de la tubería de perforación se establece por la velocidad mínima de líquido del anular requerido para una adecuada limpieza del agujero. La frontera superior generalmente se establece por el rendimiento del desplazamiento volumétrico positivo máximo del motor o el riesgo de estar fuera de la ventana operativa establecida, Figura 8.

Por lo tanto, el flujo óptimo multifásico para el pozo fue calculado para estar con el equipo y los parámetros de operación (presión y velocidad). Todos los aspectos de diseño fueron simulados y validados utilizando simulaciones transientes, las cuales conforman el gasto de inyección crítico predicho y proporciona los tiempos de estabilización para cada gasto de inyección. La Figura 9, muestra los resultados de las simulaciones transientes muestra una estabilización en el pozo mientras se perfora.

Densidad de la fase líquida en el anular

En general, mientras más baja sea la densidad de los fluidos inyector y productor, más baja será la tendencia a ser taponado. La densidad del fluido de inyección, puede ser diseñada para ser tan baja como sea posible (limpieza de agujero crítica) y esto tiene generalmente un impacto positivo en la tendencia de taponamiento.

El sistema de fluido considerado, fue una emulsión inversa convencional 80/20 usada en la región. Tal sistema puede reaccionar con lodos de 0.89 SG y 0.92 SG, y fue diseñado como límite superior para la ventana operativa. Con tales pesos de lodo, la capacidad de transporte es baja con puntos de cedencia de 7 a 10 lb/100ft2. Para mejorar la limpieza del agujero, debe considerarse que la velocidad del fluido y la relación de transporte de limpieza (CTR) sea la suficiente para mantener el agujero limpio.

Volumen crítico de N2

Para que la presión se mantenga estable, sin una intervención (estabilidad de presión incondicional), es necesario diseñar una relación gas líquido ideal en el agujero. Se requiere un gasto de inyección crítico para balancear el incremento del gasto tapón.

Para este pozo, se realizó el análisis del gasto de inyección de gas crítico, para asegurar el volumen de nitrógeno requerido para alcanzar la ECD, logrando un volumen mínimo de nitrógeno para la estabilización (volumen crítico).

Con esta consideración, el gasto de inyección crítico calculado es de 86 m3/min. Este volumen de nitrógeno es menor que el necesario para alcanzar la ECD deseada. Los gastos críticos de inyección calculados fueron puestos en la ventana operativa, obtenidos a través de simulaciones del software de análisis de flujo continuo de dos fases.

Flujo de 210 gpm y 60 m3/' N2

3Flujo 210 gpm y 80 m /' N2

Figura 9. Resultados de la simulación a gastos críticos.

616161


Requerimientos de equipo

Consideraciones de ejecución

Procedimientos operativos y tabla de roles y responsabilidades

• Cabeza rotatoria de control.• Manifold del estrangulador UBD.• Separador multifásico con receptor de muestras.• Sistema de generación de nitrógeno.• Sistema de adquisición de datos.

La cabeza rotatoria utilizada, tenía un sistema de elementos de doble sello, para garantizar más capacidad de sello. El sistema de adquisición de datos UBD, estuvo integrado al sistema de registro de lodo para monitorear todos los parámetros de perforación en el cuarto de control de UBD.

El separador usado tuvo la capacidad de mantener hasta 60 MMscfd y 15,000 bpd, con una línea de transporte de 4” y una línea de gas de 6”.

La implementación de la técnica de tubería concéntrica requiere la creación de 12 nuevos procedimientos operativos con todo el análisis de riesgo y los planes de mitigación. Las mediciones de ruido y la mitigación fueron planeadas y ejecutadas como una consecuencia de la alta cantidad de equipo requerido y la limitación de espacio en la locación.

Como en cualquier otra aplicación tecnológica no convencional, se escribieron una serie de procedimientos para asegurar que todas las partes involucradas conocieran sus responsabilidades durante la operación. Se realizó un diagrama completo y simple del equipo. Se analizaron los siguientes procedimientos.

• Procedimientos de instalación de equipo.• Procedimientos de prueba.• Procedimientos de inyección de nitrógeno, para el

anular y tubería de perforación.• Procedimientos de conexión.• Procedimientos de viaje.• Procedimientos de contingencia, considerando

fallas del equipo.

Se tiene atención especial a los procedimientos, que son distintos a los convencionales, como son la inyección de nitrógeno y los procedimientos de conexión.

En el procedimiento de inyección de nitrógeno, se

debe preparar al equipo para recibir el volumen de

fluido desplazado del anular concéntrico (cerca de

198 bbl en esta aplicación), y también el volumen del

anular primario, que será descargado periódicamente

como sistema estabilizado (275 bls). Se deben hacer

consideraciones para los gastos de flujo máximos de

descarga, los cuales pueden ser de 700 gpm, y las

máximas presiones de inyección, ya que el gas debe

desplazar primero a la columna de fluido que ocupa

los espacios anulares primario y concéntrico.

Para los procedimientos de conexión, se considera

que la inyección de nitrógeno a través del anular

concéntrico fue parada y se aplicó una presión de

respaldo al estrangulador para evitar la descarga

rápida del pozo y aplicar la ECD correcta al pozo,

mientras se hacen las conexiones necesarias,

compensadas por las pérdidas de fricción. También la

cuadrilla fue instruida para acelerar las conexiones

para minimizar los tiempos de estabilización de

nitrógeno. A fin de clarificar las responsabilidades

cuando se ejecuta una operación, se estableció un

cuadro de roles y responsabilidades, definiendo el

responsable, así como a quien debe de informarse y a

quien se debe consultar antes de cada operación.

Los proyectos de análisis de peligros y control de

riesgos para operaciones MPD, fueron actualizadas

tomando en cuenta los procedimientos nuevos y

revisados, como todos los peligros fueron clasificados

para prevenir y mitigar los riesgos.

Debido a la cantidad de equipo usado para la

generación de N2, se realizó un estudio del impacto

del ruido para identificar las necesidades de los pozos

a perforar con esta técnica. La Tabla 1 muestra los

puntos seleccionados para monitorear el ruido, y los

resultados finales. No se reportaron eventos HSE

durante la sección, la cual muestra que a través de un

buen plan adecuado se tomaron medidas preventivas.

Análisis de peligros y control de riesgos

HSE



Ejecución y resultadosVentana operativa y sistema continuo

La ECD requerida en la sección de 0.51 a 0.57 SG, la cual es muy similar inicialmente estimada en el programa de perforación de acuerdo con el análisis

geomecánico (0.5 a 0.6 SG). La Figura 15, muestra la ventana operativa real. Manteniendo un control cercano a la ECD fue ayudado por el peso de lodo, el cual se mantuvo constante de 0.92 SG, diseñando valores para todos los tiempos, como se muestra en la

Tabla 2.

Durante la fase de perforación de la sección menos de 100 m3 fue perdido, más cerca de 600 m3 perdidos cuando se registra, se introduce la TR y se cementa el pozo, un total de menos de 700 m3, de los cuales alrededor de 24% del promedio de la pérdida de fluido para la sección en el campo (3000 m3).

Es importante mencionar, que cerca de 80% del volumen perdido fue inducido durante el procedimiento de bombeo descrito requerido para tomar el direccional. La presión de poro de yacimiento obtenida de las mediciones del nivel de fluido, fue de 0.43 gr/cc vs. 0.40 gr/cc, estimada para los cálculos iniciales.

Puntos medidos Nivel de ruido sin equipo bajo balance

Nivel de ruido con equipo bajo balance

dB (A) dB (A)

Oficina del técnico 68 69

Piso rotaria 85 88

Membranas N2 70 103

Equipo de separación 73 89

Eq. De temblorinas 83 94

Tabla 1

La ventana de la estabilidad mecánica actualizada con la información obtenida, no presentó cambios del modelo geomecánico original utilizado para planificar eventos observados durante la perforación. El procedimiento para el desplazamiento inicial del fluido fue modificado a fin de reducir la máxima presión de superficie y el comportamiento de la presión de bombeo de N2 fue acorde al plan.

Incluso cuando el sistema era continuo, se observó una diferencia de 300 psi en la presión de bombeó generada por la demora de las conexiones de tuberías y un cambio en el plan direccional que no fue adecuado para las condiciones operativas.

A medida que se reduce el tiempo de conexiones y se optimiza el procedimiento direccional, se alcanza el sistema continuo con un rango de variaciones de 0-100 psi.

El volumen de N2 bombeado para alcanzar el sistema continuo, fue diferente al planeado, debido a que el gasto de líquido vertido fue mayor al planeado.

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Resultados direccionales

Como se predijo, la tecnología de inyección de nitrógeno con tubería concéntrica fue una solución para todos los tipos direccionales, previamente descritos, ya que no se inyectó nitrógeno en la sarta de perforación, no hubo fallas en los motores, el motor de lodo circuló durante un total de 157 horas, 57% más que las 100 horas esperadas para los motores power pack de 4 ¾” y más allá de la vida promedio del motor con la tecnología de inyección de nitrógeno en el área. El pozo tuvo una respuesta direccional normal y fácil y de los 379 m perforados, 321 fueron perforados en modo rotacional y 58 m en modo corredizo. Al final de la corrida, se hizo una corrección direccional, incrementando la inclinación del pozo, debido a que la cima de formación estaba más arriba de lo esperado, la cual permitió mantener la longitud del pozo. Esto muestra la flexibilidad dada por la tecnología en la cual concierne a la navegabilidad. En la Figura 10, la gráfica real direccional para la sección de 6 ½” se muestra en rojo, contra la gráfica direccional programada en verde.

Limpieza del agujero

El gasto promedio de líquido de 220 gpm de un lodo

base aceite de 0.92 SG, con una emulsión inversa

86/14 y puntos de cedencia tan bajos como 2

lb/100ft2, y un gasto de inyección de nitrógeno de

120-140 m3/min en la tubería concéntrica, fue

Como para el direccionamiento, es posible todas las veces tomar el direccional, con algo inesperado. Debido a la columna de alta presión dentro de la tubería de perforación comparada con el anular primario, existe una tendencia normal de los fluidos para descender en la tubería de perforación, creando succión aún con el estrangulador. Debido al tubo en forma de U de los fluidos, el significado continuo transporta el lodo interrumpiendo los pulsos de la herramienta MWD, generando problemas cuando se toman los direccionales. Para corregir esto y permitir que los direccionales sean tomados en forma adecuada, se creó un procedimiento donde el gasto de bombeo se incrementó repentinamente con el estrangulador cerrado, mientras el direccional estaba siendo tomado. Una vez que se toma el direccional, se apagan las bombas. Esto significa que se detectó, durante la operación, buenos direccionales fueron obtenidos con la presión del stand pipe mayor a 850 psi, y para presiones por debajo no se transmitieron. Durante los viajes remanentes, se utilizó una herramienta más avanzada, resolviendo este asunto, ya que dicha herramienta no requiere apagar las bombas antes de tomar el direccional.

Figura 10. Resultados de la trayectoria direccional.

suficiente para mantener el agujero limpio. Esto fue certificado por el problema de viaje libre para jalar fuera del agujero la sarta de perforación al final de la corrida y por el promedio del jalón de conexión, el cual fue de 3 a 5 tons, un valor bajo para la profundidad y perfil del pozo.

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ROP y tiempo para completar la sección

Producción

Conclusiones

Con 379 m perforados en 71 hrs con una sola barrena,

lo cual equivale a una ROP de 5.3 m/hr, la aplicación

no sólo muestra una excelente ROP para el Cretácico

Superior, también una de mayores de las corridas de

barrena en la sección, lo cual fue inicialmente

estimado en el programa de perforación, 3.1 m/hr

ROP con 3 barrenas. Cabe mencionar, que tales

resultados pueden mejorarse, como la ROP fue

controlada por la limpieza del agujero, y fue obtenida

con un WOB de 2 a 3 tons.

La producción original estimada fue de 3,300 BOPD y

2.6 MMSCFPD, utilizando gas lift para un drene

horizontal de 300 m. Las corridas de terminación

utilizaron un liner rasurado de 5” para un drene

efectivo de 253 m el pozo está fluyendo actualmente a

través de un estrangulador de 9 3/64” con 3550 BPD y

3.4 MMPCD en flujo natural. Los resultados de

producción fueron mejores de lo esperado. La

relación de la producción horizontal con respecto a

la estándar fue de 3 a 1.

La tecnología de inyección de nitrógeno concéntrica,

es el único método disponible hoy en día, que permite

perforar y dirigir pozos complejos repletados a través

del yacimiento, resolviendo simultáneamente el

problema, de pérdida de señal de las herramientas

direccionales, su baja vida útil y los efectos por

temperatura debidos a la inyección de nitrógeno, los

cuales son los tres tipos principales, impuestos por la

inyección de nitrógeno a través de la tubería de

perforación.

Mediante el uso de esta técnica, el pozo fue bien

posicionado 10 días más rápido de lo esperado. La

introducción de una técnica nueva y compleja, abre

las puertas a continuar la perforación por muchos

pozos similares en el futuro cercano, para reducir el

daño.

La aplicación prueba que con un diseño apropiado, la

técnica de tubería concéntrica puede aplicarse en

pozos profundos con buen control de estabilidad.

También, se vio que las simulaciones de flujo de gas

concéntricas, utilizando software para estado

continuo y transiente, se acoplaron bien a los

resultados reales.

La aplicación muestra ser efectiva para reducir las

pérdidas de lodo mientras se perfora a través de

secciones repletada mediante la minimización del

número de viajes y el tiempo de exposición del pozo.

1. C. G. Mykytiw, I. A. Davinson, ShellUBD

Global Implementation Team, P. J. Frink,

Blade Energy Par tners , “Diseño y

Consideraciones Operativas para Mantener

las Condiciones Bajo balance con la

Inyección en TR Concéntrica”. IADC/SPE

Conferencia y exhibición Bajo balance,

Houston, Marzo 2003.

2. J. Alfredo Ríos J., Luís Angel Ayala G., R.

Rayon Casiano. Perforación y Mantenimiento

de Pozos, División Sur, PEMEX. “Perforación

Exi tosa en Formaciones Al tamente

Depletadas”, Villahermosa, México, 2002.

CBHP: Presión de fondo de agujero constante.NPT: Tiempo no productivo.WOB: Peso sobre barrena.ROP: Velocidad de penetración.ECD: Densidad equivalente de circulación.MPD: Presión de perforación manejada.CTR: Relación crítica de transportación.

Referencias

Nomenclatura/acrónimos

Sección Técnica

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