Abril2012 Web

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 4AM FOR ADVERTISING AND MARKETING S.A. DE C.V., Enrique J. Palacios No. 108, Col. Prado Ermita, C.P. 03590, Del. Benito Juárez, México D.F., Tels: 5601 7571 y 55 3211 6077. Edición: 1100 ejemplares. Certificado de licitud de título núm. 8336 y Certificado de contenido núm. 5866 ante la Comisión Certificadora de Publicaciones y Revistas Ilustradas. Certificado de reserva de Derechos al Uso Exclusivo núm. 003322 ante la Dirección General del Derecho de Autor. Toda la correspondencia debe dirigirse a la Asociación de Ingenieros Petroleros de México A.C. EL CONTENIDO DE LOS ARTÍCULOS TÉCNICOS ES RESPONSABILIDAD DEL AUTOR. ISSN 0185-3899.

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Vol. LII No. 4 ABRIL 2012www.aipmac.org.mx/web/revista

Contenido

Foto de portada:Plataforma petrolera, Cd. del Carmen, cortesía de José Antonio Vázquez Díaz

EditorialSección técnica

Caracterización de fluidos utilizando pruebas especiales con CO2 por medio de la ecuación de estadoAlfredo León GarcíaEdgar Antonio MezaFernando Samaniego VerduzcoLuis A. Amador OrtegaAna Bello Lezama

Factor de éxito en las estimulaciones: trabajo en equipoIng. Yuri de Antuñano MuñozM. en I. Salvador Sarmiento MendozaIng. Romel Cuadras Padilla

Modelos de presión de poro, colapso y fractura en campos de la RMNE de PEPDr. Daniel García GavitoM. en I. Gustavo Gutiérrez EscobedoIng. José López PachecoIng. David Avilés Contreras

Tema de actualidad La energía que producen los ríos cuando se unen al mar M. en C. Pablo Arturo Gómez Durán

Fraternidad

4

5-20

21-33

34-47

48-50

51-60

2 | Ingeniería Petrolera VOL. LII No. 4 ABRIL 2012 · ISSN 0185-3899

Directiva NacionalPresidente Dr. Guillermo C. Domínguez Vargas

Vicepresidente Ing. Antonio Narváez Ramírez

Secretario MI. Ramiro Rodríguez Campos

Prosecretario Ing. Alfonso Amieva Zamora

Tesorero Ing. César R. López Cárdenas

Protesorero Ing. Jesús A. Mora Moreno

Coordinador Nacional de Ayuda Mutua Ing. Sergio Mariscal Bella

Subcoordinador Nacional de Inversiones de Ayuda Mutua Ing. José Luis Fernández Cadó

Coordinador Nacional de Fondo de Retiro Ing. Oscar Humberto Lizán Pérez

Subcoordinador Nacional de Inversiones de Fondo de Retiro Ing. Juan Manuel Flores Martínez

Director Comisión de Estudios Dr. Fernando Rodríguez de la Garza

Director Comisión Editorial MI. Raúl Peña Herrera

Subdirector Comisión Editorial MC. Pablo Arturo Gómez Durán

Director Comisión Legislativa Ing. Antonio Sandoval Silva

Director Comisión Membresía MI. Cuauhtémoc César Zapata González

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Subdirector Comisión de Apoyo Informático Ing. Antonio Lugo Castro

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PresidenteVicepresidente

Delegación ComalcalcoIng. Ernesto Lira Rodríguez Ing. Manuel de Jesús Coronado Zárate


Delegación MéxicoIng. Gustavo Salgado Nava Ing. Ciro Hernández Sánchez


Delegación MonterreyIng. Héctor Cavazos Treviño Ing. Roberto Lozano Montemayor


Delegación Poza RicaIng. Juan Bujanos Wolf Ing. Pedro Fernando Gómez González

Presidente Vicepresidente

Delegación ReynosaIng. Ricardo Martínez SierraIng. Alejandro Valle Corona


Delegación TampicoIng. Miguel Olivella Ledesma Ing. Jorge A. Hernández Cantú


Delegación VeracruzIng. Rubén A. Jiménez Guerrero Ing. Miguel Ángel Hernández García


Delegación VillahermosaIng. Miguel Ángel Méndez García Ing. Héctor Agustín Mandujano Santiago


Revista Ingeniería Petrolera

Director Editorial MI. Raúl Peña Herrera

Subdirector Editorial MC. Pablo A. Gómez Durán

Editor en Jefe Dr. Fernando Samaniego Verduzco

Coordinación Editorial Laura Hernández Rosas email: [email protected]

Ingeniería Petrolera | 3

Conse j o ed i t o r i a l

VOL. LII No. 4 ABRIL 2012 · ISSN 0185-3899

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Lic. Franco VázquezAsistencia técnica

*Asesoría durante el proceso de revitalización de la revista Ingeniería Petrolera

4 | Ingeniería Petrolera

Ed i t o r i a l


Hace 54 años nació la Asociación de Ingenieros Petroleros de México, AC; y a la par de su creación surgió la revista Ingeniería Petrolera.

La revista Ingeniería Petrolera es una publicación mensual de investigación científica y tecnológica, cuyo propósito es difundir artículos originales relacionados con el área de la ingeniería petrolera.

Tiene como objetivo contribuir al progreso y la divulgación de la Ingeniería Petrolera en México y promover el estudio entre sus miembros. La misión es ser una tribuna técnica para los ingenieros que laboran directa o indirectamente en la industria petrolera, y fomenta la fraternidad entre ellos.

Su visón, es dar a conocer trabajos inéditos generados y relacionados con el área petrolera en México y en el Mundo, los cuales encaminen a la publicación a ser parte del mundo de las revistas de excelencia.

Por tal motivo, a partir del mes de enero de este año, se han implementado una serie de cambios en la publicación, con el objeto de que Ingeniería Petrolera, revitalice su calidad, encaminándola a pertenecer a los principales índices de revistas científicas en el ámbito nacional e internacional que le otorgarán un mayor impacto y visibilidad.

Otros elementos editoriales relevantes integrados a la revista son: la Política Editorial e información para nuestros autores, herramientas orientadas a una mayor calidad en la publicación y sus trabajos técnicos.

De esta forma, hacemos extensiva la invitación a quienes deseen participar con trabajos inéditos y originales, tomando en cuenta los nuevos lineamientos para su elaboración, lo cual, permitirá enriquecer nuestra publicación reflejando el prestigio de nuestra Asociación.

El deseo fehaciente de esta Comisión Editorial, con el esfuerzo y apoyo de los integrantes de la AIPM, es seguir en el camino, trabajando en la mejora día con día de la revista Ingeniería Petrolera, y por consiguiente, de nuestra querida Asociación de Ingenieros Petroleros de México, AC.

Fraternidad y Superación


Secc i ón Técn i ca


Artículo arbitrado

Caracterización de fluidos utilizando pruebas especiales con CO2 por medio de la ecuación de estado

Alfredo León García, PEPEdgar Antonio Meza, PEPFernando Samaniego Verduzco, UNAMLuis A. Amador Ortega, PEPAna Bello Lezama, Schlumberger Geoquest

Información del artículo: recibido: 2007, aceptado: febrero de 2012

Introducción

Es muy importante que en el diseño de proyectos de inyección de CO2 se realice una caracterización adecuada de los fluidos del yacimiento, la cual pueda incorporarse a los modelos de simulación de yacimientos, lo que permitirá la reproducción confiable de los mecanismos que van a actuar en el yacimiento durante la inyección de CO2,

con objeto de cuantificar adecuadamente la recuperación de aceite atribuible al proceso. Lo anterior cobra una relevancia mayor cuando se trata de campos maduros en los que se ha inyectado agua, lo que hace imposible la obtención de muestras de fluidos con el propósito de reproducir las condiciones in situ de los fluidos del yacimiento, lo cual tendría la finalidad de realizar pruebas especiales de laboratorio con los fluidos del yacimiento y de inyección para poder calibrar adecuadamente los parámetros de la ecuación de estado.

En este estudio se revisaron y validaron las condiciones de un experimento PVT original; orientado a estudiar los efectos causados por el contacto del CO2 con los hidrocarburos contenidos en el yacimiento. Se tomó una muestra de fluidos en el pozo C-102 en el año de 1957 y se comparó el comportamiento de este fluido con el PVT del pozo T-703 tomado en el año 2005, en el cual se hicieron pruebas especiales de laboratorio, como presión mínima de miscibilidad (PMM) y pruebas de hinchamiento, que permitieron reproducir el comportamiento de los fluidos del yacimiento.

Antecedentes del Campo Tamaulipas Constituciones

El Campo Tamaulipas Constituciones es un campo maduro, el cual tiene cinco yacimientos con producción comercial a).-Jurásico San Andrés, b).-Tamaulipas Inferior A (KTI), c).-Areniscas Constituciones del JSA, d).-Tamaulipas Superior del KM y e).-Tamaulipas Inferior B del KTI. Las trampas son de tipo combinado, con aceites de bajo encogimiento con densidad promedio de 18 oAPI.

El campo2 cubre una extensión de 60 Km2, con un total de 718 pozos perforados, de los cuales 339 se encuentran activos. La producción promedio diaria en mayo de 2005 fue de 10,898 bl/d de aceite y 5.37 MMp3 de gas; a esta misma fecha se han producido 164.2 MMbls de aceite y 199.1 MMMp3 de gas; la reserva remanente de aceite es de 40.3 MMbls. La inyección de agua salada al campo se inició en mayo de 1968 y posteriormente, en 1980 por problemas en el sistema de tuberías de inyección, se cambió la inyección a agua dulce.

El yacimiento con mayor reserva actual es el Jurásico San Andrés, el cual empezó su explotación en enero de 1956; está constituido principalmente por caliza de oolitas y pelletoides, con porosidad primaria promedio del 14 %, permeabilidad de 4 md, espesor neto impregnado de 40 m y una saturación de agua promedio inicial de 18 %. Su presión inicial fue de 215 Kg/cm2, y la actual es del orden de 200 kg/cm2, su temperatura promedio es de 90 oC. El volumen original de aceite del yacimiento JSA fue de 1090.3 MMbls @ c.e (1339.3 MMbls @ c.y.), con una reserva remanente actual de 35 MMbls @ c.e. El volumen de agua inyectado acumulado a mayo de 2005 era de 609 MMbls de agua, un gasto promedio de aceite de 5,601 bl/d, de agua de 11,260 bl/d, y de gas de 2.77 MMp3, el volumen de agua de inyección era 31,330 bl/d con un flujo fraccional de agua de 66.7 %.

El yacimiento JSA era originalmente bajosaturado y tiene un acuífero de baja actividad1, mediante el cual no fue posible mantener la presión del yacimiento, por lo cual se implementó el proceso de inyección de



Caracterización de fluidos utilizando pruebas especiales con CO2 por medio de la ecuación de estado, p.p 5-20


agua, primeramente con una prueba piloto en enero de 1961, y posteriormente con la inyección integral en el año de 1968. La Figura 1 muestra el gasto de aceite, de gas, de agua inyectada y producida contra el tiempo de explotación, observándose en esta gráfica que con la inyección de agua se redujo la declinación del gasto de aceite y disminuyó la producción excesiva de gas. Las Figuras 2 y 3 representan los factores de recuperación de gas y de aceite con respecto al tiempo de explotación, la variación de la relación gas – aceite comparada con la relación gas disuelto inicial y el comportamiento de la presión del yacimiento contra el tiempo de explotación; ambas gráficas indican que se tuvo una producción excesiva de gas del yacimiento, ya que se tenía a diciembre del 2005 un factor de recuperación de gas de 34.8 %, mientras que el de aceite era de

15.3 %; esta producción tan alta de gas que se tuvo desde el inicio de la explotación del yacimiento se debió probablemente a los factores siguientes: a).- Se depresionó rápidamente el yacimiento por causa de la baja actividad del acuífero, b).-La baja permeabilidad del yacimiento ocasionó una caída de presión importante en los pozos, c).-La presión de saturación es muy cercana a la presión inicial del yacimiento. Es importante señalar que se alteró en cierta medida la composición del fluido original, ya que se produjo una mayor cantidad de gas en relación con el aceite, hecho que puede comprobarse reproduciendo la historia del yacimiento mediante un estudio de simulación composicional utilizando los resultados obtenidos para el fluido original del pozo C-102, ya que se puede calcular la composición actual de los fluidos del yacimiento.

Figura 1. Comportamiento del gasto de aceite, de gas, de agua inyectada y agua producida con eltiempo de explotación, campo Tamaulipas Constituciones.

Figura 2. Comportamiento del factor de recuperación de gas y de aceite con el tiempo de explotación, Campo Tamaulipas Constituciones.

Figura 3. Comportamiento de la presión del yacimiento, la relación gas aceite y de la Rsi con

el tiempo de explotación, Campo Tamaulipas Constituciones.



Alfredo León García, Edgar Antonio Meza, Fernando Samaniego Verduzco, Luis A. Amador Ortega, Ana Bello Lezama


Análisis PVT del Yacimiento Jurásico San Andrés utilizados en el estudio

En vista de que existe una fuente importante de CO2 en los campos del área Quebrache cercana al Campo Tamaulipas Constituciones, Figura 4, se evalúa su utilización en un proyecto de inyección de CO2 al yacimiento JSA; primeramente se está diseñando una prueba piloto, por lo que se requiere un estudio de simulación composicional que permita predecir razonablemente el volumen de aceite a recuperar con la inyección de CO2.

Para realizar el modelo de simulación composicional es indispensable contar con estudios PVT composicionales y pruebas especiales, como presión mínima de miscibilidad (PMM), pruebas de hinchamiento (PHIN), o pruebas de contacto múltiple (PCM), mediante las cuales se puedan calibrar los parámetros de la ecuación de estado.

Figura 4. Ubicación de la campos de CO2 ubicados en la zona de Quebrache y del Campo Tamaulipas Constituciones.

El yacimiento JSA cuenta afortunadamente con un análisis PVT composicional tomado al inicio de la explotación del yacimiento en el pozo C-102, el cual se validó mostrándose sus propiedades PVT en la Tabla 1. Debido a la necesidad de evaluar y validar la ecuación de estado con el CO2 que se piensa inyectar al Campo Tamaulipas Constituciones, se consideró necesario tomar muestras de fluidos para realizar análisis PVT y pruebas especiales con CO2, como PMM y PHIN; debido a las condiciones de alto flujo fraccional en agua en los pozos del yacimiento, se decidió tomar muestras de fluidos de superficie del pozo T-703 para realizar un recombinado para

tratar de reproducir las condiciones originales de los fluidos del yacimiento. Las muestras de aceite y de gas tomadas en superficie se recombinaron y se midieron sus propiedades a 173.7 kg/cm2 y 88.9 oC; posteriormente se les añadió gas hasta que se alcanzó la presión de saturación de la muestra original de 173.7 kg/cm2; los resultados del análisis PVT se muestran en la Tabla 1, en la cual se comparan con los del pozo C-102; asimismo las Figuras 5 a 9 presentan la variación de la relación gas – disuelto aceite, el factor de volumen del aceite, el factor z del gas y la densidad del aceite con la presión, para los pozos C-102 y T-703.





Figura 5. Variación de la relación gas disuelto – aceite con la presión, pozos C-102 y T-703.

Figura 6. Variación del factor de volumen del aceite con la presión, pozos C-102 y T-703.

Tabla 1. Propiedades PVT de los pozos C-102 y T-703.

Laboratorio CORE LAB2 WESPORT3

Muestreo Fondo Recombinado

Pozo C-102 T-703

Fecha 17-Feb-57 02-May-05

Temp (oC) 90 89

Prof. (nmd) 1810

N2 0.34 0.98

CO2 0.00 0.18

H2S 0.00 0.00

C1 35.65 37.52

C2 6.22 4.65

C3 5.30 4.65

iC4 0.79 1.51

nC4 2.84 1.96

iC5 1.15 1.25

nC5 1.48 1.78

C6 3.59 3.14

C7+ 42.64 42.37

Total 100.00 100.00

Densidad C7+ 0.953 0.954

Peso mol C7+ 416.00 418.62

pb (kg/cm2) 173.7 173.7

µ@ Pb (cp) 7.49 5.57

ro @ Pb (gr/cm3) 0.8305 0.8027

Bob (m3/m3) 1.235 1.279

Rsi (m3/m3) 64.8 70.9

RGA (m3/m3) 60.2

o @ c.s (gr/cm3) 0.9354 0.9472

o @ c.s oAPI 18.5 17.9





Figura 7. Variación de la viscosidad del aceite con la presión, pozos C-102 y T-703.

Figura 8. Variación del factor Z del gas con la pre-sión, pozos C-102 y T-703.

Figura 9. Variación de la densidad del aceite con presión, pozos C-102 y T-703.

Se observaron cambios de composición entre el análisis PVT del pozo C-102 y del pozo T-703, principalmente entre los componentes intermedios C2, C3, iC4 y nC4, debido probablemente a problemas con la estabilización del pozo durante el muestreo, ya que se observaron diferencias en la composición de las muestras de aceite. Se detectó una diferencia en la composición de la muestra S-2 utilizada para el recombinado, comparada con las muestras S-1 y S-3, lo cual influyó en los resultados obtenidos, Tabla 2.

Tabla 2. Composición de las muestras de aceite utilizadas para realizar el recombinado del pozo T-703.

Muestra S-1 S-2 S-3Comp. (% Mol) (% Mol) (% Mol)

C2 1.207 0.603 1.176

C3 2.916 1.760 2.555

Con respecto a las propiedades PVT como Bo, Rs, densidad del aceite, factor z del gas y viscosidad del gas, de los análisis PVT de los pozos C-102 y T-703, se observaron algunas desviaciones que se presentan en la Tabla 3, siendo mayor la que se presenta en el valor de viscosidad.





Tabla 3. Desviación entre las propiedades PVT de los pozos C-102 y T-703.

Parámetro Desviación

(%)

Bo @ pb -3.59

Rs @ pb -9.3

mo @ pb 25.70

ro @ pb 3.68

Por otro lado, se puede pensar que la desviación entre ambos análisis PVT se deba a los factores siguientes: a).-Cambios de propiedades PVT en sentido areal o vertical; b).- Cambios composicionales durante el depresionamiento y represionamiento del yacimiento causados por la inyección de agua, c).- Diferentes procedimientos y equipos utilizados por los laboratorios que realizaron los análisis PVT.

De acuerdo al análisis efectuado de la información de laboratorio disponible, se obtuvo un conjunto de resultados PVT del pozo T-703 aceptable, pero no es totalmente representativo de los fluidos a las condiciones actuales del yacimiento, es mejor utilizar el análisis PVT del pozo C-102 para caracterizar los fluidos, incluyendo el análisis PVT pozo T-703, sus pruebas de hinchamiento y simular la PMM para verificar su exactitud, lo que permitirá realizar la simulación del yacimiento con mayor grado de confianza.

Propiedades PVT del gas de inyección

El gas de inyección disponible para el proyecto proviene como se comentó anteriormente, del área Quebrache, la cual está actualmente en estudio para la evaluación de su reserva original de gas; se tomaron fluidos de los pozos Mex Gulf 2-A y Carbono 1, utilizándose para la

prueba de hinchamiento un promedio de la composición de las muestras recibidas en el laboratorio, como se muestra en la Tabla 4. En las Figuras 10 a 12 se presenta el factor Z del gas, la viscosidad y la densidad del gas de Quebrache, calculados con la ecuación de estado para un rango de presiones y a la temperatura del yacimiento de 89 oC.

Figura 10. Variación de la densidad del gas con la presión, Area Quebrache.

Figura 11. Variación del factor Z del gas con la presión, Area Quebrache.





Tabla 4. Propiedades del gas de inyección utilizado en las pruebas de hinchamiento.

Pozo No.: Mex Gulf 2ª

Mex Gulf 2ª

Carbono 1

Gas de Inyección utilizado

Componente Composición (% Mol)

N2 0.207 0.207 0.461 0.334

CO2 97.058 97.048 89.325 93.187

H2S 0.000 0.000 0.000 0.000

C1 2.169 2.179 8.296 5.238

C2 0.149 0.161 0.732 0.447

C3 0.131 0.132 0.563 0.348

iC4 0.029 0.023 0.064 0.044

nC4 0.054 0.057 0.204 0.131

iC5 0.019 0.023 0.059 0.041

nC5 0.028 0.033 0.080 0.057

C6 0.040 0.042 0.084 0.063

C7+ 0.116 0.095 0.132 0.114

Total 100.000 100.000 100.000 100.000

Dens rel. del gas (aire = 1.000) 1.501 1.500 1.440 1.470

Peso Molecular 43.470 43.460 41.710 42.585

Poder Calorífico

BTU/p3 (bruto) 42.0 41.0 137.0 89.0

BTU/p3 (neto) 38.0 37.0 125.0 81.0

Temperatura Critica, (°F) 84.0 83.9 72.0 77.95

Presión crítica, (lb/pg2) 1058.1 1058.1 1025.9 1042.0

Figura 12. Variación de la viscosidad del gas con la presión, área Quebrache.





Caracterización de los fluidos del pozo C-102 y T-703 con la ecuación de estado.

La caracterización de fluidos con la ecuación de estado requiere tener sumo cuidado en el desarrollo de los puntos siguientes: a).- realizar una caracterización detallada de la fracción C7+; generalmente es suficiente dividir esta fracción en dos pseudocomponentes4, debido a que durante el proceso de inyección de CO2 a un yacimiento, este gas extrae del aceite del yacimiento una cierta cantidad de componentes4, generalmente entre C5 y C30, los cuales se incorporan al frente de desplazamiento, hasta ocasionar la formación de un frente miscible que desplace el aceite del yacimiento; b).- incorporar en la caracterización de la ecuación de estado pruebas de hinchamiento, pruebas de vaporización y de contacto múltiple.

Para el caso del uso del paquete PVT del simulador Eclipse 300, no se puede incluir en la regresión la PMM, por lo que es común simular el experimento una vez que se termina la caracterización de los fluidos, incluyendo las pruebas especiales; esto se debe a que no hay una relación directa5 entre la PHIN y la PMM, lo que significa que las pruebas de hinchamiento solo se usan para calibrar los parámetros de la ecuación de estado, y se debe ajustar el experimento de PMM

mediante modelos de simulación composicional de 1D (simulación tubo delgado o “slim tube”), para asegurar consistencia en los estudios de simulación del yacimiento con la inyección de CO2.

Existen pocas referencias acerca de los parámetros de la ecuación de estado que deben de modificarse para ajustar la PHIN, de tal forma de obtener predicciones realistas de la PMM; Coats6 recomienda que cuando las pruebas de hinchamiento son parte del conjunto de datos, es necesario agregar el parámetro Wb del CO2 y la densidad del CO2 puro (a una presión y temperatura adecuada) al conjunto Wa y Wb de las fracciones C1 y C7+ (componente más ligero y más pesado) y los coeficientes de interacción binaria del C1 y C7+.

El tener un análisis PVT representativo de los fluidos originales como el del pozo C-102, permite que su utilización en el estudio de caracterización, incluyendo también el análisis PVT del pozo T-703 y sus pruebas de hinchamiento. Es importante comentar que el tiempo de simulación está relacionado con el número de pseudo-componentes utilizados en la simulación del yacimiento, por lo cual es importante reducirlo hasta un valor adecuado, que puede ser entre 4 y 6 pseudo-componentes, cuidando necesariamente que se preserve el ajuste original.

En este trabajo se caracterizó el fluido original de los fluidos del pozo C-102 (caso 1), utilizando la composición mostrada en la Tabla 2; datos de los experimentos de expansión a composición constante (ECC), separación diferencial (SD) y separación en etapas en superficie (SES), además de los parámetros de la ecuación de estado que se muestran en la Tabla 5; se empleó un factor de peso de 1 para todos los parámetros de la ecuación de estado, a excepción de la presión de saturación6 para la cual el factor de peso fue de 20. En la Tabla 5 y Figuras 13 a 18, se muestran los resultados del ajuste de volumen relativo, factor de volumen del aceite, relación gas disuelto-aceite, densidad del aceite, viscosidad del aceite y factor z del gas. Los resultados del ajuste fueron buenos, con excepción de la relación gas disuelto – aceite, que presenta una desviación mayor del 10 %, y del factor z del gas con desviaciones entre 5 y 10 %; con respecto a los otros parámetros se obtuvieron desviaciones en general menores del 5 % entre los valores medidos y simulados.

Figura 13. Variación del volumen relativo con la presión medido y simulado para los casos 1, 2 y 3,

pozo C-102.

Figura 14. Variación del factor de volumen del acei-te con la presión medido y simulado para los casos

1, 2 y 3, pozo C-102.





Tabla 5. Parámetros de la ecuación de estado empleados en la caracterización de fluidos y resultados obtenidos.

Caso PozoNo de Comp.

Parámetros de Ajuste de la EDE

Presión de saturación (medida)

Presión de saturación (simulada)

Densidad a Pb

(medida)

Densidad a Pb

(simulada)

(kg/cm2) (kg/cm2) (gr/cm3) (gr/cm3)

1 C-102 11Pc, Tc, Vc, Face : C1 y C7+, y Bin C1-C7+

173.7 173.3 0.8305 0.8352

2 C-102 6Pc, Tc, Vc, Shif : C1 y C7+, y Bin C1-C7+

173.7 173.2 0.8305 0.8860

3 C-102 6

Pc, Tc, Vc, Shif: CO2, C1 y C7+, Bin C1-C7+ y Bin CO2-C7+

173.7 174.1 0.8305 0.8479

1 T-703 11Pc, Tc, Vc, C1 y C7+, Bin C1-C7+

172.7 172.60.8027

0.8198

2 T-703 6Pc, Tc, Vc, C1 y C7+, Bin C1-C7+

172.7164.8 0.8027

0.8457

Figura 15. Variación de la relación gas disuelto – aceite con la presión medido y simulado para los

casos 1, 2 y 3, pozo C-102.

Figura 16. Variación de la viscosidad del aceite con la presión medido y simulado para los casos 1, 2 y 3,

pozo C-102.





Figura 17. Variación de la densidad del aceite con la presión medido y simulado para los casos 1, 2 y

3, pozo C-102.

Figura 18. Variación del factor z del gas con la presión medido y simulado para los casos 1, 2 y 3,

pozo C-102.

Se realizó un análisis de sensibilidad para agrupar los componentes originales, quedando 6 pseudo-componentes de la manera siguiente: N2, CO2, C1, C2-C3, iC4 - nC4 -iC5 - nC5 - C6 y C7+; la idea de dejar como un pseudo-componente al N2 fue para simular la inyección de este gas; también se intentó extender la fracción C7+ en 2 y 3 pseudo-componentes sin obtener una mejora importante en el ajuste, por lo cual se decidió mantener la fracción C7+ sin extender para no tener demasiados componentes en la simulación y sugerir que se construya un modelo de simulación seccional para efectuar el estudio de sensibilidad para el número de pseudo-componentes. Para el caso 2 del pozo C-102 se utilizaron 6 pseudo-componentes, en la caracterización empleando los parámetros de regresión que se muestran en la Tabla 5, ajustando los experimentos PVT convencionales sin incluir la PHIN; ésta y la PMM se simularon después del ajuste, mostrándose los resultados en las Figuras 13 a 18. El ajuste para este caso es bastante bueno, a excepción del comportamiento de la viscosidad, la cual se desvía del dato experimental a bajas presiones.

En el caso 3 del pozo C-102 también se utilizaron 6 pseudo-componentes y se incluyó en la regresión únicamente los resultados de la prueba de hinchamiento, los parámetros de regresión que se utilizaron se muestran en la tabla 5, así como el ajuste de la presión de saturación (Ps) y de la densidad a esta presión para los tres casos analizados, los resultados se muestran en las Figuras 13 a 18. El ajuste para este caso es bueno a excepción del comportamiento del factor Z del gas y de la viscosidad la cual como en el caso anterior se desvía del dato experimental a bajas presiones.

Para la caracterización de los fluidos del pozo T-703, caso 1, se emplearon los componentes originales que se muestran en la Tabla 1 y se usaron datos de los experimentos de expansión a composición constante (ECC), separación diferencial (SD); en este estudio PVT

no se realizó el experimento de separación en etapas en superficie (SES), los parámetros de la ecuación de estado que se muestran en la Tabla 5 fueron los que utilizaron para la regresión, en lo que se consideró un factor de peso de 1 para todos los parámetros de la ecuación de estado, a excepción de la presión de saturación6 para la cual el factor de peso fue de 20.

En la Tabla 5 y Figuras 19 a 24, se muestran los resultados del ajuste para el volumen relativo, el factor de volumen del aceite, la relación gas disuelto-aceite, la densidad del aceite, la viscosidad del aceite y factor z del gas. Los resultados del ajuste fueron buenos con excepción de la relación gas disuelto – aceite y del factor z del gas; con respecto a los otros parámetros se obtuvieron desviaciones en general menores del 5 % entre los valores medidos y simulados.





Figura 19. Variación del volumen relativo con la presión medido y simulado para los casos 1 y 2,

pozo T-703.

Figura 20. Variación del factor de volumen del aceite con la presión medido y simulado para los

casos 1 y 2, pozo T-703.

Figura 21. Variación de la relación gas disuelto – aceite con la presión medido y simulado para los


Figura 22. Variación de la viscosidad del aceite con la presión medido y simulado para los


Figura 23. Variación de la densidad del aceite con la presión medido y simulado para los


Figura 24. Variación del factor z del gas con la presión medido y simulado para los






Para el caso 2 del pozo T-703 se utilizaron 6 pseudo-componentes (previo análisis de sensibilidad), quedando agrupados de la manera siguiente: N2, CO2, C1, C2 - C3, iC4 - nC4 - iC5 - nC5 - C6 y C7+, el propósito de dejar como un pseudo-componente al N2 fue para poder simular la inyección de este gas; también se intentó extender la fracción C7+ en 2 y 3 pseudo-componentes sin haber obtenido una mejora importante en el ajuste, por lo cual se decidió mantener la fracción C7+ sin extenderse para no tener demasiados componentes en la simulación. Estos resultados se incorporarán en un modelo de simulación seccional para efectuar la sensibilidad para el número de pseudo-componentes, incluyendo la división de la fracción C7+ en dos o tres pseudo-componentes; para la caracterización se utilizaron los parámetros de regresión que se muestran en la Tabla 5, ajustando los experimentos ECC y SD sin incluir la PHIN; ésta y la PMM se simularon posteriormente al ajuste, mostrándose los resultados en las Figuras 19 a 24. El ajuste para este caso es bueno, a excepción de la relación gas-aceite y de la viscosidad.

Comparación de la PMM determinada experimentalmente y con la ecuación de estado.

La metodología utilizada consistió en caracterizar el fluido original del pozo C-102 verificar su consistencia y simular la PMM sin incluir los resultados de la PHIN en la regresión (caso 2), y posteriormente incluir en la regresión la PHIN (caso 3). Dado que no es posible incluir en la regresión la prueba de PMM, es posible simularla mediante el módulo PVTi del simulador Eclipse 300 (E-300) y compararla con los datos experimentales, para posteriormente simular la prueba “slim tube” mediante el simulador E-300; los resultados obtenidos deben ser consistentes, Tabla 6, obteniendo valores para la PMM de 251. 5 kg/cm2 con el paquete PVTi y 218 kg/cm2 mediante la simulación del experimento de tubo delgado (ETD).Al comparar estos valores con el resultado experimental del pozo T-703 (257.4 kg/cm2) se obtienen desviaciones de 2.3 y 15.3 %, respectivamente. Cuando se trató de incorporar en la caracterización del pozo C-102 la prueba de hinchamiento del pozo 703, se incrementó de manera importante la PMM obteniéndose valores de 364.1 kg/cm2 con el paquete PVTi y 361.4 kg/cm2

con la simulación del ETD, calculándose desviaciones del 41.5 y 40.4 % con respecto al valor experimental

de 257.4 Kg/cm2. Lógicamente estas desviaciones son muy altas y aparentemente no podrían garantizar la aplicación de un proceso miscible al campo Tamaulipas Constituciones, ya que actualmente la presión promedio es del orden de 200 kg/cm2; además, no se pueden reproducir los mecanismos que ocurren durante el desplazamiento miscible.

Una vez concluida la caracterización de los fluidos del pozo T-703 (caso 2), se procedió a simular la PMM; los resultados se presentan en la Tabla 6; se obtuvieron valores para la PMM de 280.8 kg/cm2 con el paquete PVTi y 247.5 kg/cm2 mediante la simulación del ETD; al comparar estos valores con el dato experimental del pozo T-703 (257.4 kg/cm2) se estima desviaciones de -9.1 y 3.8 %, respectivamente. En la Tabla 6 también se muestra la PMM obtenida experimentalmente con CO2 puro para el pozo T-828, que fue de 221 kg/cm2, la cual se compara favorablemente con la obtenida para el pozo T-703, con una desviación del 14 %, podía atribuirse a que en este pozo se utilizó gas de la zona de Quebrache. En la misma Tabla 6 se muestra el caso S, en el cual mediante una ecuación de estado caracterizada8 se simula el ETD9, estimándose un valor de PMM de 527.3 kg/cm2.





Tabla 6. Comparación de la PMM simulada y experimental.

Pozo Caso Método PMM* Error

(kg/cm2 abs) (%)

C-102 2 PVTi 251.5 2.3

C-102 2 Simulación tubo delgado 218.0 15.3

C-102 3 PVTi 364.1 -41.5

C-102 3 Simulación tubo delgado 361.4 -40.4

T-703 2 PVTi 280.8 -9.1

T-703 2 Simulación tubo delgado 247.5 3.8

T-703 S Simulación tubo delgado 527.3 -104.9

T-703 Wesport Experimental 257.4

T-828 Lab. PEMEX** Experimental 221.0

*El criterio para determinar la PMM experimentalmente, es obtener un factor de recuperación del 90 % con un volumen inyectado de CO2 de 1.2 VP

** Se utilizó CO2 puro

Discusión

No existe ninguna duda acerca de que debe de haber consistencia en los resultados obtenidos para la caracterización del comportamiento PVT de los fluidos por medio de la ecuación de estado, cuando se incluyen las pruebas de hinchamiento y la simulación de la PMM; en la Figura 25 se presentan los resultados de la simulación de los casos 2 y 3 del pozo C-102, el caso 2 del pozo T-703 y el caso S. Comparando el caso 2 y 3 del pozo C-102, se puede observar que para el caso 2 cuando se inyecta 1.2 VPHC de CO2 se tendría una recuperación de aceite del 90 %, mientras que para el caso 3 solamente se estaría recuperando del orden del orden del 58 %, lo que impactaría de manera notable el diseño del proyecto. Por otro lado, existe una buena concordancia entre la PMM experimental y la simulada para el caso 2 del pozo T-703, aunque es importante comentar que se tienen pocos datos experimentales. En cuanto al caso S, se observa que a la PMM experimental se obtiene una recuperación de aceite muy baja, del orden del 50 %.

Figura 25. Comparación de la presión mínima de miscibilidad medida en labora-torio y la estimada con el simulador Eclipse 300, para los pozos C-102 y T-703.





Las Figuras 26 a 28 muestran el comportamiento de la presión de saturación, de la viscosidad y de la densidad del aceite, datos medidos de la prueba de hinchamiento del pozo T-703 y simulados casos 2 y 3 para el pozo C-102 y simulado caso 2 pozo T-703. Se puede notar que para el caso 2 del pozo C-102 existe una gran diferencia entre los valores medidos y simulados, especialmente en lo que respecta a la presión de saturación; para el caso 3 del pozo C-102 se observa un mejor ajuste; sin embargo, como se comentó anteriormente, se incrementa la PMM simulada comparada con la experimental. Para el caso 2 del pozo T-703 se observa una desviación importante entre los valores medidos y simulados para la prueba de hinchamiento.

Sería muy importante para el proyecto, asegurar que la presión que se alcance en el yacimiento sea mayor que la PMM para asegurar el desplazamiento miscible; en la Figura 29 se muestra la diferencia

entre la PMM y la presión del yacimiento, pudiendo inferirse que es difícil que se pueda incrementar la presión en el campo al nivel requerido, pero se debe garantizar la mayor presión posible en la zona de la prueba piloto. Lo anterior es particularmente importante debido a las propiedades del aceite del yacimiento, ya que existe una relación de movilidades desfavorable debido a la baja viscosidad del gas de Quebrache; es decir el aceite es del orden de 200 veces más viscoso que el gas de inyección, Figura 30. En cuanto a la relación de densidades entre el gas de inyección y el aceite, se observa en la Figura 31 que el aceite es más denso que el gas de inyección; por ejemplo, a la presión de 208 kg/cm2, el aceite del yacimiento es 1.7 veces más denso que el gas de Quebrache. Estos factores son muy importantes a considerar en el diseño de la prueba piloto, para considerar los efectos de segregación gravitacional y de canalización durante el proceso de inyección del CO2.

Figura 26. Variación de la presión de saturación contra el porcentaje de CO2 inyectado,

experimental prueba de hinchamiento pozo T-703, simulación casos 2 y 3 ´pozo C-102 y simulada

caso 2, pozo T-703.

Figura 27. Variación de la viscosidad del aceite contra el porcentaje de CO2 inyectado, experimen-tal prueba de hinchamiento pozo T-703, simulación

casos 2 y 3, pozo C-102 y simulada caso 2, pozo T-703.

Figura 28. Variación de la densidad del aceite contra el porcentaje de CO2 inyectado,

experimental prueba de hinchamiento pozo T-703, simulación casos 2 y 3, pozo C-102 y simulada caso

2 pozo T-703.

Figura 29. Variación de la presión estimada, medida y la presión mínima de miscibilidad con el tiempo de explotación, Campo Tamaulipas Constituciones.





Figura 30. Variación de la viscosidad del aceite respecto a la presión pozos C-102, T-703 y el gas de

los pozos del área de Quebrache.

Figura 31. Variación de la densidad con respecto a la presión pozos C-102, T-703 y el gas de los pozos

del área de Quebrache.

Conclusiones y recomendaciones

1.- El análisis PVT del pozo T-703 se observa muy semejante a los resultados PVT original del pozo C-102. No obstante se encontraron inconsistencias en la composición de los componentes C2, C3, iC4 y nC4, debido a problemas con la estabilización del pozo durante el muestreo.

2.- El mejor agrupamiento fue con 6 pseudo-componentes, con el cual se preserva el ajuste original; sin embargo, se considera necesario afinar los ajustes obtenidos de los pozos C-102 y T-703.

3.- Mediante la simulación de la PMM con el paquete PVTi y la simulación del experimento de tubo delgado, sin incorporar las pruebas de hinchamiento, se obtuvieron resultados razonables de la PMM para ambos pozos C-102 y T-703.

4.- La determinación de la PMM con el paquete PVTi sin incluir las pruebas de hinchamiento para el pozo C-102 fue de 251.5 kg/cm2, la cual se observa muy cercana al valor experimental de 257.4 kg/cm2. En la simulación de la prueba de tubo delgado con el simulador E-300, se obtuvo un valor de 218 kg/cm2. La inclusión de las pruebas de hinchamiento en la caracterización de fluidos causó un incremento importante en la PMM comparada con los datos experimentales.

5.- Debido a las condiciones actuales del campo, se requiere inyectar de preferencia a condiciones miscibles o muy cercanas a la PMM, por lo que se requiere una ecuación de estado debidamente ajustada, que sea capaz de reproducir mediante un modelo de simulación composicional los fenómenos que se presentan en el yacimiento.

6.- Se requiere emplear las diferentes caracterizaciones para el comportamiento de los fluidos promedio obtenido empelando las ecuaciones de estado en un modelo seccional del yacimiento, para validar los resultados y cambio de propiedades del aceite con la inyección de CO2. Es importante también considerar las pruebas de desplazamiento en núcleos para validar los resultados de la caracterización de fluidos.

7.- De acuerdo a los resultados que se obtengan por medio del modelo seccional del yacimiento, sería importante comparar si se representa mejor el proceso miscible con inyección de CO2, utilizando la información obtenida por medio de la prueba de hinchamiento o la de contacto múltiple.

8.- Se recomienda caracterizar los fluidos de los pozos C-102 y T-703 con otros paquetes PVT, para comparar y en su caso validar la consistencia entre las pruebas de hinchamiento y de PMM.





Referencias

1. Gerencia de Explotación de Yacimientos: “Reingeniería de los Yacimientos Campo Tamaulipas Constituciones”, Subdirección de la Coordinación Técnica de Explotación, Villahermosa Tab., Julio de 2005.

2. Core Laboratories: “PVT Analysis C-102 Well”, Dallas Texas, Febrero 1957.

3. Wesport: ”Estudio de Hinchamiento y Pruebas de Desplazamiento Pozo Tamaulipas 703”, Wesport Technology Center Internacional, Houston Texas, Septiembre 2005.

4. Holm L.W. y Josendal V.A.: ”Effect of Oil Composition on Miscible – Type Displacement by Carbon Dioxide”, SPEJ (Feb. 1982) 87-98.

5. Hand J.L. y Pinczewski W.V.: ”Interpretation of Swelling/Extraction Tests”, SPE Reservoir Enginnering, (Mayo 1990) 595-600.

6. Coats K.H. y Smart K.H.: ”Application of a Regression Based EOS Program to Laboratory Data”, SPE Reservoir Engineering, (Mayo 1986) 277-299.

8. Osorio P.O.: ”Comunicación Personal”, Schlumberger Geoquest, Villahermosa Tab., Enero del 2006.

9. Bello L. A.: ”Simulación de las Pruebas de Tubo Delgado de los Pozos C-102 y T-703”, Reporte Interno, Schlumberger Geoquest, Febrero 2006.




Factor de éxito en las estimulaciones: trabajo en equipo

Ing. Yuri de Antuñano Muñoz, PEMEXM. en I. Salvador Sarmiento Mendoza, PEMEXIng. Romel Cuadras Padilla, PEMEX

Recibido 16 de abril de 2007-aceptado abril de 2012

Resumen

Una operación imprescindible que se realiza en toda la Industria Petrolera, para maximizar el valor económico de las reservas, es la estimulación, la cual permite comunicar, mantener, restablecer y/o incrementar la productividad de los pozos. A nivel mundial todas las empresas petroleras gastan anualmente millones de dólares en la ingeniería de estimulación, para el desarrollo de nuevas tecnologías y optimización de sistemas, que permitan garantizar el éxito en estas operaciones.

La declinación fuerte en los yacimientos de aceite y gas ha sido un factor importante en la evolución de las estimulaciones a través del tiempo; en el pasado se contaba con yacimientos con alta presión, lo cual permitía que los daños a la formación ocasionados por pérdidas de lodo de perforación se removieran con mayor facilidad, así como, los fluidos de tratamiento utilizados para su remoción; los contactos agua-aceite y gas-aceite se encontraban muy lejanos, utilizándose grandes volúmenes de sistemas ácidos y no ácidos, sin el riesgo de canalizar el agua y/o el casquete de gas de formación. Hoy en día nuestros yacimientos se encuentran fuertemente depresionados, con presiones muy por debajo de la presión de saturación y los contactos gas-aceite y agua-aceite ya se manifiestan en la producción de hidrocarburos; generando con ello pozos más dañados, con fuertes problemas en la recuperación de las reservas de los yacimientos y en la declinación de la productividad. Adicionalmente incrementan la problemática anterior: la presencia de depósitos de asfaltenos y parafinas, incrustaciones orgánicas e inorgánicas, cambios en las permeabilidades relativas por el incremento del flujo de agua y/o gas de formación y limitaciones en los sistemas tradicionales de sistemas artificiales para el levantamiento de los fluidos del pozo hacia la superficie.

Hoy en día, muchos de los tratamientos de estimulación aplicados no responden como se esperaba y no cumplen con los objetivos establecidos, debido a la: selección inadecuada del pozo, información técnica escasa y no

validada, falta de identificación del tipo y mecanismo de daño, ácidos inapropiados de los sistemas ácidos y no ácidos, falta de supervisión en campo y establecimiento de controles de calidad antes, durante y después de las operaciones de estimulación. Las razones principales, de este rendimiento bajo son la falta de un proceso de optimización y trabajo en equipo, que permitan reducir e incrementar el éxito de las estimulaciones.

Con base en lo anterior y a fin de mejorar la ingeniería en estimulación en PEP, se desarrollo un proceso de estimulación denominado SDPEE, el cual es una secuencia lógica de actividades y acciones necesarias para la Selección, Diseño, Planeación, Ejecución y Evaluación de las operaciones de Estimulaciones a pozos, así como, se estableció un nuevo esquema de trabajo en equipo, con un enfoque sistemático, con la participación conjunta y comprometida entre personal del Activo y la Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos (UPMP), encaminada a obtener pozos con mayor productividad.

Este proceso de estimulación involucra la participación activa de diferentes áreas especializadas de la Ingeniería Petrolera, las cuales trabajando en equipo y de forma integrada generan un factor de éxito en las operaciones de estimulación; tal ha sido el caso del Activo Integral Samaria-Luna, el cual actualmente cuenta con un equipo de trabajo de estimulación, encargado de seleccionar, diseñar y supervisar las operaciones de estimulaciones, obteniendo con ello resultados satisfactorios.

Considerando los fuertes retos que se tienen a futuro para el mantenimiento de la producción en México, es de importancia vital contar con equipos de trabajo de estimulación en cada uno de los Activos de PEP, para mejorar la producción en los yacimientos marginales, mediante la optimización y el diseño detallado de la estimulación de pozos, con una visión bien definida y con estrategias claras a seguir para su éxito.

Artículo arbitrado



Factor de éxito en las estimulaciones: trabajo en equipo, p.p.21-33


Introducción

Durante décadas, se han establecido diferentes estrategias encaminadas hacia incrementar el valor de los Activos mediante el mejoramiento del rendimiento de los yacimientos, pero los logros en materia de productividad y recuperación final han sido difíciles de obtener en su totalidad, producto de una fuerte declinación de la presión del yacimiento, avances de los contactos gas-aceite y aceite-agua por el alto fracturamiento natural de los yacimientos, Lowe y Trotter (1999).

Los retos por mantener la productividad de los pozos, se concentran en identificar de manera oportuna y eficaz pozos candidatos por debajo de su potencial, con posibilidades de aplicar acciones óptimas a corto tiempo en cualquier etapa del proceso de flujo yacimiento-pozo-instalaciones superficiales. Una planeación adecuada de la administración de los yacimientos, la integración y validación de la información técnica y el trabajo en equipo generan un aumento en la eficiencia de las operaciones de productividad, las cuales se traducen en la maximización de la recuperación de las reservas de hidrocarburos en yacimientos depresionados y en la reducción de los costos.

Una de las operaciones que cotidianamente se aplican en las diferentes etapas de la vida productiva de un pozo para restituir, mantener y/o incrementar su producción, es la estimulación y su éxito depende en gran medida de la adquisición de un conjunto completo de datos, su interpretación e identificación del tipo y mecanismo de daño mediante pruebas de laboratorio, selección adecuada de los sistemas de fluidos y técnicas de simulación para la colocación de los fluidos en fondo del pozo.

Aún y cuando por décadas se ha realizado un gran esfuerzo por optimizar las operaciones de estimulación, a la fecha estos no han sido lo suficiente para garantizar el éxito de las mismas, debido a la falta proactiva de trabajo en equipo de las diferentes áreas disciplinarias

de la industria petrolera involucradas en este tipo de operaciones, así como, a la implantación de un proceso bien definido y sistemático que establezca adecuadamente la participación de cada una de las partes durante todo el proceso de estimulación.

Derivado de la fuerte declinación de la presión de los yacimientos, la madurez de los mismos y la presencia alta de gas y agua en la producción de hidrocarburos, los retos por efectuar tratamientos de estimulación exitosos, se complican cada día más, poniendo en riesgo la producción de aceite por el incremento de los flujos de gas y agua.

En la mayoría de los casos, el diseño de los tratamientos de estimulación se realiza por las diferentes compañías prestadoras de servicio, las cuales en general, no cuentan con toda la información necesaria para su diseño adecuado, generando con ello, incertidumbres en la aplicación de los mismos y en los pronósticos de incremento de producción.

Otros factores que afectan la eficiencia de las estimulaciones son la falta de información reciente de los pozos, que permita definir la factibilidad de la aplicación de los mismos, la mala planeación de las operaciones y la falta de comunicación entre las diferentes áreas involucradas Activo-Unidad Operativa de Perforación-Cías. de Servicio.

Con base en lo anterior y a fin de minimizar los riesgos de fracaso en las operaciones de estimulación, las cuales impactan en gran medida a la productividad de los pozos, el objetivo de este trabajo es proporcionar una estrategia basada en un nuevo modelo de trabajo en equipo, responsable de la recopilación y validación de información técnica, selección de pozos candidatos, análisis, diseño, y supervisión de las operaciones de estimulación, con la aplicación de controles de calidad antes, durante y después de cada tratamiento, canales de comunicación directos y con objetivos comunes entre el Activo-UOP-Cías. de Servicio, de acuerdo al proceso de estimulación SDPEE.

Evolución de las estimulaciones

Con la necesidad de explotar y extraer las mayores reservas de hidrocarburos de los yacimientos, a través del tiempo se han desarrollado avances importantes en la tecnología de perforación, con el objeto de producir hidrocarburos en formaciones profundas con condiciones de presión y temperatura críticas, generando con ello, una evolución de las estimulaciones, mediante el desarrollo de nuevos sistemas de fluidos, técnicas de colocación y herramientas de fondo, para lograr remover de manera eficiente los daños ocasionados por los fluidos de control empleados durante la perforación del pozo.



Ing. Yuri de Antuñano Muñoz, M. en I. Salvador Sarmiento Mendoza, Ing. Romel Cuadras Padilla


Al inicio de la explotación petrolera en México, la mayoría de los yacimientos poseían características importantes, tales como, presiones por arriba de la presión de saturación, espesores netos de hidrocarburos grandes y contactos gas-aceite y aceite-agua muy lejanos de las zonas productoras, generando con ello, pozos fluyentes con altas producciones de aceite y gas y rentables. Con la acelerada extracción de los yacimientos, se presentó una declinación fuerte de la presión, trayendo por consiguiente la aplicación de sistemas artificiales para continuar con la explotación de los mismos. Por otra parte, la naturaleza de las rocas productoras intensamente fracturadas propició el avance rápido del acuífero, por efectos de canalización, conificación y la aplicación tratamientos de estimulaciones matriciales y fracturamientos no adecuados.

En México, actualmente la mayoría de los yacimientos de aceite y gas se encuentran muy depresionados y los problemas de daño a la formación son más severos y complejos, debido a la presencia de depósitos orgánicos (asfaltenos y parafinas) e inorgánicos, no solamente en las inmediaciones de la formación productora sino a todo lo largo del sistema de producción.

Derivado de estos cambios, los sistemas de tratamiento de estimulación han tenido que evolucionar, a fin de cumplir con las necesidades y los retos que día a día se presentan para lograr restablecer, mantener y/o incrementar la productividad de los pozos.

El período comprendido de 1950 a 1960 se caracterizó principalmente por el desarrollo de aditivos para emulsiones, inhibidores de asfaltenos, dispersión y colocación del ácido en las zonas productoras. En adición se trabajó en los fenómenos físicos de la acidificación de caliza y reacciones secundarias de las arenas. Se estudiaron los problemas de hinchamiento y migración de arcillas, así como, se desarrollaron numerosos aditivos para el control de las mismas. Por otra parte, se introdujeron resinas solubles en aceite como agentes divergentes.

En la década de los 70, se trabajó en la necesidad de lograr una mayor penetración del ácido HF (ácido Fluorhídrico) para formaciones de arena, optándose por realizar diferentes combinaciones de concentración de HCl (ácido Clorhídrico) con HF.

En la década de los 80, se desarrollaron los sistemas de divergencia espumados y a fin de acidificar adecuadamente las inmediaciones de la formación se utilizó para la colocación de los sistemas ácidos el uso de tubería flexible. Se desarrollaron sistemas de análisis de producción como herramientas para el diseño. Las computadoras fueron usadas para dar soporte en todas las fases del proceso de acidificación de matriz, incluyendo módulos para la selección de candidatos, diseño del tratamiento, monitoreo y ejecución de las operaciones en tiempo real para la evaluación del efecto del daño y la evaluación postratamiento.

En la década de los 90, se continuó mejorando los modelos de acidificación, incluyendo parámetros

geoquímicos, así como, en las técnicas de evaluación en sitio y en la colocación de los fluidos en el proceso matricial a través de simuladores.

Del 2000 hasta la fecha, se desarrollaron aditivos químicos para la divergencia de fluidos, bloqueadores agua y modificadores de permeabilidad relativa, entre otros.

Pese a los grandes avances tecnológicos obtenidos desde el primer tratamiento de acidificación realizado a un pozo petrolero (1895), la estimulación enfrenta fuertes retos para la acidificación de pozos horizontales y multilaterales.





Factores que afectan la estimulación

La estimulación es un proceso que permite restituir y/o mejorar la producción de un pozo, mediante el bombeo de sistemas de fluidos ácidos y/o no ácidos, hacia la formación, para remover y/o rebasar el daño ocasionado en la permeabilidad original de la roca, mediante la creación de un sistema extensivo de red de canales de flujo en la roca productora de un yacimiento, que sirven para facilitar el flujo de fluidos de la formación hacia el pozo, o de éste a la formación, Figura 1.

Figura 1. Operación de estimulación de un pozo.

La estimulación hoy en día es una práctica fundamental para el mantenimiento y/o incremento de la producción de aceite y gas, la cual favorece la recuperación de las reservas del yacimiento.

Existen dos razones principales por las que se estimula un pozo; la primera es por tener formaciones con muy baja permeabilidad original y la segunda

por formaciones dañadas por fluidos extraños, las cuales alteran y reducen parcial y/o totalmente la permeabilidad original de la roca productora, Figura 2. Cuando la roca productora ha sido dañada por causas artificiales, se dice que existe un daño en la formación, o dicho de otro modo, que el pozo está dañado, BP Explorations (1996).

Figura 2. Estimulación de un pozo en una formación dañada.





Numerosos factores deben ser considerados para el diseño de un tratamiento de estimulación, a fin de optimizar la velocidad de reacción y la limpieza del mismo, incluyendo la resistencia del ácido, la temperatura, la presión, la velocidad de admisión en la formación objetivo y la composición de la roca, Al-Azi E. et al (2004). El control de la velocidad de reacción tiene un papel sumamente importante en el éxito de las estimulaciones ácidas en yacimientos carbonatados.

Los factores principales que originan resultados no exitosos en los tratamientos de estimulación son:

Selección inadecuada del pozo candidato.

Información técnica del pozo y de la formación no validada.

Identificación del tipo y mecanismo de daño.

Selección de fluidos de tratamiento de estimulación no óptimos.

Falta de supervisión de la operación y control de calidad en campo

Inadecuada apertura del pozo.

El factor clave del éxito de una estimulación es el trabajo en equipo, Figura 3, ya que permite efectuar un análisis integral del pozo a detalle, logrando con ello identificar la(s) causa(s) de la declinación de la producción de aceite y/o gas y establecer soluciones integrales para restituir y/o mejorar la productividad del pozo.

Figura 3. Factor de éxito en las estimulaciones: trabajo en equipo.

Proceso de estimulación Selección, Diseño, PLaneación, Ejecución, Evaluación (“SDPEE”)

Partiendo de la premisa que las operaciones de estimulación se realizan de manera cotidiana para el restablecimiento y/o mejoramiento de la productividad de los pozos, con la participación de diferentes áreas de PEP, se desarrolló





un proceso de estimulación denominado SDPEE, el cual describe de manera detallada cada una de las fases que se desarrollan durante una estimulación, Figura 4.

Figura 4. Proceso de estimulación SDPEE.

Como se puede apreciar en la Figura 4, el proceso de estimulación SDPEE, es una secuencia lógica de actividades y acciones necesarias para definir, seleccionar y aplicar sistemas de fluidos ácidos y no ácidos hacia el pozo y a la formación, que permitan restituir y/o mejorar la productividad de los pozos en formaciones dañadas. El éxito de este proceso depende principalmente de la coordinación y ejecución de las cinco etapas que lo constituyen.

La mayoría de los fracasos que se presentan en los tratamientos de estimulación aplicados a los pozos, se debe principalmente a que en muchas ocasiones se omiten alguna(s) de las etapas del proceso, o no se realiza un estudio integral del mismo.

Etapa de selección

En esta etapa, se lleva a cabo una recopilación de toda la información técnica del pozo y de la formación productora, la cual consiste en: las historias de perforación, terminación y producción, comportamientos de presiones de fondo (cerrado y fluyente), análisis de pruebas de variación de presión, estado mecánico del pozo, análisis de núcleos de formación, registros geofísicos, análisis PVT, entre otros. Así como, en caso de ser necesario, se toma

información adicional, necesaria para la simulación del comportamiento del pozo, mediante el uso y la aplicación de herramientas de software técnico para diseñar, evaluar, efectuar pronósticos y análisis económico, permitiendo con ello definir si el pozo es candidato a estimular.

Etapa de diseño

Una vez que el pozo ha sido seleccionado como candidato para preferentemente el mejoramiento de producción a través de la aplicación de un tratamiento de estimulación, se procede a efectuar el diseño de la estimulación, siendo necesario en primer lugar, solicitar la recuperación de muestras de fluidos del pozo de fondo de pozo, ya que son las más representativas, para definir el tipo y mecanismo de daño presente.

Después se realiza un programa de pruebas de laboratorio, con base en el tipo de muestra recuperada (fluido, sólido-fluido y sólido), que permite identificar el tipo y mecanismo de daño presente. En función de los resultados de las pruebas de laboratorio se seleccionan los sistemas de fluidos, ácidos y no-ácidos, necesarios para su disolución, remoción y/o prevención, así como, se define la forma de bombeo y colocación de los sistemas.





La cédula de tratamiento de estimulación se envía al área de Diseño y Seguimiento de Intervenciones a Pozos quien a su vez solicita al área de la Unidad Operativa de Perforación (UOP), responsable del contrato de estimulaciones, el servicio y contratación de la compañía para la ejecución de la operación.

Etapa de planeación

En esta etapa se ejecutan todas las gestiones necesarias para la realización de la operación de estimulación, se revisan las condiciones de acceso y el estado físico del pozo; se efectúa la toma de información consistente en medición de la producción, calibración del pozo hasta la base del intervalo a acidificar y registro de presión de fondo fluyente, necesarios para evaluar la efectividad del tratamiento después de su aplicación.

Se procede a la revisión de los requerimientos de equipo y volúmenes de los fluidos a emplear en la operación de estimulación, se generan los permisos de acceso y se establecen responsabilidades a las diferentes áreas involucradas, por parte de personal de PEMEX y de la Compañía de Servicio para la realización de la operación; también se programa la fecha de ejecución de la misma.

Etapa de ejecución

Las compañías de servicio instalan sus unidades de bombeo en la localización del pozo, bajo la supervisión

del personal de PEMEX; se prueban líneas de bombeo a la presión de operación (5000 a 10000 psi dependiendo del tipo de pozo y tratamiento a aplicar) por 5 minutos. Se realiza una reunión de seguridad con todo el personal involucrado en la operación y se hace del conocimiento del tipo de tratamiento de estimulación a ejecutar, la secuencia de bombeo de los fluidos y sus volúmenes, y se presenta al personal responsable de la operación por parte de la compañía de servicio y de PEMEX.

La ejecución de la operación se trabaja con base en el diseño de tratamiento de estimulación y a la cédula de bombeo de los fluidos diseñado, el cual estará supeditado al comportamiento del pozo y a la admisión de los fluidos en la formación. Se monitorea la operación registrando tiempo, volumen, gasto y presión de bombeo hasta el término de la misma.

Etapa de evaluación

Para evaluar la efectividad de la operación de estimulación, es de vital importancia realizar la toma de información consistente en: medición de la producción y registro de presión de fondo fluyendo, después del tratamiento aplicado al pozo y la estabilización del mismo, con el fin de analizar las condiciones antes y después de la operación que se le hizo al pozo, registrando sus incrementos en la producción y efectuar una evaluación económica para determinar el tiempo de recuperación de la inversión realizada.

Trabajo en equipo

Alrededor de un 70% del petróleo producido en la actualidad proviene de campos de más de 30 años de longevidad, lo que centra el interés de la industria petrolera por mantener la productividad de los pozos en campos maduros, Ahmed(2004). El mejoramiento de la recuperación desde el punto de vista de yacimientos conocidos en tan sólo un 1% implicaría la incorporación de 10 mil millones de barriles de petróleo. Los medios para lograr este objetivo modesto se centran principalmente en un cambio de cultura basado en un trabajo en equipo.

La falta de trabajo en equipo entre las diferentes áreas de PEP ha generado que cada una de ellas persiga objetivos diferentes y no se centren en terminar pozos sin daño, con producciones óptimas para la recuperación efectiva de las reservas de los yacimientos.

La planeación de un pozo comprende desde la etapa de perforación hasta la administración de la explotación de los hidrocarburos, e involucra y demanda en cada una de las etapas la participación continua y proactiva de las diferentes áreas disciplinarias participantes, es decir, ingeniería de perforación, caracterización de yacimientos, ingeniería de producción, planeación y áreas operativas, a fin de obtener el objetivo deseado.





El éxito de las grandes empresas petroleras se debe a la integración y formación de equipos de trabajo, con objetivos bien establecidos, claros y precisos. La participación continua y el intercambio de ideas entre los miembros del equipo, permiten identificar con exactitud la raíz del problema y establecer una gama de alternativas de solución que conlleven al mejoramiento de la productividad de los pozos.

Una de las operaciones que cotidianamente se realiza en la industria petrolera para restituir, mejorar y/o mantener la producción de los pozos es la estimulación. Anualmente la industria petrolera mundial invierte miles de millones de dólares en este tipo de operaciones, sin embargo, los resultados no han sido los esperados, debido a la falta de un estudio integrado de los pozos y a la participación continua y directa de las áreas de diseño con las áreas operativas.

Esquema de trabajo actual

Por décadas el esquema de trabajo aplicado en PEP para el diseño de los tratamientos de estimulación de los pozos, consiste en que las compañías prestadoras de servicio realicen el diseño de las mismas, con base en una información técnica escasa del pozo, lo cual no permite establecer con certeza los pronósticos de incremento de producción.

Por otra parte, la falta de comunicación y participación de las áreas de diseño del Activo y las áreas operativas encargadas en la aplicación de los tratamientos

de estimulación (UOP), ocasiona que muchas de las operaciones no logren su objetivo, debido a modificaciones en el diseño durante la operación y al desconocimiento del soporte técnico utilizado para la elaboración y diseño de los tratamientos de estimulación.

La falta de retroalimentación de las operaciones realizadas en campo hacia los encargados de realizar los diseños de estimulación, no permite optimizar y mejorar los diseños de los mismos, trayendo por consecuencia que se presenten tratamientos similares, con resultados parecidos limitados.

La falta de planeación de las operaciones ocasiona que se tomen decisiones inadecuadas para el pozo, y por consecuencia, fracasos por falta de toma de información oportuna que permita determinar si el pozo es un buen candidato para un tratamiento de estimulación.

Con base en lo anterior, partiendo del hecho que la diferencia entre una buena y una mala decisión, puede ser la diferencia entre el éxito y el fracaso de un tratamiento de estimulación, además si consideramos la complejibilidad de nuestros yacimientos naturalmente fracturados y fuertemente depresionados, los retos para obtener estimulaciones exitosas se complica, siendo necesario desarrollar y aplicar tecnologías nuevas, mejores prácticas, estudios integrales y un trabajo en equipo.

Las ineficiencias que causan pérdida de tiempo y generan mayores costos, tales como los errores repetidos, la duplicación de trabajo y el no compartir ideas de forma efectiva, son inherentes a una empresa sin una cultura de trabajo en equipo y sin el manejo del conocimiento firmemente arraigado, lo que puede llevar a una pérdida de participación en el mercado y a la falta de eficiencia para desarrollar tecnologías de nueva generación,Coopersmith et al.(2001).

El proceso de estimulación requiere de un “trabajo en equipo” de manera inmediata en PEP, con un enfoque sistematizado donde la participación conjunta y comprometida entre los Activos y las Unidades Operativas de Perforación redundará en pozos con mayor productividad, Figura 5.





Figura 5. Trabajo en equipo.

Nuevo esquema de trabajo

Para seleccionar y aplicar las mejores tecnologías de estimulación y sus diseños óptimos, la interacción directa entre las diferentes áreas que se encuentran involucradas durante todo el proceso de estimulación desempeña un papel importante en el éxito de las estimulaciones.

La colaboración recíproca es esencial, porque las áreas de diseño aportan conocimientos acerca

del yacimiento, las áreas operativas aportan la experiencia de campo y las compañías prestadoras de servicio aportan lo último en tecnología específica y experiencia adquirida trabajando en diferentes partes del mundo, Civan, F. (2007).

El nuevo esquema de trabajo considera estos factores, los cuales se encuentran encaminados a la obtención de los mejores resultados de la estimulación y rendimientos de los pozos, con servicios oportunos y efectivos en materia de costos, Figura 6.

Figura 6. Nuevo esquema de trabajo.





En el desarrollo de este nuevo esquema de trabajo, se consideró como parte fundamental la formación de un Equipo de Trabajo de Estimulaciones en el Activo, conformado por personal de PEMEX, de productividad de pozos, caracterización de yacimientos, diseño y seguimiento de instalaciones a pozos y la Unidad Operativa de Perforación, en el que recae la selección, diseño, revisión y evaluación de los tratamientos de estimulación aplicados a los pozos en el Activo.

Para el buen funcionamiento del Equipo de Trabajo de Estimulaciones, se consideró la participación de la Coordinación Técnica de Explotación en el asesoramiento técnico encargado del diseño de tratamientos de estimulación, capacitación del equipo de trabajo y apoyo técnico del portal de productividad de pozos para el manejo de todas las herramientas de productividad.

La responsabilidad de la ejecución de las operaciones y del apoyo tecnológico, se ha considerado como responsabilidad de las compañías de servicio y del Instituto Mexicano del Petróleo.

Con la finalidad de integrar todos los datos de información técnica de los pozos obtenidos en el estudio integral, se concluyó como elemental la participación de personal de Tecnologías de Información, para la generación de bases de datos, programas y procedimientos técnicos.

Esta estrategia fue aplicada al Activo Integral Samaria-Luna, el cual actualmente cuenta con un equipo de trabajo de estimulación, encargado de seleccionar, diseñar y supervisar las operaciones de estimulaciones, obteniendo con ello resultados satisfactorios.

Aplicación de la metodología y trabajo en equipo

La aplicación del proceso de estimulación y el nuevo esquema de trabajo en equipo fueron aplicados al pozo Cunduacán 1011, el cual se encontraba produciendo en la formación del Cretácico Medio (K.M.) en el intervalo 3990-4015 m, con una inyección de gas de B.N. de 1.6 MMPCD y una producción promedio de 1200 bl/d. A partir de julio del 2005 se presenta una declinación fuerte de la producción del pozo con respecto a su declinación normal, disminuyendo su producción hasta 389 bl/d, registrando un flujo fraccional de agua de 29.1%. Con el objeto de lograr el mejoramiento de la producción, se decide adicionar al pozo un nuevo intervalo 3930-3955 m de la formación del Cretácico Superior (K.S.), mediante el uso de pistolas de 2 1/8 pg, 20 c/m y fase 60°, sin obtenerse incremento de producción.

Con base en los resultados obtenidos, el equipo de trabajo de estimulaciones se dio a la tarea de recopilar

toda la información histórica del pozo, comprendiendo su perforación, terminación, comportamiento de producción, presiones de fondo y tratamientos de estimulación aplicados al pozo; se solicitó la recuperación de muestras de fluidos en fondo del pozo para su análisis en laboratorio. Posteriormente se realizó en forma mancomunada el análisis y estudio integral del pozo, Figura 7, del cual se determinó que la formación se encuentra dañada por las pérdidas de lodo de emulsión inversa que se presentaron durante la perforación del pozo. Los disparos realizados al nuevo intervalo no lograron rebasar el daño de la formación, el agua obtenida en la producción del pozo no es de formación, sino de recuperación secundaria por la baja salinidad (35,500 ppm) y el reducido pH (6.5) obtenido de las pruebas de laboratorio. Por lo tanto, con base en lo anterior, el pozo Cunduacán 1011 es un candidato al mejoramiento de producción mediante la aplicación de un tratamiento de estimulación.





Figura 7. Análisis integral del equipo de trabajo de estimulaciones.

Análisis nodal

Con el objeto de establecer el beneficio que se podría obtener con la aplicación de un tratamiento de estimulación al pozo, se realizó un análisis nodal considerando su comportamiento de producción actual, con sensibilidades de daño a la formación, obteniéndose con ello un valor de daño positivo de +4, Figura 8. También se estableció que en caso de remover el daño presente en la formación a un valor de daño -2, la producción del pozo se mejoraría hasta 890 bl/d.

Figura 8. Análisis nodal con sensibilidades de daño.





Pruebas de laboratorio

Para determinar los sistemas requeridos para el tratamiento de estimulación, se efectuaron pruebas de laboratorio en muestras de aceite obtenidas en el pozo a diferentes profundidades; los resultados se presentan en la Figura 9.

Figura 9. Pruebas de laboratorio.

Cédula de tratamiento

Con apoyo de software especializado se definieron los volúmenes de los sistemas químicos y la cédula de bombeo a aplicar al pozo, Tabla 1.

Para garantizar la acidificación del nuevo intervalo disparado, se empleó la combinación de los sistemas bloqueador de agua y divergente polimérico, a fin de obturar de manera temporal el intervalo inferior, así como, bombear a gastos bajos y mezclados con nitrógeno los fluidos a una alta relación.

Tabla 1. Cédula de tratamiento de estimulación.





Resultados

Con el estudio integral realizado por el equipo de trabajo de estimulaciones y el trabajo en conjunto con las otras áreas involucradas, se logró después de aplicar el diseño de tratamiento de estimulación al pozo una producción de 1450 bl/d, reducción del flujo fraccional de agua a 0.47% y un incremento de producción de 1067 bl/d de aceite.

Conclusiones y recomendaciones

Al aplicar el Proceso de Estimulación como una mejor práctica en los tratamientos de estimulación y el trabajo en equipo mediante el nuevo esquema de trabajo permite obtener los siguientes beneficios:

Establecer una cultura de trabajo en equipo.

Formar y crear equipos de trabajos de estimulaciones.

Establecer una metodología de trabajo para el análisis integral de pozos.

Optimización de los diseños de tratamientos de estimulación.

Unificación de criterios de diseño de tratamientos de estimulación.

Minimizar los riesgos de fracaso.

Contar con procedimientos de mejores prácticas.

Mejorar la comunicación entre las áreas de diseño del Activo y la Unidad Operativa de Perforación.

Por lo expuesto en este trabajo, los resultados obtenidos en el Activo Integral Samaria-Luna, se recomienda extender este nuevo esquema de trabajo a los demás Activos Integrales que conforman a PEMEX Exploración y Producción, con el objeto de unificar criterios en Estimulación de Pozos, contar con personal altamente capacitado, establecer procedimientos y mejores prácticas, así como, lograr la administración del conocimiento en esta área a nivel PEP.

Referencias

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3. Ealian Al-Anzi, Majdi Al-Mutawa, Nabil Al-Habib, Adib Al-Mumen, Hisham Nasr-El-Din, Oscar Alvarado “Reacciones positivas en la estimulación de yacimientos carbonatados”, Oilfield Review, Volumen 15, Número 4, 2004.

4. Usman Ahmed “Maximo aprovechamiento de los campos petroleros maduros”, Oilfield Review, julio 2004.

5. Ellen Coopersmith, Graham Dean, Jason McVean, Erling Storaune, “La toma de decisiones en la industria del petróleo y el gas”, Oilfield Review, 2001.

6. Faruk Civan “Reservoir Formation Damage” Fundamentals, Modeling, Assessment an Mitigation, University of Oklahoma.




Modelos de presión de poro, colapso y fractura en campos de la RMNE de PEP

Dr. Daniel García Gavito1, M. en I. Gustavo Gutiérrez Escobedo2, Ing. José López Pacheco2, Ing. David Avilés Contreras3. 1. Pemex, 2. IMP, 3. Halliburton

Recibido enero de 2007-revisado y aceptado abril de 2012

Resumen

El uso de conceptos de geomecánica en el proceso de diseño y construcción (operación) de pozos petroleros, ha estado limitado debido a la falta de información específica para caracterizar las formaciones, de tal forma que se puedan determinar tanto los módulos elásticos y propiedades de resistencia de las formaciones, así como el estado de presiones y esfuerzos en el subsuelo. Derrumbe de pozo, fricciones, resistencias, y pérdidas de circulación parcial y total inesperadas, pueden ocurrir si en el proceso de diseño no se consideran apropiadamente dichos conceptos geomecánicos, en particular para pozos cuya trayectoria tiene cierto grado de complejidad como son los pozos horizontales, altamente inclinados, multilaterales, de alcance extendido, etc.

En este documento se presenta el desarrollo de la metodología empleada para el análisis de la información de 23 pozos de correlación de los campos de interés. Del resultado del análisis, se establecieron modelos locales para determinar los perfiles de presiones de poro, colapso y fractura a nivel pozo. El ajuste de los modelos se realizó empleando la información que generalmente se obtiene en la perforación de pozos exploratorios o delimitadores. En particular, los modelos de presión de poro y colapso se calibraron con la densidad del fluido de perforación y el modelo de fractura con las pruebas de goteo realizadas. En su conjunto, los eventos detectados durante la perforación (tales como fricciones, derrumbes, gasificaciones, pérdidas parciales, etc.) se usaron para ajustar finalmente los modelos desarrollados. Los modelos obtenidos se propagaron tri-dimensionalmente empleando el cubo de velocidad de intervalo derivado del proceso de apilado de trazas sísmicas.

Finalmente, se presentan ejemplos de aplicación de la metodología en el diseño de tres pozos tipo para determinar las densidades del fluido a utilizar, profundidad de asentamiento de tuberías de revestimiento, así como la problemática potencial en el pozo prospecto.

Introducción

Los campos de interés están localizados en el Noreste del Golfo de México, a 120 Km de Cd. del Carmen, Campeche, este complejo es el tercer más importante en términos de reservas de hidrocarburos a nivel nacional, el cual cubre un área de 130Km2. Las geometrías geológicas estructurales de estos tres campos son trampas de tipo Anticlinales asimétricos de orientación NW-SE, falladas-cabalgadas y volcadas hacia el Noreste. Las estructuras anticlinales presentan un relieve estructural del orden de 1000 m y un buzamiento entre 15 y 20°.

Para el desarrollo de los campos, se tiene programado perforar alrededor de 90 pozos adicionales en los próximos años, con un promedio de 25 a 30 pozos por

año. Debido a esta actividad intensa en la construcción de pozos, se desarrolló el estudio presente con los objetivos principales siguientes:

a) Contar con información y herramientas adicionales para asegurar y mejorar el cumplimiento de los tiempos de perforación programados, a fin de satisfacer con las cuotas de producción comprometidas.

b) Minimizar la inestabilidad mecánica del pozo (flujo, derrumbe, atrapamiento de tubería, pérdida de circulación), mediante:

I. El diseño de trayectoria de pozos.II. La optimización del asentamiento de tuberías

de revestimiento.

Artículo arbitrado



Dr. Daniel García Gavito, M. en I. Gustavo Gutiérrez Escobedo, Ing. José López Pacheco, Ing. David Avilés Contreras


III. La selección de la geometría del pozo.IV. La selección de densidades de lodo.

c) Disponer de estudios adicionales para apoyar la toma de decisiones durante el seguimiento a tiempo real (RTO), de la perforación de pozos del activo.

Para lograr los objetivos planteados, se aplicó una metodología integral de análisis que a partir de información disponible consistente de información geológica, secciones estructurales, registros geofísicos, informes de perforación, pruebas de pozo principalmente, fuera posible determinar:

1) Las tendencias apropiadas en los campos de interés y a partir de éstas se determinaran los gradientes de formación, colapso y fractura los cuales son fundamentales en este estudio.

2) La ventana operacional de densidades del fluido de perforación considerando análisis de estabilidad mecánica de los pozos empleando la teoría de poro-elasticidad y criterio de falla lineal. Los resultados proporcionan el límite inferior en términos de densidad de fluido de perforación, para evitar el colapso mecánico de la formación.

3) El asentamiento de tuberías de revestimiento optimizado para los pozos de los campos tomando en cuenta los aspectos antes mencionados, así como la experiencia de la problemática presentada en los pozos ya perforados.

La problemática potencial para los pozos que se perforaran en el futuro, diferenciando entre problemas asociados a aspectos puramente mecánicos y aquellos derivados de la interacción roca-fluido, en conjunto con los resultados obtenidos de estudios previamente

realizados en fluidos de perforación y estudios mineralógicos del proyecto en general.

Metodología para desarrollar los modelos de geopresiones

La metodología empleada en el desarrollo de los modelos de geopresiones se describe en la Figura 1. Los pozos usados para generar los modelos consistieron de 23 pozos verticales (11 exploratorios y 12 de desarrollo), distribuidos aceptablemente en el área de interés. Se colectaron y sintetizaron los reportes diarios de perforación para identificar para cada pozo: a).- estado mecánico (incluyendo la elevación de mesa rotaria y profundidad del lecho marino), b).- densidad utilizada durante la perforación, c).- tipo de fluido, d).- pruebas de goteo, f).- eventos detectados durante la perforación y asociados a inestabilidad de pozo (derrumbes, pérdidas de circulación, fricciones, gasificaciones, etc). La información geológica/geofísica disponible del área consistió en la ubicación de los pozos en el modelo estructural de los campos, así como planos de ubicación, líneas sísmicas, la estratigrafía y litología observadas en cada pozo.

Figura 1. Metodología general de trabajo.



Modelos de presión de poro, colapso y fractura en campos de la RMNE de PEP, p.p.34-47


Afortunadamente para la gran mayoría de los pozos de estudio, los registros geofísicos disponibles son de buena calidad e incluyen: a) rayos gama, b) espectroscopía de rayos gama, c) lito-densidad, d) resistivos, e) neutrón, f) sónicos (tiempos de tránsito de ondas compresiva y de corte) y g) calibre de pozo.

Finalmente, mediante la recopilación de trabajos teóricos1 y experimentales2 realizados a núcleos de los

campos, se lograron identificar algunos valores muy generales para establecer las propiedades mecánicas experimentales de la roca y la magnitud y dirección de esfuerzos horizontales prevalecientes en los campos. En un artículo técnico asociado al presente3, se describen los resultados obtenidos de los estudios realizados para la determinación de los parámetros mencionados previamente.

Modelos de presión de poro, colapso y fractura a nivel pozo

En el análisis de la información recopilada para la generación de los modelos, se emplearon procedimientos publicados en la literatura técnica relacionada4-13, buscando siempre la generalización de los resultados a los campos en estudio. La metodología del análisis consistió en las etapas siguientes:

a) Evaluación litológica mediante el análisis de los registros y las descripciones litológicas de los recortes obtenidos durante la perforación, con el fin de evaluar el contenido de lutitas en función a la profundidad. En la Figura 2 se presenta los registros geofísicos disponibles para el pozo ejemplo, así como la litología obtenida del procesado de los registros. De esta figura se puede observar que la columna se puede dividir en seis zonas diferentes o secciones, dependiendo de la presión de poro esperada y contenido de lutitas: Zona I.- Presión poro normal, Zona II.- Presión anormalmente alta, Zona III.- Presión de poro anormalmente baja (yacimiento del cretácico), Zona IV.- Lutitas del JST, Zona V.- Yacimiento del JSK, y Zona VI.- Formaciones del JSO.

Figura 2. Registros geofísicos, interpretación litológica y zonas de Interés para el pozo ejemplo.

b) Cálculo del gradiente de sobrecarga a partir de la integración del registro de densidad, Figura 3. La ecuación4,5 básica es:

(1)

(2)





Donde:

OBG = Gradiente de Sobrecarga (Kg/ cm2)rb = Densidad de registro (gr/cm3)D= Profundidad (m)

Figura 3. Evaluación de las densidades equivalentes de sobrecarga, presión de poro y fractura mediante datos de registros, densidad de lodo, pruebas de goteo y estado mecánico del pozo de correlación.

c) Determinación de la tendencia de compactación normal y modelos para los registros sónico y resistivo, Figura 3. Las tendencias de compactación normal se determinaron empleando los registros sónico y resistivo. Las ecuaciones de las tendencias normales se obtuvieron en tal forma que son aplicables a todos los pozos analizados. Este resultado proporciona un aspecto importante en la generalización de resultados esperados, además de indicar que las formaciones en el área de interés, sufrieron procesos de consolidación similares. Durante la calibración de la tendencia normal no se consideraron las formaciones con bajo contenido de lutitas.

d) Cálculo de los gradientes de presión de poro y colapso empleando registros geofísicos (sónico y resistivo), densidades del fluido de perforación y eventos registrados durante la perforación. La evaluación de las presiones de poro y colapso se realizó en forma simultánea, debido a que mediante la densidad mínima utilizada durante la perforación de los pozos se controla ya sea la presión de poro o la de colapso, dependiendo de cual de estas tenga un valor mayor. Para lograr lo anterior se generaron los modelos de presión de poro a nivel pozo utilizando ecuaciones del tipo propuestas por Eaton4,5:

Para registro resistivo:

(3)

Donde:

PP = Gradiente de Presión de Poro (gr/cm3)OBG = Gradiente de Sobrecarga (gr/cm3)PPN = Gradiente de Presión de Poro Normal (gr/cm3)Ro = Resistividad Observada (ohms-m2/m)RN = Resistividad normal (ohms-m2/m)

X = Exponente de Eaton (adim)





Para registro sónico:

(4)

Donde:

PP= Gradiente de Presión de Poro (gr/cm3)OBG= Gradiente de Sobrecarga (gr/cm3)PPN = Gradiente de Presión de Poro Normal (gr/cm3)tO = Tiempo de Tránsito de la Tendencia observada (us/pie)tN = Tiempo de Tránsito de la Tendencia normala (us/pie)X = Exponente de Eaton (adimensional)

Simultáneamente, se integraron y evaluaron modelos para describir las propiedades mecánicas de las rocas, Figura 4, de resistencia mecánica, Figura 5 y esfuerzos horizontales, Figura 6. El ajuste final consistió en determinar los coeficientes para la presión de poro,

modelos de roca y modelos de esfuerzos, que en conjunto duplicarán las densidades utilizadas y los eventos observados durante la perforación de los pozos. Los resultados obtenidos generaron modelos consistentes para los tres campos.

e) Evaluación del gradiente de fractura mediante el análisis de los registros geofísicos, modelos de roca, gradiente de sobrecarga, eventos durante la peroración y las pruebas de goteo registradas. La ecuación básica utilizada es la propuesta por Eaton4,5:

(5)

Donde:

FG = Gradiente de Fractura (gr/cm3)PP = Gradiente de Presión de Poro (gr/cm3)OBG = Gradiente de Sobrecarga (gr/cm3)n = Relación de Poisson

El proceso descrito anteriormente se aplicó a los 23 pozos analizados obteniendo, con esto, modelos generales de presiones de poro, colapso y fractura.





Figura 4. Propiedades de la roca de acuerdo al modelo.

Figura 5. Resistencia uniaxial a la compresión de la roca de acuerdo al modelo.

Figura 6. Esfuerzos principales de acuerdo al modelo.





Implementación de modelos 3D

Con el fin de utilizar los resultados obtenidos como una herramienta predicativa, se elaboraron cubos de presiones a partir del cubo de la velocidad de intervalo obtenida del proceso de apilado de trazas sísmicas y los modelos derivados de los pozos de correlación. El proceso utilizado se describe en la Figura 7.

Figura 7. Flujo de trabajo para la generación de cubos de geopresiones.

El modelo de velocidades final se determinó usando tablas tiempo-profundidad de pozos perforados y de apoyo, un cubo de velocidades de intervalo derivadas de la velocidades RMS de migración antes de apilar, las superficies que siguen la entrada y salida de la zona de sobre presión; así como dos superficies del Terciario y la cima de la Calcarenita (Eoceno Medio). El uso de los marcadores geológicos para calibrar las superficies es primordial, Figuras 8 y 9. El cubo de velocidad se almacenó en la base de datos y utilizándose como entrada para los cálculos de geopresiones.





Figura 8. Mapa de relieve de las estructuras y localización de pozos.

Figura 9. Cubo de velocidades y superficies estructurales.

A partir del cubo ajustado, se extraen funciones de velocidad cercanas a la localidad de los pozos representativos de los tres campos y se aplican los modelos para la línea de compactación normal. Ocasionalmente, se afina el ajuste de la línea de compactación normal y se comparan las geopresiones calculadas a nivel pozo y los pesos

de lodo utilizados, observando el impacto en el cálculo del peso de lodo equivalente usando las funciones de velocidad cercanas a la localidad de los pozos. La incorporación de información de pozo (registros geofísicos, VSP y CheckShots) recientemente adquirida permitirá actualizar el modelo de velocidades y el cubo de geopresiones.

La comparación de los pesos calculados con la función de velocidad cercana a la localidad de los pozos y los pesos utilizados, indicaron que los parámetros de ajuste son apropiados para el área lo que permitió posible aplicarlos a todo el cubo de velocidades para generar el cubo de geopresiones correspondiente. Esta información se emplea para diseñar de manera óptima los asentamientos y prevenir problemas asociados a los cambios de geopresiones en forma precisa, rápida y versátil.





Es posible incorporar los cubos sísmicos y de geopresiones para establecer las relaciones posibles entre las estructuras encontradas con la sísmica y el cálculo de presiones anormales, como se muestra en la Figura 10.

Figura 10. Línea sísmica mostrando la distribución de presión de poro.

Figura 11. Sección mostrando la distribución de presión de poro.

El diseño de los pozos a perforar se puede apoyar en los perfiles extraídos del cubo de geopresiones, generando información adicional generada con el posible comportamiento de presión y los cuerpos principales que se esperan encontrar dadas las estructuras geológicas interpretadas con la sísmica y el cálculo de presiones anormales dado por correlación con pozos vecinos como se muestra en la Figura 11.

Resultados

Con la finalidad de ejemplificar los resultados obtenidos, se seleccionaron tres pozos de correlación usados en la integración de modelos, uno para cada campo, y tres pozos en la etapa de diseño aun por perforarse. Los gradientes de geopresiones y estabilidad para el pozo de correlación del Campo A se muestran en la Figura 12. En esta figura se pueden observar los eventos detectados durante la perforación, el estado

mecánico, las densidades utilizadas, y las pruebas de goteo realizadas. Asimismo, se presentan los perfiles de presión de poro, colapso, fractura y sobrecarga que mejor se ajustan con la información de perforación. Como se mencionó anteriormente, se utilizaron los registros geofísicos disponibles y modelos desarrollados para determinar los perfiles de geopresiones mostrados en la figura. Asimismo, se calcularon las propiedades de las rocas a perforar, la magnitud y dirección de los esfuerzos horizontales.





La planeación y diseño básico de un pozo aún no perforado en el campo A se muestra en la Figura 13. Se muestran las densidades propuestas a usar, el estado mecánico, y los perfiles que componen la ventana de operación.

Figura 12. Pozo de correlación del Campo A.

Figura 13. Diseño básico de pozo del Campo A.





Similarmente, en las Figuras 14 y 15 se presentan los resultados del pozo de correlación y el pozo que se perforará en el Campo B. En las Figuras 16 y 17 se muestra información similar a la anterior para el Campo C.

Figura 14. Pozo de correlación del Campo B.

Figura 15. Diseño básico de pozo del Campo B.





Figura 16. Pozo de correlación del Campo C.

Figura 17. Diseño básico de pozo del Campo C.





Conclusiones

1. Se diseñó y aplicó una metodología para determinar los modelos de presiones a partir de la información de pozos perforados.

2. Se desarrollaron los modelos de presión de poro, colapso y fractura de los campos de interés, mediante el análisis sistemático de pozos verticales estratégicamente ubicados.

3. Los modelos reproducen adecuadamente la información y eventos detectados durante la perforación de los pozos.

4. Los modelos se utilizaron para generar cubos de presiones, distribución 3D, utilizando el cubo de velocidades para el intervalo disponible.

Recomendaciones

1. Se debe de considerar la implementación en los modelos de la interacción roca-fluido, con el fin de poder establecer la inestabilidad físico-química que presentan algunas formaciones.

2. Los modelos deberán de actualizarse continuamente conforme se perforan los pozos.

Agradecimientos

Los autores de este documento externan sus mas sinceros agradecimientos a los Ingenieros Joaquín Rosete Téllez, Héctor Salgado Castro, Fernando Juárez Sánchez y Jaime Ríos López; por su entusiasmo y apoyo en el desarrollo del estudio realizado y por aportar comentarios técnicos e información, los cuales permitieron cumplir con los objetivos planteados. En el desarrollo de esta actividad, así como en el desarrollo de la metodología, participó personal del Instituto Mexicano del Petróleo (IMP) y personal del Centro Regional de Estudios de Explotación (CREE) de Cd. del Carmen, Campeche, de la Subdirección de la Región Marina Noreste de Pemex Exploración y Producción.

Referencias

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10. Horsrud, P., 2001. Estimating Mechanical Properties of Shale from Empirical Correlations, SPE Drilling and Completion, v. 16, no. 2, pp. 68–73.

11. Mody F. K. y Hale A. H., 1993. Borehole-stability model to couple the mechanics and chemistry of drilling-fluid/shale interactions, JPT, November.

12. Vernik, et al 1993, Empirical relations between compressive strength and porosity of siliciclastic rocks. Int. J. Rock Mech. Min. Sci. & Geomech., Abstr. v. 30, no. 7, pp. 677–680.

13. Zoback, M. D., D. Moos, L. Mastin, y R. N. Anderson, 1985. Wellbore breakouts and in situ stress, J. Geophys. Res., 90, pp. 5,523–5,530.


Tema de ac tua l i dad


La energía que producen los ríos cuando se unen al mar

M. en C. Pablo Arturo Gómez Durán

Una fuente de energía poco conocida podría proveer de electricidad a más de 500 millones de personas, de acuerdo con Menachem Elimelech, profesor de Ingeniería Ambiental y Química de la Universidad de Yale en Estados Unidos, autor del estudio publicado en la revista de la Sociedad de Química de Estados Unidos, Environmental Science and Technology, junto con el estudiante de posgrado Nagi Yin Yip.

Cuando un líquido se mezcla con otro, de diferente salinidad, se libera energía.

El vasto potencial se encuentra en la desembocadura de los ríos que fluyen hacia el mar. La clave del mecanismo propuesto está en la diferencia de salinidad entre el agua dulce de los ríos y el agua salada del mar.

La energía de los gradientes naturales de salinidad aún no se aprovecha en el mundo, y el potencial en Latinoamérica es muy grande, si se toma en cuenta que la descarga de sus ríos hacia los océanos es enorme.

La idea es aprovechar el aumento de energía que se produce al mezclar dos líquidos con diferente grado de salinidad, y utilizar una membrana para

inducir –mediante el proceso denominado: ósmosis de presión retardada– una diferencia de presión que finalmente se utiliza para mover una turbina que genera electricidad.

En la ósmosis de presión retardada, el potencial entre el agua de mar y el agua de río es de unos 26 bar, que equivale a la presión de una columna de agua de 270 m de altura; no obstante, en la práctica, la presión óptima está entre 11 y 15 bar.

Este método de generación de potencia eléctrica por vía osmótica, que también se denomina potencia azul, fue inventado por el Prof. Sidney Loeb, en la Universidad Ben-Gurión del Néguev, en Beerseba, Israel, en 1973.




W1: agua de río; W2: agua de mar; M: membrana; O: proceso osmótico; P: presión obtenida.

La potencia osmótica es la energía que se obtiene de la ósmosis de presión retardada. El único producto secundario es agua salobre (que tiene menor salinidad que el agua de mar).

Esta fuente de energía ofrece varias ventajas: no requiere combustible, es sustentable y no emite bióxido de carbono. En concordancia con lo anterior, el 24 de noviembre de 2009, la empresa estatal Statkraft puso en operación una planta –a escala piloto– en la pequeña localidad costera de Tofte, en la municipalidad de Hurum, Noruega, la cual tiene capacidad para generar 4 kW.

En la planta de osmosis, el agua dulce y el agua de mar se llevan a cámaras contiguas divididas por membranas artificiales. Las moléculas de sal ejercen presión osmótica, la cual hace que las moléculas de agua dulce pasen a través de la membrana, y con ello, eleven la presión del lado de la cámara que contiene agua de mar; posteriormente, dicha presión se utiliza para accionar una turbina generadora de electricidad.

El elemento crítico de la planta de potencia osmótica es la membrana. En la última década, la compañía Statfraft ha invertido en el desarrollo de membranas y, en 2011, firmó un acuerdo de colaboración con la empresa japonesa Nitto Denko / Hydranautics, líder mundial en tecnología de membranas artificiales.

La planta de Tofte utiliza membranas de poliamida que producen 1W/m², a partir de 10 litros de agua por segundo que fluyen a través de la membrana, a presión de10 bar. El aumento del flujo al igual que el incremento de la presión del mismo, eleva el nivel de generación de electricidad.

Hasta el momento el costo de las membranas ha sido un obstáculo importante para generar –de manera rentable– potencia a través de ósmosis, pero desarrollos recientes han logrado crear membranas más baratas a partir de polietileno modificado eléctricamente, las cuales tienen aplicación comercial y permitirán que la tecnología descrita sea competitiva.

En el estudio citado, los científicos Elimelech y Yip concluyen que si se aprovechara únicamente el 10% de la energía disponible en las desembocaduras de ríos que llegan al el mar, ello bastaría para satisfacer la demanda de electricidad de más de 500 millones de personas. Una planta a carbón emitiría más de mil millones de toneladas métricas de gases de invernadero, cada año, para generar la misma cantidad de electricidad.

Otra de las grandes ventajas, de acuerdo con los mismos científicos, es que la energía que resulta de gradientes naturales de salinidad no es intermitente sino continua, y además se trata de una fuente de energía ampliamente diseminada por todo el planeta, lo que la hace susceptible de ser aprovechada en todas partes.




Tal vez la energía que se obtenga de los gradientes naturales de salinidad no será la solución que resuelva la demanda energética del mundo, pero ciertamente ayudará a contribuir a aliviar los problemas que origina el cambio climático.


F ra te rn i dad


Muchas felicidades a nuestros asociados que cumplieron años en este mes

NOMBRE DELEGACIÓN DÍA

QUEZADA DOMINGUEZ KARLA CD. DEL CARMEN 01

CARDENAS GONZALEZ ANTONIO COATZACOALCOS 01

GORDILLO PRADOS MARIO COMALCALCO 01

GALICIA CARRASCO JAIME MEXICO 01

GARCIA PASTRANA JORGE MEXICO 01

TORRES HERNANDEZ MANUEL MEXICO 01

CAL Y MAYOR CRUZ HUMBERTO POZA RICA 01

HERNANDEZ SANCHEZ JUAN MANUEL TAMPICO 01

OSORIO PERALTA OSCAR VILLAHERMOSA 01

ZAMORA MAR SERGIO ARTURO CD. DEL CARMEN 02

ISLAS SILVA CARLOS MEXICO 02

RAMIREZ GOMEZ MARIA LAURA MEXICO 02

LOPEZ OLIVARES RUBEN JORGE REYNOSA 02

CARRILLO DELGADO NAHUM VERACRUZ 02

SALCEDO NARANJO JORGE CD. DEL CARMEN 03

RESENDIZ HIGA VICTOR MANUEL CD. DEL CARMEN 03

CASTRO ROSADO JOSE DE JESUS COATZACOALCOS 03

PONCE DE LEON DEL RIO RICARDO MEXICO 03

DOMINGUEZ CUANALO JESUS MEXICO 03

VALADEZ GARCIA AGUSTIN RICARDO POZA RICA 03

RAMIREZ RAMIREZ RICARDO VILLAHERMOSA 03

REBOLLEDO LOAIZA ENRIQUE FERNANDO CD. DEL CARMEN 04


F ra te rn i dad


TREJO ZUÑIGA RICARDO MEXICO 04

SALAS RAMON LEOPOLDO MONTERREY 04

GUTIERREZ SARAVIA FRANCISCO XAVIER CD. DEL CARMEN 05

RODRIGUEZ ROJAS ANDRES COATZACOALCOS 05

POSADA MARIN FAUSTINO COATZACOALCOS 05

ROMERO MARQUEZ JOSE WILBERT COMALCALCO 05

SAMPAYO LUNA EMILIO VICENTE MEXICO 05

MELLADO VAZQUEZ AMELY POZA RICA 05

ARREDONDO GALERO NAZARIO REYNOSA 05

GIRARD NAVARRETE ROLANDO TAMPICO 05

OROZCO CHARLES RODOLFO TAMPICO 05

GOMEZ MAYORGA HELEODORO VERACRUZ 05

FERNANDEZ MENDEZ GERARDO VILLAHERMOSA 05

DEL ANGEL RODRIGUEZ RUBEN CD. DEL CARMEN 06

ANGUAS MORALES LUIS ANTONIO CD. DEL CARMEN 06

GUZMAN ALMAZO JOSE LUIS CD. DEL CARMEN 06

GARCIA JUAREZ HECTOR COATZACOALCOS 06

RODRIGUEZ HERRERA GUSTAVO MEXICO 06

GALICIA CADENA JOSE ENRIQUE POZA RICA 06

ORTEGA GARCIA JESUS VERACRUZ 06

OTERO LOPEZ ADOLFO VERACRUZ 06

CORTES MOLINA ALBERTO CD. DEL CARMEN 07

MENDOZA MAY LAZARO ANDRES CD. DEL CARMEN 07

MEDELLIN SALGADO MOISES CD. DEL CARMEN 07

GARDUÑO RUIZ ROGELIO ANTONIO MEXICO 07


F ra te rn i dad


DURAN GUZMAN JOSE JESUS REYNOSA 07

DE LA SERNA SEGURA ARTURO VERACRUZ 07

JUAREZ FERNANDEZ ALBERTO VILLAHERMOSA 07

TINAJERO ZARRAGA JUAN CD. DEL CARMEN 08

RODRIGUEZ DIAZ PABLO COMALCALCO 08

CENTELLANO ALEMAN MIGUEL ANGEL COMALCALCO 08

MAGAÑA MEDINA JOSE MEXICO 08

CHAVERRY CARDENAS VICTOR HUGO REYNOSA 08

CUELLAR ZAVALA MIGUEL ANGEL VILLAHERMOSA 08

MORALES GRANADOS RIGOBERTO CD. DEL CARMEN 09

JAUREGUI PULIDO ROGELIO COATZACOALCOS 09

ARTEAGA HERNANDEZ MANUEL COATZACOALCOS 09

FERNANDEZ MONTALVO JOSE JOAQUIN MEXICO 09

CERVANTES CAVAZOS CESAR MONTERREY 09

DE LEON VEGA ANTONIO MONTERREY 09

GARCIA COLION MARIO CESAR REYNOSA 09

RODRIGUEZ GOMEZ GERMAN TAMPICO 09

QUINTANILLA MARTINEZ ROGER TAMPICO 09

BARBA VIDAL JOSE DOLORES VERACRUZ 09

ESPINOSA GARCIA JOEL VERACRUZ 09

MALDONADO SANCHEZ MARCO ANTONIO VILLAHERMOSA 09

LUGO RIVERA JORGE ENRIQUE VILLAHERMOSA 09

MAYA DELGADO ARTURO CD. DEL CARMEN 10

CRUZ GARCIA EZEQUIEL CD. DEL CARMEN 10

VARGAS RAMOS ANTONIO VILLAHERMOSA 10


F ra te rn i dad


GARRIDO PERALTA ROBERTO CD. DEL CARMEN 11

CHABLE JIMENEZ JOSE FRANCISCO CD. DEL CARMEN 11

MILLAN HARRISON EFRAIN COATZACOALCOS 11

MENDOZA LOPEZ ISAAC COATZACOALCOS 11

PALACIOS GOMEZ CARLOS EUSTORGIO MEXICO 11

CONTRERAS CONTRERAS EUSTORGIO MEXICO 11

RUTEAGA ROMERO SELENE MEXICO 11

FLORES PAGAZA MANFREDO VERACRUZ 11

LEYVA TORRES HECTOR CD. DEL CARMEN 12

RAMOS GUERRERO LUIS CD. DEL CARMEN 12

SORDO LOPEZ JULIO ALFREDO CD. DEL CARMEN 12

PERALTA ZAMORA JAVIER MEXICO 12

ALEJANDRE SILVA JULIO ALBERTO POZA RICA 12

PEREZ ALDANA JULIO POZA RICA 12

MOLINA MARTINEZ ENRIQUE BENITO REYNOSA 12

CAVAZOS PRADO SERGIO REYNOSA 12

VARGAS BELLO JOSE ANTONIO REYNOSA 12

GARZA SAENZ ARTEMIO TAMPICO 12

MURRIETA EDGARDO CD. DEL CARMEN 13

SALAS LOREDO ROBERTO COATZACOALCOS 13

GURRION GARCIA-MIER JAVIER EVARISTO MEXICO 13

CHACON CHAN WILLIAM HUMBERTO MEXICO 13

MENDOZA MALERVA JAVIER POZA RICA 13

AMADOR AMADOR MARTHA PATRICIA REYNOSA 13

ACOSTA PORTILLO ANTONIO REYNOSA 13


F ra te rn i dad


ROSAS LARA GILBERTO MIGUEL TAMPICO 13

FLORES SOTO HERMENEGILDO JESUS TAMPICO 13

ESPINOZA DE LOS MONTEROS REBOLLEDO NORMA CD. DEL CARMEN 14

FIMBRES FIGUEROA JORGE RENE COMALCALCO 14

HERNANDEZ MARTINEZ GREGORIO MEXICO 14

LOYO FERNANDEZ JOSE AURELIO MEXICO 14

GUZMAN RAMOS JULIO POZA RICA 14

GARCIA SALDIVAR FERMIN REYNOSA 14

BAUZA VALDEZ ANTONIO REYNOSA 14

VALLEJO SEGURA JUAN CARLOS REYNOSA 14

BENITEZ FLORES HECTOR MANUEL REYNOSA 14

BAÑUELOS DAMIAN JESUS RODOLFO VILLAHERMOSA 14

RODRIGUEZ COLLADO JORGE VILLAHERMOSA 14

ANGELES AQUINO LUIS ALBERTO CD. DEL CARMEN 15

PRIETO VILLARREAL PEDRO MEXICO 15

HERNANDEZ GARCIA ROSALIO MONTERREY 15

VALDES VALDES SERGIO ANASTACIO MONTERREY 15

SILVA HERRERA ARTEMIO BENITO REYNOSA 15

OLMEDO HERRERA ADOLFO TAMPICO 15

MONROY AYALA NORBERTO TAMPICO 15

PEREZ ECHAVARRIA CRISTO NOMAR VILLAHERMOSA 15

GOMEZ REZA MANUEL VILLAHERMOSA 15

ASTUDILLO GONZALEZ ANASTACIO MELQUIADES VILLAHERMOSA 15

MORENO ROSAS AGUSTIN VILLAHERMOSA 15

CAMPOS GONZALEZ JORGE ALBERTO CD. DEL CARMEN 16


F ra te rn i dad


GARCIA MENDOZA BERNARDO CD. DEL CARMEN 16

TOVAR RODRIGUEZ JORGE CARLOS POZA RICA 16

JUAREZ GOMEZ RODOLFO ELIAS CD. DEL CARMEN 17

ORAMAS SAENZ JOSE LUIS COMALCALCO 17

LOPEZ FIGUEROA PABLO COMALCALCO 17

RIOS MORENO LAMBERTO MEXICO 17

REBOLLO RIVERA FRANCISCO MEXICO 17

HERRERA OLIMON RODOLFO MEXICO 17

MEJIA CUELLAR ANA ELENA MONTERREY 17

ALVAREZ GUDINI ERNESTO POZA RICA 17

MORENO TORRES JORGE ARMANDO REYNOSA 17

VALIENTE FUENTES JUAN VERACRUZ 17

ALONSO GARCIA JOSE LEANDRO CD. DEL CARMEN 18

CRESPO HERNANDEZ PABLO CD. DEL CARMEN 18

RUBIO IÑIGUEZ ALEJANDRO CD. DEL CARMEN 18

DE LEON PALOMINO JUAN CARLOS COATZACOALCOS 18

BERROCAL GUTIERREZ ROBERTO MEXICO 18

DUEÑAS ALVA JULIO TAMPICO 18

LEIJA DIAZ DAVID VILLAHERMOSA 18

JIMENEZ BUENO ELEUTERIO OSCAR VILLAHERMOSA 18

JACOBO GORDILLO FEDERICO CD. DEL CARMEN 19

CASTAÑEDA SEGURA JUAN MANUEL CD. DEL CARMEN 19

RUIZ TORRES CARLOS FEDERICO CD. DEL CARMEN 19

QUINTAL LARA JAVIER EFRAIN CD. DEL CARMEN 19

PERLESTAIN MENDOZA PEDRO CD. DEL CARMEN 19


F ra te rn i dad


REBOLLEDO PEÑA RAFAEL COATZACOALCOS 19

PAZ AVILA BUENAVENTURA COATZACOALCOS 19

OLAVARRIETA TINOCO RAUL COMALCALCO 19

VALLEJO RAMIREZ MANUEL CECILIO POZA RICA 19

ROBLES SOLIS HERIBERTO ALFONSO TAMPICO 19

DEL ANGEL FLORENCIA JESUS CD. DEL CARMEN 20

ALCUDIA WINZIG MIGUEL CD. DEL CARMEN 20

ESTRADA MANDUJANO ALBERTO DE JESUS MEXICO 20

FIGUEROA URIBE ARTURO MEXICO 20

GRANADOS CRUZ MIGUEL ANGEL MEXICO 20

LOPEZ CARDENAS CESAR ROMEO MEXICO 20

MONTES GARCIA VICTOR POZA RICA 20

REYES LEON ANTONIO POZA RICA 20

SANCHEZ NICOLAS UBALDO REYNOSA 20

CERVANTES SANCHEZ JORGE A. VERACRUZ 20

DELPECH DEL ANGEL LUIS EMILIO VERACRUZ 20

MENESES GARCIA JUAN JOSE VERACRUZ 20

VALDEZ ALEJANDRE RICARDO VILLAHERMOSA 20

FUENTES NUCAMENDI FAUSTINO VILLAHERMOSA 20

ALCARAZ GUEVARA MIGUEL ANGEL CD. DEL CARMEN 21

LOPEZ LOPEZ SAUL MEXICO 21

HERNANDEZ SALGUERO JOSE MARIA VERACRUZ 21

INFANTE MATA MARIA PATRICIA REYNOSA 22

POLITO TORRES JOSE SIRAHUEN TAMPICO 22

HERRERA DE LA FUENTE JESUS NICOLAS VILLAHERMOSA 22


F ra te rn i dad


ISLAS JUAREZ SOTERO VILLAHERMOSA 22

RUIZ MARIN JORGE MANUEL COATZACOALCOS 23

PEREZ FLORES LUIS GONZALO MEXICO 23

MOLINA GARCIA JORGE MEXICO 23

AHUMADA MEDINA JORGE MONTERREY 23

RODRIGUEZ CARDENAS LUIS MANUEL REYNOSA 23

MORALES CERON JORGE REYNOSA 23

ESTRADA GARCIA MARIANO VILLAHERMOSA 23

CRUZ MUÑOZ GABRIEL MEXICO 24

VALLE CORONA ALEJANDRO REYNOSA 24

AMABILIS DELGADO TEODORO TAMPICO 24

TOVAR CRUZ VICTOR MANUEL VILLAHERMOSA 24

SANCHEZ ORTIZ BENJAMIN VILLAHERMOSA 24

GUTIERREZ MORALES MARCO IVAN VILLAHERMOSA 24

DIAZ ZAMORA FIDENCIO CD. DEL CARMEN 25

SASTRE ORTIZ MAURICIO CD. DEL CARMEN 25

RODRIGUEZ HERNANDEZ MARCO AUGUSTO COATZACOALCOS 25

LULE VARELA JOSE MARIO COATZACOALCOS 25

MARTINEZ LASTRA ARTURO COMALCALCO 25

GARCIA MAR JOSE LUIS REYNOSA 25

OLVERA DIAZ ARMANDO TAMPICO 25

PASCUAL VELEZ JUAN JAVIER VILLAHERMOSA 25

GOMEZ FONT JUSTINO COATZACOALCOS 26

SANCHEZ BUJANOS JOSE LUIS MEXICO 26

GARCIA BRAMBILLA JORGE POZA RICA 26


F ra te rn i dad


RIVAS TRUJILLO MARCELO POZA RICA 26

HINOJOSA NAVARRO JORGE POZA RICA 26

ROSAS ZAYAS JAVIER REYNOSA 26

LOZANO SEGURA ANTONIO REYNOSA 26

VELEZ ROSAS JOSE TAMPICO 26

PIRIZ NIETO ANTONIO VERACRUZ 26

RAMIREZ AREVALO VICTOR ERNESTO CD. DEL CARMEN 27

LEYVA URIBE HECTOR FELIPE CD. DEL CARMEN 27

RODRIGUEZ MOLINA NORBERTO COATZACOALCOS 27

JIMENEZ BARROSO ALBERTO COATZACOALCOS 27

LLOVERA POLO MIGUEL ANGEL MEXICO 27

GONZALEZ CASTORENO JOSE LUIS REYNOSA 27

GUTIERREZ AGUILAR FEDERICO REYNOSA 27

GALLARDO CRUZ ISRAEL TAMPICO 27

VEGA SOTO ADALBERTO CD. DEL CARMEN 28

ULLOA OCHOA CARLOS MANUEL CD. DEL CARMEN 28

PALACIO RESTREPO PABLO IVAN MEXICO 28

ROJO HIGUERA JOSE MANUEL MEXICO 28

GONZALEZ CUESTA ALBERTO MANUEL REYNOSA 28

VILLANUEVA MARTÍNEZ CRISTOBAL VERACRUZ 28

TOLAZA SANCHEZ RODOLFO VILLAHERMOSA 28

MELO JIMENEZ ANGELITA CONCEPCION COATZACOALCOS 29

IÑIGUEZ IÑIGUEZ TEOFILO MEXICO 29

CAMACHO VELAZQUEZ RODOLFO GABRIEL MEXICO 29

DE LA ROSA SANTOSCOY ENRIQUE POZA RICA 29


F ra te rn i dad


DELGADO GARZA RAUL REYNOSA 29

TAMAYO LEMUS CUAUHTEMOC REYNOSA 29

MARTINEZ CORDOVA RAUL JAIME VILLAHERMOSA 29

MARTINEZ GUZMAN JORGE COATZACOALCOS 30

PEREZ HERRERA RAFAEL COMALCALCO 30

RAMIREZ GUERRERO JUAN JOSE MEXICO 30

TORRES VILLEGAS OTTO MEXICO 30

LEAL GARCIA HOMERO ELIAS MEXICO 30


F ra te rn i dad


Obituario

Con profundo respeto recordamos a nuestros asociados fallecidos.

Defunciones de asociados de número:

Nombre Delegación Fecha

VILLAGOMEZ AMADOR CARLOS MEXICO 14-ene-12

FUENTES HERNANDEZ ARTURO GAUDENCIO MEXICO 19-ene-12

GARCIA DE LA PAZ PABLO MEXICO 27-ene-12

CAMARGO ZANOGUERA ANTONIO MEXICO 28-ene-12

SANCHEZ ARREDONDO FRANCISCO MEXICO 09-mar-12

PALAZUELOS CASTAÑOS ROGELIO MEXICO 04-abr-12

MONTERRUBIO NUÑEZ LEOVIGILDO MEXICO 24-abr-12

PALOMO MARTINEZ RICARDO CIUDAD DEL CARMEN 25-abr-12

VARGAS CHAVEZ FORTINO MEXICO 25-abr-12

Defunciones de asociados especiales de número:

Nombre Delegación Fecha

AZCONA PAVON TABARE MEXICO 12-mar-12

62 | Ingeniería Petrolera VOL. LII No. 4 ABRIL 2012 · ISSN 0185-3899

Política Editorial

Ingeniería Petrolera es una publicación mensual de investigación científica editada por la Asociación de Ingenieros Petroleros de México, AC (AIPM), que tiene como objetivo difundir investigación original relacionada con el área de la ingeniería petrolera en todas las categorías siguientes:

1. Geología2. Geofísica3. Yacimientos4. Sistemas de Producción y Comercialización de

Hidrocarburos5. Intervención a Pozos6. Seguridad Industrial, Higiene y Protección

Ambiental7. Administración y Negocios8. Recursos Humanos y Tecnología de Información9. Desarrollo y Optimización de la Explotación de

Campos

La revista Ingeniería Petrolera es un espacio abierto para investigadores y profesionales interesados en dar a conocer sus trabajos e incluye artículos en español e inglés.

La revista Ingeniería Petrolera tiene como objetivo contribuir al progreso y la divulgación de la Ingeniería Petrolera en México, promover el estudio y la investigación científica entre sus miembros y fomentar la fraternidad entre los mismos, tiene como misión ser una tribuna técnica para los ingenieros que laboran directa o indirectamente en la industria petrolera y su visón es dar a conocer trabajos inéditos relacionados con el área petrolera en México y en el Mundo en idiomas español e inglés.

Información para los autores

Manuscritos

Los especialistas que colaboren con artículos de investigación deberán integrarlos bajo las siguientes normas editoriales de la publicación:

1. Los manuscritos elaborados en español o en inglés deberán ser enviados a la Comisión Nacional Editorial y Comisión Nacional de Estudios, [email protected]; [email protected] con una extensión máxima de 20 cuartillas, incluyendo tablas, gráficas, figuras, fotografías, etcétera, las cuales deberán ser colocadas en el lugar correspondiente y enviadas en formato TIFF o JPG con calidad mínima de 300 dpi.

2. Debe ser escrito a una columna con márgenes

de 3 cm de lado izquierdo y 2 cm en los lados restantes. El espaciado interlineal debe ser de 1.5, con fuente Arial de 12 puntos para el texto y de 14 puntos para los títulos, utilizando los acentos ortográficos correspondientes en letras mayúsculas. El procesador de palabras deberá ser Microsoft Word.

3. El encabezado del artículo deberá integrar la siguiente información:

• Título del trabajo en inglés y español: deberá ser corto y conciso sin que exceda de 15 palabras.

• Datos de los autores y coautores: nombre completo, institución a la que pertenecen, dirección postal, teléfono(s), direcciones y correo electrónico.

• Resumen: Elaborar uno en español y otro en inglés, los cuales no excedan de 250 palabras cada uno.

• Palabras clave en español e inglés: Incluir 6 descriptores en inglés y en español para facilitar la recuperación de la información en las bases de datos especializadas.

4. La estructura de los artículos deberá contener:

• Introducción• Desarrollo del tema • Conclusiones• Nomenclaturas• Agradecimientos • Apéndices (en su caso)• Referencias• Trayectoria profesional de cada autor

5. Las expresiones matemáticas deberán ser escritas claramente, cuidando que sean legibles los símbolos y utilizando el Sistema Internacional de Unidades.

6. Las referencias enunciadas en el desarrollo de los trabajos deberán anotarse indicando el apellido del autor y el año de su publicación, por ejemplo: “Recientemente, Gracia

Ingeniería Petrolera | 63VOL. LII No. 4 ABRIL 2012 · ISSN 0185-3899

(1996)...” o bien “En un trabajo reciente (Gracia, 1996)”... Para tres autores o más: Gracia et al. (1996) o (Gracia et al., 1996). Estas referencias se citarán al final del texto y en orden alfabético al final del trabajo, de acuerdo al manual establecido por la SPE Publication Style Guide:

Libros

Bourdet, D. 2002. Well Test Analysis: the Use of Advanced Interpretation Models. Amsterdam: Elsevier.

Artículos

Hernández García, M.A. 2011. Desarrollo del Campo Cauchy: Caso de Éxito en la Región Norte. Ingeniería Petrolera LII (2): 19-35.

Soliman, M.Y., Miranda, C. and Wang, H.M. 2010. Application of After-Closure Analysis to a Dual-Porosity Formation, to CBM, and to a Fractured Horizontal Well. SPE Prod & Oper 25 (4): 472-483. SPE-124135-PA. http://dx.doi.org/10.2118/10.2118/124135-PA

Conferencia, reunión, etc.

Al-Khalifa, A.J. y Odeh, A.S. 1989. Well Test Analysis in Oil Reservoirs with Gas Caps and/or Water Aquifers. Artículo SPE 19842, presentado en: SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio, Texas, octubre 8-11. http://dx.doi.org/10.2118/19842-MS.

Tesis

Pérez Martínez, E. 2011. Estudio de Conificación de Agua en Yacimientos Naturalmente Fracturados. Tesis de Maestría, UNAM, Programa de Maestría y Doctorado en Ingeniería, México, D.F.

Miguel Hernández, N. 2002. Scaling Parameters for Characterizing Gravity Drainage in Naturally Fractured Reservoir. PhD dissertation, University of Texas at Austin, Austin, Texas.

PDF (en línea)

Secretaría de Energía. Dirección de Planeación Energética. 2011. Balance Nacional de Energía 2010. http://www.sener.gob.mx/res/PE_y_DT/pub/2011/Balance%20Nacional%20de%20Energía%202010_2.pdf (descargado el 1 de febrero de 2010)

Normas

NRF-005-PEMEX-2000. Protección Interior de Ductos con Inhibidores. 2000. México, D.F.: PEMEX, Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

Software

Eclipse Reservoir Engineering Software. 2005. Schlumberger, http://www.slb.com/content/services/software/resent/.

7. Los autores deberán anotar una semblanza de su trayectoria profesional que no rebase las 100 palabras en el idioma en que se escribió el artículo, éstas se ubicarán después de las referencias.

Autores

• El autor deberá ceder los derechos a la revista Ingeniería Petrolera de la AIPM.

• El artículo deberá ser original y compromete a sus autores a no someterlo simultáneamente a la consideración de otra publicación.

• La responsabilidad del contenido de los artículos sometidos a la publicación corresponde a los autores.

Evaluación

Todos los artículos presentados serán valorados previamente por dos o más expertos del Comité Técnico de Expertos de la Asociación de Ingenieros Petroleros de México AC, y posteriormente por la Comisión Editorial, quienes estudiarán su contenido y darán una opinión acerca su publicación. En este proceso participan especialistas reconocidos y de alto nivel en la materia, con habilidad y experiencia para evaluar de manera confiable y expedita, tanto la calidad y la originalidad, como el mérito del contenido de los artículos.

Sobretiros

Se enviarán gratuitamente 5 ejemplares de la publicación a los autores participantes de cada artículo publicado.

La revista Ingeniería Petrolera es impresa por la Asociación de Ingenieros Petroleros de México A.C.

Esta edición se terminó de imprimir en abril de 2012 en México D.F. y consta de 1,100 ejemplares

más sobrantes para reposición.

Derechos reservados ©

Asociación de Ingenieros Petroleros de México A.C. 2012

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