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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: 1500 ejemplares. Certificado de licitud de título en trámite núm. 8366 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.

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Certificado de Licitud de Título Num. 8336. Certificado de Licitud de Contenido Núm. 5866.

Vol. LI No. 10 OCTUBRE 2011

Editorial

Sección técnica

Resúmenes de artículos técnicos

ArtículosEstudio de factibilidad técnico económico para la implementación de sistemas artificiales de producción en arenas turbiditas en el Campo Chicontepec

Prueba tecnológica denominada “Levantamiento mecánico con equipos Dynapump de bombeo hidroneumático Pumping Jack”

Toma de decisiones para seleccionar la mejor alternativa de diseño en el VCDSE de pozos del AIKMZ

Evolución de los servicios de tubería flexible equipada con fibra óptica en México. Caso de aplicación, pozo Maloob 432 en la Región Marina

Tema de actualidad

Anteojeras ideológicas

Convocatorias

ADAIPM

3

7

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35

47

Contenido

59

22

63

57

2 | Ingeniería Petrolera

D i r ec to r i o

VOL. LI No. 10 OCTUBRE 2011

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

Director Comisión de Apoyo Informático Ing. William Chacón Chan

Subdirector Comisión de Apoyo Informático Ing. Antonio Lugo Castro

Consejo Nacional de Honor y JusticiaIng. Daniel Nájera ParedesMI. Carlos Rasso ZamoraIng. Javier Hinojosa Puebla

Ing. Javier Chávez MoralesIng. Adán Oviedo Pérez

Delegación Ciudad del CarmenIng. Álvaro Herrera Acosta Ing. Enrique Ortuño Maldonado

Presidente Vicepresidente

Delegación CoatzacoalcosIng. Javier Ruben Martínez Gutiérrez Ing. Joel Alejandro Soto Rodriguez

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. Dámaso Vélez Rosas Ing. Miguel Olivella Ledesma


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


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


Coordinación EditorialLaura Hernández Rosas email: [email protected]

Ingeniería Petrolera | 3

Ed i t o r i a l


El 8 de septiembre de 2011, Petróleos Mexicanos dio a conocer –Boletín No. 83– que durante agosto, la producción de petróleo crudo en el país registró el incremento de 22 mil barriles por día (MBD) respecto al mes anterior, al alcanzar el promedio de 2.555 MBD. Con este resultado, el promedio de producción de petróleo en los primeros ocho meses del año se ubicó en 2.557 MBD. La producción esperada para el cierre del año se estima superior a los 2.6 MBD. Pemex destacó que el proyecto Aceite Terciario del Golfo (Chicontepec), también registró incremento –de 39 por ciento– en la producción de petróleo, con respecto al volumen obtenido en 2010, al pasar de los 44 MBD, de diciembre del año pasado, a los 61 MBD, producidos en lo que va de septiembre de 2011.

Asimismo, en lo que va del año se han producido 6,675 millones de pies cúbicos al día (MMPCD) de gas natural, volumen que supera en 83 millones, el nivel estimado para este año: 6,592 MMPCD. Con respecto al gas que se quema, Pemex señala que ha logrado reducirlo en más de 100 MMPCD, y con ello alcanzar 97.3 por ciento de aprovechamiento del gas que produce. Para octubre, tiene previsto llegar a 98 por ciento de aprovechamiento, cifra acorde con los compromisos establecidos con la Comisión Nacional de Hidrocarburos.

Por otra parte, mediante su boletín número 82, Pemex informa que ha adquirido 56,377,090 acciones de Repsol YPF, S.A., que representan 4.62% del capital de dicha sociedad. La adquisición de acciones se ha efectuado mediante compras en el mercado y a través de operaciones con diversas entidades, entre las que se encuentran Credit Agricole CIB, Natixis, HSBC y Grupo Financiero Inbursa. El asesor financiero de esta operación es Credit Agricole CIB.

En tanto, otros accionistas de Repsol, detractores de la paraestatal mexicana, acumulan acusaciones en su contra ante la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV) de ese país. Señalan que no informó a tiempo el crecimiento de su participación acumulada con su socia Sacyr en la petrolera española. Añaden que, con información privilegiada, Pemex adquirió acciones antes de comunicarlo al mercado. Agregan que informó a la autoridad que había comprado acciones a determinado precio, el cual finalmente fue inferior en un centavo, y que Credit Agricole, es gran acreedor de Sacyr y la

empresa que vendió títulos a Pemex, para que la primera pudiese reestructurar su deuda.

La CNMV reconoció haber señalado errores en las comunicaciones de Pemex, pero precisó que éstas se han ido rectificando con rapidez en todas las ocasiones. “Pemex se reserva las acciones que procedan para la defensa de sus derechos”, afirmó esta empresa. La prensa mexicana comenta que el viernes 16 del presente, Pemex entregó una carta a la autoridad bursátil española en la que denunció el juego sucio, posiblemente de otros accionistas. Además, detalló su pasado en la petrolera ibérica, que acredita su auténtica y válida preocupación por esa empresa. Como es bien sabido, Pemex tiene presencia ininterrumpida en la industria petrolera de España desde 1979, cuando fue invitada a invertir en Petróleos del Norte, S.A. (Petronor). En dicha empresa Pemex se convirtió en la primera accionista, con participación del 34.28 por ciento. En 1990, canjeó esa participación por acciones de Repsol, para, con ello, convertirse en socia fundadora y segundo mayor accionista de la misma.

Pemex aprovechó el cuestionamiento actual –a la administración de Repsol– para formar parte del grupo que controla a esta petrolera española, la cual tiene actividades de exploración y producción de crudo y gas en buena parte del mundo, y lo hizo con un crédito que podrá pagar con la renta de la única refinería extranjera de Pemex: Deer Park, en Texas. Asimismo, adquirió una cobertura que cancela la posibilidad de que Pemex pierda si se van a pique las acciones de Repsol. Se afirma que la ampliación de la participación de Pemex en Repsol tiene claro sentido económico y que hay que analizarla en el contexto del vuelco financiero de la zona euro.

Es de destacar el alboroto provocado por el aumento de la participación de Pemex en Repsol, y que personas como Felipe González se alarmen porque la petrolera-gasera vaya a perder su “españolidad”. ¿Acaso ha olvidado las lecciones de globalización que acostumbra dictar?

El problema de las empresas españolas es su deuda. Se sabe que Sacyr intentó vender su participación en Repsol a petroleras rusas y chinas en 2008, y que su caso no es único. Todas las constructoras españolas infladas por el boom inmobiliario invirtieron en campos ajenos y ahora


Ed i t o r i a l


no hallan la puerta. Las acciones que Sacyr compró a Repsol en 2006 a 27 euros ahora valen 20.

Pemex no ha comprado acciones de Sacyr, sino que firmó una alianza con ella para introducir cambios en la administración de Repsol: no se prevé que compartan objetivos ulteriores. El interés de Pemex es convertir a Repsol en socio tecnológico para sus planes de exploración y explotación. Al parecer, Sacyr pretende usar su voto para vender unidades de Repsol. De ser así, Pemex sería el primero en la fila.

El arreglo parece bueno para México, pero luce inestable por el desprestigio de Sacyr y la sensibilidad nacionalista española. Es probable que Pemex tenga cartas no exhibidas aún. Otro accionista importante de Repsol es la caja de ahorros La Caixa (12%), aliada de Inbursa, que tiene interés en la expansión de Pemex.

El Ing. Carlos Slim, presidente de Inbursa, es consejero de La Caixa. Juntos, Pemex, Sacyr y La Caixa tienen más de 40% de las acciones de Repsol.

Carlos Slim ha insistido en aprovechar las oportunidades creadas por la crisis global. Sostiene que la liquidez abundante en el mundo desarrollado y las bajas tasas de interés hacen viable cualquier proyecto de largo plazo bien planeado. La crisis financiera global es la gran oportunidad de América Latina para salir del subdesarrollo. México se está quedando atrás del resto de Latinoamérica. Repsol es la petrolera europea con mejor desempeño: tiene operaciones en Brasil, Argentina, Bolivia, Perú, Venezuela, México, Norte de África, Medio Oriente y otros lugares. En los últimos años se ha especializado en exploración y explotación en aguas profundas y en yacimientos no convencionales, con la tecnología más avanzada.


Resúmenes


Estudio de factibilidad técnico económico para la implementación

de sistemas artificiales de producción en arenas turbiditas en el Campo

Chicontepec

Ing. Salvador Flores Mondragón

El Proyecto Aceite Terciario del Golfo (AIATG), es el de mayor relevancia de los últimos tiempos para Pemex Exploración y Producción, y requiere de la planeación objetiva de sus aplicaciones tecnológicas. En este sentido, por la naturaleza y complejidad de los yacimientos que lo constituyen, es requisito establecer un estudio de factibilidad técnico-económico para la implementación de los sistemas artificiales de producción (SAP), en sus pozos.

Prueba tecnológica denominada “Levantamiento mecánico con equipos Dynapump de bombeo hidroneumático Pumping jack”

Ing. César Bernal HuicocheaIng. J. Salvador Flores MondragónIng. Dorian E. Oliva GutiérrezIng. Guadalupe Silva Romero

La evolución tecnológica de los sistemas artificiales ha venido actualizándose en la medida de las demandas cada vez más exigentes de eficiencia técnica y operativa. El estado del arte correspondiente a los sistemas artificiales de bombeo mecánico no son la excepción y en este artículo se reporta un trabajo de éxito que permitirá avanzar en la curva de aprendizaje de la aplicación de estos sistemas en las instalaciones de explotación de hidrocarburos.

Toma de decisiones para seleccionar la mejor alternativa de diseño en el

VCDSE de pozos del AIKMZ

MI. Fernando Juárez SánchezMI. Antonio Rojas FigueroaIng. Alba Marina Rivas Romero Ing. Sara Sánchez Urdaneta

La perforación y terminación de pozos son proyectos de ingeniería que requieren grandes inversiones y una

planeación constante, a fin de seleccionar la mejor alternativa para incrementar el valor del proyecto pozo; en el AIKMZ esto se ha logrado aplicando la metodología VCDSE en el diseño de la perforación y terminación de pozos.

En el modelado geológico y petrofísico se describen las características de la geometría del yacimiento, tipo de roca y sus propiedades petrofísicas, que resultan de estudios geológicos, levantamiento y procesamiento sísmico, toma de registros geofísicos a los pozos, análisis de núcleos y pruebas de producción, y a través de esta información es como se puede conocer los riesgos potenciales de la localización a perforar.

Al analizar la sísmica, resulta una interpretación geológica que lleva implícito un determinado grado de incertidumbre; por ello, una buena interpretación no significa que exista exactitud, sino congruencia en los resultados. Los resultados se pueden corroborar con la información obtenida de la perforación de pozos, incluyendo las fallas, plegamientos y discordancias. Con la interpretación geológica y sísmica se reconocen los horizontes de interés y los riesgos principales.

Por medio de la simulación numérica en yacimientos, se determinan las reservas que se obtendrán en base al potencial del yacimiento. Con esta herramienta se predice el comportamiento de un yacimiento bajo diferentes escenarios de explotación, y se determinan las condiciones favorables de operación, incluyendo el número óptimo de pozos.

Evolución de los servicios de tubería flexible equipada con fibra óptica

en México. Caso de aplicación, pozo Maloob 432 en la Región Marina

Ing. José del Carmen Pérez DamasEric J. Marín Néstor MoleroErnesto Franco

Desde que se inició la explotación de los campos Ku-Maloob-Zaap, los trabajos de estimulación matricial que han consistido en el bombeo “en directo” de volúmenes grandes de varias etapas de ácidos, solventes y divergentes sin un control en la colocación de los mismos. El objetivo de estas estimulaciones matriciales, es el de remover el daño inducido a la formación durante la etapa de perforación para maximizar la productividad del pozo. Debido a que


Resúmenes


estos campos tienen formaciones carbonatadas naturalmente fracturadas con una alta permeabilidad, representan un gran reto para homogenizar la producción del intervalo disparado. La técnica de bombeo en directo no ha sido optimizada, prueba de ello son los registros de producción posteriores a la estimulación matricial, los cuales muestran intervalos no estimulados de manera uniforme.

El uso de la tubería flexible (TF), permitió de cierta manera mejorar la colocación de los fluidos de tratamiento en la parte frontal del intervalo disparado; sin embargo, existe la incertidumbre, si los productos químicos de estimulación estaban actuando en las zonas objetivo. Por lo que, se procedió a combinar los químicos con trazadores radioactivos para determinar el flujo y la zonas de acción del ácido, lo cual implicaba una corrida adicional con registro de rayos gamma para evaluar la estimulación matricial.

Por primera vez en la Región Marina de México, se implementó el uso de la tubería flexible

equipada con fibra óptica (TF-EFO) y los perfiles de temperatura distribuida (PTD), los cuales son comparados con los registros petrofísicos para determinar la colocación selectiva de los fluidos de tratamiento en las zonas de interés. Esta novedosa técnica reduce los tiempos operacionales y elimina corridas adicionales optimizando con ello la productividad del pozo. La información obtenida del PTD permite además hacer una evaluación del mecanismo de levantamiento artificial.

Este artículo presenta la planeación del trabajo, la ejecución y evaluación de los resultados para llevar a cabo una intervención de registros de PTD con TF-EFO. Se explica en detalle la novedosa técnica empleada exitosamente en el pozo Maloob-432, la cual ha demostrado ser una opción confiable para intervenir pozos bajo este mismo esquema de tecnologías.


Secc i ón Técn i ca


Estudio de factibilidad técnico económico para la implementación de sistemas artificiales de producción en arenas turbiditas en el Campo

Chicontepec

Ing. Salvador Flores Mondragón

Introducción

La Subdirección Técnica de Explotación establece institucionalmente las directrices en materia tecnológica en PEP, las cuales promueven los mejores efectos en la producción y rendimiento económico a corto, mediano y largo plazo, en el Sistema Integral de Producción (SIP).

Del estudio se obtuvo que los sistemas de bombeo mecánico (BM), bombeo de cavidades progresivas (BCP) y bombeo neumático intermitente (BNI), son viables técnica y económicamente para operar en todos los pozos del AIATG.

El sistema de bombeo mecánico con unidad superficial hidroneumática, presenta el mejor desempeño técnico y rentabilidad económica, con respecto a las unidades superficiales del tipo convencional e hidráulico.

Objetivo

Establecer los criterios de selección del/los sistemas artificiales de producción que sean aplicables en

los pozos del Activo Integral Aceite Terciario del Golfo (AIATG).

Antecedentes

A mayo del 2011, el AIATG cuenta con 2908 pozos perforados, de los cuales 1622 se encontraban operando y 1286 cerrados por diferentes causas. De los pozos operando, el 43% (699 pozos) son fluyentes, el 56% (908 pozos), contaban con algún SAP, el 0.7% (12 pozos) inyectores y 0.3% (3 pozos) taponados.

La Tabla 3 muestra el estado de pozos operando donde se agrupan los distintos SAP’s, sin atender las variaciones particulares de cada sistema; por ejemplo, el BM incluye los equipos convencionales y los hidroneumáticos. Estos últimos se clasifican por su disposición mecánica y el rango de aplicación. Con esta información se establece el marco de referencia para el análisis técnico – económico del estudio.

Operando

BM 563

BN 315

BCP 26

BH 4

Total con SAP 908

Tabla 1. Estado de pozos a julio del 2009 en el AIATG.




• Rango de gastos de aceite• Tipo de fluido (ºAPI)• Rango de profundidad media de los disparos

La segunda premisa corresponde a la selección de pozos representativos de cada zona con base al tipo de desplazamiento en su trayectoria. En la Tabla 2, se muestra la clasificación con letra (A-F), del grado de desplazamiento del pozo con respecto a la vertical.

Diseño

Establecido el universo de los pozos en el AIATG, se tomó una muestra de 13 pozos representativos en base a las premisas técnicas previamente establecidas, se elaboró el diseño de estos pozos aplicando el software seleccionado.

El rango de parámetros utilizados en el diseño de cada uno de los diferentes SAP´s, de acuerdo a las características de los pozos del AIATG, se muestra en la Tabla 3.

Tipo de pozo TVD (m) MD (m) Desplazamiento (m)

A 1300 - 1700 1300 - 1700 0

B 1300 - 1700 1315 - 1715 130

C 1300 - 1700 1325 - 1725 200

D 1300 - 1900 1370 - 1970 400

E 1300 - 1900 1495 - 2095 700

F 1300 - 1900 1535 - 2140 800

Tabla 2. Rango de desplazamiento del pozo con respecto a la vertical.

Desarrollo del tema

Análisis técnico

La evaluación técnica requiere definir dos premisas básicas en función a las diferentes condiciones operativas que caracterizan cada uno de los sectores del AIATG. De esta manera, la primera premisa fue agrupar en tres zonas (Norte, Centro y Sur), los ocho con base en los tres parámetros siguientes:

Tipo de fallas más comunes en pozos con SAP’s

La flexibilidad operativa de los diferentes SAP´s depende de la mecánica de sus partes, distinta para cada fabricante y de la respuesta directa en campo a las condiciones operativas impuestas por los diferentes

pozos. Cada fabricante reconoce una serie de fallas típicas, que reciben un tratamiento específico para evitarlas o prevenirlas a través de programas de monitoreo de parámetros y mantenimiento de unidades.




Unidad BNI BM BCP BHJ

Gastos de Líquido bpd 10 a 100 10 a 100 10 a 100 10 a

100

Volumen de gas inyectado por ciclo Mpcd 100 a

300 - - -

Espaciamiento entre ciclos de inyección min 30 a

120 - - -

Presión de inyección en superficie

Kg/cm²

56 a 70 - - 32 a

126

Emboladas por minuto epm - 2 a 5 - -

Velocidades de operación rpm - - 100 a 200 -

Potencia requerida por el motor hp - 25 a 40 5 a 20 10 a

15

Esfuerzo en varilla % - 59 a 80 - -

Máximo torque en varilla lbs-ft - - 150 a 650 -

Carga máxima en la varilla pulida lbs - 20,000 a 30,000 - -

Profundidad de colocación de la bomba

m - 900 a 1800 900 - 1800 900 - 1800

Profundidades del punto de inyección m 900 a

1800 - - -

Varillas - -

BM Convencional: ELECTRA pozos tipo

“D”y “E”. CONTINUA pozos

tipo “F”

ELECTRA pozos tipo “D”y “E”.

CONTINUA pozos tipo “F”

-

Separador de gas - NO SI SI SI

Cedazos o filtros para el control de sólidos. - NO SI SI SI

Compresor a boca de pozo - SI - - -

Tabla 3. Premisas particulares de cada SAP evaluado.




En la Tabla 4, se observan las ventajas y desventajas reconocidas por las compañías instaladoras del SAP de bombeo de cavidades progresivas. Una de las ventajas de este sistema, es la capacidad que tiene para manejar un gasto de producción con alta presencia de arena y gas. Una de sus desventajas es que el diseño debe ser individual; es decir, por pozo y debe ser realizado por personal experto.

SistemaUnidad

Modelos Compañía Ventajas DesventajasProblemas operativos comunesTipo Nombre

Bom

beo

de C

avid

ades

Pro

gres

ivas

BCP

de B

anda

s

Cabezal KUDU Industries Inc. VH60HP-8T Oil Lift Technology Inc G2000LS

VH60HP-8T Tarco Capacidad para manejar producción con alta presencia de arenas y gas.

Por propia experiencia del AITG, se trata de un sistema artificial para aplicación puntual.

Es común la falla del motor de las unidades, ocasionando paros en la operación.

Cabezal NETZSCH NDH-030DH-20, NDH-060DH-33

NDH 030 DH 20 HB Surpetrol

Atascamiento de la varilla por aumentos en los requerimientos de torque.

Tabla 4. Comparativa para el SAP de bombeo de cavidades progresivas.

En la Tabla 5, se observan las ventajas y desventajas del SAP de bombeo hidráulico tipo jet, en el cual resaltan como ventajas su capacidad para manejar producción con sólidos y aceites pesados, flexibilidad operativa en pozos profundos y desviados y su

fácil y bajo mantenimiento. Una de las principales desventajas que tiene, es que debe mantenerse considerablemente limpio el fluido motriz, con el propósito de que no genere problemas de emulsión al mezclarse con el fluido a producir.

SistemaUnidad

Modelos Compañía Ventajas DesventajasProblemas operativos comunesTipo Nombre

Bom

beo

Hid

rául

ico

Jet

Coleman Coleman Gama

Capacidad para manejar producción con sólidos y aceites pesados, flexibilidad en pozos profundos y desviados, fácil y bajo mantenimiento, reparable en campo

Baja eficiencia cerca del 30%, altos costos de combustible/energía, mayor consumo de químicos desenmulsificantes en presencia de agua, debe mantenerse limpio el fluido motriz para una mayor eficiencia

Mayor desgaste de las bombas superficiales cuando existe presencia de agua, cavitación del equipo

Tabla 5. Comparativa para el SAP de bombeo hidráulico tipo jet.




Las ventajas de las unidades de bombeo mecánico convencional son el conocimiento de operación y mantenimiento que tiene el personal de PEMEX, además de su vida útil. Sus desventajas son el tiempo de instalación (mayor a dos días), la poca flexibilidad para realizar cambio en las condiciones de operación, requiere de mantenimiento frecuente y su costo en relación a los otros dos tipos de unidades, (hidráulicas e hidroneumáticas).

Las ventajas y desventajas de las unidades de bombeo mecánico hidráulicas e hidroneumáticas son similares; sus ventajas son el tiempo de instalación (menor de dos horas), el costo, los bajos periodos de mantenimiento, bajo consumo de energía eléctrica y flexibilidad operativa para cambios en sus parámetros de operación. Sus desventajas son fugas en el sistema hidráulico o hidroneumático, desnivelación de la unidad con respecto a la vertical por fuertes vientos y la falta de conocimiento en operación y mantenimiento por parte de personal de Pemex.

Análisis económico

Se consideraron las siguientes premisas económicas:

• Muestra de 350 pozos con SAP, que registraron 4 meses o más de historia de producción entre enero 2008 y julio 2009, el Valor Presente Neto (VPN) en función de la producción mensual estimada durante la vida del pozo.

• En el análisis de productividad se tomó como población una muestra de 329 pozos intervenidos

con SAP entre enero 2008 y julio 2009, que registraron 4 meses o más de historia de producción en el mismo periodo; producción acumulada por pozo, estimada proyectando a partir del último mes registrado, declinando al 9% mensual.

• Los precios utilizados se tomaron de acuerdo al Merak, US$ 47.8/ bbl y $13.5 pesos/ usd.

• Los costos para CAPEX incluyen los costos de equipo e instalación durante la vida promedio de un pozo con SAP después de su etapa fluyente.

• Np y VPN estimados asumiendo la misma productividad los pozos que operan con el BNI.

• Los costos de rentabilidad suponen costos actuales de SAP´s; estos costos pueden variar bajo diferentes escenarios de precios del petróleo.

A continuación se muestran los principales puntos:

• El VPN logrado en los SAP´s instalados se estima en 3.6 millones de pesos en promedio por equipo.

• Existe variabilidad significativa en la rentabilidad de SAP´s.

El 35% de los sistemas presentan rentabilidad negativa, Figura 1.

Figura 1. Distribución de rentabilidad.




• Los sistemas de cavidades progresivas (BCP), han aportado la menor rentabilidad. Es necesario realizar mediciones directas de la producción de estos sistemas para verificar los estimados de producción e identificar causas raíz de la baja productividad aparente de estos sistemas. Asimismo, es necesario optimizar la operación actual de las BCP para mejorar su desempeño económico, Figura 2.

• Para el caso del sistema de BHJ la muestra es demasiado pequeña para ser representativa,

por lo que los valores deben ser considerados con la reserva del caso, Figura 2.

Dada la mayor productividad que ha logrado el BNI en los SAP´s que tienen mayor aplicación en el AIATG, es el sistema con mayor rentabilidad. La producción promedio de BNI es estadísticamente mayor que la del BM y BCP (exceptuando la del BHJ y BNIA), lo cual puede ser observado en la producción acumulada (Np) de la Figura 3.

Figura 2. Frecuencia de VPN por SAP.

Figura 3. La productividad de los sistemas es el principal factor en su rentabilidad.




Los intervalos de confianza al 95% de la producción acumulada promedio estimada por pozo (Np), se muestran en la Figura 4.

En este caso se realizó el análisis para los campos Tajín, Agua Fría, Coapechaca y Escobal. Como se observa el SAP BNI presenta la mayor productividad.

En la Figura 5 se muestra como resultado principal que el bombeo neumático y bombeo hidráulico requieren de una mayor producción acumulada (Np),

para alcanzar un VPN de cero. Esto es debido a sus altos costos de inversión.

Se realizó el estudio de CAPEX por la vida útil del equipo; en este caso se consideraron dos componentes importantes: el gasto inicial y el gasto mensualizado. De igual manera, se consideraron también los costos de la intervención y los costos de los equipos se mensualizaron debido a que si un pozo deja de producir antes del final de la vida útil del equipo, este puede instalarse en otro pozo, Figura 6.

Figura 4. Intervalos de confianza de los SAP.

Figura 5. Producción acumulada para lograr un VPN de cero.




Figura 6. El CAPEX de los SAP´s varía en función del tiempo de la vida del pozo.

Definición del problema/exposición de la teoría

Dentro del Sistema Integral de Producción (yacimiento-pozo-instalaciones superficiales), correspondiente al AIATG, se presentan diversas restricciones que dificultan en diferente proporción la correcta selección del SAP:

• Bajas permeabilidades (0.01 – 15 md)

• Flujo en dos fases en el yacimiento (movilidad del gas mayor que la del aceite), en ocasiones desde el inicio de la operación de los pozos

• Severa pérdida de energía del yacimiento en los primeros tres meses (los pozos dejan de fluir de manera natural)

• Alta contrapresión en superficie (en algunos casos se tiene Pwh entre 12 y 14 kg/cm2)

• Desviación de los pozos (tipo “S”)

• Presencia de sólidos como resultado de fracturamientos

• Alta relación gas-aceite (RGA) mayor a 200 m3/m3

Los esfuerzos técnicos de este estudio, están orientados a reducir el impacto de los parámetros arriba mencionados en la optimización de los SAP´s.

Solución y procedimientos/equipos y procesos

Procedimiento de selección de SAP’s

En la Figura 7 se observa el procedimiento general para seleccionar un SAP en un pozo. Es importante mencionar que en dicho procedimiento son trascendentales los siguientes aspectos: las premisas y diseños técnicos, las premisas y evaluación económicas. Lo anterior ayudará a obtener una selección técnica-económica del SAP a emplearse.




Figura 7. Procedimiento para la selección del SAP´s en AIATG.

En la Figura 8 se presenta un árbol de decisiones considerando aspectos técnicos, en donde básicamente se tomaron en cuenta tres parámetros importantes para el diseño de un SAP, como son: el índice de productividad (bpd/psi), la relación gas-aceite (m3/m3) y el desplazamiento del pozo con respecto a su vertical (m). Los rangos de dichos parámetros fueron seleccionados de acuerdo a las condiciones de operación de los pozos del AIATG.




Figura 8. Árbol de decisiones considerando aspectos técnicos para la selección del SAP en pozos del AIATG.

En los casos en los que en la Figura 8 se presentará un pozo con un IP > 1.0, una RGA menor a la del gradiente mínimo (RGA en la que el pozo ya no admite inyección de gas de BN) y un desplazamiento mayor de 800 m, los SAP´s a ser considerados son el BNC y el BHJ empleando, en ambos casos, equipo y accesorios de vanguardia para una eficiente operación.

En la Figura 9, se presenta el árbol de decisiones considerando los aspectos de rentabilidad de los SAP´s seleccionados en la Figura 8, en donde básicamente se tomó en cuenta el parámetro de VPN para seleccionar el SAP más rentable. El SAP más rentable es el que tiene el número 1, el 2 es menos rentable que el 1 y así sucesivamente.




Figura 9. Árbol de decisiones considerando aspectos de rentabilidad para la selección del SAP en pozos del AIATG.

En la Figura 10 se presenta el árbol de decisiones considerando aspectos de rentabilidad para tres tipos de unidades de BM (BMC, BMH y BMHN) en donde básicamente se tomaron en cuenta los parámetros de VPN y VPN/VPI para seleccionar el tipo de unidad más rentable. Por otro lado, debido a que la producción inicial de los pozos que operan con algún tipo de BM es menor o igual a 50 bpd, se seleccionó con tres diferentes valores de RGA posibles a obtener durante su etapa de producción, con la finalidad de poder comparar en igualdad de circunstancias a las tres unidades antes descritas. El gasto de 200 bpd y sus respectivos valores de RGA, fueron considerados para tener una referencia del comportamiento de los parámetros de rentabilidad con un mayor gasto de producción.




Figura 10. Árbol de decisiones, considerando aspectos de rentabilidad para tres diferentes tipos de unidades de BM, en pozos del AIATG.




Discusión e interpretación de los resultados/datos

Bombeo mecánico (BM) tipo convencional

El BM es una opción técnicamente viable para todos los tipos de pozos identificados en el AIATG; sin embargo, su flexibilidad operativa para el manejo de sedimentos y altas cantidades de gas no es buena.

Con el propósito de optimizar el BM se debe incrementar y mejorar la calidad en la toma de información de los pozos, usar separadores de gas y cedazos para el control de sólidos, así como la aplicación de mejores prácticas operativas.

Bombeo de cavidades progresivas (BCP)

El BCP es una opción técnicamente viable para todos los tipos de pozos identificados en el AIATG; sin embargo,

los requerimientos de potencia se incrementan en la Zona Sur, debido a la profundidad de los pozos.

Bombeo neumático intermitente (BNI)

En este caso en particular, no se tiene ninguna tendencia generada por el desplazamiento del pozo, y todos los diseños son aceptables por encontrarse dentro de los rangos del diseño estándar.

Bombeo hidráulico tipo jet (BHJ)

Estas condiciones permiten ver que el BHJ puede aportar los gastos que se producen en los pozos del AIATG.

La Tabla 6 muestra los sistemas artificiales que aplican para cada zona. También se observa que el sistema de bombeo hidráulico jet (BHJ), es factible de aplicar para pozos de la Zona Sur.

Tabla 6. Sistemas artificiales para aplicar en el AIATG.

Resultados considerando la trayectoria del pozo para bombeo mecánico

Como un análisis paralelo se consideró el estudio de la trayectoria de los pozos para tipo “J” o tipo “S” en pozos con bombeo mecánico. Como se observa, los requerimientos para la trayectoria en “J” son menores que para los de la trayectoria en “S”; esto se debe principalmente a la máxima carga de contacto, ya que para el tipo “S” son dos puntos (dog leg), donde se presenta el contacto varilla – tubería de producción, mientras que en el de tipo “J” solamente es uno. Así también, se observa que las condiciones de operación son mejores para el tipo “J” que para el tipo “S”.




Tipo “J” Tipo “S”

Pprl, lb 16060 17608

Carga UBM, % 63 69

Potencia, hp 15 20

Torque, % 77 88

Esfuerzos varillas ¾” (81%), 7/8” (80%) ¾” (93%), 7/8” (93%)

Gasto de aceite, bpd 116.9 203

Tabla 7. Tabla de resultados correspondientes al pozo AF-704, para una configuración tipo “S” y tipo “J”.

Resultados de la evaluación económica

Para mejorar el impacto en producción y rentabilidad del SAP:

• Es necesario incrementar la medición de pozos para determinar de manera concluyente el impacto de cada sistema en la productividad de pozos equivalentes

• Deben evaluarse los beneficios económicos de instalar SAP´s a partir de la terminación de los pozos

Conclusiones

• El BNI, BM y BCP, son viables técnica y económicamente para operar en todos los pozos del AIATG.

• El BHJ técnicamente puede operar en todos los pozos del AIATG, sin embargo, la rentabilidad del mismo es menor que los tres antes mencionados.

• La mayor eficiencia volumétrica en la operación la tienen el BM y BCP. El BNI tiene menor eficiencia, sin embargo, es el de mayor flexibilidad operativa.

• De acuerdo al árbol de decisión considerando el aspecto económico, el bombeo neumático intermitente autoabastecido (BNIA), es el que tiene los mejores indicadores económicos.

• Del análisis económico, el sistema artificial que menor producción acumulada (Np) requiere para obtener el mayor VPN, es el BM.

• El BM con unidad superficial hidroneumática, presenta mayores indicadores de rentabilidad que los sistemas de BM convencional y el BCP.

Recomendaciones

• Incrementar la medición de pozos para determinar de manera concluyente, el impacto de cada sistema en la producción de los pozos.

• Emplear estranguladores de fondo en pozos fluyentes para mantener la presión del yacimiento y prolongar la vida fluyente del pozo.

• Diseñar y aplicar sistemas híbridos como el émbolo viajero y el BNI para incrementar la eficiencia de operación del BNI o BNIA.

• Instalar el BNI autosustentable, una vez que dejan de fluir los pozos.

• Instalar el BNI en macroperas o pozos que cuenten con red o anillo de BN.

• Incrementar la presión de inyección en macroperas a 800 psig para pozos de la Zona Norte y a 1000 psig para pozos de las Zonas Centro y Sur.

• Instalar el sistema de BM en pozos que aporten 12 bpd o menos.

• Utilizar equipo especial para disminuir problemas operativos en pozos de BM y BCP, como por ejemplo, separadores de gas en el fondo del pozo, compresores portátiles a boca de pozo, aparejos




con varillas de alta resistencia a la tensión y torsión (eléctrica o continua), cedazos.

Referencias

1. James Lea & Lynn Rowlan, Selection of Artificial Lift, Rogtec. 2000/ Datos del AIATG.

2. Brown, K.E. The Technology of Artificial Lift, Petroleum Publishing Co., Tulsa (1980).

3. J.D. Clegg, S.M. Bucaram, N.W. Hein, Recommendations and Comparisons for Selecting Artificial Lift Methods, paper SPE 24834, diciembre 1993.

4. Kermit E. Brown, The Technology of Artificial Lift Methods, Penny Well Books, Tulsa.

5. Apunte de Comportamiento de Pozos, UNAM.

6. Ken Oglesby & Gary Scheer, Progressing cavity pumps: Insights from 14 years in a Southern Oklahoma waterflood, WorldOil, feb-2004.

7. G- Kartoamodjo, R. Strasser, F. Caretta, M. Jadid, Petronas Carigali, An integrated Approach Field Surveillance Improves Efficiency in Gas Lift Optimization in Bokor Field, East Malaysia, International Petroleum Technology Conference, paper IPTC 12225 2008.

8. M.A. Naguib, A. Bayoumi, Emam, Battrawy, Guideline of Artificial Lift Selection for Mature Field, paper SPE 64428, 2000.

9. Robert Steele, Application and Economics of Artificial Lift in the Judy Creek Field, Alberta, paper SPE 6043, 1976.

10. Howard Tait, Robert Hamilton, A Rod Pumping System to Reduce Lifting Costs, Journal of Petroleum Technology, November 1984, 1971 – 1978.

11. Lea and Brown, Production Optimization Using a Computerized Well Model, paper SPE 14121, 1985.

12. Pankratz and Wilson, Predicting Power Cost and Its Role in ESP Economics, paper SPE 17522, 1988.

13. Brady, Morrow, An Economic Assessment of Artificial Lift in Low Pressure, Tight Gas Sands in Ochiltree County, Texas, paper SPE 27932, 1994.

14. Interdisciplinario Campo Agua Fría. PEMEX Págs.3-4 1990.

15. Base de datos de COPIE del AIATG, proporcionado por personal de Pemex.

16. Base de datos del personal del AIATG.

Currículum vitae

Ing. Jesús Salvador Flores Mondragón

Ingeniero Petrolero la Facultad de Ingeniería de la UNAM. De 1989 A 1990, realizó estudios de Maestría en la División de Estudios de Posgrado de la Facultad de Ingeniería, UNAM, obteniendo el grado de Maestro en Ingeniería Petrolera en octubre de 1992.

En mayo de 1985, ingresó a Petróleos Mexicanos al Departamento de Ingeniería de Producción del Distrito El Plan, Zona Sur.

De noviembre de 2007 a la fecha, colabora en la Gerencia de Tecnología de Explotación de la Subdirección Técnica de Explotación, sede México, como Subgerente de Selección y Asimilación de Tecnologías de Explotación.

Es miembro de la Asociación de Ingenieros Petroleros de México, del Colegio de Ingenieros Petroleros de México, y de la Society of Petroleum Engineer.




Prueba tecnológica denominada “Levantamiento mecánico con equipos Dynapump de bombeo hidroneumático Pumping Jack”

Ing. César Bernal HuicocheaIng. J. Salvador Flores MondragónIng. Dorian E. Oliva GutiérrezIng. Guadalupe Silva Romero

Introducción

La incorporación de nuevas tecnologías, como las unidades de bombeo mecánico hidroneumatico®, permiten establecer nuevos estándares de operación y eficiencia en PEP, mejorando los niveles de competencia técnica y economica. Estos sistemas de levantamiento artificial están diseñados para ofrecer versatilidad operativa de acuerdo al requerimiento de cada pozo en que sea utilizada, integrando la Unidad de bombeo hidroneumático asistida con un sistema eléctrico que permite ajustar la operación en base a su desempeño particular, a diferencia de las unidades convencionales que utilizan un sistema de contrapesos para realizar el trabajo de balanceo de cargas.

Estos sistemas de bombeo hidroneumático, están diseñados para proporcionar flexibilidad operativa en la ejecución de los trabajos de levantamiento artificial de fluidos de producción y se pretende demostrar que maximizan la relación beneficio-costo

en sus operaciones, con una mejor eficiencia operativa, así como la rentabilidad misma del proceso de explotación.

La realización de la prueba tecnologica, surgió como resultado de los objetivos de optimización de operaciones de producción en el AIATG y dadas las expectativas del desarrollo de la Región Norte de Pemex Exploración y Producción.

Antecedentes

El proyecto Aceite Terciario del Golfo (ATG)1, está ubicado en el Paleocanal de Chicontepec, localizado en una zona que comparten los estados de Veracruz y Puebla y que comprende un total de 15 Municipios. Los rasgos fisiográficos más importantes son la Sierra Madre Oriental al poniente del área y los ríos Tecolutla, Cazones, Pantepec y Vinazco, dentro de la planicie costera del Golfo, cubriendo una superficie aproximada de 3 mil 875 kilómetros cuadrados.

Figura 1. Localización del Paleocanal de Chicontepec.




El objetivo del proyecto es explotar sus reservas de hidrocarburos mediante un desarrollo sustentable, con una estrategia que integra las metas de generación de valor, producción, y atención del medio ambiente y el entorno socioeconómico.

Durante 2009, se registró una producción de crudo de 30 mil barriles por día y 79 millones de pies cúbicos diarios de gas. Con estos resultados se tiene que el gasto inicial de aceite por pozo disminuyó 32 % de 2008 a 2009, y la declinación mensual por pozo se incrementó 18 % respecto al año anterior.

El reto principal en este proyecto está referido a la productividad y la declinación de los pozos, por lo tanto, mejorar los resultados obtenidos hasta ahora amerita un conjunto de acciones que aseguren el cumplimiento de la meta fijada para 2010, en el sentido de alcanzar una promedio diario de producción de 48 mil barriles. Las acciones para inhibir la tasa de declinación, aumentar la vida productiva y la recuperación total de las reservas de hidrocarburos son las siguientes1:

• Incrementar la capacidad de producción y mantener la producción base.

• Aplicación de nuevas tecnologías.

• Maximizar producción en pozos existentes.

Para reforzar las acciones en 2010, se formalizaron contratos para construcción de macroperas e incorporar producción temprana y reducir

contrapresiones instalando módulos de separación portátil de manera selectiva.

Problemática de producción en campos del PATG

El manejo de la producción de hidrocarburos en superficie ha sido un reto constante, debido a la geografía del lugar donde se ubican los campos productores del AIATG, sus pozos e instalaciones de producción. Esto trae como consecuencia, que los pozos presenten continuamente los siguientes problemas:

• Alta contrapresión en línea de descarga.• Disminución de la producción.• Flujo inestable o en baches.• Exceso de energía requerida al aplicar un sistema

artificial de producción.• Supervisión oportuna en campo.

Figura 2. Producción de crudo 2009.




Figura 3. Producción de gas 2009.

Ante este escenario, la prueba tecnológica denominada “Levantamiento mecánico con equipos Dynapump de bombeo hidroneumático Pumping Jack”, contempla la demostración de las capacidades de desempeño del equipo superficial y subsuperficial y flexibilidad operativa. Con el objetivo de optimizar la eficiencia y productividad de los pozos petroleros incorporando un incremento en los beneficios técnicos y una reducción en los costos operativos asociados, en comparación con sistemas de bombeo mecánico convencionales.

Propuesta tecnológica de bombeo hidroneumático

La prueba se planteó con la aplicación de tres unidades de bombeo mecánico de balanceo hidroneumático, controladas por un variador de frecuencia; dos unidades pertenecen a la categoría Dynapump D7-25-240:E15A (modelo 7), y una unidad pertenece a la categoría Dynapump D5-15-168:E15A (modelo 5), para un periodo de prueba de 90 (noventa) días naturales y llevarse a cabo en instalaciones del Activo Integral Aceite Terciario del Golfo, mismas que fueron seleccionadas por común acuerdo entre PEP y la compañía ofertante de la prueba tecnológica.

Figura 4. Esquema de la configuración modular de la unidades Dynapump.




Las instalaciones del Activo Integral Aceite Terciario del Golfo, involucradas en la demostración tecnológica de las unidades Dynapump, fueron:

• Pozo Tajín 643.• Pozo Coyotes 403.• Pozo Agua Fría 794.

Figura 5. Localización de los pozos.

Los criterios seleccionados para evaluar el éxito de la prueba, en cada una de los tres equipos Dynapump, son:

• Tiempo de instalación del equipo superficial menor a 24 horas por unidad.

• Tiempos de instalación y desinstalación de cada una de las tres unidades Dynapump, para las distintas características presentes en cada una de las instalaciones del AIATG seleccionadas.

• Producción de fluidos en igual o mayor cantidad que el considerado en las estimaciones para los tres pozos candidatos.

• Facilidad para optimizar las condiciones de operación de los equipos de bombeo superficial, como lo es cambiar las velocidades de bombeo en la carrera ascendente y descendente, así como variar la longitud de carrera desde un 25% hasta un 100%.

• Los equipos de bombeo mecánico hidroneumático deberán operar de manera continua las 24 horas del día.

• Los equipos de prueba deberán conservar su capacidad de carga al 100% sin modificación a la relación de capacidad de carga por unidad de energía consumida.

• La relación existente entre la cantidad de fluidos producidos, por cantidad de energía consumida por los equipos Dynapump [bfpd/kWatt-h], para cada uno de los tres equipos.

Unidades de servicio de la tecnología hidroneumática

Las dos unidades hidroneumáticas Dynapump modelo 7 instaladas en los pozos Tajín 643 y Agua Fría 794, cuentan con las características que se enuncian en la Tabla 1.




Tabla 1. Características de las unidades Dynapump modelo 7.

La unidad Dynapump modelo 5 instalada en el pozo Coyotes 403, cuenta con las características presentadas en la Tabla 2.

Tabla 2. Características de la unidad Dynapump modelo 5.




Los equipos subsuperficiales fueron los presentados en las Tablas 3, 4 y 5.

Tabla 3. Instalación de pozo Tajín 643.

Tabla 4. Instalación pozo Coyotes 403.

Tabla 5. Instalación pozo Agua Fría 794.

Consumos energéticos

Para que el equipo medidor de calidad de energía realizara el cálculo del consumo de energía eléctrica de la alimentación trifásica de las unidades en prueba tecnológica, empleó un cálculo de igual naturaleza al que se muestra a continuación:




Donde:

• kWatt-hora. Consumo energético [kW-h].• VL-L. Voltaje línea a línea de la corriente trifásica de alimentación [volts].• I .- Intensidad de corriente [ampers].• P.F. Factor de potencia del sistema.• tn. Tiempo total para la integración de datos [ms].• ti. Tiempo en el que se realizó el registro de la información [ms].

La demanda de amperaje del sistema y el factor de potencia son los factores determinantes de la demanda energética del módulo de potencia, al ser parámetros que varían en el tiempo. El voltaje entre líneas es un parámetro constante en el tiempo y similar para cada una de las relaciones entre líneas de alimentación.

A través de las mediciones realizadas, se calcularon los siguientes datos del consumo máximo por día de operación de cada unidad, Tabla 6.

Pozo ConsumoTajín 643 126.87 [kW-h/día]

Coyotes 403 103.88 [kW-h/día]

Agua Fría 794 218.346 [kW-h/día]

Tabla 6. Consumo máximo energético por día de operación en cada equipo.

El consumo de Agua Fría 794 es claramente mayor que el de su similar instalada en el pozo Tajín 643, primordialmente debido a que esta unidad operó con una aportación de fluidos de 45 [bpd] a 57 [bpd] y una longitud de carrera aproximadamente 60 [pg] mayor.

El resultado de Coyotes 403 es debido a que la unidad modelo 5 de Dynapump es más pequeña que las unidades modelo 7, y que además operó en un pozo de aproximadamente la mitad de profundidad en comparación con los pozos Tajín 643 y Agua Fría 794, así también, la densidad del aceite levantado, producido por el pozo Coyotes 403, es más ligero (más de 35° API), que el de los otros dos pozos involucrados en la prueba tecnológica, (menos de 20° API).

Estimación de la producción de hidrocarburos

Los volúmenes de producción de fluidos, fueron contrastados contra la producción teórica estimada día, a día a efecto de realizar un control de la eficiencia del llenado del barril de la bomba de fondo, de cada una de las tres unidades de bombeo mecánico Dynapump. Por causas de intermitencia en la toma de mediciones de producción, la información respectiva fue reportada como se muestra a continuación:




• Tajín 643

Figura 6. Registro de producción pozo Tajín 643 (periodo de evaluación).

De acuerdo a lo observado en el gráfico anterior, la producción de aceite mesurada en el pozo Tajín 643, ronda en promedio los 39 [bpd]] para un periodo de 100 días consecutivos (2.2 [epm] y 134 [pg] de longitud de carrera en promedio), lo cual prácticamente duplica la aportación del pozo con respecto a la producción diaria del año 2009 por flujo natural (25 [bpd]).

Sin embargo, la operación de bombeo mecánico se vio afectada por diversos problemas como fueron los asociados al mal funcionamiento en la válvula viajera de la bomba de fondo, esta hipótesis tiene su fundamento de acuerdo a lo observado en las cartas dinamométricas.

Por los niveles de producción atribuidos al funcionamiento del equipo Dynapump modelo D7-25-240:E15A en el pozo Tajín 643, que alcanza los niveles de producción esperados por diseño de explotación AIATG (máxima producción de fluidos 50 [bpd]), la demostración tecnológica de este equipo de bombeo mecánico a prueba se considera exitosa, quedando a tela de juicio de las áreas usuarias, la constante problemática acontecida en el periodo de demostración de este equipo, que si bien no se trata de problemas asociados directamente al sistema superficial de bombeo, indirectamente participa la administración del equipo para un ritmo de bombeo que empate con las características del pozo candidato.

Figura 7. Producción real vs producción teórica, pozo Tajín 643.




Del gráfico anterior, se puede observar que la eficiencia del bombeo mecánico efectuado en el pozo Tajín 643, es de aproximadamente 80% para el periodo en que la producción se mantuvo estable, y sin complicaciones en el sistema subsuperficial.

• Coyotes 403

Figura 8. Registro de producción pozo Coyotes 403 (periodo de evaluación).

La toma de registros de producción del pozo Coyotes 403 carece de continuidad, con lo que no puede evaluarse de manera precisa el desempeño de este equipo Dynapump modelo 5, en el rubro de producción de fluidos. La producción de fluidos en este pozo promedia los 26 [bpd], con un corte de agua prácticamente nulo (a 1.7 [epm] y 160 [pg] de longitud de carrera en promedio), operando con la presencia de un candado de gas a lo largo del periodo de demostración tecnológica, lo

cual redujo la eficiencia del llenado del barril de la bomba subsuperficial en un estimado de hasta 50%, esto se determina debido a que de manera teórica, las condiciones operativas de la unidad superficial de bombeo, en conjunto con las características técnicas de la bomba de fondo, la producción debió haberse ubicado en aproximadamente 50 [bpd], trabajando con una eficiencia operativa del 100% en la bomba de fondo.

Figura 9. Producción real vs producción teórica, pozo Coyotes 403.




Las diversas problemáticas de producción en este pozo estuvieron principalmente asociadas a candados de gas y al mal funcionamiento en las válvulas de la bomba de fondo (manifestó ausencia de carga de fluidos).

De acuerdo a las estimaciones la producción obtenida del pozo Coyotes 403, debió ubicarse entre los 20 y

30 [bpd], con un corte de agua nulo; la producción de fluidos resultante de la operación del equipo Dynapump modelo 5 en este pozo, con la eficiencia de llenado del barril de la bomba de fondo reducida por la presencia de un candado de gas, rondó los 26 [bpd], cumpliendo así el equipo a prueba, con los requerimientos de producción mínimos para una evaluación exitosa en el rubro de fluidos recuperados.

• Agua Fría 794

Figura 10. Registro de producción pozo Agua Fría 794, (periodo de evaluación).

El pozo Agua Fría 794 es aquel que presentó niveles de producción más estables y con una problemática prácticamente nula a lo largo del periodo de prueba tecnológica. Las mediciones de producción se realizaron de manera esporádica debido a la ejecución de obras de limpieza en los tanques de almacenamiento. A finales del mes de febrero, las mediciones de producción se realizaron de manera más frecuente, demostrando que la cantidad de fluidos aportados por este pozo se colocó en todo momento por encima de los niveles de producción esperados (20 y 30 [bpd]), llegando la producción a superar los 70 [bfpd] a finales del mes de febrero. Esto es un indicador de que ésta acreditó el criterio de evaluación en el rubro de producción de fluidos por día, produciendo más de 40 [bpd] de aceite con un corte de agua del 40% aproximadamente (a 2.5 [epm] y 180 [pg] de longitud de carrera).




Figura 11. Producción real vs producción teórica, pozo Agua Fría 794.

Al igual que en la instalación de Coyotes 403, este equipo Dynapump modelo 7 instalado en el pozo Agua Fría 794, hizo uso de su característica de “pump off control” con la cual se reguló a la unidad superficial para que realizara una disminución en el ritmo de bombeo después de un determinado número de emboladas a velocidad estándar (2.5 [epm]), con lo cual se planteó reducir la liberación de gas en la bomba de fondo, evitando posibles disminuciones en la eficiencia de bombeo.

Conclusiones

Los pozos Tajín 643, Coyotes 403 y Agua Fría 794, cumplen con los criterios de evaluación en cuanto al ritmo de producción en el promedio de la operación (se tuvo un aumento de 251% en la producción).




Los tiempos de instalación representan un promedio de hasta 12 veces menor a una instalación convencional, por lo tanto, se cumple con el criterio de evaluación referente a la instalación.

La investigación del equipo de trabajo de la Gerencia de Tecnología de Explotación, encontró de manera conforme con la opinión del Representante tecnológico y el personal de Activo, que para niveles de producción equiparables entre los equipos hidroneumáticos y las unidades de bombeo mecánico de referencia, el consumo energético de los equipos hidroneumáticos era considerablemente menor (66% de ahorro energético), por requerir de menos velocidad para conseguir un determinado nivel de producción de fluidos, mientras que las unidades de bombeo mecánico de referencia, requirieron de velocidades de bombeo más altas para equilibrar los niveles de producción con su respectiva longitud de carrera, consumiendo más energía, por lo tanto, se cumple con el criterio de evaluación referente al consumo energético.

El gran porcentaje de diferencia, obliga a un reforzamiento de operaciones convencionales de equipos de BM convencionales en el control, seguimiento y corrección de sus niveles de operación para reducir tan amplio margen.

El estudio de sistemas artificiales para el AIATG por parte de la STE, muestra que más del 75% de los problemas operacionales de las unidades de BM, son atribuibles al equipo superficial sin descartar la baja eficiencia eléctrica de sus motores.

Las unidades de BM hidroneumático, demostraron la factibilidad para optimizar las condiciones de operación del equipo superficial y poder cambiar las velocidades de bombeo en la carrera ascendente – descendente, así como variar la longitud de carrera desde un 25% hasta un 100%, por lo tanto, se cumple con el criterio de factibilidad para optimizar las condiciones de operación del equipo superficial.

Los equipos hidroneumáticos (equipo superficial), en general no presentaron falla imputable a los mismos durante el periodo de prueba, cumpliendo así con el criterio de factor de servicio.

Los equipos hidroneumáticos en prueba, mantuvieron la capacidad de carga dentro de las especificaciones propuestas durante el periodo de prueba, cumpliendo así con el criterio de factor de servicio.

Debido a la naturaleza del sistema de BM, no se presenta ningún tipo de contaminación, más que el mínimo debido a las emisiones de CO2 del motor de combustión interna que forma parte del generador y el cual no fue medido.

El análisis de la problemática presentada al respecto de la producción obtenida por el sistema hidroneumático en el Tajín 643, sugiere una incorrecta operación del equipo superficial, al no controlar de manera adecuada el ritmo de extracción de fluidos, con base en las posibilidades de aportación del pozo Tajín 643, para evitar disminuir el nivel de aceite dentro del pozo a profundidades críticas, así como a su vez, controlar la entrada de gas al pozo. Esto nos hace ver que ritmos de producción que superen las capacidades de aportación de fluidos del pozo, vuelven inviable la operación de sistemas artificiales de producción por bombeo mecánico, debido a la frecuente necesidad de intervenir el pozo, sin embargo, un correcto diseño del sistema de bombeo mecánico es capaz de evitar estos problemas.

Los equipos hidroneumáticos en prueba, demostraron contar con la versatilidad suficiente como para adaptar las bases de la unidad de acuerdo a las necesidades del pozo, característica observada en la adaptación de las bases para los pozos de Tajin y Agua Fría con respecto a Coyotes, (diseño estándar que no presenta esta característica).

El sistema integral de BM hidroneumático es por lo tanto, una opción rentable y cumple con el criterio de evaluación económica.

Reconocimientos

Se agradece la valiosa colaboración de equipo de trabajo integrado por personal de la Cia. Petrolifting, del AIATG y del grupo de apoyo del IMP, para con su confianza y entrega se obtuvieran los resultados del presente artículo.

Referencias

• Informe anual Pemex 2009.

• Informe final de prueba tecnológica, “levantamiento mecánico con equipos Dynapump de bombeo hidroneumático Pumping Jack”, 2010.




• Los registros históricos de las condiciones operativas de los pozos.

• El informe de STE a la AIATG sobre sistemas artificiales.

Currículum vitae

Ing. César Andrés Bernal Huicochea

Ingeniero Petrolero egresado de la Facultad de Ingeniería de la UNAM.

Ingresó a Pemex el 20 de enero de 1988 y hasta octubre del mismo año trabajó en los Departamentos de Yacimientos y Producción en el ex Distrito de Villahermosa.

De octubre de 1994 a diciembre de 2005, laboró como Ingeniero de Operación en los distritos Comalcalco, Cárdenas y Activo Bellota Chinchorro, como Encargado de sector.

De marzo de 1997 a marzo del 2000, participó como supervisor de 6 contratos de Obra Pública, relacionados directamente con el proceso productivo del Activo.

De marzo del 2000 a diciembre de 2005, se desempeña como Ingeniero de Campo, supervisor de contratos de medición multifásica, responsable de sector de la mesa de medición, gestor experto del contrato de medición multifásica, representante de calidad y del BSC de la Coordinación de operación de explotación y miembro de la Red de Expertos en Medición, Instrumentación y Control de PEP.

Del 6 de enero del 2006 a enero de 2008, se desempeña como Especialista Técnico “A” en la Subgerencia de Medición de Hidrocarburos y Control de Procesos dependiente de la Gerencia de Sistemas de Producción y en enero del 2008, es comisionado en la Ciudad de México para impartir clases de sistemas artificiales de producción en el Instituto Politécnico Nacional, para coadyuvar a la superación académica de los alumnos y colaborar en la Gerencia de Tecnologías de Explotación para la selección y asimilación de nuevas tecnologías en PEP.

Actualmente es responsable normativo de la ejecución, seguimiento, evaluación y dictamen técnico - financiero de pruebas tecnológicas en PEP, par técnico de los proyectos FEL en AIATG y AIPCH y de dos proyectos CIIS. Autorizando por parte de la DG los lineamientos de pruebas tecnológicas y en elaboración el procedimiento correspondiente.

Ha sido expositor en Congresos de la AIPM, Morelia 98 y Congreso Mexicano del Petróleo.

Elabora trabajos de investigación para validar un modelo de diseño de separador compacto ciclónico para pozos de gas con producción apreciable de agua, aplicación de eductores para incrementar la recuperación de producción, evaluación de incertidumbre en el diseño de sistemas artificiales de producción y estudios de análisis transitorio en el comportamiento de pozos de gas con producción de agua.




Toma de decisiones para seleccionar la mejor alternativa de diseño en el VCDSE de pozos del AIKMZ

MI. Fernando Juárez SánchezMI. Antonio Rojas FigueroaIng. Alba Marina Rivas Romero Ing. Sara Sánchez Urdaneta

Objetivo

Este trabajo tiene por objetivo dar a conocer los elementos que se consideran en el proceso de selección de la alternativa que genera mayor valor, en el diseño de pozos aplicando la metodología VCDSE en el Activo Integral Ku Maloob Zaap; asimismo, difundir los resultados y logros en la perforación y terminación de pozos entre los años 2007 a mayo de 2011. La importancia de la metodología VCDSE consiste en alinear los objetivos del pozo con los del yacimiento, asegurando la creación de valor, siempre y cuando la arquitectura de drene del pozo esté alineada con el plan de explotación.

Proceso de la metodologia VCDSE de pozos

Visualización.- La visualización es la primera etapa del proceso de la metodología VCDSE de pozos, en

esta fase se definen las opciones factibles para el diseño de pozos. En el AIKMZ, el proceso inicia analizando la nueva localización y generando diferentes trayectorias, empezando con el pozo tipo horizontal, seguido del altamente inclinado, convencional y tipo “S”, teniendo prioridad las dos primeras por tener un área de contacto mayor con el yacimiento.

La trayectoria propuesta se analiza y se ajusta de acuerdo a los riesgos geológicos observados, se genera la sección geológica, se determinan las cimas de las formaciones, se analiza la existencia de fallas geológicas y buzamiento de las capas, entre otros aspectos.

En la Figura 1, se presentan los aspectos generales requeridos, así como los principales aspectos a visualizar en esta etapa del proceso.

Figura 1. Visualización, primera etapa del proceso.




Como resultado de esta etapa se obtienen diferentes tipos de trayectorias de pozo como las que se muestran en la Figura 2, alternativas que posteriormente se jerarquizan en base a la factibilidad técnica.

Figura 2. Tipo de pozos que resultan de la visualización: trayectoria horizontal, altamente inclinada, convencional y tipo “S”.

En la Figura 3 se observa la sección sísmica y la trayectoria tipo “S”, donde se pueden analizar las superficies de las diferentes formaciones de interés.

Figura 3. Línea sísmica en tiempo en dirección de la trayectoria de la perforación de la localización.




En la Figura 4 se muestra una sección estructural con las diferentes trayectorias visualizadas.

Figura 4. Tipo de pozos que resultan de la visualización.

Para identificar los riesgos se debe integrar y procesar la información, teniendo claramente definidas las restricciones del subsuelo. La visualización tiene como tarea fundamental conocer el subsuelo mediante el análisis de información existente; e identificar la complejidad del yacimiento desde el punto de vista estático, y cómo interactúa con el esquema de desarrollo seleccionado y el mecanismo de producción que opera en el yacimiento.

Conceptualización.- El objetivo principal de esta etapa es la evaluación de cada alternativa o trayectoria propuesta, mediante la aplicación y generación de modelos que permitan simular el comportamiento del pozo durante su construcción y vida productiva; así el especialista de geomecánica elabora el modelo de estabilidad del agujero, el de productividad genera el modelo de producción y determina los ritmos de producción esperados, se simula el comportamiento del movimiento de fluidos de cada una de las trayectorias y se determina el tiempo de vida útil

del pozo, se calculan las reservas a recuperar y se determinan los riesgos.

La conceptualización se enfoca principalmente al análisis del yacimiento –pozo– superficie, y esto se logra con la participación de los diferentes especialistas, para entender los fenómenos físicos.

En esta fase se identifican las variables críticas de cada trayectoria y se toman acciones para mitigar los riesgos, desde la incertidumbre de la columna geológica, hasta la definición del contacto agua aceite, canalización del agua, conificación del gas, así como los riesgos operacionales para aislar efectivamente el espacio anular entre la tubería de revestimiento y la formación, predecir las expectativas petrofísicas de la localización a diseñar, apoyados con información de registros geofísicos de pozos de correlación.

En la Figura 5, se muestra la información requerida y actividades principales de esta etapa del proceso.




Figura 5. Conceptualización, segunda etapa del proceso.

Conocer el potencial y riesgos del yacimiento permite tomar acciones, asegurando los beneficios esperados, y por otra parte, mitigar los riesgos potenciales que se presenten en la construcción del pozo, a fin de realizar la perforación y terminación en el menor tiempo y costo.

En la Figura 6a y 6b, se presenta el comportamiento de las cuatro trayectorias analizadas en el modelo dinámico.

Figura 6a. Comportamiento de la trayectoria convencional y altamente inclinada en el modelo dinámico.




Figura 6 b. Comportamiento de la trayectoria horizontal y tipo “S” en el modelo dinámico.

En esta etapa se jerarquizan los escenarios y se elaboran los planes de mitigación de riesgos, se propone el empleo de tecnologías que incrementan el valor del proyecto pozo. Se selecciona la alternativa

que maximice los gastos de producción, la vida productiva del pozo y de las reservas a recuperar. En la Figura 7 se muestra el gasto determinado para la trayectoria tipo “S”.

Figura 7. Conceptualización, determinación de la cuota de producción.




Una vez que se tienen identificadas las variables críticas, se valoran para cada una de las alternativas planteadas, se analizan aquellas que ofrezcan mayor beneficio o presenten algún riesgo de importancia.

Posterior a la evaluación, se elabora una matriz de decisiones, con el fin de seleccionar la mejor alternativa, Figura 8, en el modelo de simulación el pozo horizontal resulta una irrupción del agua a los tres años, mientras que en el pozo altamente inclinado se presenta el mismo fenómeno a los 2.5 años. En la trayectoria convencional y tipo “S” no hay irrupción de agua; sin embargo, al atravesar la trayectoria del pozo se decidió seleccionar la trayectoria tipo “S” por no presentar este tipo de riesgo.

Figura 8. Matriz de decisiones para seleccionar la mejor alternativa.

Definición.- Tercera etapa del diseño, donde se realiza la ingeniería básica y la ingeniería de detalle; se programan los materiales de largo tiempo de entrega, mientras que en el segundo se realizan los contratos de ejecución del proyecto, se definen los indicadores económicos y operativos.

Se realiza el diseño preliminar de la terminación y se conceptualiza la estabilidad del agujero, tubería de revestimiento, geometría del pozo, fluidos de perforación, control de sólidos, cementación, sarta de perforación, hidráulica, programa de registros y núcleos.

Incluye la ingeniería básica y la ingeniería de detalle, se afina el plan de mitigación de riesgos en la construcción del pozo. En esta etapa se elabora el programa de perforación con todas las especificaciones técnicas, Figura 9.

La definición del pozo está relacionada con la calidad de la información disponible, su análisis y conclusiones respecto a la perforación y terminación de pozos; por otra parte, la complejidad del pozo está directamente relacionada con la complejidad del yacimiento, y es una medida de la dificultad o riesgo que tiene la perforación desde la superficie hasta el yacimiento.




Figura 9. Definición tercera etapa de proceso.

Programa de perforación y terminación.- Está relacionada con la programación de cada etapa; en este caso se refiere a las actividades de movimiento e instalación del equipo de perforación, de la perforación de las etapas, superficial, intermedia y productora, así como a la terminación y entrega

del pozo. En términos generales está relacionado con los requerimientos de equipos, materiales y plan logístico, como con la estrategia de contratación y selección de servicios y con el plan de seguridad, salud y protección ambiental.

Figura 10. Programa correspondiente a la definición.




Ejecución.- En esta etapa se realiza la procura de materiales, servicios y equipos necesarios para la ejecución del proyecto pozo, incluye la logística, así como las convocatorias de reunión en puntos críticos, cuando la toma de decisiones pongan en riesgo el cumplimiento del proyecto y los lineamientos originales deban ser revisados.

Figura 11. Ejecución de la perforación y terminación del proyecto pozo.

En general la etapa está relacionada con las actividades a realizar en la construcción del pozo tales como: preparativos al inicio de cada actividad, actividades propias de perforar, toma de información, introducción de la tubería de revestimiento, cementación y la instalación y prueba de los preventores. Se continúa con la terminación del pozo donde quedan incluidas las actividades previas, introducción del aparejo de producción, la inducción del pozo, la toma de información y la estimulación.

Evaluación y lecciones aprendidas.- corresponde a esta etapa evaluar el proceso desde el inicio de las actividades hasta la entrega del pozo, se documenta la evaluación, lecciones aprendidas, buenas prácticas

aplicadas, resultados de las nuevas tecnologías utilizadas, así como de la evaluación técnica económica de lo programado contra lo real, Figura 12.




Figura 12. Fases de evaluación del VCDSE.

Resultados

En el diseño de pozos, la aplicación de la metodología VCDSE en el Activo Integral Ku Maloob Zaap ha dado resultados positivos, destacando el incremento de la producción del Activo y la disminución de los riesgos durante la perforación; lo anterior se atribuye a que con la participación de los especialistas en ingeniería de yacimientos, productividad, terminación y perforación de pozos, se identifican y documentan los riesgos y beneficios con mayor certidumbre. En la Figura 13 se observa el incremento de producción a partir de 2007.




Figura 13. Perfil de producción e incremento a 850,000 BPD.

Este beneficio es reflejo de los resultados de la producción real de los pozos perforados, los gastos promedio de los diferentes tipos de trayectoria de pozo se presentan en la Figura 14, en todos los casos la producción real fue superior.

Figura 14. Gastos promedio de producción de pozos perforados desde 2007.




De igual manera se presentan los tiempos y costos promedio de los 71 pozos construidos desde 2007; en

la Figura 15 se presentan los tiempos y en la Figura 16 se presentan los costos.

Figura 15. Tiempos promedio de las 4 principales tipos de pozo.

Figura 16. Costos promedio de los cuatro principales tipos de pozo.




Conclusiones

1. Los análisis de los especialistas en geociencias permiten seleccionar las alternativas que presenten menos riesgos desde el punto de vista geológico y petrofísico, asegurando el éxito del proyecto pozo.

2. Los análisis de yacimiento dan fortaleza a cada alternativa para la selección del diseño óptimo, seleccionando aquellas que generen mayor recuperación de reservas y mayor vida productiva; así como los riesgos de conificación o canalización de gas y/o agua.

3. Los análisis de productividad permiten diseñar la terminación óptima del pozo, también se valora el gasto y las caídas de presión en la vecindad del pozo.

4. Los análisis de perforación permiten seleccionar el diseño que genere menor riesgo y costo en su construcción, así como el empleo de nuevas tecnologías.

5. El valor de la metodología VCDSE radica en que se toman en cuenta los elementos que más impactan en los resultados de los pozos, buscando la incorporación de valor aplicando la metodología VCDSE.

Nomenclatura

AIKMZ Activo Integral Ku Maloob ZaapNP Producción acumuladaQ Gasto de producciónT Tiempo en días de vida útil del pozoVCDSE Visualización, Conceptualización, Definición, Seguimiento y EvaluaciónVPN Valor Presente Neto

Bibliografía

• Pemex, Exploración y Producción. “Informes de Memorias descriptivas de pozos del AIKMZ”, años 2007-2009.

• Pemex, Exploración y Producción. Normatividad del Proceso Exploratorio y de las Geociencias de Producción Documento Rector. 202-40000-NI-001. México. Abril 2006.

• Pemex, Exploración y Producción. Programa de Comunicación, “Metodología VCDSE”, Documento Rector. México. Diciembre 2008.

• Compañía Mexicana de Exploraciones. Presentación Técnica. “Diseño Integral de Perforación y Mantenimiento de Pozos (DIP) aplicando la metodología de Visualización, Conceptualización y Definición (VCD)”. México. Abril 2006.

• Pemex, Exploración y Producción. Documento Rector para la aplicación de la metodología VCDSE de pozos, versión 2.0”, Documento Rector. México. Abril 2010.




Evolución de los servicios de tubería flexible equipada con fibra óptica en México. Caso de aplicación, pozo Maloob 432 en la Región Marina

Ing. José del Carmen Pérez DamasEric J. Marín Néstor MoleroErnesto Franco

Introducción

Ku Maloob Zaap (KMZ), se localiza frente a las costas de Tabasco y Campeche, a 105 kilómetros al noreste de Ciudad del Carmen, Campeche. Su historia comenzó con el descubrimiento del Campo Ku en 1980 por el pozo Ha-1A que dio inicio a su producción en marzo de 1981. Posteriormente se descubrieron los campos Maloob en el año 1984 y Zaap en el año 1991.

KMZ se extiende en un área de 149.5 kilómetros cuadrados. En la actualidad este activo se conforma por los campos Ku, Maloob, Zaap, Bacab y Lum, los cuales toman su nombre en honor a la cultura Maya que predominó en la zona de Campeche y Yucatán. En lengua Maya su significado es el siguiente:

• Ku: Nido • Maloob: Bueno • Zaap: Braza • Bacab: Columna • Lum: Tierra




Hasta 2008, fue el segundo complejo petrolero más importante en México, en términos de reservas probadas de hidrocarburos y producción de crudo. Sin embargo, a partir de 2009, el Activo KMZ se convirtió en el principal productor de crudo a nivel nacional, alcanzando una producción de 808 miles de barriles diarios. En 2010, el proyecto alcanzó una producción de 839 mil barriles diarios de crudo y 331 millones de pies cúbicos de gas. De esta manera, la contribución de KMZ en la producción del país se ha incrementado sistemáticamente, así durante la década de los ochenta la producción de KMZ representó el 7 por ciento, en los noventa significó el 8 por ciento, y alcanzó 16 por ciento promedio durante el periodo 2000-2010. Sin embargo, la contribución de KMZ es más notoria si se considera 2010, donde su aportación representó 33 por ciento.

Este complejo cuenta en la actualidad con 31 plataformas marinas, de las cuales 2 son plataformas de enlace, 5 habitacionales, 18 de perforación, 5 de producción y 1 de telecomunicaciones. KMZ cerró el año 2010 con 146 pozos en operación.

Los retos encontrados en los campos de KMZ están relacionados con el perfil de permeabilidad de los intervalos disparados, los cuales son heterogéneos debido a que son formaciones carbonatadas naturalmente fracturadas. Estas diferencias en el perfil de permeabilidad generan zonas denominadas “ladronas”. Actualmente este tipo de formaciones son estimuladas con bombeo en directo de los diferentes

baches de químicos: ácidos, solventes y divergentes, los cuales son mezclados con trazadores radioactivos. Una vez efectuada la estimulación matricial, se hace un registro de rayos gamma para evaluar la estimulación, determinando el flujo que siguieron los químicos. Esta técnica se ha comprobado que es ineficiente, ya que los registros muestran intervalos estimulados de manera no homogénea.

El desempeño de los divergentes toma un papel clave en el éxito de las estimulaciones matriciales, al igual que otros parámetros como gasto, volumen, etapas de los fluidos, colocación y tipo de productos químicos; los cuales deben de ser analizados para garantizar la homogeneidad de la estimulación. En procesos de estimulación donde no se cuenta con un buen entendimiento de los parámetros de fondo, hacen casi imposible una óptima homogenización de la estimulación. Debido a este reto, en la Región Marina de Mexico se utilizó por primera ocasión una técnica que ha revolucionado los procesos de estimulación, que consiste en el uso de la TF-EFO y PTD para evaluar en tiempo real el desempeño de los divergentes durante la estimulación matricial.

A continuación se describen la tecnología utilizada y el proceso, utilizando los PTD para optimizar la colocación de los fluidos, evaluar la eficiencia del tratamiento, el análisis para determinar la problemática del pozo; así, como los beneficios que esta nueva metodología ofrece en las formaciones carbonatadas de los campos de KMZ.

Descripción de la tecnología

En años recientes, uno de los más importantes desarrollos en la industria de la TF ha sido la nueva generación de TF-EFO, la cual ha permitido realizar mediciones de presión y temperatura de fondo, y correlación de profundidad en tiempo real sin las limitaciones características de la TF-ECE, facilitando de esta manera la toma de decisiones basadas en la información en tiempo real obtenida con los sensores de fondo, y eliminando la incertidumbre durante el desarrollo de las operaciones de TF.

La TF-EFO contiene 3 componentes principales:

1. La fibra óptica encapsulada dentro de un capilar, que tiene 2 funciones principales: transmisión de la telemetría y como sensor para los registros PTD. Para la transmisión de la telemetría se utilizan 2 de las 4 fibras que hay en el capilar. La 3er fibra se utiliza como sensor para PTD y la 4ta fibra es utilizada

como respaldo en caso de que alguna de las anteriores resulte dañada. El capilar es un sistema no invasivo que permite efectuar operaciones propias de TF convencional, como lo son el bombeo de productos químicos, entre ellos nitrógeno y ácidos, además de que permite el uso de herramientas de fondo actuadas con canicas de hasta 5/8 pg, como por ejemplo: desconectores hidráulicos.




2. Herramientas y sensores de fondo, las cuales consisten en la cabeza de conexiones ópticas, sistema de comunicación electrónica, batería y sensores de presión, temperatura, rayos gamma y registro de detección de coples (CCL por sus siglas en inglés) para correlación de profundidad.

3. Equipo de superficie, el cual consiste en un paquete electrónico montado en el carrete de TF, batería, barreras de presión y equipo PTD. Este sistema convierte la señal óptica

en una señal inalámbrica, la cual es recibida por la computadora en el interior de la cabina de TF. Esta computadora está equipada con programas de cómputo especializados, que permiten tomar el registro de las mediciones de los sensores de fondo. Esta información es enviada vía satélite, a las oficinas de los ingenieros encargados de hacer la interpretación de los datos para su análisis y toma de decisiones, al momento de estar llevando a cabo la intervención.

Figura 1. Esquemático del sistema de TF-EFO y sensores PTD.

Proceso de estimulación matricial utilizando la TF-EFO y PTD

El principal objetivo de usar la tecnología de TF-EFO y PTD durante las estimulaciones matriciales, es tener información disponible en tiempo real para efectuar decisiones certeras, para optimizar los diseños del tratamiento, basados en las interpretaciones de las mediciones de fondo para optimizar la producción mediante la estimulación homogénea del intervalo productor. Las mediciones de fondo son compradas con los registros petrofísicos

para identificar las zonas dañadas, las cuales tienen el potencial de incrementar su producción; de las zonas ladronas, las cuales toman la mayor parte de los fluidos de tratamiento.

Parte fundamental de esta metodología es tomar el PTD base, posicionando la TF-EFO por debajo de las zonas a estimular para determinar el gradiente geotérmico del pozo. Este PTD base es el punto de comparación con los efectos de enfriamiento y calentamiento del pozo durante las diferentes etapas de la estimulación matricial.




Para identificar las zonas “ladronas” se observan los siguientes 3 eventos:

1. Efectos de enfriamiento; se bombea un fluido no reactivo, como ejemplo nitrógeno, dentro de la formación. El registro PTD mostrará el enfriamiento a lo largo del pozo, incluyendo las zonas productoras debido a la gran cantidad de fluido bombeado a baja temperatura.

2. Efecto de calentamiento; cuando los productos de estimulación lleguen a las zonas productoras y el ácido interactúe con los carbonatos, se generará una reacción exotérmica, (calentamiento).

3. Recuperación del pozo; posterior a la estimulación matricial, el pozo recuperará su temperatura gradualmente. La interpretación de la recuperación de temperatura de las diferentes zonas ayudará a identificar las zonas ladronas, que son las que tomarán la mayor parte del tratamiento de las zonas que aún necesitan ser estimuladas para alcanzar una producción óptima.

Los registros PTD determinan las zonas dañadas. Estas zonas son analizadas comparándolas con los registros petrofísicos, como la condición y propiedades de la formación, para determinar la producción potencial de la misma. Una vez identificadas ambas zonas, se modifica la cédula de bombeo acorde a las necesidades, ya sea que se cambien las etapas de los divergentes, la colocación de los productos, los sistemas ácidos, volumen y caudal de bombeo.

Caso histórico: Maloob 432

El pozo fue terminado en diciembre del 2009, el cual fue cerrado por presentar una producción inestable. El intervalo disparado con TCP fue de 3,510 – 3,530 md, posteriormente se estimuló dos veces sin producir, se re disparó y disparó con cable el intervalo 3,538 – 3,553 md y se continuó con el programa de intervención. Sin embargo, el pozo se tuvo que dejar cerrado para continuar con el programa de operación del equipo.

Datos del pozo




La intervención se llevo a cabo de la siguiente manera:

1. Se tomó el PTD y el registro estático por estaciones inicial, con el objetivo de obtener el gradiente geotérmico y el nivel de fluidos del pozo para determinar los parámetros base, lo cuales serán usados para comparar los resultados durante la estimulación matricial.

El PTD y el registro estático iniciales muestran una temperatura de fondo de 120 °C y una presión de fondo de 2,202 psi, con un nivel de fluido ubicado a la profundidad de 1,805 m.

2. Inyección de nitrógeno a través del aparejo de producción y registro PTD, con el objetivo de monitorear las zonas de mayor admisión.

Se observa que el intervalo 3,510 – 3,530 md, acepta bastante bien, una mediana admisión en la cima del intervalo 3,538 – 3,553 md y muy poca o nula admisión en la parte inferior. El PTD se compara con

los registros petrofísicos para determinar las zonas de mejor admisión relacionadas con la alta densidad de fracturas para optimizar la colocación de los fluidos de tratamiento.




3. Colocación del ácido a través de la TF-EFO, para la limpieza, primero frente al intervalo inferior (zona de menor admisión) y posteriormente frente al intervalo superior reciprocando la TF en ambos intervalos.

Se utilizó un optimizador giratorio de chorro de alta presión para la limpieza de los 360° del diámetro interno de la tubería de revestimiento de 7-5/8 pg. Así como para limpiar del mandril de bombeo neumático (BN).

La información capturada de los sensores electrónicos fue transmitida en tiempo real vía satélite, para ser analizada en las oficinas del Activo Ku-Maloob-Zaap.

4. Inducción con nitrógeno posterior al tratamiento de limpieza, donde se puede observar una sola caída de temperatura. El objetivo de este PTD fue el de monitorear el pozo fluyendo para evaluar la integridad del aparejo de producción. Se puede observar que de los tres mandriles de BN, únicamente el mandril superior o somero es el que inyecta gas. Cabe hacer mención que la limpieza del mandril fue efectiva al incrementar su admisión de 1.1 MMPCD hasta un máximo de 4.4 MMPCD.

Se observa que el pozo tiene un aporte de bacheo en ciclos de 30 minutos. Este comportamiento inicia en el punto de inyección. Indicativo de que la inyección del gas es intermitente. Lo cual genera que en superficie se genere el efecto de producción por bacheo.

Se puede observar además que en la zona inferior el comportamiento de la temperatura es constante.




5. Estimulación matricial con registro PTD.

La estimulación matricial estuvo compuesta por la inyección de nitrógeno, seguido del bombeo de baches productos químicos: ácidos, solventes y divergentes. Finalmente se dejó que los productos reaccionaran con la formación y posteriormente se obtiene el efecto de calentamiento.

El registro PTD permite evaluar, en tiempo real, la admisión de los diferentes baches ácidos en los intervalos de interés. Sin la necesidad del uso de trazadores radioactivos ni de evaluaciones posteriores con equipo de registro eléctricos o línea de acero, dependiendo del tipo de sensor a utilizar.




La respuesta de la formación se puede asociar a períodos en los que se observa la reacción del ácido de las últimas etapas de bombeo. Se puede observar que el intervalo superior 3,510–3,530 m presenta un escalamiento de temperatura más drástico que las otras zonas del intervalo inferior.

7. Inducción con nitrógeno, para poner en producción el pozo. Observado nuevamente que el único mandril que opera es el somero, que el pozo responde por baches a partir de

la profundidad donde está ubicado el mandril de BN y que por debajo de este punto el PTD es constante.

6. Evaluación del efecto de calentamiento con el objetivo de monitorear los registros PTD para evaluar las condiciones de admisión.




Resultados

Con el PTD base observó que no existen movimientos de fluidos del pozo, la presión de fondo estática de 2,200 psi, la temperatura de fondo 120 °C y nivel de fluidos a 1,816 m.d.

Con el PTD durante la inyección de N2, observó disminución de la temperatura, indicando buena admisión en el intervalo superior y el inferior pobre o nula, Figura 6.

Nomenclatura

°C = grados centígrados CCL: registro de detección de coples - pg: pulgada - psi: libras por pulgada cuadrada - TF: tubería flexible - TF-EFO: tubería flexible equipada con fibra óptica

Referencias

S. García, E. Franco, M. Gerardo, and L. Dávila, Schlumberger; and B. Ortiz, M. Castillo, R. Miranda, and J. Pérez, PEMEX, “Revolutionary Matrix Stimulation Process in Offshore Mexico Using Coiled Tubing Equipped with Optical Fibers (CT-EOF) and Distributed Temperature Survey (DTS)” paper SPE-143318 presented at The 2011 SPE/ICoTA Coiled Tubing and Well Intervention Conference and Exhibition held at The Woodlands, Texas, U.S.A. 5-6 April 2011.

P.D. Rangel and I. Sorman, C.G. Blount, N. Woods, “Fiber-Optic-Enabled Coiled-Tubing Operations on Alaska’s North Slope” paper SPE-106567 presented at The 2007 SPE/ICoTA Coiled Tubing and Well Intervention Conference and Exhibition held at The Woodlands, Texas, U.S.A. 20-21 March 2007.

Thomas, R.L., Saxon, Alan, Milne, A.W., “The Use of Coiled Tubing During Matrix Acidizing of Carbonate

Reservoirs Completed in Horizontal, Deviated, and Vertical Wells” paper SPE-50964 presented at the 1995 SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference held in Kuala Lumpur, 20-22 April.

Francois Cantaloube, SPE, Rae Spickett, SPE, and Kaveh Yekta, SPE, Schlumberger, and Mark Anderson, Suncor, “Optimization of Stimulation Treatments in Naturally Fractured Carbonate Formations Through Effective Diversion and Real-Time Analysis” paper SPE 126136 presented at SPE Intelligent Energy Conference and Exhibition, 23-25 March 2010, Utrecht, The Netherlands.

“The Essentials of Fiber-Optic Distributed Temperature Analysis,” Schlumberger 2005

Página Web: www.pemex.com

Con el tratamiento de limpieza de la formación se observó que mejoró un poco la admisión en la parte superior del intervalo inferior y el pozo manifestó de manera intermitente.

Durante la inducción de pozo con N2 el PTD, muestra que uno de los tres mandriles está operando correctamente.

Durante la estimulación matricial se verificó lo determinado por PTD anterior, al observar que el

intervalo superior admitió perfectamente y el inferior sólo una parte de él.

Durante la segunda inducción se comprueba que sólo el mandril ubicado a 2,564 md, está operando y se determinó que la caída de presión es de 9.5 psi.

El pozo quedó produciendo 2,500 BPD.

Se recomienda revisar el diseño de ubicación de los mandriles.




Currículum vitae

Ing. José del Carmen Pérez Damas

Ingeniero Petrolero egresado de la UNAM. Postgrado: Administración de Negocios para Ejecutivos UNACAR-ITESM-TULANE.

Ingresó a Pemex en 1984, como Auxiliar de ingeniero de campo en la Superintendecia de Ingeniería Petrolera, y ha ocupado los siguientes puestos:

1984-1992, Ingeniero de Operación y de Campo en Ingría. Petrolera, en Ciudad del Carmen, Campeche.

1992-1994, Especialista Técnico “C” Supervisor de Cementaciones, Estimulaciones, Inducciones y Fluidos limpios (Samueras), Superintendencia de Perforación, en Ciudad del Carmen.

1994-1997, Especialista Técnico “B” en la Jefatura de Cementaciones y Estimulaciones SERAP incluyendo (T.F., Fluidos Limpios y N2) en Ciudad del Carmen, Campeche.

1997-2005, Especialista Técnico “A” en la Superintendencia de Servicios Auxiliares (SERAP) con tres áreas Intervención a pozos, Mantenimiento equipos de perforación y reparación, Herramientas especiales y C.S.C. en Ciudad del Carmen, Campeche.

2005-2006, Especialista Técnico “A” en la Superintendencia de Intervenciones a Pozos (SID) en Ciudad del Carmen, Campeche.

2006, Encargado de Terminación y Reparación de Pozos, Unidad Operativa Suroeste, Dos Bocas, Tabasco.

2007 a la fecha, Superintendencia de Cementaciones, Estimulaciones y equipos especiales, Ciudad del Carmen, Campeche.


Tema de ac tua l i dad


Anteojeras ideológicasM. en C. Pablo Arturo Gómez Durán.

Vemos lo que queremos ver y escuchamos lo que estamos predispuestos a escuchar. Esta es la razón por la que –normalmente– sólo nos asomamos a ciertos periódicos, a algunos columnistas, a determinados programas de televisión, y a ciertas películas y libros. Lo que buscamos, por lo general, es confirmar nuestras ideas. De antemano solemos tener la respuesta ya filtrada por nuestras anteojeras ideológicas.

El columnista José Gordon publicó en su columna EL CUADERNO VERDE del 27 de mayo de 2011, en el periódico Reforma, el texto “Anteojeras ideológicas” que analiza cierto estudio realizado por el psicólogo Drew Westen en la Universidad Emory de Atlanta, Georgia, reseñado por Michel Shermer en la revista Scientific American de junio de 2006, con el apropiado título: El cerebro político.

Tradicionalmente, se dice que no debemos discutir sobre política, religión o futbol. Lo que ocurre es que con el disfraz de la racionalidad pretendemos ocultar –muchas veces sin lograrlo del todo– posturas que, en realidad, nunca hemos dejado abiertas al diálogo.

Michel Shermer plantea algo que hemos visto –o, tal vez, protagonizado– en torno a la defensa de posiciones políticas. Con amigos cercanos en campos contrarios, él ha observado que no importa el tema en discusión, las dos partes están igualmente convencidas de que la evidencia abrumadora apoya –precisamente– su posición y, por consiguiente, debilita la del bando opuesto.

En ciencias cognitivas a esto se le denomina «sesgo de confirmación» (confirmation bias); mecanismo por el cual –en pocas palabras– buscamos evidencias (incluso en la propia mente) que confirmen las propias creencias. El sesgo de confirmación es la tendencia de la gente para aceptar información que “ratifica” sus ideas preconcebidas o hipótesis, sin tomar en cuenta la veracidad de dicha información.

El sesgo aparece con gran vivacidad cuando se trata de temas con alto contenido emocional, ideológico o que constituyen creencias firmemente establecidas y aceptadas por determinado grupo. Al consultar

información sobre alguno de esos temas se opta por fuentes que reafirman las creencias establecidas. Lo mismo ocurre con las evidencias ambiguas: la tendencia es a tratarlas como si constituyeran un verdadero soporte de las posiciones preconcebidas.

Algunos experimentos llevados a cabo en la segunda mitad del siglo pasado sugieren que –efectivamente– la gente está inclinada a confirmar lo que considera creencias existentes, al enfocarse sólo en una posibilidad e ignorar las opciones, lo que le hace llegar a conclusiones sesgadas. Este mecanismo de sesgo se ha intentado explicar en términos de las “ilusiones vanas” que caracterizan a los seres humanos; también se asocia con la incapacidad del cerebro para procesar información en demasía, y, desde luego, se relaciona con el comportamiento pragmático de evaluar el costo personal que significaría estar –o ser considerado– equivocado, lo que crea una barrera para emplear una actitud neutra que ayude a ponderar o matizar las opiniones expresadas.

Lo novedoso del estudio del psicólogo Drew Westen, es que reforzó su investigación con estudios de resonancia magnética, con los cuales identificaba qué ocurría dentro del cerebro de los participantes, en los momentos cuando se presentaba el sesgo. Durante las elecciones presidenciales de Estados Unidos, en 2004, se tomaron personas de cierto grupo cuya mitad se consideraba conformada por republicanos cien por ciento identificados con ese partido y, la otra mitad, por demócratas probados, esto es: antagonistas políticos perfectamente identificables por sus posturas ideológicas, al igual que con los candidatos de un partido u otro.

En tales condiciones, se les pidió valorar una serie de afirmaciones de George W. Bush y de John Kerry, en las cuales ambos candidatos claramente se contradecían a sí mismos. Sin embargo, la pasión o el sesgo de confirmación terminó por imponerse: los participantes republicanos se fueron directo a la yugular sobre las aseveraciones de Kerry y los demócratas hicieron exactamente lo mismo con las de Bush. Lo más importante es que ningún participante se detuvo a evaluar las incongruencias evidentes de sus propios candidatos, sino que las avalaron sin


Tema de ac tua l i dad


mayor problema, al igual que descalificaron las del oponente.

Mientras ocurría esta valoración, se realizaba un escaneo cerebral mediante resonancia magnética. El investigador Westen señala que no observó –en las imágenes cerebrales de los participantes– incremento alguno de activación de las partes del cerebro que normalmente están involucradas con los procesos de razonamiento. En lugar de ello, constató una y otra vez cómo se encendían los circuitos cerebrales involucrados en regular sus emociones.

Un experto resume lo que pasó: cuando el político que la gente apoya es incongruente, el cerebro del correligionario lo justifica y, para ello, utiliza las regiones cerebrales asociadas con las emociones, en lugar de emplear las relacionadas con el pensamiento racional para valorar lo dicho por el político en

cuestión. Dicho de otra forma y con claridad diáfana: vemos y escuchamos únicamente lo que queremos.

En el libro El cerebro político, Westen plantea que la idea –repleta de buenas intenciones, o de vanas ilusiones– de que nuestra mente calcula y valora con frialdad las evidencias que se le presentan, no tiene ninguna relación con la forma en que realmente funciona el cerebro humano. La neurociencia afirma que votamos con el corazón no con la mente, lo cual nos exhibe como seres mucho más emotivos que racionales: contrario a lo que presumimos ser.

¿Cómo escapar de las anteojeras ideológicas y emocionales? ¿Qué hacer en la vida cotidiana y en la vida política? José Gordon señala –con gran tino– que la cultura de la emoción fina del silencio resulta fundamental para estar en condiciones de apreciar la verdad que se encuentra más allá de nuestra piel.


Convoca to r i a s



Convoca to r i a s



Convoca to r i a s



Convoca to r i a s



ADA IPM


A celebrarse el día 30 de noviembre del presente año en las instalaciones de AIPM, A. C. en la ciudad de Villahermosa, Tabasco, con presencia de un interventor

de la Secretaría de Gobernación.

En la asamblea extraordinaria del 19 de noviembre 2010, las mesas directivas delegacionales ADAIPM A.C. gestión 2009-2011, aprueban por mayoría el proyecto de la Directiva Nacional gestión 2010-2012, que tiene como objetivo iniciar éste 1er Gran Sorteo como primera instancia, para lograr el sustento propio de la Asociación y a la vez seguir brindando seguridad, protección y servicios de primera necesidad, implementando nuevos beneficios que hagan gozar de una tranquilidad a futuro a toda la comunidad ADAIPM, A.C.

Los nuevos beneficios aprobados en dicha asamblea son entre otros:

• FIDEICOMISO. Pretende brindar apoyo a las viudas (os) ADAIPM A.C.

• RESIDENCIA PARA ADULTOS MAYORES. Convenio de ADAIPM-CUIGER de México, que proveerá de los servicios especializados en GERONTON-GERIÁTRICOS, ofreciendo cuidado integral y profesional con gran calidad de vida, todo dentro de un ambiente de tranquilidad, seguridad y confort, gozando con la opción de tiempo compartido y el uso de residencias en diferentes lugares de la República Mexicana y Sudamérica, administrando los costos bajo tres esquemas específicos: DEPENDIENTE, PARCIALMENTE DEPENDIENTE E INDEPENDIENTE.

• SEGURO DE VIDA. Proporcionar a la comunidad ADAIPM. A. C., un Seguro de Vida, el cual se obtiene con las ventajas de: SIN LÍMITE DE EDAD y de BAJO COSTO. Oferta tentativa de Argos Compañía Argentina de Seguros Generales S.A., de prima asegurada por $800,000.00, con un costo individual de $8,500.00, el cálculo de este ofrecimiento está basado en una edad promedio de 51 años, la negociación se haría en parcialidades y la edad promedio que venimos actualizando desde el inicio de esta gestión con todas nuestras asociadas (os), nos reportará el promedio real que nos dará seguramente un costo individual menor.

• CLÍNICA ESPECIALIZADA EN DIABETES (CED). El costo de este servicio se establecerá a través de parcialidades, administrando esquemas de servicio que ellos ofrecen según el diagnóstico del paciente, las socias (os) podrán obtener los servicios necesarios en cualquier etapa de diabetes.


ADA IPM


• HOSPITAL DE ALTA ESPECIALIDAD DE LA MUJER. Mantener la continuidad conservando el CONVENIO CON LA SECRETARÍA DE SALUD EN EL ESTADO DE TABASCO que desde la gestión 2006-2008 se inicia y el cual se ha venido renovando debido al buen resultado que en servicios médicos especializados (mastografía, ultrasonido, histerectomía, desintometría ósea, perfil de lípidos, etc.) ha brindado a las socias (os) ADAIPM A.C.

Este beneficio se ofrece en la Cd. de Villahermosa, Tabasco, al cual tienen acceso nuestras 10 delegaciones.

• VÍNCULOS. Relaciones con asociaciones afines, buscando adecuar nuestra labor altruista hacia una mejor proyección de beneficio social.

• CAPACITACIÓN. Ofrecer a nuestras 10 delegaciones una permanente y oportuna capacitación en las áreas necesarias para elevar el nivel de conocimientos, habilidades y competencias que nos permitan como socias estar a la vanguardia.

DIRECTIVA NACIONAL ADAIPM A.C2010-2012

“UNION, ARMONIA Y PROGRESO”

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