Cmo seleccionar metodologas de confiabilidad para instalaciones y ductos Reactivacin exitosa del Campo Samaria Terciario en el Activo Integral Samaria Luna Terminacin con cedazos expandibles

Inyeccin de agua en yacimientos naturalmente fracturados asociados a un acufero comn

rgano de Divulgacin Tcnica, e Informacin de la Asociacin de Ingenieros Petroleros de Mxico, A.C. VOL L Nmero 4 Abril de 2010

INGENIERA PETROLERA

Aplicacin de la metodologa VCDSE para la documentacin de localizaciones a perforar en los campos del Activo Integral Ku Maloob Zaap

La Asociacin de Ingenieros Petroleros de Mxico, A.C.

Invita a todos sus asociados a participar activamente con la elaboracin y enriquecimiento de la revista Ingeniera Petrolera, a fin de compartir conocimientos y nuevas experiencias. Los temas para participar pueden ser de inters general, anecdticos, histricos, chuscos, tcnicos de conocimiento en general. No pierdas la oportunidad, Participa con nosotros!

Fraternidad y Superacin!

COORDINACIN EDITORIAL Laura Hernndez Rosas lhernandezr@aipmac.org.mx 5260-7458, 5260-2244, 5260-7310 Micro (811)20118

Indice

Editorial Seccin TcnicaResmenes de artculos tcnicos

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Artculos

Cmo seleccionar metodologas de confiabilidad para instalaciones y ductos Reactivacin exitosa del Campo Samaria Terciario en el Activo Integral Samaria Luna Terminacin con cedazos expandibles

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Aplicacin de la metodologa VCDSE para la documentacin de localizaciones a perforar en los campos del Activo Integral Ku Maloob Zaap Inyeccin de agua en yacimientos naturalmente fracturados asociados a un acufero comn

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rgano de Divulgacin Tcnica e Informacin de la Asociacin de Ingenieros Petroleros de Mxico, A.C. Certificado de Licitud de Ttulo Nm. 8336 Certificado de Licitud de contenido Nm. 5866 Vol. L No. 4 Abril 2010Ingeniera Petrolera.- Publicacin mensual de la Asociacin de Ingenieros Petroleros de Mxico, A.C., Av. Melchor Ocampo 193 Torre A piso 12 Col. Vernica Anzures C.P. 11300, Mxico D.F., Tels. 5260-2244 y 52607458. Solicitada la Autorizacin como Correspondencia de Segunda Clase de Administracin de Correos nm. 1 de Mxico D.F. Distribuido por la Asociacin de Ingenieros Petroleros de Mxico, A. C. Publicacin Editada e Impresa por Grfico Express S.A. de C.V. Andres Iduarte F. No. 213 Col. Jose Ma. Pino Suarez Tels.: 351-19-80, 351-19-38 C.P. 86168 Villahermosa, Tab. Edicin: 2000 Ejemplares. Certificado de licitud de ttulo en trmite nm. 8336 y Certificado de contenido nm. 5866 ante la Comisin Certificadora de Publicaciones y Revistas Ilustradas. Certificado de reserva de Derechos al Uso Exclusivo nm. 003322 ante la Direccin General del Derecho de Autor. Toda la correspondencia debe dirigirse a la Asociacin de Ingenieros Petroleros de Mxico, A.C. EL CONTENIDO DE LOS ARTCULOS TCNICOS ES RESPONSABILIDAD DEL AUTOR.

2Directiva NacionalMI. Jos Luis Fong Aguilar MI. Edmundo Rivera Ramrez Ing. Ricardo Rosales Lam Ing. Ing. Vctor Hugo Flores Iglesias Ing. Miguel Angel Maciel Torres Ing. Csar R. Lpez Crdenas lng. Nstor Prez Ramos Ing. Sergio Mariscal Bella lng. Edilberto Pea Sainz Ing.. Oscar Humberto Lizn Prez lng. Hctor S. Salgado Castro Ing. Rubn Lujn Salazar Dra. Alma Amrica Porres Luna MI. Ramiro Rodrguez Campos Ing. Alfonso Amieva Zamora Ing. Jaime Torres Ruvalcaba Ing. Carlos Gustavo Cullar Angulo Dr. Francisco Garca Hernndez Lic. Roberto Vera Castro Ing. Florencio Saucedo Molina Presidente Vicepresidente Secretario Prosecretario Tesorero Protesorero Coordinador de Ayuda Mutua Subcoord. Inversiones Ayuda Mutua Coordinador de Fondo de Retiro Subcoordinador Inversion Fondo de Retiro Director Comisin de Estudios Subdirector de Estudios Directora Comisin Editorial Director Comisin Legislativa Subdirector de Comisin Legislativa Subdirector de Comisin Legislativa Coordinador de Relaciones Pblicas Director Comisin de Membresia Coordinador de Apoyo Informtico Coordinador de Salud y Deporte

Consejo Nacional de Honor y JusticiaIng. Daniel Njera Paredes Ing. Jess Oscar Romero Lpez MI. Carlos Rasso Zamora Ing. Javier Chvez Morales

Delegacin Ciudad del CarmenIng. Jos Baltazar Domnguez Ing. Moiss Medelln Salgado Presidente Vicepresidente

Delegacin Poza RicaIng. Luis Octavio Alczar Cancino Ing. Plcido Gerardo Reyes Reza Presidente Vicepresidente

Delegacin CoatzacoalcosM I. Arturo Ramrez Rodrguez Presidente Ing. Javier Rubn Martnez Gutirrez Vicepresidente

Delegacin ReynosaIng. Salvador Quero Garca Ing. Juan Arturo Hernndez Carrera Presidente Vicepresidente

Delegacin ComalcalcoIng. Martn Salazar Bustamante Ing. Sergio Vzquez Barrera Presidente Vicepresidente

Delegacin TampicoIng. Gregorio Olmos Cedillo Ing. Gaelo de la Fuente Garca Presidente Vicepresidente

Delegacin MxicoIng. Martn Galindo Garca Ing. Gustavo Salgado Nava Presidente Vicepresidente

Delegacin VeracruzIng. Miguel ngel Hernndez Garca Ing. Rubn A. Jimnez Guerrero Presidente Vicepresidente Presidente Vicepresidente

Delegacin MonterreyIng. Francisco Javier Garza Salazar Presidente Ing. Roberto Lozano Montemayor Vicepresidente

Delegacin VillahermosaIng. Lauro Jess Gonzlez Gonzlez Ing. Jorge Rodrguez Collado

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Gerencia NacionalLic. Roberto Manuel Martnez Gmez rmmartinezg@aipmac.org.mx Tels: 5260-7458, 5260-2244, 5260-7310 Micro (811) 20118

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Editorial

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La investigacin en el instituto Mexicano del Petrleo

La visin estratgica de la investigacin del Instituto Mexicano del Petrleo, responde a dos premisas bsicas: la primera, se fundamenta en el valor actual que posee el conocimiento como generador de nuevas tecnologas, acordes con la realidad de la industria petrolera nacional. La segunda, se construye a travs de una estrecha alineacin con Petrleos Mexicanos, para sancionar con criterios rigurosos por ambas partes, los programas y proyectos de investigacin destinados a ampliar el horizonte tecnolgico de esta industria. Los programas con sus proyectos respectivos, que constituyen el abanico de la investigacin en el Instituto Mexicano del Petrleo, son: 1) Geofsica de Exploracin y Explotacin 2) Procesos de Transformacin 3) Ingeniera Molecular 4) Geologa de Exploracin y Explotacin 5) Recuperacin de Hidrocarburos 6) Explotacin de Campos en Aguas Profundas 7) Aseguramiento de la Produccin de Hidrocarburos 8) Administracin del Conocimiento y Patrimonio Intelectual 9) Matemticas Aplicadas y Computacin Actualmente, los recursos destinados a la investigacin y al desarrollo tecnolgico, constituyen una inversin que incide en el desarrollo econmico y la disminucin de la dependencia tecnolgica, como ha sido en las naciones que han considerado prioritario apoyar programas dedicados a estos rubros del conocimiento. Mxico no es ajeno a esta perspectiva y cuenta con el Instituto Mexicano del Petrleo, que desde su creacin el 23 de agosto de 1965, defini como objetivos fundamentales, crear programas de investigacin, formar investigadores y especialistas para el desarrollo de tecnologas, productos y servicios aplicables a la Industria Petrolera Nacional. Hoy, el Instituto Mexicano del Petrleo es una institucin moderna y competitiva, con una sana capacidad de autofinanciamiento, que se propone asegurar el fortalecimiento de la investigacin y el desarrollo tecnolgico, con programas y proyectos de investigacin alineados a las necesidades de Pemex.

Fraternidad y Superacin

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ResmenesCmo seleccionar metodologas de confiabilidad para instalaciones y ductosIng. Miguel Chabl Prez Delegacin Villahermosa Con el objetivo de optimizar sus recursos, en los ltimos aos, las empresas, y en especial la industria del petrleo, ha iniciado la aplicacin de Metodologas de Confiabilidad como un medio para incrementar la confiabilidad de sus procesos y equipos, y de ese modo alcanzar sus objetivos. Es as, como en Pemex Exploracin y Produccin, encontramos que actualmente se aplican diversas metodologas de confiabilidad con los objetivos mencionados, pero en la mayora de los casos los resultados no han sido los esperados, o solo han quedado en fase de estudio sin llegar a su aplicacin. Entre los principales elementos que ocasionan esta situacin, se ha encontrado que la implantacin de metodologas se hace con base a la incipiente experiencia y necesidades del personal tcnico de campo, quienes generalmente se asesoran con empresas consultoras especialistas en estas metodologas, pero sin efectuar un anlisis costoriesgo-beneficio, que determine la mejor estrategia de aplicacin. Considerando que los recursos asignados son finitos y en atencin a la iniciativa de Implantacin del Sistema de Confiabilidad Operacional en PEP, se realiz este trabajo, el cual mediante la aplicacin de una gua prctica con criterios establecidos por expertos en la materia y diagramas de desicin, permitir a nuestros especialistas seleccionar la metodologa ms adecuada a sus necesidades especficas.

Reactivacin exitosa del Campo Samaria Terciario en el Activo Integral Samaria LunaIng. Juan Carlos Sosa Snchez Rafael Prez Herrera Delegacin Villahermosa El estudio del Proyecto Integral Samaria Somero, fue realizado con la finalidad de cuantificar y certificar las reservas de las arenas someras del rea. En dicho estudio se determinaron cuatro grandes paquetes de arenas en el fluyente, donde se definieron las caractersticas ms importantes por paquete y por tipo de aceite. Partiendo de esa informacin, se procedi a realizar un estudio ms detallado de los mismos, logrndose una divisin ms precisa de estos paquetes de arenas. Este plan de explotacin (2010-2025) tiene como uno de sus propsitos principales, la aplicacin de un proyecto de recuperacin trmica (inyeccin de vapor), que tiene como objetivo, incrementar la produccin de aceite extrapesado de los campos que componen este proyecto, lo cual redundar en prolongar la vida productiva en los yacimientos. Lo anterior se sustenta, en que actualmente se tiene un factor de recuperacin del 10% en el Somero y un volumen original de aceite en sitio de 152.9 mmb y 154.5 mmmpc de gas, para el Negeno se tiene un factor de recuperacin del 0%, un volumen original de 649 mmb de aceite y 36.4 mmmpc de gas, lo que motiva el mantenimiento de pozos, la perforacin de pozos adicionales y la aplicacin de procesos de recuperacin secundaria y mejorada (inyeccin de vapor). La aplicacin de tales actividades, se basa en que los yacimientos tienen las condiciones apropiadas de densidad y viscosidad del aceite, tipo de entrampamiento, bajos echados y arenas de

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5amplios espesores, adems de que los indicadores econmicos son muy atractivos.

Terminacin con cedazos expandiblesIng. Jess Snchez Martnez Delegacin Veracruz El presente trabajo, describe la utilizacin de la tecnologa de cedazos expandibles por el Departamento de Diseo e Ingeniera de Pozos de Petrleos Mexicanos, describiendo la importancia de su aplicacin, as como las caractersticas y ventajas que tienen, en comparacin con las terminaciones convencionales, donde se tienen que realizar disparos a las tuberas de revestimiento. Se realiz la comparacin de la produccin del Campo Papan, con Cedazos expandibles y terminacin convencional. Los cedazos expandibles, es una tecnologa aplicada a pozos de gas, los cuales tienen un tubo base que le proporciona la resistencia mecnica y alrededor de ste se colocan mallas o filtros y al quedar ya expandido se elimina el espacio anular entre el agujero y los cedazos, obstruyendo la produccin de arena. Los pozos candidatos para la utilizacin de cedazos expandibles, tienen que ser geomecnicamente estables y con capacidad de produccin de gastos de flujos altos y sostenibles para que sea rentable el proyecto. Para las dimensiones de los cedazos expandibles, se describe, como se obtiene el tamao de las mallas, el dimetro ptimo y la longitud ptima de los cedazos expandibles, para que se tenga un buen desempeo, tanto de la herramienta, como de nuestros yacimientos de gas y con ello incrementar la produccin en el territorio nacional. Se tocan aspectos de perforacin de pozos y de terminacin, para que desde el diseo del pozo se

tengan contempladas las mejores prcticas operativas y continen estas en la terminacin, as se menciona la importancia de la densidad de control del pozo, de la densidad de la salmuera, ya que los cedazos expandibles deben de ser colocados en seno de salmuera y con todo ello, se garantiza el xito de la colocacin y expansin de los cedazos.

Aplicacin de la metodologa VCDSE para la documentacin de localizaciones a perforar en los campos del Activo Integral Ku Maloob ZaapIng. Vctor H. Moreno Morales Luis Angel Carrillo Galicia Hctor Salgado Castro Fernando Jurez Snchez Csar Oliveros Boada Delegacin Ciudad del Carmen Desde 2007 la documentacin de las localizaciones a perforar en el Activo Integral Ku Maloob Zaap, se ha realizado bajo las premisas de la Estrategia de Desarrollo de Campos vigentes para el Activo (Estrategia de Desarrollo de Campos del AIKMZ 2007) y empleando la metodologa VCDSE. Actualmente, de los pozos documentados con la metodologa contamos con 29 pozos perforados y 9 se encuentran en perforacin; documentados como sigue: 4 pozos horizontales, 1 multilateral, 8 altamente Inclinados, 1 exploratorio, 6 estratgicos (informacin especial), 1 delimitador y 17 profundizados. Derivado del anlisis multidisciplinario, se han logrado establecer procesos de trabajo que han permitido cumplir con las premisas de explotacin establecidas por el Activo, adems de mayor asertividad en la programacin de los tiempos de perforacin, reflejandose esto en el movimiento de equipos de la RMNE. En 2006, se trabajaba con ABRIL/2010

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Seccin Tcnicaniveles de costo clase III y IV, actualmente se ha logrado mejorar la certidumbre de los proyectos pozo llegando a tener para 2008 en la mayora de los casos bases de usuario que permiten tener costos programados clase II. El proceso identifica y desarrolla el objetivo y el alcance de los proyectos pozo, lo cual permite mejorar las relaciones entre el Activo, Perforacin y compaas prestadoras de servicios, proporcionando mayor valor al proyecto pozo desde el diseo al disminuir el riesgo tcnico y econmico. As tambin, se ha logrado una definicin documentada del alcance del proyecto, diseada para satisfacer los objetivos del negocio, en cuanto a inversin de capital, costos operacionales, tiempo y calidad. Dado que en el Activo se cuenta con campos maduros con un desarrollo avanzado, hasta campos en la fase inicial (visualizacin), se presenta la oportunidad de mejorar los procesos de diseo y aplicar las lecciones aprendidas y mejores prcticas. atravs de dos pozos, realizando un programa de toma de informacin estratgica y evaluacin de la prueba piloto lo que permiti redimensionar y aplicar el proyecto de inyeccin de agua. En 1985, con la declinacin pronunciada de presin, con la misma pendiente de los tres campos Abkatun, Pol y Chuc, se documenta el proyecto de inyeccin de agua a los tres campos, con el propsito de inyectar cerca de la interfase aguaaceite. La informacin obtenida de las pruebas de interferencia entre los Campos del Complejo en 1983, la prueba piloto aplicada al campo Abkatun 1985-1988, y la prueba de interferencia del pozo exploratorio Pek-1 en 1987, ratificaron la existencia de un acufero comn entre los Campos Abkatun, Pol y Chuc, as como la alta transmisibilidad que se tiene en cada campo. Lo anterior, dio lugar a la documentacin del Proyecto de inyeccin integral de agua al Complejo APC, cambiando la conceptualizacin y reubicando la posicin de la zona de inyeccin de agua a una distancia +/- 6 km de los campos Abkatun, Pol y Chuc. En marzo de 1991, da inicio la inyeccin de agua al complejo APC con 210 Mbpd a travs de 12 pozos e incrementando a un mximo de 500 Mbpd en enero de 1992 con 25 pozos, ajustando las cuotas de inyeccin en base a la respuesta de los yacimientos, declinando a un mnimo de 80 Mbpd en diciembre de 2006, fecha en la que se suspende la inyeccin, alcanzando una acumulada de 1386 MMbls. Durante 15 aos, los campos de explotacin Abkatun, Pol y Chuc estuvieron sujetos a la inyeccin de agua, logrando incrementar el factor de recuperacin del 37% al 41% con beneficios de 409 MMb, logrando el objetivo de disminuir la franca declinacin de presin en los tres campos y sosteniendo plataformas de produccin de 500 Mbpd de 1991 a 1995.

Inyeccin de agua en yacimientos naturalmente fracturados asociados a un acufero comnIng. Ricardo Toledo Pia M. en I. Alfredo Len Garca Delegacin Comalcalco Este trabajo describe las actividades realizadas en la implantacin de un proceso de recuperacin secundaria por inyeccin de agua a yacimientos naturalmente fracturados que comparten un acufero comn, con la finalidad de mantenimiento de presin e incrementar el factor de recuperacin de aceite de los campos Abkatun, Pol y Chuc. De 1985 a 1988, se llev a cabo una prueba piloto al Campo Abkatun, con la plataforma Abkatun-I ABRIL/2010

7Cmo seleccionar metodologas de confiabilidad para instalaciones y ductosIng. Miguel Chabl Prez Delegacin Villahermosa Introduccin Los esfuerzos de Petrleos Mexicanos, por mejorar sus procesos, le han posicionado como una empresa reconocida internacionalmente, alineando sus acciones a la dinmica actual de las actividades para la explotacin eficiente de los hidrocarburos, las cuales exigen el desarrollo de nuevas estrategias de negocio, que apunten a maximizar su rentabilidad con niveles de riesgo tolerables. Esta razn llev a la Direccin Corporativa de Operaciones (DCO), a disear y establecer la estrategia de implantar un Modelo de Confiabilidad Operacional (MCO), en los cuatro Organismos Subsidiarios de la empresa. En este sentido, Pemex Exploracin y Produccin en su Programa Estratgico 2007-2015, defini las iniciativas estratgicas que ejecutar en los prximos aos, para convertirse en una empresa que mantenga el compromiso con la maximizacin del valor econmico. Estableci cinco objetivos estratgicos, entre los cuales esta considerado, Mantener niveles competitivos en costos de descubrimiento y desarrollo, as como de produccin. Para asegurar el cumplimiento de este objetivo, fragment la estrategia en 18 iniciativas estratgicas, clasificadas en cinco grupos principales, distribuidos a lo largo de la Cadena de Valor, as, en la fase de produccin, se estableci la iniciativa estratgica Realizar una Transformacin Operativa de la Funcin de Mantenimiento, la cual considera entre sus iniciativas principales: Desarrollar e implantar un Sistema de Confiabilidad Operacional institucionalizando los procesos en PEP. Para poner en ejecucin esta iniciativa estratgica, PEP desarroll el Sistema de Confiabilidad Operacional (SCO) y el plan para su implantacin. Este sistema considera como una de sus principales estrategias, implantar una gua prctica que permita al personal responsable de las operaciones, seleccionar adecuadamente el orden y aplicacin de metodologas de mantenimiento y confiabilidad, que le permitan en consecuencia, mejorar la confiabilidad de las instalaciones de produccin y ductos, incrementando la eficiencia operativa y optimizando recursos, privilegiando siempre la seguridad, salud y proteccin ambiental. Antecedentes y objetivo Desde hace algunos aos, se implement la aplicacin de metodologas de mantenimiento y confiabilidad en Pemex Exploracin y Produccin, con el propsito de hacer los procesos de produccin ms confiables y seguros, cumpliendo con los requerimientos tcnicos, econmicos y normativos, que aseguren un nivel adecuado de riesgo y rentabilidad en instalaciones y ductos de PEP. Pero la correcta aplicacin de estas metodologas, depende en primera instancia de la correcta seleccin y orden de aplicacin de las mismas, que debe siempre ser de acuerdo al proceso, instalacin o equipo objetivo. Con la finalidad de proporcionar una secuencia lgica para la seleccin de metodologas confiables para aplicar en PEP, la Gerencia de Administracin de Mantenimiento, desarroll la Gua para la seleccin de metodologas de confiabilidad como parte del Sistema de Confiabilidad Operacional, actualmente en proceso de implantacin. As, el objetivo primordial del presente trabajo, es proporcionar al personal operativo, una secuencia lgica que le permita seleccionar las metodologas de mantenimiento y confiabilidad a aplicar, para obtener procesos de produccin ms confiables y seguros, cumpliendo con los requerimientos tcnicos, ABRIL/2010

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Seccin Tcnicaeconmicos y normativos, que aseguren un nivel adecuado de riesgo y rentabilidad en instalaciones y ductos de Pemex Exploracin y Produccin. Desarrollo Para la correcta aplicacin de esta gua, se deben seguir todos los pasos establecidos y contar con el equipo de trabajo para su aplicacin, debe ser natural y el equipo estar conformado preferentemente por personal especialista del rea, con la participacin del personal profesionista y manual que participa directamente en la operacin y mantenimiento de los equipos. Definicin del problema / Exposicin de la teora Conformacin de los equipos naturales de trabajo Para la aplicacin de cualquiera de las metodologas de mantenimiento y confiabilidad, se deber realizar como primer paso, la conformacin de un equipo de trabajo, tomado como referencia lo establecido en la "Gua para la formacin y funcionamiento de equipos de trabajo y la Gua para la Conformacin y Operacin de los Equipos de Trabajo de Confiabilidad en Pemex Exploracin y Produccin, Clave 202-64100-SIG- 2.4-051, emitidas por la Gerencia de administracin de Mantenimiento, SDC, las cuales pueden consultarse en la direccin http://sdc.dpep.pep.pemex.com, pgina web de la Subdireccin de Distribucin y Comercializacin de PEP. Premisas La gua tiene para su establecimiento y aplicacin las siguientes premisas: ? El presupuesto es limitado, lo que obliga a jerarquizar la aplicacin de las metodologas de confiabilidad, para optimizar los recursos disponibles. La cantidad de personal en las instalaciones, limita la aplicacin simultnea de las metodologas. La aplicacin de las metodologas debe tomar en cuenta los siguientes factores: - Tipo de equipos que presentan fallas. Modos de falla que presentan los equipos. Cantidad de equipos que presentan fallas. Frecuencia de ocurrencia de las fallas. Impacto de las fallas en el negocio.

Informacin necesaria para la aplicacin de esta gua Para determinar las frecuencias de fallas y sus consecuencias, es necesario realizar un tratamiento de las fallas de las instalaciones / procesos / sistemas o equipos, con sus impactos asociados. Para lo anterior, se requiere la siguiente informacin: Base de datos de fallas y reparaciones por tipo de equipo, en las instalaciones o ductos bajo anlisis. En caso de no tener informacin de las instalaciones y ductos, utilizar bases de datos genricas, tales como OREDA, PARLOC, IEEE. Opinin de expertos para complementar la informacin genrica o la informacin propia de las instalaciones. Registros de impacto de fallas en produccin y en seguridad de los procesos. Resultados de estudios previos: MCC, ACR, IBR, SIL/SIS, RAM, Anlisis de Riesgos y otros.

Seleccin de metodologas -Cmo saber qu metodologa aplicar? A efecto de asegurar la implantacin ordenada y optimizar el uso de los recursos, PEP ha establecido las siguientes metodologas, complementarias entre si, como base para mejorar la confiabilidad de las instalaciones y equipos: Anlisis de criticidad. Anlisis causa raz. Mantenimiento centrado en confiabilidad. Inspeccin basada en riesgo.

Para determinar el orden de aplicacin de las metodologas de confiabilidad con un ptimo uso de los recursos, deber seguirse la secuencia de pasos del diagrama de flujo de la Figura 1.

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Figura 1. Diagrama de flujo para la seleccin de metodologas de confiabilidad en PEP.

Conformar los equipos de trabajo para evaluar la criticidad de las instalaciones y equipos Invariablemente, la primera metodologa a aplicar es el Anlisis de Criticidad, ya que con esto, se contar con criterios sustentados para una adecuada toma de decisiones, relativa a donde aplicar los recursos disponibles, en trminos de su impacto en el negocio. As, la mxima autoridad de la instalacion o ducto, debe formalizar la conformacin del Equipo Natural de Trabajo (ENT), quien tendr la responsabilidad de realizar el anlisis de criticidad, al nivel que se requiera. Anlisis de criticidad de instalaciones, equipos y ductos PEP seleccion la metodologa de anlisis de criticidad, con el objeto de:

Jerarquizar instalaciones, equipos y ductos de acuerdo al riesgo, identificando los ms crticos en trminos de su posible impacto en la poblacin, seguridad, medio ambiente, produccin y mantenimiento. Apoyar la toma de decisiones. Optimizar recursos.

En tal sentido, se debe aplicar el Anlisis de Criticidad, tal y como se establece en la Gua para la Aplicacin de la Metodologa Anlisis de Criticidad en Pemex Exploracin y Produccin, nmero 202-64000GMA-212-0001. Es importante tener presente, que la criticidad de los equipos e instalaciones se debe reestimar cuando ocurran cambios significativos en la probabilidad y/o la consecuencia de fallas. Esto ocurre en cualquiera de las siguientes situaciones: ABRIL/2010

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Seccin Tcnica Cambios operacionales significativos (temperatura, presin, corrosividad, toxicidad, nuevos arreglos, otros). Reemplazos o reparaciones mayores de equipos. Modificaciones en dispositivos de seguridad o mitigacin de riesgos. Aplicacin de las recomendaciones obtenidas de las metodologas de confiabilidad, tratadas en esta gua.

Como gua general, podrn seguirse los criterios que se presentan en la Tabla 1.

Metodologa ACR

Reestimar la criticidad luego de: Haber cumplido con las recomendaciones relevantes (solucionan la totalidad o gran parte del problema) del anlisis y monitoreo del comportamiento del equipo por un tiempo suficiente que permita verificar la solucin del problema. Haber puesto en marcha el nuevo plan de mantenimiento, obtenido del anlisis (planes registrados en PM-SAP) y monitoreo del comportamiento del equipo por un tiempo suficiente, que permita verificar la mejora en la confiabilidad. Haber puesto en marcha el nuevo plan de inspeccin, obtenido del anlisis (planes registrados en PM-SAP) y de realizar las primeras inspecciones consideradas como crticas en dicho anlisis.

MCC

IBR

Tabla 1. Recomendaciones para seleccionar metodologas segn la criticidad de equipos. Seleccin y aplicacin de las metodologas de confiabilidad. Una vez identificados los equipos con alta criticidad, es necesario emprender acciones que lo lleven a disminuir sus niveles de criticidad, por lo que se les debe aplicar medidas de reduccin de probabilidad de falla o de sus consecuencias. Definir patrn de fallas del equipo. Un equipo es crtico, porque presenta alta frecuencia / probabilidad de fallas o porque al fallar, aunque sea en forma espordica, puede producir una alta consecuencia. Determinar en qu caso se encuentra el equipo y luego encontrar el pareto con los tipos o modos de falla que presenta y su impacto asociado, es definir el patrn de fallas. As, dentro de los equipos considerados como crticos de una instalacin podrn encontrarse distintos patrones de falla, tal como los siguientes ejemplos: ABRIL/2010 Equipos dinmicos, elctricos e instrumentacin. Equipos nuevos o confiables, pero que son crticos por su alta consecuencia de fallas. Ejemplos: Turbogeneradores, Turbocompresores. Equipos con pocas fallas, pero en condiciones que comprometen su confiabilidad, por ejemplo con altas vibraciones, altas temperaturas, operaciones al lmite, fugas, u otras. Equipos que resultan crticos, por su alta frecuencia de fallas de alto impacto. Equipos de seguridad que pueden presentar fallas ocultas.

Equipos estticos. Equipos nuevos o confiables, pero que son crticos por su alta consecuencia de fallas. Ejemplo: separadores.

11 Equipos con fallas recurrentes de internos. Equipos con fugas. ms crticos. Otros incidentes que afecten la seguridad y/o medio ambiente, debern investigarse segn lo establecido en el Sistema de Administracin de la Seguridad de los procesos del SSPA. Mantenimiento Centrado en Confiabilidad (MCC) Todos los planes de mantenimiento de los equipos dinmicos e instrumentacin considerados de alta criticidad en instalaciones estratgicas (AAA), invariablemente debern ser elaborados mediante la aplicacin de un anlisis de Mantenimiento Centrado en Confiabilidad (MCC). La aplicacin del MCC, se debe realizar de acuerdo a lo establecido en el documento Gua para la Aplicacin de la metodologa de Mantenimiento Centrado en Confiabilidad en Pemex Exploracin y Produccin, nmero 202-64000-GMA-211-0001 y comenzar por los equipos de alta y media criticidad, respectivamente. Para aquellos equipos con fallas recurrentes de alto impacto, deber darse prioridad al estudio de ACR y luego continuar con el anlisis de MCC. Para equipos no pertenecientes a instalaciones AAA, debe justificarse el anlisis de MCC, preguntndose si con este anlisis se espera optimizar los planes de mantenimiento, de manera que se logre mejorar la confiabilidad del equipo. Esto debido a que el MCC requiere de alta cantidad de recursos para su realizacin. En los casos de instalaciones cuyos equipos resulten en su mayora de baja criticidad, deber aplicarse la metodologa de MCC donde la optimizacin de los planes de mantenimiento incrementar la confiabilidad de los equipos. Esta decisin debe ser justificada por un anlisis costo-beneficio, que tome en cuenta los recursos requeridos para realizar el anlisis. Una vez realizado el anlisis de MCC e implantado el nuevo plan de mantenimiento, deber reestimarse la criticidad del equipo y de la instalacin. Luego ABRIL/2010

Una vez establecido el patrn de fallas de cada equipo, debern aplicarse las metodologas de confiabilidad, de acuerdo a los criterios que se describen a continuacin. Anlisis Causa Raz (ACR) A los equipos de cualquier familia (dinmicos, elctricos, instrumentos o estticos) que resulten de Alta y Media Criticidad y que presenten un patrn de fallas recurrentes y/o de alto impacto, se les debe aplicar la metodologa de Anlisis Causa Raz, de acuerdo a lo estipulado en el documento Gua para la Aplicacin de la metodologa de Anlisis Causa Raz en Pemex Exploracin y Produccin, nmero 202-64000-GMA-211-0002. Con esta metodologa, debern identificarse las causas de las fallas recurrentes y atender las recomendaciones para resolverlas. La aplicacin de la metodologa de ACR, comenzar por los equipos de alta y media criticidad, en orden jerrquico. Una vez resuelto el problema de fallas recurrentes, deber reestimarse la criticidad del equipo y en caso de afectarse la criticidad de la instalacin, deber ser reestimada y aplicar el diagrama de flujo para verificar qu otras acciones de mejora le podran ser aplicadas. En los casos de instalaciones cuyos equipos resulten en su mayora de baja criticidad, deber aplicarse la metodologa de ACR a aquellos que presenten fallas recurrentes, comenzando por los que presentan mayor cantidad de fallas o mayor impacto. En los casos donde ocurran incidentes de alto impacto que afecten la confiabilidad de equipos, debe realizarse un ACR sin requerirse pasar por el diagrama de flujo descrito en la Figura 1. En esta gua, se da el enfoque solo desde el punto de vista de Confiabilidad Operacional, donde los problemas a analizar se seleccionan dentro de los

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Seccin Tcnicavolver al diagrama de flujo, (Figura 1), para verificar qu otras acciones de mejora le podran ser aplicadas. Inspeccin Basada en Riesgo (IBR). A los equipos estticos de Alta y Media Criticidad, deber aplicrseles la metodologa de Inspeccin Basada en Riesgo (IBR), de acuerdo a lo establecido en la Gua para la Aplicacin de la Metodologa de Confiabilidad Inspeccin Basada en Riesgo en Pemex Exploracin y Produccin, nmero 20264000-GMA-117-0003. Si en la instalacin existe una cantidad considerable de equipos estticos que requieren de un IBR, se debe realizar el anlisis de IBR a toda la instalacin. Con la aplicacin de esta metodologa se lograrn optimizar sustancialmente los planes de mantenimiento de los equipos estticos, ya que normalmente modifica las frecuencias de inspeccin, modificando los periodos de inspeccin como se requiera. En instalaciones crticas, donde ya se tienen planes de inspeccin y no han ocurrido fallas, el IBR redundar en bajar los costos de inspeccin y mejorar la confiabilidad. Esto lo logra tanto por la modificacin de frecuencias como por la aplicacin de distintas tcnicas de inspeccin que pueden sustituir otras actuales. Adicionalmente, el IBR ofrece una nocin ms realista del riesgo por posibles fallas de la instalacin, ya que se disminuye la incertidumbre. A toda instalacin que resulte de alta critcidad se le deber realizar un estudio de IBR. Si la instalacin cuenta con un estudio de IBR, entonces debe verificarse su vigencia y actualizarla si es necesario. En los casos de instalaciones, cuyos equipos estticos resulten en su mayora de baja criticidad, deber aplicarse la metodologa de IBR, donde la optimizacin de los planes de inspeccin redundar en una mejor confiabilidad de los equipos o menores costos de inspeccin. Esta decisin deber ser justificada por un anlisis costo-beneficio, que tome en cuenta los recursos requeridos para realizar el anlisis. Posteriormente, volver al diagrama de flujo, para verificar qu otras acciones de mejora le podran ser aplicadas. Otras metodologas de confiabilidad En aquellos casos donde se justifiquen, realizar esfuerzos adicionales de optimizacin, luego de haber explotado la utilizacin de las cuatro metodologas oficiales de PEP, se podr evaluar la aplicacin de otras metodologas de confiabilidad disponibles. stas son: estimacin de inventarios (refacciones) mediante la Optimizacin CostoRiesgo (OCRI), estimacin de frecuencias de mantenimiento, mediante OCR (OCRF), Anlisis del costo de Ciclo de Vida, Vida til Remanente (VUR), nivel de integridad de seguridad de los sistemas instrumentados de seguridad (SIL/SIS), Anlisis de Confiabilidad, Disponibilidad y Mantenibilidad (Anlisis RAM), entre otras. Para estos casos deber ser solicitada la informacin, a la Gerencia de Administracin de Mantenimiento (GAM) por los interesados. Una vez realizado el anlisis con cualquiera de estas metodologas e implementadas las recomendaciones, deber reestimarse la criticidad del equipo y/o la instalacin. Luego volver al Diagrama de Flujo para verificar qu otras acciones de mejora le podran ser aplicadas. Anlisis del costo de ciclo de vida. El objetivo de esta metodologa es presentar un estimado del comportamiento de los costos en el ciclo de vida de un activo, escoger la mejor aproximacin costo efectividad, de una serie de alternativas basado en el costo mnimo a largo plazo del activo. Esto permite invertir en lo econmicamente mas conveniente para Pemex Exploracin y Produccin. Se basa en estimar o pronosticar, todos los posibles flujos de caja que puedan ocurrir durante toda la Una vez realizado el anlisis de IBR, implementado el nuevo plan de inspeccin y realizadas las primeras inspecciones crticas, deber reestimarse la criticidad del equipo y/o la instalacin.

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13vida til de un activo, sistema o proceso; incluyendo todas las fases; desde el diseo, procura, construccin, operacin, mantenimiento, hasta su desincorporacin y en la conversin de estos flujos de caja proyectados o futuros, a un valor econmicamente comparable, considerando el valor del dinero en el tiempo; tal como el valor presente neto (VPN). El Anlisis del Costo del Ciclo de Vida, hace especial nfasis en la inclusin de los eventos derivados del nivel de confiabilidad de los sistemas y procesos; incluyendo los impactos de probables eventos no deseados, tales como fallas, prdidas de produccin, accidentes, huelgas, desastres naturales, etc, en el ciclo de vida del activo. Para la aplicacin de esta metodologa, se debe referir a lo establecido en la Norma ISO STD 15663 1 Petroleum and Natural Gas Industries Life Cycle Costing Part I Methodology. Esta metodologa deber utilizarse cuando se adquiera un equipo nuevo y/o en nuevos proyectos. Nivel de Integridad de Seguridad de los sistemas instrumentados de seguridad. El Nivel de integridad de seguridad (SIL), identifica los requerimientos mnimos de disponibilidad y confiabilidad, para alcanzar un desempeo aceptable, dado un nivel especfico de riesgo del proceso. El propsito de un Sistema Instrumentado de Seguridad (SIS), es el de reducir el riesgo de ese proceso a un nivel de riesgo tolerable. Para definir los requerimientos en la determinacin del Nivel de Integridad de Seguridad (SIL), para Sistemas Instrumentados de Seguridad (SIS), se debe aplicar lo establecido en la Norma de referencia NRF-045-PEMEX-2002, para la Determinacin del nivel de integridad de seguridad de los sistemas instrumentados de seguridad, como parte de los requisitos que deben cumplirse. Esta medologa deber utilizarse en los siguientes casos: Cuando en la instalacin no se tenga un SIS, cuando un producto de un ARP as lo requiera, para proyectos de actualizacin del SIS y para nuevos proyectos. Anlisis de Confiabilidad, Disponibilidad y Mantenibilidad (Anlisis RAM). Metodologa que permite pronosticar para un perodo determinado de tiempo, la disponibilidad y el factor de produccin diferida de un proceso de produccin o sistema, basado en su configuracin, en la confiabilidad de sus componentes, la filosofa de operacin y mantenimiento, y fundamentalmente en los TPPF y TPPR de los diversos componentes del sistema, con base en informacin proveniente de bases de datos propias, bancos de datos genricos de la industria y en la opinin de expertos. Este anlisis, permite realizar sensibilidades entre la capacidad instalada y la requerida, modificaciones del plan de mantenimiento, etc., lo que facilita determinar las diferencias con respecto a una condicin, planear opciones de redimensionamiento y generar los planes de accin, que permitan cumplir los compromisos de produccin y seguridad solicitados. Equipos de baja criticidad. Los equipos o instalaciones que resulten con baja criticidad, suponen un bajo riesgo. Partiendo de la premisa de que estos cuentan ya con planes de mantenimiento y/o inspeccin, que han apoyado su confiabilidad, debern seguir aplicndose estos mismos planes en el futuro. Si por el contrario, los equipos o instalaciones que resulten con baja criticidad no tienen establecidos planes de mantenimiento, estos debern ser generados a travs de recomendaciones del fabricante, planes genricos y/o experiencia del personal responsable por el mantenimiento. Estos planes deben ser adecuados para equipos de baja criticidad. Registros. Los registros y documentos resultantes de la aplicacin de las metodologas para cualquier tipo de activo (instalaciones / procesos / sistemas / equipos), deben mantenerse en un expediente, de ABRIL/2010

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Seccin Tcnicaacuerdo a lo establecido en las guas de aplicacin de las metodologas, en archivo electrnico y conservarse durante la vida til de la ubicacin tcnica (equipos) o la instalacin, de manera que permita su consulta y revisin cuando sea requerido. Solucin y procedimientos / Equipos y procesos Para la seleccin de metodologas de confibilidad, se considera de suma importancia que el equipo de trabajo responsable de realizar el anlisis, est conformado por personal de la instalacion y liderado por la mxima autoridad de la misma. En el caso de equipos de alta criticidad, podra gestionarse la participacin de consultora externa, experta en la aplicacin de la metodologa seleccionada por el personal de Pemex, y que adems, tenga conocimiento de los equipos crticos. Discusin e interpretacin de los resultados / Datos Para poder obtener y hacer efectivos los beneficios de la aplicacin de metodologas de mantenimiento y confiabilidad, es imperativo que los registros de datos, fallas y actividades, as como los nuevos planes de mantenimiento derivados de su aplicacin, sean llevados en el sistema institucional SAP R/3 especficamente en el mdulo de mantenimiento, aunque se podr tambin hacer uso de software dedicado para registro, control y seguimiento de los resultados de la aplicacin. Asimismo, todos los registros de la informacin debern apegarse a los lineamientos establecidos en el SSPA, cualquier accin derivada de la aplicacin de metodologas que implique cambios en los sistemas, equipos, ductos e instalaciones para mejorar la confiabilidad de estas, se debe documentar con base al Elemento de Administracin del Cambio del Sistema de Administracin de Seguridad de los Procesos. Conclusiones Con la utilizacin de esta gua prctica se espera que el personal de operacin y mantenimiento sea capaz de seleccionar adecuadamente las metodologas de mantenimiento y confiabilidad que de acuerdo a su Es requisito, que al trmino de la aplicacin de cualquiera de las metodologas, se genere un reporte a las autoridades, consistente y profesional para cada anlisis, elaborado en reuniones con los responsables de la toma de decisiones, para presentar las acciones y recomendaciones obtenidas de los estudios y establecer planes de accin efectivos, para alcanzar los objetivos. Nomenclatura SCO AC ACR RCM IBR SIL SIS ASP SSPA ISO Sistema de Confiabilidad Operacional. Anlisis de Criticidad. Anlisis Causa Raz (RCA - Root Cause Analysis). Mantenimiento Centrado en Confiabilidad (MCC o RCM). Inspeccin Basada en riesgo. Nivel de integridad de Seguridad (NIS). Sistema Instrumentado de Seguridad. Administracin de la Seguridad de los Procesos. Seguridad, Salud y Proteccin Ambiental. International Standard Organization. contexto operacional sean aplicables, as como el orden para su aplicacin, lo que le permitir optimizar los recursos humanos, materiales y financieros disponibles, mejorando la eficiencia, seguridad y confiabilidad de las instalaciones de produccin a su cargo.

Referencias Manual del Sistema de Confiabilidad Operacional (SCO).

"Gua para la formacin y funcionamiento de equipos de trabajo del Sistema de Confiabilidad Operacional. Gua para la Conformacin y Operacin de los Equipos de Trabajo de Confiabilidad en PEMEX Exploracin y Produccin, Clave 202-64100-SIG- 2.4-051

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15 Gua para la Aplicacin de la Metodologa Anlisis de Criticidad en PEMEX Exploracin y Produccin, nmero 202-64000-GMA212-0001. Gua para la Aplicacin de la Metodologa de Confiabilidad Inspeccin Basada en Riesgo en PEMEX Exploracin y Produccin, nmero 202-64000-GMA-117-0003. Norma ISO STD 15663 1 Petroleum and Natural Gas Industries Life Cycle Costing Part I Methodology. Norma de referencia NRF-045-PEMEX-2002 para la Determinacin del nivel de integridad de seguridad de los sistemas instrumentados de seguridad. Sistema de Administracin de la Seguridad de los procesos del SSPA.

Gua para la Aplicacin de la metodologa de Anlisis Causa Raz en PEMEX Exploracin y Produccin, nmero 202-64000-GMA211-0002. Gua para la Aplicacin de la metodologa de Mantenimiento Centrado en Confiabilidad en PEMEX Exploracin y Produccin, nmero 202-64000-GMA-211-0001.

Curriculum vitaeIng. Miguel Chabl Prez Es egresado de la Universidad Veracruzana de la ciudad de Veracruz, Ver., concluyendo en 1983 la licenciatura como Ingeniero Mecnico Electricista. En 1999 finaliz la Maestra en Administracin de Empresas, en la Universidad Jurez Autonma de Tabasco. En 1985, ingres a Petroleos Mexicanos como Ingeniero encargado de operacin y mantenimiento de estaciones de compresin en el Departamento sistemas de compresin, del Distrito Villahermosa. En el ao de 1988, curs la Especializacin en Acondicionamiento y procesamiento de gas de instalaciones petroleras en la Universidad Autnoma de Mxico. De 1985 a 2004, ocup diferentes puestos relacionados con la operacin y mantenimiento de instalaciones de compresin de gas. En 2004-2005, curs el Diplomado Internacional en Ingeniera de Confiabilidad, auspiciado por la Universidad Simn Bolvar de Venezuela y el Instituto Tecnolgico de Tabasco. A partir de noviembre de 2004 hasta la fecha, se desempea como Superintendente de integridad de instalaciones en la Subdireccin de Distribucin y Comercializacin de PEP.

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Seccin Tcnica

Reactivacin exitosa del Campo Samaria Terciario en el Activo Integral Samaria LunaIng. Juan Carlos Sosa Snchez Rafael Prez Herrera Delegacin Villahermosa Introduccin El Proyecto Integral Samaria Somero, se compone de los campos Samaria Fluyente-Negeno y Carrizo, donde operan 22 pozos y se tiene una produccin actual de 7.6 mbpd de aceite y 10.31 mmpcd de gas. Las actividades que componen el plan de explotacin y que nos permitirn alcanzar las metas planteadas, son las siguientes: Instalacin de sistemas artificiales de produccin Perforacin de pozos intermedios (no convencionales), reparaciones mayores y menores Inyeccin de vapor Implantacin de un sistema de recuperacin mejorada mediante la inyeccin de vapor Otras intervenciones, como estimulaciones a pozos El comportamiento actual de los pozos en los campos maduros del Terciario, requiere una mayor actividad de conversiones de pozos a diferentes sistemas artificiales, como son: bombeo neumtico, mecnico, y cavidades progresivas, que permita continuar la produccin y extender el lmite econmico de los campos con estas opciones. Se establecieron tres opciones, las cuales presentan VPN/VPI: Op1=5.93, Op2=5.97 y por ltimo la Op3=5.91. Antecedentes A la fecha ya se tiene un procedimiento escrito para analizar los proyectos (metodologa FEL) y la experiencia de interactuar en equipos multidisciplinarios de alto ABRIL/2010 rendimiento, para desarrollar el diagnstico completo y preciso de un estudio de yacimiento a fin de maximizar el proyecto. En la actualidad, la ventaja radica en que prcticamente la informacin tcnica del proyecto est bien definida y con el soporte de metodologas probabilsticas se obtienen de manera rpida resultados comparativos de los principales parmetros tcnico-econmicos que permiten realizar el anlisis dinmico del proyecto. Adems, se adquiere informacin estratgica adicional que permite evaluar y analizar el proyecto. El estudio permite desarrollar anlisis multidisciplinarios para la toma de decisiones colegiadas, relativas a las acciones a ejecutar en el proyecto o incrementar su produccin y obtener beneficios econmicos. El plan de explotacin del Proyecto Integral Samaria Somero, tiene como objetivo fundamental: Maximizar el valor econmico de las reservas, incrementar el factor de recuperacin, obteniendo en el periodo 2010-2025, una produccin acumulada de 96 millones de barriles de aceite y 9.4 miles de millones de pies cbicos de gas, reclasificar las reservas y asegurar la continuidad de la operacin de los campos Samaria fluyente, extrapesado y Carrizo. El proyecto en ejecucin comprende geogrficamente el rea del Campo Samaria que se localiza a 17 Km. al Noroeste de la ciudad de Villahermosa, Tabasco, donde se tiene la presencia de aceite viscoso en los paquetes arenosos someros (500-2,100 m.). En la Figura 1, se muestra la ubicacin del Campo Samaria y Carrizo, as como su relacin con campos vecinos.

17Campo: Tipo de crudos: Gravedad API: Porosidad: Permeabilidad Estimada: Presin Inicial: VOH (Determ.) ExtrapesadoFigura 1. Localizacin del Proyecto. Descripcin geolgica La interpretacin estructural del rea que comprende el Campo Samaria Terciario de aproximadamente 25 Km, se realiz con base en la informacin del cubo ssmico A.J._BERMUDEZ_MIGCFCG_COMESA_29030601.

Samaria, Carrizo Variable (Pesado a Extrapesado) 14-22 20 35 1600 mD 180 Kg/cm2 a P.R. a 1,700 m. 648.89 MMBls 152.9 MMBls 79.09 MMBls 10 % Muy heterogneo, lenticular y arenas no consolidadas

VOH (Determ.) Pesado VOH (Prob. P50) Carrizo Factor de recuperacin: Yacimiento:

Tabla 1. Caractersticas de los yacimientos.

Figura 2. Distribucin areal de los paquetes arenosos. En la Tabla 1 se presenta un resumen de las principales caractersticas.DATOS GENERALES Edad: Formaciones del Somero: Pozo Descubridor: Profundidad: Mecanismo de produccin: Negeno Paraje Solo y Filisola Samaria-02 (1960) 1,000-2,100 m Expansin Roca Fluido, Empuje Hidrulico, Gas disuelto liberado.

La interpretacin se realiz comparando y validando la informacin de 5 marcadores arcillosos provenientes de la interpretacin estratigrfica de 70 pozos, as como del anlisis de los registros snicos de los pozos Samaria: 804, 810D, 811, 813, 814, 820, 835, 836, 844 y los VSPs de los pozos, Samaria 101 y Samaria 847, con los cuales se generaron los sismogramas sintticos correspondientes, para la obtencin de TZs. En la Figura 3, se muestra la seccin estructural del pozo Samaria 816. El rea de estudio cuenta con diversos informes que presentan en forma detallada los rasgos estructurales como estratigrficos, los cuales sirvieron de apoyo para realizar la caracterizacin del campo. Estratigrafa El rea de estudio comprende la caracterizacin geolgica a detalle por arena prospectiva del Campo Samaria, con el objetivo de afinar los volmenes y generar un plan de explotacin para el Terciario Somero Fluyente. La columna estratigrfica analizada en el Campo Samaria, comprende el aceite fluyente (1,000-2,100 m) y aceite extrapesado (500-1,000 m). ABRIL/2010

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Seccin TcnicaLa Figura 4 muestra una seccin estratigrfica del rea.SA -40 SA -816 SA -12

Figura 3. Seccin estructural pozo Samaria 816

Figura 4. Seccin estratigrfica que muestra la subdivisin por paquete de arena.

Periodos de explotacin del proyecto El Campo Samaria Terciario, fue descubierto en el ao de 1960 con la perforacin y terminacin del pozo Samaria-02, el cual mostr presencia de agua en los horizontes inferiores y aceite pesado en los horizontes superiores, por lo que no se puso en produccin y se tapon. A partir de esta fecha, se comenz una

campaa agresiva de perforacin, la cual concluy en 1972, con la terminacin de 25 pozos y el cierre de algunos otros, por ser productores de aceite pesado. En la Figura 5, se muestra la grfica del comportamiento de Produccin del Campo Samaria Terciario, donde se distinguen seis periodos bien definidos en el campo.

Figura 5. Periodos de explotacin del campo. ABRIL/2010

19Periodo 1: Comienza con la campaa de perforacin, alcanzando a terminar 19 pozos, produciendo de forma simultnea y llegando a un nivel de produccin de 3,150 barriles de aceite diario. Este perodo se caracteriza por la alta perforacin de pozos y presencia de produccin de agua desde el inicio de la historia del campo. Para mayo de 1975, se realiza el cierre de los pozos activos (7), cuando producan en total 95 barriles de aceite y 13 barriles de agua diario. Periodo 2: Corresponde al tiempo de cierre total del campo, desde 1972 hasta 1978, por informacin del personal del Activo, hay dos hiptesis; la primera, que el cierre se debi a la baja produccin y el descubrimiento de pozos del Mesozoico, el cual produca crudo liviano de alto potencial. La segunda hiptesis es que se perdi la informacin debido a una inundacin, dandose todos los archivos con la informacin del campo. De las dos hiptesis, la que tiene mas peso o coincidencia es la primera, en donde se manifiesta un abandono o falta de inters del rea por el bajo aporte y ser crudo pesado, adems de ser no comercial para el momento. Periodo 3: A finales de 1980 comienza un periodo de produccin, el cual presenta alta incertidumbre, debido a que el perfil no muestra ninguna declinacin y todos los pozos muestran la misma tendencia. En la tabla de aforos por pozo se aprecia mejor este comportamiento. Para este periodo la produccin mxima es de 1,050 bpd. Periodo 4: Despus de otro periodo de cierre de produccin que dura aproximadamente ao y medio, se da inicio a este periodo, donde arranca con un incremento en la produccin; pero a la vez una declinacin acelerada de la misma, a consecuencia del cierre de muchos pozos por el incremento de produccin de agua en muchos de los intervalos productores. Se intervienen algunos pozos, entre ellos el Samaria 13, el cual entre mayo y octubre de 1998, lleg a producir un promedio de 1500 bpd, luego se estabiliz en un promedio de 450 bpd, hasta mediados del ao 1999 cuando cay a 100 bpd, se le realiz mantenimiento, estabilizndose entre 300 y 200 bpd. Adicionalmente, estn las intervenciones de los pozos Samaria 17 y Samaria 22, que se manifestaron muy bien, pero al igual se observa una fuerte declinacin de la produccin. Periodo 5: Inicia a partir del 2001, observndose un incremento en la produccin de aceite al igual que en la produccin de gas, se destaca que este incremento es producto de las intervenciones realizadas a 8 pozos del Activo, los cuales, algunos respondieron muy bien al trabajo, entre ellos se encuentra Samaria 17, Samaria 12 y Samaria 13. Periodo 6: Inicia a partir del mes de julio de 2007, el cual se caracteriza por la perforacin de pozos direccionales, obteniendo resultados favorables, esto detona un programa ambicioso de perforacin y reparacin de pozos, que actualmente contina en ejecucin. En la Figura 6, se representa la evolucin de la produccin del campo referido al ltimo periodo de produccin (2007-2009), en la que se observa un relevante incremento de la produccin, con una produccin mxima de aceite de 7,535 bpd.

Figura 6. Evolucin de la produccin del campo 2007-2009. ABRIL/2010

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Seccin TcnicaIngeniera de yacimientos Debido a las caractersticas geolgicas y estructurales de los paquetes arenosos y a la incertidumbre de la informacin de los pozos, se realiz un proyecto multidisciplinario con el objeto de minimizar esta problemtica. Se valid y reconstruy la historia de produccin de los pozos antiguos en base a los reportes oficiales de produccin escaneados. De igual forma, se cre la historia de presin por pozo y paquete arenoso. Con el apoyo del equipo del modelo esttico se definieron las configuraciones de los paquetes de las arenas 8 y 12, y de los yacimientos de las arenas 16 y 18. Se emple la informacin de anlisis PVT del pozo Samaria 13, perteneciente a la arena 8. Con base en esta informacin se realiz balance de materia empleando el paquete MBAL, obteniendo los siguientes resultados, Tabla 2.VOLUMEN ORIGINAL 111.8 mmb 30.7 mmb 6.0 mmb 8.0 mmb

Figura 8. Mecanismos de empuje (MBAL) paquete A-8. Definicin del problema Se han identificado los riesgos asociados a la ejecucin del proyecto que son inherentes a la misma actividad, tales como riesgos geolgicos, operativos y de tipo social. Sin embargo, se ha establecido un plan de mitigacin de los mismos, mediante el cual, los riesgos se reducen a niveles tolerables para a su vez reducir la incertidumbre del proyecto. Entre los riesgos asociados al proyecto, podemos mencionar el avance del contacto agua-aceite que impacta en las localizaciones a perforar, pueden modificar las profundidades totales programadas, reubicar o incluso cancelar algunas localizaciones. Por otro lado, debido al ritmo de explotacin, los intervalos pendientes por disparar con saturaciones originales de aceite, pueden encontrarse invadidos de agua salada o gas, provocando esto la reduccin de reservas por recuperar. Respecto al rengln ecolgico, el proyecto cumple con todas las normas para proteger el medio ambiente y trabajar as dentro de un marco normativo; para evitar sanciones o suspensiones del proyecto por parte de las Dependencias Gubernamentales encargadas de vigilar el cumplimiento de las normas de proteccin ambiental. El riesgo de cada opcin de diseo propuesta, est asociado a la velocidad de recuperacin de reservas, de manera que la opcin 1 requiere ms tiempo para cumplir con los objetivos y a su vez, la opcin 3 requiere an ms tiempo aunado al riesgo de avance de contactos de agua y aceite.

A-8 A-12 A-16 A-18

Tabla 2. Volumen original obtenido con MBAL, para los 4 paquetes arenosos. En las Figuras 7 y 8 se muestran las grficas de los mtodos analticos y los mecanismos de empuje resultante, para el paquete de la A-8.

Figura 7. Mtodo analtico (MBAL), paquete A-8. ABRIL/2010

21Desarrollo y descripcin de la metodologa de seleccin, para la mejor opcin de diseo El proyecto consiste en la explotacin de reservas identificadas en yacimientos que contienen hidrocarburos con diferentes caractersticas cada uno, (aceite de bajo encogimiento: pesado y extrapesado), los cuales son estratgicos para la Regin Sur, ya que el extrapesado ser el primer proyecto de esta naturaleza en Mxico, adems de que se facilita su desarrollo en virtud de que dicho proyecto se ubica en un rea en explotacin con instalaciones existentes. El reto principal es la aplicacin de nuevas tecnologas en arenas terciarias (inyeccin de vapor), las cuales contienen aceites de alta viscosidad con produccin de arena y alto porcentaje de agua. Se llevar a cabo una prueba piloto de inyeccin de vapor, en pozos ubicados estratgicamente en las arenas A-1, A-4, y A-6, para determinar los volmenes a inyectar para cada ciclo as como las caractersticas de operacin. En la Figura 9 se muestra el pronstico de produccin de la prueba piloto con 5 ciclos de inyeccin de vapor.

Figura 9. Pronstico de produccin de la prueba piloto. La inyeccin de vapor consiste en la utilizacin de pozos con terminacin especial, es decir, acondicionados con tecnologa para inyectar vapor y posteriormente producir aceite viscoso. Este proceso se llevar a cabo en una primera etapa con la produccin en fro durante seis meses por pozo, cuando decline la presin en el yacimiento se iniciar la etapa de inyeccin de vapor. Se aplicar el mtodo de inyeccin alternada de vapor, el cual consiste en inyectar un volumen de vapor al yacimiento, despus viene la etapa de remojo y finalmente se abren los pozos para la produccin de aceite. El reto principal es producir las reservas del aceite extrapesado (negeno), con el proceso de inyeccin cclica de vapor. As como la perforacin de pozos no convencionales y horizontales, para poder incrementar las reservas de los yacimientos del Proyecto Integral Samaria Somero. Los criterios que llevaron a la seleccin de la mejor alternativa fueron: Mayor valor presente neto Alta eficiencia de la inversin Escenario de menor riesgo Mayor recuperacin de reservas de hidrocarburos, sin rebasar la reserva 2P remanente certificada. Alto incremento en el factor de recuperacin de aceite y gas, en un lapso de 15 aos. Previsin y mitigacin de los riesgos asociados al proceso de recuperacin mejorada. Con la finalidad de maximizar la rentabilidad del proyecto, se dise y document una estrategia de explotacin que respondiera a los objetivos generales del proyecto y que en lo sucesivo se identifica como Opcin 2. El anlisis comparativo entre las opciones, se fundament en las diferencias entre la cantidad y tipo de pozos a perforar y reparar, as como en el uso de las tecnologas y mejores prcticas. De la aplicacin de un anlisis probabilsticas para la evaluacin de proyectos de inversin, mostraron que la Opcin 2, documentada en la cartera 20102025, mostr en comparacin con las otras dos opciones, mejores resultados en trminos econmicos, es decir, es altamente rentable, por lo ABRIL/2010

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Seccin Tcnicaque dichos resultados sustentan la solidez de este proyecto, cabe mencionar se comenz en el mes de marzo del 2009, el VCD de explotacin. Para continuar la explotacin de los yacimientos petroleros del proyecto Samaria Somero, se consideraron hasta tres alternativas, las cuales fueron el resultado de un anlisis probabilstico. A travs de este anlisis, se consideraron muchos aspectos de posibilidades, producto de la incorporacin de las incertidumbres identificadas y analizadas con un equipo multidisciplinario. La estimacin de pronsticos se bas en la identificacin preliminar de 3 opciones de explotacin, los cuales fueron acotados por trabajos del equipo multidisciplinario, focalizados a casos del negocio, elementos principales del plan de explotacin, situacin actual de las arenas, bajo la aplicacin de nuevas tecnologas y mejores prcticas. El esquema final de desarrollo considera 3 alternativas, las cuales consideran premisas comunes, tales como: Implantacin de un sistema de recuperacin mejorada, consistente en la inyeccin de vapor e implementacin de sistemas artificiales de produccin (BCP), que permitir mejorar el factor de recuperacin de las arenas, ya que los yacimientos de aceite extrapesado requieren de la disminucin de la viscosidad para que sean expulsados desde los yacimientos hasta la superficie, diferencindose entre s, por el nmero de perforacin de pozos, reparaciones mayores y menores. La generacin de estas alternativas, tambin es resultado de evaluaciones econmicas, en el que el factor inversin es una de las variables de mayor impacto en el proyecto.Opciones Opcin 1 Qo(MMbd) Qg(MMpcd) Inversin (MM$) Costos Operativos(MM$) Ingresos(MM$) Opcin 2 Qo(MMbd) Qg(MMpcd) Inversin (MM$) Costos Operativos(MM$) Ingresos(MM$) Opcin 3 Qo(MMbd) Qg(MMpcd) Inversin (MM$) Costos Operativos(MM$) Ingresos(MM$) 11 5 664 117 13 4 730 130 15 2 630 158 16 2 330 153 18 2 804 175 19 3 554 184 18 2 336 264 17 1 26 246 15 1 22 197 14 0 21 183 19 168 18 159 19 145 1.7 133 1.7 125 123 13 13 12 11 10 9 82 8 4,178 2,661 48,011

De manera inicial, se dise una estrategia de explotacin que respondiera a los objetivos generales del proyecto y se identifica como Opcin 2, que consiste en la aplicacin del siguiente esquema de explotacin: Terminacin de 56 pozos, mantenimiento de pozos mediante 49 reparaciones mayores y 84 reparaciones menores, que permitan continuar la explotacin de los yacimientos y 104 estimulaciones de pozos para restituir la produccin de estos. Implantacin de sistemas artificiales de produccin (bombeo neumtico y bombeo de cavidades progresivas), seleccionados con base en un anlisis tcnico-econmico que tom en cuenta, entre otros aspectos, el tipo de fluido de los yacimientos, profundidad, condiciones de operacin y manejo del porcentaje de agua. Opcin 1. Esta opcin considera el mismo esquema de explotacin que la denominada anteriormente como Opcin 2 en cuanto a los procesos, pero disminuye la inversin con la perforacin y terminacin de 51 pozos, 44 reparaciones mayores, 79 reparaciones menores y 99 estimulaciones. Opcin 3. Esta opcin considera el mismo esquema de explotacin que la Opcin 2 en cuanto a los procesos de mantenimiento de presin, pero incrementa la inversin con la perforacin y terminacin de 61 pozos, 54 reparaciones mayores, 89 reparaciones menores y 109 estimulaciones. Las Tablas 3 y 4, muestran algunos parmetros de estimacin de produccin, inversin, gastos de operacin e ingresos de cada una de las tres opciones de diseo consideradas para la definicin de la mejor alternativa.Total 86 8 20 168 19 159 20 145 1.8 133 1.8 125 123 4,424 2,661 50,836

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 12 5 703 117 14 4 773 130 15 3 667 158 16 2 350 153 19 2 851 175 20 3 587 184 19 2 356 264 18 1 28 246 16 1 24 197 15 0 22 183 14 13 12 11 11 10

762 2,084 2,940 3,352 4,298 4,789 4,543 4,228 3,817 3,556 3,263 3,086 2,821 2,590 2,447 2,259

13

15

17

18

21

22

21

20

18

17

16

15

14

13

12

11

96 9 4,915 2,661 56,484

6 4 3 2 3 3 2 1 1 1 782 859 741 389 946 652 396 31 26 24 23 21 22 2 2 117 130 158 153 175 184 264 246 197 183 168 159 145 133 125 123 847 2,316 3,266 3,724 4,775 5,321 5,048 4,698 4,241 3,951 3,625 3,429 3,135 2,878 2,719 2,510

720 1,968 2,777 3,165 4,059 4,523 4,291 3,993 3,605 3,358 3,082 2,915 2,664 2,446 2,311 2,134

Tabla 3. Opciones 1, 2 y 3, evaluadas del proyecto Samaria Somero. ABRIL/2010

23Opcin 1 VPN VPI VPN/VPI 19,441 3,277 5.93 Opcin 2 21,745 3,641 5.97 Opcin 3 18,290 3,095 5.91

Tecnologa de estudio de yacimientos: Adquisicin de informacin ssmica 3-D ? Empleo de software especializado para la interpretacin ssmica y estudios de caracterizacin de los yacimientos (GEOFRAME, PETREL) ? Uso de software especializado para el estudio bsico de ingeniera de yacimientos (MBAL, PVT, OFM, PAN SYSTEM, SAPHIR) ? Uso de software especializado para el estudio bsico de ingeniera de pozos y procesos (PIPESIM, PIPEPHASE) ? Toma de registros geofsicos modernos ? Toma, preservacin y anlisis de ncleos no consolidados Tecnologa de perforacin:

Tabla 4. Indicadores econmicos

Factores de riesgo e incertidumbres Se han identificado los riesgos asociados a la ejecucin del proyecto, que son inherentes a la misma actividad, tales como riesgos geolgicos, operativos y de tipo social. Sin embargo, se ha establecido un plan de mitigacin de los mismos, mediante el cual, los riesgos se reducen a niveles tolerables para a su vez reducir la incertidumbre del proyecto. Entre los riesgos asociados al proyecto, podemos mencionar el avance del contacto agua-aceite, que impacta en las localizaciones a perforar, pueden modificar las profundidades totales programadas, reubicar o incluso cancelar algunas localizaciones, por otro lado, debido al ritmo de explotacin, los intervalos pendientes por disparar con saturaciones originales de aceite, pueden encontrarse invadidos de agua salada o gas, provocando esto la reduccin de reservas por recuperar. Respecto al rengln ecolgico, el proyecto cumple con todas las normas para proteger el medio ambiente y trabajar as dentro de un marco normativo; para evitar sanciones o suspensiones del proyecto por parte de las Dependencias Gubernamentales, encargadas de vigilar el cumplimiento de las normas de proteccin ambiental. El riesgo de cada opcin de diseo propuesta, est asociado a la velocidad de recuperacin de reservas, de manera que la opcin 1, requiere ms tiempo para cumplir con los objetivos y a su vez la opcin 3, requiere an ms tiempo, sumado al riesgo de avance de los contactos de agua y aceite. Descripcin de la tecnologa a utilizar La tecnologa que se emplear durante la ejecucin del proyecto de vanguardia en la explotacin de los yacimientos, est de acuerdo a estndares internacionales. sta bsicamente se aplica a todas las diferentes etapas que conforman la explotacin de campos y pueden dividirse como a continuacin se especifica.

? Perforacin bajo balance ? Perforacin de pozos horizontales desde macroperas ? Perforacin y terminacin (control de arena) en pozos de alto ngulo y horizontales ? Uso de equipo de monitoreo a tiempo real (MWD, LWD) ? Asistencia de software especializado en el diseo ? Sistema de perforacin direccional rotatorio desde macroperas ? Medicin de parmetros de perforacin en tiempo real Tecnologa de explotacin: ? Sistemas artificiales de produccin (Bombeo Neumtico y Bombeo de Cavidades Progresivas) ? Sistema de recuperacin mejorada ? Implantacin de nuevos esquemas de explotacin, mediante reentradas ? Sistema de tratamiento de agua congnita ? Uso de software especializado en la ingeniera de procesos (PRO II, PIPESIM, PIPEPHASE, REO) Tecnologa de seguridad: ? Automatizacin de pozos e instalaciones, para casos de emergencia ? Automatizacin de procesos de las instalaciones ABRIL/2010

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Seccin TcnicaIngeniera bsica de los pozos Con base en las ventajas y desventajas de los pozos terminados en 7 y 5 y la diferencia de costos asociados, se sugiere terminar los pozos verticales y desviados con TR de 7. Esto permite, que el pozo en caso de ser productor, no tenga ninguna restriccin mecnica futura. Los pozos de alto ngulo sern terminados con un empaquetamiento con grava con agujero revestido y los pozos horizontales se terminarn con TR ranurada, Figura 10. El empaquetamiento con grava en agujero descubierto o revestido de un pozo horizontal, tiene un alto riesgo, para que operacionalmente sea 100% exitoso. Los pozos horizontales de la Cuenca del Orinoco en Venezuela, que presentan caractersticas similares de compresibilidad de la roca, densidad API y viscosidad del aceite, han sido terminados en agujero con TR ranurada. La seccin horizontal, se ha estimado en 400 metros y se perforar con una barrena de 6 y luego bajar una TR corta ranurada de 5. El proyecto ha considerado una inyeccin de vapor, luego de una explotacin en fro. La perforacin de pozos multilaterales Nivel IV, se ve limitada por un posible dao del pozo en la junta. No existe experiencia a nivel mundial de inyeccin de vapor en pozos multilaterales. Aunque en el yacimiento existe la posibilidad de perforar pozos multilaterales, no se han considerado, debido al riesgo de daar la junta del pozo, en caso de someterse a la inyeccin de vapor. Al final de la vida productiva de los pozos, se debe proceder a abandonar los pozos con el propsito de evitar riesgos ecolgicos y darle seguridad al entorno. Para el procedimiento de abandono, se ha considerado utilizar un equipo de cementaciones para colocar cuatro tapones de cemento e instalar un monumento de abandono, con su placa respectiva. Se ha considerado que todas las TR's tienen cemento hasta la superficie, por lo anterior, no se han considerado costos adicionales de recuperacin de TR's. Figura 11. Diseo de pozos inclinados para contactar varios paquetes arenosos. Los veintids pozos desviados son Tipo J y S, con desplazamientos horizontales de 400 a 750 metros. Los pozos de alto ngulo y horizontales requieren efectuar el KOP de 150 a 300 metros de profundidad vertical, para lograr los objetivos propuestos. Los pozos desviados se han planeado para alcanzar un ngulo de 30 a 70 grados de inclinacin con una severidad no mayor de 4 grados por cada 30 metros. Esto permite alcanzar los objetivos propuestos y bajar en el pozo el sistema artificial de produccin, Figura 11. Figura 10. Modelo de terminacin de un pozo horizontal.

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25Infraestructura y obras estratgicas. 1. Infraestructura para manejar la produccin de aceite pesado. Para manejar la produccin de aceite pesado, se utilizar una red de ductos de transporte, para la cual, est en proyecto de construccin la 2da. etapa, se utilizarn lneas de descarga de 6 y 4 pulgadas, que llegan a los cabezales Samaria 811, 840, 837, 801, forneo I, forneo III, luego 12 pulgadas, en tramos secundarios/principales al cabezal, Samaria 35, y finalmente de 16 pulgadas, para llevar toda la produccin del campo a la Batera Samaria II, en la cual se plane la mezcla del aceite con la produccin de esa batera. Se requerirn un total de 28.52 Km de lneas de 4 pulgadas, 16.62 Km de lneas de 6 pulgadas, 4.9 Km, de 12 pulgadas y 1.6 Km. de 16 pulgadas, 5 cabezales e interconexiones con el SHBP 102 x 40` en la Batera Samaria II. Esta red fue simulada con PIPESIM, para determinar los dimetros requeridos de las tuberas, Figura 12.

Figura 12. Infraestructura para construccin a futuro. 2. Infraestructura para el manejo de la produccin de aceite extra-pesado. Para manejar de produccin de aceite extra-pesado, se plantea, tanto para la etapa de produccin en fro como en caliente, utilizar lneas de recoleccin de 8 pulgadas, que salen de cada macropera y en algunos tramos secundarios, luego 12 pulgadas en tramos secundarios/principales, y finalmente de 16 pulgadas, para llevar toda la produccin del campo a la Batera Samaria II, en la cual se prev el tratamiento y/o procesamiento del aceite. Un total de 20.8 Km. de lneas de 8 pulgadas, 4.9 Km de 12 pulgadas y 1.6 Km. de 16 pulgadas sern requeridos. Con respecto a las lneas de 8 pulgadas que salen de cada pozo o macropera, estas representan aproximadamente un 34% (7 Km) del total de 20.8 Km requeridos. Esta red fue simulada con el optimizador REO, para determinar los dimetros requeridos de las tuberas, dependiendo de las plataformas de produccin P10, P50 y P90 estimadas, Figura 13. ABRIL/2010

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Seccin Tcnica

Figura 13. Diagrama de proceso del manejo de la produccin con inyeccin de vapor, en pozos de aceite extra-pesado.

A fin de asegurar la medicin de la produccin, al menos una medida al mes en cada pozo, se han conceptualizado equipos de Medicin, estratgicamente situados y conectados a los pozos por lneas alternas de 6 pulgadas. Los mismos, en principio estn diseados para realizar la medicin con equipos convencionales. Como premisas, se parti de la utilizacin de la infraestructura existente en la batera Samaria II y para realizar el diseo de instalaciones se consideraron varias alternativas: Segregado 16API, Diluido 22API y Mejorado Rose 22API, despus de la evaluacin de costos, la recomendacin es manejarlo segregado a 16API, que es la mnima densidad para poder deshidratarlo eficientemente. En resumen, un sistema de mezclado, calentamiento y deshidratacin, ser requerido para disponer de este tipo de aceite en Trampas El Misterio, para lo cual se tiene considerada la construccin de un oleoducto ABRIL/2010

de 20 pulgadas x 20 Km. de longitud, aproximadamente. Este proceso para el manejo Segregado de 16API, requiere el uso de aceite de la corriente Samaria 30API. Dichos volmenes dependern de los volmenes de Samaria Pesado de 11API, que irn producindose. De la Figura 8 se denotan los cambios sustanciales, con respecto al proceso actual que son: la construccin de sistemas de deshidratacin del aceite pesado, para lo cual es necesario realizar su mezcla con aceite ligero Samaria 30API, que llega a la Batera Samaria II. Por otro lado, debido a que el proyecto considera la operacin con bombeo de cavidades progresivas y mecnico, para los 48 pozos pendientes de terminar, se tiene un requerimiento adicional de electricidad (3 MVA).

27En lo que respecta al tratamiento del agua residual, se utilizarn las instalaciones existentes del Complejo Samaria II y finalmente, su disposicin final ser la inyeccin a pozos letrina. A continuacin se menciona la relacin de obras necesarias para el manejo de aceite extrapesado: Construccin de una red de recoleccin de fluidos, desde los pozos a Batera Samaria II (23 kms). Construccin en Batera Samaria II, de una planta de deshidratacin del aceite samaria extrapesado. Construccin de oleoducto de 22 kms, hacia Trampas El Misterio, para entregar aceite de 16 API. Perforacin de pozos de captacin (19), para el suministro de agua a plantas porttiles de generacin de vapor. Adecuacin de pozos letrinas, para disponer agua proveniente de pozos despus de la estimulacin con vapor. Adecuacin de las instalaciones existentes de produccin, para el eventual manejo de fluidos calientes y gases amargos, producto de la aplicacin del proceso de inyeccin de vapor. Arrendamiento de dos (2) plantas porttiles de generacin de vapor, con capacidad de 30 toneladas/hora Evaluacin del desempeo esperado del proyecto, con respecto a referencias internacionales comparables Con relacin a la evaluacin del desempeo esperado de los proyectos, con respecto a referencias internacionales comparables, es decir, un estudio de benchmarking, es pertinente sealar, que dicha seccin no se incluy por las siguientes razones: Como lo indica el sealamiento, y tambin la esencia de un estudio de benchmarking, para que la comparacin sea representativa, esta debe de efectuarse a partir de informacin equiparable, que permita definir el rendimiento real, en este caso, de un proyecto en particular o alguna componente del mismo, con respecto a alguna(s) referencias a nivel internacional. Desafortunadamente, en las fuentes de informacin tcnicas disponibles, el material publicado relacionado con proyectos de exploracin o explotacin de hidrocarburos, presenta datos de manera escueta y en la mayora de los casos de carcter general. Por tanto, es difcil realizar la comparacin mencionada. En relacin a lo anterior, la informacin que no es posible conseguir para los proyectos, se refiere a los parmetros econmicos de los mismos, tales como, VPN, VPI, flujo de efectivo, etc. Lo anterior se debe a que generalmente dicha informacin es de carcter reservado. La naturaleza de los proyectos de PEP documentados, en el portafolio correspondiente, presenta caractersticas muy particulares. As por ejemplo, hasta donde se conoce, no existe informacin tcnica disponible relacionada con la explotacin de yacimientos fracturados, con las caractersticas de los fluidos pesados que contiene y con los mecanismos de contratacin y las leyes vigentes en nuestro pas para el desarrollo de los proyectos. Los reportes anuales sometidos a entidades fiscalizadoras, como la Securities and Exchange Commission (SEC); por parte de las compaas operadoras, contienen nicamente datos generales y solamente de sus proyectos ms relevantes. Anlisis de sensibilidad El resultado del anlisis de sensibilidad, muestra que la parte incremental del proyecto Integral Samaria Somero, puede soportar una disminucin en los precios del aceite y del gas, de hasta un 81.51 por ciento, el volumen podra reducirse hasta un 85.66 por ciento, o la inversin aumentar, hasta un 597.24 por ciento, como se muestra en la Tabla 5. ABRIL/2010

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Seccin Tcnica

ANLISIS DE SENSIBILIDAD (Indicadores econmicos)Valor actual

VARIACIN % Antes de impuestos impuestos

Inversin : millones de pesos Volumen : Aceite (MMB) Gas (MMMPC) Precio : Aceite (Dl/Bl) Gas ($/MPC) -

4,915 96 9 51 6

597.24% 34,272 (85.66%) 14 1 (81.51%) 10 1

123.01% 10,962 (53.56%) 45 4 (16.79%) 43 5

Tabla 5. Anlisis de sensibilidad, ao base 2009. Resultados La experiencia en la aplicacin del estudio econmico del proyecto, se llev a cabo en el campo Samaria Terciario en el ao 2008 con excelentes resultados. De acuerdo a los resultados de las tres Opciones, los ingresos seran (mm$) 50.9, 56.5 y 48.0 para las opciones uno dos y tres, respectivamente. Por lo que los parmetros econmicos para la Opcin ms rentable (dos) son de: VPN = 21.74 mm$, el VPI = 3.64 mm$ y la relacin VPN/ VPI es de 5.97. Conclusiones y recomendaciones 1. El proyecto garantiza, obtener una produccin acumulada de 17 millones de barriles de aceite y 30 miles de millones de pies cbicos de gas natural, en un lapso de 15 aos. 2. Las actividades del proyecto estn sustentadas en estudios integrales, por lo que existe una alta confiabilidad en poder extraer los volmenes de produccin comprometidos. 3. La inversin fsica requerida para el proyecto, durante el perodo 2010-2025, es de 68,641 millones de pesos. 4. La desincorporacin de activos fijos improductivos (pozos e instalaciones), ser una prctica cotidiana, que nos eliminar cargos fiscales. ABRIL/2010 5. El mantenimiento y adecuacin de las instalaciones, permitir que stas operen en condiciones de alta eficiencia y seguridad. Cabe mencionar, que muchas de ellas han finalizado su vida til, actualmente trabajan en forma ineficiente e insegura, y no se han realizado inversiones que permitan su modernizacin. 6. Los anlisis econmicos y de sensibilidad, muestran un proyecto slido que soporta altas variaciones en cuanto al precio de los hidrocarburos, monto de inversin requerida y a la produccin de los mismos. 7. Uno de los retos que representa este proyecto, es incursionar en la explotacin de campos con aceites pesados. 8. Los Modelos Estticos y Dinmicos detallados, nos permiten ubicar y disear de forma precisa la trayectoria de pozos no convencionales (desviados y horizontales); as como, analizar diversos escenarios de explotacin, incluyendo procesos trmicos. 9. Con el fin de incrementar el factor de recuperacin del yacimiento, es necesario implantar un proceso de inyeccin alternada de vapor (IAV). 10. La explotacin de este tipo de aceites pesados (primer proyecto en la Regin Sur), permitira a la corporacin afrontar de una mejor manera retos tecnolgicos en yacimientos aun no explotados

29y as compensar de alguna manera la declinacin actual de la produccin. Bibliografa Pemex. Anlisis Costo Beneficio. Regin Sur. Luzbel Napolen Solrzano. Mxico, 2025. UNAM. Apuntes de Recuperacin Secundaria, Mxico, 1985. Integrated Waterfllod Asset Management, Ganesh C.Thakur,Ph.D., MBA. Nomenclatura TR VPN VPI Tubera de revestimiento. Valor presente neto. Valor presente de inversin. Simulador de instalaciones de superficie. VSP Vertical Sismic Profile. Perfil ssmico de pozos. TZs Grficas de tiempo vs Profundidad. VCD Metodologa de Visualizacin, Conceptualizacin y Definicin. OFM Oil Field Manager. Software especializado p a r a e l s i s t e m a yacimiento-pozo. PETREL Programa de geologa de Schlumberger GEOFRAME P r o g r a m a d e g e o l o g a d e Schlumberger. MWD/LWD Programa para monitorear en tiempo real las operaciones de perforacin de pozos. REO

Currculum vitae Ing. Juan Carlos Sosa Snchez Realiz sus estudios profesionales de Ingeniero Petrolero en la Facultad de Ingeniera de la Universidad Nacional Autnoma de Mxico. Ingres en 1987 a Petrleos Mexicanos, laborando en el Departamento de Produccin. En 1988 ingresa a la Superintendencia de ingeniera de Yacimientos en el Departamento de Recuperacin Secundaria, participando en los siguientes proyectos; Anlisis de las Condiciones de Explotacin del Campo Sitio Grande, Ro nuevo y Samaria-Iride. Particip en las pruebas de inyectividad en pozos del Campo Abkatun-Pool y Chuk, en Ciudad del Carmen Campeche y en el proyecto de inyeccin de condensados en el Campo Jos Colomo. Interviene en el Estudio Integral de Simulacin Campo Samaria-Iride en etapa de Entrenamiento, con la CIA. Intera technology en Denver Colorado, USA. Toma parte en el Diplomado de Simulacin Integral en la Ciudad de Tokio en Japn. Particip en el Modelo de Simulacin Numrico del Campo Edn-Jolote, llegando a la iniciacin y pre-ajuste del proyecto. Particip en el Proyecto de la Metodologa FEL en el Complejo Antonio J Bermdez, y es parte de los Proyectos Integrales Ayin alux Lancahuasa y Caan. Actualmente es Encargado de la Produccin del Campo Samaria Terciario

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Seccin Tcnica

Terminacin con cedazos expandiblesIng. Jess Snchez Martnez Delegacin Veracruz Introduccin Petrleos Mexicanos, a travs de la Unidad Operativa de Perforacin Veracruz, ha venido aplicando tecnologa para aumentar la produccin del Activo Integral Veracruz, prueba de ello es la utilizacin de Cedazos Expandibles en la terminacin de sus pozos productores de gas desde el 2005, con el fin de solucionar el problema de produccin de arena y la abrasin en las conexiones superficiales de control, convirtindose con ello, en el pionero en su aplicacin en todo el pas. Actualmente la utilizacin de cedazos expandibles en este Activo representa el 70 por ciento de la utilizacin de dicha tecnologa a nivel nacional, esto se refleja en la terminacin de catorce pozos, en los cuales se us esta tecnologa y donde se ha obtenido un incremento en la produccin, ejemplo de ello son los Campos Arquimia, Papan, Madera y Cauchy, tambin se ha aplicado en pozos direccionales, horizontales y multilaterales, como fue el caso del Pozo Papan 93, que en sus dos ramas se utilizaron cedazos expandibles de 4 , los cuales se expandieron a 6. En este trabajo se pretende compartir las experiencias que se han tenido con la aplicacin de esta tecnologa, mostrando ventajas y recomendaciones para su uso, que se espera sirvan para extender su aplicacin y siguiendo stas, se garantizar el xito de la colocacin y expansin de los cedazos expandibles y con ello se incrementar la produccin de gas. Antecedentes y objetivo La Unidad Operativa de Perforacin Veracruz, ha tratado de hacer uso de tecnologa que ayude a aumentar la produccin del Activo Integral Veracruz, una muestra de ello es la utilizacin de cedazos expandibles, los cuales se aplicaron para tratar de solucionar el problema de la produccin de arena y de abrasin en las conexiones superficiales de control, lneas de descarga a batera y posibles fugas, as al analizar alternativas que permitieran la solucin a este problema, los cedazos expandibles resultaron ser los mas viables por su mayor grado de xito. ABRIL/2010 El utilizar cedazos expandibles en catorce pozos, ha proporcionado experiencia en la utilizacin de estos, lo que permite mostrarlos como una alternativa viable en la terminacin de pozos de gas, que pueden ayudar a aumentar la produccin de este hidrocarburo a Petrleos Mexicanos. El objetivo de este trabajo es dar a conocer las ventajas y desventajas que se han tenido en la terminacin de pozos, con la implementacin de la tecnologa de cedazos expandibles, mejorando con ello los resultados de la produccin de gas en zonas que producen arena o que en un futuro producirn sta. Desarrollo del tema El trabajo se realiz para compartir las experiencias adquiridas en la terminacin de pozos de gas, en los cuales se utiliz la tecnologa de cedazos expandibles, adems de generar la inquietud de utilizarla en otras regiones de Petrleos Mexicanos, donde las caractersticas de los yacimientos lo permitan, por otro lado, se mencionan las fallas que se han tenido y con ello optimizar su utilizacin. Definicin del problema Las terminaciones convencionales se realizan en agujero entubado, disparando posteriormente, en agujero descubierto y con tuberas de revestimiento cortas ranuradas, lo cual ha dado buenos resultados, pero al realizar pruebas de esfuerzos triaxiales a ncleos, se obtuvo que en un futuro en los yacimientos como Arquimia, Papan y Cauchy, los granos de arena se desprendern, aunque en un inicio no se tenga produccin de la misma, esto suceder al explotar el yacimiento. En la Figura 1, se aprecian los resultados de la envolvente Mohr Coulomb, obtenidos para el pozo Papan 1, donde se observa que la tangente se aleja de la presin de confinamiento, indicando que se desprendern los granos de arena, al disminuir la presin del yacimiento.

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Figura 1. Esfuerzo normal vs esfuerzo de cizalla. En el caso de realizar las terminaciones en agujero entubado, se tienen que utilizar pistolas, que al ser disparadas, obturan los poros por donde pasa el disparo, provocando con ello dao a la formacin, el cual se evala al poner a producir el pozo, y algunas veces se tendr que estimular la formacin. Adems, al cementar las tuberas de revestimiento, se provoca dao a la formacin si el cemento penetra en las fracturas de sta; por otro lado, si la ventana operacional entre los gradientes de poro y fractura es estrecha, se tienen problemas para efectuar la, cementacin pudiendo ocasionar, por un lado prdida de fluido y por el otro, manifestaciones de la formacin, dependiendo qu gradiente estemos excediendo. Solucin y procedimientos Para solucionar la problemtica ya expuesta, se plante la utilizacin de cedazos expandibles, ya que su uso en la terminacin de los pozos elimina la produccin de arena y tiene como ventajas: evitar la cementacin de las tuberas de revestimiento; evitar los disparos a la zona productora eliminando con ello el posible dao a la formacin; adems de obtener mayor rea de flujo; evitar el riesgo de utilizar varias corridas de las pistolas ya que la longitud de las pistolas por corrida es de 15 metros, tambin se puede utilizar en trabajos de remediacin, para recubrir zonas de tubera de revestimiento ya disparadas. Dimensiones del cedazo expandible El Activo Integral Veracruz, se dio a la tarea de definir las dimensiones del cedazo expandible; las cuales son: el tamao de la malla, dimetro y longitud del cedazo. El tamao de malla lo lograron estipular, en base a estudios granulomtricos de ncleos que determinaron el tamao del grano y un adecuado tamao de malla, del anlisis de los ncleos de los campos Arquimia y Papan, se obtuvo que la roca productora es una arenisca masiva, muy dbil, deleznable con poco material cementante entre los granos, se encontr el grado de heterogeneidad en el tamao de los granos el cual fue mayor a 5.5, Figura 2. Posterior a ello con anlisis de sensibilidad de produccin, definieron el dimetro del cedazo y la longitud del mismo, la longitud obtenida fue la ptima, y aunque se rebasara, ya no se veran reflejados los beneficios en la produccin. En la Figura 3, se observa el anlisis de sensibilidad de la produccin, donde la longitud de la seccin horizontal ptima es de 1000 pies y en los siguientes incrementos de longitud horizontal ya no es proporcional el aumento de la produccin, por ello ya no sera rentable aumentar dicha longitud. ABRIL/2010

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Seccin Tcnica

Figura 2. Estudio de granulometra del dimetro de las partculas de arena.

Figura 3. Anlisis de sensibilidad de produccin (Software Prosper).

Descripcin del cedazo expandible Consiste en un tubo base de acero ranurado o perforado, alrededor del cual se traslapan una malla de drene, un filtro principal, un filtro regulador y finalmente un protector exterior, este protector de acero pre-ranurada se coloca alrededor manteniendo la membrana del filtro protegida de posibles daos durante la vida productiva del pozo, con este diseo, se controla el paso de arena y al expandirse se elimina el espacio anular entre la formacin y el cedazo. La expansin se alcanza mediante el paso de un pistn o rodillos por el interior de ste, durante este proceso, es ABRIL/2010

plsticamente deformado para alcanzar el dimetro deseado, Figura 4. Una de las caractersticas de los cedazos, es que al realizar pruebas de laboratorio destructivas para probarlos despues del colapso, se observ que aunque se deformara debido al colapsamiento o derrumbamiento de un pozo, ste se deformara disminuyendo el rea de flujo transversal, conservando el tamao de malla, permitiendo el flujo de fluidos, Figura 5. La presin de colapso que soportan los cedazos es de de 2,000 psi despues de la expansin.

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Figura 4. Capas de los cedazos expandibles.

Figura 5. Cedazo deformado por pruebas de laboratorio, (foto c