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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: 1000 ejemplares. Certificado de licitud de título núm. 8336 y Certificado de contenido núm. 5866 ante la Comisión Certificadora de Publicaciones y Revistas Ilustradas. Certificado de reserva de Derechos al Uso Exclusivo núm. 003322 ante la Dirección General del Derecho de Autor. Toda la correspondencia debe dirigirse a la Asociación de Ingenieros Petroleros de México A.C. EL CONTENIDO DE LOS ARTÍCULOS TÉCNICOS ES RESPONSABILIDAD DEL AUTOR. ISSN 0185-3899. Revista Indizada en LATINDEX y PERIÓDICA.

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

Vol. 53 No. 8 AGOSTO DE 2013www.aipmac.org.mx/web/revista

Foto de portada:Sonda de Campeche, México.

Editorial

Correlación del flujo de fluidos a través de estranguladores (PES), caso estudio, Campo petrolero SenMI. Javier Espinosa Rivera Ing. Carlos Alberto Estrada Sinco Ing. Rafael Pérez Herrera

Diseño innovativo de barrena PDC para la perforación de secciones intercaladas en una sola corrida: El caso del Campo OxiacaqueIng. Rodolfo Torres Suárez

La opción de fracturamientos hidráulicos híbridos para alcanzar mayores longitudes apuntaladas en areniscas consolidadasIng. José Javier Ballinas Navarro

Logros y retos de la primera prueba piloto de inyección de vapor en MéxicoMI. Marcela Arteaga Cardona

448

450-460

461-470

471-485

PetroleraIngeniería

486-503

Contenido

446 | Ingeniería Petrolera

Directiva Nacional 2012-2014

Presidente MI. José Ángel Gómez Cabrera

Vicepresidente Ing. Sergio Humberto Mariscal Bella

Secretario MC. Pablo Arturo Gómez Durán

Tesorero Ing. Jesús A. Mora Moreno

Coordinador Nacional de Ayuda Mutua Ing. José Luis Fernández Cadó

Coordinador Nacional de Fondo de Retiro Ing. Juan Manuel Flores Martínez

Directora de la Comisión de Estudios Dra. Alma América Porres Luna

Director de la Comisión Editorial MI. Mario Becerra Zepeda

Director de la Comisión Legislativa Ing. Antonio Sandoval Silva

Director de la Comisión Membresía Ing. Oscar Ulloa Lugo

Coordinador de Relaciones Públicas Ing. Mario Cruz Riego

Consejo Nacional de Honor y JusticiaM. Carlos Rasso ZamoraIng. Javier Hinojosa PueblaM. Javier Chávez Morales

M. Adán E. Oviedo Pérez M. José Luis Fong Aguilar

Revista Ingeniería Petrolera

Director Editorial MI. Mario Becerra ZepedaCoordinación Editorial Laura Hernández Rosas email: [email protected]

Delegación Ciudad del Carmen

Ing. José Del Carmen Pérez Damas

Delegación Coatzacoalcos

M I. Eleuterio Oscar Jiménez Bueno

Delegación Comalcalco

Ing. Rafael Pérez Herrera

Delegación México

Ing. Luis Francisco Sánchez León

Delegación Monterrey

Ing. Carlos Miller Farfán

Delegación Poza Rica

Ing. Luis Lauro De La Garza Saldívar

Delegación Reynosa

Ing. José Adalberto Ríos Espit

Delegación Tampico

Ing. Jorge Alberto Hernández Cantú

Delegación Veracruz

Ing. Juan Echavarría Sánchez

Delegación Villahermosa

Ing. Jorge Rodríguez Collado

Presidentes Delegacionales

Ingeniería Petrolera | 447

Consejo Editorial

Roberto AguileraUniversity of Calgary

Víctor Hugo Arana OrtizPemex

Jorge Alberto Arévalo VillagránPemex

José Luis Bashbush BauzaSchlumberger

Thomas A. BlasingameTexas A&M University

Rodolfo Gabriel Camacho VelázquezPemex

Héber Cinco LeyUNAM

Yuri Valerievich FairuzovUNAM

Faustino Fuentes NucamendiPemex

Néstor Martínez RomeroCIPM

Michael PratsConsultor EUA

Edgar R. Rangel Germán CNH

Fernando J. Rodríguez de la GarzaPemex

Fernando Samaniego VerduzcoUNAM

Francisco Sánchez SesmaUNAM

César Suárez Arriaga UMSNH

César Treviño TreviñoUNAM

Jaime Urrutia FucugauchiUNAM

Surendra Pal Verma JaiswalUNAM

Robert A. WattenbargerTexas A&M University

Lic. Eva Myriam Soroa ZaragozaConsultora Editorial*

Lic. Franco VázquezAsistencia técnica

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


Uno de los objetivos de la Asociación de Ingenieros Petroleros de México, A C. (AIPM), consiste en “exponer ante las autoridades competentes las opiniones de sus asociados, relativas a la solución de problemas que tiendan al mejoramiento de la industria petrolera y de la comunidad”. Para ello, aprovecha lo que establece otro objetivo, el que la impulsa a “organizar simposios, mesas redondas, seminarios, cursos, talleres y diplomados”.

Es bien sabido que en el año 2008 se llevó a cabo una reforma al sector energético en México, la cual introdujo varios cambios en la industria petrolera nacional, entre los que destaca la creación de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), y la integración de cuatro consejeros profesionales en el Consejo de Administración de Petróleos Mexicanos.

Numerosos especialistas y personas relacionadas con el sector energético han expresado su opinión de que la reforma energética de 2008 fue muy limitada, y por ello es necesario otra que profundice los cambios e impulse la modernización del sector energético, si es que México aspira a alcanzar los niveles de bienestar y crecimiento económico que demanda su población en constante crecimiento.

La discusión sobre la reforma energética ya ha comenzado en la sociedad mexicana. En razón de lo antes expuesto, la directiva nacional 2012 – 2014 de la AIPM está convencida que esta agrupación gremial debe participar activamente en el análisis y discusión de los temas que determinen las características y alcances de la reforma energética de 2013.

Por ello, a través de los presidentes delegacionales convocó a los asociados a expresar, por escrito, ideas y argumentos que contribuyan a enriquecer y profundizar el contenido temático de la reforma energética, y propiciar de esta manera el mejoramiento de la sociedad mexicana. Los documentos que cada delegación haga llegar a la directiva nacional serán comentados y analizados en el foro que –sobre este tema– se realizará durante septiembre de 2013.

Una vez que se integre el documento que describa y aglutine las aportaciones de la Asociación, éste se entregará al Senado de la República y a los principales actores políticos de la nación, con el propósito de lograr que las propuestas de los asociados de la AIPM relacionadas con la reforma energética sean tomadas en cuenta.

El 31 de julio de 2013, legisladores del PAN presentaron ante el Congreso de la Unión su iniciativa de reforma energética la que, entre otras cosas, propone reformar tres artículos de la Constitución: el 25, el 27 y el 28.

El 12 de agosto, el gobierno de la República dio a conocer su propuesta de reforma energética, la cual plantea modificaciones a los artículos 27 y 28 constitucionales. La iniciativa de reforma energética propone utilizar nuevos contratos en materia petrolera –conocidos como de utilidad compartida– para que empresas privadas participen en la exploración y producción de crudo. Con base en este tipo de acuerdos, el Estado comparte con la empresa operadora las utilidades por la venta del petróleo, pero no la propiedad de la producción.

El Secretario de Hacienda comentó que en la propuesta se descartó la participación de empresas privadas en la modalidad de concesiones, debido a que se perdería el control de la reserva petrolera. Agregó que el régimen de utilidad compartida con contratos competitivos –que se asignan en licitación y tienen régimen progresivo– permitirá financiar las grandes inversiones que requiere Pemex, sin compartir la renta petrolera y sin endeudar al Estado mexicano o a Petróleos Mexicanos.

Los contratos de utilidad compartida permiten que todo el petróleo producido lo reciba el Estado, quien lo vende y posteriormente comparte la utilidad –de acuerdo con lo establecido en el contrato– al participante privado. Esta variante evita que las reservas de hidrocarburos de la nación sean registradas en asientos contables como activos de la empresa operadora. En cambio, en las obligaciones que se desprenden de los contratos de producción compartida (los cuales no forman parte de la iniciativa de reforma) sí se incluye la que estipula que a la empresa operadora se le tiene que pagar –en especie– con petróleo.

Finalmente, el funcionario hizo un llamado a fomentar el debate serio y responsable en torno a la reforma energética.

Editorial


Por otra parte, la reforma energética también plantea utilizar permisos que el gobierno otorgará a particulares con el fin de que participen en actividades industriales como refinación, petroquímica, al igual que en el transporte y almacenamiento de petróleo y gas natural.

A pesar de que exportamos gran parte del petróleo, México tiene “que importarlo”, ya procesado, como combustible. De la misma manera, lo que Pemex produce de gas natural es insuficiente para el sector industrial, ya que se importa 33 por ciento de lo que actualmente se consume; incluso, en ciertos periodos se ha tenido que limitar el suministro de gas natural a la industria. En el sector petroquímico, 65 por ciento de lo que se consume proviene del extranjero.

Por su parte, el Secretario de Energía señaló que en los últimos nueve años Pemex Refinación ha perdido 155 mil millones de pesos, en tanto que por falta de gas natural y sistemas de transporte, la afectación para el sector petroquímico alcanza los 40 mil millones de pesos. Asimismo, apuntó que el modelo de utilidades compartidas que se impulsará traerá capital para la exploración y explotación de hidrocarburos y se compartirán los riesgos en la materia. Cuestionado sobre el lapso que tomará aprobar la iniciativa, destacó que será decisión del Congreso determinar el tiempo que se deba discutir la reforma.

Después de la presentación de la iniciativa, el Secretario de Hacienda publicó que un elemento esencial de la propuesta de reforma energética es dotar a Pemex de un nuevo régimen fiscal. Es decir, para que Pemex crezca, se modernice y desarrolle su verdadero potencial como empresa del Estado, la relación entre Pemex y el fisco debe cambiar. No podría haber reforma energética exitosa sin un nuevo régimen fiscal para Pemex.

Actualmente, el régimen fiscal de Pemex está sustentado en un esquema rígido de derechos, los cuales se cobran independientemente de las necesidades de la empresa y de las perspectivas de inversión en el sector petrolero.

Las características del nuevo régimen fiscal serán las siguientes: en primera instancia, Pemex mantendrá los recursos necesarios para cubrir sus costos de operación y de capital en las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos. Segundo, se mantendría un esquema de regalías y derechos pero éstos serían más moderados que los que Pemex paga en la actualidad. Tercero, y reforzando el concepto de tratar a Pemex como una empresa, las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos estarán sujetas al impuesto sobre la renta. Finalmente, se tomaría una decisión sobre si los mayores recursos remanentes se reinvierten en la empresa o si una parte se transfiere al fisco a través de un dividendo. De acuerdo con la Presidencia de la República, la reforma energética generará, al menos, 500,000 empleos antes del 2018, y 2.5 millones para el año 2025.

Para el otro importante componente del sector energético, la iniciativa señala que los productores privados que hoy en día le venden energía excedente a la Comisión Federal de Electricidad (CFE), mantendrán sus contratos vigentes y se les incentivará, con el fin de que generen más electricidad y también la vendan.

Cintia Angulo, presidenta de Alstom México, explicó que el permitir a otros generar electricidad garantiza que los costos bajen por el uso de centrales más eficientes, lo que impactará –a favor del consumidor– en la fórmula que se emplea para calcular las tarifas. Con la reforma propuesta, la CFE se dedicaría a mantener o a actualizar sus plantas existentes, que son obsoletas, porque 25 % tiene, en promedio, 20 años de edad y consume 50% más de combustible que los equipos nuevos. Baste señalar que el combustible representa 60 % del costo de cada kilowatt que se genera.

Al liberar a la CFE de los requerimientos de inversión para generación de energía, dicha empresa dispondrá de recursos para invertir en transmisión y distribución, con lo cual podrá reducir sus pérdidas de energía del nivel actual, que es aproximadamente de 15 %, para acercarse a la media internacional de 10 %. Todos estos elementos, junto con otras eficiencias, colocarán a la CFE en un escenario de reducción de tarifas que anteriormente no se había presentado. “¿Por qué no se había hecho? No lo sé. Si la fórmula es tan evidente, no sé porque no se presentó antes, pues no existe país en el mundo que haya reformado su sector eléctrico que no haya pasado por esto”.

Se espera que –en breve– también el PRD dé a conocer su propia iniciativa sobre la multicitada reforma. Con ello, los principales actores políticos del país habrán definido su postura en relación con tan importante tema, y corresponderá a la sociedad mexicana aportar los argumentos y propuestas creativas e inteligentes que sustenten o enriquezcan las iniciativas antes señaladas: ¡ahora es cuando!

Fraternidad y Superación

450 | Ingeniería Petrolera VOL. 53 No. 8, AGOSTO 2013 · ISSN 0185-3899

Correlación del flujo de fluidos a través de estranguladores (PES), caso estudio, Campo petrolero Sen

MI. Javier Espinosa Rivera Ing. Carlos Alberto Estrada Sinco


Información del artículo: Recibido mayo 2012-aceptado agosto 2013

Resumen

Este trabajo tiene como objetivo proponer una nueva correlación de flujo de fluidos a través de estranguladores, integrando como variable o parámetro de control, el corte de agua medido de los pozos, para estimar adecuadamente el gasto de producción de los mismos. Además, se presenta el desarrollo de una herramienta de cómputo que permite obtener de manera práctica, los coeficientes solución de la ecuación propuesta con el fin de poder construir la ecuación representativa para cada campo petrolero en estudio, con base en las mediciones de producción y datos de presión en cabeza.

Los coeficientes solución de la ecuación se obtuvieron mediante los métodos de solución numérica de ecuaciones de Newton–Raphson y gradiente conjugado.

La correlación del Campo Sen, se determinó considerando 325 mediciones de pozos y 50 pruebas de producción, lo cual representa 39,000 datos de flujo durante un periodo de tres años y medio.

Las mediciones fueron efectuadas a boca de pozo y en cabezales de recolección del campo, la mayoría de ellas fueron realizadas con medidores multifásicos y la información de presión en cabeza, se adquirieron en tiempo real utilizando sensores de alta resolución. Al final de este trabajo se hace una comparación entre los resultados obtenidos con el método propuesto y las correlaciones clásicas utilizadas en la industria petrolera.

El Campo Sen es administrado por el Activo Integral Samaria Luna y es el de mayor producción de hidrocarburos en el sistema terrestre a nivel nacional, aportando 54,734 bpd de aceite y 160.8 mmpcd de gas.

Palabras clave: Correlación, estrangulador, solución numérica de ecuaciones, mediciones, cabezales de recolección, sensores de alta resolución.

Correlation of flow of fluids through chokeS (PES), case study, Oilfield Sen

Abstract

This paper aims to propose a new correlation of fluid flow through chokes, integrating as a variable or parameter control, measured water cut of wells, to properly estimate the cost of production of the same. In addition, the development of a tool of computation that allows to obtain in a practical way, the coefficients of solution of the equation proposed in order to be able to build the representative equation for each oil field in study, based on measurements of production and pressure in head is presented.

Artículo arbitrado


MI. Javier Espinosa Rivera, Ing. Carlos Alberto Estrada Sinco, Ing. Rafael Pérez Herrera

VOL. 53 No. 8, AGOSTO 2013 · ISSN 0185-3899

The solution of the equation coefficients were obtained using the methods of numerical solution of equations of Newton-Raphson and Conjugate gradient.

The correlation of the Sen field was determined considering 325 measurements of wells and production tests 50, which represents 39,000 data flow during a period of three years and a half.

The measurements were carried out to wellhead and heads the field collection, most of them were made with multiphase meters and pressure in head information, be acquired in real-time using high resolution sensors. At the end of this work is made a comparison between the results obtained with the proposed method and classical correlations used in the petroleum industry.

The Sen field is administer by active of production Samaria Luna and it is the most important system of land production of hydrocarbons in Mexico. The current production of oil and gas is 54,350 barrels per day and 160 millions of cubic feet per day.

Keywords: Correlation, Choke, Numerical solution of equations, Measurements, Heads the field collection, High resolution sensors.

Introducción

Este trabajo tiene por objetivo proponer una nueva correlación del flujo de fluidos a través de estranguladores, integrando como variable o parámetro de control el corte de agua medido del pozo, además de desarrollar una herramienta de cómputo que permite obtener en forma práctica los coeficientes solución de la ecuación propuesta y, de esta manera poder obtener para campo petrolero su ecuación representativa, con base en sus mediciones y datos de presión en cabeza.

Los coeficientes solución de la ecuación se obtuvieron mediante los métodos de solución numérica de ecuaciones, como el de Newton-Raphson y gradiente conjugado.

La correlación del Campo petrolero Sen se desarrolló con 325 mediciones de campo y 50 pruebas de producción, lo cual representa 39,000 datos de flujo, durante un periodo de

tres años y medio de mediciones; cabe hacer mención que este campo petrolero terrestre, es el de mayor producción de hidrocarburos a nivel nacional.

Las mediciones de campo se efectuaron a boca de pozo y en cabezales de recolección del Activo Samaria Luna; la mayoría de las mediciones fueron multifásicas. Los datos de la presión en cabeza se midieron en tiempo real, utilizando sensores de alta resolución.

Es decir, para cada dato de presión en cabeza del pozo corresponde un dato de medición. Al final de este trabajo se presenta una comparación entre los resultados obtenidos con el método propuesto y las correlaciones clásicas utilizadas en la industria petrolera.

El Campo petrolero Sen se localiza a 50 km, al NE de la ciudad de Villahermosa Tabasco. Está integrado principalmente por los bloques norte y sur, Figuras 1 y 2.


Correlación del flujo de fluidos a través de estranguladores (PES), caso estudio, Campo petrolero Sen, p.p 450-460


Figura 1. Bloque Norte. Figura 2. Bloque Sur.

Desarrollo del tema

Cada uno de los datos involucrados en la construcción de la correlación, se obtuvieron mediante la integración en tiempo real de las mediciones de fluidos y los datos de presión obtenidos mediante sensores instalados en la cabeza del pozo; es decir, para cada dato de flujo de fluidos medido corresponde un dato de presión en cabeza del

pozo, los datos aportados por la medición son: el gasto de líquidos, el gasto de aceite, la RGA y el corte de agua del pozo; la frecuencia o actualización de estos datos medidos en tiempo real se efectúo minuto a minuto.

En la Figura 3 se ilustra el proceso o ciclo de obtención de los datos medidos.

Figura 3. Proceso de obtención de los datos de campo.




El modelo de flujo de fluidos a través de estranguladores propuesto en este trabajo es el siguiente:

(1)

Donde k,a,b,c son los coeficientes solución de la ecuación, el gasto de aceite del pozo está dado por la ecuación siguiente:

(2)

Siendo fw el corte de agua del pozo; los coeficientes a,b,c representan la correspondencia existente entre las variables medidas, directamente involucradas en el cálculo del gasto de líquidos a través de un estrangulador.

Para encontrar los coeficientes soluciones del Campo Sen, restamos el gasto de líquidos medido con el gasto de líquido calculado con la correlación propuesta, asignando un valor inicial de uno a los coeficientes de las variables (presión en cabeza, estrangulador y RGA); el siguiente paso consiste en realizar una sumatoria de residuos de las diferencias cuadrado entre las mediciones de campo contra las obtenidas mediante la ecuación (1).

(3)

(4)

(5)

O bien

(6)

El método consiste en determinar los valores de los parámetros a0, a1, a2...am que minimicien la suma de los cuadrados del residuo, y a su vez representen cada una de las mediciones calculadas con la ecuación (1).

(7)

Figura 4. Ajuste por medio del método de mínimos cuadrados de datos de campos.




De esta manera se obtienen los mejores valores solución de la ecuación, para todos los factores involucrados en ella.

El paso siguiente consiste en obtener los valores de los coeficientes solución de la ecuación (1), mediante los métodos de Newton-Raphson y gradiente conjugado. En este artículo se efectúa una comparativa entre estos dos métodos, el método de Newton-Raphson se define a continuación por medio de las ecuaciones 8 y 9:

, (8)

,(9)

Δxn representa el valor de la primera aproximación solución del método, para un valor inicial xn , que para este caso siempre tomará el valor de 1.

Por otra parte, F(xn) es la ecuación (1), valuada para el primer valor inicial , y F´(xn) es la derivada con respecto a cada una de las variables de la ecuación (1); de esta manera se obtienen los parámetros solución igualados con el valor del gasto medido de líquidos.

El método geométricamente consiste en trazar una línea vertical por la primera aproximación hasta cortar la curva de la ecuación y=F(x) ecuación (1), y por el punto de corte trazar una tangente a la propia curva hasta intersectar el eje x; en este punto de intersección se tendrá la nueva aproximación y habrá que repetir el proceso hasta encontrar la raíz buscada, Figura 5.

Figura 5. Explicación gráfica para el método de solución.

Los coeficientes solución de la ecuación son aquellos que representen o minimicen la suma de los cuadrados de los residuos del gasto medido contra el calculado de la correlación PES, mientras que la selección de método óptimo se realizó mediante la comparación del coeficiente de correlación de Pearson.

Para la obtención de estos resultados se desarrolló un programa de cálculo (ANAFLU), el cual permite anexar más mediciones, y realizar filtros que permiten eliminar datos erróneos o fuera de tendencia; es decir, desecha mediciones

con altos porcentajes de error, y también se puede efectuar una selección de datos más representativa para la obtención de los mejores coeficientes solución del sistema.

Con esta metodología se pueden obtener correlaciones por campo, y depender únicamente de las mediciones y pruebas de producción características del sistema petrolero en cuestión.

La Figura 6 muestra el diagrama de flujo de la metodología propuesta en este trabajo.




Figura 6. Diagrama de flujo para la aplicación de la metodología para la obtención de una correlación para estimar el gasto de fluidos a través de un estrangulador.

Resultados

Una vez cargados los datos para el campo petrolero Sen y después de obtener los coeficientes que resuelven la

ecuación (PES) con el programa (ANAFLU) realizado ex profeso para el desarrollo de la correlación del sistema se obtiene:

. (10)




Figura 7.

Figura 8. Primera parte de la comparación para los resultados de los cálculos de los gastos, por medio de diferentes correlaciones.

Los resultados de la correlación propuesta se compararon con las correlaciones de Gilbert, Ros y Baxendell, los resultados se muestran en las Figuras 8 y 9.




Figura 9. Segunda parte de la comparación para los resultados de los cálculos de los gastos, por medio de diferentes correlaciones.

Caso Sen 221

El pozo se terminó a finales de abril del 2011, e inició su producción hacia la batería Sen el 2 de mayo del 2011.

La última medición efectuada el 27 de mayo del 2011, se compara con la correlación propuesta y con las correlaciones de Gilbert, Ros y Baxendell, conforme se muestra en la Tabla 1.

Tabla 1. Comparación entre los datos reales del gasto de hidrocarburos del pozo Sen al y los estimados por medio de tres correlaciones y los obtenidos por medio de la correlación del

artículo presente.

LÍQUIDO(bpd)

GAS(MMPCD)

RGA(m3/m3)

% ERROR

MEDICION 5,672 14.97 470 0

GILBERT 5,114 13.50 470 9.84

ROS 6,585 17.38 470 16.10

BAXENDELL 6,280 16.57 470 10.72

PES 5,311 14.01 470 6.36




Conclusiones

Se puede concluir que para gastos de líquidos bajos, las correlaciones de flujo presentan resultados muy consistentes unas con otras; sin embargo, a medida que se incrementa el gasto de líquidos, la correlación propuesta en este trabajo presenta mejores resultados.

Los resultados pueden mejorarse a medida que se utilicen datos más representativos del campo o bloque a analizar.

La exactitud del cálculo obtenido con la correlación, es proporcional con la incertidumbre de las mediciones utilizadas para obtenerla.

Agradecimientos

Se agradece al personal operativo del Campo Sen, por su valiosa y entusiasta participación en la elaboración de este trabajo.

Nomenclatura

a = Coeficiente debido a la presión en cabeza del pozo, (adim.)

b = Coeficiente debido al estrangulador del pozo, (adim.)

c = Coeficiente debido a la relación gas aceite del pozo, (adim.)

f(xi) = Diferencia el valor medido en el método de Newton - Raphson, (adim.)

F(x) = Función propuesta, ec. (1) F(xn) = Ecuación (1), evaluada con la primera

aproximación del método de Newton RaphsonF´(xn) = Derivada de la ecuación (1) en el método de

Newton Raphsonfw = Corte de agua del pozo (adim.)

k = Coeficiente debido al corte de agua del pozo, (adim.)

Pwh = Presión en cabeza del pozo, (kg/cm2)

Ql = Gasto de líquidos medido ,(bpd)

RGA = Relación gas aceite del pozo, (m3/m3)

Si = Residuo de la diferencia entre el gasto medido y el gasto calculado en el Método de mínimos cuadrados

Xn = Valor inicial que toman los coeficientes de la ecuación, en el método de Newton Raphson

ΔXn = Solución iterativa del método de Newton Raphson

Xn+1 = Solución n+1, de la ecuación del método de Newton Raphson

Yi = Diferencia del valor calculado en el método de mínimos cuadrados

Φ = Diámetro del estrangulador del pozo (adim.)

Referencias

Garaicochea, F., Bernal Huicochea, C. y López Ortiz, O. 1991. Transporte de Hidrocarburos por Ductos. México: Colegio de Ingenieros Petroleros de México.

Gilbert, W.E. 1954. Flowing and Gas Lift Well Performance. API Drilling and Production Practice.

Luthe García, R., Olivera, A. y Schutz, F. Métodos Numéricos. México: Limusa.

Ros, N.C.J. 1960. An Analysis of Critical Simultaneous Gas/Liquid Flow Through a Restriction and its Application to Flow Metering. Appl Sci Res 9 (1): 374-388.




Semblanza de los autores

M.I. Javier Espinosa Rivera

Maestría en Ingeniería Petrolera y Gas Natural, en la División de Estudios de Posgrado de la Facultad de Ingeniería de la UNAM.

En 2005, ingresa a Petróleos Mexicanos donde se ha desempeñado como: Ingeniero de medición de hidrocarburos, Ingeniero de operación encargado de las Baterías de separación Luna, Sen y Pijije, Ingeniero encargado de pozos del Delta del Grijalva, así como supervisor de proyectos de medición de hidrocarburos en instalaciones y pozos del Activo de Producción Samaria Luna.

Ha desarrollado herramientas de cómputo para el diseño de separadores, flujo de hidrocarburos por ductos y pruebas tecnológicas en instalaciones de producción, con diferentes principios de medición para pozos petroleros fluyentes.

Ing. Carlos Alberto Estrada Sinco

Ingeniero Petrolero egresado del Instituto Politécnico Nacional.

En 2005 ingresó a Petróleos Mexicanos donde se ha desempeñado como Ingeniero de Yacimientos, Líder del Proyecto FEL, Administrador de Recursos Inversión y Operación, Ingeniero de Recuperación Secundaria, Ingeniero de Proyectos de Explotación, Ingeniero de Productividad, Líder del Proyecto de Explotación Complejo Antonio J. Bermúdez, Analista Técnico-Económico del Proceso de Eliminación de Nitrógeno, actualmente se desempeña como Analista de Desempeño de Proyectos de Inyección de Agua.

Dentro de Petróleo Mexicanos ha desarrollado diversas herramientas computacionales orientadas a la optimización de tiempos que facilitan el análisis y el estudio de procesos, recursos y fenómenos relacionados con la ingeniería petrolera.

También ha realizado y documentado diversos estudios, entre los que principalmente destacan: Efectos de la Extracción de Hidrocarburos en la Interfase Agua-Aceite, Efectos de la Inyección de Gases, Evaluación del Desempeño de la Inyección de Agua y Alternativas de Solución para Mantener la Calidad del Gas.





Ingeniero Petrolero egresado de la Escuela Superior de Ingeniería y Arquitectura del Instituto Politécnico Nacional, obteniendo su título en julio de 1988.

Ingresó a Petróleos Mexicanos en febrero de 1988, asignado a un programa de inducción de un año de duración en el Distrito Villahermosa.

A partir de febrero de 1989 laboró en el Distrito Comalcalco en el Departamento de Ingeniería de Yacimientos; en febrero de 1994 colaboró en el Equipo Interdisciplinario Sen de la Superintendencia de Producción del mismo Distrito; en julio de 1997 fue asignado al área de Ingeniería de Yacimientos en el Activo de Producción Luna; de diciembre de 2004 a julio de 2008 fue Líder del Proyecto Integral Delta del Grijalva en la Coordinación de Diseño de Explotación del Activo Integral Samaria Luna y desde agosto de 2008 a la fecha, se desempeña como Coordinador de Diseño de Explotación del mismo Activo.

Ha efectuado varios estudios de comportamiento primario de los campos petroleros de la Región Sur, de simulación numérica de yacimientos y de caracterización de fluidos. De mayo del 2000 a octubre del 2001 fue comisionado a la Ciudad de Denver, Colorado, para supervisar el estudio integral del Campo Sen.

Ha participado con la presentación de trabajos técnicos en los Congresos XXXI, XXXII, XXXVII, XXXVIII Y XLII de la AIPM; en las Jornadas Técnicas de la AIPM Delegación Villahermosa y Comalcalco.

Es miembro de número de la AIPM y del CIPM.

Ingeniería Petrolera | 461VOL. 53 No. 8, AGOSTO 2013 · ISSN 0185-3899

Diseño innovativo de barrena PDC para la perforación de secciones intercaladas en una sola corrida: El caso del Campo Oxiacaque

Ing. Rodolfo Torres Suárez [email protected]

Información del artículo: Recibido marzo de 2012–aceptado agosto 2013.

Resumen

El Oxiacaque 5022 es un pozo de desarrollo tipo “J” de 4150 mvbnm (4318 md). Pertenece a la Unidad Operativa Reforma y es administrado por el Activo Integral Samaria-Luna de Petróleos Mexicanos. La diversidad litológica en la perforación de la sección 17 ½” ha incrementado su complejidad debido a los retos involucrados.

El uso de barrenas tricónicas con conos reforzados en agujeros de superficie trajeron en su momento resultados satisfactorios. El presente trabajo propone una solución alternativa y probada a las barrenas tricónicas con un concepto innovador en barrenas de cortadores PDC, permitiendo la búsqueda de la culminación de las etapas superficiales en menos corridas y la mitigación de la ocurrencia de la pérdida de conos de la barrena y eventos de pesca y molienda indeseados.

La aplicación de barrenas tipo TP (perfil ahusado) en la sección 17 ½” ha permitido la perforación exitosa con cortadores tipo PDC a través de cuatro formaciones: Filisola, Concepción Superior, Concepción Inferior y Encanto, las cuales presentan una litología con intercalaciones de cuerpos arenosos y lutíticos.

Los resultados superaron en más del 50% el ROP planificado y el record del campo, (mejor ROP y en una sola corrida).

Innovative design of PDC bit to drill intercalated sections in one run: The Oxiacaque Field case

Abstract

Oxiacaque 5022 is a 4150 m tvd (4318 md) “J” type development well. It is operated by Reforma District and managed by Samaria-Luna G&G Department of Petroleos Mexicanos. Lithological diversity to be drilled in 17 ½” section has increased its complexity due to additional challenges involved.

The use of tricone bits with high endurance cones at shallow holes brought satisfactory results some time ago. This job propose an alternative and proved solution under an innovative concept of PDC bits, pursuing the objective of a section to be successfully drilled in less runs while eliminating the risk of occurrence of loss cones and undesired fishing and milling operations.

TP bits application (tapered profile) in 17 ½” section has allowed the successfully drilling with PDC cutters through four formations: Filisola, Upper Concepción, Lowe Concepcion and Encanto, which represent shaly and sandy intercalated litology. The results surpassed planned ROP in more than 50% and set a new field record (better ROP in one single run).

Artículo arbitrado


Diseño innovativo de barrena PDC para la perforación de secciones intercaladas en una sola corrida: El caso del Campo Oxiacaque, p.p.461-470


Introducción

Como parte del plan de restitución de la producción en la Región Sur, el Campo Oxiacaque está considerado como pieza importante del proyecto.

El Oxiacaque 5022 es un pozo de desarrollo tipo “J”, ubicado en la pera del Oxiacaque 33 y tiene una profundidad total programada de 4150 mvbnm (4318 md), con un

desplazamiento de 745.5 m del conductor, con rumbo de N 52.56° E para obtener una explotación de hidrocarburos del Cretácico Superior, del Cretácico Inferior Alóctono y Cretácico Inferior Autóctono.

Está siendo operado por la Unidad Operativa Reforma y administrado por el Activo Integral Samaria-Luna de Petróleos Mexicanos.

Figura 1. Estado mecánico programado del pozo, (fuente Pemex).


Ing. Rodolfo Torres Suárez


La importancia en el logro de los resultados esperados durante la perforación, comienza en las etapas someras del proyecto: 26” y 17 ½”. Es por ello que, aunque la diversidad litológica en la perforación de la sección 17 ½” ha incrementado su complejidad debido a los retos adicionales involucrados como son abrasividad, pobre transferencia de peso sobre la barrena, uso ineficiente de la energía de la perforación a través de su disipación en choques y vibraciones y “stick-slip”.

Por esta razón se han planteado alternativas viables para la perforación con niveles superiores de optimización en el uso de la energía para perforar.

Si bien es cierto, el uso de barrenas tricónicas con conos reforzados en agujeros de superficie trajeron en su momento resultados satisfactorios, el presente trabajo propone una solución alternativa y probada a las barrenas tricónicas con un concepto innovador en barrenas de cortadores PDC, permitiendo la búsqueda de la culminación de las etapas superficiales en menos corridas y la mitigación de la ocurrencia de la pérdida de conos de la barrena y eventos de pesca y molienda indeseados.

Desarrollo del tema

Etapa de planificación

La fase 17 ½” fue diseñada para atravesar desde los 550 m hasta los 2250 m las formaciones Filisola, Concepción Superior, Concepción Inferior y la zona media de la formación Encanto, dentro de la zona de alta presión con asentamiento del revestimiento en un cuerpo lutítico para garantizar la integridad de la zapata.

Para perforar la etapa de 17 ½” se propuso usar una sarta orientada con MWD con la finalidad de monitorear los parámetros e interferencia magnética que indiquen cercanía con el pozo Oxiacaque-33 para la toma de medidas oportunas y prevención de colisión de pozos.

Durante la perforación se contempló el uso de fluido emulsión inversa con densidades desde 1.25 g/cc terminando la etapa con 1.40 g/cc, viscosidades de embudo de 60 a 65 segundos, viscosidades plásticas de 16-24 cPo y puntos de cedencias de 26 hasta 30 lb/100ft2, una relación aceite/agua 75/25, una estabilidad eléctrica de 800 mV y una salinidad (CaCl2) al inicio de 120,000 ppm para terminar la etapa con 180,000 ppm.

La etapa fue planificada en 170 horas de perforación a un ROP promedio de 10m/hr.

Fundamentos técnicos de las barrenas TP, (“tapered profile”)

El reto de mitigar los riesgos adicionales asociados con las vibraciones y “stick-slip” como son: rotura/desenrosque de tubería, pobre performance en fondo de las barrenas e inclusive pescas y moliendas, plantea la necesidad del uso de herramientas de vibración, presión anular en tiempo real así como barrenas de características especiales TP.

La serie de barrenas TP es un diseño de barrena patentado (US #7,726,415), enfocado en maximizar la estabilidad y reducir el torque de perforación. La estructura única de corte, el mecanismo de corte de roca y el diseño estable de esta barrena han entregado excelente rendimiento en perforación de diámetros grandes tanto en formaciones abrasivas y fuertemente intercaladas como en diámetros esbeltos en formaciones altamente compresivas y profundas.

Figura 2.

Características de la tecnología de barrena TP, (tapered profile)

Ruptura de roca de dos etapas consecutivas, las barrenas de las series TP incluyen una sección piloto seguida por una




sección ampliadora o rimadora en una sola barrena. Esta configuración provee varias ventajas al perforar:

Mejora en eficiencia – Un agujero más pequeño requiere menos energía para perforar, y ampliar un agujero ya existente también utiliza una energía menor pues la resistencia compresiva ya ha sido vencida por la barrena piloto. En resumen, perforar con una barrena TP es más rápido que perforar un agujero nuevo con diámetro convencional. Estos dos conceptos son usados en las barrenas TP al diseñar una barrena piloto que es más pequeña que el diámetro final del agujero, seguido por una sección ampliadora que perfora el diámetro restante.

Reduce la fuerza aparente de la roca – Hay un área de alivio estándar entre la sección piloto y la sección rimadora. Esta área le permite al esfuerzo en la formación relajarse en el pozo y después ser ampliado por el rimador. Este alivio de esfuerzos de la roca dura reduce las fuerzas requeridas para remover la roca.

Torque de perforación suavizado – El diseño de la barrena TP incluye una estructura de corte espiral y evita un alto grado de pandeo alrededor de la barrena. Esto reduce la tendencia de la barrena de “engranarse” alrededor del agujero cuando se perfora. Cuando se combina con dos estructuras de corte separadas, las irregularidades de torque común en barrenas de una sola etapa son reducidas.

Figura 3.

Esta imagen muestra el proceso de perforación de dos etapas TP, incluyendo el área de alivio entre las secciones piloto y ampliador de la barrena.

Se pueden observar aquí los dos “gage pads” (patines de calibre), separados para cada diámetro, lo cual mejora la estabilidad funcional y disminuye la inclinación de la barrena cuando se corre con alto peso sobre la misma.

De igual modo se puede ver la naturaleza escalonada de la estructura de corte ampliadora, lo cual centra el ampliador y genera una cara horizontal de perforación para los cortadores ampliadores.

Figura 4.

Diseño ampliador mejorado – La sección ampliadora del TP está diseñada para una mayor durabilidad. Parte de este diseño es un patrón escalonado de cortadores, donde un plano de perforación perpendicular al eje de la barrena es desarrollado por el rimador.

Los escalones le permiten al rimador auto-centrarse después de las conexiones y cuando perfora.

Los escalones hacen más eficiente el uso del peso de la barrena con una saliente horizontal de ataque.

El incremento de eficiencia vertical reduce las fuerzas laterales actuando en los cortadores ampliadores.

Estos factores mejoran la estabilidad y reducen las irregularidades de torque comúnmente presentes en diseños convencionales.




Figura 5.

Estabilización de doble calibre – Las barrenas TP son estabilizadas con dos “gage pads” separados en dos diámetros diferentes, además de cualquier característica estabilizadora incluida en la sección piloto y la sección rimadora auto-estabilizante, produciendo “hiper-estabilidad”.

La diferencia en los diámetros de los “gage pads” reduce la tendencia de la barrena a moverse lateralmente, mejorando la estabilidad total.

Los “gage pads” tienen diferentes posiciones en el plano transversal, reduciendo la tendencia de remolino cuando pasa por cambios de formación.

Al tener un pad dedicado a cada diámetro, las barrenas TP pueden correr un peso muy alto sobre la barrena, sin incrementar la probabilidad de inclinación de la barrena y el stick-slip que comúnmente causa.

Hiper–estabilidad para barrenas PDC, hay tres aplicaciones donde la estabilidad es de primordial importancia:

Agujeros de diámetro grande – Barrenas PDC grandes requieren mejora en estabilidad debido a la alta velocidad periférica y fuerzas cortadoras asociadas. Sartas de diámetro más grandes incrementan la fuerza de magnitudes generadas con mayor masa inercial rotativa.

Herramientas LWD sensibles a vibración – Las herramientas LWD son costosas y tal vez las herramientas más delicadas usadas en perforación. Las vibraciones de barrenas de baja estabilidad y herramientas de perforación pueden afectar LWD MTBF negativamente.

Roca de alto UCS – Roca dura (30kpsi y más dura) es más densa, y tiende a requerir energía más alta (peso de barrena o RPM) para falla. Esta roca es también menos favorable para los cortadores PDC, y las vibraciones cíclicas o exceso de movimientos laterales romperán los cortadores. El incremento de estabilidad en la barrena es muy importante cuando se perforan rocas más duras.

Las series TP han sido diseñadas para esas aplicaciones listadas previamente; sin embargo, hay aplicaciones adicionales en las cuales la TP destaca:

Areniscas abrasiva, compresivas – Perforación simultánea en dos etapas, alta densidad de cortadores y la habilidad de soportar alto peso sobre la barrena hacen la TP una excelente opción para rocas altamente abrasivas. La barrena TP ha perforado exitosamente arenisca de edad Cretácica con 40k psi de UCS donde otros tipos de barrena fallaron.

Formaciones intercaladas – El área de alivio entre la sección piloto y la sección rimadora le permite a la formación (tal como sal o anhidritas), expandirse y después ser ampliada al diámetro completo. A esto, se suman la característica de los cortadores backreaming que asegura la habilidad de perforar y jalar libremente.

Perforación de alta velocidad – Una versión más ligera de los diseños TP ya existentes pueden perforar muy rápidamente manteniendo mejor control de inclinación debido al “gage pad” diferencial que es estándar en estos diseños. Los patines fijan la barrena dentro la trayectoria y reduce cambios de inclinación.

Resultados

La aplicación de barrenas tipo TP (perfil ahusado) en la sección 17 ½” ha permitido la perforación exitosa con cortadores tipo PDC a través de cuatro formaciones: Filisola, Concepción Superior, Concepción Inferior y Encanto, las cuales presentan una litología con intercalaciones de cuerpos arenosos y lutíticos.

Los resultados superaron en más del 50% el ROP esperado como se muestra en el gráfico inferior que compara el ROP programado contra el real.




Figura 6. Comparación de plan vs resultados reales.

De igual modo, el análisis de compresibilidades y los m x m corroboran que la elección de barrena fue correcta, dado el

fuerte nivel de intercalaciones existentes en las formaciones atravesadas.

Figura 7. Análisis de esfuerzos compresivos.




En la primera columna de la izquierda se tiene la profundidad del agujero, en la segunda columna se puede ver el registro de rayos gamma, en la tercera columna la litología, en la cuarta y quinta el esfuerzo compresivo y el UCS respectivamente y finalmente en la última pista el m x m cuyos picos coinciden básicamente con los cambios litológicos.

Comparativa con pozos de correlación

Los pozos de correlación del pozo Oxiacaque 5022 que se escogieron como comparativos para el presente estudio,

son aquellos perforados en los últimos 10 años en vías de comparar tecnología de barrenas de generaciones actuales, sin embargo, de igual modo y sólo para efectos generales de comparación de progresos cronológicos, se hace una comparación de curvas de tiempos de perforación con los pozos correlación.

En la Figura 8 de avances promedios por día de cada una de las etapas correspondientes, se ve que el pozo Oxiacaque 5022 fue el que más metros diarios perforó.

Figura 8. Comparativa de avances de etapa.

La Figura 9 muestra la información metro a metro de cada uno de los pozos citados en la comparativa. Se puede ver que el pozo Oxiacaque 5022 y el Oxiacaque 5001 fueron

las secciones 17 ½” más rápidas del campo, pero el 5022 perforó la etapa en una sola corrida.




Figura 9. Gráfico comparativa m x m.

De la Figura 10 se concluye que el pozo Oxiacaque 5022 fue el único que perforó en una sola corrida y con un mejor ROP.

Figura 10. Corridas vs horas rotadas vs metros vs ROP.




La tecnología de barrenas tricónicas significó un resultado alentador para poder perforar secciones intercaladas en el agujero 17 ½”, pero la llegada de tecnología de cortadores PDC bajo el diseño de tipo ahusado TP (“tapered profile” en inglés) ha permitido un avance sustancial en los tiempos efectivos de perforación, evitando viajes para cambios de barrenas, así como el riesgo asociado a la pérdida de conos con barrenas tricónicas.

Observaciones y conclusiones

La barrena TP es la única que ha perforado un pozo del Campo Oxiacaque en una sola corrida, Figura 10.

El promedio diario de avance en metros fue un 250% comparando el pozo 5021 con el 5022, Figura 8.

El tiempo efectivo de perforación (barrena en fondo), ha sido mejorado en hasta 115 horas (100%), aunque frecuentemente el peso sobre la barrena tuvo que ser controlado para evitar construcción del ángulo en una sección vertical, Figura 9.

Dadas las dificultades encaradas en un agujero con alto índice de dificultades, el factor tiempo es esencial en la culminación de la etapa.

El uso de barrenas TP amplía las aplicaciones de los cortadores PDC en unas condiciones de fondo que hasta hace poco resultaba restrictivo para las barrenas PDC´s.

Figura 11. Fotografía real de una barrena TP 66DG.

Agradecimientos

En nombre de la Compañía OTS Tools S.A. de C.V. queremos expresar nuestro agradecimiento a Petróleos Mexicanos y muy especialmente a la Unidad Operativa Reforma, sin su colaboración no hubiera sido posible realizar este trabajo de investigación.

Referencias

PEMEX. Programa de Perforación y Terminación del Pozo Oxiacaque 5022.

Estadísticas y fotografías obtenidas de la base de datos de OTS Oil Tools S.A. de C.V.




Semblanza


Estudió Ingeniería de Petróleo en la Universidad Nacional de Ingeniería de Lima, Perú, graduándose con honores en 1994.

Inició su carrera en Schlumberger como Ingeniero MWD/LWD en campo desde 1995 hasta 1997, en locaciones costa afuera y de la selva peruana. Continuó su carrera como Perforador direccional en Perú, Colombia y México hasta el 2004. Llegó a ser el líder del grupo y mentor en perforación direccional. Desde 2004 ha gerenciado personal en campo e ingenieros de perforación hasta el 2009, fecha en que se unió al Grupo Integradora de Perforaciones y Servicios (IPS) donde laboró como Gerente de Marketing e Ingeniería hasta el año 2012. En la actualidad se encuentra trabajando como Gerente de país de la línea de negocios de barrenas de perforación y ampliadores excéntricos (OTS) y perforación direccional (IPS).

Miembro de la SPE, ICoTA, AADE.


La opción de fracturamientos hidráulicos híbridos para alcanzar mayores longitudes apuntaladas en areniscas consolidadas

Ing. José Javier Ballinas NavarroWeatherford de México

[email protected]

Información del artículo: Recibido: febrero de 2012-aceptado: agosto de 2013.

Resumen

Un problema desde hace décadas ha sido la severa declinación en producción de los pozos fracturados hidráulicamente. Para contrarrestar esta situación es necesario pensar en una optimización de la propagación geométrica e inducir la manifestación plena del potencial productivo de los yacimientos. El diseño de la fractura debe encontrar el mejor rendimiento de la formación en la importante etapa de su producción post-fractura y la longevidad de la misma.

Las fracturas con la tecnología híbrida fueron diseñadas precisamente para alcanzar una mayor longitud de fractura sobre las fracturas convencionales, usando por lo regular dos tipos de mallas diferentes de apuntalante inyectadas por lo general en seno de gelatinas lineal y activada. De hecho, la tecnología de fracturamiento híbrido combina individualmente las ventajas de las fracturas ejecutadas con gelatina activada y lineal.

Al mismo tiempo, esta opción de fracturamiento apuntalado, generalmente controla la propagación en altura, la cual en exceso induce que la longitud sea corta. Las características mismas de la fractura híbrida enfocan más la propagación del tratamiento a la longitud, que finalmente, junto con la conductividad de fractura (Kf.Wx), dictaminan el comportamiento y la longevidad productiva del yacimiento fracturado.

Cuando las arenas y las lutitas super y sub-adyacentes en contacto no presentan contraste de esfuerzos es cuando existe una alta probabilidad de propagarse en exceso en altura de fractura (Hx). En este caso conviene asegurar en el diseño de la fractura un gasto de inyección adecuado, una viscosidad óptima de las gelatinas lineal y activada y calibrar con la mayor precisión las magnitudes de los parámetros geomecánicos como el módulo de Young (E) y el coeficiente de Poisson (µ).

Palabras Clave: Fracturamientos apuntalados híbridos, longitud de fractura, apuntalantes, gelatinas de fractura, altura de fractura, conductividad de fractura, producción post-fractura, esfuerzos de formación, geomecánica.

Hybrid hydraulic fracturing option to achieve greater propped lengths in consolidate sandstones

Abstract

A problem for decades has been a severe production decline of hydraulically fractured wells. To mitigate this situation is necessary to consider a fracture geometry optimization and induce the full manifestation of the reservoirs productive potential. The fracture design must find the best performance of the fractured reservoir in the important stage of post-fracture production and longevity of it.

Artículo arbitrado


La opción de fracturamientos hidráulicos híbridos para alcanzar mayores longitudes apuntaladas en areniscas consolidadas, p.p.471-485


Precisely, the fractures with hybrid technology were designed to achieve a greater fracture length than conventional frac jobs, frequently using two different types of mesh proppant usually injected within linear and crosslinked gels. In fact, hybrid fracturing technology combines individually the advantages of fractures executed with linear and crosslinked gels.

At the same time, this propped fracturing option generally controls the height propagation, which in excess induces a short propped length. The same characteristics of the hybrid fracture focus more the treatment propagation to the propped length, that finally, together with the fracture conductivity (Kf.Wx), dictate the performance and the productive longevity of the fractured reservoir.

When the sandstones and super and sub adjacent shales in contact not present stress contrast, is when there is a high probability to generate a frac height (Hx) propagation excessively high. In this case, is desirable to ensure in the fracture design an appropriate injection rate, an optimal fluid viscosity for both gels, linear and crosslinked, and calibrate accurately as possible the magnitude of geomechanical parameters such as Young´s modulus (E) and Poisson´s coefficient (µ).

Key words: Hybrid propped fracturing, fracture length, proppants, fracture gels, fracture height, fracture conductivity, post-fracture production, geomechanics.

Alcance y objetivos de la tecnología de fracturamiento híbrida

Aceptando que en los resultados geométricos de fracturamientos hidráulicos apuntalados hay dos parámetros relevantes como lo son la conductividad y la longitud de fractura, es sumamente importante aplicar una tecnología enfocada al incremento en magnitud de uno de estos parámetros.1

La tecnología de fracturamiento hidráulico híbrido está enfocada a optimizar el crecimiento de Lx (longitud apuntalada), rebasando inclusive radios de drene diseñados y en consecuencia presentando altas probabilidades de un comportamiento productivo longevo.

Los principales objetivos de la tecnología de fracturamiento híbrida es mejorar la producción acumulada del yacimiento tratado mediante el incremento de su longevidad productiva, reducir o espaciar las intervenciones oreparaciones a pozos posteriores a la fractura y evitar la necesidad de implementación temprana de sistemas de levantamiento artificial.

Aplicación

Esta tecnología de carácter híbrida es aplicable en formaciones de areniscas bien contenidas entre capas sello lutíticas y preferentemente con contraste de magnitud de esfuerzos entre ellas. Se recomienda totalmente para yacimientos lenticulares con estratigrafía secuencial bien definida arena-lutita, con la condición necesaria de presentar diferencias claras en sus esfuerzos.2

Esta diferencia de esfuerzos (normalmente mayores en lutitas) propicia entonces, una propagación geométrica preferencial en longitud y discreta en altura, situación que es aprovechada por las consideraciones teóricas de las fracturas híbridas para impactar más al crecimiento de Lx.

La técnica es aún más efectiva controlando la velocidad de asentamiento del apuntalante y la pérdida de fluido. La Figura 1 ilustra un crecimiento geométrico tipo inducido por un fracturamiento híbrido, donde Lx > Re (radio de drene).


Ing. José Javier Ballinas Navarro


Figura 1. Perfil geométrico de fractura híbrida con control de Hx para generar alta Lx (> Re).

Descripción de la tecnología

La tecnología de fracturamiento híbrida aplica especialmente cuando la capa de interés y las capas aledañas tienen alto contraste de esfuerzo que limita el crecimiento en altura e induce necesariamente una Lx de alta magnitud.3

Asimismo, las condiciones petrofísicas y litológicas deben ser adecuadas para favorecer a la inyectividad de dos tipos de arena de diferente malla sin problemas y preferentemente se debe evitar la presencia cercana de discontinuidades geológicas.

Los dos tipos de apuntalante, una del orden de malla 40-80 y otra más conductivo, del orden de malla 20-40, son mezcladas con gelatinas lineal y activada respectivamente, y su interacción en cuanto a velocidades de asentamiento es importante para la propagación de Lx.

La Figura 2 muestra perfiles de fractura apuntalados influenciados por las velocidades de asentamiento que a su vez son función de las viscosidades de los geles empleados y el peso específico de los apuntalantes, entre otros parámetros relacionados.

Figura 2. Perfiles de fractura apuntalados en función de velocidades de asentamiento.




Considerando las diferentes velocidades de asentamiento de las arenas fina y regular de acuerdo a su tamaño de malla y peso específico, se inducen los depósitos de arenas rebasando inclusive los radios de drene en cuanto a longitud apuntalada total.4

Habrá dos zonas perfectamente identificadas, una de ellas de conductividad normal y otra de conductividad moderada, las cuales combinadas inducen integralmente un corredor de flujo adecuado para los hidrocarburos desde el extremo de la fractura apuntalada al fondo del pozo.

Parámetros clave controladores del asentamiento de arena:

• Reología del fluido

• Ancho de fractura (Wx)

• Gasto de inyección (Q)

• Extensión o longitud de fractura (Lx)

• Pérdida de fluido

• Diámetro del apuntalante

Generalmente, en esta tecnología se consideran las arenas mallas 40-80 y 20-40, Figura 3, inyectando por delante el apuntalante fino generalmente a un gasto de inyección mayor al diseñado con la gelatina activada con el apuntalante conductivo de malla 20-40.

La arena mayor entonces se inyecta al final y consecuentemente, en la zona del yacimiento cercana a los disparos, se tendrá una conductividad estándar de carácter normal, adecuada para yacimientos de baja permeabilidad natural (K).

Figura 3. Arena malla 40-80, (vista en microscopio).

Reología de fluido (gelatina activada y lineal)

Requerimientos de los geles de fractura

• Viscosidad: Es importante para transportar eficientemente al apuntalante y crear el ancho de fractura adecuado.

• Compatible: Debe ser compatible con la formación y fluidos contenidos en ella, los aditivos usados dentro del fluido de fractura deben ser también compatibles.

• Estable: El fluido debe mantener sus características a la temperatura de formación y debe tener una adecuada degradación bajo el efecto de corte durante la colocación.




• Baja presión de fricción: El líquido debe exhibir una baja presión de fricción con la finalidad de reducir al mínimo la potencia necesaria para

el tratamiento.

• Transporte de apuntalante y longitud de fractura: Se obtienen longitudes de fractura efectivas con el

correcto diseño de velocidades de asentamiento de arenas para la formación de multicapas. Los programas que incluyen predicciones de transporte de apuntalante fractura dentro se basan en la Ley de Stokes, Figura 4.

Figura 4. Inducción de depósitos de arena bajo la Ley de Stokes.

Ancho de fractura

Las dos arenas consideradas son inyectadas a concentraciones apropiadas para generar depósitos en multicapa, Figura 5.

Estas arenas deben atravesar un diámetro de ancho de fractura suficiente para evitar problemas de taponamiento temporal y definitivo, (arenamiento).5

Figura 5. Conceptos de monocapa y multicapa.




Gasto de inyección

En los fracturamientos apuntalados híbridos el gasto de inyección es sumamente importante porque es un factor de alto peso específico en la inducción de formación de capas de arenas depositadas preferentemente en multicapa.

Para tal propósito es conveniente efectuar las operaciones con alto gasto de inyección (de 30 a 50 bpm) para apuntalar a la longitud creada en algunas zonas con multicapas y otras con monocapas.

El gasto de inyección es específicamente más importante durante la etapa de colocación de la arena de malla pequeña, aprovechando la moderada velocidad de asentamiento de esta arena en seno de gelatina lineal.

Durante la inyección de la etapa de arena conductiva en seno de fluido activado, también se requiere alto gasto de inyección para el objetivo anteriormente señalado, pero preferentemente por debajo del gasto usado con la arena fina.

Al final de la segunda etapa del fracturamiento híbrido, con arena usualmente malla 20-40 es frecuente inyectarla con gasto en escalón en sentido reductivo para generar un óptimo empacamiento de apuntalante en la región cercana a disparos.

Extensión o longitud de fractura (Lx)

Para inducir una adecuada longitud de fractura es necesario tener una magnitud en presión neta adecuada para tener permanentemente un ritmo de crecimiento óptimo en longitud hidráulica originada.

La presión neta está íntimamente relacionada con la presión de extensión de fractura, ambas presiones en magnitud sobrepasan a las condiciones de esfuerzo in-situ del yacimiento tratado y consecuentemente son de vital importancia para el crecimiento geométrico de la fractura en sus tres dimensiones, especialmente en Lx, Figura 6.

Figura 6. Propagación geométrica de una fractura.




Pérdida de fluido

Otro parámetro que impacta a la propagación geométrica de la fractura es sin duda el ritmo de pérdida de fluido (leak–off), el cual está ligado directamente a la eficiencia del fluido fracturante.

Un adecuado control de esta pérdida de fluido inicial y durante todo el tratamiento indudablemente ayudará a alcanzar la magnitud de Lx diseñada, ya que el control de fluido que trabaja en propagación geométrica es crucial para lograr este objetivo.

Diámetro del apuntalante

El diámetro de la arena está ligado en proporción directa a su densidad y es un parámetro fundamental en la velocidad de asentamiento.

• Propiedades del apuntalante y su influencia en el asentamiento. Se ilustra el siguiente ejemplo simulado en laboratorio:

− Densidad de fluido 1.0 gr/cc − Densidad de la partícula 2.5 gr/cc − Viscosidad del Fluido 0.01 poise − Radio de la partícula 0.05 cm − Velocidad horizontal de fluido 0.2 m/s, Figura 7

Figura 7. Simulación de transporte y asentamiento de arena en laboratorio.

En la Tabla 1 se muestra una comparación de características importantes de los fracturamientos híbridos con respectos

a los convencionales realizados en pozos del Campo Presidente Alemán dentro del Paleocanal de Chicontepec.




Tabla 1. Características de fracturamientos híbridos vs convencionales.

La Tabla 2 ilustra algunos datos petrofísicos y de propagación geométrica por diseño de 11 fracturas

hidráulicas híbridas realizadas en varios yacimientos del Campo Presidente Alemán.

Tabla 2. Datos de 11 fracturamientos híbridos.




Comparación en referencia a fracturamientos convencionales

Las Figuras 8 y 9 ilustran un comparativo de resultados entre dos pozos del Campo Presidente Alemán que mostraron

un significativo aporte productivo, ambos evaluados en el mismo periodo. Uno de ellos, el PA-1524 tratado con fractura convencional y el PA-1423 con fractura híbrida.

Figura 8. Comportamiento de producción PA-1524.

Figura 9. Comportamiento de producción PA-1423.




Debido al efecto de la longitud apuntalada mayor y de una conductividad generada con asentamientos correctos de arena, se observó que después de un periodo de cuatro

meses de producción, el yacimiento fracturado con la tecnología híbrida presentó un 6.25% más de producción acumulada en este pozo en particular, Tabla 3.

Tabla 3. Producción Inicial (Qi) y Np en un periodo analizado de cuatro meses.

La producción acumulada (Np) resultó un 30% mayor analizando la producción en la totalidad de los pozos tratados híbridamente vs pozos fracturados con tecnología de fracturamiento convencional, Tabla 4.

La misma Tabla 4 presenta un análisis de amortización del costo de la reparación mayor de siete pozos fracturados, con una eficiencia del 71% para un periodo de observación de producción post-fractura entre 3 y 4.5 meses.

Tabla 4. Amortización de fracturamientos híbridos.




En la Figura 10 se muestra una comparación de producción inicial de los pozos con fracturas hibridas vs convencionales.

Figura 10.

Las Figuras 11 y 12 presentan una comparación en cuanto a resultados en Lx y conductividad de fracturas obtenidas en Texas en la formación gasífera Bossier. Las Figuras 11 y 12 indican la comparación entre las fracturas híbridas vs

fracturas water fracs de alto y bajo volumen, mostrando las ventajas resultantes de la aplicación de la tecnología híbrida, como mayores Lx y conductividades.

Figura 11.




Figura 12.

En términos generales, con la aplicación de fracturas híbridas apuntaladas se ha alcanzado un incremento en la productividad de los pozos tratados, especialmente en yacimientos de areniscas compactas, situadas entre lutitas con notable diferencias en cuanto a magnitudes de esfuerzo de cierre.

La fractura hibrida ofrece más ventajas: control de pérdida de fluido y una formación óptima de capas de arena que genera una conductividad estable. La inducción de una mayor longitud apuntalada impacta directamente al comportamiento y longevidad productiva del pozo tratado.

La Figura 13 indica la producción acumulada de los últimos 12 pozos fracturados (seis convencionales y seis híbridas) en el Campo Presidente Alemán del complejo sedimentario Chicontepec. Se observa en los resultados que las Np desde el primer mes hasta el quinto mes son mayores en las fracturas híbridas.

El Np en el primer mes en las fracturas híbridas reportó un 34.7% mayor en producción respecto a las convencionales, en el tercer mes se calculó en un 47.7% mayor y en el quinto mes se observó un 38% mayor.

Figura 13.




El mismo incremento en NP brinda un alto porcentaje de probabilidad de un rápido retorno de la inversión, situando la amortización de un fracturamiento híbrido tipo aproximadamente entre dos y tres meses.

La tecnología es altamente recomendable para pozos con ciertas condiciones litológicas y petrofísicas, que al ser estudiados a fondo, resultan con la necesidad de inducir una alta Lx con una conductividad adecuada.

El fracturamiento híbrido es también aplicable a ciertos yacimientos con propiedades bien definidas. Se deben tener bien fundamentados los datos de saturación de hidrocarburos, presión de fondo, litología, petrofísicos y estar cierto que la mejor opción para inducir productividad es alcanzar la máxima longitud de fractura apuntalada.

Análisis económico

• Inversión en reparación mayor: 3,290,262 USD

• 64,810.9 bbls extraídos de las reparaciones mayores en 4.5 meses

• Margen de ganancia del 57% considerando a 80 USD por barril (1,894,610 USD)

• Margen de ganancia del 97 % considerando 100 dlls por barril (3,190,828 USD)

• La Tabla 5 ilustra la relación costo/beneficio de nueve pozos fracturados híbridamente

Tabla 5. Relación costo/beneficio en nueve pozos fracturados híbridamente.

Resultados de la aplicación de la tecnología de fracturamiento híbrida y lecciones aprendidas

En su aplicación en México y adicionando resultados obtenidos a nivel internacional, se han constatado los siguientes puntos:

1. La tecnología híbrida preferentemente debe ser aplicada en yacimientos de intercalación arena/lutita que presenten contraste en esfuerzo y que no estén cercanas a zonas de fallas geológicas.

2. Normalmente se recomiendan fracturamientos híbridos en dos etapas con dos tipos de arenas y dos geles fracturantes.

3. La microsísmica y las pruebas de presión transientes son altamente recomendadas para verificar las propagaciones yacimiento-dentro de Lx.

4. En el diseño de los fluidos fracturantes se debe buscar inyectar el menor volumen posible de polímeros y activadores.

5. En el diseño de la propagación geométrica de la fractura se debe considerar la dirección del esfuerzo mínimo del campo con pozos a ser fracturados híbridamente.




6. Las magnitudes geométricas de la operación deben ser calibradas a condiciones post-fractura, para afinar especialmente esfuerzos y otros parámetros geomecánicos de interés.

Conclusiones

Los yacimientos candidatos a fracturarse híbridamente son los que presentan una alta probabilidad de confinamiento en altura de fractura en base a las magnitudes de esfuerzos de la arena y lutitas y consecuentemente tener la oportunidad de una inducción de Lx mayor, inclusive al radio de drene.

Las arenas finas actúan como agentes mini-granulares para atacar la pérdida de fluido y mejorar la eficiencia del fracturamiento híbrido.

Mayor rentabilidad por metro lineal apuntalado.

Optimiza la generación de los depósitos de arenas en base al control de velocidades de asentamiento de las arenas diseñadas, originando una conductividad estable.

Minimiza los problemas de regresión de arena.

Se observa un alto porcentaje de incremento en la productividad acumulada respecto a yacimientos fracturados convencionalmente.

Se necesita elaborar un diseño enfocado a asegurar la inyectabilidad de las dos arenas consideradas con los diferentes fluidos fracturantes (lineal y activada), sin riesgos de arenamientos.

Se obtienen mejores resultados acompañando a la cédula de bombeo con un sistema de control de arena y diseñador los geles fracturantes con la cantidad mínima de polímeros.

Es importante diseñar el fracturamiento en dos etapas de inyección bien identificadas para los dos apuntalantes y verificar que en las cercanías del yacimiento no se encuentren anomalías o discontinuidades geológicas.

Nomenclatura

BPD Barriles por día bpm Barriles por minuto C Convencional E Módulo de Young (psi)

gr/cc Gramos por centímetro cúbico H Híbrida Hx Altura de fractura (m) K Permeabilidad original de formación (mD) Kf Permeabilidad de fractura (darcys) Kf.Wf Conductividad de fractura (md-pie ) Lx Longitud de fractura (m) M brl Miles de barriles m/s Metros por segundo mD Millidarcy Np Producción acumulada de petróleo psi Libra por pulgada2 Q Gasto de inyección (bpm) Qi Producción inicial (bpd) Re Radio de drene (m) TIR Tasa de retorno de la inversión µ Coeficiente de Poisson (adimensional) VPN Valor Presente Neto Wx Ancho de fractura (pulgadas)

Agradecimiento

El autor expresa su agradecimiento a las autoridades de Petróleos Mexicanos, Activo Integral Aceite Terciario del Golfo (AIATG), y de Weatherford de México, S de RL de CV, por su apoyo y autorización para la elaboración y presentación de este trabajo técnico.

Referencias

Ballinas, J. 2003. Making Great Decisions in Development and Exploration Mexico Fields, Applying Bright Lights of the Latest and Multidisciplinary Well Completion Technology. Artículo SPE 81105, presentado en SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference, Puerto España, Trinidad y Tobago, abril 27-30. http://dx.doi.org/10.2118/81105-MS.

Bell, M.R.G. y Cuthill, D.A. Next-Generation Perforating System Enhances the Testing and Treatment of Fracture Stimulated Wells in Canada. Artículo SPE 116226, presentado en SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Denver, Colorado, EUA, septiembre 21-24. http://dx.doi.org/10.2118/116226-MS.

Elbel, J.L. y Mack, M.G. 1993. Refracturing : Observations and Theories. Artículo SPE 25464, presentado en SPE Production Operations Symposium, Oklahoma City, Oklahoma, EUA. http://dx.doi.org/10.2118/25464-MS.




Gadde, P.B. y Sharma, M.M. 2005. The Impact of Proppant Retardation on Propped Fracture Lengths. Artículo SPE 97106, presentado en SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, Texas, EUA, octubre 9-12. http://dx.doi.org/10.2118/97106-MS.

Mohaghegh, S., Balan, B., Ameri, S. y McVeyet, D.S. 1996. A Hybrid, Neuro-Genetic Approach to Hydraulic Fracture Treatment Design and Optimization. Artículo SPE 36602, presentado en SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Denver, Colorado, EUA, octubre 6-9. http://dx.doi.org/10.2118/36602-MS.

Semblanza

Ing. Javier Ballinas Navarro

Ingeniero Petrolero egresado de la UNAM, cuenta con 35 años de experiencia dentro de la Industria Petrolera. Inició su trayectoria profesional como Ingeniero investigador en el IMP en Evaluación de Formaciones; trabajó en Halliburton durante 21 años en todos los centros operativos de Pemex en México y en Texas, USA, alcanzando el nivel de Ingeniero de División en México.

Posteriormente colaboró en Corelab de México y como Gerente Técnico en la empresa Delta Asesoría y Recursos Energéticos, trabajando básicamente en tuberías capilares.

Laboró también en la compañía ACC Ingeniería y Servicios Especializados en Poza Rica por un periodo de dos años, como Gerente Técnico de un contrato marco de estimulaciones de limpia y matriciales para Poza Rica, Altamira, Ébano y Veracruz.

Desde diciembre del 2009 a la fecha colabora en Weatherford de México como Ingeniero de Distrito en el Departamento de tecnologías y operaciones de fracturas.

Es miembro de la SPE. Ha publicado y presentado 16 trabajos técnicos abordando temas de fracturas, estimulaciones, control de agua, control de arena, sísmica, sistemas de disparos y cementaciones en diversos Congresos de la SPE, AIPM y CIPM.

Asimismo ha impartido talleres de capacitación en varios centros operativos de Petróleos Mexicanos, la UNAM, el IPN y conferencias técnicas en otros foros y congresos de carácter técnicos en varios países de Centro y Sudamérica.


Logros y retos de la primera prueba piloto de inyección de vapor en México

MI. Marcela Arteaga Cardona, [email protected]

Información del artículo: Recibido: mayo de 2012–aceptado: agosto 2013

Resumen

El 57% de las reservas de hidrocarburos en México son de aceite pesado y no se pueden extraer por recuperación primaria, o, los factores de recuperación son bajos. Se requiere analizar la factibilidad de aplicar procesos térmicos, que con base en experiencias internacionales, prometen incrementar la productividad y el factor de recuperación de este tipo de aceites.

El Campo Samaria Neógeno, ubicado en la Cuenca Terciaria en el sureste de México, tiene un volumen original de 650 MMB de petróleo extrapesado y una reserva de 129 MMB. Fue descubierto en 1960, es productor de aceite con densidad menor de 10 °API y viscosidad de 1,000 a 5,000 cps a condiciones de yacimiento.

Para generar experiencia y definir el potencial de los procesos térmicos como esquema de explotación, se realizó una prueba piloto de inyección alterna de vapor, obteniendo resultados rápidos con baja inversión.

Se perforaron ocho pozos, todos resultaron productores de petróleo extra pesado, fue posible producirlos en frío utilizando bombeo mecánico y para transportarlo hasta las baterías se utilizó mejorador de flujo. La producción neta obtenida en frío, varió de 70 a 280 BPD para los pozos verticales y hasta 400 BPD para los horizontales. Después de la estimulación con vapor, se obtuvieron incrementos de producción de 615 a 1,700 barriles, en esta etapa se utilizó bombeo neumático como sistema artificial.

A dos años y medio de haber iniciado la prueba piloto se han producido 1.81 MMB de aceite. Se invirtieron 73 MMUSD y se ha tenido un ingreso de 181 MMUSD, considerando un precio de 100 USD/B.

Palabras clave: Prueba piloto, inyección de vapor, Campo Samaria Neógeno, productor de aceite.

Achievements and challenges of the first steam injection pilot test in Mexico

Abstract

In Mexico 57% of hydrocarbon reserves are heavy oil, they cannot be removed by primary recovery, or recovery factors are low. It is required to analyze the feasibility of applying thermal processes that, based on international experiences, promise to increase productivity and the oil recovery factor.

The Samaria - Neogene field, located in the tertiary basin of southeast Mexico, was discovered in 1960. It has 650 MMB of OOIP and reserves of 129 MMB of extra-heavy oil, the density is less than 10° API and viscosity from 1,000 to 5,000 cp at reservoir conditions.

To generate experience.and define the potential for thermal processes, a steam injection pilot test in Mexico just for the first time was done, getting fast results with low investment.

Artículo arbitrado


MI. Marcela Arteaga Cardona


Eight wells were drilled; it was possible to get cold production using mechanical pumps and flow improver to transport it to the facilities. The cold production, ranged from 70 to 280 BPD for the vertical wells and up to 400 BPD to the horizontal. After CSI, increases in production from 615 to 1,700 barrels were obtained.

Two and a half years after initiating the pilot the oil recovered has been 1.81 MMB. 73 MMUSD were invested and an income of 181 MMUSD has been obtained considering a price of 100 USD/B.

Keywords: Pilot test, steam injection, Samaria Field Neogene, oil producer.

Introducción

En México, las reservas de hidrocarburos se encuentran en el orden de los 33 billones de barriles y aproximadamente el 57% son aceites pesados que no se pueden extraer por recuperación primaria, o, los factores de recuperación son bajos. Esto indica la relevancia de analizar la factibilidad de aplicar procesos térmicos, que con base en experiencias internacionales, prometen incrementar la productividad y el factor de recuperación de este tipo de aceites.

El Campo Samaria Neógeno, ubicado en la Cuenca Terciaria en el sureste de México, está constituido por depósitos de arena de ambiente tipo fluvial, formado por canales entrelazados y apilados, en formaciones de edad Plioceno, a profundidades de 700 a 1,000 metros, tiene un volumen original de 650 MMB de petróleo extrapesado y una reserva de 129 MMB. Fue descubierto en 1960 con la perforación del pozo Samaria 2, productor de petróleo extra pesado con densidad menor de 10 °API y viscosidad de 1,000 a 5,000 cps a condiciones de yacimiento, fue clasificado como petróleo no comercial, debido a que no pudo ser extraído con las técnicas convencionales.

Por sus características y ubicación en tierra, el Campo Samaria Neógeno, resultó ser un buen candidato para aplicar procesos térmicos, generar experiencia en México y posteriormente implementarlos en otros campos nacionales. Utilizando la metodología FEL se identificó el mejor escenario para su explotación. Se estableció que la inyección de vapor es el mejor proceso, pero se recomendó realizar una prueba piloto de inyección alterna de vapor, de tal manera que se tuvieran resultados rápidos con baja inversión, que permitan definir su potencial como esquema de explotación del campo.

En el año 2008 se formó un equipo de trabajo responsable de diseñar la prueba piloto, integrado por las siguientes

disciplinas: geología, petrofísica, perforación yacimientos, simulación, productividad, operación, instalaciones y análisis de riesgos y economía. La meta era iniciar el proyecto en el 2009, teniendo como objetivo principal la toma de información para evaluar el proceso.

Se perforaron ocho pozos, todos resultaron productores de petróleo extra pesado, fue posible producirlos en frío utilizando bombeo mecánico y para transportarlo hasta las baterías se utilizó mejorador de flujo. La producción neta obtenida en frío, varió de 70 bpd a 280 bpd para los pozos verticales y hasta 400 bpd para los horizontales, después de estimulados con vapor la producción se incrementó de 615 a 1,700 barriles. El primer pozo se perforó en mayo del 2009, produjo durante seis meses en frío y en el mes de diciembre fue estimulado con vapor.

En el presente estudio se describe el diseño original de la prueba piloto y se discuten los principales resultados así como el esquema de explotación finalmente establecido como mejor procedimiento o estrategia, para implementar en forma masiva el proceso.

Desarrollo del proyecto

El primer paso en el desarrollo del proyecto consistió en actualizar el modelo estático con la información de los pozos que se habían perforado con otros objetivos, pero que atravesaban las arenas de interés. La secuencia a explotar se ubica en las arenas del Neógeno. Los depósitos, en su mayoría son el resultado de un complejo sistema fluvial de alta energía, formando canales entrelazados y superpuestos, divididos en cuatro paquetes; A-0, A-1, A-4 y A-6, que a la vez se subdividen en 16 unidades genéticas: tres para el paquete A-0; 3 para el paquete A-1; 5 para el paquete A-4 y 5 para el paquete A-6. La columna geológica definida en la actualización del modelo estático, se presenta en la Figura 1.


Logros y retos de la primera prueba piloto de inyección de vapor en México, p.p.486-503


Figura 1. Columna geológica definida en la actualización del modelo estático.

Posteriormente se seleccionó el área piloto, considerando la zona donde se tuviera la mayor cantidad de información, existieran más de seis arenas de interés con espesor de arena impregnado mayor de 10 metros y el requerimiento de infraestructura superficial fuera mínimo.

Se contempló la perforación de ocho pozos, cuatro verticales, tres horizontales y uno desviado, lo que permitiría analizar diferentes geometrías de pozo y más del 60% de las arenas. Se terminaron en agujero entubado debido a la alta saturación de agua en los intervalos de interés y se dispararon con pistolas de agujero amplio en varios intervalos. Para el control de arena se utilizó tubería ranurada y como tubería de inyección-producción se utilizó tubería aislada al vacio para eliminar las pérdidas de calor.

Se diseño un plan de captura de información para mitigación de riesgos y se elaboró el plan de monitoreo y control operacional de la prueba, la cual se desarrollaría en dos etapas: 1) evaluar en frío los cuatro pozos verticales y el direccional por un período de seis meses y los tres pozos

horizontales por tres años utilizando sistemas artificiales e inyección de diluente, 2) evaluar el comportamiento después de la inyección de vapor de los cuatro pozos verticales y el pozo desviado, inyectando entre 3,000 y 5,000 toneladas de vapor por pozo, a un gasto de 10 toneladas/hr. Con base en los resultados de la simulación realizada, se propuso operar los pozos horizontales sólo en frío, no obstante, todos los pozos fueron estimulados con vapor.

Resultados

En este apartado se presenta el diseño y terminación de los pozos, se comenta desde la cementación utilizada, el tipo de disparos, el sistema para controlar la producción de arena, hasta el tipo de cabezal y las conexiones superficiales utilizadas. También se presentan los pronósticos de producción y la producción obtenida, los sistemas artificiales de producción, el plan de captura de información, así como, el monitoreo y control operacional.




Diseño y terminación de los pozos

Los pozos fueron diseñados con el propósito de perforar en lo posible desde localizaciones existentes y de esta manera optimizar el plan de explotación. Los cuatro pozos verticales, el desviado tipo J y dos horizontales fueron terminados con TR de 7”, el otro horizontal con TR de 9-5/8”. El diseño tipo propuesto originalmente para operar en frío se presenta en la Figura 2.

La selección del fluido de perforación para los pozos del proyecto se fundamentó en las experiencias de perforación del pozo Samaria 1001, el cual se perforó con lodo base agua sin presentarse problemas de inestabilidad, ni pérdidas de circulación, ni atrapamiento por presión diferencial. Para la perforación de los pozos verticales, de este proyecto se recomienda perforar con lodos base agua y la zona productora con un fluido polimérico inhibido, no disperso, con Carbonato de Calcio (Ca2CO3) como material puenteante y densificante.

Figura 2. Diseño tipo de pozo vertical y horizontal, con terminación para operar en frío.

Diseño de tuberías de revestimiento de explotación

La presión externa, para el diseño de la tubería de revestimiento de explotación, se definió con la presión inicial del yacimiento, referida a la arena más profunda, 1,337 psi. Con el objeto de anticipar parámetros para cementación, tales como: colapso, tensión y presión de estallido, con el simulador StressCheckTM, se calculó el nivel de estrés al cual será sometida la tubería de revestimiento utilizando un peso de lodo de 1.32 gr/cm3.

Se utilizó tubería aislada al vacío para proteger la tubería de revestimiento de la degradación térmica del cemento, así

como para mantener la condición de carga elástica en todas las conexiones de la tubería de revestimiento.

La tubería de revestimiento seleccionada fue 7.00”, 26 Lb/Ft, L-80, la cual es posiblemente la tubería que cuenta con los estudios más profundos realizados para aplicaciones térmicas. Los procesos de calidad API para el control del sulfuro y otros contaminantes en la tubería L- 80, tipo 1 y los respectivos tratamientos térmicos hacen que este producto sea más consistente. El bajo contenido de sulfuro provee stress sulfhídrico e hidrógeno, lo cual aumenta la protección contra el craqueo en presencia del H2S que puede ser un producto generado en ambientes de operaciones térmicas.




Para la cementación de estos pozos, con el objeto de evitar retrogradación e incremento de la permeabilidad en el cemento fraguado a las altas temperaturas esperadas, 650 °F, durante la inyección del vapor, se consideró utilizar en todos los diseños de las lechadas 55% de sílica.

La expansión o contracción cíclica del pozo por el efecto del calentamiento y enfriamiento durante los ciclos de inyección de vapor, tiende a causar desprendimiento o agrietamiento radial en el cemento, por lo que se recomienda el diseño de lechadas con propiedades mecánicas mejoradas, incrementando su elasticidad.

El diseño de la lechada óptima contempla mayor durabilidad o capacidad remanente, basado en parámetros como el Módulo de Young, relación de Poisson y esfuerzo a la tensión, para proveerle la capacidad adicional de poder auto-repararse, aun después de fraguado, en presencia de micro-anillos o fisuras, al contacto con hidrocarburos.

La definición de los disparos en las arenas débiles depende fundamentalmente de la resistencia de la roca, pero también de otros factores como la tensión efectiva, el desbalance, la distancia entre los disparos adyacentes y los fluidos en los espacios de los poros y en el hueco. El uso de pistolas Big Hole permitirá tener mejor control de la producción de arena, dado que, los disparos de mayor diámetro y poca penetración han mostrado efectividad en el control de arena en campos similares.

Aun cuando, en el diseño de la prueba piloto se propuso el uso de pistolas Big Hole, en el primer pozo, el Samaria 916, se utilizaron pistolas de alta penetración por ser las que se venían usando en el Activo. Como resultado, de mayo a julio del 2009, este pozo tuvo baja productividad en frío, con tan solo 18 BPD de manera intermitente, utilizando BCP. Por lo anterior, se decidió realizar una reparación mayor al pozo para redispararlo con pistolas Big Hole, con lo cual se obtuvieron mejores resultados al tener una producción de 120 BPD, como se puede observar en la Figura 3.

Figura 3. Comportamiento de la producción en frío del pozo Samaria 916.

El yacimiento Samaria Neógeno por ser somero y por su característica de ser una formación de arena débil y no consolidada, con una granulometría de grano mediano a grueso, podría producir arena en su etapa temprana de producción. En tal sentido deberían tomarse todas las previsiones operacionales para que en el diseño de la terminación de los pozos se contemplen equipos para controlar la migración de finos.

Revisando los análisis granulométricos de las diferentes muestras de que se disponía, se observó que todas las arenas cumplían con los requisitos necesarios para realizar la terminación con tubería ranurada o rejillas (stand alone). Basado en los conceptos de Rogers, la

apertura de la rejilla o ranura debe ser igual al valor que corresponde a percentil 10, D10, en este caso de la arena de grano más fino, para el caso de las muestras disponibles del pozo Samaria1001, la apertura debería ser de 0.02 a 0.018 pulgadas, Figura 4.

Con la confianza que se tenía en los análisis granulométricos se decidió utilizar solamente tubería ranurada como la que se muestra en la Figura 5, sin empacamiento con grava, para hacer más económica la terminación. Con este tipo de tubería se tuvieron buenos resultados, dado que no se ha tenido producción de arena en ninguno de los ocho pozos y fue posible ahorrar un millón de dólares por pozo, que es lo que cuesta el empacamiento con grava.




Figura 4. Granulometría pozo Samaria 1001.

Figura 5. Tubería ranurada utilizada para el control de producción de arena.

Inicialmente los pozos se diseñaron para operar en frío y una vez concluida esta etapa se retirarían los equipos de subsuelo empleados para producción y se reemplazarían por el aparejo térmico de inyección. No obstante, este programa no se pudo llevar a cabo debido a que, para hacer los cambios de aparejo de producción a inyección y luego nuevamente a producción, se requería tener un

equipo de perforación disponible para realizar este tipo de intervenciones, mínimo una vez al año por pozo, con un costo de 12 a 19 millones de pesos. Considerando que el costo aproximado del aparejo isotérmico es de 12 millones de pesos se decidió terminar el pozo con este tipo de aparejo, Figura 6, y evitar cambiarlo en el futuro.




Figura 6. Aparejo de producción isotérmico utilizado.

Se simularon las pérdidas de calor de la tubería aislada al vacío, y se demostró que con las condiciones de inyección de vapor en Samaria, para un pozo tipo con una longitud de tubería aislada de 800 metros, la calidad de vapor en el extremo de la tubería será de 78% y una temperatura máxima en la tubería de revestimiento de 100 °F, mientras que con tubería desnuda o no aislada la calidad de vapor en fondo será de 57 % con una temperatura en la Tr de 466 °F.

Por otra parte, en todos los pozos de la prueba piloto donde se utilizó empacador mecánico, se tuvo comunicación entre Tp y Tr originado por la falla de los sellos de elastómeros, por lo anterior, se decidió utilizar empacadores flotantes de sellos metálicos, los cuales dieron mejores resultados, los diferentes tipos de empacador se muestran en la Figura 7.

También se observó en todos los pozos resistencia a la altura del barril de la bomba después de haber inyectado vapor,

con la reparación del primer pozo se pudo determinar que sufrió deformación, Figura 8, por lo que decidió utilizar bombas insertables con el objeto de eliminar este elemento de falla.

Figura 7. Empacadores utilizados en la prueba piloto.

El empacador flotante es generalmente usado en aplicaciones de inyección de vapor. Fue desarrollado específicamente como una alternativa al empacador térmico convencional con una junta de expansión. El diseño del empacador flotante es sencillo, eficiente y muy económico. El diseño está basado en sello o contacto metal-metal con las paredes internas de la tubería de revestimiento.

Los anillos de doble sellado son mecanizados a partir de un acero suave y tratado térmicamente hasta una tasa elástica que permita el movimiento de los mismos. Este movimiento permite que los anillos se desplacen libremente a través de la tubería de revestimiento compensando los esfuerzos generados debido a la expansión térmica del aparejo.




Figura 8. Barril de la bomba deformado en el pozo Samaria 916, después de la estimulación.

Adicionalmente, para compensar la restricción de flujo creada por los anillos metálicos del empacador flotante, se bombea N2 por espacio anular hasta presurizarlo a la misma presión con la cual se inyectará vapor, esto para evitar que el vapor suba a la superficie por el espacio anular y disminuya la vida útil del cemento, además mantiene un anular seco disminuyendo las pérdidas de calor por reflujo.

Con el objeto de garantizar la distribución del vapor a lo largo de toda la arena abierta, en los pozos horizontales se modificó la densidad de ranuras o se colocó tubería con orificios a lo largo de la zona productora. Los dos tipos de distribuidor de vapor utilizados se presentan en la Figura 9. Ambos fueron evaluados durante la vida productiva del pozo, pero con ninguno se logró estimular toda la sección horizontal, más del 70% del vapor se quedaba en el talón.

Figura 9. Distribuidores de vapor utilizados en la prueba piloto.




En la Figura 10 se presentan los diferentes estados mecánicos que se fueron utilizando durante la prueba piloto con el objeto de mejorar el diseño y adaptarlo a las necesidades de este proyecto.

Las especificaciones de las conexiones de superficie se determinaron con la norma API 6A, 16a edición, la cual

cubre reglones de equipos utilizados en sistemas de control presurizados, incluyendo conexiones, anillos de sello, válvulas, cabezales y árboles de navidad, considerando que no existe la presencia de CO2 ni de H2S. Los árboles de producción utilizados durante la prueba piloto se presentan en la Figura 11.

Figura 10. Evolución de los estados mecánicos durante la

prueba piloto.

Figura 11. Evolución de los árboles de producción.




Sistemas artificiales de producción

La selección del sistema artificial de producción se realizó en función de las propiedades de los fluidos del yacimiento, las características de la roca y los niveles de presión. El análisis se realizó en dos fases: 1) fase de evaluación en frío y 2) fase de evaluación en caliente.

En la fase de evaluación en frío, se propuso comparar el uso de Bombas de Cavidades Progresivas (BCP) y Bombas Mecánicas (BM), para determinar con cuál de ellas se obtienen mejores resultados y se deberán utilizar en la masificación del proyecto. Dentro de los esquemas a diseñar y evaluar, se planteó la inyección de diluente como una alternativa para mejorar la productividad de aceites de alta viscosidad.

El análisis realizado indicó que es factible la aplicación de los dos sistemas BCP y BM para la evaluación en frío de los pozos, sin embargo, debido a la alta viscosidad del aceite, el uso de BM es menos recomendable porque las varillas se encontrarían sometidas al efecto de flotabilidad, aun cuando este efecto podría minimizarse trabajando el equipo a bajas velocidades y con carreras mínimas. En el bombeo

de cavidades progresivas, no se presentaría el efecto de flotabilidad porque el levantamiento de fluidos sería por movimientos de rotación. La selección definitiva del método de levantamiento, quedaría sujeta a los resultados en campo y tomando en consideración el análisis económico.

Para la determinación del sistema artificial en caliente se tomaron en cuenta los análisis y predicciones realizadas por el modelo de simulación, así como las condiciones de presión y temperatura a ser manejadas por los sistemas artificiales de producción. Se descartó el uso de BCP, ya que éstas no pueden ser utilizadas a altas temperaturas de operación. En base a esto se estableció como sistema de producción en caliente el bombeo mecánico.

En los primeros dos pozos perforados, Samaria 916 y Samaria 948, se utilizaron BCP para producirlos en frío y los siguientes se operaron con bombas mecánicas de tipo Rotaflex como las que se ilustran en la Figura 12. Los resultados obtenidos fueron similares, por lo que se decidió que en lo sucesivo resultaría más conveniente utilizar solamente las BM, dado que se podrían utilizar tanto en frío como en caliente y se evitarían los costos asociados al cambio de sistema artificial.

Figura 12. Bombas mecánicas tipo Rotalex utilizadas durante la prueba piloto.

No obstante, en la etapa de producción en caliente, los pozos tuvieron una alta productividad de más de 1,000 BPD, superior a la máxima esperada de 500 BPD, con lo cual las bombas mecánicas adquiridas quedaron limitadas y se

tuvo que ajustar la producción del pozo a la capacidad de la bomba, como se presenta en la Figura 13, para el pozo Samaria 948.




Figura 13. Comportamiento de producción del pozo Samaria 948. Primer ciclo.

Ante esta situación se decidió que para los siguientes pozos, después de su etapa de flujo natural en caliente se utilizaría Bombeo Neumático (BN), dado que con altas temperaturas la viscosidad del aceite es baja y el BN se vuelve eficiente, además de que se tiene disponible en el sitio. Esta operación

se realizó para el pozo Samaria 901 y como se puede ver en la Figura 14, se pudo continuar la explotación en caliente con los mismos gastos de operación con los que había concluido la etapa de flujo natural.

Figura 14. Comportamiento de producción del pozo Samaria 901. Primer ciclo.

Analizando los resultados de todos los pozos, en el primer ciclo se estableció como estrategia de sistemas artificiales, para continuar la explotación del campo, lo siguiente:

1. Durante la etapa de producción en frío utilizar BCP o BM dependiendo de la duración de esta etapa y de la evaluación económica.

2. Después de estimularlo con vapor, operarlo fluyente si las condiciones de presión y temperatura lo permiten.

3. Al concluir la etapa fluyente operar con BN hasta que la temperatura en superficie sea de 60 °C.

4. Operar con BCP o BM dependiendo del comportamiento del pozo y de la evaluación económica.

Con base al comportamiento de los pozos de la prueba piloto que ya han sido sometidos al segundo ciclo, se observó que después de estimulados se requiere producirlos directamente con el sistema artificial de BN, debido a que las condiciones de inyección del segundo ciclo son de menor presión y menor temperatura, por lo cual, el pozo no queda fluyente natural como en el primer ciclo. En la Figura 15 se puede observar el comportamiento de producción del pozo Samaria 948 en su segundo ciclo, el cual se ve más estable y con una mejor productividad al no estar limitado por la capacidad de la bomba.




Figura 15. Comportamiento de producción del pozo Samaria 948.

Instrumentación

Como parte del plan de control y monitoreo de la prueba se estableció utilizar sensores de fondo. Se decidió que por el alto costo de los sensores, sólo se instrumentarían dos pozos, uno vertical y uno horizontal, bajando sensores de presión y temperatura a nivel del liner, esto con el objeto de poder medir a tiempo real estos parámetros, a condiciones de yacimientos.

La información recabada con estos sensores sería de gran importancia, ya que se podría monitorear el frente de vapor, la presión y la temperatura en la zona productora, lo cual nos permitiría predecir en qué momento se debe inyectar un ciclo adicional de vapor.

Este programa de instrumentación no fue posible llevarlo a cabo debido a que no se encontraron en el mercado sensores que pudieran soportar las altas temperaturas, mayores de 300 °C, que se observaron durante la inyección del vapor en los pozos de la prueba piloto.

Instalaciones requeridas

Tomando en cuenta, los límites de presión y temperatura a los cuales estarán sometidos cada uno de los equipos y tuberías, se definieron los requerimientos mínimos para su diseño.

El esquema de proceso está conformado por los siguientes sistemas: sistema de generación e inyección de vapor, sistema de recolección y prueba de pozos, sistema de manejo e inyección de diluente, sistemas de separación, deshidratación de aceite, tratamiento de aguas de proceso.

A través del simulador de procesos HYSYS se determinó la capacidad que debe tener la planta para generar las 10 ton/h de vapor. Los resultados de la simulación indicaron que se requiere una planta con una capacidad calórica de 22.89 MMBTU/h, para generar 10 ton/h de vapor saturado a 361 °C (682 °F) y 194 Kg/cm2 (2,750 psi) con una calidad de 80%. El generador de vapor se contrató como suministro a boca de pozo, utilizando una caldera portátil, como la que se muestra en la Figura 16.

Figura 16. Generador de vapor utilizado en la prueba piloto.




El agua de alimentación se suministró a través de pozos de agua existentes en la zona, para lo que se requirió construir 2,030 metros de tubería de 3” pulgadas de diámetro. El gas necesario para la operación del generador de vapor es de 0.6 MMPCD, el cual se suministró de la red de BN.

Debido a la densidad (5 a 7 °API) y viscosidad del aceite (mayor de 10,000 cp), se esperaban problemas para transportarlo en la etapa de producción en frío y en la etapa de producción en caliente se dificultaría el transporte por la alta temperatura superior a los 150 °C. No obstante, en la práctica no se tuvieron problemas en el transporte porque se manejaban varios pozos en corriente y por la cercanía de la batería.

Para cuantificar las cantidades de aceite neto, gas y agua que producirán los pozos, se solicitó instalar un equipo para conectar una estación de medición portátil, la cual se puede hacer a través de separadores portátiles (medición con separación de fases) o a través de un medidor multifásico. La medición de los pozos ha sido uno de los grandes retos de este proyecto, porque no se cuenta con equipos para medir a altas temperaturas. Por lo anterior, las mediciones se realizaron en tanque instalado en el sitio, utilizando el arreglo que se presenta en la Figura 17.

Figura 17. Arreglo para producir en caliente.

Para acondicionar el aceite proveniente del campo hasta las especificaciones establecidas para su comercialización, se diseñó un sistema de tratamiento. Sin embargo, con la producción obtenida durante la prueba piloto de 3,000 a 5,000 barriles, no fue necesario este sistema, la producción se mandó directo a Batería Samaria II donde se mezclaba con el aceite proveniente de otros campos.

Plan de captura de información, monitoreo y control operacional

Diseñada la prueba piloto en todas sus fases, el plan de monitoreo y control operacional durante las etapas de

inyección de vapor y producción en caliente constituyeron el elemento más importante para garantizar su ejecución bajo las premisas o parámetros establecidos y evaluar la eficiencia técnico económica del proceso, así como retroalimentar con resultados el modelo de simulación utilizado, el cual debe constituirse en la herramienta principal de monitoreo y predicción.

Durante la etapa de producción en frío se deben tomar muestras de los fluidos producidos para determinar, densidad y viscosidad del aceite, salinidad del agua y composición del gas, enfatizando en la presencia de H2S. Antes del inicio de la inyección de vapor se debe tomar una




muestra del agua de alimentación a fin de realizar análisis fisicoquímico y tener parámetro de comparación con el análisis del agua producida, asimismo se deben monitorear las condiciones del gas de alimentación para verificar que esté dentro de las especificaciones requeridas.

Una vez que el vapor comienza a inyectarse se deben monitorear continuamente; presión, temperatura y gasto de inyección y la calidad del vapor, para conocer el comportamiento de la inyección y determinar acciones correctivas de inmediato, estimar el tiempo de cierre del ciclo y la inyectividad de la zona. A la mitad del ciclo tomar un registro PLT o flowmeter para conocer la distribución vertical del vapor, definir las zonas estimuladas a fin de programar inyecciones selectivas en los siguientes ciclos. Durante esta etapa también es necesario monitorear la elongación del revestidor y la temperatura del cabezal.

En la fase de remojo, el monitoreo es para definir cuanto tiempo debe durar esta etapa, partiendo del principio de que el tiempo de cierre debe ser el adecuado para permitir al vapor ceder su calor al yacimiento, por tanto, el pozo se puede abrir a producción y de acuerdo a su aporte de vapor se puede dejar abierto a producción o cerrarlo. Durante este periodo de inactividad se recomienda conectar el pozo a la línea de escurrimiento y colocar una caja porta estranguladores, para controlar la producción y evitar dañar los accesorios del pozo.

En los primeros pozos inyectados se abrió el pozo a producción a los tres días, no obstante, como se observó una producción considerable de vapor, Figura 18, se cerró y se continuó monitoreando cada tercer día hasta establecer un tiempo de remojo de siete días como el tiempo más adecuado y es el que se recomienda utilizar.

Figura 18. Apertura a presa de quema del pozo Samaria 916, después de estimulado.

La fase de flujo natural se debe iniciar produciendo por estrangulador de 1/4” durante dos días mínimo para no dañar el linner ranurado, propiciar el autoempaque y evitar que en el futuro se tenga producción de arena. Durante esta fase se debe monitorear en forma continua: gastos de aceite, agua y gas, presión y temperatura en la cabeza del pozo, presión y temperatura en el fondo, contenido de agua y sedimentos, contenido de H2S en el gas, recolectar muestras para analizar la emulsión y determinar el tratamiento requerido. Evitar contaminar corrientes de crudo con las emulsiones que se producen en los pozos térmicos, medir el cambio de temperatura y presión a

lo largo de la línea de escurrimiento para determinar la conveniencia de colocarle aislante.

A medida que el pozo va declinando se deben realizar los cambios de los estranguladores hasta dejar el pozo franco, siempre y cuando el comportamiento del pozo no dicte otra cosa. Llegada la etapa donde el gradiente total en la tubería del pozo hace que el flujo se detenga por que no existe la energía necesaria en el yacimiento para llevar los fluidos hasta la superficie. “El pozo se muere” y entonces llega al momento de instalar el sistema artificial de producción.




Finalizada la fase de flujo natural es necesario continuar la producción colocando el sistema artificial seleccionado Bombeo Neumático. Durante esta etapa se deben monitorear las mismas variables de la fase de flujo natural. El monitoreo de estas variables nos permitirá mediante gráficas de comportamiento obtener la siguiente información:

1. Con presión y temperatura en el cabezal podemos determinar tiempo de enfriamiento y en consecuencia tiempo de duración del ciclo.

2. Con los gastos de aceite y vapor y gastos acumulados podemos determinar comportamiento de producción, estimar comportamiento futuro de nuevos pozos, así como obtener la relación petróleo extra vapor para determinar rentabilidad de los ciclos.

3. Con los valores de presión en el fondo del pozo y el nivel de fluido podemos estimar las curvas de afluencia y realizar análisis nodal para optimizar los sistemas artificiales de producción.

Es importante, para realizar el monitoreo de esta variables, la colocación de sensores de presión y temperatura o la colocación de cabezales dobles que permitan el monitoreo de las condiciones de subsuelo.

Pronósticos y producción

Para predecir el comportamiento de los pozos verticales se utilizó un modelo radial, obteniéndose un gasto inicial en frío de 120 a 270 BPD y en caliente, de 300 a 500 BPD. Para los pozos horizontales se utilizó un modelo cartesiano prediciéndose el comportamiento en frío con producciones iniciales desde 530 hasta 950 BPD para el pozo robusto.

Durante la prueba piloto, los gastos obtenidos en frío para los pozos verticales variaron de 78 a 278 BPD. El pozo desviado superó las expectativas de producción en frío con 360 BPD y los horizontales quedaron muy por debajo de lo pronosticado siendo más evidente en el pozo robusto el Samaria 917H, Tabla 1.

En lo que respecta a la producción en caliente, para los pozos verticales fue superior en más del 50% de lo estimado teóricamente. Para el pozo desviado fue inferior, debido a problemas en la cementación del pozo, lo cual provocó que el vapor se canalizara y que durante la producción se tuvieran flujos fraccionales promedio de agua de 60%.

Por las bajas producciones obtenidas en frío, para los pozos horizontales se decidió cambiar la estrategia y no esperar a producirlos tres años en frío como era el planteamiento inicial. Se les inyectó vapor observando una producción en caliente superior a la producción en frío pero similar a la de los pozos verticales. Esto se debe a que no se logró calentar toda la sección horizontal.

En la Tabla 1 se presenta la comparación de los gastos de producción pronosticados en frío y en caliente y los obtenidos en la prueba piloto. En la Tabla 2 la producción acumulada estimada a 20 años contra la producción real obtenida en la prueba piloto a 2.5 años de su inicio. En general para los pozos verticales, se ha observado una excelente respuesta con recuperaciones hasta del 72% del aceite estimado mientras que para los horizontales sólo el 20%.

Es necesario investigar técnicas que nos permitan distribuir uniformemente el vapor en los pozos horizontales con el objeto de mejorar su productividad y justificar el beneficio de perforar este tipo de pozos.

Tabla 1. Comparación de gastos de producción iniciales pronosticados vs reales.

POZOQo pronóstico frío

(bbl)Qo real PP frío

(bbl)Qo pronóstico caliente (bbl) Qo real PP caliente ½” (bbl)

SAM 901 270 278 415 1,052

SAM 922 190 78 440 1,657

SAM 916 230 151 500 996

SAM 948 260 88 470 1,233

SAM 915D 120 361 300 423

SAM 915H 560 399 1,100

SAM 913H 530 268 1,342

SAM 917H 950 150 615




Tabla 2. Factor de recuperación esperado vs real.

POZO N (bbl) Np pronóstico20 años (bbl)

Fr20 años (%)

Np real2.5 años (bbl)

Fr2.5 años (%)

SAM 901 4,559,810 587,109 13 431,192 9

SAM 922 4,670,451 199,129 4 197,260 4

SAM 916 3,986,791 512,698 13 179,871 5

SAM 948 4,067,114 642,102 16 402,798 10

Subtotal 1,941,038 1,211,121

SAM 915D 2,143,821 178,133 8 49,816 2

SAM 913H 10,865,975 737,207 7 291,167 3

SAM917H 9,559,542 1,192,559 12 81,228 1

SAM915H 5,620,933 785,357 14 176,478 3

Subtotal 2,715,123 548,873

Análisis económico

La evaluación económica, forma parte del análisis final realizado a la prueba piloto de inyección de vapor en el Campo Samaria Neógeno, la misma se realiza con la finalidad de determinar las inversiones asociadas a la prueba y su impacto económico. Independientemente de si la prueba resulta económica o no se debe realizar ya que por su conceptualización de prueba piloto no está obligada a cumplir las variables económicas de rentabilidad.

Las inversiones consideradas en el estudio se canalizan en tres conceptos: pozos, instalaciones y estudios. Los ingresos por ventas se calcularon con los precios y los volúmenes de ventas. Los precios de venta considerados fueron de 40 dólares por barril para el aceite y siete dólares por millar de pies cúbicos para el gas.

El horizonte de tiempo y tasa de interés considerados en el estudio fueron de 36 meses y 12% anual, respectivamente. En la Tabla 3, se observan los resultados de los indicadores económicos para la prueba.

Tabla 3. Indicadores económicos.

VALOR PRESENTE NETO (VPN) USD 44,019,18 VALOR PRESENTE NETO (VPN) USD 31,603,720

VALOR PRESENTE DE LA INVERSION (VPI) USD 19,845,453 VALOR PRESENTE DE LA INVERSION (VPI) USD 32,260,635

POZOS 18,362,839 POZOS 30,118,222

INSTALACIONES 1,182,614 INSTALACIONES 1,182,614

ESTUDIOS 300,000 ESTUDIOS 300,000

VPN ENTRE VPI 222 VPN ENTRE VPI 0.96

TASA INTERNA DE RETORNO %ANUAL 139 TASA INTERNA DE RETORNO % ANUAL 79

TASA PROMEDIO MENSUAL DE VALOR AGREGADO %

102 1er año

TASA PROMEDIO MENSUAL DE VALOR AGREGADO, % 49 1er año

TIEMPO DE RECUPERACION DE LA INVERSION MESES

Entre 11 y 12

TIEMPO DE RECUPERACION DE LA INVERSION, MESES

Entre 16 y 17




Del análisis de inversiones realizado, se concluye que la inversión total del proyecto en términos de valor presente neto es de 19,845,453 USD para la primera sensibilidad de costos de perforación y de 32,000,000 USD para la segunda. El renglón pozos el que más influye con un 97% de la inversión total.

Los pozos son amortizados de acuerdo a su ritmo de producción y por el plazo que dura la prueba piloto que es de tres años a partir del 31 de diciembre de 2008. El esquema de amortización utilizado es el siguiente:

• El primer pozo se amortiza en 36 meses

• El segundo se amortiza en 35 meses

• Y así sucesivamente hasta el último que se amortiza en 29 meses.

De esta manera todos los pozos quedan completamente pagados el día 31 de diciembre de 2011. La amortización de las instalaciones se lleva a cabo por el método lineal, y todas ellas también quedan amortizadas el 31 de diciembre de 2011.

En la Tabla 4, a dos años y medio de haber iniciado la prueba piloto el resumen económico nos dice que se gastaron en total 73.1 MM USD. Con una producción acumulada de 1.81 MMB de aceite se tuvo un ingreso de 181 MM USD considerando un precio promedio del aceite de 100 USD/B.

Tabla 4. Costos e ingresos de la prueba piloto.

Conclusiones

La prueba piloto de inyección de vapor al Campo Samaria Neógeno, fue exitosa, a 2.5 años de iniciada se han recuperado 1.8 MMB con ocho pozos productores.

Se realizó una inversión de 73 MMUSD y se tuvieron ingresos por la venta del crudo por 181 MMUSD.

Se obtuvieron producciones en frío de 78 a 278 BPD para pozos verticales, 360 BPD para el desviado y hasta 400 BPD para los horizontales.

Después de que los pozos se estimularon con vapor, las producciones se incrementaron hasta 1,657 BPD en los pozos verticales, pero no fueron mayores en los horizontales.

Se recomienda buscar nuevas tecnologías que permitan distribuir el vapor en toda la sección de los pozos horizontales, con el objeto de mejorar su productividad y obtener el beneficio esperado con la perforación de este tipo de pozos.

Los resultados obtenidos indican que es factible masificar esta tecnología para recuperar las reservas del Campo Samaria Neógeno.




Bibliografía

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2. Arteaga Cardona, M., Aguilar Rodríguez, A. y Aguilar A., G. 2011. Results of a Cyclic Steam Injection Pilot Test in the Samaria Neogene: An Innovative Experience for the Mexican Oil Industry. Artículo SPE-WVS-045, presentado en I South American Oil & Gas Congress, Maracaibo, Venezuela, octubre 18-21.

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4. Arteaga Cardona, M., Aguilar Rodríguez, A. y Altamirano Rayón, J.B. 2012. Prueba Piloto de Inyección Alterna de Vapor, Campo Samaria Neógeno – Resultados del Primer Ciclo. Ingeniería Petrolera LII (3): 5-20.

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7. PEMEX Exploración y Producción, Activo Integral Samaria Luna. 2008. Diseño de la Prueba Piloto de Inyección de Vapor al Campo Samaria Neógeno Pesado. Documento final (octubre 2008).

Semblanza


Obtuvo la Licenciatura en Ingeniería Química Petrolera en la Escuela Superior de Ingeniería Química e Industrias Extractivas del Instituto Politécnico Nacional en el año de 1982, y la Maestría en Ciencias con Especialidad en Ingeniería Química en la misma institución en el año de 1987. Cursó la Maestría en Ingeniería Petrolera con especialidad en Ingeniería de Yacimientos en la División de Estudios de Posgrado de la Facultad de Ingeniería de la Universidad Nacional Autónoma de México en el año de 1992.

Laboró en la División de Estudios Especiales de la Gerencia de Ingeniería de Yacimientos del Instituto Mexicano del Petróleo de febrero de 1984 a diciembre de 1996, donde participó como Líder de proyectos de investigación en el área de Recuperación Secundaria y Mejorada para yacimientos homogéneos y naturalmente fracturados. Ha impartido el curso de Recuperación Secundaria y Mejorada de Petróleo y colaborado como asistente en los cursos de Recuperación Mejorada y Fenómenos de Transporte.

De enero de 1997 a la fecha ha laborado en Pemex Exploración y Producción Región Sur, ocupando los puestos de Superintendente de Recuperación Secundaria y Mejorada, Responsable del área de Ingeniería de Yacimientos en el Activo de Producción Muspac; Ayudante Técnico de la Coordinación de Monitoreo Tecnológico y Desarrollo Profesional de la Subdirección Región Sur, y Superintendente de Reservas Probadas y Probables en la Gerencia de Planeación.


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Libros

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

Artículos

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

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

Conferencia, reunión, etc.

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

Tesis

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

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

PDF (en línea)

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

Normas

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

Software

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

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