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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. VerónicaAnzures C.P. 11300, México D.F., Tels: 5260 2244 y 5260 7458. Solicitada la Autorización como Correspondencia de Segunda Clase de Administración de Correosnúm. 1 de México D.F. Distribuido por la Asociación de Ingenieros Petroleros de México, A.C. Publicación editada e impresa por 4AM FOR ADVERTISING ANDMARKETING S.A. DE C.V., Enrique J. Palacios No. 108, Col. Prado Ermita, C.P. 03590, Del. Benito Juárez, México D.F., Tels: 5601 7571 y 55 3211 6077. Edición:1500 ejemplares. Certicado de licitud de título en trámite núm. 8366 y Certicado de contenido núm. 5866 ante la Comisión Certicadora de Publicaciones yRevistas Ilustradas. Certicado de reserva de Derechos al Uso Exclusivo núm. 003322 ante la Dirección General del Derecho de Autor. Toda la correspondenciadebe dirigirse a la Asociación de Ingenieros Petroleros de México A.C. EL CONTENIDO DE LOS ARTÍCULOS TÉCNICOS ES RESPONSABILIDAD DEL AUTOR.

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

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

Vol. LI No. 10 OCTUBRE 2011

Editorial

Sección técnica

Resúmenes de artículos técnicos

Artículos

Estudio de factibilidad técnico económico para la implementación de sistemasarticiales de producción en arenas turbiditas en el Campo Chicontepec

Prueba tecnológica denominada “Levantamiento mecánico con equipos Dynapump de

bombeo hidroneumático Pumping Jack”

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

Evolución de los servicios de tubería exible equipada con bra óptica en México. Casode aplicación, pozo Maloob 432 en la Región Marina

Tema de actualidad

Anteojeras ideológicas

Convocatorias

ADAIPM

3

7

5

35

47

Contenido

59

22

63

57

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2 | Ingeniería Petrolera

D i rec to r i o

VOL. LI No. 10 OCTUBRE 2011

Directiva NacionalPresidente Dr. Guillermo C. Domínguez Vargas

Vicepresidente Ing. Antonio Narváez Ramírez

Secretario MI. Ramiro Rodríguez CamposProsecretario Ing. Alfonso Amieva Zamora

Tesorero Ing. César R. López Cárdenas

Protesorero Ing. Jesús A. Mora Moreno

Coordinador Nacional de Ayuda Mutua Ing. Sergio Mariscal Bella

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

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

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

Director Comisión de Estudios Dr. Fernando Rodríguez de la Garza

Director Comisión Editorial MI. Raúl Peña Herrera

Subdirector Comisión Editorial MC. Pablo Arturo Gómez Durán

Director Comisión Legislativa Ing. Antonio Sandoval Silva

Director Comisión Membresía MI. Cuauhtémoc César Zapata González

Director Comisión de Apoyo Informático Ing. William Chacón Chan

Subdirector Comisión de Apoyo Informático Ing. Antonio Lugo Castro

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

Ing. Javier Chávez MoralesIng. Adán Oviedo Pérez

Delegación Ciudad del CarmenIng. Álvaro Herrera AcostaIng. Enrique Ortuño Maldonado

PresidenteVicepresidente

Delegación CoatzacoalcosIng. Javier Ruben Martínez GutiérrezIng. Joel Alejandro Soto Rodriguez


Delegación ComalcalcoIng. Ernesto Lira RodríguezIng. Manuel de Jesús Coronado Zárate


Delegación MéxicoIng. Gustavo Salgado NavaIng. Ciro Hernández Sánchez


Delegación MonterreyIng. Héctor Cavazos TreviñoIng. Roberto Lozano Montemayor


Delegación Poza RicaIng. Juan Bujanos WolfIng. Pedro Fernando Gómez González


Delegación ReynosaIng. Ricardo Martínez SierraIng. Alejandro Valle Corona


Delegación TampicoIng. Dámaso Vélez RosasIng. Miguel Olivella Ledesma


Delegación VeracruzIng. Rubén A. Jiménez GuerreroIng. Miguel Ángel Hernández García PresidenteVicepresidente

Delegación VillahermosaIng. Miguel Ángel Méndez GarcíaIng. Héctor Agustín Mandujano Santiago


Coordinación EditorialLaura Hernández Rosas email: [email protected]

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Ingeniería Petrolera | 3

Ed i t o r i a l


El 8 de septiembre de 2011, Petróleos Mexicanos dio aconocer –Boletín No. 83– que durante agosto, la producciónde petróleo crudo en el país registró el incremento de22 mil barriles por día (MBD) respecto al mes anterior, alalcanzar el promedio de 2.555 MBD. Con este resultado,el promedio de producción de petróleo en los primerosocho meses del año se ubicó en 2.557 MBD. La producciónesperada para el cierre del año se estima superior a los2.6 MBD. Pemex destacó que el proyecto Aceite Terciario

del Golfo (Chicontepec), también registró incremento –de39 por ciento– en la producción de petróleo, con respectoal volumen obtenido en 2010, al pasar de los 44 MBD, dediciembre del año pasado, a los 61 MBD, producidos en loque va de septiembre de 2011.

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

Por otra parte, mediante su boletín número 82, Pemexinforma que ha adquirido 56,377,090 acciones deRepsol YPF, S.A., que representan 4.62% del capitalde dicha sociedad. La adquisición de acciones se haefectuado mediante compras en el mercado y a travésde operaciones con diversas entidades, entre las que seencuentran Credit Agricole CIB, Natixis, HSBC y GrupoFinanciero Inbursa. El asesor financiero de esta operaciónes Credit Agricole CIB.

En tanto, otros accionistas de Repsol, detractores de

la paraestatal mexicana, acumulan acusaciones en sucontra ante la Comisión Nacional del Mercado de Valores(CNMV) de ese país. Señalan que no informó a tiempoel crecimiento de su participación acumulada con susocia Sacyr en la petrolera española. Añaden que, coninformación privilegiada, Pemex adquirió acciones antesde comunicarlo al mercado. Agregan que informó a laautoridad que había comprado acciones a determinadoprecio, el cual finalmente fue inferior en un centavo,y que Credit Agricole, es gran acreedor de Sacyr y la

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

La CNMV reconoció haber señalado errores en lascomunicaciones de Pemex, pero precisó que éstas sehan ido rectificando con rapidez en todas las ocasiones.“Pemex se reserva las acciones que procedan parala defensa de sus derechos”, afirmó esta empresa. Laprensa mexicana comenta que el viernes 16 del presente,Pemex entregó una carta a la autoridad bursátil españolaen la que denunció el juego sucio, posiblemente deotros accionistas. Además, detalló su pasado en lapetrolera ibérica, que acredita su auténtica y válidapreocupación por esa empresa. Como es bien sabido,Pemex tiene presencia ininterrumpida en la industriapetrolera de España desde 1979, cuando fue invitada ainvertir en Petróleos del Norte, S.A. (Petronor). En dichaempresa Pemex se convirtió en la primera accionista,con participación del 34.28 por ciento. En 1990, canjeóesa participación por acciones de Repsol, para, conello, convertirse en socia fundadora y segundo mayoraccionista de la misma.

Pemex aprovechó el cuestionamiento actual –a laadministración de Repsol– para formar parte del grupo

que controla a esta petrolera española, la cual tieneactividades de exploración y producción de crudo y gasen buena parte del mundo, y lo hizo con un crédito quepodrá pagar con la renta de la única refinería extranjerade Pemex: Deer Park, en Texas. Asimismo, adquirió unacobertura que cancela la posibilidad de que Pemex pierdasi se van a pique las acciones de Repsol. Se afirma que laampliación de la participación de Pemex en Repsol tieneclaro sentido económico y que hay que analizarla en elcontexto del vuelco financiero de la zona euro.

Es de destacar el alboroto provocado por el aumento de la

participación de Pemex en Repsol, y que personas comoFelipe González se alarmen porque la petrolera-gaseravaya a perder su “españolidad”. ¿Acaso ha olvidado laslecciones de globalización que acostumbra dictar?

El problema de las empresas españolas es su deuda. Sesabe que Sacyr intentó vender su participación en Repsola petroleras rusas y chinas en 2008, y que su caso no esúnico. Todas las constructoras españolas infladas por elboom inmobiliario invirtieron en campos ajenos y ahora

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Ed i t o r i a l


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

Pemex no ha comprado acciones de Sacyr, sino quefirmó una alianza con ella para introducir cambios

en la administración de Repsol: no se prevé quecompartan objetivos ulteriores. El interés de Pemexes convertir a Repsol en socio tecnológico para susplanes de exploración y explotación. Al parecer, Sacyrpretende usar su voto para vender unidades de Repsol.De ser así, Pemex sería el primero en la fila.

El arreglo parece bueno para México, pero luceinestable por el desprestigio de Sacyr y la sensibilidadnacionalista española. Es probable que Pemex tengacartas no exhibidas aún. Otro accionista importante deRepsol es la caja de ahorros La Caixa (12%), aliada deInbursa, que tiene interés en la expansión de Pemex.

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

Carlos Slim ha insistido en aprovechar las oportunidades

creadas por la crisis global. Sostiene que la liquidezabundante en el mundo desarrollado y las bajastasas de interés hacen viable cualquier proyecto delargo plazo bien planeado. La crisis financiera globales la gran oportunidad de América Latina para salirdel subdesarrollo. México se está quedando atrásdel resto de Latinoamérica. Repsol es la petroleraeuropea con mejor desempeño: tiene operaciones enBrasil, Argentina, Bolivia, Perú, Venezuela, México,Norte de África, Medio Oriente y otros lugares. Enlos últimos años se ha especializado en exploración yexplotación en aguas profundas y en yacimientos noconvencionales, con la tecnología más avanzada.

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Resúmenes


Estudio de factibilidad técnicoeconómico para la implementación

de sistemas artificiales de producciónen arenas turbiditas en el Campo

ChicontepecIng. Salvador Flores Mondragón

El Proyecto Aceite Terciario del Golfo (AIATG), esel de mayor relevancia de los últimos tiempos paraPemex Exploración y Producción, y requiere de laplaneación objetiva de sus aplicaciones tecnológicas.En este sentido, por la naturaleza y complejidad de losyacimientos que lo constituyen, es requisito establecerun estudio de factibilidad técnico-económico parala implementación de los sistemas artificiales de

producción (SAP), en sus pozos.

Prueba tecnológica denominada“Levantamiento mecánico conequipos Dynapump de bombeohidroneumático Pumping jack”

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

La evolución tecnológica de los sistemas artificiales havenido actualizándose en la medida de las demandascada vez más exigentes de eficiencia técnica yoperativa. El estado del arte correspondiente a lossistemas artificiales de bombeo mecánico no son laexcepción y en este artículo se reporta un trabajo deéxito que permitirá avanzar en la curva de aprendizajede la aplicación de estos sistemas en las instalacionesde explotación de hidrocarburos.

Toma de decisiones para seleccionar

la mejor alternativa de diseño en elVCDSE de pozos del AIKMZ

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

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

planeación constante, a fin de seleccionar la mejoralternativa para incrementar el valor del proyectopozo; en el AIKMZ esto se ha logrado aplicando lametodología VCDSE en el diseño de la perforación yterminación de pozos.

En el modelado geológico y petrofísico se describen lascaracterísticas de la geometría del yacimiento, tipode roca y sus propiedades petrofísicas, que resultan deestudios geológicos, levantamiento y procesamientosísmico, toma de registros geofísicos a los pozos,análisis de núcleos y pruebas de producción, y a travésde esta información es como se puede conocer losriesgos potenciales de la localización a perforar.

Al analizar la sísmica, resulta una interpretacióngeológica que lleva implícito un determinado grado deincertidumbre; por ello, una buena interpretación no

significa que exista exactitud, sino congruencia en losresultados. Los resultados se pueden corroborar conla información obtenida de la perforación de pozos,incluyendo las fallas, plegamientos y discordancias.Con la interpretación geológica y sísmica se reconocenlos horizontes de interés y los riesgos principales.

Por medio de la simulación numérica en yacimientos,se determinan las reservas que se obtendrán en baseal potencial del yacimiento. Con esta herramientase predice el comportamiento de un yacimiento bajodiferentes escenarios de explotación, y se determinanlas condiciones favorables de operación, incluyendo el

número óptimo de pozos.

Evolución de los servicios de tuberíaflexible equipada con fibra óptica

en México. Caso de aplicación, pozoMaloob 432 en la Región Marina

Ing. José del Carmen Pérez DamasEric J. MarínNéstor MoleroErnesto Franco

Desde que se inició la explotación de los campos Ku-Maloob-Zaap, los trabajos de estimulación matricialque han consistido en el bombeo “en directo” devolúmenes grandes de varias etapas de ácidos,solventes y divergentes sin un control en la colocaciónde los mismos. El objetivo de estas estimulacionesmatriciales, es el de remover el daño inducido a laformación durante la etapa de perforación paramaximizar la productividad del pozo. Debido a que

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Resúmenes


estos campos tienen formaciones carbonatadasnaturalmente fracturadas con una alta permeabilidad,representan un gran reto para homogenizar laproducción del intervalo disparado. La técnica debombeo en directo no ha sido optimizada, prueba

de ello son los registros de producción posterioresa la estimulación matricial, los cuales muestranintervalos no estimulados de manera uniforme.

El uso de la tubería flexible (TF), permitió decierta manera mejorar la colocación de los fluidosde tratamiento en la parte frontal del intervalodisparado; sin embargo, existe la incertidumbre,si los productos químicos de estimulación estabanactuando en las zonas objetivo. Por lo que, seprocedió a combinar los químicos con trazadoresradioactivos para determinar el flujo y la zonasde acción del ácido, lo cual implicaba una corrida

adicional con registro de rayos gamma para evaluarla estimulación matricial.

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

equipada con fibra óptica (TF-EFO) y los perfilesde temperatura distribuida (PTD), los cuales soncomparados con los registros petrofísicos paradeterminar la colocación selectiva de los fluidosde tratamiento en las zonas de interés. Esta

novedosa técnica reduce los t iempos operacionalesy elimina corridas adicionales optimizando con ellola productividad del pozo. La información obtenidadel PTD permite además hacer una evaluación delmecanismo de levantamiento artificial.

Este artículo presenta la planeación del trabajo,la ejecución y evaluación de los resultados parallevar a cabo una intervención de registros de PTDcon TF-EFO. Se explica en detalle la novedosatécnica empleada exitosamente en el pozoMaloob-432, la cual ha demostrado ser una opciónconfiable para intervenir pozos bajo este mismo

esquema de tecnologías.

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Secc ión Técn i ca


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

Chicontepec

Ing. Salvador Flores Mondragón

Introducción

La Subdirección Técnica de Explotación estableceinstitucionalmente las directrices en materiatecnológica en PEP, las cuales promueven los mejoresefectos en la producción y rendimiento económico acorto, mediano y largo plazo, en el Sistema Integralde Producción (SIP).

Del estudio se obtuvo que los sistemas de bombeomecánico (BM), bombeo de cavidades progresivas(BCP) y bombeo neumático intermitente (BNI), sonviables técnica y económicamente para operar entodos los pozos del AIATG.

El sistema de bombeo mecánico con unidad superficialhidroneumática, presenta el mejor desempeño técnicoy rentabilidad económica, con respecto a las unidadessuperficiales del tipo convencional e hidráulico.

Objetivo

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

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

Antecedentes

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

La Tabla 3 muestra el estado de pozos operandodonde se agrupan los distintos SAP’s, sin atenderlas variaciones particulares de cada sistema; porejemplo, el BM incluye los equipos convencionales ylos hidroneumáticos. Estos últimos se clasifican porsu disposición mecánica y el rango de aplicación. Conesta información se establece el marco de referencia

para el análisis técnico – económico del estudio.

Operando

BM 563

BN 315

BCP 26

BH 4

Total con SAP 908

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

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

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

Diseño

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

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

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

A 1300 - 1700 1300 - 1700 0

B 1300 - 1700 1315 - 1715 130

C 1300 - 1700 1325 - 1725 200

D 1300 - 1900 1370 - 1970 400

E 1300 - 1900 1495 - 2095 700

F 1300 - 1900 1535 - 2140 800

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

Desarrollo del tema

Análisis técnico

La evaluación técnica requiere definir dos premisas básicas en función a las diferentes condiciones operativas que

caracterizan cada uno de los sectores del AIATG. De esta manera, la primera premisa fue agrupar en tres zonas(Norte, Centro y Sur), los ocho con base en los tres parámetros siguientes:

Tipo de fallas más comunes en pozos con SAP’s

La flexibilidad operativa de los diferentes SAP´sdepende de la mecánica de sus partes, distinta paracada fabricante y de la respuesta directa en campo alas condiciones operativas impuestas por los diferentes

pozos. Cada fabricante reconoce una serie de fallastípicas, que reciben un tratamiento específico paraevitarlas o prevenirlas a través de programas demonitoreo de parámetros y mantenimiento de unidades.

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Unidad BNI BM BCP BHJ

Gastos de Líquido bpd 10 a100

10 a 100 10 a 100 10 a100

Volumen de gasinyectado por ciclo

Mpcd 100 a300

- - -

Espaciamiento entreciclos de inyección

min 30 a120

- - -

Presión de inyecciónen superficie

Kg/cm²

56 a70

- -32 a126

Emboladas por minuto epm - 2 a 5 - -

Velocidades de

operaciónrpm - - 100 a 200 -

Potencia requerida porel motor

hp - 25 a 40 5 a 2010 a15

Esfuerzo en varilla % - 59 a 80 - -

Máximo torque envarilla

lbs-ft - - 150 a 650 -

Carga máxima en lavarilla pulida

lbs - 20,000 a 30,000 - -

Profundidad decolocación de labomba

m - 900 a 1800 900 - 1800900

- 1800

Profundidades delpunto de inyección

m 900 a1800

- - -

Varillas - -

BM Convencional:ELECTRA pozos tipo

“D”y “E”.CONTINUA pozos

tipo “F”

ELECTRA pozos tipo“D”y “E”.

CONTINUA pozostipo “F”

-

Separador de gas - NO SI SI SI

Cedazos o filtros parael control de sólidos.

- NO SI SI SI

Compresor a boca depozo

- SI - - -

Tabla 3. Premisas particulares de cada SAP evaluado.

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

SistemaUnidad

Modelos Compañía Ventajas DesventajasProblemasoperativoscomunesTipo Nombre

B o m b e o d e

C a v i d a d e s P r o g r e s i v a s

B C P d e B a n d a s

CabezalKUDUIndustriesInc.VH60HP-8T Oil LiftTechnologyInc G2000LS

VH60HP-8T Tarco Capacidadparamanejarproduccióncon altapresencia

de arenas ygas.

Por propiaexperienciadel AITG,se trata deun sistemaartificial para

aplicaciónpuntual.

Es común lafalla del motorde las unidades,ocasionandoparos en laoperación.

Cabezal

NETZSCHNDH-030DH-20,NDH-060DH-33

NDH 030DH 20 HB

Surpetrol

Atascamientode la varilla poraumentos en losrequerimientosde torque.

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

En la Tabla 5, se observan las ventajas y desventajasdel SAP de bombeo hidráulico tipo jet, en el cualresaltan como ventajas su capacidad para manejarproducción con sólidos y aceites pesados, flexibilidadoperativa en pozos profundos y desviados y su

fácil y bajo mantenimiento. Una de las principalesdesventajas que tiene, es que debe mantenerseconsiderablemente limpio el fluido motriz, con elpropósito de que no genere problemas de emulsión almezclarse con el fluido a producir.

SistemaUnidad

Modelos Compañía Ventajas DesventajasProblemasoperativoscomunesTipo Nombre

B o m b e o

H i d

r á u l i c o

J e t Coleman Coleman Gama

Capacidadpara manejarproducción consólidos y aceites

pesados,flexibilidaden pozosprofundos ydesviados,fácil y bajomantenimiento,reparable encampo

Baja eficiencia cercadel 30%, altos costosde combustible/

energía, mayorconsumo de químicosdesenmulsificantesen presencia de agua,debe mantenerselimpio el fluidomotriz para unamayor eficiencia

Mayor desgaste

de las bombassuperficialescuando existepresencia deagua, cavitacióndel equipo

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

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Las ventajas de las unidades de bombeo mecánicoconvencional son el conocimiento de operación ymantenimiento que tiene el personal de PEMEX,además de su vida útil. Sus desventajas son el tiempode instalación (mayor a dos días), la poca flexibilidadpara realizar cambio en las condiciones de operación,requiere de mantenimiento frecuente y su costo enrelación a los otros dos tipos de unidades, (hidráulicase hidroneumáticas).

Las ventajas y desventajas de las unidades debombeo mecánico hidráulicas e hidroneumáticas sonsimilares; sus ventajas son el tiempo de instalación(menor de dos horas), el costo, los bajos periodos demantenimiento, bajo consumo de energía eléctrica yflexibilidad operativa para cambios en sus parámetrosde operación. Sus desventajas son fugas en el sistemahidráulico o hidroneumático, desnivelación de la

unidad con respecto a la vertical por fuertes vientos yla falta de conocimiento en operación y mantenimientopor parte de personal de Pemex.

Análisis económico

Se consideraron las siguientes premisas económicas:

• Muestra de 350 pozos con SAP, que registraron4 meses o más de historia de producción entreenero 2008 y julio 2009, el Valor Presente Neto(VPN) en función de la producción mensualestimada durante la vida del pozo.

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

con SAP entre enero 2008 y julio 2009, queregistraron 4 meses o más de historia deproducción en el mismo periodo; producciónacumulada por pozo, estimada proyectando apartir del último mes registrado, declinando al9% mensual.

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

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

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

• Los costos de rentabilidad suponen costos

actuales de SAP´s; estos costos pueden variar bajodiferentes escenarios de precios del petróleo.

A continuación se muestran los principales puntos:

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

• Existe variabilidad significativa en la rentabilidadde SAP´s.

El 35% de los sistemas presentan rentabilidad negativa,

Figura 1.

Figura 1. Distribución de rentabilidad.

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• Los sistemas de cavidades progresivas (BCP),han aportado la menor rentabilidad. Esnecesario realizar mediciones directas de laproducción de estos sistemas para verificarlos estimados de producción e identificar

causas raíz de la baja productividad aparentede estos sistemas. Asimismo, es necesariooptimizar la operación actual de las BCP paramejorar su desempeño económico, Figura 2.

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

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

Dada la mayor productividad que ha logrado elBNI en los SAP´s que tienen mayor aplicación en

el AIATG, es el sistema con mayor rentabili dad. Laproducción promedio de BNI es estadísticamentemayor que la del BM y BCP (exceptuando la delBHJ y BNIA), lo cual puede ser observado en laproducción acumulada (Np) de la Figura 3.

Figura 2. Frecuencia de VPN por SAP.

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

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Los intervalos de confianza al 95% de la producciónacumulada promedio estimada por pozo (Np), semuestran en la Figura 4.

En este caso se realizó el análisis para los campos Tajín,

Agua Fría, Coapechaca y Escobal. Como se observa elSAP BNI presenta la mayor productividad.

En la Figura 5 se muestra como resultado principalque el bombeo neumático y bombeo hidráulicorequieren de una mayor producción acumulada (Np),

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

Se realizó el estudio de CAPEX por la vida útil delequipo; en este caso se consideraron dos componentes

importantes: el gasto inicial y el gasto mensualizado.De igual manera, se consideraron también los costosde la intervención y los costos de los equipos semensualizaron debido a que si un pozo deja de producirantes del final de la vida útil del equipo, este puedeinstalarse en otro pozo, Figura 6.

Figura 4. Intervalos de confianza de los SAP.

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

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

Definición del problema/exposición de lateoría

Dentro del Sistema Integral de Producción (yacimiento-pozo-instalaciones superficiales), correspondienteal AIATG, se presentan diversas restricciones que

dificultan en diferente proporción la correctaselección del SAP:

• Bajas permeabilidades (0.01 – 15 md)

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

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

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

• Desviación de los pozos (tipo “S”)

• Presencia de sólidos como resultado defracturamientos

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

/m3

Los esfuerzos técnicos de este estudio, estánorientados a reducir el impacto de los parámetrosarriba mencionados en la optimización de los SAP´s.

Solución y procedimientos/equipos yprocesos

Procedimiento de selección de SAP’s

En la Figura 7 se observa el procedimiento general para

seleccionar un SAP en un pozo. Es importante mencionarque en dicho procedimiento son trascendentales lossiguientes aspectos: las premisas y diseños técnicos,las premisas y evaluación económicas. Lo anteriorayudará a obtener una selección técnica-económicadel SAP a emplearse.

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

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

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

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

una eficiente operación.

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

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

En la Figura 10 se presenta el árbol de decisiones considerando aspectos de rentabilidad para tres tipos deunidades de BM (BMC, BMH y BMHN) en donde básicamente se tomaron en cuenta los parámetros de VPN y VPN/VPIpara seleccionar el tipo de unidad más rentable. Por otro lado, debido a que la producción inicial de los pozos que

operan con algún tipo de BM es menor o igual a 50 bpd, se seleccionó con tres diferentes valores de RGA posiblesa obtener durante su etapa de producción, con la finalidad de poder comparar en igualdad de circunstancias alas tres unidades antes descritas. El gasto de 200 bpd y sus respectivos valores de RGA, fueron considerados paratener una referencia del comportamiento de los parámetros de rentabilidad con un mayor gasto de producción.

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

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Discusión e interpretación de losresultados/datos

Bombeo mecánico (BM) tipo convencional

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

Con el propósito de optimizar el BM se debeincrementar y mejorar la calidad en la toma deinformación de los pozos, usar separadores de gasy cedazos para el control de sólidos, así como laaplicación de mejores prácticas operativas.

Bombeo de cavidades progresivas (BCP)

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

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

Bombeo neumático intermitente (BNI)

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

Bombeo hidráulico tipo jet (BHJ)

Estas condiciones permiten ver que el BHJ puedeaportar los gastos que se producen en los pozosdel AIATG.

La Tabla 6 muestra los sistemas artificiales que aplican

para cada zona. También se observa que el sistema debombeo hidráulico jet (BHJ), es factible de aplicarpara pozos de la Zona Sur.

Tabla 6. Sistemas artificiales para aplicaren el AIATG.

Resultados considerando la trayectoria del pozo para bombeo mecánico

Como un análisis paralelo se consideró el estudio de la trayectoria de los pozos para tipo “J” o tipo “S” en pozos

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

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Tipo “J” Tipo “S”

Pprl, lb 16060 17608

Carga UBM, % 63 69

Potencia, hp 15 20

Torque, % 77 88Esfuerzos varillas ¾” (81%), 7/8” (80%) ¾” (93%), 7/8” (93%)

Gasto de aceite, bpd 116.9 203

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

Resultados de la evaluación económica

Para mejorar el impacto en producción y rentabilidad

del SAP:

• Es necesario incrementar la medición de pozospara determinar de manera concluyente elimpacto de cada sistema en la productividad depozos equivalentes

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

Conclusiones

• El BNI, BM y BCP, son viables técnica yeconómicamente para operar en todos los pozosdel AIATG.

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

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

• De acuerdo al árbol de decisión considerandoel aspecto económico, el bombeo neumáticointermitente autoabastecido (BNIA), es el quetiene los mejores indicadores económicos.

• Del análisis económico, el sistema artificial quemenor producción acumulada (Np) requiere paraobtener el mayor VPN, es el BM.

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

Recomendaciones

• Incrementar la medición de pozos para determinarde manera concluyente, el impacto de cadasistema en la producción de los pozos.

• Emplear estranguladores de fondo en pozosfluyentes para mantener la presión del yacimiento yprolongar la vida fluyente del pozo.

•

Diseñar y aplicar sistemas híbridos como elémbolo viajero y el BNI para incrementar laeficiencia de operación del BNI o BNIA.

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

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

• Incrementar la presión de inyección en macroperasa 800 psig para pozos de la Zona Norte y a 1000

psig para pozos de las Zonas Centro y Sur.

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

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

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

Referencias

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

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

3. J.D. Clegg, S.M. Bucaram, N.W. Hein,Recommendations and Comparisons forSelecting Artificial Lift Methods, paper SPE24834, diciembre 1993.

4. Kermit E. Brown, The Technology of Artificial

Lift Methods, Penny Well Books, Tulsa.

5. Apunte de Comportamiento de Pozos, UNAM.

6. Ken Oglesby & Gary Scheer, Progressing cavitypumps: Insights from 14 years in a SouthernOklahoma waterflood, WorldOil, feb-2004.

7. G- Kartoamodjo, R. Strasser, F. Caretta, M.Jadid, Petronas Carigali, An integrated ApproachField Surveillance Improves Efficiency in GasLift Optimization in Bokor Field, East Malaysia,

International Petroleum Technology Conference,paper IPTC 12225 2008.

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

9. Robert Steele, Application and Economics of

Artificial Lift in the Judy Creek Field, Alberta,paper SPE 6043, 1976.

10. Howard Tait, Robert Hamilton, A Rod PumpingSystem to Reduce Lifting Costs, Journal ofPetroleum Technology, November 1984, 1971– 1978.

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

12. Pankratz and Wilson, Predicting Power Cost and

Its Role in ESP Economics, paper SPE 17522,1988.

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

14. Interdisciplinario Campo Agua Fría. PEMEXPágs.3-4 1990.

15. Base de datos de COPIE del AIATG, proporcionadopor personal de Pemex.

16. Base de datos del personal del AIATG.

Currículum vitae

Ing. Jesús Salvador Flores Mondragón

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

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

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

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

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

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

Introducción

La incorporación de nuevas tecnologías, como lasunidades de bombeo mecánico hidroneumatico®,permiten establecer nuevos estándares de operacióny eficiencia en PEP, mejorando los niveles decompetencia técnica y economica. Estos sistemas delevantamiento artificial están diseñados para ofrecerversatilidad operativa de acuerdo al requerimiento decada pozo en que sea utilizada, integrando la Unidadde bombeo hidroneumático asistida con un sistemaeléctrico que permite ajustar la operación en base asu desempeño particular, a diferencia de las unidadesconvencionales que utilizan un sistema de contrapesospara realizar el trabajo de balanceo de cargas.

Estos sistemas de bombeo hidroneumático, estándiseñados para proporcionar flexibilidad operativaen la ejecución de los trabajos de levantamiento

artificial de fluidos de producción y se pretendedemostrar que maximizan la relación beneficio-costo

en sus operaciones, con una mejor eficienciaoperativa, así como la rentabilidad misma del procesode explotación.

La realización de la prueba tecnologica, surgiócomo resultado de los objetivos de optimización deoperaciones de producción en el AIATG y dadas lasexpectativas del desarrollo de la Región Norte dePemex Exploración y Producción.

Antecedentes

El proyecto Aceite Terciario del Golfo (ATG)1, estáubicado en el Paleocanal de Chicontepec, localizadoen una zona que comparten los estados de Veracruzy Puebla y que comprende un total de 15 Municipios.Los rasgos fisiográficos más importantes son laSierra Madre Oriental al poniente del área y los ríosTecolutla, Cazones, Pantepec y Vinazco, dentro de la

planicie costera del Golfo, cubriendo una superficieaproximada de 3 mil 875 kilómetros cuadrados.

Figura 1. Localización del Paleocanal de Chicontepec.

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

Durante 2009, se registró una producción de crudo de 30 mil barriles por día y 79 millones de pies cúbicos diarios

de gas. Con estos resultados se tiene que el gasto inicial de aceite por pozo disminuyó 32 % de 2008 a 2009, y ladeclinación mensual por pozo se incrementó 18 % respecto al año anterior.

El reto principal en este proyecto está referido a laproductividad y la declinación de los pozos, por lotanto, mejorar los resultados obtenidos hasta ahoraamerita un conjunto de acciones que aseguren elcumplimiento de la meta fijada para 2010, en elsentido de alcanzar una promedio diario de producciónde 48 mil barriles. Las acciones para inhibir la tasade declinación, aumentar la vida productiva y larecuperación total de las reservas de hidrocarburos

son las siguientes1

:

• Incrementar la capacidad de producción ymantener la producción base.

• Aplicación de nuevas tecnologías.

• Maximizar producción en pozos existentes.

Para reforzar las acciones en 2010, se formalizaroncontratos para construcción de macroperase incorporar producción temprana y reducir

contrapresiones instalando módulos de separaciónportátil de manera selectiva.

Problemática de producción en campos delPATG

El manejo de la producción de hidrocarburos ensuperficie ha sido un reto constante, debido a la

geografía del lugar donde se ubican los camposproductores del AIATG, sus pozos e instalacionesde producción. Esto trae como consecuencia,que los pozos presenten continuamente lossiguientes problemas:

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

artificial de producción.• Supervisión oportuna en campo.

Figura 2. Producción de crudo 2009.

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Figura 3. Producción de gas 2009.

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

Propuesta tecnológica de bombeo hidroneumático

La prueba se planteó con la aplicación de tres unidades de bombeo mecánico de balanceo hidroneumático,controladas por un variador de frecuencia; dos unidades pertenecen a la categoría Dynapump D7-25-240:E15A(modelo 7), y una unidad pertenece a la categoría Dynapump D5-15-168:E15A (modelo 5), para un periodo de prueba

de 90 (noventa) días naturales y llevarse a cabo en instalaciones del Activo Integral Aceite Terciario del Golfo,mismas que fueron seleccionadas por común acuerdo entre PEP y la compañía ofertante de la prueba tecnológica.

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

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

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

Figura 5. Localización de los pozos.

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

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

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

• Producción de fluidos en igual o mayor cantidadque el considerado en las estimaciones para lostres pozos candidatos.

• Facilidad para optimizar las condiciones deoperación de los equipos de bombeo superficial,como lo es cambiar las velocidades de bombeo enla carrera ascendente y descendente, así comovariar la longitud de carrera desde un 25% hastaun 100%.

• Los equipos de bombeo mecánico hidroneumáticodeberán operar de manera continua las 24 horasdel día.

• Los equipos de prueba deberán conservar sucapacidad de carga al 100% sin modificación ala relación de capacidad de carga por unidad deenergía consumida.

• La relación existente entre la cantidad de fluidosproducidos, por cantidad de energía consumidapor los equipos Dynapump [bfpd/kWatt-h], para

cada uno de los tres equipos.

Unidades de servicio de la tecnologíahidroneumática

Las dos unidades hidroneumáticas Dynapump modelo7 instaladas en los pozos Tajín 643 y Agua Fría 794,cuentan con las características que se enuncian en laTabla 1.

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Tabla 1. Características de las unidades Dynapump modelo 7.

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

Tabla 2. Características de la unidad Dynapump modelo 5.

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

Tabla 3. Instalación de pozo Tajín 643.

Tabla 4. Instalación pozo Coyotes 403.

Tabla 5. Instalación pozo Agua Fría 794.

Consumos energéticos

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

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Donde:

• kWatt-hora. Consumo energético [kW-h].• V

L-L. Voltaje línea a línea de la corriente trifásica de alimentación [volts].

• I .- Intensidad de corriente [ampers].• P.F. Factor de potencia del sistema.• t

n. Tiempo total para la integración de datos [ms].

• ti. Tiempo en el que se realizó el registro de la información [ms].

La demanda de amperaje del sistema y el factor depotencia son los factores determinantes de la demandaenergética del módulo de potencia, al ser parámetrosque varían en el tiempo. El voltaje entre líneas es unparámetro constante en el tiempo y similar para cadauna de las relaciones entre líneas de alimentación.

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

Pozo Consumo

Tajín 643 126.87 [kW-h/día]

Coyotes 403 103.88 [kW-h/día]

Agua Fría 794 218.346 [kW-h/día]

Tabla 6. Consumo máximo energético por día de operación encada equipo.

El consumo de Agua Fría 794 es claramente mayor que el de su similar instalada en el pozo Tajín 643,

primordialmente debido a que esta unidad operó con una aportación de fluidos de 45 [bpd] a 57 [bpd] y unalongitud de carrera aproximadamente 60 [pg] mayor.

El resultado de Coyotes 403 es debido a que la unidad modelo 5 de Dynapump es más pequeña que las unidadesmodelo 7, y que además operó en un pozo de aproximadamente la mitad de profundidad en comparación con lospozos Tajín 643 y Agua Fría 794, así también, la densidad del aceite levantado, producido por el pozo Coyotes403, es más ligero (más de 35° API), que el de los otros dos pozos involucrados en la prueba tecnológica, (menosde 20° API).

Estimación de la producción de hidrocarburos

Los volúmenes de producción de fluidos, fueron contrastados contra la producción teórica estimada día, a día a

efecto de realizar un control de la eficiencia del llenado del barril de la bomba de fondo, de cada una de las tresunidades de bombeo mecánico Dynapump. Por causas de intermitencia en la toma de mediciones de producción, lainformación respectiva fue reportada como se muestra a continuación:

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• Tajín 643

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

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

Sin embargo, la operación de bombeo mecánico sevio afectada por diversos problemas como fueron

los asociados al mal funcionamiento en la válvulaviajera de la bomba de fondo, esta hipótesis tienesu fundamento de acuerdo a lo observado en lascartas dinamométricas.

Por los niveles de producción atribuidos alfuncionamiento del equipo Dynapump modelo D7-25-240:E15A en el pozo Tajín 643, que alcanza losniveles de producción esperados por diseño deexplotación AIATG (máxima producción de fluidos 50[bpd]), la demostración tecnológica de este equipode bombeo mecánico a prueba se considera exitosa,quedando a tela de juicio de las áreas usuarias, laconstante problemática acontecida en el periodode demostración de este equipo, que si bien no se

trata de problemas asociados directamente al sistemasuperficial de bombeo, indirectamente participa laadministración del equipo para un ritmo de bombeoque empate con las características del pozo candidato.

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

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

• Coyotes 403

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

La toma de registros de producción del pozo Coyotes 403carece de continuidad, con lo que no puede evaluarse demanera precisa el desempeño de este equipo Dynapumpmodelo 5, en el rubro de producción de fluidos. Laproducción de fluidos en este pozo promedia los 26

[bpd], con un corte de agua prácticamente nulo (a 1.7[epm] y 160 [pg] de longitud de carrera en promedio),operando con la presencia de un candado de gas alo largo del periodo de demostración tecnológica, lo

cual redujo la eficiencia del llenado del barril de labomba subsuperficial en un estimado de hasta 50%,esto se determina debido a que de manera teórica,las condiciones operativas de la unidad superficial debombeo, en conjunto con las características técnicas

de la bomba de fondo, la producción debió haberseubicado en aproximadamente 50 [bpd], trabajandocon una eficiencia operativa del 100% en la bombade fondo.

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

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Las diversas problemáticas de producción eneste pozo estuvieron principalmente asociadas acandados de gas y al mal funcionamiento en lasválvulas de la bomba de fondo (manifestó ausenciade carga de fluidos).

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

30 [bpd], con un corte de agua nulo; la producciónde fluidos resultante de la operación del equipoDynapump modelo 5 en este pozo, con la eficienciade llenado del barril de la bomba de fondo reducidapor la presencia de un candado de gas, rondó los 26

[bpd], cumpliendo así el equipo a prueba, con losrequerimientos de producción mínimos para unaevaluación exitosa en el rubro de fluidos recuperados.

• Agua Fría 794

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

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

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

Al igual que en la instalación de Coyotes 403, esteequipo Dynapump modelo 7 instalado en el pozo AguaFría 794, hizo uso de su característica de “pump offcontrol” con la cual se reguló a la unidad superficialpara que realizara una disminución en el ritmo debombeo después de un determinado número deemboladas a velocidad estándar (2.5 [epm]), conlo cual se planteó reducir la liberación de gas en la

bomba de fondo, evitando posibles disminuciones enla eficiencia de bombeo.

Conclusiones

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

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

La investigación del equipo de trabajo de la Gerenciade Tecnología de Explotación, encontró de maneraconforme con la opinión del Representante tecnológicoy el personal de Activo, que para niveles de producciónequiparables entre los equipos hidroneumáticos ylas unidades de bombeo mecánico de referencia, elconsumo energético de los equipos hidroneumáticosera considerablemente menor (66% de ahorroenergético), por requerir de menos velocidad paraconseguir un determinado nivel de producción defluidos, mientras que las unidades de bombeo mecánicode referencia, requirieron de velocidades de bombeomás altas para equilibrar los niveles de producción

con su respectiva longitud de carrera, consumiendomás energía, por lo tanto, se cumple con el criterio deevaluación referente al consumo energético.

El gran porcentaje de diferencia, obliga a unreforzamiento de operaciones convencionalesde equipos de BM convencionales en el control,seguimiento y corrección de sus niveles de operaciónpara reducir tan amplio margen.

El estudio de sistemas artificiales para el AIATG porparte de la STE, muestra que más del 75% de los

problemas operacionales de las unidades de BM, sonatribuibles al equipo superficial sin descartar la bajaeficiencia eléctrica de sus motores.

Las unidades de BM hidroneumático, demostraronla factibilidad para optimizar las condiciones deoperación del equipo superficial y poder cambiar lasvelocidades de bombeo en la carrera ascendente –descendente, así como variar la longitud de carreradesde un 25% hasta un 100%, por lo tanto, se cumplecon el criterio de factibilidad para optimizar lascondiciones de operación del equipo superficial.

Los equipos hidroneumáticos (equipo superficial), engeneral no presentaron falla imputable a los mismosdurante el periodo de prueba, cumpliendo así con elcriterio de factor de servicio.

Los equipos hidroneumáticos en prueba, mantuvieronla capacidad de carga dentro de las especificacionespropuestas durante el periodo de prueba, cumpliendoasí con el criterio de factor de servicio.

Debido a la naturaleza del sistema de BM, no sepresenta ningún tipo de contaminación, más que elmínimo debido a las emisiones de CO

2 del motor decombustión interna que forma parte del generador yel cual no fue medido.

El análisis de la problemática presentada al respecto dela producción obtenida por el sistema hidroneumáticoen el Tajín 643, sugiere una incorrecta operacióndel equipo superficial, al no controlar de maneraadecuada el ritmo de extracción de fluidos, con baseen las posibilidades de aportación del pozo Tajín643, para evitar disminuir el nivel de aceite dentrodel pozo a profundidades críticas, así como a su vez,controlar la entrada de gas al pozo. Esto nos hace verque ritmos de producción que superen las capacidadesde aportación de fluidos del pozo, vuelven inviable la

operación de sistemas artificiales de producción porbombeo mecánico, debido a la frecuente necesidadde intervenir el pozo, sin embargo, un correcto diseñodel sistema de bombeo mecánico es capaz de evitarestos problemas.

Los equipos hidroneumáticos en prueba, demostraroncontar con la versatilidad suficiente como para adaptarlas bases de la unidad de acuerdo a las necesidadesdel pozo, característica observada en la adaptaciónde las bases para los pozos de Tajin y Agua Fría conrespecto a Coyotes, (diseño estándar que no presentaesta característica).

El sistema integral de BM hidroneumático es por lotanto, una opción rentable y cumple con el criterio deevaluación económica.

Reconocimientos

Se agradece la valiosa colaboración de equipo detrabajo integrado por personal de la Cia. Petrolifting,del AIATG y del grupo de apoyo del IMP, para con suconfianza y entrega se obtuvieran los resultados del

presente artículo.

Referencias

• Informe anual Pemex 2009.

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

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

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

Currículum vitae

Ing. César Andrés Bernal Huicochea

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

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

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

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

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

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

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

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

Elabora trabajos de investigación para validar un modelo de diseño de separador compacto ciclónico parapozos de gas con producción apreciable de agua, aplicación de eductores para incrementar la recuperación

de producción, evaluación de incertidumbre en el diseño de sistemas artificiales de producción y estudios deanálisis transitorio en el comportamiento de pozos de gas con producción de agua.

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

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

Objetivo

Este trabajo tiene por objetivo dar a conocer loselementos que se consideran en el proceso deselección de la alternativa que genera mayor valor, enel diseño de pozos aplicando la metodología VCDSE en

el Activo Integral Ku Maloob Zaap; asimismo, difundirlos resultados y logros en la perforación y terminaciónde pozos entre los años 2007 a mayo de 2011. Laimportancia de la metodología VCDSE consiste enalinear los objetivos del pozo con los del yacimiento,asegurando la creación de valor, siempre y cuando laarquitectura de drene del pozo esté alineada con elplan de explotación.

Proceso de la metodologia VCDSE de pozos

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

esta fase se definen las opciones factibles para eldiseño de pozos. En el AIKMZ, el proceso iniciaanalizando la nueva localización y generandodiferentes trayectorias, empezando con el pozotipo horizontal, seguido del altamente inclinado,convencional y tipo “S”, teniendo prioridad las dos

primeras por tener un área de contacto mayor conel yacimiento.

La trayectoria propuesta se analiza y se ajustade acuerdo a los riesgos geológicos observados,se genera la sección geológica, se determinan lascimas de las formaciones, se analiza la existencia defallas geológicas y buzamiento de las capas, entreotros aspectos.

En la Figura 1, se presentan los aspectos generalesrequeridos, así como los principales aspectos avisualizar en esta etapa del proceso.

Figura 1. Visualización, primera etapa del proceso.

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

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

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

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

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

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

Para identificar los riesgos se debe integrar y procesarla información, teniendo claramente definidas lasrestricciones del subsuelo. La visualización tiene como

tarea fundamental conocer el subsuelo medianteel análisis de información existente; e identificarla complejidad del yacimiento desde el punto devista estático, y cómo interactúa con el esquema dedesarrollo seleccionado y el mecanismo de producciónque opera en el yacimiento.

Conceptualización.- El objetivo principal de estaetapa es la evaluación de cada alternativa o trayectoriapropuesta, mediante la aplicación y generación demodelos que permitan simular el comportamiento delpozo durante su construcción y vida productiva; así

el especialista de geomecánica elabora el modelo deestabilidad del agujero, el de productividad generael modelo de producción y determina los ritmos deproducción esperados, se simula el comportamientodel movimiento de fluidos de cada una de lastrayectorias y se determina el tiempo de vida útil

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

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

En esta fase se identifican las variables críticas decada trayectoria y se toman acciones para mitigarlos riesgos, desde la incertidumbre de la columnageológica, hasta la definición del contacto agua aceite,canalización del agua, conificación del gas, así comolos riesgos operacionales para aislar efectivamente elespacio anular entre la tubería de revestimiento y laformación, predecir las expectativas petrofísicas dela localización a diseñar, apoyados con información deregistros geofísicos de pozos de correlación.

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

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Figura 5. Conceptualización, segunda etapa del proceso.

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

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

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

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

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

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

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

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

Posterior a la evaluación, se elabora una matriz de decisiones, con el fin de seleccionar la mejor alternativa,Figura 8, en el modelo de simulación el pozo horizontal resulta una irrupción del agua a los tres años, mientras

que en el pozo altamente inclinado se presenta el mismo fenómeno a los 2.5 años. En la trayectoria convencionaly tipo “S” no hay irrupción de agua; sin embargo, al atravesar la trayectoria del pozo se decidió seleccionar latrayectoria tipo “S” por no presentar este tipo de riesgo.

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

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

Se realiza el diseño preliminar de la terminación yse conceptualiza la estabilidad del agujero, tuberíade revestimiento, geometría del pozo, fluidos deperforación, control de sólidos, cementación,sarta de perforación, hidráulica, programa deregistros y núcleos.

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

La definición del pozo está relacionada con la calidadde la información disponible, su análisis y conclusionesrespecto a la perforación y terminación de pozos; porotra parte, la complejidad del pozo está directamenterelacionada con la complejidad del yacimiento, yes una medida de la dificultad o riesgo que tiene laperforación desde la superficie hasta el yacimiento.

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Figura 9. Definición tercera etapa de proceso.

Programa de perforación y terminación.- Estárelacionada con la programación de cada etapa; eneste caso se refiere a las actividades de movimientoe instalación del equipo de perforación, de laperforación de las etapas, superficial, intermediay productora, así como a la terminación y entrega

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

Figura 10. Programa correspondiente a la definición.

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

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

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

Evaluación y lecciones aprendidas.- corresponde aesta etapa evaluar el proceso desde el inicio de lasactividades hasta la entrega del pozo, se documenta

la evaluación, lecciones aprendidas, buenas prácticas

aplicadas, resultados de las nuevas tecnologíasutilizadas, así como de la evaluación técnica económica

de lo programado contra lo real, Figura 12.

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Figura 12. Fases de evaluación del VCDSE.

Resultados

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

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

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

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

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

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

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

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

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Conclusiones

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

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

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

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

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

Nomenclatura

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

Bibliografía

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

• Pemex, Exploración y Producción. Programa de

Comunicación, “Metodología VCDSE”, DocumentoRector. México. Diciembre 2008.

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

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

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

Ing. José del Carmen Pérez DamasEric J. MarínNéstor MoleroErnesto Franco

Introducción

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

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

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

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Hasta 2008, fue el segundo complejo petrolero másimportante en México, en términos de reservasprobadas de hidrocarburos y producción de crudo. Sinembargo, a partir de 2009, el Activo KMZ se convirtióen el principal productor de crudo a nivel nacional,

alcanzando una producción de 808 miles de barrilesdiarios. En 2010, el proyecto alcanzó una producciónde 839 mil barriles diarios de crudo y 331 millones depies cúbicos de gas. De esta manera, la contribuciónde KMZ en la producción del país se ha incrementadosistemáticamente, así durante la década de los ochentala producción de KMZ representó el 7 por ciento, enlos noventa significó el 8 por ciento, y alcanzó 16 porciento promedio durante el periodo 2000-2010. Sinembargo, la contribución de KMZ es más notoria si seconsidera 2010, donde su aportación representó 33por ciento.

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

Los retos encontrados en los campos de KMZ estánrelacionados con el perfil de permeabilidad de losintervalos disparados, los cuales son heterogéneosdebido a que son formaciones carbonatadasnaturalmente fracturadas. Estas diferencias en elperfil de permeabilidad generan zonas denominadas

“ladronas”. Actualmente este tipo de formaciones sonestimuladas con bombeo en directo de los diferentes

baches de químicos: ácidos, solventes y divergentes,los cuales son mezclados con trazadores radioactivos.Una vez efectuada la estimulación matricial, sehace un registro de rayos gamma para evaluar laestimulación, determinando el flujo que siguieron

los químicos. Esta técnica se ha comprobado que esineficiente, ya que los registros muestran intervalosestimulados de manera no homogénea.

El desempeño de los divergentes toma un papelclave en el éxito de las estimulaciones matriciales,al igual que otros parámetros como gasto, volumen,etapas de los fluidos, colocación y tipo de productosquímicos; los cuales deben de ser analizados paragarantizar la homogeneidad de la estimulación. Enprocesos de estimulación donde no se cuenta conun buen entendimiento de los parámetros de fondo,hacen casi imposible una óptima homogenización de la

estimulación. Debido a este reto, en la Región Marinade Mexico se utilizó por primera ocasión una técnicaque ha revolucionado los procesos de estimulación,que consiste en el uso de la TF-EFO y PTD para evaluaren tiempo real el desempeño de los divergentesdurante la estimulación matricial.

A continuación se describen la tecnología utilizaday el proceso, utilizando los PTD para optimizarla colocación de los fluidos, evaluar la eficienciadel tratamiento, el análisis para determinar laproblemática del pozo; así, como los beneficios que

esta nueva metodología ofrece en las formacionescarbonatadas de los campos de KMZ.

Descripción de la tecnología

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

La TF-EFO contiene 3 componentes principales:

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

como respaldo en caso de que alguna de lasanteriores resulte dañada. El capilar es unsistema no invasivo que permite efectuaroperaciones propias de TF convencional,como lo son el bombeo de productos químicos,entre ellos nitrógeno y ácidos, además deque permite el uso de herramientas de fondoactuadas con canicas de hasta 5/8 pg, comopor ejemplo: desconectores hidráulicos.

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2. Herramientas y sensores de fondo, las cualesconsisten en la cabeza de conexiones ópticas,sistema de comunicación electrónica, bateríay sensores de presión, temperatura, rayosgamma y registro de detección de coples (CCL

por sus siglas en inglés) para correlación deprofundidad.

3. Equipo de superficie, el cual consiste en unpaquete electrónico montado en el carretede TF, batería, barreras de presión y equipoPTD. Este sistema convierte la señal óptica

en una señal inalámbrica, la cual es recibidapor la computadora en el interior de la cabinade TF. Esta computadora está equipada conprogramas de cómputo especializados, quepermiten tomar el registro de las mediciones

de los sensores de fondo. Esta informaciónes enviada vía satélite, a las oficinas delos ingenieros encargados de hacer lainterpretación de los datos para su análisisy toma de decisiones, al momento de estarllevando a cabo la intervención.

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

Proceso de estimulación matricial utilizando la TF-EFO y PTD

El principal objetivo de usar la tecnología de TF-

EFO y PTD durante las estimulaciones matriciales,es tener información disponible en tiempo realpara efectuar decisiones certeras, para optimizarlos diseños del tratamiento, basados en lasinterpretaciones de las mediciones de fondo paraoptimizar la producción mediante la estimulaciónhomogénea del intervalo productor. Las medicionesde fondo son compradas con los registros petrofísicos

para identificar las zonas dañadas, las cuales tienenel potencial de incrementar su producción; de laszonas ladronas, las cuales toman la mayor parte delos fluidos de tratamiento.

Parte fundamental de esta metodología es tomarel PTD base, posicionando la TF-EFO por debajo delas zonas a estimular para determinar el gradientegeotérmico del pozo. Este PTD base es el puntode comparación con los efectos de enfriamientoy calentamiento del pozo durante las diferentesetapas de la estimulación matricial.

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

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

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

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

Los registros PTD determinan las zonas dañadas. Estaszonas son analizadas comparándolas con los registros

petrofísicos, como la condición y propiedades de laformación, para determinar la producción potencialde la misma. Una vez identificadas ambas zonas, semodifica la cédula de bombeo acorde a las necesidades,ya sea que se cambien las etapas de los divergentes,la colocación de los productos, los sistemas ácidos,volumen y caudal de bombeo.

Caso histórico: Maloob 432

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

Datos del pozo

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La intervención se llevo a cabo de la siguiente manera:

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

El PTD y el registro estático iniciales muestran una temperatura de fondo de 120 °C y una presión de fondo de2,202 psi, con un nivel de fluido ubicado a la profundidad de 1,805 m.

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

Se observa que el intervalo 3,510 – 3,530 md, aceptabastante bien, una mediana admisión en la cimadel intervalo 3,538 – 3,553 md y muy poca o nulaadmisión en la parte inferior. El PTD se compara con

los registros petrofísicos para determinar las zonas demejor admisión relacionadas con la alta densidad defracturas para optimizar la colocación de los fluidosde tratamiento.

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

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

La información capturada de los sensoreselectrónicos fue transmitida en tiempo real víasatélite, para ser analizada en las oficinas delActivo Ku-Maloob-Zaap.

4. Inducción con nitrógeno posterior altratamiento de limpieza, donde se puedeobservar una sola caída de temperatura. Elobjetivo de este PTD fue el de monitorear elpozo fluyendo para evaluar la integridad delaparejo de producción. Se puede observar quede los tres mandriles de BN, únicamente elmandril superior o somero es el que inyectagas. Cabe hacer mención que la limpiezadel mandril fue efectiva al incrementar suadmisión de 1.1 MMPCD hasta un máximo de

4.4 MMPCD.

Se observa que el pozo tiene un aporte de bacheo enciclos de 30 minutos. Este comportamiento inicia en elpunto de inyección. Indicativo de que la inyección delgas es intermitente. Lo cual genera que en superficiese genere el efecto de producción por bacheo.

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

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5. Estimulación matricial con registro PTD.

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

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

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

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

la profundidad donde está ubicado el mandrilde BN y que por debajo de este punto el PTDes constante.

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

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Resultados

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

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

Nomenclatura

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

Referencias

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

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

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

Reservoirs Completed in Horizontal, Deviated, andVertical Wells” paper SPE-50964 presented at the1995 SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference held inKuala Lumpur, 20-22 April.

Francois Cantaloube, SPE, Rae Spickett, SPE, andKaveh Yekta, SPE, Schlumberger, and Mark Anderson,Suncor, “Optimization of Stimulation Treatments inNaturally Fractured Carbonate Formations Through

Effective Diversion and Real-Time Analysis” paper SPE126136 presented at SPE Intelligent Energy Conferenceand Exhibition, 23-25 March 2010, Utrecht, TheNetherlands.

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

Página Web: www.pemex.com

Con el tratamiento de limpieza de la formación seobservó que mejoró un poco la admisión en la partesuperior del intervalo inferior y el pozo manifestó demanera intermitente.

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

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

intervalo superior admitió perfectamente y el inferiorsólo una parte de él.

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

El pozo quedó produciendo 2,500 BPD.

Se recomienda revisar el diseño de ubicación delos mandriles.

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Currículum vitae

Ing. José del Carmen Pérez Damas

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

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

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

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

1994-1997, Especialista Técnico “B” en la Jefatura de Cementaciones y Estimulaciones SERAP incluyendo

(T.F., Fluidos Limpios y N2) en Ciudad del Carmen, Campeche.

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

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

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

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

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Tema de ac tual id ad


Anteojeras ideológicasM. en C. Pablo Arturo Gómez Durán.

Vemos lo que queremos ver y escuchamos lo queestamos predispuestos a escuchar. Esta es la razónpor la que –normalmente– sólo nos asomamosa ciertos periódicos, a algunos columnistas,a determinados programas de televisión, y aciertas películas y libros. Lo que buscamos, por logeneral, es confirmar nuestras ideas. De antemanosolemos tener la respuesta ya filtrada por nuestrasanteojeras ideológicas.

El columnista José Gordon publicó en su columnaEL CUADERNO VERDE del 27 de mayo de 2011, en elperiódico Reforma, el texto “Anteojeras ideológicas”que analiza cierto estudio realizado por el psicólogoDrew Westen en la Universidad Emory de Atlanta,Georgia, reseñado por Michel Shermer en la revistaScientific American de junio de 2006, con el apropiadotítulo: El cerebro político.

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

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

En ciencias cognitivas a esto se le denomina «sesgode confirmación» (confirmation bias); mecanismopor el cual –en pocas palabras– buscamos evidencias

(incluso en la propia mente) que confirmen las propiascreencias. El sesgo de confirmación es la tendenciade la gente para aceptar información que “ratifica”sus ideas preconcebidas o hipótesis, sin tomar encuenta la veracidad de dicha información.

El sesgo aparece con gran vivacidad cuando se tratade temas con alto contenido emocional, ideológico oque constituyen creencias firmemente establecidasy aceptadas por determinado grupo. Al consultar

información sobre alguno de esos temas se opta porfuentes que reafirman las creencias establecidas.Lo mismo ocurre con las evidencias ambiguas: latendencia es a tratarlas como si constituyeran unverdadero soporte de las posiciones preconcebidas.

Algunos experimentos llevados a cabo en lasegunda mitad del siglo pasado sugieren que –efectivamente– la gente está inclinada a confirmarlo que considera creencias existentes, al enfocarsesólo en una posibilidad e ignorar las opciones, loque le hace llegar a conclusiones sesgadas. Estemecanismo de sesgo se ha intentado explicar en

términos de las “ilusiones vanas” que caracterizana los seres humanos; también se asocia con laincapacidad del cerebro para procesar informaciónen demasía, y, desde luego, se relaciona con elcomportamiento pragmático de evaluar el costopersonal que significaría estar –o ser considerado–equivocado, lo que crea una barrera para emplearuna actitud neutra que ayude a ponderar o matizarlas opiniones expresadas.

Lo novedoso del estudio del psicólogo Drew Westen,es que reforzó su investigación con estudios de

resonancia magnética, con los cuales identificaba quéocurría dentro del cerebro de los participantes, en losmomentos cuando se presentaba el sesgo. Durantelas elecciones presidenciales de Estados Unidos,en 2004, se tomaron personas de cierto grupo cuyamitad se consideraba conformada por republicanoscien por ciento identificados con ese partido y, laotra mitad, por demócratas probados, esto es:antagonistas políticos perfectamente identificablespor sus posturas ideológicas, al igual que con loscandidatos de un partido u otro.

En tales condiciones, se les pidió valorar una serie

de afirmaciones de George W. Bush y de John Kerry,en las cuales ambos candidatos claramente secontradecían a sí mismos. Sin embargo, la pasióno el sesgo de confirmación terminó por imponerse:los participantes republicanos se fueron directoa la yugular sobre las aseveraciones de Kerry y losdemócratas hicieron exactamente lo mismo con las deBush. Lo más importante es que ningún participantese detuvo a evaluar las incongruencias evidentesde sus propios candidatos, sino que las avalaron sin

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Tema de ac tual id ad


mayor problema, al igual que descalificaron lasdel oponente.

Mientras ocurría esta valoración, se realizaba unescaneo cerebral mediante resonancia magnética.

El investigador Westen señala que no observó –en lasimágenes cerebrales de los participantes– incrementoalguno de activación de las partes del cerebro quenormalmente están involucradas con los procesosde razonamiento. En lugar de ello, constató una yotra vez cómo se encendían los circuitos cerebralesinvolucrados en regular sus emociones.

Un experto resume lo que pasó: cuando el políticoque la gente apoya es incongruente, el cerebro delcorreligionario lo justifica y, para ello, utiliza lasregiones cerebrales asociadas con las emociones, enlugar de emplear las relacionadas con el pensamientoracional para valorar lo dicho por el político en

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

En el libro El cerebro político, Westen plantea quela idea –repleta de buenas intenciones, o de vanas

ilusiones– de que nuestra mente calcula y valora confrialdad las evidencias que se le presentan, no tieneninguna relación con la forma en que realmentefunciona el cerebro humano. La neurociencia afirmaque votamos con el corazón no con la mente, lo cualnos exhibe como seres mucho más emotivos queracionales: contrario a lo que presumimos ser.

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

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Convoca to r i a s


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ADA IPM


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

de la Secretaría de Gobernación.

En la asamblea extraordinaria del 19 de noviembre 2010, las mesas directivas delegacionales ADAIPM A.C. gestión2009-2011, aprueban por mayoría el proyecto de la Directiva Nacional gestión 2010-2012, que tiene como objetivoiniciar éste 1er Gran Sorteo como primera instancia, para lograr el sustento propio de la Asociación y a la vezseguir brindando seguridad, protección y servicios de primera necesidad, implementando nuevos beneficios quehagan gozar de una tranquilidad a futuro a toda la comunidad ADAIPM, A.C.

Los nuevos beneficios aprobados en dicha asamblea son entre otros:

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

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

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

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

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ADA IPM


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

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

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

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

DIRECTIVA NACIONAL ADAIPM A.C2010-2012“UNION, ARMONIA Y PROGRESO”

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