AIPM PRODUCCIÓN

INGENIERA PETROLERA.- Publicacin mensual de la Asociacin de Ingenieros Petroleros de Mxico A.C., Av. Melchor Ocampo 193 Torre A Piso 12. Col. Vernica Anzures C.P. 11300, Mxico D.F., Tels: 5260 2244 y 5260 7458. Solicitada la Autorizacin como Correspondencia de Segunda Clase de Administracin de Correos nm. 1 de Mxico D.F. Distribuido por la Asociacin de Ingenieros Petroleros de Mxico, A.C. Publicacin editada e impresa por 4AM FOR ADVERTISING AND MARKETING S.A. DE C.V., Enrique J. Palacios No. 108, Col. Prado Ermita, C.P. 03590, Del. Benito Jurez, Mxico D.F., Tels: 5601 7571 y 55 3211 6077. Edicin: 1500 ejemplares. Certificado de licitud de ttulo en trmite nm. 8366 y Certificado de contenido nm. 5866 ante la Comisin Certificadora de Publicaciones y Revistas Ilustradas. Certificado de reserva de Derechos al Uso Exclusivo nm. 003322 ante la Direccin General del Derecho de Autor. Toda la correspondencia debe dirigirse a la Asociacin de Ingenieros Petroleros de Mxico A.C. EL CONTENIDO DE LOS ARTCULOS TCNICOS ES RESPONSABILIDAD DEL AUTOR.

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Certificado de Licitud de Ttulo Num. 8336. Certificado de Licitud de Contenido Nm. 5866.

Vol. LI No. 10 OCTUBRE 2011

Editorial

Seccin tcnica

Resmenes de artculos tcnicos

ArtculosEstudio de factibilidad tcnico econmico para la implementacin de sistemas artificiales de produccin en arenas turbiditas en el Campo Chicontepec

Prueba tecnolgica denominada Levantamiento mecnico con equipos Dynapump de bombeo hidroneumtico Pumping Jack

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

Evolucin de los servicios de tubera flexible equipada con fibra ptica en Mxico. Caso de aplicacin, pozo Maloob 432 en la Regin Marina

Tema de actualidad

Anteojeras ideolgicas

Convocatorias

ADAIPM

3

7

5

35

47

Contenido

59

22

63

57

2 | Ingeniera Petrolera

D i r ec to r i o

VOL. LI No. 10 OCTUBRE 2011

Directiva NacionalPresidente Dr. Guillermo C. Domnguez Vargas

Vicepresidente Ing. Antonio Narvez Ramrez

Secretario MI. Ramiro Rodrguez Campos

Prosecretario Ing. Alfonso Amieva Zamora

Tesorero Ing. Csar R. Lpez Crdenas

Protesorero Ing. Jess A. Mora Moreno

Coordinador Nacional de Ayuda Mutua Ing. Sergio Mariscal Bella

Subcoordinador Nacional de Inversiones de Ayuda Mutua Ing. Jos Luis Fernndez Cad

Coordinador Nacional de Fondo de Retiro Ing. Oscar Humberto Lizn Prez

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

Director Comisin de Estudios Dr. Fernando Rodrguez de la Garza

Director Comisin Editorial MI. Ral Pea Herrera

Subdirector Comisin Editorial MC. Pablo Arturo Gmez Durn

Director Comisin Legislativa Ing. Antonio Sandoval Silva

Director Comisin Membresa MI. Cuauhtmoc Csar Zapata Gonzlez

Director Comisin de Apoyo Informtico Ing. William Chacn Chan

Subdirector Comisin de Apoyo Informtico Ing. Antonio Lugo Castro

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

Ing. Javier Chvez MoralesIng. Adn Oviedo Prez

Delegacin Ciudad del CarmenIng. lvaro Herrera Acosta Ing. Enrique Ortuo Maldonado

Presidente Vicepresidente

Delegacin CoatzacoalcosIng. Javier Ruben Martnez Gutirrez Ing. Joel Alejandro Soto Rodriguez

PresidenteVicepresidente

Delegacin ComalcalcoIng. Ernesto Lira Rodrguez Ing. Manuel de Jess Coronado Zrate


Delegacin MxicoIng. Gustavo Salgado Nava Ing. Ciro Hernndez Snchez


Delegacin MonterreyIng. Hctor Cavazos Trevio Ing. Roberto Lozano Montemayor


Delegacin Poza RicaIng. Juan Bujanos Wolf Ing. Pedro Fernando Gmez Gonzlez

Presidente Vicepresidente

Delegacin ReynosaIng. Ricardo Martnez SierraIng. Alejandro Valle Corona


Delegacin TampicoIng. Dmaso Vlez Rosas Ing. Miguel Olivella Ledesma


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


Delegacin VillahermosaIng. Miguel ngel Mndez Garca Ing. Hctor Agustn Mandujano Santiago


Coordinacin EditorialLaura Hernndez Rosas email: [email protected]

Ingeniera Petrolera | 3

Ed i t o r i a l


El 8 de septiembre de 2011, Petrleos Mexicanos dio a conocer Boletn No. 83 que durante agosto, la produccin de petrleo crudo en el pas registr el incremento de 22 mil barriles por da (MBD) respecto al mes anterior, al alcanzar el promedio de 2.555 MBD. Con este resultado, el promedio de produccin de petrleo en los primeros ocho meses del ao se ubic en 2.557 MBD. La produccin esperada para el cierre del ao se estima superior a los 2.6 MBD. Pemex destac que el proyecto Aceite Terciario del Golfo (Chicontepec), tambin registr incremento de 39 por ciento en la produccin de petrleo, con respecto al volumen obtenido en 2010, al pasar de los 44 MBD, de diciembre del ao pasado, a los 61 MBD, producidos en lo que va de septiembre de 2011.

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

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

En tanto, otros accionistas de Repsol, detractores de la paraestatal mexicana, acumulan acusaciones en su contra ante la Comisin Nacional del Mercado de Valores (CNMV) de ese pas. Sealan que no inform a tiempo el crecimiento de su participacin acumulada con su socia Sacyr en la petrolera espaola. Aaden que, con informacin privilegiada, Pemex adquiri acciones antes de comunicarlo al mercado. Agregan que inform a la autoridad que haba comprado acciones a determinado precio, el cual finalmente fue inferior en un centavo, y que Credit Agricole, es gran acreedor de Sacyr y la

empresa que vendi ttulos a Pemex, para que la primera pudiese reestructurar su deuda.

La CNMV reconoci haber sealado errores en las comunicaciones de Pemex, pero precis que stas se han ido rectificando con rapidez en todas las ocasiones. Pemex se reserva las acciones que procedan para la defensa de sus derechos, afirm esta empresa. La prensa mexicana comenta que el viernes 16 del presente, Pemex entreg una carta a la autoridad burstil espaola en la que denunci el juego sucio, posiblemente de otros accionistas. Adems, detall su pasado en la petrolera ibrica, que acredita su autntica y vlida preocupacin por esa empresa. Como es bien sabido, Pemex tiene presencia ininterrumpida en la industria petrolera de Espaa desde 1979, cuando fue invitada a invertir en Petrleos del Norte, S.A. (Petronor). En dicha empresa Pemex se convirti en la primera accionista, con participacin del 34.28 por ciento. En 1990, canje esa participacin por acciones de Repsol, para, con ello, convertirse en socia fundadora y segundo mayor accionista de la misma.

Pemex aprovech el cuestionamiento actual a la administracin de Repsol para formar parte del grupo que controla a esta petrolera espaola, la cual tiene actividades de exploracin y produccin de crudo y gas en buena parte del mundo, y lo hizo con un crdito que podr pagar con la renta de la nica refinera extranjera de Pemex: Deer Park, en Texas. Asimismo, adquiri una cobertura que cancela la posibilidad de que Pemex pierda si se van a pique las acciones de Repsol. Se afirma que la ampliacin de la participacin de Pemex en Repsol tiene claro sentido econmico y que hay que analizarla en el contexto del vuelco financiero de la zona euro.

Es de destacar el alboroto provocado por el aumento de la participacin de Pemex en Repsol, y que personas como Felipe Gonzlez se alarmen porque la petrolera-gasera vaya a perder su espaolidad. Acaso ha olvidado las lecciones de globalizacin que acostumbra dictar?

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


Ed i t o r i a l


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

Pemex no ha comprado acciones de Sacyr, sino que firm una alianza con ella para introducir cambios en la administracin de Repsol: no se prev que compartan objetivos ulteriores. El inters de Pemex es convertir a Repsol en socio tecnolgico para sus planes de exploracin y explotacin. Al parecer, Sacyr pretende usar su voto para vender unidades de Repsol. De ser as, Pemex sera el primero en la fila.

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

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

Carlos Slim ha insistido en aprovechar las oportunidades creadas por la crisis global. Sostiene que la liquidez abundante en el mundo desarrollado y las bajas tasas de inters hacen viable cualquier proyecto de largo plazo bien planeado. La crisis financiera global es la gran oportunidad de Amrica Latina para salir del subdesarrollo. Mxico se est quedando atrs del resto de Latinoamrica. Repsol es la petrolera europea con mejor desempeo: tiene operaciones en Brasil, Argentina, Bolivia, Per, Venezuela, Mxico, Norte de frica, Medio Oriente y otros lugares. En los ltimos aos se ha especializado en exploracin y explotacin en aguas profundas y en yacimientos no convencionales, con la tecnologa ms avanzada.


Resmenes


Estudio de factibilidad tcnico econmico para la implementacin

de sistemas artificiales de produccin en arenas turbiditas en el Campo

Chicontepec

Ing. Salvador Flores Mondragn

El Proyecto Aceite Terciario del Golfo (AIATG), es el de mayor relevancia de los ltimos tiempos para Pemex Exploracin y Produccin, y requiere de la planeacin objetiva de sus aplicaciones tecnolgicas. En este sentido, por la naturaleza y complejidad de los yacimientos que lo constituyen, es requisito establecer un estudio de factibilidad tcnico-econmico para la implementacin de los sistemas artificiales de produccin (SAP), en sus pozos.

Prueba tecnolgica denominada Levantamiento mecnico con equipos Dynapump de bombeo hidroneumtico Pumping jack

Ing. Csar Bernal HuicocheaIng. J. Salvador Flores MondragnIng. Dorian E. Oliva GutirrezIng. Guadalupe Silva Romero

La evolucin tecnolgica de los sistemas artificiales ha venido actualizndose en la medida de las demandas cada vez ms exigentes de eficiencia tcnica y operativa. El estado del arte correspondiente a los sistemas artificiales de bombeo mecnico no son la excepcin y en este artculo se reporta un trabajo de xito que permitir avanzar en la curva de aprendizaje de la aplicacin de estos sistemas en las instalaciones de explotacin de hidrocarburos.

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

VCDSE de pozos del AIKMZ

MI. Fernando Jurez SnchezMI. Antonio Rojas FigueroaIng. Alba Marina Rivas Romero Ing. Sara Snchez Urdaneta

La perforacin y terminacin de pozos son proyectos de ingeniera que requieren grandes inversiones y una

planeacin constante, a fin de seleccionar la mejor alternativa para incrementar el valor del proyecto pozo; en el AIKMZ esto se ha logrado aplicando la metodologa VCDSE en el diseo de la perforacin y terminacin de pozos.

En el modelado geolgico y petrofsico se describen las caractersticas de la geometra del yacimiento, tipo de roca y sus propiedades petrofsicas, que resultan de estudios geolgicos, levantamiento y procesamiento ssmico, toma de registros geofsicos a los pozos, anlisis de ncleos y pruebas de produccin, y a travs de esta informacin es como se puede conocer los riesgos potenciales de la localizacin a perforar.

Al analizar la ssmica, resulta una interpretacin geolgica que lleva implcito un determinado grado de incertidumbre; por ello, una buena interpretacin no significa que exista exactitud, sino congruencia en los resultados. Los resultados se pueden corroborar con la informacin obtenida de la perforacin de pozos, incluyendo las fallas, plegamientos y discordancias. Con la interpretacin geolgica y ssmica se reconocen los horizontes de inters y los riesgos principales.

Por medio de la simulacin numrica en yacimientos, se determinan las reservas que se obtendrn en base al potencial del yacimiento. Con esta herramienta se predice el comportamiento de un yacimiento bajo diferentes escenarios de explotacin, y se determinan las condiciones favorables de operacin, incluyendo el nmero ptimo de pozos.

Evolucin de los servicios de tubera flexible equipada con fibra ptica

en Mxico. Caso de aplicacin, pozo Maloob 432 en la Regin Marina

Ing. Jos del Carmen Prez DamasEric J. Marn Nstor MoleroErnesto Franco

Desde que se inici la explotacin de los campos Ku-Maloob-Zaap, los trabajos de estimulacin matricial que han consistido en el bombeo en directo de volmenes grandes de varias etapas de cidos, solventes y divergentes sin un control en la colocacin de los mismos. El objetivo de estas estimulaciones matriciales, es el de remover el dao inducido a la formacin durante la etapa de perforacin para maximizar la productividad del pozo. Debido a que


Resmenes


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

El uso de la tubera flexible (TF), permiti de cierta manera mejorar la colocacin de los fluidos de tratamiento en la parte frontal del intervalo disparado; sin embargo, existe la incertidumbre, si los productos qumicos de estimulacin estaban actuando en las zonas objetivo. Por lo que, se procedi a combinar los qumicos con trazadores radioactivos para determinar el flujo y la zonas de accin del cido, lo cual implicaba una corrida adicional con registro de rayos gamma para evaluar la estimulacin matricial.

Por primera vez en la Regin Marina de Mxico, se implement el uso de la tubera flexible

equipada con fibra ptica (TF-EFO) y los perfiles de temperatura distribuida (PTD), los cuales son comparados con los registros petrofsicos para determinar la colocacin selectiva de los fluidos de tratamiento en las zonas de inters. Esta novedosa tcnica reduce los tiempos operacionales y elimina corridas adicionales optimizando con ello la productividad del pozo. La informacin obtenida del PTD permite adems hacer una evaluacin del mecanismo de levantamiento artificial.

Este artculo presenta la planeacin del trabajo, la ejecucin y evaluacin de los resultados para llevar a cabo una intervencin de registros de PTD con TF-EFO. Se explica en detalle la novedosa tcnica empleada exitosamente en el pozo Maloob-432, la cual ha demostrado ser una opcin confiable para intervenir pozos bajo este mismo esquema de tecnologas.


Secc i n Tcn i ca


Estudio de factibilidad tcnico econmico para la implementacin de sistemas artificiales de produccin en arenas turbiditas en el Campo

Chicontepec

Ing. Salvador Flores Mondragn

Introduccin

La Subdireccin Tcnica de Explotacin establece institucionalmente las directrices en materia tecnolgica en PEP, las cuales promueven los mejores efectos en la produccin y rendimiento econmico a corto, mediano y largo plazo, en el Sistema Integral de Produccin (SIP).

Del estudio se obtuvo que los sistemas de bombeo mecnico (BM), bombeo de cavidades progresivas (BCP) y bombeo neumtico intermitente (BNI), son viables tcnica y econmicamente para operar en todos los pozos del AIATG.

El sistema de bombeo mecnico con unidad superficial hidroneumtica, presenta el mejor desempeo tcnico y rentabilidad econmica, con respecto a las unidades superficiales del tipo convencional e hidrulico.

Objetivo

Establecer los criterios de seleccin del/los sistemas artificiales de produccin que sean aplicables en

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

Antecedentes

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

La Tabla 3 muestra el estado de pozos operando donde se agrupan los distintos SAPs, sin atender las variaciones particulares de cada sistema; por ejemplo, el BM incluye los equipos convencionales y los hidroneumticos. Estos ltimos se clasifican por su disposicin mecnica y el rango de aplicacin. Con esta informacin se establece el marco de referencia para el anlisis tcnico econmico 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.


Secc i n Tcn i ca


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

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

Diseo

Establecido el universo de los pozos en el AIATG, se tom una muestra de 13 pozos representativos en base a las premisas tcnicas previamente establecidas, se elabor el diseo de estos pozos aplicando el software seleccionado.

El rango de parmetros utilizados en el diseo de cada uno de los diferentes SAPs, de acuerdo a las caractersticas de los pozos del AIATG, se muestra en la Tabla 3.

Tipo de pozo TVD (m) MD (m) Desplazamiento (m)A 1300 - 1700 1300 - 1700 0

B 1300 - 1700 1315 - 1715 130

C 1300 - 1700 1325 - 1725 200

D 1300 - 1900 1370 - 1970 400

E 1300 - 1900 1495 - 2095 700

F 1300 - 1900 1535 - 2140 800

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

Desarrollo del tema

Anlisis tcnico

La evaluacin tcnica requiere definir dos premisas bsicas en funcin 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 parmetros siguientes:

Tipo de fallas ms comunes en pozos con SAPs

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

pozos. Cada fabricante reconoce una serie de fallas tpicas, que reciben un tratamiento especfico para evitarlas o prevenirlas a travs de programas de monitoreo de parmetros y mantenimiento de unidades.


Secc i n Tcn i ca


Unidad BNI BM BCP BHJ

Gastos de Lquido bpd 10 a 100 10 a 100 10 a 100 10 a 100

Volumen de gas inyectado por ciclo Mpcd

100 a 300 - - -

Espaciamiento entre ciclos de inyeccin min

30 a 120 - - -

Presin de inyeccin en superficie

Kg/cm

56 a 70 - -

32 a 126

Emboladas por minuto epm - 2 a 5 - -

Velocidades de operacin rpm - - 100 a 200 -

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

10 a 15

Esfuerzo en varilla % - 59 a 80 - -

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

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

Profundidad de colocacin de la bomba

m - 900 a 1800 900 - 1800 900 - 1800

Profundidades del punto de inyeccin m

900 a 1800 - - -

Varillas - -

BM Convencional: ELECTRA pozos tipo

Dy E. CONTINUA pozos

tipo F

ELECTRA pozos tipo Dy E.

CONTINUA pozos tipo F

-

Separador de gas - NO SI SI SI

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

Compresor a boca de pozo - SI - - -

Tabla 3. Premisas particulares de cada SAP evaluado.


Secc i n Tcn i ca


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

SistemaUnidad

Modelos Compaa Ventajas DesventajasProblemas operativos comunesTipo Nombre

Bom

beo

de C

avid

ades

Pro

gres

ivas

BCP

de B

anda

s

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

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

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

Es comn la falla del motor de las unidades, ocasionando paros en la operacin.

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

NDH 030 DH 20 HB Surpetrol

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

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

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

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

SistemaUnidad

Modelos Compaa Ventajas DesventajasProblemas operativos comunesTipo Nombre

Bom

beo

Hid

rul

ico

Jet

Coleman Coleman Gama

Capacidad para manejar produccin con slidos y aceites pesados, flexibilidad en pozos profundos y desviados, fcil y bajo mantenimiento, reparable en campo

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

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

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


Secc i n Tcn i ca


Las ventajas de las unidades de bombeo mecnico convencional son el conocimiento de operacin y mantenimiento que tiene el personal de PEMEX, adems de su vida til. Sus desventajas son el tiempo de instalacin (mayor a dos das), la poca flexibilidad para realizar cambio en las condiciones de operacin, requiere de mantenimiento frecuente y su costo en relacin a los otros dos tipos de unidades, (hidrulicas e hidroneumticas).

Las ventajas y desventajas de las unidades de bombeo mecnico hidrulicas e hidroneumticas son similares; sus ventajas son el tiempo de instalacin (menor de dos horas), el costo, los bajos periodos de mantenimiento, bajo consumo de energa elctrica y flexibilidad operativa para cambios en sus parmetros de operacin. Sus desventajas son fugas en el sistema hidrulico o hidroneumtico, desnivelacin de la unidad con respecto a la vertical por fuertes vientos y la falta de conocimiento en operacin y mantenimiento por parte de personal de Pemex.

Anlisis econmico

Se consideraron las siguientes premisas econmicas:

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

En el anlisis de productividad se tom como poblacin una muestra de 329 pozos intervenidos

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

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

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

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

Los costos de rentabilidad suponen costos actuales de SAPs; estos costos pueden variar bajo diferentes escenarios de precios del petrleo.

A continuacin se muestran los principales puntos:

El VPN logrado en los SAPs instalados se estima en 3.6 millones de pesos en promedio por equipo.

Existe variabilidad significativa en la rentabilidad de SAPs.

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

Figura 1. Distribucin de rentabilidad.


Secc i n Tcn i ca


Los sistemas de cavidades progresivas (BCP), han aportado la menor rentabilidad. Es necesario realizar mediciones directas de la produccin de estos sistemas para verificar los estimados de produccin e identificar causas raz de la baja productividad aparente de estos sistemas. Asimismo, es necesario optimizar la operacin actual de las BCP para mejorar su desempeo econmico, Figura 2.

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

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

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

Figura 2. Frecuencia de VPN por SAP.

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


Secc i n Tcn i ca


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

En este caso se realiz el anlisis para los campos Tajn, Agua Fra, Coapechaca y Escobal. Como se observa el SAP BNI presenta la mayor productividad.

En la Figura 5 se muestra como resultado principal que el bombeo neumtico y bombeo hidrulico requieren de una mayor produccin acumulada (Np),

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

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

Figura 4. Intervalos de confianza de los SAP.

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


Secc i n Tcn i ca


Figura 6. El CAPEX de los SAPs vara en funcin del tiempo de la vida del pozo.

Definicin del problema/exposicin de la teora

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

Bajas permeabilidades (0.01 15 md)

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

Severa prdida de energa del yacimiento en los primeros tres meses (los pozos dejan de fluir de manera natural)

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

Desviacin de los pozos (tipo S)

Presencia de slidos como resultado de fracturamientos

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

Los esfuerzos tcnicos de este estudio, estn orientados a reducir el impacto de los parmetros arriba mencionados en la optimizacin de los SAPs.

Solucin y procedimientos/equipos y procesos

Procedimiento de seleccin de SAPs

En la Figura 7 se observa el procedimiento general para seleccionar un SAP en un pozo. Es importante mencionar que en dicho procedimiento son trascendentales los siguientes aspectos: las premisas y diseos tcnicos, las premisas y evaluacin econmicas. Lo anterior ayudar a obtener una seleccin tcnica-econmica del SAP a emplearse.


Secc i n Tcn i ca


Figura 7. Procedimiento para la seleccin del SAPs en AIATG.

En la Figura 8 se presenta un rbol de decisiones considerando aspectos tcnicos, en donde bsicamente se tomaron en cuenta tres parmetros importantes para el diseo de un SAP, como son: el ndice de productividad (bpd/psi), la relacin gas-aceite (m3/m3) y el desplazamiento del pozo con respecto a su vertical (m). Los rangos de dichos parmetros fueron seleccionados de acuerdo a las condiciones de operacin de los pozos del AIATG.


Secc i n Tcn i ca


Figura 8. rbol de decisiones considerando aspectos tcnicos para la seleccin del SAP en pozos del AIATG.

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

En la Figura 9, se presenta el rbol de decisiones considerando los aspectos de rentabilidad de los SAPs seleccionados en la Figura 8, en donde bsicamente se tom en cuenta el parmetro de VPN para seleccionar el SAP ms rentable. El SAP ms rentable es el que tiene el nmero 1, el 2 es menos rentable que el 1 y as sucesivamente.


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Figura 9. rbol de decisiones considerando aspectos de rentabilidad para la seleccin del SAP en pozos del AIATG.

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


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


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Discusin e interpretacin de los resultados/datos

Bombeo mecnico (BM) tipo convencional

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

Con el propsito de optimizar el BM se debe incrementar y mejorar la calidad en la toma de informacin de los pozos, usar separadores de gas y cedazos para el control de slidos, as como la aplicacin de mejores prcticas operativas.

Bombeo de cavidades progresivas (BCP)

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

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

Bombeo neumtico intermitente (BNI)

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

Bombeo hidrulico tipo jet (BHJ)

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

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

Tabla 6. Sistemas artificiales para aplicar en el AIATG.

Resultados considerando la trayectoria del pozo para bombeo mecnico

Como un anlisis paralelo se consider el estudio de la trayectoria de los pozos para tipo J o tipo S en pozos con bombeo mecnico. Como se observa, los requerimientos para la trayectoria en J son menores que para los de la trayectoria en S; esto se debe principalmente a la mxima carga de contacto, ya que para el tipo S son dos puntos (dog leg), donde se presenta el contacto varilla tubera de produccin, mientras que en el de tipo J solamente es uno. As tambin, se observa que las condiciones de operacin son mejores para el tipo J que para 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 88 Esfuerzos varillas (81%), 7/8 (80%) (93%), 7/8 (93%)Gasto de aceite, bpd 116.9 203

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

Resultados de la evaluacin econmica

Para mejorar el impacto en produccin y rentabilidad del SAP:

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

Deben evaluarse los beneficios econmicos de instalar SAPs a partir de la terminacin de los pozos

Conclusiones

El BNI, BM y BCP, son viables tcnica y econmicamente para operar en todos los pozos del AIATG.

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

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

De acuerdo al rbol de decisin considerando el aspecto econmico, el bombeo neumtico intermitente autoabastecido (BNIA), es el que tiene los mejores indicadores econmicos.

Del anlisis econmico, el sistema artificial que menor produccin acumulada (Np) requiere para obtener el mayor VPN, es el BM.

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

Recomendaciones

Incrementar la medicin de pozos para determinar de manera concluyente, el impacto de cada sistema en la produccin de los pozos.

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

Disear y aplicar sistemas hbridos como el mbolo viajero y el BNI para incrementar la eficiencia de operacin del BNI o BNIA.

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

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

Incrementar la presin de inyeccin en macroperas a 800 psig para pozos de la Zona Norte y a 1000 psig para pozos de las Zonas Centro y Sur.

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

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


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con varillas de alta resistencia a la tensin y torsin (elctrica o continua), cedazos.

Referencias

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

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

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

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

5. Apunte de Comportamiento de Pozos, UNAM.

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

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

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

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

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

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

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

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

14. Interdisciplinario Campo Agua Fra. PEMEX Pgs.3-4 1990.

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

16. Base de datos del personal del AIATG.

Currculum vitae

Ing. Jess Salvador Flores Mondragn

Ingeniero Petrolero la Facultad de Ingeniera de la UNAM. De 1989 A 1990, realiz estudios de Maestra en la Divisin de Estudios de Posgrado de la Facultad de Ingeniera, UNAM, obteniendo el grado de Maestro en Ingeniera Petrolera en octubre de 1992.

En mayo de 1985, ingres a Petrleos Mexicanos al Departamento de Ingeniera de Produccin del Distrito El Plan, Zona Sur.

De noviembre de 2007 a la fecha, colabora en la Gerencia de Tecnologa de Explotacin de la Subdireccin Tcnica de Explotacin, sede Mxico, como Subgerente de Seleccin y Asimilacin de Tecnologas de Explotacin.

Es miembro de la Asociacin de Ingenieros Petroleros de Mxico, del Colegio de Ingenieros Petroleros de Mxico, y de la Society of Petroleum Engineer.


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Prueba tecnolgica denominada Levantamiento mecnico con equipos Dynapump de bombeo hidroneumtico Pumping Jack

Ing. Csar Bernal HuicocheaIng. J. Salvador Flores MondragnIng. Dorian E. Oliva GutirrezIng. Guadalupe Silva Romero

Introduccin

La incorporacin de nuevas tecnologas, como las unidades de bombeo mecnico hidroneumatico, permiten establecer nuevos estndares de operacin y eficiencia en PEP, mejorando los niveles de competencia tcnica y economica. Estos sistemas de levantamiento artificial estn diseados para ofrecer versatilidad operativa de acuerdo al requerimiento de cada pozo en que sea utilizada, integrando la Unidad de bombeo hidroneumtico asistida con un sistema elctrico que permite ajustar la operacin en base a su desempeo particular, a diferencia de las unidades convencionales que utilizan un sistema de contrapesos para realizar el trabajo de balanceo de cargas.

Estos sistemas de bombeo hidroneumtico, estn diseados para proporcionar flexibilidad operativa en la ejecucin de los trabajos de levantamiento artificial de fluidos de produccin y se pretende demostrar que maximizan la relacin beneficio-costo

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

La realizacin de la prueba tecnologica, surgi como resultado de los objetivos de optimizacin de operaciones de produccin en el AIATG y dadas las expectativas del desarrollo de la Regin Norte de Pemex Exploracin y Produccin.

Antecedentes

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

Figura 1. Localizacin del Paleocanal de Chicontepec.


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El objetivo del proyecto es explotar sus reservas de hidrocarburos mediante un desarrollo sustentable, con una estrategia que integra las metas de generacin de valor, produccin, y atencin del medio ambiente y el entorno socioeconmico.

Durante 2009, se registr una produccin de crudo de 30 mil barriles por da y 79 millones de pies cbicos diarios de gas. Con estos resultados se tiene que el gasto inicial de aceite por pozo disminuy 32 % de 2008 a 2009, y la declinacin mensual por pozo se increment 18 % respecto al ao anterior.

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

Incrementar la capacidad de produccin y mantener la produccin base.

Aplicacin de nuevas tecnologas.

Maximizar produccin en pozos existentes.

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

contrapresiones instalando mdulos de separacin porttil de manera selectiva.

Problemtica de produccin en campos del PATG

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

Alta contrapresin en lnea de descarga. Disminucin de la produccin. Flujo inestable o en baches. Exceso de energa requerida al aplicar un sistema

artificial de produccin. Supervisin oportuna en campo.

Figura 2. Produccin de crudo 2009.


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Figura 3. Produccin de gas 2009.

Ante este escenario, la prueba tecnolgica denominada Levantamiento mecnico con equipos Dynapump de bombeo hidroneumtico Pumping Jack, contempla la demostracin de las capacidades de desempeo del equipo superficial y subsuperficial y flexibilidad operativa. Con el objetivo de optimizar la eficiencia y productividad de los pozos petroleros incorporando un incremento en los beneficios tcnicos y una reduccin en los costos operativos asociados, en comparacin con sistemas de bombeo mecnico convencionales.

Propuesta tecnolgica de bombeo hidroneumtico

La prueba se plante con la aplicacin de tres unidades de bombeo mecnico de balanceo hidroneumtico, controladas por un variador de frecuencia; dos unidades pertenecen a la categora Dynapump D7-25-240:E15A (modelo 7), y una unidad pertenece a la categora Dynapump D5-15-168:E15A (modelo 5), para un periodo de prueba de 90 (noventa) das naturales y llevarse a cabo en instalaciones del Activo Integral Aceite Terciario del Golfo, mismas que fueron seleccionadas por comn acuerdo entre PEP y la compaa ofertante de la prueba tecnolgica.

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


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

Pozo Tajn 643. Pozo Coyotes 403. Pozo Agua Fra 794.

Figura 5. Localizacin de los pozos.

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

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

Tiempos de instalacin y desinstalacin de cada una de las tres unidades Dynapump, para las distintas caractersticas presentes en cada una de las instalaciones del AIATG seleccionadas.

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

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

Los equipos de bombeo mecnico hidroneumtico debern operar de manera continua las 24 horas del da.

Los equipos de prueba debern conservar su capacidad de carga al 100% sin modificacin a la relacin de capacidad de carga por unidad de energa consumida.

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

Unidades de servicio de la tecnologa hidroneumtica

Las dos unidades hidroneumticas Dynapump modelo 7 instaladas en los pozos Tajn 643 y Agua Fra 794, cuentan con las caractersticas que se enuncian en la Tabla 1.


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Tabla 1. Caractersticas de las unidades Dynapump modelo 7.

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

Tabla 2. Caractersticas 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. Instalacin de pozo Tajn 643.

Tabla 4. Instalacin pozo Coyotes 403.

Tabla 5. Instalacin pozo Agua Fra 794.

Consumos energticos

Para que el equipo medidor de calidad de energa realizara el clculo del consumo de energa elctrica de la alimentacin trifsica de las unidades en prueba tecnolgica, emple un clculo de igual naturaleza al que se muestra a continuacin:


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Donde:

kWatt-hora. Consumo energtico [kW-h]. VL-L. Voltaje lnea a lnea de la corriente trifsica de alimentacin [volts]. I .- Intensidad de corriente [ampers]. P.F. Factor de potencia del sistema. tn. Tiempo total para la integracin de datos [ms]. ti. Tiempo en el que se realiz el registro de la informacin [ms].

La demanda de amperaje del sistema y el factor de potencia son los factores determinantes de la demanda energtica del mdulo de potencia, al ser parmetros que varan en el tiempo. El voltaje entre lneas es un parmetro constante en el tiempo y similar para cada una de las relaciones entre lneas de alimentacin.

A travs de las mediciones realizadas, se calcularon los siguientes datos del consumo mximo por da de operacin de cada unidad, Tabla 6.

Pozo ConsumoTajn 643 126.87 [kW-h/da]

Coyotes 403 103.88 [kW-h/da]

Agua Fra 794 218.346 [kW-h/da]

Tabla 6. Consumo mximo energtico por da de operacin en cada equipo.

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

El resultado de Coyotes 403 es debido a que la unidad modelo 5 de Dynapump es ms pequea que las unidades modelo 7, y que adems oper en un pozo de aproximadamente la mitad de profundidad en comparacin con los pozos Tajn 643 y Agua Fra 794, as tambin, la densidad del aceite levantado, producido por el pozo Coyotes 403, es ms ligero (ms de 35 API), que el de los otros dos pozos involucrados en la prueba tecnolgica, (menos de 20 API).

Estimacin de la produccin de hidrocarburos

Los volmenes de produccin de fluidos, fueron contrastados contra la produccin terica estimada da, a da a efecto de realizar un control de la eficiencia del llenado del barril de la bomba de fondo, de cada una de las tres unidades de bombeo mecnico Dynapump. Por causas de intermitencia en la toma de mediciones de produccin, la informacin respectiva fue reportada como se muestra a continuacin:


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Tajn 643

Figura 6. Registro de produccin pozo Tajn 643 (periodo de evaluacin).

De acuerdo a lo observado en el grfico anterior, la produccin de aceite mesurada en el pozo Tajn 643, ronda en promedio los 39 [bpd]] para un periodo de 100 das consecutivos (2.2 [epm] y 134 [pg] de longitud de carrera en promedio), lo cual prcticamente duplica la aportacin del pozo con respecto a la produccin diaria del ao 2009 por flujo natural (25 [bpd]).

Sin embargo, la operacin de bombeo mecnico se vio afectada por diversos problemas como fueron los asociados al mal funcionamiento en la vlvula viajera de la bomba de fondo, esta hiptesis tiene su fundamento de acuerdo a lo observado en las cartas dinamomtricas.

Por los niveles de produccin atribuidos al funcionamiento del equipo Dynapump modelo D7-25-240:E15A en el pozo Tajn 643, que alcanza los niveles de produccin esperados por diseo de explotacin AIATG (mxima produccin de fluidos 50 [bpd]), la demostracin tecnolgica de este equipo de bombeo mecnico a prueba se considera exitosa, quedando a tela de juicio de las reas usuarias, la constante problemtica acontecida en el periodo de demostracin de este equipo, que si bien no se trata de problemas asociados directamente al sistema superficial de bombeo, indirectamente participa la administracin del equipo para un ritmo de bombeo que empate con las caractersticas del pozo candidato.

Figura 7. Produccin real vs produccin terica, pozo Tajn 643.


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Del grfico anterior, se puede observar que la eficiencia del bombeo mecnico efectuado en el pozo Tajn 643, es de aproximadamente 80% para el periodo en que la produccin se mantuvo estable, y sin complicaciones en el sistema subsuperficial.

Coyotes 403

Figura 8. Registro de produccin pozo Coyotes 403 (periodo de evaluacin).

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

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

Figura 9. Produccin real vs produccin terica, pozo Coyotes 403.


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Las diversas problemticas de produccin en este pozo estuvieron principalmente asociadas a candados de gas y al mal funcionamiento en las vlvulas de la bomba de fondo (manifest ausencia de carga de fluidos).

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

30 [bpd], con un corte de agua nulo; la produccin de fluidos resultante de la operacin del equipo Dynapump modelo 5 en este pozo, con la eficiencia de llenado del barril de la bomba de fondo reducida por la presencia de un candado de gas, rond los 26 [bpd], cumpliendo as el equipo a prueba, con los requerimientos de produccin mnimos para una evaluacin exitosa en el rubro de fluidos recuperados.

Agua Fra 794

Figura 10. Registro de produccin pozo Agua Fra 794, (periodo de evaluacin).

El pozo Agua Fra 794 es aquel que present niveles de produccin ms estables y con una problemtica prcticamente nula a lo largo del periodo de prueba tecnolgica. Las mediciones de produccin se realizaron de manera espordica debido a la ejecucin de obras de limpieza en los tanques de almacenamiento. A finales del mes de febrero, las mediciones de produccin se realizaron de manera ms frecuente, demostrando que la cantidad de fluidos aportados por este pozo se coloc en todo momento por encima de los niveles de produccin esperados (20 y 30 [bpd]), llegando la produccin a superar los 70 [bfpd] a finales del mes de febrero. Esto es un indicador de que sta acredit el criterio de evaluacin en el rubro de produccin de fluidos por da, produciendo ms 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. Produccin real vs produccin terica, pozo Agua Fra 794.

Al igual que en la instalacin de Coyotes 403, este equipo Dynapump modelo 7 instalado en el pozo Agua Fra 794, hizo uso de su caracterstica de pump off control con la cual se regul a la unidad superficial para que realizara una disminucin en el ritmo de bombeo despus de un determinado nmero de emboladas a velocidad estndar (2.5 [epm]), con lo cual se plante reducir la liberacin de gas en la bomba de fondo, evitando posibles disminuciones en la eficiencia de bombeo.

Conclusiones

Los pozos Tajn 643, Coyotes 403 y Agua Fra 794, cumplen con los criterios de evaluacin en cuanto al ritmo de produccin en el promedio de la operacin (se tuvo un aumento de 251% en la produccin).


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

La investigacin del equipo de trabajo de la Gerencia de Tecnologa de Explotacin, encontr de manera conforme con la opinin del Representante tecnolgico y el personal de Activo, que para niveles de produccin equiparables entre los equipos hidroneumticos y las unidades de bombeo mecnico de referencia, el consumo energtico de los equipos hidroneumticos era considerablemente menor (66% de ahorro energtico), por requerir de menos velocidad para conseguir un determinado nivel de produccin de fluidos, mientras que las unidades de bombeo mecnico de referencia, requirieron de velocidades de bombeo ms altas para equilibrar los niveles de produccin con su respectiva longitud de carrera, consumiendo ms energa, por lo tanto, se cumple con el criterio de evaluacin referente al consumo energtico.

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

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

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

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

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

Debido a la naturaleza del sistema de BM, no se presenta ningn tipo de contaminacin, ms que el mnimo debido a las emisiones de CO2 del motor de combustin interna que forma parte del generador y el cual no fue medido.

El anlisis de la problemtica presentada al respecto de la produccin obtenida por el sistema hidroneumtico en el Tajn 643, sugiere una incorrecta operacin del equipo superficial, al no controlar de manera adecuada el ritmo de extraccin de fluidos, con base en las posibilidades de aportacin del pozo Tajn 643, para evitar disminuir el nivel de aceite dentro del pozo a profundidades crticas, as como a su vez, controlar la entrada de gas al pozo. Esto nos hace ver que ritmos de produccin que superen las capacidades de aportacin de fluidos del pozo, vuelven inviable la operacin de sistemas artificiales de produccin por bombeo mecnico, debido a la frecuente necesidad de intervenir el pozo, sin embargo, un correcto diseo del sistema de bombeo mecnico es capaz de evitar estos problemas.

Los equipos hidroneumticos en prueba, demostraron contar con la versatilidad suficiente como para adaptar las bases de la unidad de acuerdo a las necesidades del pozo, caracterstica observada en la adaptacin de las bases para los pozos de Tajin y Agua Fra con respecto a Coyotes, (diseo estndar que no presenta esta caracterstica).

El sistema integral de BM hidroneumtico es por lo tanto, una opcin rentable y cumple con el criterio de evaluacin econmica.

Reconocimientos

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

Referencias

Informe anual Pemex 2009.

Informe final de prueba tecnolgica, levantamiento mecnico con equipos Dynapump de bombeo hidroneumtico Pumping Jack, 2010.


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Los registros histricos de las condiciones operativas de los pozos.

El informe de STE a la AIATG sobre sistemas artificiales.

Currculum vitae

Ing. Csar Andrs Bernal Huicochea

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

Ingres a Pemex el 20 de enero de 1988 y hasta octubre del mismo ao trabaj en los Departamentos de Yacimientos y Produccin en el ex Distrito de Villahermosa.

De octubre de 1994 a diciembre de 2005, labor como Ingeniero de Operacin en los distritos Comalcalco, Crdenas y Activo Bellota Chinchorro, como Encargado de sector.

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

De marzo del 2000 a diciembre de 2005, se desempea como Ingeniero de Campo, supervisor de contratos de medicin multifsica, responsable de sector de la mesa de medicin, gestor experto del contrato de medicin multifsica, representante de calidad y del BSC de la Coordinacin de operacin de explotacin y miembro de la Red de Expertos en Medicin, Instrumentacin y Control de PEP.

Del 6 de enero del 2006 a enero de 2008, se desempea como Especialista Tcnico A en la Subgerencia de Medicin de Hidrocarburos y Control de Procesos dependiente de la Gerencia de Sistemas de Produccin y en enero del 2008, es comisionado en la Ciudad de Mxico para impartir clases de sistemas artificiales de produccin en el Instituto Politcnico Nacional, para coadyuvar a la superacin acadmica de los alumnos y colaborar en la Gerencia de Tecnologas de Explotacin para la seleccin y asimilacin de nuevas tecnologas en PEP.

Actualmente es responsable normativo de la ejecucin, seguimiento, evaluacin y dictamen tcnico - financiero de pruebas tecnolgicas en PEP, par tcnico de los proyectos FEL en AIATG y AIPCH y de dos proyectos CIIS. Autorizando por parte de la DG los lineamientos de pruebas tecnolgicas y en elaboracin el procedimiento correspondiente.

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

Elabora trabajos de investigacin para validar un modelo de diseo de separador compacto ciclnico para pozos de gas con produccin apreciable de agua, aplicacin de eductores para incrementar la recuperacin de produccin, evaluacin de incertidumbre en el diseo de sistemas artificiales de produccin y estudios de anlisis transitorio en el comportamiento de pozos de gas con produccin de agua.


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

MI. Fernando Jurez SnchezMI. Antonio Rojas FigueroaIng. Alba Marina Rivas Romero Ing. Sara Snchez Urdaneta

Objetivo

Este trabajo tiene por objetivo dar a conocer los elementos que se consideran en el proceso de seleccin de la alternativa que genera mayor valor, en el diseo de pozos aplicando la metodologa VCDSE en el Activo Integral Ku Maloob Zaap; asimismo, difundir los resultados y logros en la perforacin y terminacin de pozos entre los aos 2007 a mayo de 2011. La importancia de la metodologa VCDSE consiste en alinear los objetivos del pozo con los del yacimiento, asegurando la creacin de valor, siempre y cuando la arquitectura de drene del pozo est alineada con el plan de explotacin.

Proceso de la metodologia VCDSE de pozos

Visualizacin.- La visualizacin es la primera etapa del proceso de la metodologa VCDSE de pozos, en

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

La trayectoria propuesta se analiza y se ajusta de acuerdo a los riesgos geolgicos observados, se genera la seccin geolgica, se determinan las cimas de las formaciones, se analiza la existencia de fallas geolgicas y buzamiento de las capas, entre otros aspectos.

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

Figura 1. Visualizacin, 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 en la Figura 2, alternativas que posteriormente se jerarquizan en base a la factibilidad tcnica.

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

En la Figura 3 se observa la seccin ssmica y la trayectoria tipo S, donde se pueden analizar las superficies de las diferentes formaciones de inters.

Figura 3. Lnea ssmica en tiempo en direccin de la trayectoria de la perforacin de la localizacin.


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

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

Para identificar los riesgos se debe integrar y procesar la informacin, teniendo claramente definidas las restricciones del subsuelo. La visualizacin tiene como tarea fundamental conocer el subsuelo mediante el anlisis de informacin existente; e identificar la complejidad del yacimiento desde el punto de vista esttico, y cmo interacta con el esquema de desarrollo seleccionado y el mecanismo de produccin que opera en el yacimiento.

Conceptualizacin.- El objetivo principal de esta etapa es la evaluacin de cada alternativa o trayectoria propuesta, mediante la aplicacin y generacin de modelos que permitan simular el comportamiento del pozo durante su construccin y vida productiva; as el especialista de geomecnica elabora el modelo de estabilidad del agujero, el de productividad genera el modelo de produccin y determina los ritmos de produccin esperados, se simula el comportamiento del movimiento de fluidos de cada una de las trayectorias y se determina el tiempo de vida til

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

La conceptualizacin se enfoca principalmente al anlisis del yacimiento pozo superficie, y esto se logra con la participacin de los diferentes especialistas, para entender los fenmenos fsicos.

En esta fase se identifican las variables crticas de cada trayectoria y se toman acciones para mitigar los riesgos, desde la incertidumbre de la columna geolgica, hasta la definicin del contacto agua aceite, canalizacin del agua, conificacin del gas, as como los riesgos operacionales para aislar efectivamente el espacio anular entre la tubera de revestimiento y la formacin, predecir las expectativas petrofsicas de la localizacin a disear, apoyados con informacin de registros geofsicos de pozos de correlacin.

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


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Figura 5. Conceptualizacin, segunda etapa del proceso.

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

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

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


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Figura 6 b. Comportamiento de la trayectoria horizontal y tipo S en el modelo dinmico.

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

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

Figura 7. Conceptualizacin, determinacin de la cuota de produccin.


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

Posterior a la evaluacin, se elabora una matriz de decisiones, con el fin de seleccionar la mejor alternativa, Figura 8, en el modelo de simulacin el pozo horizontal resulta una irrupcin del agua a los tres aos, mientras que en el pozo altamente inclinado se presenta el mismo fenmeno a los 2.5 aos. En la trayectoria convencional y tipo S no hay irrupcin de agua; sin embargo, al atravesar la trayectoria del pozo se decidi seleccionar la trayectoria tipo S por no presentar este tipo de riesgo.

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

Definicin.- Tercera etapa del diseo, donde se realiza la ingeniera bsica y la ingeniera de detalle; se programan los materiales de largo tiempo de entrega, mientras que en el segundo se realizan los contratos de ejecucin del proyecto, se definen los indicadores econmicos y operativos.

Se realiza el diseo preliminar de la terminacin y se conceptualiza la estabilidad del agujero, tubera de revestimiento, geometra del pozo, fluidos de perforacin, control de slidos, cementacin, sarta de perforacin, hidrulica, programa de registros y ncleos.

Incluye la ingeniera bsica y la ingeniera de detalle, se afina el plan de mitigacin de riesgos en la construccin del pozo. En esta etapa se elabora el programa de perforacin con todas las especificaciones tcnicas, Figura 9.

La definicin del pozo est relacionada con la calidad de la informacin disponible, su anlisis y conclusiones respecto a la perforacin y terminacin de pozos; por otra parte, la complejidad del pozo est directamente relacionada con la complejidad del yacimiento, y es una medida de la dificultad o riesgo que tiene la perforacin desde la superficie hasta el yacimiento.


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Figura 9. Definicin tercera etapa de proceso.

Programa de perforacin y terminacin.- Est relacionada con la programacin de cada etapa; en este caso se refiere a las actividades de movimiento e instalacin del equipo de perforacin, de la perforacin de las etapas, superficial, intermedia y productora, as como a la terminacin y entrega

del pozo. En trminos generales est relacionado con los requerimientos de equipos, materiales y plan logstico, como con la estrategia de contratacin y seleccin de servicios y con el plan de seguridad, salud y proteccin ambiental.

Figura 10. Programa correspondiente a la definicin.


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Ejecucin.- En esta etapa se realiza la procura de materiales, servicios y equipos necesarios para la ejecucin del proyecto pozo, incluye la logstica, as como las convocatorias de reunin en puntos crticos, cuando la toma de decisiones pongan en riesgo el cumplimiento del proyecto y los lineamientos originales deban ser revisados.

Figura 11. Ejecucin de la perforacin y terminacin del proyecto pozo.

En general la etapa est relacionada con las actividades a realizar en la construccin del pozo tales como: preparativos al inicio de cada actividad, actividades propias de perforar, toma de informacin, introduccin de la tubera de revestimiento, cementacin y la instalacin y prueba de los preventores. Se contina con la terminacin del pozo donde quedan incluidas las actividades previas, introduccin del aparejo de produccin, la induccin del pozo, la toma de informacin y la estimulacin.

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

aplicadas, resultados de las nuevas tecnologas utilizadas, as como de la evaluacin tcnica econmica de lo programado contra lo real, Figura 12.


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Figura 12. Fases de evaluacin del VCDSE.

Resultados

En el diseo de pozos, la aplicacin de la metodologa VCDSE en el Activo Integral Ku Maloob Zaap ha dado resultados positivos, destacando el incremento de la produccin del Activo y la disminucin de los riesgos durante la perforacin; lo anterior se atribuye a que con la participacin de los especialistas en ingeniera de yacimientos, productividad, terminacin y perforacin de pozos, se identifican y documentan los riesgos y beneficios con mayor certidumbre. En la Figura 13 se observa el incremento de produccin a partir de 2007.


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

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

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


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

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

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

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


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Conclusiones

1. Los anlisis de los especialistas en geociencias permiten seleccionar las alternativas que presenten menos riesgos desde el punto de vista geolgico y petrofsico, asegurando el xito del proyecto pozo.

2. Los anlisis de yacimiento dan fortaleza a cada alternativa para la seleccin del diseo ptimo, seleccionando aquellas que generen mayor recuperacin de reservas y mayor vida productiva; as como los riesgos de conificacin o canalizacin de gas y/o agua.

3. Los anlisis de productividad permiten disear la terminacin ptima del pozo, tambin se valora el gasto y las cadas de presin en la vecindad del pozo.

4. Los anlisis de perforacin permiten seleccionar el diseo que genere menor riesgo y costo en su construccin, as como el empleo de nuevas tecnologas.

5. El valor de la metodologa VCDSE radica en que se toman en cuenta los elementos que ms impactan en los resultados de los pozos, buscando la incorporacin de valor aplicando la metodologa VCDSE.

Nomenclatura

AIKMZ Activo Integral Ku Maloob ZaapNP Produccin acumuladaQ Gasto de produccinT Tiempo en das de vida til del pozoVCDSE Visualizacin, Conceptualizacin, Definicin, Seguimiento y EvaluacinVPN Valor Presente Neto

Bibliografa

Pemex, Exploracin y Produccin. Informes de Memorias descriptivas de pozos del AIKMZ, aos 2007-2009.

Pemex, Exploracin y Produccin. Normatividad del Proceso Exploratorio y de las Geociencias de Produccin Documento Rector. 202-40000-NI-001. Mxico. Abril 2006.

Pemex, Exploracin y Produccin. Programa de Comunicacin, Metodologa VCDSE, Documento Rector. Mxico. Diciembre 2008.

Compaa Mexicana de Exploraciones. Presentacin Tcnica. Diseo Integral de Perforacin y Mantenimiento de Pozos (DIP) aplicando la metodologa de Visualizacin, Conceptualizacin y Definicin (VCD). Mxico. Abril 2006.

Pemex, Exploracin y Produccin. Documento Rector para la aplicacin de la metodologa VCDSE de pozos, versin 2.0, Documento Rector. Mxico. Abril 2010.


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Evolucin de los servicios de tubera flexible equipada con fibra ptica en Mxico. Caso de aplicacin, pozo Maloob 432 en la Regin Marina

Ing. Jos del Carmen Prez DamasEric J. Marn Nstor MoleroErnesto Franco

Introduccin

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

KMZ se extiende en un rea de 149.5 kilmetros cuadrados. En la actualidad este activo se conforma por los campos Ku, Maloob, Zaap, Bacab y Lum, los cuales toman su nombre en honor a la cultura Maya que predomin en la zona de Campeche y Yucatn. 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 ms importante en Mxico, en trminos de reservas probadas de hidrocarburos y produccin de crudo. Sin embargo, a partir de 2009, el Activo KMZ se convirti en el principal productor de crudo a nivel nacional, alcanzando una produccin de 808 miles de barriles diarios. En 2010, el proyecto alcanz una produccin de 839 mil barriles diarios de crudo y 331 millones de pies cbicos de gas. De esta manera, la contribucin de KMZ en la produccin del pas se ha incrementado sistemticamente, as durante la dcada de los ochenta la produccin de KMZ represent el 7 por ciento, en los noventa signific el 8 por ciento, y alcanz 16 por ciento promedio durante el periodo 2000-2010. Sin embargo, la contribucin de KMZ es ms notoria si se considera 2010, donde su aportacin represent 33 por ciento.

Este complejo cuenta en la actualidad con 31 plataformas marinas, de las cuales 2 son plataformas de enlace, 5 habitacionales, 18 de perforacin, 5 de produccin y 1 de telecomunicaciones. KMZ cerr el ao 2010 con 146 pozos en operacin.

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

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

El desempeo de los divergentes toma un papel clave en el xito de las estimulaciones matriciales, al igual que otros parmetros como gasto, volumen, etapas de los fluidos, colocacin y tipo de productos qumicos; los cuales deben de ser analizados para garantizar la homogeneidad de la estimulacin. En procesos de estimulacin donde no se cuenta con un buen entendimiento de los parmetros de fondo, hacen casi imposible una ptima homogenizacin de la estimulacin. Debido a este reto, en la Regin Marina de Mexico se utiliz por primera ocasin una tcnica que ha revolucionado los procesos de estimulacin, que consiste en el uso de la TF-EFO y PTD para evaluar en tiempo real el desempeo de los divergentes durante la estimulacin matricial.

A continuacin se describen la tecnologa utilizada y el proceso, utilizando los PTD para optimizar la colocacin de los fluidos, evaluar la eficiencia del tratamiento, el anlisis para determinar la problemtica del pozo; as, como los beneficios que esta nueva metodologa ofrece en las formaciones carbonatadas de los campos de KMZ.

Descripcin de la tecnologa

En aos recientes, uno de los ms importantes desarrollos en la industria de la TF ha sido la nueva generacin de TF-EFO, la cual ha permitido realizar mediciones de presin y temperatura de fondo, y correlacin de profundidad en tiempo real sin las limitaciones caractersticas de la TF-ECE, facilitando de esta manera la toma de decisiones basadas en la informacin en tiempo real obtenida con los sensores de fondo, y eliminando la incertidumbre durante el desarrollo de las operaciones de TF.

La TF-EFO contiene 3 componentes principales:

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

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


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2. Herramientas y sensores de fondo, las cuales consisten en la cabeza de conexiones pticas, sistema de comunicacin electrnica, batera y sensores de presin, temperatura, rayos gamma y registro de deteccin de coples (CCL por sus siglas en ingls) para correlacin de profundidad.

3. Equipo de superficie, el cual consiste en un paquete electrnico montado en el carrete de TF, batera, barreras de presin y equipo PTD. Este sistema convierte la seal ptica

en una seal inalmbrica, la cual es recibida por la computadora en el interior de la cabina de TF. Esta computadora est equipada con programas de cmputo especializados, que permiten tomar el registro de las mediciones de los sensores de fondo. Esta informacin es enviada va satlite, a las oficinas de los ingenieros encargados de hacer la interpretacin de los datos para su anlisis y toma de decisiones, al momento de estar llevando a cabo la intervencin.

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

Proceso de estimulacin matricial utilizando la TF-EFO y PTD

El principal objetivo de usar la tecnologa de TF-EFO y PTD durante las estimulaciones matriciales, es tener informacin disponible en tiempo real para efectuar decisiones certeras, para optimizar los diseos del tratamiento, basados en las interpretaciones de las mediciones de fondo para optimizar la produccin mediante la estimulacin homognea del intervalo productor. Las mediciones de fondo son compradas con los registros petrofsicos

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

Parte fundamental de esta metodologa es tomar el PTD base, posicionando la TF-EFO por debajo de las zonas a estimular para determinar el gradiente geotrmico del pozo. Este PTD base es el punto de comparacin con los efectos de enfriamiento y calentamiento del pozo durante las diferentes etapas de la estimulacin 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 nitrgeno, dentro de la formacin. El registro PTD mostrar el enfriamiento a lo largo del pozo, incluyendo las zonas productoras debido a la gran cantidad de fluido bombeado a baja temperatura.

2. Efecto de calentamiento; cuando los productos de estimulacin lleguen a las zonas productoras y el cido interacte con los carbonatos, se generar una reaccin exotrmica, (calentamiento).

3. Recuperacin del pozo; posterior a la estimulacin matricial, el pozo recuperar su temperatura gradualmente. La interpretacin de la recuperacin de temperatura de las diferentes zonas ayudar a identificar las zonas ladronas, que son las que tomarn la mayor parte del tratamiento de las zonas que an necesitan ser estimuladas para alcanzar una produccin ptima.

Los registros PTD determinan las zonas daadas. Estas zonas son analizadas comparndolas con los registros petrofsicos, como la condicin y propiedades de la formacin, para determinar la produccin potencial de la misma. Una vez identificadas ambas zonas, se modifica la cdula de bombeo acorde a las necesidades, ya sea que se cambien las etapas de los divergentes, la colocacin de los productos, los sistemas cidos, volumen y caudal de bombeo.

Caso histrico: Maloob 432

El pozo fue terminado en diciembre del 2009, el cual fue cerrado por presentar una produccin inestable. El intervalo disparado con TCP fue de 3,510 3,530 md, posteriormente se estimul dos veces sin producir, se re dispar y dispar con cable el intervalo 3,538 3,553 md y se continu con el programa de intervencin. Sin embargo, el pozo se tuvo que dejar cerrado para continuar con el programa de operacin del equipo.

Datos del pozo


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La intervencin se llevo a cabo de la siguiente manera:

1. Se tom el PTD y el registro esttico por estaciones inicial, con el objetivo de obtener el gradiente geotrmico y el nivel de fluidos del pozo para determinar los parmetros base, lo cuales sern usados para comparar los resultados durante la estimulacin matricial.

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

2. Inyeccin de nitrgeno a travs del aparejo de produccin y registro PTD, con el objetivo de monitorear las zonas de mayor admisin.

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

los registros petrofsicos para determinar las zonas de mejor admisin relacionadas con la alta densidad de fracturas para optimizar la colocacin de los fluidos de tratamiento.


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3. Colocacin del cido a travs de la TF-EFO, para la lim

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