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INGENIERÍA PETROLERA.- Publicación mensual de la Asociación de Ingenieros Petroleros de México A.C., Av. Melchor Ocampo 193 Torre “A“ Piso 12. Col. Verónica Anzures C.P. 11300, México D.F., Tels: 5260 2244 y 5260 7458. Solicitada la Autorización como Correspondencia de Segunda Clase de Administración de Correos núm. 1 de México D.F. Distribuido por la Asociación de Ingenieros Petroleros de México, A.C. Publicación editada e impresa por 4AM FOR ADVERTISING AND MARKETING S.A. DE C.V., Enrique J. Palacios No. 108, Col. Prado Ermita, C.P. 03590, Del. Benito Juárez, México D.F., Tels: 5601 7571 y 55 3211 6077. Edición: 1100 ejemplares. Certificado de licitud de título núm. 8336 y Certificado de contenido núm. 5866 ante la Comisión Certificadora de Publicaciones y Revistas Ilustradas. Certificado de reserva de Derechos al Uso Exclusivo núm. 003322 ante la Dirección General del Derecho de Autor. Toda la correspondencia debe dirigirse a la Asociación de Ingenieros Petroleros de México A.C. EL CONTENIDO DE LOS ARTÍCULOS TÉCNICOS ES RESPONSABILIDAD DEL AUTOR. ISSN 0185-3899.

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

Vol. 53 No. 1 ENERO DE 2013www.aipmac.org.mx/web/revista

Foto de portada:Instalación petrolera.

Editorial

Prueba tecnológica de estimulación de pozos petroleros mediante la tecnología ultrasónica (PU) en pozos del AIATGMI. Jaime Granados CálizDr. Fernando S. Flores Ávilay

Pruebas de límite de larga duración en pozos de los campos Bricol y Madrefil, para determinar la extensión de los yacimientosMI. Guadalupe Téllez CentenoDr. Fernando Samaniego VerduzcoIng. Jesús Flores GarcíaDr. Héber Cinco Ley

La curva de aprendizaje y su impacto en la perforación y terminación de pozos en el Activo de Producción Ku–Maloob–ZaapMI. Fernando Juárez Sánchez

Análisis de la madurez de las cuencas productoras de aceite y gas en México, mediante su distribución fractalIng. Jorge Huescani Jiménez Bernal

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PetroleraIngeniería

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Contenido

2 | Ingeniería Petrolera

Directiva Nacional 2012-2014

Presidente MI. José Ángel Gómez Cabrera

Vicepresidente Ing. Sergio Humberto Mariscal Bella

Secretario MC. Pablo Arturo Gómez Durán

Tesorero Ing. Jesús A. Mora Moreno

Coordinador Nacional de Ayuda Mutua Ing. José Luis Fernández Cadó

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

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

Director de la Comisión Editorial MI. Mario Becerra Zepeda

Director de la Comisión Legislativa Ing. Eduardo Alberto Ruiz Lases

Director de la Comisión Membresía Ing. Oscar Ulloa Lugo

Coordinador de Relaciones Públicas Ing. Mario Cruz Riego

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

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

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

Presidente Vicepresidente

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

PresidenteVicepresidente

Delegación ComalcalcoIng. Ernesto Lira Rodríguez Ing. Manuel de Jesús Coronado Zárate


Delegación MéxicoIng. Gustavo Salgado Nava Ing. Ciro Hernández Sánchez


Delegación MonterreyIng. Héctor Cavazos Treviño Ing. Roberto Lozano Montemayor


Delegación Poza RicaIng. Juan Bujanos Wolf Ing. Pedro Fernando Gómez González

Presidente Vicepresidente

Delegación ReynosaIng. Ricardo Martínez SierraIng. Alejandro Valle Corona


Delegación TampicoIng. Miguel Olivella Ledesma Ing. Jorge A. Hernández Cantú


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


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


Revista Ingeniería Petrolera

Director Editorial MI. Mario Becerra Zepeda

Coordinación Editorial Laura Hernández Rosas email: [email protected]

Ingeniería Petrolera | 3

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César Treviño TreviñoUNAM

Jaime Urrutia FucugauchiUNAM

Surendra Pal Verma JaiswalUNAM

Robert A. WattenbargerTexas A&M University

Lic. Eva Myriam Soroa ZaragozaConsultora Editorial*

Lic. Franco VázquezAsistencia técnica

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


Editorial

Lamentablemente, al igual que en otras ocasiones en el pasado, trabajadores de Petróleos Mexicanos y de empresas contratistas perdieron la vida o resultaron heridos debido a una fuerte explosión. No obstante, lo ocurrido el 31 de enero de 2013 en el centro administrativo de la paraestatal difiere de manera evidente de lo antes registrado, precisamente porque todo indica que la explosión ocurrió en un nivel que está debajo del sótano del edificio B – 2 de Pemex, el cual alberga oficinas y por ello, en teoría, no comparte los riesgos que definitivamente sí tienen asociados los equipos de perforación, los pozos petroleros, los ductos, las plantas industriales de proceso, las plataformas marinas, los buques, y un muy largo etcétera, que son los que confieren a la industria petrolera su carácter de ser de alto riesgo.

Es conocido que el 5 de febrero, el procurador general de la república, Jesús Murillo Karam, dijo que el accidente en el edificio B – 2 fue provocado por una explosión difusa, lenta, horizontal y definida. En conferencia de prensa agregó que no hubo cráter, como hubiera ocurrido en el caso de bomba; que las vigas del edificio no se fracturaron; que las pruebas de laboratorio no detectaron residuos de explosivos; que no se rompió la totalidad de los vidrios del edificio; que no hay rastro de fuego; que sólo los cuerpos de los tres trabajadores de la empresa Copicosa –que trabajaban en labores de mantenimiento a los pilotes que se encuentran en el nivel de la explosión– muestran quemaduras; y que los cuerpos de las demás personas fallecidas no presentan desmembramiento, ni daños en los oídos, ni rastros de carbón, como hubiera ocurrido en caso de que la explosión hubiese sido causada por explosivos fabricados por el hombre.

El estallido propició que las losas de los pisos del edificio fueran impulsadas inicialmente hacia arriba y que después cayeran, lo que provocó lesiones por aplastamiento a la mayoría de las víctimas.

En los peritajes participaron elementos de la Secretaría de la Defensa Nacional, Secretaría de Marina, Protección Civil, PGR, Procuraduría General de Justicia del DF, Policía Nacional de España, la constructora ICA, el IPN, la UNAM, la Oficina de Alcohol, Tabaco, Armas y Explosivos de Estados Unidos, y la empresa SGS de Inglaterra, especializada en explosivos.

Los expertos –de México, España y Reino Unido– determinaron que la explosión fue difusa. Es decir, lenta, horizontal y definida, lo que es una característica de las explosiones de gas.

¿En qué se sustenta esta conclusión?

En múltiples elementos, pero uno de ellos que resultó casi crucial fue el testimonio del jefe de la cuadrilla de trabajo de Copicosa que a la hora de la explosión trabajaba en el nivel debajo del sótano. Comentó que en cierto momento él se desplazó por el pasillo hacia otro lugar, desde donde escuchó un silbido fuerte y corto que provenía de la zona de pilotes en la que se estaba trabajando. Enseguida, sintió un fuerte estallido “que lo impactó contra la pared”. El viernes, al percatarse de que los nombres de sus compañeros no aparecían en la lista de muertos ni en la de ningún hospital, entró en contacto con las autoridades para dar la ubicación exacta de sus compañeros.

El sábado 2 de febrero los equipos de rescate lograron encontrar el primero de los tres cuerpos. Y efectivamente era el primer cuerpo –de los más de treinta contabilizados hasta ese momento– que sí mostraba quemaduras; además, tenía un fragmento de cable eléctrico pegado al cuerpo. Horas más tarde fueron hallados los otros dos cuerpos, que también tenían quemaduras.

La necropsia de estos tres trabajadores determinó que, aunque la causa de la muerte era traumatismo cráneo-encefálico, las quemaduras fueron producto de una explosión de gas, puntualizó el procurador.


Asimismo, explicó que se habían encontrado tres posibles fuentes de gas, y aunque aún no se sabía cuál era el gas que provocó la explosión ni de dónde había venido, se tenía la creencia de que pudo tratarse de gas metano. El procurador general de la república indicó que una vez que se concluya el resto de la investigación se determinará si la filtración de gas se debió a negligencia.

Siete días después de la terrible explosión ocurrida en el edificio B – 2 del centro administrativo de Petróleos Mexicanos, los voceros oficiales señalan que 37 personas perdieron la vida y 121 resultaron heridas –algunas de gravedad– como consecuencia de ese hecho.

Conviene recordar que –en términos muy sencillos– una explosión es el crecimiento casi instantáneo y violento del volumen de cierto material, acompañado con liberación de energía calorífica, lumínica y sonora, además de gases residuales.

Es cierto que hay explosiones que ocurren en la naturaleza como resultado de la dinámica de los sistemas naturales, entre las que destacan las famosas explosiones de estrellas –supernovas–, las explosiones solares, las erupciones volcánicas, las de árboles en incendios forestales cuando estalla la resina de la madera, las de cadáveres de animales que generan y llegan a acumular gases.

Por sus características específicas que obligan a dejar de lado –en esta apretada descripción sintética– a las explosiones nucleares, los estallidos más comunes en nuestro mundo son los que se originan por el empleo controlado que hace el ser humano de determinadas substancias explosivas: pólvora, nitroglicerina, dinamita, o explosivos plásticos, las cuales estallan debido a la violenta reacción de oxidación en la que intervienen y en la cual también se producen grandes volúmenes de gases calientes; en estos casos, se habla de que la velocidad de detonación llega a acercarse a los 8,000 m/s.

Si se desea pensar de manera responsable, con base en la información oficial y en los testimonios de los expertos, es razonable aceptar –de acuerdo con lo que se ha dado a conocer a la opinión pública en el caso que nos ocupa– que efectivamente hubo cierta acumulación de gas en el nivel debajo del sótano del edificio B – 2, sitio que no tenía ventilación, y que bastaba una simple chispa generada al conectar un cable de luz, o al golpear un objeto metálico, para que se desencadenara la sucesión de los trágicos eventos que ahora lamentamos.

Las explosiones de gas ocurren cuando hay fugas o acumulación de gas y aparece una fuente de ignición. Los gases con potencial explosivo más comunes en nuestro medio son el metano (gas natural), y el propano y butano (gas LP), pues todos ellos se emplean como combustible en la industria, en oficinas y en casas habitación. También el hidrógeno es un gas combustible, aunque su uso aún está muy limitado.

Desgraciadamente, la explosión en el edificio B – 2 de Petróleos Mexicanos no es la primera explosión de gas que ocasiona pérdida de vidas humanos y daños materiales; por el contrario, las ventajas de tipo ecológico y económico que ofrece el gas, han llevado al incremento en el número de equipos, instalaciones y personas que optan por este energético, con lo cual también aumentan las posibilidades de que ocurran explosiones como la descrita, sea por descuido, ignorancia, negligencia o de manera premeditada.

Ciertamente, la historia registra otras explosiones catastróficas –ocurridas en diversas partes del mundo a lo largo de varias décadas– originadas por fuga o acumulación de gas, principalmente; dato que no sirve ni reconforta a ningún familiar ni amigo de las víctimas. En tales circusntancias, vaya para todos ellos –a nombre de la Asociación de Ingenieros Petroleros de México, A. C.– nuestro más sentido pésame, acompañado de genuinos sentimientos de fraternidad y solidaridad hacia las personas (e instituciones como Petróleos Mexicanos y compañías que prestan servicio a esta empresa), que han resultado alcanzadas, directa o indirectamente, por esta tragedia.

Fraternidad y Superación


Secc i ón Técn i ca

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Prueba tecnológica de estimulación de pozos petroleros mediante la tecnología ultrasónica (PU) en pozos del AIATG

MI. Jaime Granados CálizDr. Fernando S. Flores Ávila

Pemex

Información del artículo: Recibido enero 2012-aceptado diciembre 2012

Resumen

Entre los retos tecnológicos en explotación de pozos, se encuentran aquellos relacionados a la rápida declinación y baja productividad de pozos debido al daño a la formación. Esto ocurre de forma temprana en la mayoría de los pozos del AIATG de la Región Norte de PEMEX. La tecnología de estimulación ultrasónica busca el restablecimiento de permeabilidad al reducir o remover dicho daño, lo que resulta de particular interés para el AIATG. En este estudio, se analizan los resultados de pruebas realizadas, incluyéndose antecedentes, objetivos y alcances, marco teórico, desarrollo de las mismas, conclusiones y recomendaciones.

Acorde a comportamiento de la presión en cabeza de pozo como resultado de las pruebas, se observó mejora de productividad en dos pozos, por 10 y 25 días respectivamente; para otro no se observó respuesta alguna. La prueba en un cuarto pozo fue interrumpida por contingencia climatológica. Así, los incrementos de producción esperados fueron temporales e insuficientes para cumplir con la expectativa de al menos cuatro meses de permanencia del beneficio; por tanto, los logros alcanzados se consideraron limitados.

Cualitativamente, se puede mencionar que si todos los elementos requeridos se encuentran disponibles en tiempo y lugar, y si se procede acorde a programa, la instalación y operación del sistema, no resultan complicados y el tiempo empleado resulta adecuado; además, no se observaron evidencias de uso inseguro o dañino al medio ambiente, instalaciones o al personal. En el aspecto económico, los precios previamente conocidos hacen inviable la aplicación de esta tecnología, para los pozos estándar del AIATG.

Oil well stimulation test with ultrasonic technology, in AIATG wells

Abstract

Among technological challenges in oil fields exploitation, are those associated to fast declination and low productivity wells, associated to formation damage. This condition occurs early in most of the wells of AIATG asset, in the North Region of PEMEX. That is why oil well stimulation with ultrasonic technology, which offers permeability reestablishment by reducing or removing formation damage, becomes interesting, and four technological tests were performed in wells of this asset. Results of these tests were analyzed in this study, which includes background, objectives and scope of the tests, overview on theoretical frame of ultrasonic stimulation, tests progress, and related conclusions and recommendations.

According to well head pressure response as result of ultrasonic stimulation tests, productivity improvement was observed in two wells, but remaining only 10 and 25 days respectively, for a third case none reaction of the well was

Artículo arbitrado



MI. Jaime Granados Cáliz, Dr. Fernando S. Flores Ávila

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obtained, and a fourth test was interrupted by climatological contingency; reflect of this circumstance, production increases expected occurred only temporally, not enough to satisfy the four months or longer projected benefit permanency; so achievements were considered limited.

As qualitative evaluation, it was noted that if all required elements are disposed on time in situ and proceeding according to action plans, installation of the equipment and operation by itself is easy and times spent are acceptable; besides, no evidence of unsafe or harmful use for personnel, facilities or environment was perceived. In the economic aspect, preliminary known prices makes unviable this technological application, unless for standard wells of the AIATG.

Introducción

Antecedentes

En el Activo Integral Aceite Terciario del Golfo (AIATG), se presentan retos tecnológicos importantes, tales como: complejidad geológica, heterogeneidad y discontinuidad de la roca; baja energía del yacimiento y poca capacidad de flujo, debido principalmente a baja permeabilidad. Esto hace importante la identificación, evaluación e implementación de tecnologías que sirvan para enfrentar estos retos y al mismo tiempo optimizar los costos operativos, aspecto particularmente importante en el AIATG.

Una vez identificada y analizada la tecnología para estimulación de pozos denominada PU (Ultrasonic Technology), basada en la emisión de pulsos ultrasónicos, con objeto de restablecer la permeabilidad de los yacimientos al reducir o eliminar daño a la formación, se procedió a realizar una Prueba Tecnológica (PT) en pozos del AIATG, con la finalidad de evaluar su efectividad y efectos, en el logro de los propósitos principales siguientes:

1) Recuperar la productividad del pozo en gasto bruto fluyente (> 30%, al menos por cuatro meses) o reducir intermitencia y/o incrementar tiempos de afluencia en pozos intermitentes.

2) Evaluar el uso seguro, con personal y medio ambiente, facilidad/rapidez de instalación y versatilidad.

3) Optimización de costos.

Desarrollo del tema

Problemática general

Un yacimiento originalmente en equilibrio físico y químico puede alterarse por los fluidos presentes en los procesos de perforación, terminación, estimulación, e incluso en su fase de producción. Dichos fluidos comúnmente contienen diferentes tipos de materiales tales como: sales, sólidos del material densificante, arcillas y productos químicos para el control de filtrado, entre otros, los cuales pueden alterar significativamente las características petrofísicas en la vecindad del pozo. Del mismo modo: sólidos de perforación, partículas de cemento, residuos de perforación, óxidos de hierro, depósitos orgánicos e inorgánicos, grasa lubricante, material pulverizado de las arenas de fractura, parafinas, asfaltenos, inhibidores de corrosión, surfactantes, bacterias y emulsiones, por nombrar algunos, son también agentes causantes de daño.

Las alteraciones al yacimiento incluyen: cambio en la estructura de las arcillas, cambio en la mojabilidad de la roca y taponamiento por sólidos o emulsiones, con la caída consecuente de presión adicional en la zona de daño.

En el estudio de productividad de pozos, es necesario analizar los factores que inciden en el índice de productividad, a modo de dirigir esfuerzos a aquellos que pueden alterase a favor de dicho índice; estos factores son los siguientes: presión disponible, permeabilidad y espesor del intervalo, relación de radios drene/pozo, factor de volumen y viscosidad de los fluidos, así como el “efecto de película”, Figura 1(1) (2).



Prueba tecnológica de estimulación de pozos petroleros mediante la tecnología ultrasónica (PU) en pozos del AIATG, p.p 6-26

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Figura 1. Factores que afectan el índice de productividad de pozos.

El “efecto de película” o “skin efect”, muchas veces referido como “factor de daño”, obedece no sólo al efecto de daño a la formación, sino a una combinación de varios efectos, como son la penetración parcial y desviación del pozo; efecto por perforaciones; algunos pseudo-efectos derivados de las condiciones de explotación, como la presión y el gasto; y el efecto de daño a la formación en sí, que en el presente caso es el foco de interés, ya que es el factor que la tecnología propuesta intenta alterar a modo de favorecer el índice de productividad(1).

En la práctica es posible estimar la producción esperada para un pozo mediante ciertas evaluaciones y correlaciones, normalmente con respecto a pozos vecinos con características similares. Sin embargo, hay situaciones comunes en los que el pozo analizado produce menos de lo esperado; la diferencia entre la producción esperada y la real se debe al efecto de la alteración de las propiedades petrofísicas de la formación, particularmente la permeabilidad en la vecindad del pozo. Este fenómeno se relaciona con el daño a la formación y es una de las causas principales de que muchos pozos de petróleo, gas o inyección de agua, presenten baja productividad o inyectabilidad.

Marco teórico de la tecnología

Como anteriormente se mencionó, durante la perforación, intervenciones en pozos y su misma producción, la zona cercana a la cara de la formación se ve afectada en su permeabilidad, y por tanto en el flujo de fluidos hacia el pozo; este es el efecto negativo de daño a la formación. Para corregir este daño, la estimulación ultrasónica crea un efecto de remoción de la capa de daño, mediante excitación con vibraciones elásticas de frecuencia ultrasónica emitidas hacia el medio líquido del espacio poroso afectado, restableciendo la permeabilidad y estimulando el flujo de aceite y gas hacia el pozo, y por ende recuperando la productividad del mismo.

PU (ULTRASONIC TECHNOLOGY) es una tecnología basada en la emisión de pulsos ultrasónicos que generan efectos de cavitación y resonancia, que combinados causan la eliminación de materiales que provocan el daño en la cara de la formación, reduciendo y restaurando su permeabilidad, y por ende la productividad o inyectabilidad del pozo, Figura 2 (3). Es del tipo selectiva y ecológica, se recomienda en campos maduros, yacimientos naturalmente fracturados, yacimientos areno arcillosos y yacimientos de crudo pesado. Desde el año 1990, más de 300 pozos se han tratado con esta tecnología (3).




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Figura 2. Efecto de la tecnología PU.

El concepto de resonancia se refiere a cuando dos o más cuerpos oscilan a la vez, bajo la acción de fuerzas externas relativamente débiles que actúan de modo periódico sobre estos; la cavitación es la formación y acción de cavidades en el interior de un líquido expuesto a un estímulo ultrasónico intenso. En un medio líquido las ondas ultrasónicas

generadas crean ondas de compresión y depresión, lo que origina el fenómeno de implosión (aparición de una burbuja, expansión lenta, contracción rápida y emisión de energía), que es el instante en el cual la velocidad de la burbuja alcanza la velocidad del sonido en el líquido, formando así una discontinuidad, Figura 3. (3)

Figura 3. Efectos de resonancia, cavitación e implosión.




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Sondas ultrasónicas, Figura 5

• Radiador piezocerámico eléctrico y dispositivos electrónicos TIT-44

• Radiador piezocerámico eléctrico y dispositivos electrónicos TIT-76

• Tiempo de fallo más de 500 horas

• Tiempo de vida más de 1 año

Otros efectos.- Mecánico (vibración y choque de ondas con las partículas sólidas, energía cinética, cambios de tensión y presión), térmico (cambios de energía acústica a térmica, aumento de temperatura) y químico (reacciones físico-químicas exotérmicas).

Especificaciones y características técnicas (3)

La tecnología está conformada por equipo principal para la generación de oscilaciones electromagnéticas de frecuencia 15-22 kilohercios y su transformación en oscilaciones mecánicas de gama ultrasónica, y por equipo auxiliar para el transporte de ondas, ajuste y la estabilización de operación del equipo principal para el control de las operaciones.

El equipo principal incluye:

Generador ultrasónico PG20250, Figura 4

• Dimensiones del generador PG20250 550х730х690 mm.

• Alcance del ultrasonido en campos: 20 khz a más de 2 m desde la pared del pozo; 4.5 a 14 Kw/m³

• Tiempo de fallo más de 4000 horas;

• Tiempo de vida más de 3 años.

Figura 4. Ficha técnica del generador PG20250.




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Figura 5. Ficha técnica del resonador (TIT-44 y TIT-76).

Equipo auxiliar incluye:

Cable geofísico: PSKOVGEOCABLE, Figura 6

• Longitud de 2500 m.

• Capacidad……………………………. 1000 voltios y hasta 6 amperes

• Resistencia de ruptura………………. 60 kN

• Temperatura máxima de trabajo……. 150 °C

• Peso específico ………………………. 415 kg/km

• Diámetro nominal …………………….. 10.25 mm (0.404“ ± 0.010”)

• Voltaje nominal ……………………….. 1200 vdc

• Resistencia máxima de la armadura… 5.0 ohms/km

• Resistencia máxima del conductor….. 23,7 ohms/km

• Capacitancia del conductor….………. 141±5 pikofaradios/m

• Tolerancia en longitud total …………. +5% -3%

• Coeficiente de elongación …………… 0.25 m/km/kN




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Megahometro m 4100/4 Multímetro rd-700 Oscilógrafo c1-72

Alimentación eléctrica:

3 Fases 400 V, 16Kw, 50-60 Hz, ± 10%, (Energía eléctrica requerida no mayor de 10 kw)

Figura 6. Cable geofísico.

Condiciones generales del área seleccionada (campos del AIATG) (2)

Los campos Escobal y Agua Fría parte de los 29 campos del AIATG, se explotan desde finales de los 80´s y principios de los 90´s. Situados en municipios de los estados de Veracruz y Puebla, pueden considerarse particularmente representativos de los campos con mayor conocimiento y desarrollo actual del activo; corresponden al Paleocanal del Chicontepec y están constituidos por arenas y lutitas, en trampas interestratificadas del Paleoceno-Eoceno Inferior, con bajas porosidades, permeabilidades y presiones iniciales del orden del 10 %, 0.1 md y 80-360 kg/cm2, respectivamente, producen aceite en el rango de

18-45 °API y su gas asociado, normalmente con presencia de permeabilidad del tipo secundario por acción de fracturamientos hidráulicos inducidos. La declinación de sus pozos es muy fuerte y su vida fluyente muy corta, con un promedio de cinco meses, lo cual se presume como un indicador de daño a la formación.

Condiciones de los pozos seleccionados (2)

Los criterios de selección para la aplicación de la estimulación ultrasónica se exponen en la Tabla 1, así como las condiciones de los pozos seleccionados.




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Tabla 1. Pozos seleccionados para prueba de estimulación ultrasónica en el Activo ATG.

Escobal 576: Se terminó en julio de 2009; se disparó y fracturó el intervalo 1507-1527 m, obteniéndose en su prueba de producción inicial un gasto de 97 bpd de aceite y 0.07 mmpcd de gas, fluyendo por estrangulador de 3 mm con pth≈24 kg/cm2. De datos históricos, se observó desde su inicio de producción un comportamiento pobre, que obligó a manejarlo como pozo intermitente, característico de los pozos de estos campos. Previamente a la estimulación ultrasónica se efectuó la calibración del pozo y registro de presión de fondo (cerrado), midiéndose las presiones en cabeza y fondo respectivamente de 25 y 119 kg/cm2. Se detectó huella de arena a 1522 m, indicando intervalo productor obstruido parcialmente, como se ilustra en el estado mecánico, Figura 7. Este pozo (en su calidad de intermitente) se mantuvo cerrado previamente a la estimulación ultrasónica, con la finalidad de que la energía acumulada sirviera para el desalojo del material que teóricamente se precipitaría durante la estimulación, por lo que no se realizó medición previa. Se acordó entonces que el pozo se evaluaría en términos de reducción de la intermitencia, e incremento de los tiempos de afluencia.

Agua Fría 632: Terminado en julio de 2009, disparado y fracturado en el intervalo 1366-1385 m, obteniéndose en su prueba de producción inicial 237 bpd de aceite, fluyendo por estrangulador de 3 mm con Pth≈46.4 kg/cm2. De datos históricos, se observó desde su inicio de producción un comportamiento regular, sin embargo, con rápida declinación, característico de los pozos de estos campos. Previamente a la estimulación ultrasónica se intentó la calibración del pozo y tomar el registro de presión de fondo con ULA, sin éxito, debido a que presentó resistencia por aceite viscoso; posteriormente se efectuó la calibración con URE, determinándose una profundidad interior de 1425 m, como se ilustra en el estado mecánico, Figura 7. Para obtener información de referencia previa a la prueba, se midió con equipo portátil “fluidor” fluyendo por estrangulador de 3 mm de diámetro, resultando gasto bruto promedio de 60 bpd (74% agua), dato que se utilizó como referencia para efectos de evaluación de la prueba Figura 8; para el mismo fin se contó con datos referenciales de presión en la cabeza del pozo con promedio de 20 kg/cm2, y últimos valores previos a la prueba de 26 kg/cm2.




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Figura 7. Estados mecánicos pozos Escobal 576 y Agua Fría 632.

Figura 8. Mediciones del pozo Agua Fría 632 antes de la estimulación.




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Agua Fría 652: Terminado en junio de 2009, se disparó y fracturó el intervalo 1422-1450 m, obteniéndose en su prueba de producción inicial 129.6 bpd de aceite, fluyendo por estrangulador de 3 mm con Pth≈94.2 kg/cm2. De datos históricos, se observó desde su inicio de producción un comportamiento regular; sin embargo, con declinación rápida hasta alcanzar el estado de intermitente. Previamente a la estimulación ultrasónica se efectuó calibración con URE, determinándose profundidad interior a 1437 m, indicando intervalo productor obstruido parcialmente, como se muestra en la Figura 9. Para obtener información de referencia previa a la prueba, se intentó medir, resultando que fluía apenas 0.002 MMpcd de gas, incluso alineado directamente a la presa metálica, lo que corroboró su baja presión de fondo fluyendo y su estado intermitente. Se determinó que este pozo caería en el criterio de evaluación de reducción de intermitencia e incremento de los tiempos de afluencia. Como datos referenciales de la presión en la cabeza del pozo (P

th), para efectos de evaluación de la prueba, se observó abatimiento desde los 34 kg/cm2 al abrir y fluir con 12 kg/cm2, cayendo a presión de línea y dejando de fluir en máximo dos días.

Agua Fría 654: Terminado en agosto de 2009; se disparó y fracturó el intervalo 1755-1776 m, obteniéndose en su prueba de producción inicial 216.0 bpd de aceite y 0.134 MMpcd de gas, fluyendo por estrangulador de 4 mm con Pth≈28.0 kg/cm2. De datos históricos, se observó desde su inicio de producción un comportamiento regular, sin embargo, con declinación rápida hasta alcanzar un nivel muy cercano a condición de intermitente. Previamente a la estimulación ultrasónica se efectuó calibración con URE, determinándose la profundidad interior a 1760 m, indicando intervalo productor obstruido parcialmente, como se muestra en la Figura 9. Para obtener información de referencia previa a la prueba, se midió con equipo portátil “fluidor”, fluyendo por estrangulador de 4 mm de diámetro, resultando gasto bruto promedio de 39 bpd (17% agua), dato que se utilizó de referencia para efectos de evaluación de la prueba Figura 10; para el mismo fin se contó con datos referenciales de presión en la cabeza del pozo (P

th), con promedio de 17 kg/cm2, y últimos valores previos a la pruebas de 15 kg/cm2.

Figura 9. Estados mecánicos pozos Agua Fría 652 y 654.




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Figura 10. Mediciones del pozo Agua Fría 654 antes de la estimulación.

Desarrollo y resultados de la prueba (2)

Del 10 al 21 de noviembre del 2009 se realizaron los trabajos previos a la PT, que consistieron básicamente en verificar la compatibilidad entre las herramientas que la compañía proveedora utilizaría y la URE de PEP (conectividad, accesorios, etc.). Se identificó la necesidad de adecuar algunos componentes como los hules del preventor, guía del cable y contrapesos. Al mismo tiempo, se procedió a “madurar” el cable eléctrico nuevo que proporcionó la compañía proveedora (se operó durante tres días en pozo exprofeso para tal fin, bajo condiciones de riesgo controlado). Así mismo, se efectuaron reuniones previas con personal de las áreas SIPA, COPIE y de la UOP, con la finalidad de consultar, informar y coordinar los trabajos que se realizarían.

Escobal 576: El día 22 de noviembre del 2009 se iniciaron los trabajos de estimulación ultrasónica, donde mediante previa calibración se detectó el intervalo productor parcialmente obstruido. Se efectuó una primera fase con la herramienta ultrasónica cónica por un tiempo aproximado de 3.5 horas. La compañía proveedora propuso operar la misma herramienta por estaciones de 50 min/m intervalo, en orden ascendente y descendente, para observar posibles efectos desde esta etapa. Al extraer la herramienta el cable eléctrico presentó daño en su compactación (“entorchamiento” o “jaula de pájaro”), lo que motivó suspender la segunda fase programada hasta verificarse disponibilidad,

compatibilidad y funcionalidad de otro cable por parte de UOP y de la compañía proveedora. Al intentar reanudar la segunda fase, debido a intensas lluvias la macropera quedó en pésimas condiciones, determinando el personal de la UOP a cargo que las condiciones eran inseguras para reinstalarse, decidiéndose el día 26 de noviembre suspender las operaciones en ese pozo.

Previo a su apertura para estimularse, el pozo registró 13 kg/cm2, y después del inicio de la estimulación aportó fluidos hacia presa metálica por aproximadamente 24 hrs, fluyendo por estranguladores desde 3 mm hasta por 19 mm, práctica con la que se pretendía el desalojo de material sólido en su primera fase; observándose “cabeceo”, oscilando la pth entre 11 y 0 kg/cm2, y solo trazas de arena, aportando 40 barriles. Ya que la intervención se interrumpió al concluir su primera fase, debido a la falla del cable y a la contingencia climatológica que se presentó, además del comportamiento de flujo descrito; se cerró el pozo para recuperar presión y observar comportamiento, aunque finalmente se canceló la intervención por permanecer malas condiciones en la macropera. Aun así, considerando que podría haber presentado alguna respuesta positiva, se realizó la revisión del pozo después de haberse dejado cerrado para observación por espacio de aproximadamente 15 días, encontrándose con presión en la cabeza acumulada de 30 kg/cm2, abatiéndose en menos de 10 horas hasta contrapresión de línea. Se presentan evidencias fotográficas, Figuras 11 y 12:




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Figura 11. Herramienta ultrasónica para estimulación vertical.

Figura 12. Papel aluminio pulverizado en prueba de superficie.

Agua Fría 632: Después de detectarse que el intervalo productor estaba libre, el día 26 de noviembre del 2009 se iniciaron los trabajos de estimulación ultrasónica. Se efectuó solamente la fase de estimulación directa al intervalo de interés con la herramienta ultrasónica larga, emitiendo las ondas acústicas por estaciones de 3 hr/m en orden ascendente.

Fue necesario fluir el pozo hacia la presa metálica para depresionarlo de tal forma que se pudiera bajar la sonda ultrasónica. Con el inicio de operación de la herramienta ultrasónica, en forma simultánea se comenzó a observar el flujo a través del sistema portátil de medición, presentándose una primera etapa de estabilización del sistema de medición, una segunda etapa de comportamiento estabilizado y una tercera etapa en que se tuvo que derivar el flujo a batería por llenarse

la presa metálica. Asimismo, se observó una cuarta etapa con comportamiento variable, probablemente por presentarse eventuales obstrucciones del área de flujo en la zona del estrangulador, ya que al manipular éste ligeramente (estrangulador variable), se restablecía el flujo regular; incluso se observó obstrucción del estrangulador fijo al intentar fluir el pozo a través de él. Por estas razones, previamente a alinearlo de forma definitiva a batería, se derivó a presa por diferentes diámetros. De información obtenida con el equipo portátil de medición “fluidor” del 28 al 30 de noviembre del 2009, a través del estrangulador de 3 mm de diámetro, donde se tuvieron condiciones aceptablemente estables, se obtuvieron los resultados siguientes en valores promedio: q bruto = 274 bpd (83% agua), qg = 0.06 MMpcd y p

th = 25 kg/cm2, tomando valores al final de la medición de alrededor de 30 kg/cm2, Figura 13.

Figura 13. Medición después de estimular pozo Agua Fría 632.




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Para este pozo, el promedio de la presión en la cabeza durante el mes previo a la estimulación fue de 20 kg/cm2, con últimos valores del orden de los 26 kg/cm2; al alinearse nuevamente a batería a condiciones normales de flujo después de la estimulación, la presión en la cabeza del pozo se observó hasta en 33 kg/cm2, permaneciendo arriba de 26 kg/cm2 hasta el día 6 de diciembre, lo cual significa que la respuesta positiva permaneció durante aproximadamente 10 días, a partir de donde se observa abatimiento paulatino a un último valor registrado de 14 kg/cm2 el día 22 de febrero del 2010, Figura 14. Cabe mencionar que en este pozo previamente a la intervención se observaba flujo sumamente emulsificado, y fue la razón por la que la compañía proveedora propuso aumentar el tiempo de exposición de la herramienta. ultrasónica, indicando que eran los tiempos recomendados para este tipo de pozos; asimismo, durante los días posteriores inmediatos a la intervención se observaron flujos con porcentajes de agua superiores al 85% y hasta de 100% puntuales, lo cual con el paso del tiempo fue variando hasta fluir 99% aceite, indicando los últimos datos un promedio de 40% agua. Se presentan evidencias fotográficas, Figuras 15 y 16.

Figura 14. Registro de pth antes y después de estimular pozo Agua Fría 632.

Figura 15. Hta. ultrasónica para estimulación lateral.




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Figura 16. Aportando fluidos a presa metálica.

Agua Fría 652: El día 30 de noviembre del 2009 se iniciaron los trabajos de estimulación ultrasónica; durante la calibración previa se detectó el intervalo productor parcialmente obstruido. Se efectuó una primera fase ascendente con la herramienta ultrasónica “larga”, por estaciones de 3 hr/m al intervalo de interés, fase que se interrumpió en el tramo 1430.5-1429.5 m al no observarse respuesta positiva del pozo. Se ejecutó una segunda fase ascendente con la herramienta ultrasónica cónica, solamente en el tramo 1436.5-1435.5 m, resultando el mismo comportamiento del pozo, por lo que se decidió sacar la herramienta y concluir los trabajos en este pozo.

En este pozo se observó manifestación reducida de presión antes, durante y posterior a la estimulación ultrasónica. Simultáneamente a la estimulación se intentó inducir directamente hacia la presa metálica sin éxito, trabajando el pozo y resultando sólo acumulación de presión (≈12-15 kg/cm2) con flujo de gas, que se abatía rápidamente al reabrirse. Se alineó al equipo “fluidor” y directo a la presa metálica, sin manifestar flujo, por lo que se cerró para recuperar presión, y aunque recuperó al orden de los 14 kg/cm2, al reabrirse se abatía rápidamente, manifestando solamente flujo de gas, motivo por el cual se decidió dar por concluidos los trabajos. En revisiones posteriores se observó el mismo comportamiento hasta un evento de inducción con nitrógeno el 26 de diciembre, logrando fluir inicialmente con 30 kg/cm2, abatiéndose paulatinamente en 12 días

hasta dejar de fluir, sin lograr fluir nuevamente hasta el último reporte del día 2 de enero del 2010. Para este caso, debe establecerse que solamente se estimuló un 30% (8.5 de 28 m) de la longitud del intervalo de interés, por encontrarse obstruido parcialmente y también por la interrupción a causa de la mala respuesta del pozo.

Agua Fría 654: El día 2 de diciembre del 2009 se iniciaron los trabajos de estimulación ultrasónica; previamente a la calibración se detectó el intervalo productor parcialmente obstruido. Se efectuó una primera fase en forma ascendente con la herramienta ultrasónica “cónica”, por estaciones de 2 hr/m del intervalo de interés. Al revisar la profundidad interior 2 m más profundo, a 1760 m se operó con la misma herramienta en el tramo 1760-1758 m y finalmente otra fase de estimulación en orden ascendente con la herramienta ultrasónica “larga”; en el tramo 1759.5-1755.5 m. Se observó en la etapa final atrapamiento momentáneo de la herramienta, por lo que se sacó para evitar un atrapamiento definitivo posible.

Este pozo se requirió depresionarlo hacia la presa metálica para permitir bajar la sonda ultrasónica. Simultáneamente al inicio de operación de la herramienta ultrasónica, se alineó al sistema portátil de medición, presentándose una primera etapa de estabilización del sistema, una etapa que se derivó por estrangulador ampliado hacia fluidor y presa metálica, y posteriormente hacia batería por llenarse la presa metálica, por estrangulador de




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4 mm. De información obtenida con equipo portátil de medición “fluidor” el 4 de diciembre del 2009 a través de estrangulador de 4 mm de diámetro, se obtuvieron los siguientes resultados en valores promedio: Q bruto = 116 bpd (0 % agua) y pth = 25 kg/cm2, tomando valores al final de la medición en 24 kg/cm2, Figura 17.

Figura 17. Medición después de estimular pozo Agua Fría 654.

Para este pozo, el promedio de la presión en la cabeza del pozo en el mes previo a la estimulación fue de 16 kg/cm2, con últimos valores en el orden de los 15 kg/cm2; al alinearse nuevamente a batería a condiciones normales de flujo después de estimularse, la presión en la cabeza del pozo se observó hasta en 22 kg/cm2, permaneciendo arriba de 15 kg/cm2 hasta el día 27 de diciembre, lo que significa que la respuesta positiva permaneció durante aproximadamente 25 días, a partir de donde se observa abatimiento

paulatino e incluso eventos de cierre por dejar de fluir, hasta un último valor registrado abierto con 16 kg/cm2 el 1º de enero antes del primer cierre por BPF el 4 de enero del 2010, Figura 18. Para este caso cabe hacer mención de que, aunque se estimuló por dos ocasiones con las dos diferentes sondas, solamente se estimuló un 21 % (4.5 de 21 m) de la longitud del intervalo de interés, por encontrarse éste obstruido parcialmente. Se presentan evidencias fotográficas, Figuras 19 y 20.

Figura 18. Registro de pth antes y después de estimular pozo Agua Fría 654.




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Figura 19. Concluyen trabajos en el pozo Agua Fría-654.

Figura 20. Aportando fluidos a segunda presa.




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Respecto a los aspectos a evaluar de manera cualitativa de la tecnología probada, se puede señalar que durante los preparativos, las pruebas previas y la operación normal de las herramientas y equipos utilizados, no se observaron indicios de uso inseguro o dañino al medio ambiente ni al personal. Con relación a la facilidad y rapidez de instalación, se considera que una vez que se tengan previstos todos los accesorios necesarios, los tiempos y facilidad de instalación serán normales. Del mismo modo, se pudo corroborar la versatilidad de la herramienta ultrasónica cuando la compañía proveedora presentó dos tipos de la misma, con objetivos ligeramente diferentes, que permiten emplearla cuando se tiene obstruido el intervalo de interés.

Análisis de costos

Al exponer los costos cotizados por el proveedor, en función del número de intervenciones, a un contraste llano contra los costos de estimulaciones convencionales, los primeros se observan incompetentes o inviables en pozos de producción promedio representativos del AIATG, Figura 21(2), no satisfaciéndose la expectativa de optimización de costos, requerida para este tipo de pozos.

Figura 21. Costos de la tecnología PU vs costos de estimulaciones convencionales.

Conclusiones y recomendaciones

De los cuatro pozos intervenidos, en dos se observó un incremento de producción posterior a la estimulación ultrasónica superior al 30%, establecido como mínimo esperado, siendo del orden de 450% (274 vs 60 bpd) en el caso de pozo Agua Fría 632 y del orden del 300 % (116 vs 39 bpd) en el caso del pozo Agua Fría 654.

Los resultados en el pozo Agua Fría 632 indican que se tuvo una respuesta positiva del pozo a la estimulación ultrasónica durante 10 días; sin embargo, de acuerdo al comportamiento observado de la presión en la cabeza

del pozo, no se mantuvo al mediano plazo. Existe la posibilidad de que se estén presentando emulsiones a nivel de yacimiento que eventualmente fluyan al pozo, las cuales podrían explicar la respuesta inmediata positiva, pero que no permanece.

Los resultados en el pozo Agua Fría 654 indican que a pesar de que sólo se estimuló el 21% del intervalo de interés, se tuvo una respuesta positiva del pozo a la estimulación ultrasónica durante 25 días; sin embargo, de acuerdo al comportamiento observado de la presión en la cabeza del pozo, no se mantuvo al mediano plazo, por lo que al momento de la aplicación de esta tecnología no representa ventajas para este tipo de




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pozos, con respecto a las técnicas convencionales de estimulación actuales.

Aun cuando el incremento mínimo esperado de producción bruta fue alcanzado y superado, los resultados o efectos sobre la productividad del pozo no se mantienen el tiempo ofertado (seis meses), por lo que no se cumplió el criterio de mejora de productividad.

En dos de los cuatro pozos intervenidos no se observó incremento de producción posterior a la estimulación ultrasónica, sin embargo, cabe aclarar que en el pozo Escobal 576, debido a contingencias ambientales, la intervención resultó inconclusa, sin haber iniciado la segunda fase, la cual es considerada la más importante, por lo que no se estima prudente emitir alguna conclusión de los resultados; y en el pozo Agua Fría 652, que sólo se estimuló un 30% y se confirmó que el pozo estaba demasiado abatido en su nivel de presión, se interpreta que esta condición no favoreció una mejor respuesta a la estimulación ultrasónica, al no contar con la energía requerida para desalojar los materiales que teóricamente se van liberando en la cara de la formación.

Se recomienda establecer claramente en los procedimientos de la compañía, los requerimientos de permanencia de la herramienta de fondo, los tiempos de observación para definir una posible reintervención, así como los criterios correspondientes.

Los aspectos complementarios evaluados en general se consideran aceptables, recomendándose únicamente no utilizar materiales que puedan desprenderse con el flujo del pozo y obstruir el estrangulador o los elementos de

medición, como ocurrió con el teflón observado en las turbinas de medición, así como establecer lo procedente para evitar estos casos, en los procedimientos de la compañía, así como lo relativo a la seguridad y el cuidado del medio ambiente.

Para casos futuros, prever con anticipación aspectos como la maduración del cable, la compatibilidad y funcionalidad de los equipos previos a las prueba, ya que en este caso sumando los tiempos que consumieron estos aspectos, resultaron en un aumento notable de la duración de la prueba.

Para casos futuros de PT de este tipo, asegurar el aspecto de medición volumétrica, fundamental para cualquier tipo de prueba tecnológica. Asimismo, incluir medición de presiones fluyendo de fondo y/o superficiales antes y después de la prueba, como parámetros complementarios u opcionales de evaluación; así como recopilar mayor información de apoyo para la selección de pozos (eligiendo preferentemente pozos que aún sean fluyentes), y valoración de resultados, como son la evaluación directa del daño a la formación a través de la toma de registros de presión de fondo.

El perfil de precios para estimulaciones ultrasónicas, expuesto por el proveedor, del orden de 460% superior al costo de estimulaciones convencionales en el AIATG (comparando los promedios de ambos casos), aunado a los resultados observados hace inviable la aplicación de esta opción tecnológica en pozos promedio del AIATG, no satisfaciendo la expectativa de optimización de costos. Se recomienda optimizar los alcances de la tecnología, costos y procedimientos en general.

Nomenclatura

∅ = diámetro

°API= grados de densidad API (American Petroleum Institute)

°C = grados Celcius

AIATG= Activo Integral Aceite Terciario del Golfo

bpd= barriles por día

COPIE= Coordinación de operación de pozos e infraestructura de explotación




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dc= corriente directa

hr= hora

Hz= Hercios

kg= kilogramos

kg/cm2= kilogramos sobre centímetro cuadrado

km= kilómetro

kN= kilonewtons

kw/m3= kilowatts por metro cúbico

L= longitud

Lb = libras

m= metros

md= milidarcy

min= minutos

mm= milímetros

MMpcd= millones de pies cúbicos por día (gas)

Pth= presión en la tubería de producción, después del estrangulador

Ps= presión de separación

psi= libra sobre pulgada cuadrada

Q= gasto

Qb= gasto bruto

Qo= gasto de aceite

Qg= gasto de gas

RGA= relación gas/aceite

SIPA= seguridad industrial y protección ambiental

ULA= unidad de línea de acero

UOP= unidad operativa de perforación

URE= unidad de registros eléctricos

V= voltios




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Agradecimientos

Se agradece la disponibilidad para el desarrollo de las pruebas de la compañía proveedora de la tecnología ultrasónica Weaver de México S.A. de C.V, las compañías proveedoras de servicios auxiliares, así como también, todas las áreas de PEP participantes, particularmente el área de la UOP.

Referencias

Economides, M. y Nolte, K.G., eds. 2000. Reservoir Stimulation, third edition. Chichester, RU: John Wiley and Sons.

Granados, J. y Flores F. 2011. Prueba Tecnológica de Estimulación de Pozos Petroleros Mediante Tecnología Ultrasónica (PU) en Pozos del AIATG. Informe Interno y PPTS de PEP RN, Poza Rica, Veracruz (julio 2010–noviembre 2011).

Información Técnica General Proporcionada por la Cía. Weaver de México S.A. de C.V, a Efecto de Documentar la Prueba de Tecnología Ultrasónica (PU) en Pozos del AIATG. Archivos electrónicos, Poza Rica Veracruz (mayo 2008–diciembre 2010).

Semblanza

MI. Jaime Granados Cáliz

Ingeniero Petrolero y Maestro en Ingeniería Petrolera, en el área de Producción, ambos por parte de la UNAM.

En octubre de 1986 ingresó a Petróleos Mexicanos al Departamento de Ingeniería de Producción del Distrito Poza Rica, donde hasta 1991 laboró en las secciones de: Tecnología de Producción; Estudios y Proyectos; Operación de Pozos e Instalaciones y Medición de Hidrocarburos.

En septiembre del 2008 es comisionado, y transferido oficialmente a partir de marzo del año 2009, al Activo Integral Aceite Terciario del Golfo (AIATG), Región Norte, al Grupo Multidisciplinario de Diseño de Proyectos, donde, donde laboró en la Coordinación de Ingeniería de Pozos e Infraestructura Superficial y en el área de Apoyo Tecnológico de Explotación, inicialmente como parte del AIATG y posteriormente como parte de la Gerencia de Proyectos de Explotación Norte, y actualmente como parte de la Coordinación Técnica de Laboratorios de Campo del AIATG; desempeñando actividades principalmente relacionadas con Sistemas Artificiales de Explotación, Planeación de Proyectos (FEL) y con el Mapa Tecnológico del AIATG, particularmente en identificación y selección de iniciativas tecnológicas, así como, implementación, supervisión y evaluación de pruebas de las mismas.

Miembro de la AIPM y del CIPM.




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Dr. Fernando Sebastián Flores Ávila Ph. D. P.E.

Ingeniero Petrolero egresado de la Facultad de Ingeniería de la Universidad Nacional Autónoma de México. En 1998 Obtuvo el titulo de Maestro en Ingeniería Petrolera con mención honorífica de la División de Estudios de Posgrado de la Facultad de Ingeniería de la UNAM. En 2002 obtuvo el grado de Doctor en Filosofía en la rama de Ingeniería Petrolera de la Universidad Estatal de Louisiana en los Estados Unidos de Norteamérica.

Posee la especialidad en Geología, (área de Sedimentología y Ambientes de Depositación en Aguas Profundas) de la misma Universidad. Obtuvo el FCE de la Universidad de Cambridge, Inglaterra. Fue acreedor a la medalla Gabino Barreda de la UNAM en 1987.

Fue acreedor a la beca Fulbright por parte del gobierno de los Estados Unidos para cursar sus estudios de Doctorado.

Laboró 13 años para la compañía Halliburton Energy Services en México, Estados Unidos, Venezuela, Argentina y Trinidad y Tobago, como Asesor Técnico en Terminación de Pozos y Control de Pozos, asi como Gerente de Distrito. Fué profesor en la Universidad Estatal de Louisiana en la asignatura de Prevención de Descontrol de Pozos, a nivel licenciatura y maestría y en la DEPFI- UNAM en Terminación de Pozos, e instructor interno en Petróleos Mexicanos en el Diplomado de Terminación de Pozos impartido por la Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos.

Para Petróleos Mexicanos ha laborado en la Subdirección de la Coordinación Técnica de Explotación en la Gerencia de Desarrollo de Campos en la implementación, diseño y análisis de productividad de pozos no convencionales. En el Activo Integral Aceite Terciario del Golfo, fue Coordinador de Ingeniería de Pozos e Infraestructura Superficial y Coordinador de Apoyo Tecnológico de Explotación, así como Coordinador Técnico de Laboratorios de Campo del AIATG, por la Gerencia de Proyectos de Explotación Región Norte de la Subdirección Técnica de Explotación.

Actualmente, asignado como especialista de alto nivel a los proyectos AIATG y APPRA por parte de la Subdirección de Gestión de Recursos Técnicos, es Coordinador de Gestión Tecnológica en la Subdirección de Producción Región Norte. Fue acreedor al premio “Engineering Project of the Year” en el 7th Latin American Leadership Forum en Houston Tx., en abril del 2009.

Ha publicado varios artículos técnicos en las áreas de control de pozos y productividad de pozos no convencionales en foros nacionales e internacionales. Es representante de Pemex ante el consorcio TAML (Technical Advancement of Multi-Laterals) y es miembro de la Society of Petroleum Engineers, PI-EPSILON-TAU Petroleum Engineering Honor Society, Asociación de Ingenieros Petroleros de México y Colegio de Ingenieros Petroleros de México.



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Pruebas de límite de larga duración en pozos de los campos Bricol y Madrefil, para determinar la extensión de los yacimientos

MI. Guadalupe Téllez CentenoActivo Integral Bellota-Jujo, Pemex-Región Sur

Dr. Fernando Samaniego VerduzcoDepartamento de Ingeniería PetroleraSecretaría de Posgrado e Investigación

Facultad de Ingeniería, UNAM

Ing. Jesús Flores GarcíaActivo Integral Bellota-Jujo, Región Sur

Dr. Héber Cinco LeyDepartamento de Ingeniería PetroleraSecretaría de Posgrado e Investigación

Facultad de Ingeniería, UNAM

Información del artículo: Recibido enero de 2012, aceptado diciembre de 2012

Resumen

Este trabajo presenta los resultados del análisis de límite extendido (depósito) pruebas en tres pozos en tierra Bricol, 1, 2 dl y 2L, terminado en bloques diferentes, y así en Madrefil-1. Estos pozos producen desde lo más profundo ≈ 19000 ft formaciones carbonatadas naturalmente fracturadas y vuggy. La producción inicial de estos pozos de petróleo ligero (gravedades API alrededor de 38°), osciló desde 7500 hasta 8000 STB / D. Los resultados obtenidos permiten la comparación y verificación de los límites y las condiciones (compartimentación), determinado a partir de la interpretación sísmica 3D. Un enfoque de sinergia para la caracterización dinámica de estos bloques a través del comportamiento de la presión a largo plazo, combinando toda la información disponible (geofísica [datos sísmicos], la geología, la interpretación y los registros y resultados de los estudios básicos), fue encontrado muy útil en el presente estudio.

Extended Tests Analysis in Wells Bricol 1, 2DL and 2L, and Madrefil-1

Abstract

This paper presents the results of the analysis of extended (reservoir limit) tests in three onshore Bricol wells, 1, 2DL and 2L, completed in different blocks, and in Madrefil-1 well. These wells produce from deep ≈ 19000 ft naturally fractured and vuggy carbonate formations. Initial production of these wells of light oil (API gravities around 38°), ranged from 7500 to 8000 STB/D.

The results obtained allowed the comparison and verification of the limits and its conditions (compartmentalization), determined from the 3D seismic interpretation. A synergy approach for the dynamic characterization of these blocks through the long term pressure behavior, combining all information available (geophysics [seismic data], geology, well logs interpretation and core studies results), was found very useful in the present study.

Artículo arbitrado


Pruebas de límite de larga duración en pozos de los campos Bricol y Madrefil, para determinar la extensión de los yacimientos, p.p.27-35


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Antecedentes

Los campos Bricol y Madrefil se ubican geográficamente a 12 km al Oeste de la Ciudad de Comalcalco, Tabasco, Figura 1; forman parte del Proyecto de Explotación Bellota del Activo Integral Bellota-Jujo, Región Sur. Los campos fueron descubiertos en 2008 y 2009 respectivamente, con la perforación de los pozos Bricol 1 y Madrefil 1, productores ambos en el Jurásico Superior Kimmeridgiano; el primero con una producción inicial de aceite de 7,630 bpd y el segundo con 8006 bpd. Actualmente se han perforado cuatro pozos en el Campo Bricol (1, 1DL, 21 y 2DL) y

dos en proceso de terminación y definición (3 y 11), Figura 2, y dos en Madrefil (1 y 21) y uno en proceso de terminación (3DL), Figura 3, los cuales producen actualmente en promedio 18,423 bpd de aceite volátil de 38°API. Las características y comportamiento de los yacimientos es compleja, ya que están formados por rocas calizas y dolomías naturalmente fracturadas, siendo imperativo tomar información con sensores de fondo y superficie. Por medio de los resultados de la interpretación de las pruebas de variación de presión (límite e interferencia), se define la continuidad de los yacimientos para una adecuada caracterización estática y dinámica1.

Figura 1. Ubicación geográfica de los campos Bricol y Madrefil.


MI. Guadalupe Téllez Centeno, Dr. Fernando Samaniego Verduzco, Ing. Jesús Flores García, Dr. Héber Cinco Ley


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Objetivo

Presentar el análisis y los resultados de las pruebas de límite de larga duración registradas con sensores de fondo y superficie en los pozos Bricol 1, 2DL y 21 y Madrefil 1, los cuales se han registrado por varios días, obteniendo del análisis parámetros del yacimiento, tales como el producto kh, el daño y la heterogeneidad del yacimiento; los resultados anteriores conjuntados con la actualización de los estudios de sísmica y geología, definirá la continuidad de los yacimientos para lograr una caracterización estática y dinámica adecuada, con el fin de reducir la incertidumbre en la selección de nuevas localizaciones.

Interpretación de las pruebas

Campo Bricol

A través del análisis de las pruebas de límite de los pozos Bricol 1, 2DL y 21, Figura 2, se determinó a partir de la FDP para cada uno sus periodos de flujo y pendientes respectivas, indicando efectos de fallas cercanas compuestas de diferentes tipos, determinando el tipo de frontera al final de cada periodo, la distancia del pozo a las fallas y los tiempos a los cuales se presentan las heterogeneidades y las fronteras.

Figura 2. Plano estructural del Campo Bricol.

Con respecto al pozo Bricol 1, se efectuó la caracterización dinámica del comportamiento histórico de presión con datos del sensor de superficie y de producción con aforos y estimados, dado que el pozo no cuenta con un cierre, se ajusta a un modelo de yacimiento cerrado con una fractura de conductividad infinita y compresibilidad constante. Se estimó una conductividad kh de 373 md-pie, un daño en la fractura de cero y distancia del pozo a las fronteras de 1524 y 3780 m, Figura 3, en el cual se determina un Vp de 57.1bls de aceite; sin embargo, se observa que la tendencia de presión final no se ajusta cercanamente con lo real, debido a que se considera que los aforos no son suficientemente consistentes, por lo que se requiere en un futuro efectuar mediciones convencionales exactas para obtener datos más precisos.




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Figura 3. Comportamiento histórico de producción y ajuste de presión Pozo Bricol 1.

Para el caso del pozo Bricol 21 se presentó ya en detalle su análisis en la referencia 2, donde se describe que la prueba se validó con la discusión teórica que presenta Bourdet (2001)3, para describir el comportamiento de la presión de fondo por medio de un modelo con fallas intersectantes t = 1000 hrs, inicia la transición hacia una pendiente unitaria indicativa de una frontera cerrada; como en los paquetes comerciales para la interpretación de las pruebas de presión no existe un modelo de tipo “cuña cerrada”, para efectos prácticos de calcular el volumen poroso y la extensión del bloque, la prueba se ajustó a un modelo rectangular que define la distancia aparente del pozo a la falla de 3048 m, Figura 4, obteniéndose un volumen de hidrocarburo de 17.8 mmbls mayor al valor de 13.3 mmbls asignados con base en la información petrofísica estática al simulador numérico.

Finalmente para el pozo Bricol 21, se efectuó la caracterización dinámica del comportamiento histórico de presión con datos del sensor de fondo y producción con datos de aforos y estimados; debido a que no se dispone de la información de presión del pozo cerrado, el comportamiento se ajustó a un modelo de yacimiento homogéneo cerrado con compresibilidad constante, estimándose una kh conductividad de 3721 md-pie, un daño en la fractura de -0.8, Figura 5, indicando que el

pozo presenta condiciones favorables y distancia del pozo a las fronteras es de 372 y 1743 m, Figura 5, en el cual se determina un Vp de 13.8 mmbls de aceite Figura 6, ajustándose perfectamente su comportamiento histórico, lo que indica consistencia de los aforos con la respuesta de presión observada.

Con respecto al pozo Bricol 2DL, la prueba de límite se analizó para tiempos máximos de 125 y 182 días, Figura 7, al tiempo de 125 días se ajustó a un modelo rectangular abierto en un extremo; se determina un kh de 3102 md-pie, un daño s de 45 y un vp de 15.1 mmbls. Para el tiempo de 185 días después de efectuar limpiezas y estimulaciones, la prueba se ajusta de nuevo a un modelo de bloque rectangular tipo “U” abierto en un extremo por su comportamiento en la FDP, tal como se indica en la Figura 6, se determinó un kh de 602 md-pie, un daño s de 7 y un vp de 17.6 mmbls, se refleja un flujo lineal con pendiente de 1/2” y una tendencia hacia un flujo radial indicativo de una frontera abierta y con distancias a las fronteras cerradas de 155, 179 y 2128 m, el cual representa un volumen de 17.6 mmbls, bastante menor al reporte oficial de reservas que es de 120 mmbls (en revisión actual de reservas), implicando la necesidad de una revisión de la caracterización actual del yacimiento.

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Figura 4. Gráfica log-log de la caída de presión )( fwifw ppp −=∆ y de la función derivada, tdpwf / dt, pozo Bricol 21 a diferentes tiempos de análisis.

Figura 5. Gráfica log-log de la caída de presión )( fwifw ppp −=∆ y de la función derivada, tdpwf / dt, pozo Bricol 21.




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Figura 6. Gráfica log-log de la caída de presión )( fwifw ppp −=∆ y de la función derivada, tdpwf / dt, pozo Bricol 21 a diferentes tiempos de análisis.

Figura 7. Gráfica log-log de la caída de presión )( fwifw ppp −=∆ y de la función derivada, tdpwf / dt, pozo Bricol 2DL a diferentes tiempos de análisis.




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Finalmente se trató de efectuar una caracterización dinámica final considerando el comportamiento histórico de presión con datos del sensor de fondo y producción con aforos y estimados; dado que el pozo también no cuenta con información de una prueba de incremento; se trató de ajustar su comportamiento sin lograr resultados satisfactorios, por lo que el análisis no es concluyente, ya que se observa que la tendencia de presión final no se ajusta con la real debido a que los aforos no son consistentes con la realidad, por lo que se requiere en un futuro efectuar mediciones convencionales para obtener datos más precisos.

De acuerdo al análisis de los tres pozos, se concluye que el sistema está compuesto por bloques compartamentalizados, Figura 8, con diferentes características petrofísicas y

de fracturamiento, lo que hace suponer que el modelo estructural es complejo y será difícil de ajustar un buen modelo de simulación numérica. Debido a esta problemática es necesario disponer de buena información sísmica con atributos excelentes que definan la extensión de los bloques y del sistema de fracturas, además de contar con información suficiente por pozo, como son registros de imágenes resistivas o acústicas, sónicos bipolares y núcleos orientados, que ayuden a definir la geometría de las fallas y fracturas, para complementar integralmente, reducir el riesgo y determinar las mejores zonas para perforar en forma perpendicular al plano de fracturas, que es lo que puede contribuir principalmente al aporte de producción en pozos nuevos.

Figura 8. Plano estructural del Campo Bricol caracterizado con el resultado de las pruebas de límite.

Campo Madrefil

Para el caso del pozo Madrefil 1, Figura 9, se toma en cuenta la información del sensor de superficie, considerando efectos multifásicos despreciables dentro del pozo, de tal forma que la presión de superficie sea paralela a la del fondo; con el análisis de la prueba de límite de 625 días, se efectuó una interpretación del comportamiento de presión empleando los aforos y gastos reportados de producción, tomando los resultados obtenidos como aproximados de apoyo a la caracterización del yacimiento. La suposición anterior se considera apropiada con base en lo observado en pozos con características mecánicas y de flujo similares, que cuentan con sensores de fondo y superficie, como es el caso de los pozos del Campo Bricol, donde se han observado tendencias de paralelismo entre la presión de fondo y superficie2.




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De acuerdo al análisis anterior, el comportamiento de la FDP se ajustó a un modelo de fallas paralelas distantes del pozo 462 y 1511 m, un kh de 7115 md-pie, que es buena de acuerdo a la productividad elevada del pozo Madrefil-1, un daño de 35, y aparentemente la frontera se ajusta a un modelo de celdas o bloques compartidos con un volumen poroso estimado de 148 MMbls de aceite, el cual es superior al reportado oficial de reservas

al 1º de enero de 2012, que fue de 45 MMbls, el modelo estima un bloque adyacente con buen potencial, que se refleja en el comportamiento actual de la presión-producción del pozo, Figura 10, lo cual representa un reto para los geocientíficos con la información sísmica, geológica y petrofísica con la que se cuenta, así como el poder determinar dónde desarrollar el campo con el fin de incrementar la producción.

Figura 9. Plano estructural del Campo Madrefil.

Figura 10. Gráfica log-log de la caída de presión )( fwifw ppp −=∆ y de la función derivada, tdpwf / dt, pozo Madrefil-1.




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Observaciones y conclusiones

Con base en el análisis realizado en este trabajo, se pueden establecer las observaciones y conclusiones siguientes:

1. Las pruebas de límite son esenciales para la caracterización de los yacimientos, lo cual permite tener una idea de la geometría de los mismos y sirve de apoyo a los geocientíficos en proponer mejores localizaciones.

2. Con este tipo de pruebas de larga duración en que se emplean sensores de fondo y superficie

que registran datos en tiempo real, se obtienen mejores resultados.

3. Con la información adquirida por medio de los sensores de fondo y superficie, se pueden efectuar análisis a tiempos largos que permiten detectar las fronteras del yacimiento.

4. Es necesario efectuar mediciones convencionales del gasto de los pozos a tanque, para disponer de datos reales que permitan un buen ajuste para la respuesta de presión.

Referencias

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

Cinco Ley, H. Caracterización Dinámica de Yacimientos. Asesoría y Servicios Petroleros, S.A. de C.V. – DEPFI, UNAM.

Earlougher, R.C. Jr. 1977. Advances in Well Test Analysis, Vol. 5. Richardson, Texas: Monograph Series, SPE.

Téllez Centeno, G., Flores García, J. y Samaniego Verduzco, F. 2011. Prueba de Límite de Larga Duración en el Pozo Bricol 21, para Determinar la Extensión del Yacimiento. Congreso Mexicano del Petróleo, Puebla, Pue.

Semblanza

MI. Guadalupe Téllez Centeno

Maestro en Ingeniería Petrolera con opción en Física de Yacimientos, egresado de la Universidad Nacional Autónoma de México y Licenciatura en Ingeniería Petrolera en el Instituto Politécnico Nacional.

Ingresó a Pemex en noviembre de 1987, como Ingeniero de yacimientos en el Distrito de Comalcalco, Tabasco. Laboró en el Departamento de Ingeniería Petrolera, en las áreas de diseño y operación de pozos, posteriormente en el mismo distrito como ingeniero de yacimientos; en las áreas de evaluación de reservas de hidrocarburos, caracterización de yacimientos, en el análisis y evaluación del comportamiento de yacimientos, análisis de pruebas de presión y simulación numérica. Ha participado en diversos proyectos de desarrollo de los campos Caparroso–Escuitle-Pijije, Sen, Luna-Palapa–Tizón. Participó como líder VCD de los proyectos Tizón-Cráter-Kilba y Delta del Grijalva. Encargado del Proyecto Integral Delta del Grijalva, ha participado en los proyectos, Bellota-Chinchorro, Jujo-Tecomoacán y actualmente en Golpe-Puerto Ceiba del Activo Integral Bellota-Jujo.

Ha presentado diversos trabajos técnicos en los foros de la AIPM Delegación Comalcalco y Villahermosa y en Congresos de la AIPM. Es socio de la Asociación de Ingenieros Petroleros de México y del Colegio de Ingenieros Petroleros de México.



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La curva de aprendizaje y su impacto en la perforación y terminación de pozos en el Activo de Producción Ku–Maloob–Zaap

MI. Fernando Juárez SánchezAPKMZ, Pemex

Información del artículo: Recibido enero 2012-aceptado diciembre de 2012

Resumen

Este trabajo tiene como propósito presentar la curva de aprendizaje tomando en cuenta los elementos técnicos y de gestión, que impactan en la ejecución del proyecto de perforación y terminación de pozos.

Para que la organización de perforación disminuya los costos de los pozos, permanentemente se deben establecer metas retadoras, aplicar las mejores prácticas y lecciones aprendidas, realizar la planeación operativa, tomar decisiones oportunas, y aplicar tecnologías para disminuir el costo y riesgo del proyecto pozo.

La sincronización del equipo multidisciplinario es muy importante; así el área de planeación y diseño de pozos, responsable de la ingeniería, secuencia del programa y estimación del costo y tiempo del proyecto, debe retroalimentar en puntos clave. Por otro lado, para alcanzar los objetivos del proyecto, el ejecutor es responsable de coordinar y planear las operaciones, asignar tareas y convocar a reuniones para la oportuna toma de decisiones, empleando las herramientas de seguimiento, como es el monitoreo en tiempo real.

Los factores que más influyen en el mejoramiento de la perforación son la aplicación de métodos, herramientas y equipos de perforación eficientes, buscando la mejora continua, mediante la documentación y aplicación de las lecciones aprendidas y mejoras prácticas en el próximo pozo, basados en la experiencia de diseño y de operación.

The learning curve and its impact on the drilling and completion of wells in the Production Active Ku Maloob Zaap

Abstract

This paper aims to present the learning curve taking into account the technical and management that impact project execution of drilling and completion of wells.

For the organization to learn drilling and consequently decrease costs of wells should be permanently set challenging goals, implement best practices and lessons learned, conduct operational planning, timely decisions, applying technology to reduce the cost and risk of project well.

The timing of the multidisciplinary team is very important, so the area of planning and well design, responsible for engineering, program sequence and estimate the cost and time of the project, should provide feedback at key points, while the executor is

Artículo arbitrado


MI. Fernando Juárez Sánchez


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Introducción

Este trabajo tiene como propósito dar a conocer el comportamiento de los tiempos de perforación y terminación de pozos cuando se emplea la técnica de curva de aprendizaje.

En todo proceso se busca incrementar la eficiencia de las actividades fundamentales, en este caso se analizaron los tiempos, costos y gastos de producción en la perforación y terminación de los pozos; por tal motivo, se analizó el comportamiento histórico de los pozos perforados en el Activo de Producción Ku–Maloob–Zaap (APKMZ), y se determinaron las áreas de oportunidad existentes con base en la curva de aprendizaje.

Desarrollo del tema

Para la mejora del proceso de perforación y terminación se toman en cuenta cuatro etapas principales: el diseño, la ejecución, evaluación y mejora, Figura 1. Al realizar la perforación y terminación de pozos, es necesario comparar lo diseñado contra lo programado; esta acción trae consigo una experiencia o lección aprendida, útil para aplicarse en proyectos futuros y mejorar su ejecución y diseño.

Diseño.- En el equipo multidisciplinario VCDSE del APKMZ se cuenta con la visión a futuro, se realiza la planeación y se definen los objetivos para el desarrollo de los campos del APKMZ, determinando el tiempo de duración y costo del proyecto; sin embargo, es un deber difundir la estrategia y actividades específicas con el objeto de dar a conocer los alcances.

Figura 1. Proceso de mejora en la perforación y terminación de pozos.

responsible for coordinating operations and plan, assign tasks and call meetings for timely decision making, using monitoring tools such as real-time monitoring to achieve the project objectives.

The factors that influence the improvement of drilling are the application of methods, tools and efficient rigs, seeking continuous improvement, through the documentation and application of lessons learned and best practices in the next well, based on experience design and operation.


La curva de aprendizaje y su impacto en la perforación y terminación de pozos en el Activo de Producción Ku–Maloob–Zaap, p.p.36-48


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En relación al proyecto pozo, el equipo multidisciplinario realiza la visualización, conceptualización, diseño y programa del pozo. No obstante lo anterior, en todas las Coordinaciones de Enlace Operativo y Unidad Operativa KMZ, se tiene que llevar a cabo una planeación más detallada, reconociendo que el desarrollo del proyecto no es mecánico y que se deben incorporar al diseño opciones y oportunidades de adaptación.

En el APKMZ, el equipo multidisciplinario VCDSE incluye a todos los especialistas y a quienes participan en todas las fases del proceso, tomando en cuenta los aspectos relevantes de la terminación y perforación de pozos, Tabla 1.

Tabla 1. Consideraciones en la terminación y perforación de pozos.

En el seno del equipo multidisciplinario se analizan las tecnologías aplicables con el propósito de disminuir los tiempos y riesgos en la construcción e incrementar el tiempo de vida productiva del pozo, Figura 2.

Figura 2. Tecnologías aplicables en terminación y perforación de pozos.




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Ejecución.- Es la etapa del proceso donde se efectúa la perforación y terminación del pozo; sin embargo, previamente se tiene una actividad importante que es la planeación operativa, cuyo objetivo es la programación de los materiales, servicios y la asignación previa de las tareas específicas que debe realizar el personal de la Unidad Operativa Ku–Maloob–Zaap. Las características más sobresalientes de la planeación operacional son: considerar los lineamientos sugeridos por la planeación estratégica y táctica, y convertirlos en actividades programables; aplicando los procedimientos establecidos y reglas definidas con precisión en cada etapa.

Son actividades que se realizan de manera cotidiana, para alcanzar la eficiencia como parámetro principal. Se enfoca al presente, donde se desarrollan las actividades que conforman el cumplimiento de metas que en su conjunto van a lograr los objetivos propuestos.

Estas tareas les corresponden a los supervisores, pues son ellos quienes basándose en las tácticas y los objetivos planteados observan su cumplimiento; es decir, dan seguimiento a parámetros en superficie y fondo; desviaciones de lo programado vs lo real de diferentes parámetros, Figura 3; y elaboran la estadística de los tiempos perdidos.

Figura 3. Parámetros de perforación considerados en la construcción del pozo.

Se apoyan con un sistema de alertas y al dar seguimiento continuamente, se pueden realizar recomendaciones oportunamente para efectuar los ajustes correspondientes a las desviaciones observadas; se lleva a cabo el seguimiento en tiempo real, tanto perforando como en cambios de etapa; se ejecutan simulaciones en tiempo real de variables (programas de hidráulicas, modelaje de sartas, torque y arrastre, trayectoria direccional, etc.), para optimizar la perforación, predecir las curvas de avance y ajustar los parámetros.

Se diferencia del diseño, ya que éste define qué hacer y los recursos con los que se realizará; mientras que la ejecución define la manera de cómo llevar a cabo la operación y las metas de eficiencia esperadas.

Evaluación.- Proceso que tiene como finalidad determinar el grado de eficacia y eficiencia, con que han sido empleados los recursos destinados para alcanzar los objetivos previstos, posibilitando la determinación de las desviaciones y la adopción de medidas correctivas, que garanticen el cumplimiento adecuado de las metas presupuestadas.

En el Activo de Producción Ku Maloob Zaap se está impulsando la documentación de las lecciones aprendidas, resumiendo y capturando los resultados conforme se avanza en las operaciones. Esto permite asimilar y transmitir las lecciones aprendidas a otros Activos. La evaluación de lo programado vs lo real incluye tanto actividades de operación como de diseño, destacando la columna geológica, asentamientos de tuberías de revestimiento, geopresiones, profundidad de cada etapa,




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estado mecánico, toma de información, comportamiento del yacimiento, producción, costos.

Mejora.- Es un proceso progresivo para cumplir los objetivos de la organización, y prepararse para los requerimientos o proyectos próximos. En el caso del proyecto pozo, el proceso

de mejora en el diseño se manifiesta desde la selección de la alternativa a seguir, así como en el diseño y aplicación de tecnologías; mientras que en la ejecución se observa la operación, capacitación del personal, contratación de equipos, servicios de perforación, y la planeación operativa, entre otras, Figura 4.

Figura 4. Proceso de mejora en las actividades de perforación y terminación de pozos.

Durante el proceso de mejoramiento se debe tomar el tiempo necesario para documentar las lecciones aprendidas, mediante resúmenes que permitan en el futuro tomar decisiones asertivas durante el desarrollo del proyecto pozo. Es recomendable realizar una revisión adecuada de las “lecciones aprendidas” al final de cada etapa o cada pozo.

Lecciones aprendidas

El propósito de este paso es sustituir lo que no funcionó por lo que funciona mejor, para enfocar los esfuerzos en áreas de mejora potencial. La mejora en el proyecto pozo se refleja en los resultados de los tiempos de ejecución, costo y producción.

Se aprende tanto de decisiones inadecuadas como de las buenas decisiones, así como de acciones eficaces realizadas; se aprende del uso apropiado y eficiente de técnicas y de herramientas.

Las lecciones aprendidas se deben documentar durante la ejecución del proyecto haciéndose los cuestionamientos siguientes:

1. ¿El proyecto alcanzó la meta de tiempo, costo y producción?

2. ¿Se conoce el criterio de éxito listado en el documento del alcance del proyecto?

3. Se alcanzaron los objetivos de toma de información y ¿qué valor o conocimiento proporcionó la misma?

4. ¿Cuáles fueron las lecciones principales que el equipo de trabajo aprendió?

5. Describir las etapas donde el proyecto se llevó a cabo correctamente y por qué; asimismo, dónde se desvió el proyecto y por qué.

6. ¿Qué podría realizarse en forma diferente en un proyecto próximo basado en la experiencia del proyecto actual?




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Tiempos

Para estimar los tiempos se considera en cada etapa del proceso de perforación y terminación, el tiempo perforando, los viajes, toma de información, introducción de tuberías de revestimiento, cementación, conexiones superficiales, fluidos, entre otras actividades.

En el caso presente, el tiempo estimado puede resumirse en tiempo normal (libre de problemas), perforando con problemas y por mal tiempo, tanto en las actividades de perforación como en los cambios de etapa, Figura 5.

Figura 5. Tiempos en los cambios de etapa del Campo Ku.

Costos.- Se consideran los costos de equipos, materiales (barrenas, lodo, cemento, tubería de revestimiento y cabezales) y servicios (lodo, tuberías de revestimiento, logística, cementación, direccional, inspección de tuberías, registros, diesel y lubricantes), Figura 6.

Puede observarse que el porcentaje de los costos invertidos en el pozo, la renta de los equipos de perforación y los servicios representan el 70% del costo total del pozo; de ahí la importancia en reducir los costos de equipos, materiales y servicios.

Figura 6. Costo de materiales y servicios interviniendo con equipo fijo.




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Producción.- Otro de los elementos importantes en la perforación y terminación de pozos es la producción comprometida, Figura 7. Cuando se habla de mejoramiento de la productividad, es necesario desarrollar una visión integrada del sistema de producción: yacimiento-pozo-superficie, y en consecuencia, el diagnóstico y estudios integrales, ya que de esto depende la recuperación de las reservas del yacimiento.

Figura 7. Comportamiento de la producción de los pozos terminados en los campos del APKMZ.

Procedimiento.- Conociendo el tiempo óptimo para perforar un pozo y el rango de mejora, es posible programar la meta en cada pozo, apoyados con la técnica de curva de aprendizaje.

Inicialmente se agrupan las gráficas de profundidad contra tiempo y se analiza el comportamiento, sin tomar en

cuenta las lecciones aprendidas. Los tiempos realizados por cada tipo de equipo, son indicativos de las metas de intervención; la reducción en tiempo seguirá un patrón previsible; se analizan los pozos con características similares y se determina su rango de oportunidad. Para determinar el límite técnico, se considera el mejor tiempo realizado, Figura 8.

Figura 8. Gráfica de profundidad vs tiempo de pozos en el Campo Zaap.




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Considerando el tiempo realizado en pozos con mayor y menor tiempo, se determina el área de oportunidad o tiempo que podrá disminuirse paulatinamente, la velocidad de aprendizaje y el límite técnico, Figura 9.

Figura 9. Área de oportunidad y límite técnico del Campo Zaap.

Resultados

En general los resultados de los tiempos programados contra lo realizado se han cumplido en el Activo de Producción Ku Maloob Zaap, observándose que los equipos cuando asimilan las lecciones aprendidas y buenas prácticas, disminuyen aún más los tiempos en los pozos siguientes, Figura 10.

Figura 10. Mejoras en los campos Ku, Maloob y Zaap, en tiempo.




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De acuerdo a la experiencia en los tres campos, se tienen áreas de oportunidad, e independientemente de que la mayor parte de los pozos han cumplido con los tiempos programados, se determina que es posible reducir los tiempos de perforación, como se muestra en las Figuras 9 y 11.

Figura 11. Área de oportunidad y límite técnico del Campo Ku y Maloob.

Si se continúa con el proceso de mejora podrían alcanzarse ahorros como los mostrados en las diferencias entre lo programado y lo real, tanto en costos como en tiempos, Figura 12.

Figura 12. Mejoras en el Campo Zaap en tiempo y costo.

Como puede observarse, los tiempos promedio de perforación han venido disminuyendo gradualmente; así, mientras que en el año 2008 se requerían en promedio 126 días, actualmente se realizan 115 días y la meta actual es de 110 días por pozo, Figura 13.




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Figura 13. Disminución de los tiempos en los campos del APKMZ.

Asimismo considerando los tiempos por tipo de pozo, los cuales se han cumplido, se muestran en la Figura 14.

Figura 14. Tiempos programados vs reales por tipo de pozo.




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Con respecto al costo de los pozos, es entendible destacar que los que se realizaron en menor tiempo, además de cumplir con los compromisos de producción establecidos, resultan los proyectos más rentables, Figura 15.

Figura 15. Costos de perforación por tipo de pozo.

Si bien es cierto que en el desarrollo de los campos Ku Maloob Zaap en principio la meta fue alcanzar la producción de 850,00 BPD, ahora es el sostenimiento de la producción por un periodo de cinco años, Figura 16 y 17.

Figura 16. Perfiles de producción del APKMZ




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Figura 17. Ritmos de producción por tipo de pozo.

Conclusiones

1. La curva de aprendizaje discutida en este trabajo es aplicable a la perforación de pozos en campos con características similares, perforados en una misma área.

2. Los tiempos determinados por la curva de aprendizaje se consideran en el cálculo de los costos, siendo éstos los más competitivos.

3. Los valores que determinan la curva de aprendizaje son indicativos del desempeño de una organización dedicada a la perforación de pozos.

4. Los factores que más influyen en el mejoramiento de la perforación son: la tecnología empleada, aplicación de mejores prácticas y lecciones aprendidas, tanto en la parte de ingeniería como en la operativa, mejores métodos, herramientas y equipos más eficientes.

5. Reconocer los errores y corregirlos es una de las tareas básicas y más difíciles de toda empresa. De ahí la importancia de examinarlos cuidadosamente y adoptar las medidas para eliminarlos.

6. Se han reducido los tiempos no productivos de perforación asociados a problemas de estabilidad, mediante la identificación de riesgos potenciales y la elaboración del correspondiente plan de mitigación, realizando el diseño con menos riesgo.

7. Se lleva a cabo el seguimiento en tiempo real de las operaciones de perforación y terminación de pozos, con la finalidad de identificar áreas de oportunidad de mejoras en los procesos y diseños de los pozos.



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Referencias

Brett, J.F. y Millheim, K.K. 1986. The Drilling Performance Curve: A Yardstick for Judging Drilling Performance. Artículo SPE 15362, presentado en SPE Annual Technical Conference and Exhibition, octubre 5-8, New Orleans, Louisiana. http://dx.doi.org/10.2118/15362-MS.

Semblanza

Ing. Fernando Juárez Sánchez

Ingeniero Petrolero egresado de la Universidad Nacional Autónoma de México en 1981.

Titulado con Mención Honorífica en la Licenciatura en Administración Pública en la Universidad Nacional Autónoma de México. Tiene el grado de Maestro en Ingeniería que cursó en la misma institución.

Ingresó a Petróleos Mexicanos en el Departamento de Ingeniería Petrolera en Ciudad del Carmen, Estado de Campeche, en julio de 1981.

De 1981 a 1991 se desempeñó como Supervisor de cementaciones, terminaciones y reparación de pozos, en plataformas fijas, autoelevables, semisumergibles y barcazas; así como pruebas de producción y estimulación de pozos.

De 1991 a 1992 fue Superintendente del área de Ingeniería de Diseño, perteneciente a la Subgerencia de Terminación y Reparación de pozos, Región Marina.

De 1993 a 1995 fue Superintendente del Área de Planeación perteneciente a la Subgerencia de Planeación y Evaluación de Perforación y Mantenimiento de Pozos.

De 1995 a 2006 fue Superintendente del área de Diseño y Seguimiento de Intervención a Pozos, en Coordinación de Diseño de Explotación, Activo Ku-Maloob-Zaap.

De 2007 a la fecha es Líder del Equipo Multidisciplinario VCDSE del APKMZ, perteneciente a la Coordinación de Diseño de Proyectos, Activo de Producción Ku Maloob Zaap.



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Análisis de la madurez de las cuencas productoras de aceite y gas en México, mediante su distribución fractal

Ing. Jorge Huescani Jiménez BernalGerencia de Recursos y Reservas

Subdirección de Planeación, sede México

Información del artículo: Recibido enero de 2012-aceptado diciembre de 2012

Resumen

Generar y analizar las curvas características de distribución fractal de cada cuenca desde la de Burgos hasta la del Sureste utilizando cada uno de los campos que se han descubierto en ellas. Es en función del tamaño de sus campos y de su Rank como se obtiene la distribución fractal de cada cuenca para su análisis.

La distribución fractal es una técnica de análisis que va de la mano de la estadística descriptiva, pero va más allá del uso de medidas de tendencia central por usar el la propia secuencia del dato en relación con su tamaño para obtener una distribución de probabilidad. La curva resultante se utiliza para medir lo descubierto contra lo no descubierto.

La Industria Petrolera como tal siempre está asociada al éxito y al fracaso de las actividades de exploración y de explotación. Los campos ya descubiertos difieren entre sí por su tamaño, así en una cuenca tenemos gran cantidad de descubrimientos de tamaño pequeño y muy pocos descubrimientos de gran tamaño, quedando los valores medios más cerca del valor pequeño que de los valores grandes.

La relación que se da entre el tamaño de los campos y su Rank (valor secuencial de su tamaño) permiten la determinación del marco de referencia, no podemos clasificar en pequeños, medianos o gigantes si no conocemos ese marco de referencia, es este marco el que se busca estimar y aplicar en diversos casos con información de pozos, yacimientos, campos y cuencas.

El uso del Rank como variable del propio dato justifica la búsqueda de la aplicación de la distribución fractal en problemas de petróleo producido para determinar el petróleo por producir o por descubrir.

Artículo arbitrado

Introducción

Entre la variedad de herramientas utilizadas para la estimación de reservas remanentes, destacan la probabilidad y estadística y el énfasis consecuente en el análisis de los datos obtenidos por la medición directa o indirecta de parámetros, cuya distribución no es normal; antes bien se identifica como log-normal, como es el caso de las heterogeneidades en las propiedades de los yacimientos como espesores, permeabilidades, porosidades y saturaciones. Estos, más otros procesos que determinan la acumulación de aceite y gas, son invariantes a la escala y en términos de cuencas, se presentan en cuencas pequeñas como la de Sabinas o en cuencas muy grandes como la del

Sureste. Un comportamiento de distribución fractal también puede asociarse a las reservas de hidrocarburos, debido a que manifiestan una distribución log-normal.

Una de las funciones de la Gerencia de Recursos y Reservas de Petróleos Mexicanos (Pemex), es la administración de la información resultante y del acopio de datos de los campos en explotación, así como de los nuevos descubrimientos; los datos que año con año se recaban se han resumido, reportado y almacenado para su análisis cuidadoso. Del sistema institucional o base de datos al 1 de enero de 2012, se usará la información por cada cuenca productora del sistema petrolero para generar las curvas de distribución fractal, y serán los campos en explotación con reservas



Análisis de la madurez de las cuencas productoras de aceite y gas en México, mediante su distribución fractal, p.p.49-65

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remanentes 2P las muestras u observaciones. Se seleccionó la reserva 2P por tener implícitamente a las reservas probadas totales más las reservas probables, además el riesgo de estas reservas sólo implica el 50 por ciento tanto técnica como económicamente por ser la categoría de reservas utilizada para documentar la cartera de los proyectos de explotación.

Se toma a la distribución fractal como una técnica de análisis que permitirá ir más allá de sólo reportar los datos duros, con esta técnica se podrán obtener conclusiones o inferencias sobre el estado actual de cada cuenca en explotación, así como identificar su grado de madurez e identificar las oportunidades de generación de proyectos de exploración futura.

Desarrollo del tema

Como parte del trabajo es necesario definir ciertos conceptos que por su nombre pueden causar confusión.

Fractales

Los fractales son formas geométricas que no pueden describirse con la geometría euclidiana convencional.

Geometría fractal

Es una rama de las matemáticas que estudia los objetos que poseen una dimensión no entera y que presentan propiedades de escala muy particulares. Dicho de otra manera es la evidencia de que muchos procesos o fenómenos que se presentan en la naturaleza son invariantes en su escala, como los deltas de los ríos. La geometría fractal describe una manera particular de orden inherente en ciertas estructuras, aparentemente aleatorias. Cuando cierta propiedad presenta una distribución fractal es invariable a la escala. Invariabilidad a la escala significa que es imposible decir cuan grande es algo sin tener una escala externa de referencia. La explicación física para la invariación de la escala es que algunos procesos físicos pueden actuar en un rango amplio de tamaños, de tal manera que se producen estructuras similares en escalas extensamente diversas.

Modelo de distribución fractal

En probabilidad y estadística, una distribución fractal o modelo parabólico fractal, es un tipo de distribución discreta

de probabilidad en la que el logaritmo de la frecuencia o tamaño de las entidades de una población, es un polinomio cuadrático del logaritmo del Rank en donde el Rank es el orden secuencial del tamaño de cada entidad.

Las cuencas petroleras de México

Pemex Exploración y Producción desde 1938 lleva 74 años explotando y explorando las diferentes cuencas, en sus porciones terrestre y marina de la planicie costera y de la plataforma continental del Golfo de México, y recientemente de las Aguas Profundas del mismo Golfo. Sin embargo, los registros históricos indican que desde 1904 con el descubrimiento de producción comercial en el pozo La Pez-1 en el área de Ébano, San Luis Potosí, se iniciaron los primeros descubrimientos por parte de diferentes compañías en la cuenca conocida como Tampico-Misantla.

Conforme pasaron los años, se tienen descubiertas cinco cuencas donde se ha establecido producción comercial de hidrocarburos; desde esa fecha hasta el 2012 se llevan 108 años de descubrimientos, lo que proporciona un nivel de confianza alto a los resultados y análisis generados con la técnica de distribución fractal.

La relación que se da entre el tamaño de los campos y su Rank (valor secuencial de su tamaño) permiten la determinación del marco de referencia; no se puede establecer una clasificación en pequeños, medianos o gigantes si no se conoce ese marco de referencia, es este marco el que se busca estimar y aplicar en diversos casos por medio de la información de pozos, yacimientos, campos y cuencas. Finalmente, la magnitud del marco de referencia que se obtenga será el valor determinista del recurso por descubrir, o aún no descubierto.

Cuencas productoras principales de México

México cuenta con siete cuencas de interés altamente comercial para la exploración y producción de hidrocarburos. Sin embargo, sólo cinco de estas siete cuencas han aportado producción de hidrocarburos mediante los pozos que se han explotado dentro de ellas. Las siete cuencas son las siguientes:

1.- Cuenca de Sabinas

2.- Cuenca de Burgos



Ing. Jorge Huescani Jiménez Bernal

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3.- Cuenca de Tampico-Misantla

4.- Cuenca de Veracruz

5.- Cuenca del Sureste

• Salina del Istmo

• Reforma-Comalcalco

• Macuspana

6.- Cuenca del Golfo de México Profundo

7.- Cuenca de Yucatán

Distribución geográfica de las cuencas productoras principales de México

Al 1 de enero de 2012 se tienen 743 campos documentados en las primeras cinco cuencas principales. La Cuenca del Sureste agrupa tres sub cuencas, que también se les conoce como cuencas del Sureste. En la Figura 1, se observa la representación geográfica de estas siete cuencas incluyendo las cuencas del Sureste.

Figura 1. Distribución geográfica de las cuencas productoras de hidrocarburos en México y con potencial exploratorio.

Producción por cuenca, de aceite y gas durante 2011

Desde el punto de vista de la producción del periodo del 2011, las cuencas del Sureste son las que aportaron el mayor volumen de aceite producido de los 930.8 millones de barriles (mmb) registrados. La Figura 2 muestra las barras respectivas de cada cuenca.




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Respecto al gas producido durante el 2011, la Figura 3 muestra el comportamiento de las cuencas en miles de millones de pies cúbicos; se observa que de los 2,406.8 mmmpc producidos, las cuencas del Sureste aportaron el 65.3 por ciento, seguida por la Cuenca de Burgos con 19.7 por ciento, la Cuenca de Veracruz aportó el 10.9 por ciento.

Figura 3. Volumen producido de gas durante el 2011 por cuenca.

Producción acumulada de aceite y gas (NP, GP) por cuenca

Desde el punto de vista de la producción histórica acumulada de aceite, se observa en la Figura 4 que las cuencas del sureste son las que han aportado el 85.5 por

ciento del aceite crudo, seguida de la cuenca de Tampico–Misantla con 5.6 por ciento. El volumen en la Cuenca de Burgos corresponde a condensados producidos; en el caso de la Cuenca de Veracruz, inicialmente fue productora de aceite a través de sus primeros campos descubiertos.

Figura 2. Volumen producido de crudo durante el 2011 por cuenca.




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Figura 4. Volumen acumulado producido de aceite durante el 2011 por cuenca.

Figura 5. Volumen acumulado producido de gas durante el 2011 por cuenca.

Para la producción histórica acumulada de gas se observa en la Figura 5 que las cuencas del Sureste y de Burgos aportan respectivamente el 66.5 y el 16.9 por ciento, mientras que la Cuenca de Tampico-Misantla registra el 11.4 por ciento. En este rubro la Cuenca de Veracruz ha aportado el 4.6 por ciento y la de Sabinas sólo el 0.7 por ciento.

Tanto por la producción del periodo 2011 como de la producción acumulada, las cuencas de Burgos, Sabinas y Veracruz son prácticamente gasíferas en su totalidad; las cuencas de Tampico-Misantla y las del Sureste se componen tanto de aceite como de gas asociado como del no asociado.

Reservas remanentes de aceite y gas por cuenca

Al 1 de enero de 2012, las reservas de aceite en la categoría 2P están distribuidas por cuenca de la siguiente manera: de un total de 18,573.3 millones de barriles de aceite, el 75.8 por ciento se encuentra en las cuencas del Sureste; en la segunda posición la Cuenca de Tampico-Misantla registra el 24.1 por ciento. Estos valores se observan en la Figura 6, las cuencas de Veracruz y de Burgos consolidan solamente el 0.12 por ciento.




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Respecto al gas, las reservas remanentes al 1 de enero de 2012 en la categoría 2P se distribuyen por cuenca de la siguiente forma: de un total de 34,836.8 miles de millones de pies cúbicos, el 55.8 por ciento se encuentra en las cuencas del Sureste, en segunda posición la Cuenca de Tampico-Misantla registra el 33.9 por ciento. Estos valores se observan en la Figura 7, las cuencas de Veracruz y de Burgos consolidan respectivamente 7.4 y 2.5 por ciento. La Cuenca de Sabinas sólo representa el 0.4 por ciento de las reservas 2P de gas.

Figura 6. Reservas remanentes 2P de aceite por cuenca al 1 de enero de 2012.

Figura 7. Reservas remanentes 2P de gas por cuenca al 1 de enero de 2012.




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Distribución fractal de las cuencas petroleras de México

En función de las reservas remanentes 2P, se generarán las curvas características de distribución fractal de las cinco cuencas productoras. Se inicia con la Región Norte en donde se encuentran cuatro de las cinco cuencas expuestas en la Figura 7.

Cuenca de Burgos

Esta cuenca se ha logrado rehabilitar alcanzado nuevos picos de producción, gracias a un programa intensivo de

inversiones estratégicas en exploración y explotación. Esta cuenca agrupa 233 campos descubiertos, aunque al 1 de enero de 2012 solamente 185 cuentan con valores de reservas probadas más probables.

La Figura 8 muestra la distribución log-normal de las reservas 2P de todos los campos de la Cuenca de Burgos, pero el análisis con esta distribución no es sencillo cuando se trata de un gran número de datos; por tal razón se generó la distribución fractal que resulta más fácil de entender, graficando el valor de las reservas 2P contra el valor de su Rank, en escala logarítmica para ambos parámetros, tal como lo muestra la Figura 9.

Figura 8. Distribución log-normal de las reservas remanentes 2P de gas para la Cuenca de Burgos al 1 de enero de 2012.

Figura 9. Distribución fractal de las reservas remanentes 2P de gas para la Cuenca de Burgos al 1 de enero de 2012.




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La Figura 10 muestra que los datos de la distribución para la Cuenca de Burgos se ajustan a una regresión exponencial, con una aceptación de R2 de 0.861; la curva parabólica casi está completa, lo cual indica que la cuenca se encuentra en estado avanzado de exploración, debido a que ya se descubrieron los campos mayores, medianos y pequeños, y la extrapolación hacia el Rank indica que existe una alta probabilidad de descubrimientos pero de campos pequeños. La media de los campos encontrados en esta cuenca para la reserva 2P es de 16.7 y la mediana es de 5.5 mmmpc.

La parte más importante del potencial petrolero de la Cuenca de Burgos se encuentra en las extensiones costa afuera. Se trata de las mismas formaciones geológicas que han demostrado ser productoras en tierra, pero que en el mar han permanecido sin explotación, cuando

haya evidencia de campos descubiertos en esta área la curva parabólica podría cambiar hacia la derecha al encontrarse campos entre los 100 mmmpc o menores o iguales al del Rank igual a uno, que es el que presenta el Campo Nejo.

Figura 10. Curva de distribución fractal analizada de las reservas remanentes 2P de gas para la Cuenca de Burgos al 1 de enero de 2012.

Cuenca de Sabinas

La Cuenca Jurásica de Sabinas que se extiende en Coahuila y parte de Durango y la Terciaria de Burgos, en Tamaulipas y Nuevo León, agrupa 25 campos descubiertos, aunque al 1 de enero de 2012 solamente 17 cuentan con valores de reservas probadas más probables.

La Figura 11 muestra la distribución log-normal de las reservas 2P de todos los campos de la Cuenca de Sabinas, a continuación se generó la distribución fractal de manera similar a la de la Cuenca de Burgos, graficando el valor de las reservas 2P contra el valor de su Rank en escala logarítmica para ambos parámetros, tal como lo muestra la Figura 12.




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Figura 11. Distribución log-normal de las reservas remanentes 2P de gas para la Cuenca de Sabinas.

Figura 12. Distribución fractal de las reservas remanentes 2P de gas para la Cuenca de Sabinas.

La Figura 13 muestra que los datos de la distribución se ajustan a una regresión exponencial con una aceptación de R2 de 0.94; la curva parabólica no está completa, lo cual indica que la cuenca esta sub explorada, que los campos mayores son de reciente descubrimiento, tales son los casos de los campos que ocupan el Rank = 1 y 2, que corresponden a los campos Cougar y Emergente. Resulta de interés para esta cuenca mantener los planes de inversión en exploración, pues se evidencia con la curva fractal que existe una alta probabilidad de campos por descubrir, tanto grandes, medianos y pequeños. La media de los campos encontrados en esta cuenca para la reserva 2P es de 11.1 y la mediana es de 6.9 mmmpc.




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Cuenca de Tampico–Misantla

Hacía el sur de Tamaulipas se encuentra el río Soto La Marina. De ese punto, hasta aproximadamente el río Nautla, en Veracruz, se localiza la Cuenca de Tampico Misantla, la cual incluye los campos de los activos Poza Rica- Altamira y Aceite Terciario del Golfo; también tiene su componente marina en los campos de la Faja de Oro y de campos como Lankahuasa y Kosni.

En la Cuenca de Tampico-Misantla la mayoría de los campos descubiertos son de aceite y gas asociado,

y en menor proporción campos de gas no asociado, por lo que el análisis estará dirigido hacia la fase de mayor interés que es el aceite. Esta cuenca agrupa 174 campos descubiertos, aunque al 1 de enero de 2012 solamente 142 cuentan con valores de reservas probadas más probables.

La Figura 14 muestra la distribución log–normal de las reservas 2P de todos los campos de la cuenca de Tampico-Misantla; posteriormente se generó la distribución fractal de manera similar a la de Burgos y Sabinas, tal como lo muestra la Figura 15.

Figura 13. Curva de distribución fractal analizada de las reservas remanentes 2P de gas para la Cuenca de Sabinas al 1 de enero de 2012.

Figura 14. Distribución log-normal de las reservas remanentes 2P de aceite para la Cuenca de Tampico–Misantla.




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Figura 15. Distribución fractal de las reservas remanentes 2P de aceite para la Cuenca de Tampico–Misantla.

La Figura 16 muestra que los datos de la distribución se ajustan a una regresión exponencial, con una aceptación de R2 de 0.851, la curva parabólica casi está completa, lo cual indica que la cuenca se encuentra en estado avanzado de exploración, lo que implica que ya se descubrieron los campos mayores, medianos y pequeños. También se observan dos tendencias que se cruzan, la tendencia 1 se localiza del lado de los campos muy grandes, los campos del Rank igual a 1 hasta el veinticinco corresponden a

campos del Paleocanal de Chicontepec, siendo el del Rank igual a uno el Campo Remolino. Respecto a la tendencia 2, se localiza del lado de los campos similares en tamaño y menores a los campos Ébano, Pánuco y Cacalilao. La extrapolación hacia el Rank indica que existe una alta probabilidad de descubrimientos pero de campos medianos y pequeños. La media de los campos encontrados en esta cuenca para la reserva 2P es de 43.4 y la mediana es de 3.4 mmb.

Figura 16. Distribución fractal de las reservas remanentes 2P de aceite para la Cuenca de Tampico-Misantla.




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Figura 17. Distribución log-normal de las reservas remanentes 2P de gas para la Cuenca de Veracruz.

El potencial petrolero más importante de esta cuenca se encuentra costa afuera; para desarrollarlo Pemex Exploración y Producción (PEP) ha formulado varios proyectos, entre ellos el Proyecto Arenque y el Proyecto Faja de Oro Marino.

Cuenca de Veracruz

Esta cuenca es primordialmente gasífera. Gracias a la reactivación de la exploración y al propio éxito exploratorio, en esta cuenca se han descubierto 49 campos, sin embargo, al 1 de enero de 2012, solamente 44 campos cuentan con reservas probadas más probables.

La Figura 17 muestra la distribución log-normal de las reservas 2P de todos los campos de la Cuenca de Veracruz, similar a otras cuencas se generó la distribución fractal de esta cuenca graficando el valor de las reservas 2P contra el valor de su Rank en escala logarítmica para ambos parámetros, tal como lo muestra la Figura 18.

Figura 18. Distribución fractal de las reservas remanentes 2P de gas para la Cuenca de Veracruz.




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La Figura 19 muestra que los datos de la distribución no se ajustan a una regresión exponencial, la curva parabólica ya no se forma, pero se agrupan los datos casi completamente a un comportamiento lineal, lo cual indica que la cuenca está en estado avanzado de exploración; es decir, que ya se descubrieron los campos mayores, medianos y pequeños, y que prácticamente no queda mucho por encontrar. La media de los campos encontrados en esta cuenca para la reserva 2P es de 22.2 y la mediana es de 2.6 mmmpc.

Figura 19. Distribución fractal de las reservas remanentes 2P de aceite para la Cuenca de Tampico-Misantla.

Cuenca del Sureste

Esta cuenca es la mayor productora de aceite y gas asociado, se compone de las tres sub cuencas conocidas como Salina del Istmo, Reforma–Comalcalco y Macuspana. En esta cuenca se han descubierto campos de todo tipo de tamaños, pero lo más importante es que es en esta cuenca donde se han localizado a los gigantes Cantarell y Ku-Maloob-Zaap.

A nivel de Activo de Producción, esta cuenca abarca las extensiones de las Regiones Sur, Marina Noreste y

Marina Suroeste. Por las dimensiones del tamaño de esta cuenca no se considera el análisis de las tres sub cuencas y solamente se analizará la fase de aceite. En esta cuenca se han descubierto 262 campos y al 1 de enero de 2012 solamente 180 cuentan con valores de reservas probadas más probables.

La Figura 20 muestra la distribución log-normal de las reservas 2P para los campos de la Cuenca del Sureste; se generó la distribución fractal de manera similar a la de Tampico-Misantla, tal como se muestra en la Figura 21.




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Figura 21. Distribución fractal de las reservas remanentes 2P de gas para la Cuenca del Sureste.

Figura 20. Distribución log-normal de las reservas remanentes 2P de aceite para la Cuenca del Sureste.

La Figura 22 muestra que los datos no se ajustan a una regresión exponencial, la curva parabólica no se forma, pero los datos se agrupan a un comportamiento lineal, lo cual indica que la cuenca se encuentra en estado avanzado de exploración, es decir, que ya se descubrieron los campos mayores, medianos y pequeños y que hay una alta probabilidad por descubrir campos de medianos a pequeños. La media de los campos encontrados en esta cuenca para la reserva 2P es de 84.3 y la mediana es de 16.2 mmb.




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Figura 22. Distribución fractal de las reservas remanentes 2P de aceites para la Cuenca del Sureste.

Conclusiones

Es importante incrementar el éxito exploratorio, debido a que se esperan descubrimientos de campos pequeños.

Se deben mantener en niveles competitivos los costos de descubrimiento y desarrollo, así como de producción.

Conservar o intensificar las actividades de exploración en todas las cuencas, así como de las inversiones asociadas para la extracción de las reservas de aceite y gas en todas sus categorías.

Implementar las tecnologías de vanguardia en todas las cuencas para mejorar los costos de descubrimiento, desarrollo y producción.

La producción acumulada de aceite y gas manifestada por las Cuencas del Sureste, obedece principalmente a los grandes descubrimientos que se han hecho en la Sonda de Campeche y en el área Chiapas Tabasco.

El mantenimiento estable de la producción de crudo y gas, solamente puede alcanzarse a través de la puesta en producción de nuevos descubrimientos en cada una de las cuencas con producción comercial.

El inventario futuro de producción de hidrocarburos se localizará en campos cuyos tamaños serán menores a la media de cada cuenca.

Agradecimientos

Se agradece todo el apoyo recibido de los Ingenieros Alfonso Rodríguez Torres, José Luis Pérez Hernández, Enrique Urzúa Pérez y Víctor Degollado Flores, para la realización de este trabajo.




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Semblanza


Ingeniero Petrolero egresado de la UNAM, especialista técnico “B” con conocimientos del sistema de evaluación técnica y económica de reservas MERAK, del simulador ECLIPSE, de sus pre y post procesadores de datos.

Cuenta con 15 años de experiencia en el área de Ingeniería de yacimientos, simulación numérica, evaluación de pruebas de presión-producción, análisis PVT y cálculo de reservas y volúmenes originales por métodos determinísticos y probabilísticos, evaluación técnica y económica de proyectos de explotación de aceite, gas y condensado; cálculo de factores de recuperación; evaluación de asignaciones petroleras y cálculo de provisiones económicas por abandono y desmantelamiento de pozos y plataformas. Once años en Pemex y cuatro en la compañía Schlumberger.

Referencias

Barbosa Cano, F. 2008. El Potencial Petrolero de México en la Era Post–Cantarell.

Brett, J.F. y Feldkamp, L.D. 1993. The Evidence for and Implications of a Fractal Distribution of Petroleum Reserves. Artículo SPE 25826, presentado en SPE Hydrocarbon Economics and Evaluation Symposium, marzo 29-30, Dallas, Texas. http://dx.doi.org/10.2118/25826-MS

Díaz Viera, M.A. y Casar González, R. 2004. Geoestadística Aplicada. Tema: Geoestadística Fractal. Instituto Mexicano del Petróleo. http://mmc2.geofisica.unam.mx/cursos/geoest/Presentaciones/CG8a.pdf (descargado 30 de mayo de 2012).

Laherrère, J. 1996. Distributions de Type «Fractal Parabolique» dans la Nature. Comptes Rendus del Académie des Sciences Série II a: Sciences de la Terre et des Planétes (Ser. 2, T. 322, N7): 535-541. http://gallica.bnf.fr/ark:/12148/bpt6k57588699/f23.image

Morales Gil, C. 2008. Perspectivas de la Exploración y Producción de Hidrocarburos de México. Pemex Exploración y Producción. www.pemex.com/files/content/perspectivas_17.pdf.




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texto y en orden alfabético al final del trabajo, de acuerdo al manual establecido por la SPE Publication Style Guide:

Libros

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

Artículos

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

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

Conferencia, reunión, etc.

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

Tesis

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

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

PDF (en línea)

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

Normas

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

Software

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

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