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Retos y Avances en el Desarrollo y Operación de un Yacimiento No Convencional, “Chicontepec”

Ingeniería Petrolera 1

RETOS Y AVANCES

EN EL DESARROLLO Y OPERACIÓN DE UN

YACIMIENTO NO CONVENCIONAL,

“CHICONTEPEC”

ESPECIALIDAD: INGENIERÍA PETROLERA

ANTONIO NARVÁEZ RAMÍREZ

Fecha de Ingreso: 08 de Diciembre de 2012



CONTENIDO

Página

ResumenEjecutivo

5

Introducción

7

Antecedentes de Chicontepec

13

4

Capítulo1. YACIMIENTO

1.1. Pozos estratégicos, extensión y desarrollo 17

1.2. Sísmica 21

1.3. Registros de Pozos 23

1.4. Petrofísica 24

1.5. Toma de información de Ingeniería 26

1.6. Matriz de Jerarquización de Localizaciones 27

Capítulo 2. DESARROLLO DE PROYECTOSTECNOLÓGICOS

2.1. MacroperasAutosustentables 31

2.2. PozosMultifracturados 34

2.3. HectáreaMultifracturada 41

2.4. PruebasPiloto 44

2.4.1. Inyección de Agua 45

2.4.2 Inyección de Dióxido de Carbono, CO2 50



Capítulo 3. INICIATIVAS EN POZOS E INFRAESTRUCTURA

3.1. Iniciativas en Diseño de Pozos 53

3.1.1. Perforación 53

3.1.2. Terminación 59

3.1.3. TerminacionesEspeciales 61

3.1.4. Refracturamientos 62

3.2 Productividad de Pozos 63

3.3. ReparacionesMayores 69

3.4. Infraestructura de Producción 71

3.4.1. Módulo de SeparaciónPortátil 72

3.4.2. Chicónmetros 73

3.4.3. Comandos Operativos 75

Capítulo 4. Estrategias de Gestión del Proyecto y Cultura No Convencional 77

4.1. Cuadernos de Gestión 78

4.2. Grupos de Productividad 80

4.3. Los Fantásticos 81

4.4. Centro de Monitoreo 83

4.5. Cultura no convencional 85

4.5.1. Padrinos y Ahijados 85

4.5.2. Generando la Identidad del Equipo Chicontepec 86

Logros y Retos

89

Visión Futura

91

Conclusiones

93

Agradecimientos

94

Semblanza Candidato

95



RESUMEN EJECUTIVO

Los proyectos de extracción de petróleo son de gran complejidad desde la delimitación

y caracterización de los yacimientos, el diseño de pozos, la ejecución de la perforación

y la terminación de pozos, mientras se coordina su incorporación a producción

mediante la infraestructura de separación y compresión de gas, para su

comercialización, posteriormente mantener la productividad de pozos mediante

actividades de optimización, así como reparaciones mayores y menores, sin descuidar

el mantenimiento de las instalaciones, representando un gran esfuerzo de coordinación

y seguimiento de diferentes actividades, las cuales permitan dar una atención integral

al desarrollo del proyecto.

Cada proyecto es diferente, sin embargo la prioridad del desarrollo es hacia

yacimientos con condiciones que permiten la perforación de pozos con buenas

producciones, utilizando tecnologías comunes y que no requierande nuevas estrategias

para mantenerlos fluyentes por periodos mayores de tiempo.

Existenproyectos considerados “No Convencionales”, en los que su explotación,

además de todos los retos involucrados, requieran de acciones que permitan vencer

la complejidad del yacimiento para lograr pozos con producciones rentables, así

mismo de un seguimiento y análisis continuo, del cual se deriven diferentes acciones

de ingeniería para optimizar su producción.

La administración de estos yacimientos requiere una filosofía de operación diferente, la

cual debe de considerar:

• Optimización de la perforación y terminación de pozos

• Aseguramiento de la sustentabilidad Ambiental

• Adoptar un modelo de Negocio Flexible para su desarrollo integral



Actualmenteen México, se está desarrollando unProyecto No Convencional

-Paleocanal “Chicontepec”-, el cual estáconsiderado como la reserva más grande de

petróleo en nuestro país y el Activo Integral Aceite Terciario del Golfo (AIATG) es el

encargado de asumir el reto de administrarlo para la explotación de este recurso.

En la primera etapa del proyecto (2008-2010) se efectuó una gran actividad de

perforación y terminación de pozos, a partir del segundo semestre de 2010 se definió

una segunda etapa, fundamentada en las siguientes estrategias:

1. Mantener e incrementar la producción base

2. Incorporar rápidamente laproducción de nuevas áreasde mayor

productividad(extensión y nuevos desarrollos)

Para mantener e incrementar la Producción Base, se establecieron estrategias para

lograr la operación eficiente de los pozos existentes y la incorporación de pozos

cerrados. Mientras que la incorporación de pozos nuevos se hizo utilizando técnicas

que permitieronobtener pozos con una mejor producción inicial

Así mismo, con la finalidad de optimizar el uso de los recursos, en este Activo, se están

desarrollando múltiples proyectos de ingeniería, enfocados en definir nuevas formas de

explotación y optimización, así comoinfraestructura esbelta, autosustentable y flexible

para el manejo de la producción.

A través de este documento se explican las características del Proyecto y las acciones

implantadas para su Administración, las cuales tienen por objetivo principal convertir a

“Chicontepec” en un proyecto ejemplar de extracción de crudo mediante el desarrollo

de nuevas prácticas.



INTRODUCCIÓN

“Chicontepec”,es un proyecto de alta complejidad debido a la topografía de la región y al

tipo de Yacimiento (Capítulo 1) considerado “No Convencional”, por sus características

petrofísicas (baja permeabilidad) y la relativa baja presión. Sin embargo,buscando perfilarse

como el primer proveedor de hidrocarburos en el país para los próximos 25 años,

“Chicontepec” ha impulsado el Desarrollo de Proyectos Tecnológicos (Capítulo 2) e

Iniciativas en Pozos e Infraestructura (Capítulo 3), ha coordinado niveles de

actividades y logrado crecimientos nunca antes vistos en México, mediante la implantación

de Estrategias deGestión del Proyecto y una Cultura No Convencional (Capítulo 4).

Dentro de las estrategias fundamentales del Activo, se encuentra el mantener la Producción

Base, mediante la operación eficiente de los pozos existentes e incrementarla con la

reincorporación de los pozos cerrados. Otra estrategia que enmarca este proyecto es la

perforación de nuevos pozos en las zonas de mayor productividad y bajo riesgo.

Desde el segundo semestre del 2010, se logró disminuir considerablemente la declinación de

los pozos en operación mediante la creación de grupos de especialistas dedicados a estudiar

su productividad, además, de iniciar una campaña intensa de medición de la producción y

de la implementación de un centro de monitoreo con el cual se pueda observar las 24 horas

de los 365 días del año las principales instalaciones, ductos y pozos del Activo, entre otras

estrategias. Antes de implementar estas mejoras operativas, se tenían factores de

declinación mensual del 8 y 10% y actualmente el factor oscila del 2 al 4%.

Como resultado de estas iniciativas, durante el 2011, se han ejecutado más de 1,970

actividades relacionadas a la operación de pozos, como son: optimización de pozos

fluyentes, instalación y optimización de sistemas artificiales, limpiezas de pozos,

refracturamientos, inducciones químicas, etc.

A continuación se presenta la evolución de las principales actividades de 2010 a 2011,

derivado del cambio de estrategia cuyo objetivo fue establecer un balance adecuado de

actividades:



Figura A.1. Evolución de Actividad 2010-2011

72 75 79 82 82 78 71 77 34 42 13 39 32 43 49 38 40 44 41 48 36

Terminaciones

87 65 53 43 37 46 21 18 19 19 30 24 26 34 31 39 30 42 46 48

Perforaciones2010: 4382011: 320

2010: 7442011: 371

87

48

72

36

E F M A M J J A S O N D E F M A M J J A S

2010 2011


2010 2011

21 23 24 30 25 17 31 24 10 9 6 8 13 31 35 8 26 15 23 29 15

Rep. Mayores

12 19 10 9 2 6 9 18 13 30 27 33 10 17 36 59 49 58 46 34 50

Conversión BM2010: 1882011: 359

2010: 2282011: 195

12

5021

15


2010 2011


2010 2011

17 11 9 10 16 8 7 2 5 23 24 40 22 27 27 31 28 32 11 16 33

ReacondicionamientoBM

2010: 1722011: 227

27

60

126

170

190

186

196

201

183

184

151

187

188

Inducciones Mecánicas2010: 3832011: 1,666

17

33

0

188


2010 2011


2010 2011

12 16 17 6 4 17 6 25 36 48 52 38 25 39 41 42 49 78 78

Limpiezas

18 15 6 14 13 22 25 21 18 25 29 25 8 6 17 16

Refracturamientos2010: 1132011: 165

2010: 1872011: 442

0

16

12

78


2010 2011


2010 2011



Como se puede observar en las gráficas, las perforaciones y terminaciones en 2011, se

redujeron a la mitad respecto a la intensa actividad efectuada en 2010,en cambio las

actividades de Optimización de pozos, como son conversión a Bombeo Mecánico,

Reacondicionamiento a Bombeo Mecánico, Inducciones Mecánicas, Refracturamientos y

Limpiezas se incrementaron drásticamente.

Este cambio en la estrategia de explotación ha permitido incrementar la producción de

aceite hasta en65 mil bpdal cierre de octubre de 2011, como se muestra en la

siguiente gráfica:

Figura A.2. Evolución de Producción 2010-2011

De forma paralela e intensa, se ha incursionado en nuevas formas de operación, enfocadas

en maximizar el uso del gas proveniente del yacimiento, como es el caso de las Macroperas

Autosustentables, las cuales utilizan el gas de formación para abastecer los motores,

compresores y generadores de energía eléctrica, así como inyectar gas a los sistemas de

bombeo neumático, y el excedente enviarlo a un centro de procesamiento. El uso de estas

prácticas ha incrementado la producción de aceite, mejorado el uso del gas de formación y

reduciendo la quema del mismo.

26,000

30,000

34,000

38,000

42,000

46,000

50,000

54,000

58,000

62,000

66,000

ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic ene feb mar abr may jun jul ago sep oct

44,80348,711

29,477

Reducción de actividad

65,061



Por otra parte, en la búsqueda de nuevas y mejores tecnologías que permitan incrementar

la productividad de los pozos y reducir costos, Pemex inició durante 2009, actividades en 5

Laboratorios de Campo, en los cuales, de forma conjunta con sus aliados tecnológicos se

encuentra evaluando más de 80 iniciativas estratégicas.Siendo responsabilidad de la

administración el impulso de las iniciativas adecuadas en busca de incrementar la

producción.

Figura A.3. Laboratorios de Campo en AIATG

En el mes de junio del presente año, una de las iniciativas promovidas, fue la que se efectuó

en el pozo Corralillo 629, en el cual se realizó una terminación múltiple (11 intervalos), los

cuales fueron fracturados con fluido visco elástico libre de polímero y usando bolas

biodegradables. Como resultado de esta intervención se obtuvo un gasto inicial de 1,150

bpd,el cual se han mantenido hasta el día de hoy. De forma similar se han ejecutado 16

intervenciones, teniéndose resultados muy favorables con gastos iniciales superiores a los

300 bpd. Para el resto del año se contempla aplicar esta tecnología en 40 pozos más.

LC Coyotes

LC Agua Fría

LC Corralillo

LC P. Alemán

El porque?Pasado

El medioPresente

LC

Que esperamos?Futuro

Se visualiza a los Laboratorios de Campo como un mediopara definir la estrategia de explotación que permita alcanzarun futuro más promisorio con la aplicación de solucionesintegrales.

Los Laboratorios de Campo estánencaminados a cruzar la brechaexistente entre “el como se hace” y “elcomo se debe hacer”.

La implantación de los LC buscareplantear las iniciativas de solucióntradicionales, bajo las premisas de:

Mejores prácticas.

Selección de tecnologías adecuadas.

Iniciativas orientadas a reducir costos.

Transmisión y asimilación de conocimiento.



Todas estas estrategias han permitido que el Activo alcance una producción de 65 mil bpd,

lo cual significa un incremento superior al 150% desde su creación en el 2007, además,

considerando las iniciativas tecnológicas relacionadas con la inyección de vapor, hectárea

fracturada, inyección de agua, inyección de CO2, se tiene la confianza de alcanzar la meta

de producción anual de 75 mil bpd para diciembre de este año y los compromisos de

producción multianuales que el México requiere.

“Chicontepec”, es un proyecto de largo plazo que requiere de nuevas tecnologías e ideas,

sin embargo la parte más importante en el aseguramiento de su futuro,será siempre su

gente y el compromiso adquirido con cada acción, así como su responsabilidad social y

ambiental, procurando la sustentabilidad no solo del Proyecto, sino de las comunidades que

coexisten con él.



ANTECEDENTES DE CHICONTEPEC

Actualmente, el “Paleocanal Chicontepec” representa más del 29% de las reservas

probadas de hidrocarburos del país y el 81% de las de la Región Norte.Es uno de los

yacimientos más importantes de México y por lo tanto uno de los mayores retos para

Petróleos Mexicanos. A continuación se describen sus principales antecedentes:

La presencia de hidrocarburos se conoce desde 1926, cuando las compañías “El

Águila” y “Stanford”, perforaron pozos con objetivo Cretácico, ahí se detectaron

areniscas con manifestaciones de hidrocarburos, los cuales se consideraron

comopozoseconómicamente no rentables. Durante el desarrollo del campo Poza Rica,

en mayo de 1935, con la prueba de producción efectuada en el pozo Poza Rica-8, se

confirmó el potencial de hidrocarburos de la Formación Chicontepec.

Posteriormente entre los años 1952 a 1963, al perforarse pozos con objetivo Jurásico

en los campos de los Distritos de Poza Rica y Cerro Azul, se manifiestó nuevamente la

presencia de hidrocarburos en formaciones arcillo-arenosas del Terciario, pero debido

a su baja permeabilidad no se consideró rentable su explotación.

Fue entre los años de 1963 y 1970, cuando los pozos de los campos Presidente

Alemán y Soledad,habían dejado de fluir en la Formación Tamabra,se realizaron

reparaciones mayores enlas arenas de la Formación Chicontepec.Basados en los

resultados de estas intervenciones, así como en el éxito obtenido en los pozos con

objetivo Eoceno Inferior, los cuales se perforaron en diferentes áreas, se concluyó que

a pesar de no ser pozos de alta productividad, al ser pozos someros y de bajo costo en

su perforación, se definió su desarrollo. Así entonces, la explotación comercial de

“Chicontepec”, se inició en el año de 1970, con la perforación de seis pozos en el

campo Presidente Alemán.

Mediante estudios sedimentológicos-estructurales, (Busch &Govela en 1974; Filiberto

Cuevas en 1977) al“Paleocanal Chicontepec”se le estimó una longitud aproximada

de 123 km y un ancho de 25 km.

En 1979 la compañía DeGolyer and MacNaughton validó las reservas de hidrocarburos

en 106 MMMBPCE de OOIP (volumen original en sitio) y en ese mismo año se elaboró



el “Proyecto Chicontepec”, en el cual se propusieron diversos escenarios de

desarrollo.Siendo 1980, cuando Petróleos Mexicanos manifiesta su existencia.

En su primera etapa, la producción de aceite se incrementó de 2.5 mbpd a 14.3mbpd,

mediantela perforación de 300 pozos en los campos Soledad, Aragón, Coyotes,

Horcones y Soledad Norte, los cuales resultaron productores.

Con la finalidad de contrarrestar la declinación de la producción de 14.3mbpda

9.8mbpd, en el periodo de 1983 a 1991, las actividades se enfocaron en dar

mantenimiento a pozos y a perforar228 de desarrollo en los campos Agua Fría y Tajín.

De 1992 a 2001, después de haber alcanzado una producción máxima de 17.8mbpd,

se observó que la producción declinó al final de este periodo hasta en un 50%.

Con la finalidad de mejorar el conocimiento del subsuelo, en 1998, se realizó un

estudio geológico-geofísico previo a la certificación de reservas, programada con la

compañía DeGolyer and MacNaughton en el año de 1999.Este estudio permitió

sustentar el nuevo valor de aceite in situ (OOIP) de 139 MMMBPCE y una reserva

probable (2P) de 6,500MMBPCE; además, en función de la disponibilidad de

instalaciones superficiales, calidad del aceite (°API), espesor de los yacimientos, índice

de productividad y profundidad de los yacimientos, se identificaron 5 áreas de

oportunidad.

Para el periodo 2002 a 2006, se reactivó la perforación para el desarrollo de los

campos Agua Fría, Coapechaca y Tajín, logrando alcanzar un incremento de

producción de aceite de 27.2mbpd, utilizando nuevas tecnologías para la terminación

y fracturamiento de pozos.

En 2007, se define la creación del Activo Integral Aceite Terciario del Golfo para

atender el desarrollo del Paleocanal“Chicontepec”. La estrategia inicial del Activo se

destacó poruna gran actividad de perforación y terminación de pozos del 2008 al 2010,

representando una gran inversión, sin embargo, la producción cerró en 2010 con solo

44.8 mbpd.



A continuación se muestra una gráfica en la cual se evidencia la evolución de la

producción del “Paleocanal Chicontepec”:

Figura A.4. Comportamiento histórico de producción del Paleocanal Chicontepec.

En una segunda etapa, a partir de mediados de 2010, se cambió la estrategia del

Activo a un balance adecuado de actividades el cual se ha ejecutado durante 2011,

destacando las actividadesde optimización, las cuales permitieron un bajo monto de

inversión, pero lograron aumentar los volúmenes de producción por pozo.



Capítulo 1. YACIMIENTO

1.1. POZOS ESTRATÉGICOS, EXTENSIÓN Y DESARROLLO

1.1.1. Pozos Estratégicos

A la fecha en el Activo, se han perforado 101 pozos denominados estratégicos o de

extensión, este tipo de pozos forman parte de la estrategia de explotación de los

campos y se perforan en las zonas de mayor incertidumbre.

En la siguiente figura se muestra la estrategia de perforación de pozos estratégicos

indicándose en que campos y año.

Figura 1.1. Gráfica de Distribución de Pozos Estratégicos Perforados por Campo



Los objetivos de los pozos estratégicos están enfocados en lo siguiente:

• Reclasificación del tipo de Reservas

• Direccionar la estrategia de Explotación

• Incrementar el conocimiento de las características estáticas y dinámicas del

yacimiento

Durante su perforación y terminación, se adquiere la siguiente información:

• Muestras de canal

• Registro Continuo de hidrocarburos

• Núcleos

• Registros geofísicos especiales

• Pruebas de presión-producción

• Muestras de aceite para análisis PVT

• Muestras de agua de formación para análisis Stiff

Con esta información se confirma la presencia de hidrocarburos y se calibran los

valores de porosidad, Vsh (volumen de arcillas), Sw, Bo, datos muy importantes para

la interpretación de la distribución de la calidad de los yacimientos y evaluar su

potencial productor y reclasificación de reservas. Así también permite la calibración de

los modelos estáticos y dinámicos.

Por cada pozo estratégico exitoso perforado en áreas con reserva posible (3P),

reclasifica a reserva probada 6 localizaciones (un espaciamiento) y reserva probable

12 localizaciones (dos espaciamientos).



1.1.2. Pozos de Desarrollo

El desarrollo en los Campos del Activo, inició en los campos Agua Fría, Coapechaca,

Tajín y en menor grado en Corralillo, debido a un mejor conocimiento del yacimiento y

a la infraestructura de producción disponible; estos campos se encuentran en la parte

centro sur del área del proyecto como se muestra en la siguiente figura:

Figura 1.2. Mapa del Activo en el cual se resaltan las áreas con mayor número de

pozos estratégicos

Con base a los resultados de los pozos estratégicos, de los pozos de desarrollo, lo cual

genera un incremento en el conocimiento del subsuelo y por lo tanto el mejoramiento

de los modelos estático y dinámico de los yacimientos (arenas), la estrategia de

desarrollo se va actualizando siempre teniendo como objetivo la búsqueda de áreas de

mayor productividad, por lo cual recientemente se ha incrementado la actividad de

perforación principalmente en los campos Furbero y Presidente Alemán en la parte

sur, Humapa y Coyula en la parte centro-occidental y centro en el campo Corralillo.

Campos:

•Humapa•Coyula

Campos:

•Furbero•Presidemnte Alemán•Remolino



Del año 2007 a la fecha, se han perforado 1,868 pozos de desarrollo en 18 campos de

los 29 que contiene el proyecto, véanse las siguientes figuras:

Figura 1.3. Gráfica de Distribución de Pozos de Desarrollo Perforados por Campo

0 50 100 150 200 250 300 350 400

TAJIN

SOLEDAD NORTE

SOLEDAD

REMOLINO

PRESIDENTE ALEMAN

PALO BLANCO

HUMAPA

HORCONES

GALLO

FURBERO

ESCOBAL

COYULA

COYOTES

COYOL

CORRALILLO

COAPECHACA

AGUA NACIDA

AGUA FRIA

POZOS DE DESARROLLO PERFORADOS

2007 2008 2009 2010 2011



1.2. SÍSMICA

Con el objeto de interpretar la presencia y distribución de los cuerpos arenosos de la

Formación Chicontepec, en 1997, se adquirieron 1,202 km de información sísmica 2D.

Con esta información se identificaron las áreas o campos con mayor potencial o índice

de hidrocarburos. En consecuencia y con la finalidad de minimizar el riesgo y

sustentar mejor un plan de desarrollo de sus reservas se vio la necesidad de adquirir

sísmica tridimensional (3D), en el área con reserva posible (3P).

Figura 1.4.- Distribución de líneas sísmicas 2D adquiridas con objetivo Terciario Fm.

Chicontepec.

La sísmica 3D ha sido observada por etapas desde 1999 hasta el 2014. En la figura 2,

se muestra en color amarillo los 3 cubos que ya estaban disponibles antes de que el

proyecto iniciara como Activo, los polígonos en color verdes son cubos sísmicos recién

adquiridos y los cubos en rojo están en programa de adquisición. Actualmente se

cuenta con 5,500 Km2 de información sísmica 3D y para su cubrimiento total es

necesario adquirir 2,700 Km2 adicionales, los cuales se encuentran en programa.



Figura 1.5.- Ubicación de áreas con cobertura sísmica 3D y sísmica programada

La interpretación y aplicación de la sísmica (3D), permite obtener la geometría y

extensión de los yacimientos, por otra parte, con los atributos sísmicos se

coadyuvaran en la caracterización estática y delimitación de los yacimientos, además,

se pueden actualizar con mayor precisión los modelos estratigráficos y

sedimentológicos, evaluar confiablemente el volumen original de hidrocarburos y

apoyar en la estimación de los diferentes tipos de reservas, finalmente sustenta los

planes de desarrollo. Con la extracción de atributos sísmicos se pueden identificar

rasgos sedimentológicos, distribución de los diferentes tipos de rocas, sus potenciales

características petrofísicas, entre otros atributos.

Con el objetivo de interpretar los horizontes productores que oscilan en un rango de

profundidad entre los 700 y los 2,000 m, se llevo a cabo como complemento a la

sísmica 3D convencional una prueba tecnológica, de sísmica multicomponente. Esta

técnica conocida como 3D3C, aprovecha las ondas sísmicas convertidas

(específicamente, las ondas “P” descendentes que se convierten en ondas “S”

reflejadas ascendentes), con lo cual se logra un mejoramiento en la imagen

estructural, una estimación de la litología, un análisis de anisotropía, una mejor

descripción de los fluidos y el monitoreo de patrones de fracturamiento, todo esto

integrados con la información de los pozos da la oportunidad de identificar áreas de

alta productividad.



1.3. REGISTROS DE POZOS

Los registros adquiridos en los pozos perforados son la representación gráfica de lo

que constituye una medición indirecta de las distintas propiedades de las unidades de

roca atravesadas por dichos pozos, las cuales dependen directamente de la interacción

roca-fluido intrínseca en su sistema poral.

En el desarrollo de campos de Chicontepec la perforación de pozos se lleva a cabo por

macroperas con 1 pozo vertical y 11 a 18 direccionales. Por otro lado normalmente,

después del tubo conductor de 16” que normalmente se inca a 50 m., se utilizan tres

etapas de tuberías de revestimiento desde la superficie hasta su profundidad total.

La siguiente tabla muestra un set típico de registros para un pozo vertical, estratégico

u horizontal:

Figura 1.6.- Registros Geofísicos

de a

1ª 50 500 INDUCCION / SP / RG / SONICO DE POROSIDAD

REGISTROS BÁSICOS:ARREGLO INDUCTIVOLITODENSIDADNEUTRON

REGISTROS ESPECIALES: RAYOS GAMA ESPECTRAL

SONICO DIPOLAR MINERALÓGICO IMÁGENESRESONANCIA MAGNÉTICAREGISTRO DE PRESIONES TIPO SFT

REGISTROS BÁSICOS:ARREGLO INDUCTIVOLITODENSIDADNEUTRON

REGISTROS ESPECIALES: RAYOS GAMA ESPECTRAL

SONICO DIPOLAR MINERALÓGICO IMÁGENESRESONANCIA MAGNÉTICAREGISTRO DE PRESIONES TIPO SFT

2ª 500 1860

Etapa Intervalo (m.d.b.m.r.) Registros Geofísicos

3ª 1860 3137



1.4. PETROFÍSICA

Para el desarrollo de un adecuado modelado petrofísico es primordial analizar

integralmente toda la información disponible concerniente a: Registros geofísicos de

pozos, análisis rutinarios y especiales de núcleos, datos de producción, información de

registros de hidrocarburos, así como también de los resultados del modelo geológico;

las secciones de correlación entre pozos, donde se incluyen en los encabezados de los

análisis petrofísicos de cada pozo, las cimas y bases para los distintos cuerpos de

arenas identificados, lo cual nos permite visualizar la continuidad lateral de las arenas

y su comportamiento en términos de producción de aceite, presiones iniciales de

yacimiento y producciones acumuladas.

Figura 1.7.- Modelo Petrofísico

y Fotografías en luz



La metodología de análisis petrofísico conlleva una secuencia de trabajo, donde cada

etapa es un insumo para la siguiente. A continuación se detalla dicha metodología que

es utilizada por el equipo de petrofísicos del Activo:

• Determinación de la resistividad de agua de formación (rw).

• Determinación del exponente de cementación (m).

• Determinación del exponente de saturación (n).

• Determinación de volumen de arcilla (vcl).

• Determinación de la porosidad efectiva (phie).

• Cálculo de saturación de agua (sw).

• Cálculo de la permeabilidad (k).

• Cálculo del espesor neto impregnado (net pay).

• Determinación de tipos de roca.



1.5. TOMA DE INFORMACIÓN DE INGENIERÍA

Dada la alta profundidad de los yacimientos petroleros y debido a que la única

conexión directa con ellos para conocer su comportamiento y evaluar la correcta

explotación de estos es a través del pozo, la toma de información se vuelve un aspecto

fundamental para el óptimo desarrollo de los campos.

La correcta evaluación de la información proporcionada por el yacimiento a través de

las perturbaciones generadas dentro del pozo resulta en la adecuada caracterización de

la roca, de los fluidos contenidos en ésta, de los volúmenes de ambos, del

comportamiento dinámico del sistema roca-fluido y fluido-fluido y de las condiciones

iniciales y actuales del yacimiento. Durante la toma de información es de vital

importancia conocer el rango, la resolución, limitaciones de cada herramienta y de los

sensores, con el fin de diseñar la prueba adecuada a la información que desea

obtenerse y de esta forma poder evaluar correctamente esta información. La

información se toma a través de diversas pruebas de pozo y de muestreo de fluidos.

Pruebas de Pozo. Previo a la toma de registros y pruebas de pozo es necesaria la

calibración del mismo para conocer si el o los intervalos a medir se encuentran libres

de arena o elementos que restrinjan el paso de las herramientas por la tubería. Esta

herramienta es colgada y/o colocada a través de línea de acero. Las pruebas y o

registros que comúnmente se realizan para la evaluación de los yacimientos de

Chicontepec son:

• Registro de producción.

• Prueba de potencial.

• Pruebas de presión.

• Registros de inyección.

• Registros de temperatura.

• Registro de presión de fondo fluyendo y cerrado.

• Registro de presión y temperatura por estaciones.

• Muestreo de Fluido.

• Muestreos PVT.

• Muestreo en superficie.

• Compatibilidad de Agua.

• Pruebas de Miscibilidad.



1.6. MATRIZ DE JERARQUIZACIÓN DE LOCALIZACIONES

Para fortalecer la estrategia de desarrollo de campos, se elaboro en la Coordinación de

Diseño de Explotación (CDE) del Activo, una matriz de evaluación de las localizaciones

a perforar, con esta, se pretende conocer la incertidumbre y el riesgo de cada

localización programada.

Basada en el nivel de “conocimiento”, se involucran variables geológicas y de

yacimientos necesarios para evaluar un área, como los son:

• Control estratigráfico (continuidad cuerpos arenosos),

• Calidad del yacimiento(s) (Ø, k, Sw, net pay)

• Número de arenas,

• Intervalospotenciales a probar

• Gastosinicialesesperados (bpd)

Con el fin de jerarquizar a las localizaciones, se genera con toda la información

disponible (sísmica, secciones de correlación entre pozos, identificación de cuerpos de

arenas en registros geofísicos de pozo, características petrofísicas, resultados de

producción de cada cuerpo en los pozos vecinos, etc.) una evaluación de riesgo, la

cual se basa en el grado de “conocimiento” o bien de información confiable y

disponible, de cada una de las variables, las cuales inicialmente se evalúan de forma

independiente y posteriormente en forma integral. Para su evaluación se utilizan

literales, las cuales representan un rango de valor, tales como: Favorable “F” (˃ 8);

Alentador “A” (0.51-0.79); Neutral “N” (0.5); Discutible “DI” (0.30-0.49) y

Desfavorable “DE” (˂ 0.30), mientras que su(s) resultado(s) es representado

mediante la utilización de un código de semáforo o bien: alto, medio y bajo. El valor

del riesgo de la localización, se obtiene de la división del valor 1 (unidad), entre el

resultado de la multiplicación de las variables (inverso).



Cuando de la evaluación final se obtienen valores similares, la jerarquización se hace

con base a los días de operación de los pozos vecinos.

Figura 1.8.- Con base al conocimiento de cada variable y aritmética se obtiene en

código semáforo

Figura 1.9.- Cada variable se evalúa y se obtiene su riesgo.

Figura 1.10.- El valor final de riesgo se obtiene y en automático se representa con el

color que le corresponde.

Conocimiento

Abundante

Adecuado

Suficiente

Insuficiente

Parcial

Favorable (F)

Alentador (A)

Neutral (N)

Discutible (DI)

Desfavorable (DE)

>0.8

0.51-0.79

0.5

0.3-0.49

<0.30

Bajo

Semáforo (Riesgo)

Medio

Alto

Matriz

CONTROL ESTRATIGRÁFICO (Continuidad de Arenas)

F

A

N

DI

DE

Favorable (F)

Alentador (A)

Neutral (N)

Discutible (DI)

Desfavorable (DE)

>0.8

0.51-0.79

0.5

0.3 0.49

<0.30

-

SEMAFORO CDE R

2.0

4.6

8.0

15.6

37.0



La relación de pozos programados en los programas anuales POT, POA y POFAT, son

jerarquizados, dándole prioridad o los de menor riesgo, mayor gasto y días de

operación, así entonces las estrategias de desarrollo de campos se ven fortalecidas al

igual que los pronósticos de producción.

Se consideran evalúa el riesgo de varios elementos y finalmente se obtiene de las

localizaciones programadas a perforarse y como resultado se obtiene la jerarquización

La jerarquización de las localizaciones se realiza utilizando un sencillo método

estadístico en el cual se involucran las siguientes variables:

La información para evaluar cada una de las variables proviene principalmente de

información primer variable, es sustentada con la secciones de correlación de los pozos

más cercanos y vecinos, la calidad del yacimiento(s) es información directa de las

evaluaciones petrofísicas realizadas a los mismos pozos que en la variable

antecedente, el numero de arenas con potencial productor se obtiene de la información

geológica.



2. DESARROLLO DE PROYECTOS TECNOLÓGICOS

2.1. MACROPERAS AUTOSUSTENTABLES.

Con la finalidad de optimizar la producción de aceite de los pozos y aprovechar el gas

producido en una localización tipo macropera, el Activo actualmente se encuentra

implementando el concepto de Macroperas Autosustentables, siendo unproyecto de

ingeniería que favorece la protección al medio ambiente y la optimización de los

recursos energéticos.

Una Macropera Autosustentable debe ser energéticamente autosuficiente y tiene como

objetivos primordiales los siguientes:

• Incrementar la producción de aceite y gas.

• Ser autosuficiente energéticamente.

• Evitar quema de gas.

• Baja emisión de ruido en equipos dinámicos.

• Operar con equipos modulares y compactos.

• Utilización del gas natural como combustible en equipos dinámicos.

• Reforestación con árboles y vegetación típica regional.

• Uso del gas para operación de sistemas de levantamiento artificial (BN).

• Económicamente rentable.

En primera instancia, el concepto de Macropera Autosustentable se basa, en que la

Macropera opere con autosuficiencia energética, para lo cual se crea un circuito local

de bombeo neumático. En este proyecto, los módulos de separación portátil (MSP) son

esenciales para la separación del gas que se utilizará en el levantamiento artificial.

Por otra parte, es de primordial importancia evitar la quema de gas, por lo que el gas

producido, además de ser aprovechado en la operación de pozos con bombeo

neumático, se utilizará como gas combustible en equipos de compresión para el

sistema de bombeo neumático y en motores de combustión interna, los cuales se

emplean para operar motobombas y equipos de bombeo mecánico, en sus diferentes

modalidades.



En complemento, la Macropera Autosustentable debe ser atractiva visualmente, lo cual

se realizará mediante la siembra de árboles en los linderos de la Macropera y de pasto

en taludes, así como especies de ornato.

Además del aprovechamiento de gas, el incremento de producción de aceite reditúa en

beneficios económicos, con lo cual el concepto de Macropera Autosustentable es

económicamente rentable.

Actualmente el proyecto se encuentra en un primera etapa de Desarrollo de Ingeniería

y Estudio, siendo implementando en siete Macroperas, las cuales son:

Macroperas Estatus

Presidente Alemán 1365 Operando

Corralillo 624 Operando

Corralillo 607 Operando

Presidente Alemán 1614 En pre arranque

Coapechaca 24 En pre arranque

Coapechaca 376 En construcción

Humapa 1643 En construcción

Los resultados de optimización de producción obtenidos de las primeras Macroperas

instaladas se muestran en las siguientes gráficas:

Figura 2.1.- Producción por Macroperas



En ambas instalaciones se observa la optimización de producción lograda.

Además, se tienen en estudio 19 Macroperas para determinar las condiciones

operativas y de producción de los pozos para estar en condiciones de definir si

cumplen con los requisitos técnicos de convertirlas al concepto de Macropera

Autosustentable.

El concepto no es exclusivo para implementar el sistema de bombeo neumático, ya

que en caso de tener aceite viscoso, se aplicará bombeo mecánico convencional o de

cavidades progresivas, los cuales es posible operar con generadores de energía

eléctrica que trabajen con el gas producido como combustible en la misma macropera.

Otra ventaja de la implementación de Macroperas Autosustentables, es porque se

evita la construcción de grandes redes de bombeo neumático, ayudando al medio

ambiente ya que la infraestructura requerida es sólo dentro del área de la macropera,

además se evade la compra de grandes áreas para derecho de vía de los gasoductos.

Como se ha explicado, este proyecto está en una etapa inicial, en la que

pretendemos desarrollar concepto de ingeniería más rentable, pero una vez

definido, en la siguiente etapa el objetivo consiste en implementar masivamente este

concepto en todas las Macroperas o localizaciones que cumplan las características

necesarias, estrategia que generará grandes ahorros para el proyecto y minimizará el

impacto ambiental a largo plazo.



2.2. POZOS MULTIFRACTURADOS

Esta técnica consiste en el fracturamiento secuencial de más de un intervalo a través

de sistemas divergentes sólidos, que pueden ser esferas biodegradables o esferas de

neopreno y adicionalmente, utilizando fluidos de fractura libre de polímeros, lo cual

inhibe considerablemente el daño a la formación favoreciendo con ello las condiciones

para que el yacimiento fluya sin restricciones causadas por reducción de la

permeabilidad durante la terminación. Justamente la inclusión en esta técnica de

esferas biodegradables y de este tipo de fluidos libres de polímero o energizados

(Binarios), constituyen la principal diferencia a como se utilizaba en el pasado.

Figura 2.2.- Ubicación de áreas con cobertura sísmica 3D y sísmica programada

La técnica de multifracturamiento permite disparar en una sola intervención todos los

intervalos que se desee (múltiples yacimientos) y posteriormente realizar una etapa

de fracturamiento por cada intervalo disparado; entre cada etapa de disparos se envía

un volumen determinado de esferas (bolas) que constituyen los agentes de bloqueo

(divergentes), pudiendo ser biodegradables o de neopreno, son de tipo sólido, con el

objeto de crear restricciones en el área de la formación que se desea fracturar y que

tiene la característica de aceptar fluido más fácilmente.

En este proceso es necesario mantener en todo momento una presión constante de

bombeo, lo cual permite por un lado mantener las esferas ya bombeadas obstruyendo

los intervalos ya fracturados, pero también continuar fracturando el resto de los

intervalos abiertos, una vez terminadas todas las etapas, se fluyen permitiendo la

explotación conjunta de los intervalos productores.



Un factor importante en los resultados de estos fracturamientos es el gradiente de

fractura de la formación de los intervalos intervenidos, ya que de existir una diferencia

entre ellos ya sea por simple diferencia en profundidad o por alguna zona de

geopresión anómala, puede impactar negativamente en algunos intervalos ya sea

porque no admitan o porque se pueda generar un sobre-desplazamiento.

Lo anterior se ha visto reflejado en los resultados de algunos pozos en donde no se ha

logrado la fractura de todos los intervalos disparados, sin embargo, aun con esta

situación, los resultados se consideran superiores en la mayoría de los casos a los

fracturamientos completados en un solo intervalo con gastos iniciales por encima de

los 100 Bpd. (siguiente figura 5.2.2)

Figura 2.3.- Esta gráfica muestra como en la mayoría de los pozos terminados

mediante la técnica de ¨Multifractura con Sistema de Divergencia Sólida para

Producción Conjunta¨ la producción inicial es muy por encima de los 100 bpd.

100 bpd100 bpd



Para evaluar el desarrollo de los multifracturamientos se utilizan trazadores radiactivos

adicionados en los fluidos fracturantes que sustentan la arena y posteriormente se

adquiere un registro Rayos Gamma Espectral, el cual brinda información de donde

penetró el apuntalante, así como del ancho de las fracturas. De igual manera se

adquiere posteriormente un registro PLT para obtener información de cuales intervalos

son los que están realmente aportando producción.

En la siguiente figura se puede observar el caso del pozo Corralillo-629 máximo

productor con esta técnica de fracturamiento, en que el cual se obtuvo éxito en casi

todos los intervalos disparados, mientras que en la Figura 3b muestra el caso del pozo

Tajín-178 con 5 intervalos de los cuales 3 fueron fracturados exitosamente, 1

parcialmente y uno no admitió.

A la fecha se han terminado 34 pozos utilizando la técnica de Multifractura con

Sistema de Divergencia Sólida para Producción Conjunta. De ellos 16 los ha realizado

el Laboratorio Integral de Campo Corralillo con la Cia. Baker Hughes, y 18 han sido

diseñados por la Coordinación de Ingeniería y Terminación de Pozos del AIATG.

Figura 2.4.A.- Este pozo se multifracturó con 11 intervalos obteniendo un gasto inicial de 1100bpd y a la fecha ha acumulado 140,000 bls. en 4 meses

Figura 2.4.B.- Ejemplo de pozo multifracturado con 5 intervalos de los cuales 3 fueron fracturados exitosamente, 1 parcialmente y uno no admitió.

No admitió

Pozo Tajín-178 Pozo Corralillo-629



Figura 2.5.- Resumen de los pozos multifracturados a la fecha en el AIATG, mostrando: número de intervalos, gasto inicial, presión, fecha de ejecución y compañía de servicio que los ejecutó.

POZO # INTERVALO Qoi (BPD)PRESIÓN

(PSI)FECHA DE

EJECUCIÓNCOMPAÑÍA

CORRALILLO 311 3 140 460 27/05/2011 BAKER HUGHES









CORRALILLO 676* 2 85 400 14/08/2011 BAKER HUGHES




CORRALILLO 332 3 829 110023/06/2011 BAKER HUGHES


CORRALILLO 665 3 344 920 22/05/2011 BAKER HUGNES

TOTAL 5264

POZO # INTERVALO Qoi (BPD)PRESIÓN

(PSI)FECHA DE















CORRALILLO 332 3 829 110023/06/2011 BAKER HUGHES


CORRALILLO 665 3 344 920 22/05/2011 BAKER HUGNES

TOTAL 5264

16 pozos en Laboratorio Corralillo

POZO # INTERVALO Qoi(BPD)PRESIÓN

(PSI)FECHA DE


AGUA NACIDA

128 2 36 210 11/07/2011 CALFRAC

AGUA NACIDA

1080 2 28 225 13/08/2011 CALFRAC





CORRALILLO 464 2 48 - 18/09/2011 WEATHERFORD

COYOL 6076 1 260 1100 21/08/2011 CALFRAC

HUMAPA 1766 3 90 725 02/09/2011 SCHLUMBERGER

HUMAPA 2051 3 189 610 31/07/2011 WEATHERFORD




P. ALEMAN 1603 2 92 780 15/09/2011 WEATHERFORD

P. ALEMAN 1811 2 112 1040 17/08/2011 SCHLUMBERGER


P. ALEMAN 1757 5 248 82 06/10/2011 CALFRAC

REMOLINO 4073 3 283 2000 23/06/2011 SCHLUMBERGER



TAJIN 178 5 500 950 29/07/2011 BAKER HUGHES

TOTAL 3587

POZO # INTERVALO Qoi(BPD)PRESIÓN

(PSI)FECHA DE


AGUA NACIDA

128 2 36 210 11/07/2011 CALFRAC

AGUA NACIDA

1080 2 28 225 13/08/2011 CALFRAC





CORRALILLO 464 2 48 - 18/09/2011 WEATHERFORD

COYOL 6076 1 260 1100 21/08/2011 CALFRAC

HUMAPA 1766 3 90 725 02/09/2011 SCHLUMBERGER






P. ALEMAN 1811 2 112 1040 17/08/2011 SCHLUMBERGER


P. ALEMAN 1757 5 248 82 06/10/2011 CALFRAC




TAJIN 178 5 500 950 29/07/2011 BAKER HUGHES

TOTAL 3587

21 pozos fuera del polígono del Laboratorio



Analizando el comportamiento de los pozos, se han podido identificar resultados

positivos en cuanto a producción y la rentabilidad de los pozos, con incrementales de

más del 50% de la producción comparado con esquemas convencionales,

adicionalmente del incremento en valor presente neto debido a la producción

temprana; minimizando las intervenciones futuras y por consiguiente costos totales en

la vida productiva de un pozo.

El incremento de producción efectivo generado por los multifracturamientos realizados

la fecha asciende a los 8,851 barriles de aceite.

Incremento del número de Pozos Horizontales vs Verticales.Este tipo de pozos

se perforan generalmente en la

dirección del esfuerzo mínimo

horizontal para generar fracturas

transversales, comúnmente la

longitud de la sección horizontal se

encuentra en promedio entre 750

a 1600 m o más, y se han utilizado

diferentes tipos de terminación

tales como agujeros entubados y

cementados, así como agujero

descubierto, empacadores

hinchables y puertos de fractura.

Figura 2.6.- Pozos Horizontales

con Múltiples Etapas de Fractura

En estos yacimientos de baja permeabilidad se realizan 10, 20 o más etapas de

fracturas con la finalidad de incrementar el área de contacto con el yacimiento para

obtener altos gastos iniciales y un mayor factor de recuperación. Para incrementar

aún más el área de contacto, se están aplicando técnicas de Fracturamiento

Simultáneo, Alternado o Secuencial.

Pozos Horizontales con Múltiples Etapas de Fractura



Los Fracturamientos Simultáneos

consisten en la estimulación de las etapas

de dos o más pozos horizontales al mismo

tiempo, utilizando el mismo set de

fracturas.

El fracturamiento tipo cierre (Zipper Frac),

es el fracturamiento alternado de una

etapa de fracturamiento en un pozo y otra

etapa en el otro, utilizando el mismo set

de fracturas.

Figura 2.7.- Fracturamientos Simultáneos

Modificación de esfuerzos

En el Fracturamiento Secuencial, se estimula todas las etapas de uno de los pozos e

inmediatamente todas las etapas del otro, en un periodo de tiempo lo suficientemente

corto para aprovechar los efectos de la modificación de esfuerzos. En este caso se

utiliza también un solo equipo de fracturamiento. El Fracturamiento de múltiples pozos

paralelos ha sido probado con buenos resultados aprovechando los esfuerzos creados

por el fracturamiento de una etapa para desviar la dirección de otra etapa de fractura

e incluso incrementar la complejidad en subsecuentes etapas de fractura. El efecto fue

reportado por Warpinski (1989) como la alteración del esfuerzo de fracturamiento

donde una dirección fue modificada por una fractura previa en el área.

Los requerimientos de los candidatos para operaciones simultáneas o secuenciales no

están bien definidos. La mayoría de las compañías que han usado este proceso en

Shales han presentado buenas respuestas de producción, sin embargo; las distancias

entre los pares de pozos están en el orden de los 300 m o menos, con casos extremos

de 450 m de separación. La máxima distancia depende del tiempo entre facturas, la

formación específica, los esfuerzos iniciales y posteriores a la fractura y el trabajo

relacionado a esfuerzos de fracturas inducidas que pueden estar asociados al volumen

de fluido, gastos de bombeo y métodos de divergencia.

Fracturamientos Simultáneos

Modificación de Esfuerzos



Grigg, 2008, observó algunos pozos y calculó que el incremento de producción

consecuencia de fracturamientos Simultáneos o Secuenciales es en promedio de 30%

por 2 pozos simultáneos y 30% adicional para 3 pozos simultáneos. La fragilidad de la

lutita influye para lograr el éxito del fracturamiento simultáneo. No pareciera haber

mucha diferencia entre el fracturamiento simultáneo y el secuencial o Zipper Frac.

A través de la combinación de estas tecnologías se ha logrado obtener incrementos

significativos en la producción y recuperación en los diferentes yacimientos no-

convencionales como Barnett, Bakken, Eagle Ford, Woodford y otros. A continuación

se muestra el incremento de producción en un área de BakkenShale:

Figura 2.8.- Incremento de Producción en un área de BakkenShale

La perforación de pozos horizontales en el Paleocanal de Chicontepec se inició en el

año 1991 en el Campo Agua Fría, posteriormente en 2007, en el Campo Coapechaca,

entre los años 2008 y 2009 se perforaron los pozos horizontales en los campos:

Soledad 408, Soledad 438, Soledad 693 y Presidente Alemán 2484H; recientemente,

se perforaron los pozos Coyotes 423 y Presidente Alemán 1565, donde se utilizó la

técnica de terminación con tubería cementada, el primero de ellos se terminó de

forma exitosa con cinco (5) etapas de fractura, y el segundo se encuentra en

ejecución para el cual se tiene programado realizar siete (7) etapas de fractura con 3

clusters /etapa, es decir 21 fracturas.

Gas

to d

e A

ceite

, Bpd

Núm

ero

de P

ozos

Múltiples etapas de fractura

Fecha

Aceite Número de Pozos2000

4000

6000

8000

20

40

60

80

0

10

30

50

70

1000

3000

5000

7000

9000



2.3. HECTÁREA FRACTURADA

El Proyecto “Hectárea Fracturada” contempla la perforación de dos pozos horizontales

paralelos en la unidad Pechi B de la Formación Chicontepec, se estima realizar

múltiples fracturas a lo largo de la sección horizontal con la finalidad de incrementar

masivamente el área de contacto con el yacimiento, lo cual permitirá drenar zonas del

yacimiento inaccesibles por los pozos convencionales y así obtener un incremento

significativo en la producción, dejando el mínimo volumen de aceite residual.

Figura 2.9.- Trayectoria de los pozos horizontales

programados en la Hectárea Fracturada. Perfil sísmico,

configuración estructural y propuesta de zonas de fracturamiento.

Con el proyecto de “Hectárea Fracturada”, será la primera vez que se prueba la

técnica tipo cierre (Zipper Frac) en México.

Para el diseño de la perforación y terminación de estos pozos se tomaron en cuenta

los siguientes aspectos:

• Orientación de los Pozos.

• Espaciamiento entre pozos.

• Espaciamiento entre fracturas.

Arena Objetivo: Pechi_BCoyula 1623

Coyula 1662

Coyula 1682

Coyula 1663

Escobal 298

Escobal 238

Escobal 119

Loc. ESO-195

CYLA-1663

Loc. ESO-197

CYLA-1662

CYLA-1682

CYLA-1623

ESO-298

ESO-238

ESO-119

M-ESO 107

M-CYLA 1663



En cuanto a la orientación de los pozos se dispone de información de microsísmica,

registros y núcleos registrada en varios pozos a lo largo del Paleocanal de Chicontepec

indicando la dirección preferencial de los esfuerzos, las trayectorias se ubicaron de tal

forma de realizar fracturas transversales, es decir de forma perpendicular a los pozos.

Figura 2.10.- Microsísmica de Tajín-61 y Tajín-62

Para el espaciamiento de los pozos horizontales se consideró la propagación de

las fracturas obtenido del modelo Geomecánico donde se realizó un modelo de

elementos finitos para determinar el inicio y la propagación de las fracturas, se estima

realizar un espaciamiento entre fracturas no mayor a 80 m.

Figura 2.11.- Espaciamiento de Pozos Horizontales

Finalmente, se realizó un modelo de simulación para estimar laproducción vs

número de fracturas así como los parámetros económicos de Valor Presente Neto y

Eficiencia de Inversión.

Length of 5% damage value: 30m in x-direction, and 24m in y direction.



Figura 2.11.- Simulación para Evaluar Etapas de Fractura

Considerando lo anterior se tiene estimado realizar 10 etapas de fracturas/pozo, entre

2-3 cluster/etapa, es decir 20-30 fracturas por pozo, 40-60 fracturas transversales en

total. Para la terminación se tiene contemplado el uso de la técnica RapidFrac para

realizar las múltiples fracturas a lo largo de la sección horizontal, siendo esta técnica

más agresiva que las utilizadas en el pasado buscando obtener mayor producción

inicial y una plataforma considerable de producción estabilizada.

Figura 2.12. Pozos Horizontales Proyecto Hectárea Fracturada con Múltiples

Fracturas.(Pozos Escobal-195 y Escobal-197)

05

1015202530354045

0 2 4 6 8 10 12

No Etapas de Fractura / Pozo

Val

or P

rese

nte

Net

o (M

M$)

P10P50P90

Loc. ESO-195

CYLA-1663

Loc. ESO-197

CYLA-1662

CYLA-1682

CYLA-1623

ESO-298

ESO-238

ESO-119

M-ESO 107

M-CYLA 1663



2.4. PRUEBAS PILOTO

Como ya se ha mencionado, los yacimientos pertenecientes a los campos de

Chicontepec son considerados no convencionales por su complejidad y alto grado de

heterogeneidad, misma que ha provocado dudas sobre su continuidad hidráulica. Las

formaciones productoras están compuestas por una serie de láminas de diversos

espesores y características petrofísicas contrastantes, frecuentemente imperceptibles

por los registros de pozo. La permeabilidad en zonas productoras oscila entre 0.3–

20mD y la porosidad oscila 7 y 15%, adicionalmente, se aprecia un alto contenido de

arcillas y efectos de diagénesis en la roca, factores que afectan la capacidad del medio

poroso para permitir el flujo a través de él.

Estos yacimientos alcanzan por los mecanismos primarios de explotación un factor de

recuperación promedio del 6%, con el fin de incrementarlo se analizan nuevas

metodologías, siendo una de las opciones la implantación de procesos de Recuperación

Secundaria y/o Mejorada (RSyM).

La recuperación secundaria tiene como finalidad el proporcionar energía al yacimiento

en forma de presión mediante la inyección de agua o gas no miscible, buscando el

reemplazo dentro del yacimiento del volumen de fluidos producidos con el volumen

inyectado y manteniendo un balance producción-inyección a lo largo de la explotación.

Por otro lado, la recuperación mejorada busca el incrementar la recuperación de

hidrocarburos alterando las propiedades de roca y/o fluidos y la interacción que existe

entre estos, por lo cual conceptos como movilidad, mojabilidad, permeabilidad relativa,

presión capilar, viscosidad, tensión superficial e interfacial, entre otros, adquieren

mayor relevancia.

Debido a las diferencias existentes a lo largo del “Paleocanal Chicontepec” de las

propiedades de la roca y el fluido no existe una opción válida a implementar para todos

los yacimientos de Chicontepec, razón por la cual se han implementado una serie de

pruebas piloto en áreas específicas, teniendo como objetivo el determinar cuáles y bajo

qué condiciones representan una mejor opción para el incremento en el factor de

recuperación obtenido mediante mecanismos primarios. Estas pruebas se han

enfocado a la inyección de agua, microorganismos, dióxido de carbono (CO2), y vapor.



2.4.1 INYECCIÓN DE AGUA

La inyección de agua sin componentes químicos se considera un método de

recuperación secundaria y se caracteriza por la atenuación en la caída de presión

dentro del yacimiento. Esta atenuación pretende reducir la tasa de declinación de la

producción de los pozo, extender su vida productiva y su área de drene volviendo más

eficiente y rentable el proceso de explotación. Las propiedades del agua a inyectar son

factores determinantes de éxito o fracaso de un proyecto de este tipo, debido a que

ésta es ajena al yacimiento y puede afectar la estabilidad físico-química del agua a

condiciones de yacimiento. Los suministros más frecuentes son agua congénita, de río,

de acuífero subterráneo y de mar. La fuente dependerá tanto de la compatibilidad del

agua con los fluidos originales y la formación, como de la lejanía de ésta con el

yacimiento de petróleo.

El tratamiento adecuado para el agua de inyección se define de acuerdo a resultados

obtenidos en estudios de compatibilidad entre el agua de inyección y el yacimiento.

Dado que en los proyectos actuales se utiliza agua congénita para minimizar este

tratamiento, se tienen como procesos más comunes para éste último: la eliminación de

grasas y aceites, la remoción de sólidos suspendidos, el balance de acidez y

alcalinidad, la desoxigenación y la inhibición de corrosión e incrustación.

El proceso de inyección utilizado en los actuales proyectos consiste en (1) separar el

agua congénita del hidrocarburo, (2) enviar ésta a través de pipa o ducto a las plantas

de tratamiento, (3) proporcionar al agua un tratamiento físico-químico dejándola en

condiciones de inyección, (4) enviarla a patines de inyección, y (5) distribuirla e

inyectarla a pozos.

Con el fin de evaluar la efectividad de la inyección de agua en campos de Chicontepec,

se han realizado a la fecha tres pruebas piloto y se encuentra en actual diseño una

cuarta. Agua Fría 1999-2000, Agua Fría 2008-actual y Furbero 2011-Actual.



2.4.1.1 Agua Fría 1999-2000

Esta prueba se implementa en una arena de la secuencia superior del campo Agua

Fría. El área seleccionada se considera por su buena producción, espesor óptimo de

arena, buena continuidad y alta resistividad. La prueba consta de un pozo inyector y

cuatro productores, todos fracturados hidráulicamente y espaciados 400 m. La figura

2.4.1.1 muestra el patrón de inyección y el contacto de erosión de la arena de interés.

La inyección comienza en marzo de 1999 y termina en octubre de 1999, a esta fecha

se inyectaron 770,000 barriles de agua congénita a un gasto promedio de 1,950

barriles por día (bpd). Este volumen remplazó 2/3 partes del vaciamiento del área.

Sin presentar problemas de inyectividad durante la prueba, se tiene que entre

principio y fin de ésta, la presión estática del yacimiento, en un pozo, se elevó de 50 a

95 kg/cm². Se observó que dos de los pozos productores reaccionaron favorablemente

a la inyección y los dos restantes no mostraron cambio alguno. De los dos pozos que

reaccionaron se calculó una producción incremental de 105,000 barriles de aceite,

teniendo una relación barril inyectado por barril producido de 7.3 a 1.

2.4.1.2 Agua Fría 2008-Actual

La segunda prueba piloto se implementa en cuatro arenas pertenecientes a la

secuencia superior y cinco de la secuencia inferior del campo Agua Fría. La secuencia

superior contiene un pozo inyector y 12 productores y en las secuencias media e

inferior 4 pozos son inyectores, 11 productores y 3 observadores. La figura 2.4.1.2

muestra los patrones de inyección de las arenas superiores (cuadrado) e inferiores

(círculo). La inyección comienza en septiembre del 2008 y a la fecha se han inyectado

9’500,000 barriles de agua congénita tratada a un gasto promedio de 9,600 bpd.

Las pruebas en Agua Fría no han proporcionado información concluyente acerca de la

eficacia del mecanismo de recuperación, se adquirió experiencia y se encontraron

variables que si bien eran conocidas, habían sido ignoradas como el gradiente de

fractura y la calidad del agua.



Figura 2.4.1.1. Arreglo de pozos inyector, negro; productores, azul. Piloto Agua Fría

1999.

Figura 2.4.1.2. Línea azul gasto de inyección diaria total; línea roja acumulado de

inyección. Patrón de inyección en imagen inferior izquierda: círculo secuencia inferior y

media, rectángulo secuencia superior, azul inyectores, negro productores y

observadores. Piloto Agua Fría 2008

0.0

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

6.0

7.0

8.0

9.0

10.0

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

Volu

men

Acu

mul

ado

de a

gua

inye

ctad

a [M

MB

]

Gas

to d

e In

yecc

ión

de A

gua

(Qw

i) [b

pd]



2.4.1.3 Furbero 2011-Actual

A diferencia de las pruebas anteriores el área seleccionada se considera más

representativa del común de Chicontepec. Es un área virgen del campo Furbero para

reducir el tiempo de llenado y así los resultados sean vistos, sino de forma inmediata,

a tiempos cortos.

El proyecto considera 17 pozos, 6 inyectores y 11 productores, terminados entre una a

tres arenas de la secuencia intermedia de Chicontepec, se encuentran a un

espaciamiento entre pozos de 600 m y una distancia entre líneas de inyección y

producción de 350 m. La distribución de los pozos se encuentra en líneas alternadas de

inyección y producción alineadas al plano del crecimiento de las fracturas hidráulicas.

La inyección comienza en enero 2011 y con el objetivo de reducir el vaciamiento, la

producción se realiza un mes después de iniciada la inyección. Al día de hoy se han

inyectado aproximadamente un total de 260,000 barriles de agua congénita filtrada a 1

micrón y se han producido 280,000 barriles de aceite, agua y gas a condiciones de

yacimiento. Si bien uno de los objetivos de la prueba era mantener una eficiencia de

remplazo de 1.3, actualmente se tiene una de 0.9 debido a la alta producción de gas

presente desde el inicio de producción. La figura 2.4.1.3 contiene inyección y

producción total de la prueba a condiciones de yacimiento y su patrón de inyección.

Durante la prueba se observan indicios de la reducción de la tasa de declinación y

mantenimiento de la producción respecto a áreas de características semejantes, sin

embargo al momento no se puede concluir que estos indicios son resultado directo de

la inyección del agua.



Figura 2.4.1.3. Producción de aceite, gas y agua en líneas verdes e inyección de agua

congénita en líneas azules; volúmenes a condiciones de yacimiento. Líneas continuas,

gasto diario de producción e inyección; líneas discontinuas vaciamiento e inyección

acumulados. Patrón de inyección; círculo azul pozos inyectores, círculo verde pozos

productores. Piloto Furbero 2011.

0

50

100

150

200

250

300

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

4,500

5,000

Inye

cció

n A

cum

ulad

a, V

acia

mie

nto

acum

ulad

o (M

b @

CY)

Inye

cció

n, V

acia

mie

nto

[bpd

@ C

Y]



2.4.2 INYECCIÓN DE DIÓXIDO DE CARBONO, CO2

Debido a la baja respuesta observada en los pilotos de inyección de agua en Agua Fría

se analizaron otros procesos de RSyM, concluyendo que la inyección de CO2 podría ser

una opción para el incremento del factor de recuperación. Por ejemplo, el CO2 al

contacto con el aceite promueve en éste, su hinchamiento, reducción de su viscosidad,

incremento de la densidad y volatilización de hidrocarburos intermedios,

adicionalmente al contacto con el agua es altamente soluble y reacciona formando

ácido carbónico, mismo que crea conductos de disolución en rocas carbonatadas

incrementando la permeabilidad de ésta.

Buscando comprender y explicar el comportamiento primario de los yacimientos y los

resultados de las pruebas piloto de inyección de agua, se plantean dos modelos

geológicos, los cuales definen la forma en que el proceso de inyección de CO2 será

implementado.

El primer modelo se basa en la existencia de arenas de baja permeabilidad, continuas

lateralmente y conectadas hidráulicamente a no menos de 400 m. El segundo se apoya

en la existencia de lentes areno-arcillosos de regular permeabilidad, bajo espesor y

extensión lateral, distribuidas aleatoriamente y rodeadas de roca impermeable al flujo

de aceite. En ambos modelos, las facies sedimentarias y los procesos diagenéticos

controlan tamaño y forma de capas o lentes a escala de yacimiento y asumen los

mismos mecanismos de desplazamiento del aceite: expansión del sistema roca-fluido,

arrastre por gas disuelto liberado y compresión de la roca suprayacente.

2.4.2.1 Inyección Continua de CO2

Esta prueba se plantea verificando la existencia del primero modelo geológico. La

determinación del área de inyección está basada en la calidad del aceite, dado que los

hidrocarburos intermedios son aquéllos que benefician la miscibilidad. El área norte de

Chicontepec se caracteriza por contener hidrocarburos ligeros a medios, motivo por lo

cual el área para el piloto corresponde a arenas superiores de una macropera

perteneciente al campo Coyotes. La prueba involucra siete pozos, un inyector y seis

productores. El patrón de inyección es de siete pozos invertidos con un espaciamiento

entre estos de 400 m.



Uno de los objetivos de esta prueba fue determinar si existía comunicación hidráulica

lateral entre arenas de la misma secuencia al espaciamiento actual de los pozos, 400

m. Las características de los fluidos producidos en cada uno de los pozos difiere entre

si, lo que sugiere pobre comunicación lateral.

La prueba inicia el 19 de julio y concluye el 31 de diciembre de 2010. Se inyectan

9,860 toneladas de CO2 al 99.8 %mol (187 MM scf CO2), equivalentes a 93,850

barriles de espacio poroso, equivalente a 1.1 veces el volumen de líquidos producidos a

condiciones de yacimiento a junio 2010. Se inyectan en tres períodos de inyección: 40

ton/d, 12 días, 50 ton/d, 55 días, y 80 ton/d, 97 días. La figura 2.4.2.1 muestra

presión y temperatura de inyección en función del volumen inyectado.

Durante la inyección no se observan problemas de admisión, por el contrario pasando

las 4000 toneladas cada tonelada adicional requiere menor presión de inyección. La

presión de inyección se estabiliza en 2,000 psi, y dado que la presión mínima de

miscibilidad es de 2,900, el contacto no es considerado miscible. En cuanto a la

producción solo el pozo alineado a la fractura hidráulica presenta una reacción a la

inyección, que se muestra en una irrupción temprana del CO2, paulatino incremento de

presión y cero cambios en la declinación de la producción.

Figura 2.4.2.1. Presión (azul) y temperatura (rojo) de fondo en el pozo inyector en

función del volumen inyectado. Patrón de inyección, 7 pozos invertidos en macropera

Coyotes 331. Espaciamiento entre pozos 400 metros.

40

45

50

55

60

65

70

75

80

1,400

1,600

1,800

2,000

2,200

2,400

2,600

0 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000 7,000 8,000

Tem

pera

tura

de

fond

o [°C

]

Pres

ión d

e fon

do [p

si]

Volumen inyectado de CO2 [Miles de Toneladas]



2.4.2.2 Inyección Cíclica de CO2, “Huff&Puff”

La prueba “Huff&Puff” se encuentra dividida en tres etapas: Inyección, Remojo y

Producción. El tiempo en manifestar resultados en este tipo de pruebas se reduce en

comparación con la inyección continua. En inyección, la presión de fondo inyectando es

mayor a la del yacimiento, las zonas contactadas son presurizadas. En remojo, la

presión tiende al equilibrio estático, el CO2 interactúa con el aceite. En producción, la

presión del yacimiento es mayor a la de fondo fluyendo.

La prueba involucra 11 pozos productores, todos cercanos al agotamiento natural, uno

cerrado, son seleccionados para evaluar el potencial de este proceso. Los pozos se

encuentran terminados en arenas de diferentes secuencias, uno perteneciente a la

brecha, ubicados de norte a sur dentro del paleocanal, con aceites de diferentes

calidades que van desde ligeros hasta pesados, todos hidráulicamente fracturados. El

tiempo de inyección es de 7 y 14 días y el de remojo de 7, 14 y 21 días. El gasto de

inyección se fija en 50 toneladas por día. Cualquier desviación de tiempo o gasto es

debido a problemas operativos o mantenimiento requerido.

Después de la inyección, durante el período de remojo, la presión en cabeza de la

mayoría de los pozos no se disipa, lo cual fortalece la idea del segundo modelo

geológico. A excepción de los dos pozos donde se provoca daño mecánico, todos los

pozos incrementan producción y presión después de la apertura. Solo 4 de los 9 pozos

son rentables.



3. INICIATIVAS DE POZOS E INFRAESTRUCTURA

3.1. INICIATIVAS EN DISEÑO DE POZOS

3.1.1. PERFORACIÓN

Desde el inicio del proyecto (2008) a la fecha en el 2011, se han perforado de forma

convencional y no convencional 1,915 pozos, además se han perforado 3 pozos con

objetivo brecha de la macropera Presidente Alemán 1696 (PA 1384, 1674 y 1694) con

la técnica de perforación de Tubería Flexible de 3 ½”, con la cual se redujeron los

tiempos de perforación y se lograron trayectorias sin cambios considerables de

severidad y de rumbo, como tecnología aplicada dio buenos resultados, pero por falta

de accesorios de conexión de tubería flexible (TF) al ensamble direccional se dejo se

utilizar.

Figura 3.1.1. Equipo de perforación con TF de 3 1/2” instalada, los tres con recuadro

en color rojo se perforaron con esta técnica

Con fluido Base Agua en las 3 etapas de perforación se perforaron 135 pozos, esta

aplicación se detuvo después de que los evaluadores petrofísicos comentaron que los

registros eléctricos presentaban problemas de resolución para la identificación de

intervalos con potencial y por consiguiente desviaciones en su interpretación.

PA 1384

PTE. ALEMÁN 1696 / Eq. 702 (X-14)P. A.1386

P. A.1696

FURB2063

P. A.1692

P. A.1658

P. A.1384

P. A.1674

P. A.1676

P. A.1656

FURB2393

FURB2083

P. A.1382

P. A.1694

P. A.1362

P. A.1364

P. A.1366

P. A.1388

P. A.1698

No Perforado



Por otro lado se observó la ventaja en una reducción de tiempos en el manejo y

confinamiento de fluidos.

Figura 3.1.2. Comparativa de reducción en el manejo de fluidos base agua en las 3

etapas.

Otra oportunidad de mejora se presenta optimizando el grado, librajes y diámetros de

los aceros de las tuberías de revestimiento (TR), perforándose con geometrías esbeltas

24 pozos (9 5/8”, 7”, 4 ½”), significando un ahorro sustancial de $29,001,488.37

MXN; así como 59 pozos híbridos (10 ¾”, 7 5/8”, 4 ½”) con un ahorro de

$59,715,133.59 MXN. A la fecha se le ha dado continuidad al ahorro obtenido por los

pozos y actualmente se diseñan con grados, librajes y roscas rebajadas en las dos

primeras etapas. Actualmente se han perforado 202 pozos con estos grados/ librajes,

manteniendo un ahorro de $35,356,384.86

050

100150200250300350400450500550600650700750800850900

30 POZOS 30 POZOS AHORRO DE HORAS…

750

500

250

VIAJ

E D

E R

ECO

NO

CIM

IEN

TO E

N (H

OR

AS)

REDUCCIÓN DE TIEMPOS EN VIAJES DE RECONOCIMIENTOPROMEDIO 25 HR/POZO

30 POZOS POR MES



Figura 3.1.3. Diseños anteriores vs actuales optimizando el uso de grados, librajes,

diámetros y roscas.

Se han perforado 8 pozos horizontales (Presidente Alemán 2482, 2484, 1565, Soledad

408, 438, 692, 693, Coyotes 423) considerados como perforación no convencional

con altos ángulos de construcción en la parte horizontal (de 60 a 89°) y

desplazamientos máximos de 1150 m, con diferentes sistemas de terminación

(empacadoresinchables, frackpoin, stage frac, cobramax).

4

Diseños Actuales

TR 9 5/8”H40 32.3#

STC

TR 7”H40

20lb/pieSTC

TR 4 ½”N-80

11.6 lb/pieBCN

Diseño Anteriores

TR 13 3/8”54.5# J55

BCN

TR 9 5/8”36# J55

BCN

TR 7”26# N80

BCN

50 m

600 mv

2000 mv

TR 10 3 /4”40.5# J55

BCN

TR 7 5/8” J55 26.4#

BCN

TR 5 ½” N-8017 lb/pie

PREMIUM

Estratégico Desarrollo

TR 10 ¾”H-40 32.75#

STC

TR 7 5/8””H-40

24 lb/pieSTC

TR 5 ½”N-80

17/20 lb/piePREMIUM

TR 13 3/8”54.5# J55

BCN

TR 9 5/8”36# J55

BCN

TR 7”23# N80

BCN

50 m

600 mv

2000 mv

Geometría esbeltacon reducción degrados y librajes yterminación en 4 ½”,

Geometría actualpar pozos tipo “S” y“J” con reducción degrados y librajesterminación en 5 ½”,

Geometría robustapara pozos connucleos y registrosespeciales, seredujo el libraje de26 a 23#



Figura 3.1.4. Estado mecánico final del pozo horizontal PA 248 4H.

Desde el 2009, se han llevado a cabo talleres de intercambio de experiencias con y

entre las compañías nacionales e internacionales, con la finalidad de mejorar las

operaciones de perforación y optimizar los tiempos de intervención, ya que la mayor

problemática de los mismos para alcanzar la curva de experiencia recaía en tres

rubros: cementos, direccional y fluidos de perforación.

Las lecciones aprendidas y mejores prácticas operativas, han sustentado la notable

curva de aprendizaje entre las compañías, minimizando los problemas operativos y

disminuyendo los tiempos promedios de 20 hasta 14 días en la entrega de pozos

perforados, con una efectividad promedio de cada compañía del 80%.

TP 4 ½”



Figura 1. Problemáticas recurrentes al inicio del proyecto.

Figura 3.1.5. Problemáticas recurrentes al inicio del Proyecto

Figura 3.1.6. Se muestra la disminución de los promedio de perforación.

14 1416

17 18

1415

14

19

16

2810 2789 2880 2878 2771 2695 27932504 2576 2587

1012141618202224262830

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT

DIA

S

MET

RO

S

PROF DIAS

2706 PROF PROMEDIO

16 DIAS PROMEDIO

Días Promedio Perforación/Profundidad



Figura 3.1.7. Efectividad de compañías en el periodo Enero-Octubre 2011.



3.1.2. TERMINACIÓN

El proceso de terminación tiene como objetivo comunicar de forma eficiente el

yacimiento y superficie, incrementando la producción y el factor de recuperación de

hidrocarburo, optimizando los tiempos de operación y costos, cumpliendo las normas

de seguridad y medio ambiente.

Para lograr el objetivo se requiere realizar un análisis técnico acorde a las

características del yacimiento, donde se realizan una serie de actividades, las cuales

son:

• Analizar la evaluación sobre propiedades petrofísicas, geomecánica, secciones

estructurales, estratigráficas y registros geofísicos.

• Analizar la información de yacimiento, como son presiones y comportamiento

de producción de pozos vecinos.

• Analizar el tipo de pozo (Exploratorio / Delimitador / Desarrollo / Tecnológico) y

su objetivo.

• Analizar el estado mecánico del pozo y la calidad de la cementación.

• Elaborar pronósticos de producción, calculo de VPN y riesgo.

• Simular en software los esfuerzos a los cuales será sometida la TR, aparejo de

producción y empacador, durante su terminación y producción del pozo.

• Definir el intervalo y tipos de disparos de acuerdo a las características del pozo

en cuanto al número, diámetro, penetración y fase.

• Elaborar el diseño de fracturamiento que maximice la productividad del pozo.

• Ejecutar los diseños de operación, realizando los controles de calidad en campo

y verificando los mismos, cumpliendo las normas de seguridad y medio

ambiente.

Dentro de estas actividades, en el Activo Integral Aceite Terciario del Golfo (AIATG),

se tiene como factor clave de éxito en la producción y factor de recuperación

esperada, el fracturamiento hidráulico, debido a la complejidad del yacimiento por su

baja presión y permeabilidad.

Existe una amplia gama de tecnologías de fracturamientoshidráulicos aplicados en

AIATG y su desempeño varía en función de la combinación de las características

específicas del yacimiento y la tecnología.



En Chicontepec, en el periodo Enero a Septiembre del 2011 se han efectuado796

fracturamientoshidráulicos, de los cuales el 80% corresponden a

fracturamientos hidráulicos convencionales, energizados y espumados

obteniendo un 63% del volumen de aceite inicial y el 20% corresponden a

fracturamientosácidos, ACL, ACL con N2, Aceite Estabilizado, obteniendo un 37%

del volumen de aceite inicial, con una tendencia al uso de nuevas tecnologías o

procesos que mejoren los resultados de acuerdo a las propiedades petrofísicas del

yacimiento.

A continuación se enlistan los principales procedimiento efectuados en AIATG:

Convencionales • Convencional

• Energizado con N2

• Espumada con N2

• ACL

• ACL con N2

• Aceite Estabilizado

Ácido • Fracturamiento Acido



3.1.3. TERMINACIONES ESPECIALES

En el AIATG se tiene una alta heterogeneidad del yacimiento, por lo que se ha

planteado la necesidad de implementar tecnologías adicionales en el área.

Para cumplir este reto a partir de este año (2011), se ha generado un proceso de

terminación especial, el cual requiere de un análisis con mayor detalle entre las

coordinaciones de las actividades del proceso de terminación (como se explico en la

sección anterior), aplicando procesos y tecnologías para maximizar la producción del

pozo y tener plataformas de producción sostenidas.

Dentro del proceso de terminación especial destaca el fracturamiento hidráulico, el

cual consiste en realizar el diseño y operación de manera no convencional, probando

tecnologías alternativas en procesos, fluidos, apuntalantes, herramientas especiales,

aditivos, entre otros.

Por lo cual es importante conocer las áreas de oportunidad y al mismo tiempo definir

las acciones para identificar mejores prácticas en el proceso de Diseño, Ejecución y

Evaluación asociados al fracturamiento de los pozos.

Los fracturamientos especiales que se

han considerado hasta ahora, son los

siguientes:

• Espumada con CO2 (Binaria)

• Slickwater

• VaporFrac

• Hiway

• Dynapoliex

Las Multifracturas, aplicadas en pozos

con más de un intervalo a fracturar en

una sola operación.

• Divergente Mecánico.

• SandJetting

• Mongoose.

• Frac Point

A la fecha en el Activo, se han realizado 34 multifracturamientos hidráulicos, de los

cuales se han obtenido una producción inicial de 8,510 bpd, por lo que esta tecnología

ha dado muy buenos resultados y se seguirán evaluando para generar mayor valor.

En cuanto a los fracturamientos especiales en un intervalo siguen en etapa de

evaluación con miras a masificar los de mejores resultados.



3.1.4. REFRACTURAMIENTOS

Durante la producción de los pozo fracturados, la fractura pierde sus características

iniciales reduciéndose la conductividad creada, debido a diferentes factores como son:

arenamiento prematuro, ejecución no conforme a diseño y pérdida de la geometría

generada por procesos naturales de la formación (generación de finos, incrustación del

apuntalante y daño por fluido).

Como consecuencia se tiene una disminución en la producción y en el factor de

recuperación, por ello y con el fin de reactivar la producción, en yacimientos con

buenas propiedades petrofísicas y reservas remanentes, se ha implementado la

técnica de refracturamiento hidráulico.

Para lograr el objetivo, es primordial realizar un análisis técnico detallado de los

parámetros que permitan seleccionar pozos con un alto potencial, que garantice el

éxito de la técnica y para ello se realizan las siguientes actividades:

• Estimar las reservas remanentes y analizar la información petrofísica.

• Analizar los datos de producción para evaluar la respuesta postfractura.

• Identificar trabajos realizados de fracturamiento hidráulico.

• Definir los requerimientos de información adicional como: Minifrac, Prueba de

Inyección, Registro de Presión de Fondo Cerrado, entre otros.

• Analizar las conexiones superficiales de control y sub subsuelo.

• Simular en software los esfuerzos a los cuales será sometida la TR, aparejo de

producción y empacador.

• Evaluar fracturamientos hidráulicos realizados.

• Elaborar el diseño de refracturamiento.

• Elaborar pronóstico de producción, cálculo de VPN y riesgo.

• Ejecutar los diseños de operación, realizando los controles de calidad en campo y

verificando los mismos, cumpliendo las normas de seguridad y medio ambiente.

En el AIATG se han realizado del 1 de Enero al 30 Septiembre del 2011 un total 162

refracturas, de las cuales 57% son fracturamientos hidráulicos con apuntalante y 43%

corresponden a fracturamientos ácidos, obteniendo producciones incrementales

posteriores al refracturamiento de 124 bpd de aceite en promedio en pozos con

producción intermitente o cerrados.



3.2 PRODUCTIVIDAD DE POZOS

A mediados del 2010, se integró en el Activo un departamento especializado dedicado

a la productividad de pozos.

El concepto “productividad”, integra las diferentes etapas de producción de un pozo, e

inclusive desde su perforación, fluyente, operación con sistema artificial, su

reactivación por cambio de intervalo(s) reparación mayor y finalmente su abandono,

en la siguiente figura de manera esquemática se representan las etapas:

Figura 3.2.1.- Grafica que representan de forma esquemática las etapas de operación

de los pozos.

La estrategia de productividad, participa desde la etapa de la elaboración del programa

de perforación por el tipo de pozo “S” y/o “J” que se va a perforar, analizando la vida

operativa en función de, el o los sistemas artificiales de producción que vayan a operar

por lo menos en 20 años.

Considerando el concepto de productividad, se establecieron en el Activo los criterios

para la utilización de trayectorias tipo “S” trayectorias suavizadas (ángulos de

severidad < 28°con respecto a la vertical y con desplazamientos menores a 3° por

cada 30 m), dando preferencia a la trayectoria tipo “J”, de igual manera tomando en

cuenta criterios con respecto a los ángulos de desplazamiento.



Con las trayectorias aceptadas, se logro concluir que los pozos se construyeran con

trayectorias capaces de manejar sistemas artificiales de producción con posibilidades

de producción por tiempos mayores y por su puesto la utilización de más alternativas

de sistema artificial accionados por varilla.

Figura 3.2.2.- Programa de la trayectoria de un pozo, esta deberá ser conciliada con

loe equipos de “Productividad” par su óptimo funcionamiento con SAE.

(Geometría pozo AF 84)

3.2.2.1. Sistemas Artificiales

Dado a que los yacimientos del Activo, se caracterizan por tener una baja

permeabilidad y baja presión, el pozo en un periodo no mayor a 1 año, se estaría

operando con la ayuda de un sistema artificial de producción, por tal motivo, los

equipos de “Productividad” tienen que tomar en cuenta la siguiente información:

• Curva de productividad (IPR)

• Selección del SAE adecuado de acuerdo con:

• Geometría

• Trayectoria

• Tipo de fluido

• % Agua

• % Sólidos

• RGA

• Profundidad

• Operación



• Mantenimiento

• Optimización

• Evaluación económica

• Reserva

• Producción acumulada

Uno de los principales aspectos en el criterio de productividad integral es la historia

productiva del pozo, así como contar con información confiable de mediciones

relacionadas a una presión de flujo lo cual nos permitan establecer la estrategia

óptima para su explotación.

3.2.2.2. Bombeo Mecánico (Diseño, operación y optimización)

El bombeo mecánico es el sistema artificial más ampliamente utilizado en el Activo

aproximadamente, 1,000 pozos.

La información de las cartas dinamométricas y de los ecómetros (identificación de los

niveles dinámicos) permitió realizar nuevos diseños en el bombeo mecánico con las

siguientes premisas:

• Bombas con diámetro mayor a 1.5 de embolo y trabajar a velocidad lenta,

(máximo 4 emboladas por minuto y una carrera larga mínima de 144

pulgadas).

• Bombas colocadas por debajo de los intervalos de producción, (por lo menos

200 m por debajo de los disparos).

• Colocación de un separador de gas.

• Tubería de producción con ancla mecánica.

En la siguiente figura se muestra un diseño de las principales premisas.



Figura 3.2.2.2.- Diagrama esquemático del diseño de un pozo con “Bombeo Mecánico”

La optimización de los pozos con bombeo mecánico se enfocó en dos aspectos

principalmente: (1) adecuar la operación del sistema de acuerdo a la presencia de gas,

agua y sólidos, analizando el desplazamiento del embolo en relación a la carta

dinamométrica y (2) la colocación de un compresor para la succión del gas en el

espacio anular.

Con estas dos acciones se logró incrementar de manera sustantiva la productividad del

pozo.



3.2.2.3. Bombeo neumático (BN).

Sin duda el bombeo neumático es unos de los sistemas artificiales más eficientes y de

bajo costo. Desafortunadamente, anteriormente muchos pozos con bombeo neumático

fueron remplazados por bombeos mecánicos, por las siguientes razones: diseños de

“BN” ineficientes, válvulas con mandril no recuperable, software de diseño inadecuado

y defectos en la operación de la válvula.

Actualmente los equipos de “Productividad”, han solicitado el uso de mandriles no

recuperables por recuperables, esto da la ventaja de no tener que utilizar un equipo de

reparación de pozos, únicamente, una línea de acero.

Otra mejora fue el incremento de la presión de inyección de gas, utilizando la

compresión a boca de macropera. Este concepto quedo expuesto en la macropera

Agua Fría 841 con una variante se utilizó un pozo como “pozo pulmón”.

El “pozo pulmón”, funciona como un acumulador de gas a alta presión, lo cual permite

tener un volumen y presión de operación adecuada. Con esta adecuación se logró

incrementar la productividad de un solo pozo, de todos los pozos de la macropera.

Figura 3.2.2.3.- Esquema de la Macropera Agua Fría 841, la cual cuenta con un “pozo

pulmón” resaltado en color rojo.

En esta macropera se incrementó la presión de 35 Kg/cm2 a 49 Kg/cm2.De esta

macropera surgió un concepto el cual sería denominado como macropera auto-

sustentable.



3.2.2.4. Bombeo Hidráulico

El bombeo hidráulico es un sistema artificial de alto costo de operación, por lo que

para mejorar su relación costo-beneficio, fue necesario utilizar una unidad de alta

potencia para trabajar simultáneamente de 3 a 4 pozos.

La eficiencia del bombeo hidráulico ha dado la oportunidad de incrementar la

producción de un pozo, hasta en un 100 %, por lo cual se busca implementar este

sistema, principalmente en pozos fluyentes con producciones mayores de 30 BPD.

Es importante seguir innovando en métodos, técnicas, diseños, tecnologías que

permitan el incremento de la producción de un activo.

Todo con el único fin de incrementar la producción con la máxima eficacia y al menor

costo.



3.3. REPARACIONES MAYORES

Las características exclusivas de la Formación Chicontepec, exigen llevar a cabo

tratamientos y/o terminaciones especiales, así como la aplicación de nuevas

tecnologías que permitan la óptima producción de sus hidrocarburos. Por tal motivo y

con el objetivo de maximizar la capacidad productiva de los pozos, se llevan a cabo las

Reparaciones Mayores (cambios de intervalo) en todos los campos del Activo.

La estrategia principal es identificar y jerarquización nuevos intervalos mediante el

análisis petrofísico cualitativo de los intervalos candidatos pendientes de terminar

tomando como base con el comportamiento de producción de los intervalos similares

probados en pozos vecinos, estableciendo patrones de intervalos por campo.

Se elabora una cartera de pozos los cuales son alineados en el movimiento de

equipos (desarrollo) y necesidades de producción, con lo cual se debe cumplir con los

programas operativos, y contribuir con los pronósticos de producción planteados. La

producción de esta actividad impacta a la producción incremental.

Aunado a lo anterior, y de acuerdo con la estrategia de desarrollo, en los últimos 2

años, se han realizado en promedio 207 Reparaciones Mayores anuales, con una

producción promedio de 62 BPD. En el grafico 1, se muestra el comportamiento de la

actividad mensual (programadas vs. realizadas) al cierre de octubre 2011.

Gráfico 3.3.1. comparativo de RMA’s Programado vs. Real (Oct. 2011)

13

28

22

26

13

21

27 27 2628 27 27

13

31

35

8

26

15

2427

16 16

0 00

10

20

30

40

50

PROGRAMACIÓN DE POZOS PARA RMA2011

Programadas POT IV Ejecutadas



La Metodología, consiste en la Identificación de áreas de oportunidad, para generar

y documentar una cartera sólida de propuestas integrales de intervenciones a pozos

(con y sin equipo), para mejorar la producción con lo cual se pueda obtener la

máxima rentabilidad para el Activo.

La revisión, para la determinación de una Reparación Mayor, incluye los siguientes

aspectos fundamentales:

• Revisión del Estado de Pozo – Determinar el estatus de producción del pozo.

• Revisión del Expediente del pozo –Localización y antecedentes del pozo.

• Revisión de los reportes de perforación – Revisión de la secuencia de la

perforación y terminación del pozo, para identificar cualquier problema durante

la perforación y terminación, que puedan tener impacto en la propuesta.

• Análisis del Registro Geofísico – Estimación de reservas recuperables y

remanentes, con base en la evaluación cuantitativa y cualitativa de las

propiedades petrofísicas del intervalo propuesto.

• Interpretación de la Continuidad de las Arenas – Revisar las secciones

geológicas con el objetivo de determinar la continuidad de los cuerpos de

arenas, análisis de su comportamiento dinámico.

• Análisis de Yacimientos – Análisis de pruebas de presión, PVT’s,

cromatografías, parámetros del yacimiento, producción de pozos vecinos, en la

arena correspondiente y a la vez, se considera su nivel estructural.

Del estudio anterior, se determina el pozo candidato, intervalo, se pronostica el gasto

inicial y se evalúa su reserva para ser incluido en el movimiento de equipos de

Reparaciones Mayores indicando el tipo de intervención, ya sea con o sin equipo.

Todos los pozos considerados para su intervención deben contar con un documento

técnico para posteriormente integrar la propuesta en el documento técnico y

finalmente elaborar las Bases de Usuario, que dan origen al programa operativo de la

RMA.

El compromiso es colocar en el movimiento de equipos un volumen de obra suficiente

de Reparaciones Mayores, para su ejecución y que cumpla con los programas

operativos y de producción (anuales/mensuales).



3.4. INFRAESTRUCTURA DE PRODUCCIÓN

El objetivo del AIATG va mucho más allá de la explotación de combustibles fósiles. La

industria petrolera en México se está trasformando y ya no es suficiente tener una

metodología de extracción, refinación y distribución de hidrocarburos. PEMEX está

transformándose e integrando una nueva visión y el AIATG es pionero en muchas

iniciativas que permitirán crecer de manera sustentable y garantizar un futuro para

nuestro país.

La infraestructura de Producción con la que cuenta Chicontepec canaliza las

actividades a constante monitoreo y un permanente compromiso con la calidad, la

eficiencia y la gestión de procedimientos que garanticen la producción y el cuidado de

todo aquello que está supeditado a su impacto.

En el Activo se cuenta con diferentes herramientas que permiten dar seguimiento a la

producción y tomar decisiones desde diversos puntos de vista. Se han integrado

estaciones de monitoreo de pozos, sistemas avanzados de comunicación para

reaccionar ante cualquier contingencia, se han creado sistemas de gestión y

seguimiento a cada una de las iniciativas productivas, y de manera permanente se

mantiene un control de la producción para encaminar la explotación a la eficiencia

total.

A continuación se presentan las herramientas más importantes que se han

desarrollado dentro del Activo para mejorar la infraestructura de Producción y que

han surgido dentro de la presente administración:



3.4.1. MÓDULO DE SEPARACIÓN PORTÁTIL (MSP).

Los MSP son equipos esbeltos y temporales que permiten incorporar la producción de

hidrocarburos de manera temprana, en tanto se terminan de construir los

oleogasoductos que se ven atrasados por la no disponibilidad a tiempo de permisos de

los dueños de predios por donde cruzan o por la presencia de vestigios arqueológicos.

Aunado a la incorporación de producción temprana, también permiten iniciar la

capitalización de la inversión, que contribuye de manera directa en el estado de

resultados.

Figura3.4.1.1.MSP - Separador, tanques Fig. 3.4.1.2. MSP - Cabezal colector

Los MSP permiten separar la fase líquida de la gaseosa y están integrados por

cabezales de medición, producción, líneas de proceso, equipo de separación, tanques

de almacenamiento, sistema de desfogue, monitoreo, compresión y en algunos casos

sistema de bombeo.

Actualmente, el AIATG cuenta con 23 Módulos de separación portátiles, ubicados

principalmente en 3 sectores: Agua Fría – Humapa, Miquetla – Coyol y Alemán –

Furbero.

Una vez operando el oleogasoducto en cuestión, la producción es enviada hasta una

batería de separación, quedando disponibles los MSP para ser reubicados a otra

macropera.



3.4.2 CHICÓNMETROS

Con una estrategia diferenciada de perforación como la de Chicontepec es necesario

mantener un estricto control en la cada uno de los pozos para garantizar la producción

y el adecuado cuidado de cada unidad productora.

En Chicontepec la innovación se ha convertido en la clave para el desarrollo de

soluciones que ayuden a mejorar barril por barril la explotación de hidrocarburos. La

conjunción de innovación y la necesidad de medir el desempeño de los pozos en

Chicontepec ha llevado al desarrollo de los Medidores de Producción Portátiles

Bifásicos. Denominados Chicónmetros, estos medidores permiten caracterizar la

producción de pozos sin necesidad de detener el funcionamiento de los mismos.

De manera inicial se diseñaron y construyeron los Chicónmetros para analizar pozos

con bombeo mecánico e intermitentes. Sin embargo en este año se consolidó el

desarrollo de una segunda generación que permite medir pozos fluyentes y de bombeo

neumático. Esta nueva generación amplía la capacidad de almacenamiento y la

velocidad de proceso.

Figura 3.4.2.1.Chicónmetro



El desarrollo de los Medidores de Producción Portátiles Bifásicos ha significado una

reducción importante en el costo de medición de pozos; el costo de la medición antes

de este desarrollo era de cerca de $4,000 USD, mientras que con los Chicónmetros el

costo es de tan sólo $350 USD.

Además, esta innovación se ha traducido en eficiencia de análisis de datos, ya que tan

sólo en el año 2011 se ha pasado de 1,197 a 3,500 mediciones mensuales. La meta

para el cierre del año es de 4,000 mediciones, esto permitirá controlar y diagnosticar

de manera más eficiente los pozos en todo el territorio de Chicontepec.

Figura3.4.2.2.Gráfica de Medición

Delante vienen aun muchos avances, pero definitivamente esta herramienta es una de

las más útiles en cuanto a la optimización de los sistemas de producción para el

Activo, y un bastión para lograr la meta de 75,000 bpd a finales de este año.



3.4.3 COMANDOS OPERATIVOS

Actualmente, el Activo cuenta con 3,382 pozos, de los cuales más 1,700 son

productores. Aproximadamente el 60% de los pozos productores en operación,

cuentan con algún tipo de sistema artificial de producción, por lo que es de suma

importancia asegurar su continuidad operativa.

Para garantizar la productividad de cada pozo asistido con sistema artificial de

producción (SAP), se ha organizado una unidad especializada denominada “Comandos

Operativos” quienes con oportunidad brindan servicios en sitio a los sistemas

artificiales de producción. Los “Comandos Operativos”, están enfocados principalmente

a realizar actividades de mantenimiento preventivo a los SAP’s, pero cuando el

“Centro de Monitoreo” detecta alguna falla en algún sistema, canaliza el reporte y el

Comando operativo más cercano brinda su atención inmediatamente.

Gracias al equipamiento con que cuentan se puede atender, en cuestión de horas, la

mayoría de las fallas mecánicas, que detienen la operación de los sistemas artificiales.

TIEMPO MEDIO PARA

REPARAR (MTTR)

Figura3.4.3.1.Actividades atendidas y Mejora en tiempo de atención

Para mejorar la capacidad de respuesta de los Comandos Operativos se han diseñado

Unidades Automotrices con características especiales.



Los camiones cuentan con una capacidad libre de carga de hasta 1,5 toneladas.

Además cuenta con:

• Dispensador de grasa y aceite.

• Polipasto con capacidad de carga de una tonelada.

• Hidrolavadora.

• Generador de Voltaje (5,000 W).

• Tanque de agua con capacidad de 150 litros.

• Compresor eléctrico de aire.

• Tornillo de banco.

• Esmeril eléctrico de banco.

• Juego de herramientas.

Figura 3.4.3.2.Comandos Operativos

Es importante señalar que los Comandos Operativos trabajan de acuerdo a una

estrategia de sectorización del territorio de Chicontepec, de esta manera se reduce

considerablemente el tiempo de respuesta y se mejora la atención y conocimiento de

cada campo.



4. ESTRATEGIAS DE GESTIÓN DEL PROYECTO Y CULTURA NO CONVENCIONAL

Chicontepec tratade innovar en cada aspecto de su administración. Esto no se limita a

la extracción de hidrocarburos en el campo. Cada decisión que se toma lleva la

responsabilidad de comprometerse con el entorno.

Este compromiso ayuda de múltiples manera en el alcance de las metas. Por ejemplo.

El AIATG colabora de manera activa en la construcción de programas de beneficio a

las comunidades aledañas al proyecto e impacta de manera positiva con la

construcción de Escuelas, caminos y talleres de desarrollo laboral. De manera paralela

se tiene una campaña permanente de cuidado al medio ambiente que favorece al

cuidado de especies endémicas locales.

Estas acciones reafirman la calidad de Pemex para la gente que conoce el proyecto y

nos convierte en un aliado que trabaja de la mano de las comunidades para obtener

recursos y compartir la riqueza que es de todos los mexicanos.

De igual forma se ha creado una estructura interna de administración que ha

permitido dividir de manera más eficiente las funciones dentro del Activo. A este

proceso se le ha llamado Sectorización. Se han establecido sectores geográficos para

poder tener mejor control de cada pozo productivo y permitir a las diferentes

coordinaciones optimizar los procesos de extracción.

Se ha proyectado una producción 75M bpd para el final de este año en el AIATG. Sin

embargo el reto no termina allí. Se está trabajando para un horizonte superior a los

300M bpd con una base instalada de más de 30,000 pozos en todo Chicontepec. Esto

se logrará sin duda, pero el fundamento que estos años cimienten definitivamente

será la base sólida que sostendrá la infraestructura del futuro del Activo Integral

Aceite Terciario del Golfo.



4.1. CUADERNOS DE GESTIÓN

Chicontepec se ha convertido en un generador de ideas y de proyectos. Sin embargo

siempre es importante tener una metodología de gestión y seguimiento a todos los

proyectos. La administración se logró con la implantación de 7 Cuadernos de Gestión

que tienen porfinalidad, dar seguimiento y apoyo a cada actividad productiva,

documentada y programadaporlas diferentes áreas:

• Libro Azul: Programación y Ejecución de

Macroperas y obras relacionadas. Tiene como

objetivo primordial asegurar la continuidad de los

equipos de perforación.

• Libro Blanco: Programación y Ejecución de

Perforación de Pozos y obras relacionadas. Su

objetivo es llevar a cabo la programación de la

perforación de los pozos, así como identificar los

requerimientos de infraestructura de explotación.

• Libro Rojo: Programación y Ejecución de la

Terminación de Pozos y obras relacionadas.

Seguimiento de la programación de la terminación

de los pozos, as{i como su incorporación a

producción en el menor tiempo.

• Libro Amarillo: Programación y ejecución de la

intervención a Pozos. Para el control y

seguimiento de la programación de las actividades

para mantener e incrementar la producción de los

pozos terminados y/o reparados a través de la

aplicación de la técnica más adecuada para cada

uno de ellos.



• Libro Gris: Programación y Ejecución de la

Reparación Mayor y/o menor de Pozos y obras

relacionadas. Programación de las reparaciones de

los pozos, así como la reincorporación a

producción en el menor tiempo.

• Libro Verde: Corresponde a las obras de

infraestructura crítica.

• Libro Naranja: Correspondiente al seguimiento y

corrección de anomalías.

Es importante señalar que muchas de las actividades consideradas en los Cuadernos

de Gestión se interrelacionan entre diferentes coordinaciones al interior del Activo, por

esta razón es necesario que cada coordinador los conozca a la perfección para unificar

criterios en producción, movimientos, reparaciones, cierre de pozos y perforaciones.

Esta es una manera análoga de dar seguimiento a cada proyecto que se está

ejecutando en el Activo. La intensión en un futuro es incorporar esta información a

una plataforma digital que permita dar seguimiento y obtener actualizaciones en

tiempo real para poder reaccionar de manera inmediata y ofrecer soluciones optimas

en los procesos de administración de la infraestructura de producción.



4.2. GRUPOS DE PRODUCTIVIDAD.

Los Grupos de Productividad son equipos multidisciplinarios conformados por

especialistas en diversas áreas de conocimiento analizan, diagnostican, estudian y

optimizan la operación de cada uno de los pozos en Chicontepec, conformando una de

las fuerzas motrices más grandes en la producción hoy en día.

Actualmente el Activo cuenta con 6 de estas células de trabajo cuya función es

monitorear el comportamiento de cada pozo y analizarlo para mejorar su producción

cada día. Trabajando de manera colaborativa con el resto de las coordinaciones dentro

del ATG, los Grupos de Productividad encabezan una campaña continua de

optimización que permite obtener el mejor resultado de los pozos existentes.

Dentro de su organización los grupos de productividad cuentan con dos sub-grupos de

apoyo. El primero de ellos es el Grupo de Optimización de Sistemas Artificiales de

Explotación, cuya función es monitorear a través de Cartas Dinamométricas y

Ecómetros el estatus de cada unidad productora, ofreciendo datos precisos para la

intervención de los pozos. El segundo de ellos es el Grupo de Estimulaciones. La

función de este sub-grupo es la de evaluar la viscosidad del aceite y mediante

tratamientos químicos ayudar al aseguramiento del flujo del crudo durante el proceso

de extracción y trasporte.

Los Grupos de Productividad son expertos en diagnosticar por su conformación en

diferentes disciplinas físicas, petroleras, químicas, geológicas entre muchas otras. De

esta forma se obtiene un análisis en 360° de los pozos, favoreciendo su intervención y

optimización si es necesario.

Las oportunidades definidas por los Grupos de Productividad son documentadas a

través del cuaderno Amarillo, siendo destinado a dar seguimiento a Intervenciones a

pozos, sean estos Fluyentes, SAE, Cerrados o intermitentes. De esta forma el

seguimiento de cada proyecto en el territorio es completamente confiable.



4.3. LOS FANTÁSTICOS

El crecimiento acelerado que ha tenido el Activo Integral Aceite Terciario del Golfo ha

sido la consecuencia de la adecuada inversión de recursos y conocimiento del subsuelo

para la extracción de hidrocarburos.

Pero más allá, se ha invertido en acciones no convencionales que han fructificado en

desarrollos nunca antes vistos en los equipos de trabajo, resultados a favor de la

producción y un impacto sumamente positivo en el entorno económico y social del

Paleocanal de Chicontepec.

A nivel de producción Chicontepec depende en gran medida del funcionamiento

adecuado de cada uno de los más de 1,800 pozos ubicados en todo el territorio; a raíz

de esto, se han creado unidades especializadas dedicadas al mantenimiento y

optimización de los mismos, pero también a la perforación de nuevos pozos y

conversiones a Sistemas Artificiales de Producción (SAP) conforme los pozos lo

requieren.

De manera muy especial se han creado Grupos de Trabajo por Áreas denominados

localmente “Los Fantásticos”.

Estas células de especialistas agrupan personal de diferentes coordinaciones

(COPIE,CMYL, MEDYSA, SIPA Y CAF), dedicado exclusivamente a analizar y optimizar

el funcionamiento de los pozos por sector.

Es importante señalar que la función primordial de los fantásticos es la toma de

decisiones para el adecuado funcionamiento de las Macroperas productoras.

La dinámica de trabajo propuesta para los Fantásticos, consiste tener presencia y

capacidad de decisión en el campo, formular estrategias para la resolución de

problemas y reportar cualquier eventualidad, teniendo en cuenta su nivel de expertise

en los diferentes ámbitos de control de pozos.



Los Sectores que actualmente están cubiertos por los fantásticos son:

• Coyotes.

• Soledad Norte.

• Soledad.

• Miquetla.

• Agua Fría.

• Furbero.

• Alemán-Remolino.

• Humapa.

• Coyula.

• Tajín-Coapechaca.

Cada uno de los Fantásticos está incluido dentro de una red de monitoreo constante,

de tal forma, que puedan resolver un problema desde su perspectiva o mediante la

detección de alguna eventualidad desde el centro de monitoreo en las instalaciones del

AIATG. Con una comunicación de dos vías se crea un mecanismo de ejecución sin

fallas en todo el terreno cubierto por los Fantásticos.

La responsabilidad del correcto funcionamiento de cada uno de los pozos recae en

todo el personal de campo del Activo Integral Aceite Terciario del Golfo; sin embargo,

la creación del grupo de Fantásticos ha permitido tener monitoreo, solución de

problemas en sitio y un control minucioso de cada una de las problemáticas de

producción el Paleocanal, contribuyendo de manera sustancial a la identificación de

nuevas soluciones para optimizar la producción de Aceite.



4.4. CENTRO DE MONITOREO

El paleocanal de Chicontepec abarca más de 4,000 km², en dos diferentes entidades

federativas. Las condiciones topográficas en muchas ocasiones representan un reto

para el acceso y diseño de pozos. Sin embargo para el Activo Integral Aceite Terciario

del Golfo este obstáculo sólo representa la posibilidad de desarrollar nuevas

soluciones.

Gracias a la tecnología actual se pueden establecer redes de comunicación confiable y

en tiempo real prácticamente en cualquier sitio del planeta, en el AIATG se ha

adoptado esta tecnología y se ha compuesto en uno de los desarrollos más

sobresalientes del Activo. Se ha denominado Centro de Monitoreo.

El Centro de Monitoreo se enlaza a través de tecnología inalámbrica a todo el

territorio, desde allí se da seguimiento a todos aquellos aspectos críticos para el

correcto funcionamiento del sistema de producción en Chicontepec.

Figura 4.4.1. Imágenes Centro de Monitoreo

Más que una cabina de control, el centro de monitoreo es un protocolo de

comunicación y trasmisión de datos que ayuda a todas las coordinaciones a conocer

los resultados y situaciones críticas.

Cabe señalar que gracias a esta medida se ha reducido considerablemente el número

de horas de paro de los pozos ya que se puede ofrecer una respuesta de manera

inmediata al conocer alguna anomalía en las Macroperas.



Los medios de trasporte también han sido optimizados gracias al monitoreo, ya que la

mayoría de las unidades cuenta con GPS. Gracias a esto se puede controla la

velocidad de manejo, situaciones de emergencia y rastreo de unidades en todo el

mundo en caso de pérdida o robo.

Las variables que se pueden analizar de manera remota son:

Figura 4.4.2. Instalaciones y parámetros monitoreados 24 horas los 365 días del año

De manera complementaria al centro de monitoreo se están integrando nuevas

tecnologías que permitan tener trasmisión de audio y video para mejorar aún más los

procesos de control en todo el territorio.

En el Activo Integral Aceite Terciario del Golfo, hemos entendido la tecnología como

una herramienta más en la mejor de la producción de Chicontepec, porque hemos

aprendido que todo suma en la extracción de hidrocarburos para México.

935/1,794

7/80

6/8

6/26

3/7

13/30

2/2

Baterías

Estaciones de Compresión

Pozos

Macroperas

Macroperas Autosustentables

Módulos de Separación Portátil

Centrales de Almacenamiento y Bombeo

Tanques Individuales

Balance de Producción

Vehículos de Transporte de Crudo

Vigilancia y Ubicación de Vehículos

Red de Bombeo Neumático

Ductos de Alto Riesgo

62/62

428

18/106

2

33

Sistema de Inyección de AguaCongénita 17/17

18 Oleoductos15 Gasoductos



4.5. Cultura No Convencional

4.5.1. Padrinos y Ahijados

En los últimos años el proyecto ATG ha sido operado por personal comisionado

temporalmente a esta tarea, lo que no ha permitido realizar una eficiente

transferencia de conocimiento y continuidad de procesos, sin embargo, actualmente

con la aprobación de la estructura organizacional se ha integrado el equipo adecuado

para afrontar los retos técnicos y administrativos.

Uno de los programas de Cultura No Convencional que se ha implementado en el

Activo es Padrinos y Ahijados, como todos los anteriores es Innovador,la dinámica de

trabajo de este programa es que cada Directivo tenga un aprendiz, que sea proactivo

y se convierta en el corto plazo en un emulador de las funciones que desempeñe el

responsable del área a la que pertenece.

Esta iniciativa refuerza el compromiso del personal con el proyecto, y permite

desarrollar las capacidades intelectuales y conductuales, de este modo se espera

progresar constantemente en el aprendizaje y evita generar brechas generacionales

que retrasen la transición de conocimientos.

El Ahijado tiene varias cualidades, entre las más importante es el conocimiento y las

referencias técnicas en el ámbito petrolero, para que tenga la capacidad de tomar las

decisiones correctas y la destreza de hacerlo en situaciones críticas.

El Ahijado acompañará a su Padrino en todas las actividades que realiza, logrando

aprender cada vez más, asimilando todos los conocimientos necesarios. Llegado el

momento, el ahijado podrá convertirse en Padrino y tener a su cargo y enseñanza a

otro aprendiz para que llegado el día sea capaz de tomar su lugar con la misma

calidad de su Padrino.



4.5.2. Generación de identidad.

Chicontepec enmarca una gran expectativa para México, ya que se espera sea uno de

los principales proyectos de hidrocarburos en el futuro. Para construir una base sólida

en el Activo ha sido necesario crear una identidad que amalgame los esfuerzos de la

gente que trabaja aquí y genere pertenencia de los objetivos generales del proyecto.

De manera constante se ha buscado establecer una línea de comunicación homogénea

dónde se comparta de manera colectiva la idea de lo que es Chicontepec.

Una de las principales actividades para la generación de la identidad del Activo ha sido

la adopción de una mascota. Símbolo de perseverancia y de paciencia ante las

adversidades se ha tomado a un ”Coyote”. Como rasgo de identidad de la voluntad

del Proyecto en alcanzar de manera vehemente el objetivo de 75M a finales de 2011 y

delos 300M barriles en el largo plazo, éstamascota forma parte de la identidad del

Activo.

Es importante señalar que adoptar un símbolo antagónico ha representado colocarnos

en un papel no convencional. Este símbolo nos ha permitido generar toda una

campaña mediática y de publicidad para informar (y atraer la atención de los

miembros del AIATG) de cada actividad, logro y objetivo que tenemos por delante.

En la generación de identidad se ha usado también la palabra Chicontepec como el

prefijo de todo aquello que nace en el Activo desde una idea y se convierte en un

proyecto o una acción a favor de la producción y el apego a las normas que nos

ayuden a formar parte de un balance entre medio ambiente y la sociedad que nos

rodea.

En este contexto se ha decidió nombrar a la junta semanal de Elaboración del

Programa Operativo SemanalPOS“Chicondrahui” (haciendo referencia al

supermercado) para referir de manera “única” una concurrida reunión que incluye a

todas las Coordinaciones en la obtención de las actividades de producción para cada

semana. Un evento muy serio pero que está enmarcado por dicho nombre.



El Chicónmetro es otro ejemplo de la identidad que se vive en el Activo. El Medidor

de Producción Portátil Bifásico fue nombrado así ya que fue una innovación para

medición realizada por los ingenieros de Chicontepec. Este desarrollo forma parte ya

de lo cotidiano entre los colaboradores del AIATG.

Al interior de las juntas (no sólo la junta semanal) también se han creado hábitos de

identidad como lo son las galletas que se colocan en la mesa como aperitivo de los

asistentes. Al inicio del proyecto se decidió colocar galletas de animalitos, conocidas

por ser austeras y de bajo costo. Esto porque incluso en la mesa de decisiones debía

haber austeridad y en la medida de que se logre un mayor crecimiento se podrá notar

en las galletas que se sirvan. En una actividad tan simple los miembros del Activo

Integral han ubicado la necesidad de continuar el esfuerzo por cambiar incluso las

cosas más pequeñas en Chicontepec.

Hoy en día en la sala de junta se sirven galletas marías. Un símbolo aun modesto de

un proyecto que ha demostrado tener crecimientos nunca antes vistos en perforación

y producción.

Chicontepec con esta forma, quiere demostrar a sus visitantes queseguimos en

elesfuerzo de mejorary colocar algo mejor en la mesa, y así ofrecer un futuro más

prometedor.



LOGROS Y RETOS

El desarrollo de “Chicontepec”bajo la Administración del Activo Integral Aceite

Terciario del Golfo, ha dado muestras de crecimiento que lo perfilan como uno de los

Activos productores más importantes de nuestro país.

Durante los últimos doce meses, se han incorporado iniciativas de caracterización del

Paleocanal para su mejor explotación y se trabaja de manera constante en la

investigación de la distribución espacial de los mejores cuerpos arenosos evaluados

petrofísicamentecomo los de mayor productividad para definir la estrategia de

desarrollo siempre buscando las mejores áreas productivas. De igual manera se han

impulsado Pruebas Tecnológicas, con la finalidad de generar nuevas ingenierías para

obtener una mejor producción y procurar un desarrollo sustentable.

Durante este proceso de nuevasiniciativas, el Activo incrementó de 44.8 mil bpd en

enero 2011 a más 65 mil bpd a finales del mes de octubre. Producción que se ha

alcanzado con los pozos nuevos, pero en especial a través de las acciones de

optimización de los pozos existentes.

Es de destacar que los incrementos de producción logrados en el último

trimestre,corresponden a la intensaactividad de operación y optimización de pozos,

terminando 34 pozos multifracturados,se ejecutaron 700 intervenciones de

optimización, las cuales fueron definidas por los Grupos de Productividad, lo que

demuestra que tanto las iniciativas tecnológicas cómo la investigación del yacimiento

tienen un impacto alto e inmediato.

Hoy en día, el Activo cuenta con un número superior a 3,000 pozos, por lo cual ha sido

necesario el fortalecimiento de diversos sectores productivos, para alcanzar un control

de cada unidad productora. Por su parte, diseño, fracturas y productividad de pozos en

el Activo, tienen diversos compromisos garantizando que las metas propuestas se

estén logrando, a través del seguimiento y ejecución adecuada.



Hacia el año 2012,para el Activo Integral Aceite Terciario del Golfoexisten muchos

retos. El principal de ellos, será el incremento de la rentabilidad del proyecto a través

de la reducción de costos, la implementación de nuevas tecnologías y continuar con los

esfuerzos de productividad de pozos.

Se fortalecerán de manera constante, actividades enfocadas al entendimiento del

subsuelo, como parte de una estrategia de seguimiento a campos con la finalidad de

generar certidumbre y conocimiento en la explotación de hidrocarburos.

Los sistemas artificiales, continuarán siendo el enfoque primario del Activo, debido a

las características petrofísicas de las arenas de la Formación de “Chicontepec”,se

planea la instalación de 1,000 unidades y se incrementará la asistencia técnica

especializada para dar seguimiento y mantenimiento a cada nuevo sistema.

Se adecuará todo el conocimiento generado en los laboratorios de campo y nuevos

desarrollos de Pemex, en una estrategia de diseño de perforación, fracturamiento y

extracción de aceite buscando un cierre a diciembre de 2012 de 116,000 Bpd.

Finalmente, se ubicará al personal en los sectores como equipos multidisciplinarios en

ambientes colaborativos, en busca de mayor eficiencia en la atención de la operación

de los pozos.

Si bien estos retos significarán un enorme despliegue técnico, tecnológico y humano, el

equipo que integra el Activo Integral Aceite Terciario del Golfo, ha demostrado que

cuenta con la capacidad de lograrlo y mantener una línea de crecimiento.



VISIÓN FUTURA

Desde su descubrimiento en 1952, Chicontepec ha representado una oportunidad en la

producción de petróleo para México, se calcula que cuenta con el 40% del total de

hidrocarburo de México a nivel de reservas 3P. En los últimos cuatro años el territorio

ha surgido con el potencial necesario para garantizar un ingreso real para la economía

nacional. Desde un enfoque Técnico-Económico el Activo Integral Aceite Terciario del

Golfo, representa una garantía que se consolida con cada barril de hidrocarburo que se

produce.

A mediano plazo se incrementará la producción sustentable hasta 300 mil bpd con un

control estricto en las operaciones, tomando en cuenta el diseño, la ejecución y la

administración de pozos; y más allá, en el largo plazo, se estima que el Proyecto

alcance un producción de 500 mil bpd, procurando un crecimiento estable y una

permanencia a través de décadas,esto significará un enorme crecimiento en el nivel de

contratación, lo que se traducirá en más recursos para la zona.

Figura VF.1. Proyección de Evolución de Producción a 2072

El futuro para el AIATG no sólo representa un número de barriles de Aceite, sino que

se traduce en desarrollo para la zona y las entidades federativas que se benefician con

la existencia de este Activo. Representa una oportunidad tecnológica para Petróleos

Mexicanosy sobre todo, representa la oportunidad de crecimiento para miles de

familias de la región donde se encuentra ubicado este Activo.

0

100

200

300

400

500

600

700

800

2012 2016 2020 2024 2028 2032 2036 2040 2044 2048 2052 2056 2060 2064 2068 2072

Volumen a recuperar 5,373

millones de barriles de petróleo

Producción máxima @ 2030

501mil barriles

diarios

Inyección de agua2015



El liderazgo continuará siendo un factor determinante en el logro de las metas y se

integrarán nuevas personas para compartir esta responsabilidad e impulsar al Activo

Integral Aceite Terciario del Golfo en la dirección adecuada.

En el sentido del futuro técnico, sabemos que la rentabilidad del Proyecto depende en

gran medida de la productividad de pozos, la reducción de costos y la implementación

de tecnologías; pero también es cierto que este camino ya ha sido comenzado con los

esfuerzos que hoy en día podemos compartir y que identificamos como logros.

Aseguramos el futuro a través del estudio del subsuelo, el desarrollo de campos en

forma jerarquizada y por sectores en función del grado de conocimiento y certidumbre

y con la implementación de tecnologías de incremento de la producción.

Pemex Exploración y Producción al igual que el AIATG continuarán en un estricto apego

al marco de colaboración y disciplina con los distintos órganos de gobierno,

respondiendo a todas y cada uno de los requerimientos y solicitudes que se planteen

hoy y en los días por venir. La idea central será garantizar que México continúe siendo

un país con independencia energética y con capacidad de exportación de hidrocarburos

para asegurar su crecimiento.

El futuro de “Chicontepec” depende en gran medida del sólido pasado que se ha

construido y que se basa principalmente en su equipo de trabajo yen la

implementación de nuevas ideas. De manera inmediata los resultados continuarán

surgiendo, pero estamos ciertos, que a futuro, las metas propuestas quedarán

cubiertas en su totalidad ya que hemos transformado al Activo en un factor de

diferencia en todos los sentidos dentro de Petróleos Mexicanos.



CONCLUSIONES

A través de este documento conocimos las características del proyecto y las acciones

que se están llevando a cabo, siendo necesario destacar los siguientes puntos:

La rentabilidad de “Chicontepec” presenta una amplia dependencia en la

productividad de los pozos, reducción de costos, implementación de tecnologías de

punta e innovación de ideas, por lo tanto se debe de mantener la estrategia

establecida para mantener un constante crecimiento.

Se han fortalecido las actividades enfocadas al entendimiento del subsuelo,

información que es de gran valor para concentrar los esfuerzos en las mejores

oportunidades. Para ejecutarlo, el desarrollo de los campos debe hacerse de una forma

jerarquizada y por sectores, en función del grado de rentabilidad, conocimiento y

certidumbre

Se continuará con el esfuerzo de mejoramiento de la productividad de los pozos

mediante la instalación de sistemas artificiales, proceso que debe ser medido y en

constante seguimiento para definir los sistemas que mejor se adapten.

Capitalizar los logros tecnológicos realizados en los laboratorios y aplicarlos en los

pozos fuera de los polígonos.Continuar con la aplicación del modelo de Desarrollo

Sustentable para garantizar la convivencia armónica con el medio ambiente y la

comunidad.

Desde un enfoque técnico- económico, es recomendable dar continuidad a la ejecución

del Proyecto considerando dos vertientes:

• Probar nuevas tecnologías,

• Desarrollar las mejores oportunidades técnica-económicas.

Finalmente, es necesario mencionar que los esfuerzos que esta

Administración ha implementado, así como la entrega del personal que

integra al Activo se han reflejado en el incremento de producción de

27 mil bpd a 65 mil bpd al cierre de octubre de este año.



AGRADECIMIENTOS

Es ineludible reconocer que en la elaboración de este documento se contó con la

desinteresada participación de muchos ingenieros de las diferentes coordinaciones que

integran a este Activo, sin este apoyo hubiese sido difícil su culminación. A todos ellos

les estaré muy agradecido y de manera distinguida a los siguientes:

Ing. Saúl Peña Castillo, por su dedicación y empeño,

Ing. Julián Ortiz Velázquez, con material de sumo valor,

Ing. Gerardo Hernández Rojas, por la disposición y actualización de

información

M. en I. Coyoxahuqui Flores Cabrera, en la organización y diseño del trabajo

M. en I. M. Alfredo Marhx Rojano, por la integración, corrección y edición

No debo olvidar a todos aquellos que de manera puntual o indirecta participaron con

sus sugerencias, comentarios y apoyos de diferente índole.

Muchas gracias a todos!



H. SEMBLANZA CANDIDATO

Ing. Antonio Narváez Ramírez, actual Administrador del Activo Integral Aceite

Terciario del Golfo, desde julio 2010.

Originario de Río Verde, San Luis Potosí, nació el 25 de abril de 1963, obtuvo el título

de Ingeniero Petrolero en la Facultad de Ingeniería de la Universidad Nacional

Autónoma de México, grado que obtuvo con un promedio de 9.4.

En 1986 ingresó a Petróleos Mexicanos en el departamento de Producción de la Zona

Marina en Ciudad del Carmen, Campeche; donde laboró en el Departamento de

Operación en Producción. Después, pasó al Distrito Norte de la Zona Norte, donde

trabajó en la operación de campos petróleos en la Contabilidad de hidrocarburos y en

la reparación y mantenimiento de pozos petroleros hasta 1991.

En 1992 obtuvo la maestría en Administración de Empresas en la Universidad

Autónoma de Nuevo León. Tiene, además, créditos parciales (25%) de la Maestría en

Economía en el Colegio de México.

De 1991 a 1993, fue encargado de campos de Explotación en el Departamento de

Operación de Pozos e Instalaciones del Distrito Altamira, dónde trabajó en el

desarrollo de la Tecnología de Mejoradores de Flujo en pozos fluyentes, de bombeo

mecánico y neumático. En 1993, tomó un diplomado en Manejo de la Producción en

Superficie en Denver, Colorado, USA., y en 1997 coordinó con la compañía British

Petroleum Co. el proyecto Evaluación del Negocio de PEP (EPC), en la organización por

activos.

De junio de 1997 a enero de 2002, se desempeñó como subgerente de Evaluación de

la Gerencia de Planeación en la Región Norte, y de enero 2002 a julio 2003 ocupó el

puesto de Subgerente de Planeación y Administración de Proyectos en Región Sur.

Entre 1998 y 2003 asistió a diversos seminarios de alto perfil en tres países como

parte de su constante actualización en el conocimiento de la industria del petróleo.



De 2003 a 2005 ocupó el puesto de Gerente de Planeación y Evaluación en la Región

Norte de PEP. Los siguientes dos años ocupó el mismo puesto pero en la Región

Marina Suroeste. De 2006 a 2007 fue Gerente de Planeación Estratégica de PEP. De

2007 a 2010 fue Administrador del Activo Samaria Luna en Región Sur.

A partir de julio 2010 es nombrado Administrador del Activo Integral Aceite Terciario

del Golfo de la Región Norte, para impulsar el Proyecto Chicontepec.

Debido a su brillante trayectoria y destacada labor profesional en julio de 2009 le

otorgaron el “Premio Estatal de Ingeniería 2009” por parte del gobierno del estado de

Tabasco.

Es miembro de la Asociación Mexicana de Petroleros de México (AIPM), el Colegio de

Ingenieros Petroleros Mexicanos (CIPM), y la Sociedad de Ex alumnos de la Facultad

de Ingeniería de la UNAM (SEFI).

Logros Importantes:

• Desarrollo de la tecnología sobre Mejoradores de Flujo para producir aceite

extra pesado de los campos antiguos de Región Norte.

• Diseño y elaboración del esquema de Contratos de Desempeño para evaluar el

desempeño de los Activos 1996-1997.

• Implementación de Esquemas y Soluciones de Información para facilitar la

Planeación y Evaluación de los activos del PEP 1997-2006.

• Propuestas de negocio y Diseño de Contratos-Alianza para reactivar la

producción de crudo en Campos Maduros y Marginales de la Región Norte

2002-2005

• 18 trabajos técnico-económicos publicados en revistas especializadas.

• Planteamiento de acción para mejorar la exploración y producción de

hidrocarburos en México, propuesta para el candidato Felipe Calderón.

• Premio Estatal de Ingeniería 2009 por parte del gobierno del Estado de

Tabasco.



Publicaciones:

• Estudio técnico-económico para el trasporte de crudo pesado del campo Pánuco

1986 AIPM.

• “Química del Petróleo”. 1986, UNAM.

• “Conservación y ahorro de energía en las operaciones de producción y

trasporte de hidrocarburos Sector Ébano-Pánuco 1987 AIMP.

• “Alternativas para aumentar la producción de hidrocarburos en el área antigua

del campo Ébano-Pánuco” 1987 AIPM

• “Uso de mejoradores de flujo (Emulsificantes) en trasporte por oleoductos de

hidrocarburos pesados, Campos A-21, Sábalo” 1991, AIPM.

• “Flujo anular de agua en el trasporte de hidrocarburos pesados campo

Corcovado” 1991 AIPM.

• “Aplicación de mejoradores de flujo (Emulsificantes) en la producción de

hidrocarburos altamente viscosos. Pozo Dicha 65 y Batería A-21” 1992 AIPM.

• “Optimización de recursos humanos en las operaciones de bombeo crudo”

1991, Pemex.

• “Evaluación del desempeño de trabajadores sindicalizados” 1992 Pemex.

• “Determinación de la producción límite-económica en un activo petrolero” 1996

AIPM.

• “Los costos en la exploración y producción de hidrocarburos” 1997 CIPM.

• La evaluación del negocio de PEP bajo el esquema de organización de activos”.

1998 AIPM.

• “Sistemas fiscales en la Industria Petrolera mundial y su factibilidad en México”

AIPM 1999-2000.

• Rejuvenecimiento en la Administración de Campos Maduros” AIPM 2001.

• Diagnóstico de la explotación de hidrocarburos en la Región Sur AIPM 2002.

• “Metodología para la identificación y jerarquización de oportunidades de

inversión 2002”

• Retos en el crecimiento de la producción de crudo y gas en la Región Norte de

PEP, 2004.

• Alianzas, un esquema para reactivar Campos Maduros, AIPM, Veracruz 2005.

• Presupuestal para aumentar la producción de aceite, PAN, México 2006

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