Metodologia para mantenimiento y análisis de la producción base en campos maduros

METODOLOGÍA PARA “MANTENIMIENTO Y ANÁLISIS

DE LA PRODUCCIÓN BASE EN CAMPOS MADUROS”

Especialidad: INGENIERÍA PETROLERA

JOSÉ FRANCISCO MARTÍNEZ MENDOZA

DOCTORADO EN INGENIERIA PETROLERA

Fecha de ingreso (28 JUNIO 2016)

Ciudad de México

Metodología para Análisis y Mantenimiento de la Producción Base en Campos Maduros

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Especialidad: Ingeniería Petrolera, Subespecialidad: Ingeniería de Producción

Contenido

Resumen ejecutivo .................................................................................................................... 2

Palabras clave:. ......................................................................................................................... 2

1 Introducción. ........................................................................................................................ 3

2 Metodología para análisis y mantenimiento de la producción báse en campos

maduros .................................................................................................................................... 5

3 Ejemplos de aplicación de la metodología para análisis y mantenimiento de la

producción báse en campos maduros ..................................................................................... 11

3.1 Limpieza de portaestrangulador. .................................................................................. 11

3.2 Inversión de flujo de tubería de producción a tubería de revestimiento. ...................... 13

3.3 Limpieza de tubería de producción con tubería flexible. ............................................ 15

3.4 Incremento de gas de inyección para disminuir inestabilidad en el sistema de

levantamiento artificial de bombeo neumático. .................................................................. 16

3.5 Inyección ciclica de vapor. ........................................................................................... 18

3.6 Limpieza de tubería de producción con tubería flexible y motor de fondo. ............... 19

3.7 Inestabilidad de la presión en la tubería de producción, entrada de agua e incremento

de la salinidad con decremento subito de la producción de aceite. .................................... 21

3.8 Inestabilidad de la presión en la tubería de producción y entrada de agua. ................. 22

Conclusiones. .......................................................................................................................... 24

Referencias ............................................................................................................................. 25

Bibliografía. ............................................................................................................................ 26

Agradecimientos. .................................................................................................................... 27

Currículum vitae ..................................................................................................................... 28

Anexos .................................................................................................................................... 37

I. Sistema integral de producción. .................................................................................. 37

II. Sistemas de levantamiento artificial de producción. .................................................. 38


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RESUMEN EJECUTIVO

En este trabajo se presenta una metodología para el análisis y mantenimiento de la

producción base de los Campos Maduros en pozos petroleros que fluyen por la energía del

yacimiento o que requieran del sistema de levantamiento artificial de producción de bombeo

neumático. La metodología es aplicable en pozos de cualquier tipo de aceite: pesado, negro,

volátil, gas y condensado y gas no asociado. Consiste en utilizar la información de las bases

de datos institucionales de producción, valores de presión en diferentes puntos del sistema

integral de producción, datos de temperatura después de los estranguladores de flujo,

características de los fluidos producidos -salinidad del agua de formación, porcentaje de

nitrógeno del gas- valores de gasto de gas inyectado para el sistema artificial, así como la

información de la geometría de las condiciones mecánicas subsuperficiales y superficiales

de los pozos, para generar automáticamente gráficas históricas de las variable mencionadas,

las cuales representan el comportamiento dinámico de los pozos dentro del sistema integral

de producción.

Cruzar la información de estas gráficas permite analizar tendencias a través del tiempo y

diagnosticar si los pozos presentan alguna problemática que tenga como consecuencia que

su producción este siendo afectada y proponer acciones o recomendaciones que lleven a

incrementar o restablecer la producción. Debido a que los datos utilizados fueron obtenidos

durante la vida productiva de los pozos, el diagnóstico que se obtiene es correctivo,

preventivo y concluyente; además que se obtienen comportamientos de curvas que pueden

ser consideradas como “tipo” para identificar problemáticas como obturamiento de flujo de

fluido superficiales y subsuperficiales, surgencia de agua o de fluidos inyectados como el

nitrógeno o de sal, determinar implícitamente daños en el yacimiento, entre otros. Todos

estos datos son utilizados para actualizar automáticamente los análisis nodales y validar

técnicamente las propuestas realizadas. Esta metodología permite con datos de superficie la

selección, diagnóstico y diseño de oportunidades para el mantenimiento de la producción

base, mismas que pueden ir desde acciones inmediatas hasta actividades que sean

programadas a corto plazo. Finalmente se presentan ejemplos de aplicaciones de la

metodología en diferentes pozos de diferentes campos y yacimientos de la Región Sur.

Palabras clave: Campos maduros, análisis del sistema integral de producción, análisis

nodal, sistemas de levantamiento artificial de producción, bombeo neumático, obturamiento

de flujo fluidos, mantenimiento de producción hidrocarburos.


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1 INTRODUCCIÓN.

El ciclo de vida de un yacimiento petrolero inicia con la perforación y terminación de un

pozo exploratorio exitoso, posteriormente y dentro del proceso exploratorio el yacimiento es

delimitado, para determinar el volumen de su reserva y caracterizar el sistema roca-fluidos,

con el objetivo de continuar así con su desarrollo y explotación mediante procesos de

recuperación primaria, sistemas artificiales, recuperación secundaria y recuperación

mejorada hasta llegar a su abandono.

En el desarrollo de un yacimiento se propone con cuantos pozos va a extraer la reserva, que

tipo de pozos se van a perforar, como va a ser su terminación, y que sistemas artificiales

podrán utilizarse. La Administración Moderna de Yacimientos admite y evalúa la necesidad

de implementar procesos de recuperación secundaria y mejorada en la etapa temprana de la

vida del yacimiento para maximizar el valor económico de las reservas.

En México en los últimos años se han aplicado las más modernas tecnologías existentes en

la perforación de los pozos y hay pozos que cuentan con terminaciones especiales para

optimizar y maximizar su producción, así como yacimientos que cuentan con procesos de

recuperación secundaria para mantenimiento de presión inyectando fluidos, tales como agua

en la zona de los acuíferos y nitrógeno en zonas del casquete de gas, y procesos de

recuperación mejorada en donde se modifican las características originales de la roca y/o

fluidos involucrados en el desplazamiento, tales como inyección de vapor para reducir la

viscosidad del aceite en yacimientos de crudo extrapesado, entre otros efectos.

Actualmente en México más del 50% de los yacimientos son “maduros” y se les llama así

porque ya alcanzaron su máxima producción y se encuentran en la etapa de declinación de

su producción y presión, cuentan con sistemas artificiales de producción y varios tienen ya

procesos de recuperación secundaria para el mantenimiento de la presión y otros, muy

pocos, con procesos de recuperación mejorada.

Dadas las condiciones actuales de la reducción del precio de los hidrocarburos a nivel

mundial, se ha vuelto un reto mantener la producción de los campos. PEMEX más que

nunca requiere de invertir los recursos económicos en proyectos e iniciativas donde

agreguen y den valor. Muchos han sido los esfuerzos e inversiones realizados para

incrementar la producción de los yacimientos. La producción de hidrocarburos se divide en

base e incremental, la incremental como su nombre lo dice es toda aquella que se obtiene

como resultado de las perforaciones y terminaciones exitosas, así como de las Reparaciones

Mayores con y sin equipo. La producción base es toda aquella que se obtiene de los pozos ya

perforados y terminados que fluyen por energía propia de los yacimientos o con sistemas

artificiales o que fluyen atribuiblemente a procesos de recuperación secundaria y/o

mejorada. La producción incremental requiere normalmente de inversiones fuertes de capital

que difícilmente los yacimientos maduros la pueden soportar, y más que actualmente en

PEMEX las inversiones se realizan en donde agreguen más valor al negocio y en los

yacimientos maduros de esta forma su principal inversión ésta dirigida al mantenimiento de


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la producción base, es decir limpiezas de aparejos de producción, limpiezas en la cara de la

formación productora, estimulaciones, en la optimización e implementación de sistemas de

levantamiento artificial de producción, optimización de la infraestructura del transporte de

hidrocarburos, es decir eliminando “cuellos de botella” y en la reducción de contrapresiones

dentro del sistema integral de producción. Adicionalmente, se realizan reparaciones mayores

siempre y cuando sean rentables dentro del ámbito de la inversión que manejan este tipo de

yacimientos o Proyectos.

Mucho tiempo se trabajó sobre mejorar la productividad de los pozos en yacimientos

maduros, pero los esfuerzos se enfocaban en realizar estimulaciones, en controles de agua o

gas, en redisparos y/o en cambios de intervalos productores. Era una práctica común que

para poder realizar los análisis del comportamiento de producción de los pozos, los

ingenieros recurrían a diferentes fuentes de información disponibles por diversas áreas tales

como, producción, diseño de instalaciones, diseño de intervenciones con y sin equipo,

yacimientos y caracterización. Si bien se lograba los objetivos, esta práctica implicaba

mucha inversión de tiempo y esfuerzo de una o varias personas, desaprovechando tiempo

que podría haber sido útil para realizar análisis, y con el riesgo latente de tener diferentes

puntos de vista de las diferentes áreas involucradas, generando una ruptura en las relaciones

para un buen trabajo en equipo.

Esta forma de trabajar requería de mucha experiencia para analizar el comportamiento de la

producción mediante la recopilación e integración de la información y en la mayoría de los

casos se enfocaba en realizar un análisis puntual, dejando a un lado las tendencias históricas.

En este trabajo se presenta una metodología para el mantenimiento y análisis de la

producción base y consiste en utilizar la información de las bases de datos de producción,

tales como: presión en diferentes puntos del sistema integral de producción, temperatura

después de los estranguladores de flujo, características de los fluidos producidos, salinidad

del agua de formación, porciento de nitrógeno, gas inyectado para el sistema artificial,

información de la geometría de las condiciones mecánicas subsuperficiales y superficiales

de los pozos, generando automáticamente gráficas históricas, las cuales representan el

comportamiento dinámico de los pozos.

La información de estas gráficas permite analizar tendencias a través del tiempo y

diagnosticar si los pozos presentan alguna problemática que haga que su producción este

siendo afectada y proponer acciones o recomendaciones que lleven a restablecer o

incrementar la producción.

Esta metodología proporciona una forma diferente de analizar los pozos mediante una visión

integral de su productividad, enfocada al incremento y/o mantenimiento de la producción

base. Con esta información se logra identificar de forma oportuna problemáticas

superficiales y/o subsuperficiales así como definir la necesidad de toma de información

adicional.


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2 METODOLOGÍA PARA ANÁLISIS Y MANTENIMIENTO DE LA

PRODUCCIÓN BÁSE EN CAMPOS MADUROS

En esta sección se presenta un procedimiento para el análisis y mantenimiento de la

producción base en campos maduros, considerando el sistema integral de producción de

pozos petroleros, ver Anexo I.

PEMEX durante muchos ha invertido recursos importantes, tanto humanos como

económicos, en el desarrollo de bases de datos que contienen información técnica de

yacimientos, pozos e instalaciones superficiales de producción. Lo valioso de una base de

datos no solo es tenerla sino mantenerla actualizada y que se cuente con equipos de cómputo

y software actualizados para que el acceso a la información sea de una forma rápida y

eficiente.

El punto de partida de este procedimiento fue identificar las bases de datos con las que

contaba PEMEX en la Región Sur, estas bases son las siguientes:

SISRED:

Contiene los datos reportados de forma oficial, para todos los Activos de Producción

de la Región, tales como aceite, agua, gas, presiones, esto para cada uno de los pozos

reportados como productores de aceite, gas o agua.

De igual modo contiene las relaciones del Activo-Campo-Batería-Pozo y método de

producción asociado.

Algunos Activos de Producción de la Región Sur reportan aforos en esta base de

datos.

Esta base de datos es administrada por Tecnología de Información– Zona Sur.

SNIP:

Contiene los datos de producción reportada a nivel nacional, normalmente son los

mismos datos disponibles en SISRED, esto en cuanto a los gastos, presiones y pozos

abiertos de forma oficial.

Esta base de datos es administrada por Tecnología de Información– México.

SICAVHI:

Contiene los datos reportados de laboratorio, tales como agua, salinidad, etc, para

cada uno de los pozos reportados como productores de aceite, gas o agua.

FINDER:

Se utilizó inicialmente para obtener datos históricos de producción de pozos que no

se encontraban disponibles en SISRED o en SNIP.

SIOP:

Contiene la historia de las reparaciones realizadas a los pozos, en su mayoría

reparaciones mayores.

PI:

Contiene los datos de presión y temperatura reportados por los sensores, siempre que

los servidores de las compañías que reportan, se encuentren sincronizados con PI.


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SISREPO:

Es una página web, contiene archivos de registros de pozos.

BDI:

Aforos: mediciones de pozos, individual y en corriente.

Datos operativos de campo: presiones y datos propios de cada método de

producción.

Manógrafos: gráficas de manógrafos.

Cromatografía: datos de cromatografía, N2, y otros gases, por pozo.

Relevantes: actividades realizadas a los pozos.

Intervalos: intervalos en metros desarrollados y verticales.

Desviaciones: datos del registro de desviación del pozo (survey).

Presiones de fondo: presiones de fondo al nivel medio de los disparos.

Bombeo mecánico: datos propios del sistema artificial, para los pozos que tienen el

sistema.

Estados mecánicos: archivos de power point.

Estas bases de datos contienen la mayoría de los datos del comportamiento dinámico del

sistema integral de producción; es decir, yacimiento-pozo-instalaciones superficiales de

producción, y eventos relevantes de actividades realizadas en los pozos. Por lo que si se

integraba toda la información se podría tener el comportamiento de todas las variables

dinámicas de los pozos.

Es importante establecer que para poder realizar el análisis de la información contenida en

las bases de datos, es necesario tener las herramientas y las habilidades necesarias para

llevarlo a cabo. Entre las habilidades más destacadas está la observación, lo que permitirá un

adecuado análisis, de los datos obtenidos. Lo primero es definir e identificar la información

obtenida, saber de qué se trata, cuales son los componentes de dicha información, para así

comprenderla mejor y tener un panorama más amplio y realizar un análisis adecuado.

El análisis de la información es muy importante para realizar un estudio e interpretación

adecuada. La interpretación permite entender y comprender lo esencial de la información

para poder así clasificarla.

Teniendo en cuenta todas las habilidades anteriores y el desarrollo de las mismas en los

estudios y análisis, se puede realizar una valoración de la información obtenida, realizar una

crítica o tener un punto de vista respecto a ella.

Ya habiendo valorado los datos y la información brindada, es posible predecir, un hecho o

fenómeno, con base en dicha información, se puede establecer que puede suceder y realizar

conclusiones, esto es precisamente lo que se logra con la representación gráfica, que se

pueda valorar y predecir que va a ocurrir con las variables que son representadas

gráficamente.


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Los datos contenidos en bases de datos son mucho más fáciles de entender mediante un

gráfico, que en grandes listas de números, considerando que las representaciones gráficas

están correctamente realizadas. Las representaciones ilustran las tendencias y las relaciones

de forma rápida y sencilla. Son una manera eficiente de transmitir la información desde la

base de datos a la mente del analista.

Por lo anterior, se propuso integrar las bases de datos en gráficas multivariables con la

finalidad de que sean de uso común para su análisis y de esta forma proponer acciones para

el mantenimiento de la producción base de los campos maduros.

Lo que se hizo fue generar una plantilla gráfica predefinida, ver Figura 2.1 en donde uno

elige el nombre del pozo a analizar y posteriormente selecciona las variables de interés para

realizar el análisis, y de manera automática se grafiquen los datos contenidos en las bases de

datos mencionadas anteriormente.

Figura 2.1. Plantilla gráfica para análisis de comportamiento de producción base.

Esta plantilla presenta tres partes:

En la parte superior las variables de presión, diámetros de estrangulador, porciento

de agua y salinidad porque se considera que estas variables se interrelacionan

directamente, es decir cualquier cambio en el diámetro de estrangulador traerá

efectos directos en las presiones y podría tener variaciones en el agua que aporte el

yacimiento y si esto ocurre hay que monitorear su salinidad. El dato de la salinidad

es importante para evaluar el proceso de recuperación secundaria en donde el fluido

que se inyecta es agua con una salinidad inferior a la de los acuíferos, o también

cuando la salinidad aumenta por influencia directa de algún domo salino, entre otras

causas.

En la parte inferior las variables de gastos de aceite, gas y agua junto con el

porciento mol de nitrógeno, la relación gas líquido y la temperatura. El dato del

Pozo 1


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porciento mol es importante para evaluar el proceso de recuperación secundaria,

cuando el fluido que se inyecta es nitrógeno.

En parte derecha se encuentran las variables a seleccionar.

El procedimiento de análisis consiste entonces en los siguientes pasos:

1. Seleccionar el pozo a analizar proporcionando su nombre.

2. Elegir el período de la gráfica y del tiempo real.

Se puede seleccionar el rango de fechas en las que se requiera analizar la información,

últimos tres meses, últimos seis meses, último año, toda la historia o bien

específicamente proporcionar el período de tiempo deseado.

Seleccionar si los datos serán mostrados por día, por hora o por minuto, esto último es

de utilidad básicamente cuando revisa información específica de tiempo real y hay

interés muy particular en un comportamiento específico. Se recomienda utilizar la

opción “por hora” porque la carga de información podría llevarse mucho tiempo, sobre

todo si el rango de fechas a analizar es grande.

3. Marcar la(s) variable(s) que será(n) analizada(s), ver Figura 2.2.

Una o más variables pueden ser seleccionadas para graficar, con solo marcar el cuadro

correspondiente que se encuentra del lado derecho de la plantilla.

Figura 2.2. Selección de variables para análisis de producción de pozo


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4. Observar el comportamiento de cada una de las variables

Sobre la gráfica también se puede observar los eventos relevantes que hay en el rango

de fechas seleccionado, esto es de gran ayuda porque puede apoyar para entender el

comportamiento de los datos a un tiempo en particular.

La observación es una actividad muy importante porque se debe tener claro cuál es el rango

de valores en los que se debe de “mover una variable”, no puede haber valores negativos y

valores fuera de escala, es decir el porciento de agua o mol de nitrógeno no pueden ser

mayores a cien. Se debe de conocer en que rangos se encuentran las presiones y gastos para

cada pozo en particular, esto quiere decir que se tiene que tener conocimiento de cada pozo

que se analice. Posterior a la observación determinar si es necesario “filtrar” información, es

decir algún dato que sea considerado no representativo. Si algún dato no está dentro de los

rangos aceptados simplemente no se toma en cuenta y es descartado, pero si a criterio del

analista no se debe tomar en cuenta es necesario contar con información que respalde esta

decisión. Para esto es útil apoyarse en la base de datos de eventos relevantes.

Una vez que los datos sean graficados y si el analista así lo requiere puede obtenerse un

ajuste lineal para las variables seleccionadas, de acuerdo a toda la serie de datos mostrada o

a un rango de fechas seleccionado.

Sobre la gráfica también se puede observar los eventos relevantes que hay en el rango de

fechas seleccionado, esto es de gran ayuda porque puede apoyar para entender el

comportamiento de los datos a un tiempo en particular

5. Analizar el comportamiento de las variables.

Es aquí es donde se busca encontrar tendencias de una o más variables y determinar si se

trata de un comportamiento “normal” o “anormal, el cual pueda ser explicado por algunas de

las siguientes razones:

Variaciones en las condiciones de operación del sistema de levantamiento artificial de

bombeo neumático debido a problemas de inestabilidad del mismo, por

represionamiento en la descarga de los motocompresores a boca de pozo, entre otras

causas.

Represionamiento en líneas de descarga, tuberías de producción, tuberías de

revestimiento, estranguladores, portaestranguladores, conexiones y accesorios

superficiales y/o subsuperficiales, debido a problemas de obturamiento de flujo, entre

otras causas.

Incrementos en el agua y gas producido por avance de los contactos agua-aceite, gas-

aceite o por canalización a través de fracturas, entre otras causas.

Incremento en el porciento mol de nitrógeno del gas producido, debido a

canalizaciones del nitrógeno inyectado en el proceso de recuperación secundaria.

Aumento en la salinidad del agua producida debido a comunicación de pozos vecinos

o porque proviene de algún domo salino, entre otras causas.


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Cambios súbitos en las producciones de gas o aceite que no correspondan a una

declinación natural.

Cualquier comportamiento de las variables se puede deber a una o más de las razones

anteriores y eso es precisamente lo que se busca al graficar las variables. El análisis

multivariable depende de los conocimientos técnicos y de la experiencia de campo que tenga

él o los analistas, una vez realizado pueden proponerse acciones correctivas o preventivas

para restituir o mantener la producción de hidrocarburos.

Todos los datos graficados tienen una interdependencia debido a que representan el

comportamiento del sistema integral, por ejemplo un cambio en un diámetro de

estrangulador afectará en la presión de la tubería de producción o de la tubería de

revestimiento, variará el gasto de aceite, gas, la temperatura y puede que cambie el porciento

de agua producida y la salinidad. Otro ejemplo, si al analizar los datos de un pozo se tienen

cambios en las presiones o en la producción de aceite o gas sin causa aparente, es necesario

revisar los otros pozos que fluyen a los mismos cabezales o que compartan ductos de

transporte, porque el cambio podría ser a que cambiaron las condiciones de estos, lo cual se

puede deber a que el pozo en análisis fluye en flujo subcrítico.

El análisis de los datos presentados en las gráficas depende de experiencia de campo, de

conocimientos técnicos y de trabajo en equipo. Un electrocardiograma para alguien que no

está preparado para analizarlo no es más que líneas o curvas en un papel milimetrado, pero

para un especialista representa un registro de la actividad eléctrica del corazón y a través del

cual puede diagnosticar problemas tanto cardíacos (infarto de miocardio, arritmias cardiacas,

pericarditis, insuficiencia cardiaca, etcétera.) como no cardiacos (patologías pulmonares,

trastornos como el potasio, el magnesio, el calcio, etcétera) que alteran las corrientes

eléctricas del corazón.

Las “líneas o curvas” solo pueden ser interpretadas correctamente por especialistas y las

gráficas aquí generadas requieren de especialistas de productividad que tengan experiencia y

conocimientos técnicos en condiciones de explotación de yacimientos, en estimulaciones,

limpiezas, sistemas artificiales de producción, teoría sobre el comportamiento de pozos y

manejo de producción en la superficie y conocimiento de la operación de pozos e

instalaciones superficiales de producción, además de trabajo en equipo para interrelacionarse

con especialistas de disciplinas complementarias.


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3 EJEMPLOS DE APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA PARA ANÁLISIS Y

MANTENIMIENTO DE LA PRODUCCIÓN BÁSE EN CAMPOS MADUROS

3.1 Limpieza de Portaestrangulador.

Figura 3.1.1. Represionamiento en línea de descarga y en tubería de revestimiento.

Aplicando el procedimiento descrito en la sección anterior:

1. El pozo a analizar fue seleccionado

2. Se eligió el período mayo de 2014 a mayo de 2016

3. Es un pozo que fluye por energía natural por lo que las variables seleccionadas fueron

el gasto de aceite (Qo Aforo), el gasto de gas (Qgf Aforo), porciento de agua producida

(Agua Lab), las presiones en la tubería de producción (Ptp1), tubería de revestimiento

(Ptr1), línea de descarga (Pld) y el porciento mol de nitrógeno (N2) y este último fue

debido a que el campo en donde se encuentra el pozo está sometido a un proceso de

recuperación secundaria en donde el fluido que se inyecta para el mantenimiento de

presión es el nitrógeno.

4. Se observaron todas las variables y no se encontró ninguna fuera de rango o algo que

hiciera pensar que había algún problema con alguna.

5. Se analizó la tendencia de cada una de las variables, ver Figura 3.1.1 encontrando lo

siguiente:

El porciento mol de nitrógeno es de 80% lo que es indicativo que el nitrógeno

inyectado ya está canalizado en este pozo, esto es información de gran ayuda para

especialistas de yacimientos dedicados al proceso de recuperación secundaria y de

caracterización de yacimientos.

Al invertir el flujo de hidrocarburos de la tubería de producción hacia la tubería de

revestimiento se tuvo un incremento en la producción de hidrocarburos de aceite y gas,


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debido a una mayor área de flujo, pero también se incrementó la presión en la línea de

descarga. Se observa una tendencia a incrementar esta presión por lo que se solicitó

revisar la llegada al cabezal de pozos, encontrando que la “Charnela” de la válvula

check estaba caída, al corregir esta problemática operativa la presión bajo

notablemente y con esto la declinación del aceite cambio.

Posteriormente, se observa que incrementó la presión en la tubería de revestimiento,

aunque no se atendió inmediatamente y la producción de aceite continúo bajando. En

noviembre de 2015 se revisó el bajante después del portaestrangulador, encontrando

que estaba reducido en diámetro por presencia de carbonatos (espesor 4 mm),

procediendo a limpiarse y la producción de aceite incrementó.

Porta estrangulador “limpio” Anillo después de porta estrangulador

“Obstruido”

Válvula de 4” en cuerno

a la línea de descarga de 6”,

(espesor de 4 mm)


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3.2 Inversión de Flujo de Tubería de Producción a Tubería de Revestimiento.

Figura 3.2.1. Declinación de presión en tubería de producción y represionamiento en descarga de

motocompresor. Aplicando el procedimiento descrito en la sección anterior


2. Se eligió el período octubre de 2014 a mayo de 2016

3. En octubre de 2014 el pozo fluía por energía natural y en abril de 2015 se inicia la

inyección de gas como sistema de levantamiento artificial de bombeo neumático, por lo

que las variables seleccionadas fueron el gasto de aceite (Qo Aforo), el gasto de gas

(Qgf Aforo), el gasto de gas de inyección (Qgi), porciento de agua producida (Agua

Lab), las presiones en la tubería de producción (Ptp1), tubería de revestimiento (Ptr1),

línea de descarga (Pld) y el porciento mol de nitrógeno (N2) y esto último fue debido a

que el campo en donde se encuentra el pozo está sometido a un proceso de recuperación

secundaria; y el fluido que se inyecta para el mantenimiento de presión es el nitrógeno.




siguiente:


inyectado que no se ha canalizado en este pozo, este valor es debido a que el gas

de inyección trae contaminación por nitrógeno.

De octubre de 2014 a marzo de 2015 la presión de la tubería de producción

disminuyó 8 kg/cm2, por lo que se decidió inyectar gas como un sistema de

levantamiento artificial.

Se observa que la presión en la descarga del compresor y en la tubería de

revestimiento se incrementan al aumentar el gasto de gas de inyección pero en

forma “anormal”, se encontró y eliminó la restricción en la descarga del

compresor reduciendo la presión. Al incrementar el gasto de inyección

incrementa el gasto de aceite, lo cual es indicativo del buen potencial del pozo,


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por lo que se decide invertir el flujo de la tubería de producción hacia la tubería

de revestimiento obteniendo un incremento “ya estabilizado” en la producción

de aceite de 360 bpd.

La diferencial de presión entre la tubería de revestimiento y la línea de descarga

fue de 12 kg/cm2 por lo que se solicitó conectar la otra rama del pozo para que

fluya por las dos tuberías de revestimiento simultáneamente. Con esto se tuvo un

incremento de 200 bpd.

Este ejemplo es muy interesante debido a que del análisis descrito la producción base del

pozo logro incrementarse en más del 100% de 812 bpd a 1749 bpd


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3.3 Limpieza de Tubería de Producción con Tubería Flexible.

Figura 3.3.1 Represionamiento en descarga de motocompresor y declinación de la presión en la

tubería de producción con disminución de la producción de aceite.

Aplicando el procedimiento descrito en la sección anterior


2. Se eligió el período enero de 2015 a mayo de 2016

3. Es un pozo que fluye con sistema de levantamiento artificial de bombeo neumático, por

lo que las variables seleccionadas fueron el gasto de aceite (Qo Aforo), el gasto de gas

de formación (Qgf Aforo), el gasto de gas de inyección (Qgi), porciento de agua

producida (Agua Lab), las presiones en la tubería de producción (Ptp1), tubería de

revestimiento (Ptr2), descarga de motocompresor (PDesc), línea de descarga (Pld) y el

porciento mol de nitrógeno (N2) y esto último fue debido a que el campo en donde se

encuentra el pozo está sometido a un proceso de recuperación secundaria y el fluido que

se inyecta para el mantenimiento de presión es el nitrógeno.




siguiente:


inyectado no se ha canalizado en este pozo, este valor es debido a que el gas de

inyección trae contaminación por nitrógeno.

La presión en la descarga del compresor y en la tubería de revestimiento se

incrementó en forma “anormal” durante las tres primeras semanas de octubre

2015, por lo que el portaestrangulador se cambió al encontrarse obstruido con

carbonatos. En las dos primeras semanas de noviembre se volvió a incrementar

la presión pero ahora también disminuyó la presión en la tubería de producción y

en consecuencia disminuyó la producción de aceite, esto es indicativo de que


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había una obstrucción en el interior del pozo. La presión en la tubería de

producción continuó disminuyendo hasta que la producción de aceite del pozo

disminuyó hasta alcanzar un valor de 150 bpd.

Debido a este comportamiento se programó una limpieza con tubería flexible y

posteriormente se restableció la presión en la tubería de producción del pozo, tubería de

revestimiento y en la descarga del compresor, restableciendo la producción de aceite de 350

bpd que se tenía a finales de septiembre de 2015, actualmente la producción de aceite del

pozo es de 850 bpd, es decir se restableció y se tuvo un incremento en la producción de

aceite del 142%.

Los pasos siguientes son tener monitoreado el porciento de agua y regular la cantidad de gas

de inyección para reducir la instabilidad del sistema de levantamiento artificial.

3.4 Incremento de Gas de Inyección para Disminuir Inestabilidad en el Sistema de

Levantamiento Artificial de Bombeo Neumático.

Figura 3.4.1. Intermitencia en la presión de la tubería de revestimiento.



2. Se eligió el período junio de 2015 a mayo de 2016

3. Es un pozo que fluye en forma inversa por el espacio anular con el sistema de

levantamiento artificial de bombeo neumático inyectando el gas por el interior de

la tubería de producción, por lo que las variables seleccionadas fueron el gasto de

aceite (Qo Aforo), el gasto de gas de formación (Qgf Aforo), el gasto de gas de

inyección (Qgi), porciento de agua producida (Agua Lab), las presiones en la

tubería de producción (Ptp1), tubería de revestimiento (Ptr2), descarga de


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motocompresor (PDesc), línea de descarga (Pld) y el porciento mol de nitrógeno

(N2) y esto último fue debido a que el campo en donde se encuentra el pozo está

sometido a un proceso de recuperación secundaria y el fluido que se inyecta para el

mantenimiento de presión es el nitrógeno.

4. Se observaron todas las variables y no se encontró ninguna fuera de rango o algo

que hiciera pensar que había algún problema con alguna.

5. Se analizó la tendencia de cada una de las variables, ver Figura 3.4.1 encontrando

lo siguiente:




El comportamiento de la presión en la tubería de producción, en la tubería de

revestimiento y el gasto de gas de inyección son variables, lo cual es

característico de un comportamiento inestable del sistema de levantamiento

artificial.

La diferencial de presión entre la tubería de revestimiento y la línea de descarga

es de casi 5 kg/cm2 y el pozo está fluyendo sin estrangulador, es decir “franco”,

esto significa que hay restricción al flujo.

Por lo expuesto anteriormente se propuso aumentar la cantidad de gas de

inyección al pozo y abrir la otra rama de la tubería de revestimiento, así el pozo

fluirá por las dos ramas.

En septiembre de 2015, en el pozo se instaló otro motocompesor para poder

inyectar más de 2.3 mmpcd de gas, que es la capacidad de inyección de un

motocompresor, y se abrió la otra rama de la tubería de revestimiento.

Se redujo la instabilidad del pozo y la producción de aceite actual se incrementó.

Este ejemplo es muy interesante debido a que del análisis descrito la producción base del

pozo pudo incrementarse en 48% de 780 bpd a 1160 bpd


18


3.5 Inyección Cíclica de Vapor.

Figura 3.5.1. Declinación de gasto de aceite y temperatura.



2. Se eligió el período abril de 2013 a mayo de 2016

3. Es un pozo que produce aceite pesado de 10 °API y cilicamente se le inyecta vapor para

reducir la viscosidad del aceite a nivel de yacimiento y de esta forma pueda fluir desde el

fondo del pozo hasta la superficie, por lo que las variables seleccionadas fueron el gasto

de aceite (Qo Aforo), el gasto de gas de formación (Qgf Aforo), porciento de agua

producida (Agua Lab), las presiones en la tubería de producción (Ptp1), línea de descarga

(Pdesc) y la temperatura (T).




siguiente:

La temperatura se disminuye después de que se inyecta vapor.

La producción de aceite declina conforme la temperatura va disminuyendo con

el tiempo.

Incrementos puntuales de agua una vez que empieza a producir después del ciclo

de inyección de vapor.

Después de cada ciclo el aceite recuperado es menor.


19


Este ejemplo es muy interesante debido a que del análisis descrito puede programarse un

movimiento de calderas a nivel de campo, lo cual nos permite ser oportunos y minimizar así

las producciones diferidas que pudieran tenerse por espera de calderas.

3.6 Limpieza de Tubería de Producción con Tubería Flexible y Motor de Fondo.

Figura 3.6.1. Represionamiento en la tubería de revestimiento.



2. Se eligió el período agosto de 2015 a mayo de 2016

3. Es un pozo que fluye con el sistema de levantamiento artificial de bombeo neumático

inyectando el gas por el interior de la tubería de producción, por lo que las variables

seleccionadas fueron el gasto de aceite (Qo Aforo), el gasto de gas de formación (Qgf

Aforo), el gasto de gas de inyección (Qgi), porciento de agua producida (Agua Lab), las

presiones en la tubería de producción (Ptp1), tubería de revestimiento (Ptr2), descarga

de motocompresor (PDesc), línea de descarga (Pld) y el porciento mol de nitrógeno

(N2) y esto último fue debido a que el campo en donde se encuentra el pozo está

sometido a un proceso de recuperación secundaria y el fluido que se inyecta para el

mantenimiento de presión es el nitrógeno.




siguiente:





20


El comportamiento de la presión en la tubería de producción, en la tubería de

revestimiento y el gasto de gas de inyección son variables, lo cual es

característico de un comportamiento inestable del sistema de levantamiento

artificial, esto también es consecuencia del alto porcentaje de agua que produce

el pozo.

De noviembre de 2015 a abril de 2016 se incrementó la presión de la tubería de

revestimiento hasta 140 kg/cm2 y la presión de la tubería de producción en este

mismo período se incrementó también hasta 100 kg/cm2 pero había períodos en

los que bajaba y subía como si se tapara y destapara.

A principios de mayo de 2016 se realizó una limpieza con tubería flexible y

motor de fondo en el interior del pozo y repasando a la profundidad del punto de

inyección con un sistema a “chorro” y posterior a esto bajo la presión en la

tubería de revestimiento casi 40 kg/cm2, esta fue una acción preventiva para

evitar que se pudiera llegar a parar el motocompresor por represionamiento y así

se hubieran diferido los 300 bpd que produce el pozo. Actualmente la propuesta

es revisar las conexiones superficiales después del portaestrangulador e

incrementar la inyección de gas para reducir la inestabilidad, pero dando

seguimiento al incremento del agua mediante muestreos continuos.

Este ejemplo es muy interesante debido a que del análisis descrito, la producción base del

pozo se pudo mantener en 300 bpd y no verse diferida por paro del motocompresor al

realizar de manera preventiva una limpieza con tubería flexible.


21


3.7 Inestabilidad de la Presión en la Tubería de Producción, Entrada de Agua e

Incremento de la Salinidad con Decremento Súbito de la Producción de Aceite.

Figura 3.7.1. Intermitencia en la presión de la tubería de producción e incremento de agua y

salinidad.

Figura 3.7.2. Intermitencia en la presión de la tubería de producción e incremento de agua y

salinidad.

Las figuras 3.7.1 y 3.7.2 muestran tendencias muy particulares de dos pozos en donde la

producción de aceite disminuyó en más 6,000 bpd, al revisar las tendencias se observa que

antes de incrementar el agua se tenía un comportamiento inestable en la presión de la tubería

de producción y antes de incrementar la salinidad en más de 350,000 ppm se tuvo avisos de

incrementos graduales de la salinidad del orden de 30,000 ppm a 100,000 ppm y no se hizo

caso de esto. Esto mismo ocurrió en varios pozos del mismo campo y no se supo interpretar

lo que las tendencias nos decían y lamentablemente se perdió esta producción de aceite, la


22


acción sugerida era haber estrangulado aunque disminuyera la producción, pero se hubiera

prolongado la vida productiva de los pozos.

3.8 Inestabilidad de la Presión en la Tubería de Producción y Entrada de Agua.

Figura 3.8.1. Incremento de agua declinación de la presión en la tubería de producción.

En la figura 3.8.1 la tendencia de la presión muestra que hay una ligera inestabilidad en la

presión pero estaba declinando muy “rápido” en poco tiempo, del orden de 2 kg/cm2

por

mes, la producción de 900 bpd era alta considerando que es un yacimiento de la Era del

Terciario, en octubre de 2014 el pozo incremento su producción a más del doble y el

comportamiento inestable de la presión fue en aumento cada vez, hasta que en mayo del

2016 irrumpió el agua ya sin poder detenerla.

Figura 3.8.2. Incremento de agua declinación de la presión en la tubería de producción.


23


En este caso al inicio de la explotación la declinación en la presión era aproximadamente de

1 kg/cm2, ver Figura 3.8.2. Sin embargo, en octubre de 2015 el pozo incrementó su

producción ampliando el estrangulador, a pesar de que el comportamiento en la presión era

ligeramente inestable. La declinación en la presión incrementó notablemente y en diciembre

de 2014 irrumpió el agua ya sin poder detenerla.

En mayo de 2016 se realizó una reparación mayor para cambio de intervalo productor,

quince días aproximadamente controlamos la presión y para incrementar la producción se

amplió el diámetro de estrangulador, la inestabilidad de la presión aumentó así como su

declinación, en diciembre de 2015 el agua apareció y ya no pudo detenerse.

En este ejemplo se presenta nuevamente como en dos pozos de un campo de la Era del

Terciario la presión nos avisó que vendría el agua y no se hizo caso oportunamente y

lamentablemente, la producción declinó muy rápidamente.


24


CONCLUSIONES.

La metodología presentada en este trabajo muestra como analizar y mantener la producción

base de hidrocarburos de cualquier campo maduro en México. Es de aplicación general

dentro del ámbito de toda la Región Sur de PEMEX debido a que se utilizaron las bases de

datos institucionales. Hoy en día, debido a la crisis del precio del barril de crudo es

fundamental aplicar todos los conocimientos de ingeniería y experiencia con que cuentan los

especialistas de productividad, además de aprovechar la información de las bases de datos

que le han costado muchos recursos económicos y humanos a la empresa.

Muchos campos maduros todavía tienen una gran cantidad de hidrocarburos que pueden

extraerse, y aquí se presenta como mediante el procedimiento expuesto se ha logrado

incorporar más de cinco mil barriles en Campos de la Región Sur, lo que representa del 15 al

20 % de su producción al inicio de la aplicación de esta metodología.

En los ejemplos de aplicación se detectaron problemáticas operativas y áreas de oportunidad

para incrementar la producción, mediante una serie de actividades tales como: limpiezas del

aparejo de producción, cambios de portaestranguladores, modificación de conexiones

superficiales, incremento del gasto de inyección del sistema artificial de bombeo neumático

para reducir la instabilidad de los pozos, se lograron acciones preventivas, realizando

limpieza en orificio de inyección de gas para evitar que dejara de operar el motocompresor y

con eso diferir producción de aceite, también se pudo programar oportunamente los ciclos de

inyección de vapor una vez que la temperatura de flujo fue disminuyendo. También se

presenta como esta herramienta puede ser utilizada de manera predictiva para tomar

acciones antes de que la producción de aceite disminuya drásticamente. En cuatro pozos se

mostró como la presión nos estaba avisando que el agua iba a irrumpir e incluso la salinidad

en dos de ellos también nos avisaba que se incrementaría y no se tomaron las acciones

correspondientes, es como si el electrocardiograma nos estaba diciendo que estábamos

propensos a sufrir un ataque cardiaco y no hicimos nada.

En este trabajo se presenta una metodología muy efectiva y confiable debido a los resultados

obtenidos, por lo que aplicándola correctamente permitiría ahorrar muchos recursos y evitar

reducciones de la producción base, ya que las propuestas que se obtengan son resultado del

comportamiento integral de producción. Como sabemos más del 50% de los campos en

México son maduros y al aplicar esta metodología se podría incrementar la producción al

menos entre el 5% y el 10% de estos campos.


25


REFERENCIAS.

Beggs, H. D., “Production Optimization Using Nodal Analysis”, Tulsa, OK.,

Oil and Gas Consultants International, Inc. Enero 1991.

Brill J. P., y Beggs, H. D., “Two-Phase Flow in Pipes”, Universidad de Tulsa,

Sexta edición, quinta impresión, Enero 1998.

Clegg, J. D., Bucaram, S.M. y Hein N. W., “New Recommendations and

Comparisons for Artificial Lift Method Selection”, JPT, 1128, Diciembre

1993.

Gould, L. T., “Compositional Two-Phase Flow in Pilpelines”, JPT, marzo

(1982), pp 373-384.

Estrada Sinco., C.A., Ancona Albor, M. A., “Efectos de la Inyección de

Nitrógeno”. Revista de Ingeniería Petrolera Vol. LIV No.9 septiembre, 2014.

Fong Aguilar, J.L., Villavicencio Pino, A.E., Pérez Herrera, Rl, Flamenco

López, F.J., “Proyecto Integral Complejo Antonio J. Bermúdez”, Trabajo

presentado en el cuarto E_Exitep 2005, efectuado del 20 al 23 de febrero de

2005 en Veracruz, Ver., México.

Lea, J. F., “Artificial Lift Selection”, Texas Tech University.

Martínez Mendoza, J.F., Carranza B. L., “Optimización del Sistema Integral de

Producción Campo Jujo-Tecominoacan”, Trabajo presentado en el XXXIV

congreso de la Asociación de Ingenieros Petroleros de México (AIPM)

realizado en Oaxaca, Oax. Abril de 1996. Revista de Ingeniería Petrolera de la

AIPM Vol. XXXVI No.8 agosto, 1996.

Prado, P., y Brarda M., “Optimization of a Mature Oil Field by Changing

Lifting System“, SPE 69514.

ROS, N.C., “Analysis of Critical Simultaneous Gas/liquid Flow Through a

Restriction and its Application to Flow metering ”.Appl .Sciences Res., Sec. A.

(1960).


26


BIBLIOGRAFIA.

Brown, K. (1980). The Technology of Artificial Lift Methods, Vol. 2b.

Oklahoma: University of Tulsa.

Fleshman, R., & Harryson, O. L. (1999). Artificial Lift for High-Volume

Production. Oilfield Review.

Gómez Cabrera, J.A., “Producción de Pozos I”, Facultad de Ingeniería,

UNAM, México, 1985.

Lucero Aranda, F. (2011). Sistemas Artificiales de Producción. Facultad de

Ingeniería: UNAM.

Ortega Gonzales, G., “Mantenimiento de Presión y Bombeo Neumático, la

Mejor Alternativa para Explotar las Reservas del Complejo Cantarell”,

Artículo presentado en la Conferencia Anual de la Asociación de Ingenieros

Petroleros de México, AIPM, 1998.


27


AGRADECIMIENTOS.

Quiero agradecer a la Academia de Ingeniería por la oportunidad que me otorga de formar

parte de este grupo selecto de profesionales y académicos de las diferentes ramas de la

ingeniería en México. De igual forma agradezco a Petróleos Mexicanos por todo el soporte

que me ha dado para mi desarrollo profesional y representa un orgullo y un reto poder

contribuir con trabajos técnicos que ayuden a esta gran empresa.


28


CURRÍCULUM VITAE

Nombre: José Francisco Martínez Mendoza

Estudios Profesionales:

Licenciatura: Ingeniería Petrolera. Universidad Nacional Autónoma de

México (UNAM). México, D.F. 1986.

Maestría: Ingeniería Petrolera. Universidad Nacional Autónoma de

México (UNAM). México D.F. 1992.

Doctorado: en Ingeniería Petrolera. Universidad Nacional Autónoma de

México (UNAM). México, D.F. 2001.

Distinciones:

Mejor trabajo calificado en las Jornadas Técnicas de la Asociación de Ingenieros

Petroleros de México realizadas en Villahermosa, Tabasco en 2015 con el artículo

“Presente y Futuro del Bombeo Electrocentrífugo en el Activo de Producción Samaria

Luna de la Región Sur”

Mejor trabajo calificado en la especialidad de producción en las Jornadas Técnicas de la

Asociación de Ingenieros Petroleros de México realizadas en Villahermosa, Tabasco en

2007 con el artículo “Optimización del Proceso y Transporte del Activo Integral Samaria-

Luna”

Mejor trabajo en la especialidad de producción en las Jornadas Técnicas de la Asociación

de Ingenieros Petroleros de México realizadas en Villahermosa, Tabasco en 2006 con el

artículo “Recomendaciones prácticas para la identificación de problemas en el Diseño,

Instalación y Operación del Sistema Artificial de Producción por Bombeo

electrocentrífugo (BEC)”

Mejor trabajo en la especialidad de Producción en las Jornadas Técnicas de la Asociación

de Ingenieros Petroleros de México realizadas en Villahermosa, Tabasco en 2005 con la

presentación: “Selección del Sistema Artificial de Producción para Pozos de Alta y Baja

Productividad”.

Primer lugar en las Jornadas Técnicas de la Asociación de Ingenieros Petroleros de

México realizadas en Villahermosa, Tabasco en 2004 con el artículo: “Tablas hidráulicas:

Representación del Comportamiento del Sistema de Producción”.

Premio “Juan Hefferan” que se otorga al mejor trabajo teórico desarrollado en materia de

ingeniería: “Modelo para el comportamiento de flujo a través de una bomba

electrocentrífuga” otorgado por la Asociación de Ingenieros Petroleros de México.

Trabajo presentado en el programa técnico del LXI Congreso Nacional León 2003. Abril

2004


29


Primer lugar en las Jornadas Técnicas de la Asociación de Ingenieros Petroleros de

México realizadas en Villahermosa, Tabasco en 1996 con el artículo: “Sitio Grande 801:

Incremento de Producción por Estimulación en un Pozo con alto Corte de Agua”.

Experiencia Profesional:

2015 julio – 2016 mayo. Activo de Producción Samaria Luna

Líder de proyecto Complejo Antonio J. Bermúdez (N-41)

Encargado del despacho de la Administración del Activo en cuatro ocasiones.

Impulsa el desarrollo del Proyecto de Bombeo Electrocentrífugo, en pozos del mesozoico,

realizando mejoras que impactan en el tiempo de vida del sistema.

Optimización de pozos eliminando cuellos de botella, contrapresiones en el sistema de

transporte, inversiones de flujo y estabilización de pozos de bombeo neumático

incorporando 5300 barriles para el mantenimiento de la producción base, de septiembre a

noviembre de 2015.

Optimización del Sistema Integral de Monitoreo Diagnostico y Optimización de la

Operación de Pozos (SIMDOOP) para el mantenimiento y detección de oportunidades

para incremento de la producción base. Incrementos de producción de 1200 bpd de mayo

a junio de 2016

2013-2014 Activo de Producción Macuspana Muspac

Líder de proyecto Cactus Sitio-Grande (N-41)

Encargado del despacho de la Administración del Activo en varias ocasiones.

Responsable del desarrollo del campo Artesa Terciario, llevándolo de 3200 a 14500 bpd

Responsable del primer pozo estratégico en el Activo para el campo Artesa Terciario y se

propuso la aceleración del desarrollo del campo mediante la perforación de dos equipos

integrales.

Incrementó la producción de los campos, Sitio Grande, y Teotleco mediante reparaciones

mayores.

Impulsó y soportó el desarrollo del Proyecto del Modelo Integrado de Activo (MIA) para

el desarrollo integral del campo Artesa Terciario, considerando desde el modelo estático

hasta el modelo económico en forma integral, planteando y proponiendo la explotación en

el tiempo mediante plataformas de producción, incluyendo la selección del sistema

artificial de producción más adecuado y escenarios de sistemas de mantenimiento de

presión y sistemas de recuperación mejorada.

Responsable del grupo de especialistas de explotación del APMM, se cambió la estrategia

de trabajo delegando la responsabilidad de las reparaciones mayores al área de

yacimientos y al área de productividad encargarse del mantenimiento de la producción

base mediante reparaciones menores, estimulaciones y optimización de sistemas

artificiales.


30


Impulsó la toma de información de pruebas de presión-producción para tomas de

decisiones de administración del yacimiento y cumplimiento de la producción base.

Propuso la reactivación de la instalación de bombeo electrocentrifugo en el campo

Gaucho e impulsó la instalación del sistema de bombeo hidráulico en pozos del campo

Artesa Terciario.

Formó con apoyo de la Subdirección de la Región Sur grupo multidisciplinario para

proponer soluciones a la problemática de sal del campo Teotleco.

2008-2013 Activo Integral Veracruz Región Norte (N-41)

Coordinador Grupo Multidisciplinario Diseño de Proyectos

Encargado del despacho de la Administración del Activo en varias ocasiones.

Responsable del desarrollo del campo Cauchi en un período de 14 meses desde que se

terminó el pozo exploratorio hasta que se puso en explotación el campo, con una

producción de 140 mmpcd.

Responsable de reactivar el campo Angostura incrementando la producción de aceite en

un 300%

Impulso el desarrollo de los sistemas PIOP y MIA para el desarrollo integral de los

campos considerando desde los modelos estáticos hasta los modelos económicos en forma

integral, planteando y proponiendo la explotación en el tiempo mediante plataformas de

producción.

Impulso la perforación de pozos estratégicos con 100% de éxito.

Lideró el proyecto del centro de monitoreo a tiempo real del AIV para monitorear los

pozos desde el yacimiento hasta los puntos de venta. Este es el primer centro a nivel

nacional que considera en forma integral a los grupos de productividad para analizar la

información y realizar propuestos para la reducción del factor de declinación de los

yacimientos.

Lideró el proyecto de instalar por primera vez compresores a boca de pozo en el AIV.

2008 enero/julio Gerencia de Dictamen de Proyectos STE México (N-39)

Líder Especialista de Producción

Responsable de Dictaminar los proyectos de la Región Marina y participar como

especialista de producción en el dictamen de proyectos de la Región Sur.

Elaborar las recomendaciones a los proyectos después de realizar los dictámenes.

2003-2007 Gerencia de Sistemas de Producción SEDE Villahermosa (N-39)

Subgerencia de Sistemas Artificiales de Producción. Líder especialista de Producción

Responsable de la elaboración del proyecto “Actualización y Optimización del Proceso y

Transporte de Hidrocarburos del Activo Integral Samaria-Luna” de la Región Sur. El

proyecto abarco, realización de análisis nodales, análisis de estudios existentes de PVT de

los fluidos, análisis de condiciones de explotación del yacimiento, simulación en aceite


31


negro y composicional desde el yacimiento hasta las instalaciones de producción, realizar

recomendaciones en la componente de producción para maximizar la producción del

campo.

Responsable de la elaboración del proyecto “Actualización y Optimización del Sistema

Integral de Producción del Sector Gas Seco del Activo Integral Veracruz”. El proyecto

contempla, realización de análisis nodales, análisis de estudios existentes de PVT de los

fluidos, análisis de condiciones de explotación del yacimiento, simulación composicional

desde el yacimiento hasta las instalaciones de producción, realizar recomendaciones en la

componente de producción y explotación del yacimiento para maximizar la producción

del campo.

Participación en la elaboración de las bases de usuario para el contrato regional de

Sistemas Artificiales, licitación pública internacional, en la Región Sur.

Responsable de la elaboración del proyecto “Actualización y Optimización del Sistema

Integral de Producción del Sector Gas Húmedo Amargo del Activo Integral Veracruz”. El

proyecto abarco, realización de análisis nodales, simulación en aceite negro y

composicional desde el yacimiento hasta las instalaciones de producción, realizar

recomendaciones en la componente de producción para maximizar la producción del

campo.

Par en el área de Ingeniería de Producción de Pozos del Proyecto Integral Complejo

Antonio J. Bermúdez. Lineamientos y propuestas en la componente de producción y

yacimientos para apoyar la documentación del proyecto (2006, 2007)

Par en el área de Ingeniería de Producción de Pozos en los Proyectos del Activo Integral

Litoral de Tabasco. Lineamientos y propuestas en la componente de producción y

yacimientos para apoyar la documentación del proyecto (2006, 2007)

Responsable de la elaboración del proyecto “Optimización del Proceso y Transporte de

Hidrocarburos del Activo Integral Samaria-Luna” de la Región Sur. El proyecto abarco,

elaboración de análisis nodales, análisis de estudios existentes de PVT de los fluidos,

análisis de productividad de los pozos, análisis de condiciones de explotación del

yacimiento, simulación en aceite negro y composicional desde el yacimiento hasta las

instalaciones de producción, realizar recomendaciones en la componente de producción

para maximizar la producción del campo. de Diciembre 2006

Responsable de la elaboración del proyecto “Estudio Exhaustivo de las Experiencias

Tenidas en la Aplicación del Sistema de Bombeo Electrocentrífugo (BEC) en Pozos del

Activo Integral Abkatun Pol Chuc (AIAPCH) de la Región Marina Suroeste”. El proyecto

abarcó análisis de productividad de los pozos, análisis de condiciones de explotación del

yacimiento, validación de análisis PVT y propuesta de lineamientos y procedimientos en

la componente de producción y yacimientos para tener éxito en aplicaciones futuras de

BEC. mayo de 2006

Responsable de elaborar estudio de “Evaluación Técnica y Económica de los Sistemas

Artificiales de BEC y BN en los yacimientos Maloob y Zaap Brecha del Activo Integral

Ku-Maloob-Zaap”. octubre de 2005


32


Participación en la operación del Sistema Artificial de Bombeo Electrocentrífugo (BEC),

en Pozos Exploratorios de Crudo Extrapesado en pozos del Activo Integral Ku-Maloob-

Zaap.

Responsable de realizar diseños de sistemas artificiales de Bombeo Electrocentrífugo,

Bombeo Neumático y análisis nodales en pozos de la Región Marina Noreste y Región

Marina Noroeste.

Análisis de redes de distribución y transporte considerando pozos y líneas superficiales en

campos de la Región Sur y Región Norte.

2001-2003 Programa Estratégico de Gas Región Sur 2002 (N-39)

Encargado del área de producción de pozos

Responsable de realizar análisis integrales del sistema de producción (yacimiento, tubería

de producción, estrangulador, tubería superficial) en pozos de gas y gas y condensado.

Lineamientos y propuestas en la componente de producción y para apoyar la

documentación de los proyectos.

Participación en el grupo multidisciplinario Lankahuasa, ubicado en Poza Rica, Ver., para

el diseño de los aparejos de producción y estranguladores en los pozos del campo. Así

como, en los pronósticos de producción del campo mediante análisis nodales y

elaboración de programas para pruebas de presión-producción con equipo de medición

portátil en superficie y sondas de presión en el interior del pozo.

Asesoría al activo de producción Muspac para la revisión del estudio de redes

superficiales y análisis nodales realizados por la compañía Edinburgh Petroleum Services.

Análisis de sistema integral propuesto del campo Costero. Así como, Análisis nodal y

elaboración de tablas hidráulicas para pozo Costero1 perteneciente al activo Chilapilla.

Elaboración de tablas hidráulicas en pozos del campo Paredón de la Región Sur y del

campo Lankahuasa de la Región Norte para la simulación numérica de estos campos.

Elaboración de software para interpretación y análisis de registros continuos de presión-

temperatura, con sonda de alta resolución.

Elaboración de software para determinar en forma gráfica el diámetro óptimo de tubería

de producción para pozos que producen gas seco.

Desarrollo de programas de flujo multifásico en tuberías y estranguladores utilizando

correlaciones empíricas y modelos mecanísticos.

Análisis de registros de presión-temperatura para la detección de anomalías de flujo en la

tubería de producción (entrada de gas, agua, roturas, flujo por detrás de las tuberías de

revestimiento, etc.)

Evaluación técnica de los softwares comerciales Pipesim 2000, Flosystem en sus

procedimientos de cálculo de caídas de presión en tuberías, estranguladores, IPR’s,

algoritmos de cálculo de temperatura.

Elaboración de metodología para realizar análisis nodales en cualquier campo.

Elaboración de tablas hidráulicas composicionales utilizando el software PIPESIM 2000.


33


1995–1997 Grupo Sitio Grande Región Sur

Encargado de diseño de pozos e instalaciones superficiales

Análisis de factibilidad técnico para la implantación del sistema artificial de bombeo

neumático, bombeo electrocentrífugo en pozos del campo Sitio Grande.

Diseño de pruebas de sarta de velocidad en pozos del campo Níspero.

Estudio de las condiciones de explotación del yacimiento Sitio Grande. Entre los

resultados más importantes, se cerró la planta de inyección de agua y se propuso inyectar

en forma periódica. Se estimuló el sitio grande 801, un pozo con alto corte de agua, y se

cambió de intervalo el sitio grande 1021. Estas propuestas dieron un incremento de

producción de más de 3000 bpd.

Elaboración de análisis nodales en pozos del campo Sitio Grande, Carmito, Artesa,

Secadero y Agave.

Análisis de los pozos en forma integral desde el yacimiento hasta la batería de separación,

incluyendo estranguladores y presiones de separación en el campo Sitio Grande.

Determinación del comportamiento de las presiones de fondo cerrado y fluyente de los

pozos utilizando una técnica propia, la cual permitió determinar si los pozos tienen una

declinación natural, están dañados o se tiene entrada de agua del yacimiento.

Análisis de registros de temperatura para determinar roturas en las tuberías y evaluar si se

tiene aportación de fluidos a través de una zona diferente a los intervalos disparados.

Elaboración de tablas hidráulicas en Denver, Colorado para el estudio integral del campo

Cactus con la compañía Scientific Software- Intercomp, Inc.

Análisis nodales de los pozos del campo Artesa considerando la inyección de CO2.

Asesoría a grupo Muspac, Cáctus y Samaria en la evaluación e interpretación de registros

de temperatura.

1995 Oct.-Dic. Grupo de pozos cerrados Región Sur

Encargado de realizar análisis nodales

Participación en grupo que formó la región sur para realizar análisis nodales en pozos de

Cárdenas, Agua Dulce y Reforma.

1994–1995 Grupo multidisciplinario Jujo-Tecominoacán Región Sur

Encargado de diseño de pozos e instalaciones superficiales

Elaboración de análisis nodales y tablas hidráulicas.

Análisis de los pozos en forma integral desde el yacimiento hasta la batería de separación,

considerando estranguladores y presiones de separación.

Estudio de factibilidad técnica sobre la implantación de sistemas artificiales de bombeo

hidráulico, bombeo neumático y bombeo electrocentrífugo en pozos representativos del

campo.

Análisis del comportamiento de flujo de las tuberías superficiales del campo en forma de

red.


34


Evaluación técnica exhaustiva de los simuladores de flujo multifásico Pipesim, de la

compañía Baker Jardín, y Mulfas, del Instituto Mexicano del Petróleo, que concluyó en

modificaciones a estos softwares y reconocimiento de estas compañías por el aporte

proporcionado.

Determinación del comportamiento de las presiones de fondo cerrado y fluyente de los

pozos utilizando una técnica propia, la cual permitió determinar si los pozos tienen una

declinación natural, están dañados o se tiene entrada de agua del yacimiento.

Análisis de registros de temperatura para determinar roturas en las tuberías y evaluar si se

tiene aportación de fluidos a través de una zona diferente a los intervalos disparados.

1992–1994 Departamento de Producción Villahermosa, Tab.

Elaboración de análisis nodales para distintos pozos del Distrito Villahermosa, abarcando

los campos Samaria, Iride, Paredón, Cárdenas, Pijije y Caparroso entre otros.

Elaboración del primer estudio que se realizó en el distrito Villahermosa, de cálculo de

caídas de presión en tuberías de escurrimiento, utilizando el simulador de flujo

multifásico Pipephase en pozos de Samaria y Muspac.

Realización de diseños de aparejos de bombeo neumático en pozos de Samaria, Iride.

Realización de bases de usuario para tuberías de descarga de pozos de Samaria, Iride,

Muspac.

Participé en el diseño de instalaciones del campo Secadero, Gaucho y Muspac

(separadores, enfriadores, bombas centrífugas, diámetro de líneas de escurrimiento).

Cálculo de las constantes de placas de orificio de la batería Samaria II.

Participación en las pruebas que se hicieron del primer equipo de medición de flujo

multifásico, Wellcomp, en la región sur que se instaló en la batería de Samaria II.

1989–1990 Departamento de Producción Villahermosa, Tab.

Encargado operativo de los campos Luna, Pijije, Caparroso y Escarbado.

Realizar mediciones con equipo portátil de medición a boca de pozo en alta y baja

presión. Analizando las pruebas, para obtener la curva del índice de productividad y el

comportamiento de los pozos por diferentes estranguladores.

1988–1989 Curso de 1 año Villahermosa, Tab.

En 1988 ingresé a PEMEX a través de un curso que otorgó la empresa a 10 estudiantes de

la Universidad Nacional Autónoma de México y el Instituto Politécnico Nacional.

Durante un año, como parte del curso, estuve en capacitación en las áreas técnicas y

operativas de los departamentos de Reparación y Terminación de Pozos, Producción,

Petroleros, Perforación y Yacimientos.


35


Actividades Científicas y/o Tecnológicas:

Artículos:

“Presente y Futuro del Bombeo Electrocentrífugo en el Activo de Producción Samaria

Luna de la Región Sur”. Jornadas técnicas 2015, Asociación de Ingenieros Petroleros de

México realizado en Villahermosa, Tabasco. Noviembre 2015.

“Artesa un Gigante que despierta de la era del Terciario”. Congreso Mexicano del

Petróleo en realizado en México, D.F., Junio 2015.

“Modelo Integrado de Activo, caso de estudio Activo Veracruz”, Mónaco marzo 2012.

“Monitoreo de variables operativas de pozos e instalaciones de procesos del Activo

Integral Veracruz”, Congreso Mexicano del Petróleo 2012, México D.F.

“Mejorador de Flujo LOG-NR 100 una alternativa para el mejoramiento de la

productividad de crudos pesados en el Campo Angostura”. Congreso Mexicano del

Petróleo en realizado en México, D.F., Septiembre 2012.

“Recomendaciones prácticas para la identificación de problemas en el Diseño, Instalación

y Operación del Sistema Artificial de Producción por Bombeo electrocentrífugo (BEC)”.

Segundo Congreso Internacional del Petróleo en México realizado en Boca del Río, Ver

Junio 2007.

“Recuperación de Condensados mediante un Sistema de Enfriamiento en el Gas en las

Instalaciones Superficiales de Producción del Activo Integral Samaria-Luna”. Segundo

Congreso Internacional del Petróleo en México realizado en Boca del Río, Ver Junio

2007.

“Modelo Matemático para el Comportamiento de Flujo a través de una Bomba

Electrocentrífuga”. LXI Congreso Nacional de la Asociación de Ingenieros Petroleros de

México realizado en León, Guanajuato abril 2003.

“Modelo Matemático para el comportamiento de flujo a través de los Impulsores y

Difusores de una Bomba Electrocentrífuga”. Congreso Nacional de la Asociación de

Ingenieros Petroleros de México realizado en Villahermosa, Tabasco en 2001.

“Optimización de las instalaciones superficiales y subsupeficiales del campo Jujo-

Tecominoacán”. Congreso Nacional de la Asociación de Ingenieros Petroleros de México

realizado en Oaxaca en 1996.

“Sitio Grande 801: Incremento de Producción por Estimulación en un Pozo con alto Corte

de Agua”. Jornadas Técnicas de la Asociación de Ingenieros Petroleros de México

realizadas en Villahermosa, Tabasco en 1996.

“Secadero1: Incorporación de la Producción de un Pozo Cerrado con Alto Índice de

Productividad Mediante Separación Remota y Bombeo Superficial”. Jornadas Técnicas de

la Asociación de Ingenieros Petroleros de México realizadas en Villahermosa, Tabasco en

1996


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Organizaciones en la que soy miembro:

Asociación de Ingenieros Petroleros de México (A.I.P.M.)

Colegio de Ingenieros Petroleros de México (C.I.P.M.)

Red de Sistemas Artificiales de Producción de PEP


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Anexos.

I. Sistema integral de producción.

Sistema Integral de producción

Los principales componentes del Sistema integral de producción son los siguientes:

1. Yacimiento

2. Fondo del pozo

3. Superficie del pozo

4. Estrangulador superficial

5. Cabezal de recolección de pozos

6. Separador

El Sistema integral de producción está conformado por los componentes anteriores y puede

incluir uno o varios pozos.


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II. Sistemas de levantamiento artificial de producción.

Un sistema de levantamiento artificial de producción (SAP) es instalado cuando la presión

en el yacimiento no es suficiente para elevar los fluidos producidos hasta la superficie,

llegando al punto donde el pozo produce un gasto económicamente rentable. Los SAP son

equipos que aportan energía a los fluidos producidos por el yacimiento, esta operación se

realiza para ayudar a vencer las caídas de presión en el sistema integral de producción, de tal

forma que los fluidos puedan llegar a superficie y pasar por el estrangulador.

Dentro de este concepto de sistema artificial de producción hay métodos que pueden

clasificarse como tal, estos métodos son los siguientes:

Bombeo Neumático

Bombeo Mecánico

Bombeo Hidráulico

Bombeo Electrocentrífugo

Bombeo de Cavidades Progresivas

Embolo Viajero

Sistemas Híbridos

Bombeo Neumático (BN), consiste en inyectar gas a alta presión con la finalidad de aligerar

la columna de fluidos, reduciendo la presión de fondo del pozo, Pwf.

Hay dos tipos de bombeo neumático

1. Bombeo neumático continuo

2. Bombeo neumático intermitente

Bombeo neumático continuo


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Bombeo neumático intermitente

Metodologia para mantenimiento y análisis de la producción base en campos maduros

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