Julio2014 Web

Ingenierí a

Órgano de Divulgación Técnica e Información de la Asociación de Ingenieros Petroleros de México A.C. Vol. 54 No. 7 JULIO DE 2014

Petrolera

www.aipmac.org.mx/web/revista

Contenido 374 376-384

Editorial Modelado estáco estáco del campo Cantarell y vericación vericación de predicciones con pozos recientemente perforados, perforados, Sonda de Campeche, México Ing. José Manuel Morales R amírez Ing. Carlos Ulises Pérez González Héctor Márquez Álvarez

385-399

Ampliando los límites de diagnóscos de producción a través de registros PLT con bra ópca: casos de México Ing. David Tornez Luvio Ismael Díaz Hernández Ing. Neil Sookram Ing. Rodrigo Avilés Miranda Ing. Luis Eugenio Dávila De Gárate

400-412

Ernesto Franco Delgado Ing. Iván Pérez Hernández Ing. Edher Ramírez Loaeza Mariervy Urbina Gerardino Abdenago Zambrano Zambrano Pina

Problemácas y soluciones para la separación y bombeo de crudo pesado 13°API e n el Acvo de producción Ku-Maloob-Zaap M. en I. Fredy López Samado Ing. Nelly Villegas García

413-420

Modelado geológico–maximizando la integración del conocimiento Ing. Hugo Saucedo Reyes Ing. Moisés Huicochea Campos

421-431

Caracterización de reservorio no convencional del Jurásico Superior del Noreste de México Ing. Javier Alejandro Carrero Zambrano Dr. Juan Moirano Ing. Juan Tavella Ing. Gabriela Zanca Ing. Marco Vázquez García

Ing. Humberto Salazar Soto Ing. Carlos García Gutiérrez

Foto de portada: Sonda de Campeche Foto cortesía de Pemex

INGENIERÍA PETROLERA.- Publicación mensual de la Asociación de Ingenieros Petroleros de México A.C., Av. Melchor Ocampo 193 Torre “A“ Piso 12. Col. Verónica Anzures C.P. 11300, México D.F., Tels: 5260 2244 y 5260 7458. Solicitada la Autorización como Correspondencia de Segunda Clase de Administración de Correos núm. 1 de México D.F. Distribuido por la Asociación de Ingenieros Petroleros de México, A.C. Publicación editada e impresa por 4AM FOR ADVERTISING AND MARKETING S.A. DE C.V., Enrique J. Palacios No. 108, Col. Prado Ermita, C.P. 03590, Del. Benito Juárez, México D.F., Tels: 5601 7571 y 55 3211 6077. Edición: 1000 ejemplares. Certicado de licitud de título núm. 8336 y Certicado de licitud contenido núm. 5866 ante la Comisión Calicadora de Publicaciones y Revistas Ilustradas. Certicado de reserva de Derechos al Uso Exclusivo núm. 003322 ante la Dirección General del Derecho de Autor. Toda la correspondencia debe dirigirse

a la Asociación de Ingenieros Petroleros de México A.C. EL CONTENIDO DE LOS ARTÍCULOS TÉCNICOS ES RESPONSABILIDAD DEL AUTOR. ISSN 0185-3899. Revista Indizada en LATINDEX y PERIÓDICA.

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Ingeniería Petrolera | 373

Editorial

Cambio climático

Es un hecho evidente que el ser humano ha modificado para bien y para mal su entorno. Algunos de esos cambios tienen consecuencias locales, otras regionales, pero las más significativas extienden sus efectos a todo el globo terráqueo. De manera análoga se piensa que algunas modificaciones poseen cierto nivel de reversibilidad, lo que facilitaría tomar las medidas adecuadas para revertir los resultados observados; no obstante, hay otros cambios que hemos impuesto al medio ambiente que –más tarde o más temprano– saldrán de nuestro control. En plena época de la guerra fría, en el siglo XX, las dos potencias nucleares realizaban innumerables ensayos para afinar sus diseños y tener listas bombas atómicas o de hidrógeno cada vez más potentes. Por otra parte, los científicos descubrieron que en la Tierra hay fuentes naturales de radiación y aprendieron a medir los valores correspondientes, pero la verdadera alarma surgió cuando detectaron que en el medio ambiente de este planeta se estaban incrementando los niveles de radiación, y que sus orígenes no tenían ninguna relación con las fuentes naturales. Fue entonces cuando dejaron de lado las diferencias políticas y los intereses militares, gracias a las voces de alerta de científicos ambos bandos; después del rechinar de dientes de los partidarios de la supremacía militar a toda costa, los dos archienemigos se pusieron de acuerdo y prohibieron realizar pruebas nucleares, debido a que los efectos de dichas pruebas afectaban a la población de todo el planeta; así que, independientemente de cuál país hubiera sido el responsable de la prueba, al realizarla ponía en riesgo a su propia población, sin posibilidad de protegerla. A partir de entonces el número de pruebas nucleares se ha reducido a las que han efectuado Francia, China, India, Paquistán y, en los últimos años, Corea del Norte; a ellas, es necesario agregar la radiación causada por los accidentes nucleares en las plantas de generación de energía, pero la radiación acumulada en el medio ambiente en los últimos años ha disminuido, lo cual es un evidente éxito para la ciencia. Otro caso relevante es el del tetra etilo de plomo (TEL, por sus iniciales en inglés), líquido que se añadía a las gasolinas por su poder antidetonante, lo cual elevaba el índice de octano de los combustibles. No obstante que desde finales del siglo XIX se sabía de la toxicidad del plomo y sus efectos en el ser humano. Además del saturnismo, se ha comprobado que el índice de homicidios se eleva en poblaciones expuestas al plomo, pues produce problemas de conducta. En 1924 se reportó la muerte de 17 trabajadores de refinerías de Standard y de Dupont en Nueva Jersey, además de la enfermedad de muchos más. A pesar de ello, las industrias petrolera y química hicieron innumerables esfuerzos para evitar que se prohibiera el uso de TEL en los combustibles, y para ello patrocinaron “estudios científicos” que señalaban que no había ninguna evidencia de que fuera peligroso para los seres humanos. A fines de los 20, el Dr. Robert A. Kehoe, de la Universidad de Cincinnati, ocupó el cargo de asesor médico en jefe de la empresa Ethyl Corporation, y en 1928 expresó su opinión de que no había evidencia para concluir que el TEL representaba riesgo para la salud. Como titular de los Laboratorios Kettering, durante años el Dr. Kehoe sostuvo esa posición y su influencia en ese tema se extendió hasta los años 60. Para la década de los 70 el medio científico obtuvo evidencias, lo que propició que se aprobara la prohibición de utilizar TEL en casi todos los países del mundo, en México la prohibición ocurrió en 1998.


¿Qué fue lo que convenció a la comunidad científica?: precisamente un experimento. A principios de los años 50, Clair Patterson recibió la encomienda de determinar, de la manera más precisa posible, la edad de las rocas terrestres y con ello la edad de la Tierra, tema que él pensó le tomaría sólo unos pocos meses. Clair Patterson fue un geoquímico estadounidense, uno de los más influyentes en su especialidad, y en 1953 determinó con exactitud la edad de la Tierra en 4.55 mil millones de años, con margen de error de unos 70 millones de años. Para realizar dicha medición y dada la complejidad que suponía encontrar rocas lo suficientemente antiguas como para servir de referencia (la tectónica de placas quedaba lejos aún), se basó en un supuesto (que a la postre sería correcto): las rocas encontradas en los meteoritos serían probablemente de similar longevidad a las que formaron la Tierra. Así, utilizando un espectrógrafo de masas cedido por el Laboratorio Nacional de Argonne (Illinois), logró hallar la edad de la Tierra. Cuando comenzó el estudio, Patterson intentó medir el contenido de plomo en rocas muy antiguas para determinar el tiempo que le había tomado al uranio de las rocas convertirse (por decaimiento natural) en plomo, pero encontró que la contaminación generada a partir de la fecha de inicio del uso de TEL generaba resultados erróneos: ¡la Tierra estaba completamente contaminada con plomo! En 1965, Clair Patterson publicó el artículo “Entornos contaminados y naturales del hombre”, para llamar la atención del público en general, sobre el aumento de la concentración de plomo en el medio ambiente y en la cadena alimenticia. Por otra parte, Patterson fue uno de los más firmes opositores a la utilización de plomo en la elaboración de combustibles, y por ello fue perseguido por las multinacionales que producían y utilizaban TEL. Gracias a sus esfuerzos, se aprobó en 1970 la Ley de Aire Limpio estadounidense. Otro triunfo para la ciencia. En la actualidad, el hombre crea otra amenaza contra sí mismo: la emisión desenfrenada de bióxido de carbono (CO2), producto de la combustión de combustibles fósiles (carbón y derivados del petróleo), junto con otros gases que producen el efecto invernadero, y con ello calentamiento global. Los expertos señalan que nuestro planeta sí requiere cierta cantidad de CO2 en la atmósfera, la suficiente para hacerla un planeta habitable y cálido, pero el exceso de CO2 y de otros contaminantes ocasionarán un calentamiento que podría ser irreversible. ¿Qué se necesitará ahora para tomar conciencia del peligro al que contribuimos todos?

Fraternidad y Superación


Artículo arbitrado

Modelado estático del campo Cantarell y verificación de predicciones con pozos recientemente perforados, Sonda de Campeche, México Ing. José Manuel Morales Ramírez Ing. Carlos Ulises Pérez González Pemex Héctor Márquez Álvarez Roxar Información del artículo: recibido: agosto de 2013-aceptado: julio de 2014

Resumen El bloque Akal es el más importante del campo Cantarell, de él se han realizado varios estudios de caracterización y cuatro modelos estáticos, el último denominado S-4, es el que a continuación mencionaremos; derivado de la perforación de nuevos pozos, la adquisición de más información y los cambios en ciertos criterios de interpretación de las diversas disciplinas de geociencias han llevado a la construcción de un nuevo modelo estático-dinámico de alta resolución. En forma general este proyecto inicia con un inventario y control de calidad de la información, continuando con el modelo estructural, definiendo los diferentes niveles estratigráficos, realizando correlaciones de pozos y modelando polígonos de fallas con todas sus implicaciones, hasta llegar a un modelo geocelular, representado por un grid que tenga la resolución y orientación óptima. Se incorpora el modelo petrofísico en forma detallada y se realiza el escalamiento de pozos de tal forma que al final honre el dato con la propagación de las propiedades petrofísicas en todo el yacimiento; para el modelo de unidades litoestratigraficas, se subdividieron las unidades y formaciones principales a través de un proceso basado en la interpretación de marcas de las unidades litoestratigráficas en los pozos y con base en los registros geofísicos y análisis de núcleos. Dentro del flujo de trabajo se realizan varios controles de calidad, mediante geoestadística y realizaciones se fijan las tendencias. Todo esto conlleva a la malla de simulación de alta resolución, la cual al final se realiza la transferencia a diferentes disciplinas para su uso en predicciones de pozos. Este modelo geológico fue construido con toda la información disponible hasta diciembre del 2011, de manera que todos los pozos perforados en 2012 se utilizaron para evaluar la efectividad y predicción del modelo, siguiendo un flujo de trabajo representado en la Figura 1. En este artículo se muestran ejemplos de pozos que atravesaron total o parcialmente el Mesozoico, haciendo énfasis en la utilización del modelo para llevar a cabo la selección de las áreas objetivo de mejores propiedades de roca de yacimiento, visualización de propuestas para nuevos pozos, seguimiento de los mismos, reducción de riesgos operativos mediante la identificación de cuerpos calcáreos que generan pérdida total o parcial de lodo y atrapamientos de la sarta de perforación. Palabras clave: Campo Cantarell, Sonda de Campeche, modelo estático, bloque Akal.


VOL. 54 No. 7, JULIO 2014 ISSN 0185-3899 ·

Ing. José Manuel Morales Ramírez, Ing. Carlos Ulises Pérez González, Héctor Márquez Álvarez

Modeling the Cantarell field and static verification of predictions with recently drilled wells, Campeche, Mexico Abstract Since a lot research has been performed due to the Akal block, the most important in Cantarell field, 4 static models were characterized. The S-4, the former one, will be the mentioned in this article. Recent well drilled, additional information obtained, and the change of criteria regarding the wide subjects of the Geo sciences have led us build up a new hi-fi dynamic static model . Generally speaking, this Project begins with a s tock list and a high quality record as followed by a structural model to define the different stratigrapy levels by matching wells and by modeling faults building lots which will provide us with inferences until a Geocelular model, represented by a well-defined and well-oriented grid, can be aimed. A petro physical model is added for a well scale in order to honor the facts by disseminating the petro physical properties, for the litostratigraphy unit model, the units and main formations were subdivided through a process based on traceable marks from the litostratigraphy units in the wells and it was also based on the geophysical records and the nucleus analysis. Regarding the work flown, there were a variety of geo-statistics quality control tests to set up the trends. All this takes us to the hi-fi simulation net in which the transference to different subjects to be used in well forecast will be made. This geological model was created with all the available information until December 2011, so every single drilled well in 2012 were used to evaluate the effectiveness and forecasting of the model by trailing a work flown shown in fig 1. Some examples of the drilled wells that went totally and partially through the Mesozoic are shown in this passage, paying attention in the use of the model created to choose the best rock properties reservoir target areas, to check proposals for new wells and to monitor them, to reduce operative risk while identifying calcareous bodies which generate a partial o total loss of mud and in the drilling catching chain.

Figura 1.

Flujo de trabajo para la realización del modelo geológico S-4.

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Modelado estático del campo Cantarell y vericación de predicciones con pozos recientement e perforados, Sonda de Campeche, México, p.p 376-384

El modelo generado sirve de soporte para los planes de explotación futuros, es un modelo robusto y predictivo, que basa parte de sus fortalezas en: a) Estricto control del modelo de velocidades. b) Uso de inversión sísmica y multiatributos para guiar las propiedades petrofísicas y las facies sedimentarias. c)

Estratigrafía interna a detalle en todos los niveles de los yacimientos.

d) Aplicación de metodología de petrofísica avanzada para la obtención de porosidad, permeabilidad y saturación de agua de los cuatro medios porosos (matriz, microvúgulos - microfracturas, fracturas y vúgulos conectados). e) Un modelo geológico que reproduce todas las fallas y estructuras complejas, sin simplificar la geología del subsuelo. f)

Control de calidad del modelo vs pozos.

g) Modelo integral de fracturas 3D calibrado con información dinámica, (DFN).

Figura 2.

Fortalezas del modelo estático de alto detalle.

El campo Cantarell se ubica aproximadamente a 90 km al noreste de Ciudad del Carmen, en la Sonda de Campeche, Figura 3.

El campo inició su explotación en 1979, alcanzando su máxima producción en el año 2003 con más de 2 MMBPD. Posteriormente el yacimiento sufrió una fuerte caída en la producción que lo mantiene en alrededor de 205,0000 BPD, (09- mayo2013).

El yacimiento está conformado por carbonatos dolomitizados del Cretácico y Jurásico Superior Kimmeridgiano que alberga una reserva de alrededor de 30,000 MMB.

Como un proceso natural en la vida productiva de muchos de los yacimientos maduros, la producción de aceite ha venido acompañada de un alto porcentaje de agua, aunado

Introducción


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a un acelerado avance del contacto de gas, lo que ha ocasionado una reducción significativa en la ventana de aceite, por lo que, la ventana dinámica operativa se ve muy reducida (700 metros originalmente y 60 metros en la actualidad) y obliga a ser muy asertivos en las propuestas de los pozos a producir.

El posicionamiento de nuevos objetivos para pozos de desarrollo tiene que hacerse cada vez de manera más minuciosa para evitar la irrupción de fluidos no deseados. Aunado a esto el campo Cantarell está clasificado como un yacimiento naturalmente fracturado y la existencia de éstas es crucial para determinar la productividad de cada pozo.

Figura 3. Localización del área en estudio.

Todos estos factores de riesgo hacen imperativa la necesidad de contar con un modelo de alta resolución que permita disminuir la incertidumbre de las nuevas propuestas. El bloque Akal cuenta con alrededor de 570 pozos que se utilizaron para elaborar un modelo estático que refleje la estructura del yacimiento y su configuración interna.

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Además se construyó un modelo de fracturamiento a partir de atributos sísmicos y datos de pozo (registros de imágenes y núcleos), que junto con la partición de porosidad basada en los registros geofísicos, fueron los insumos para desarrollar la distribución del segundo medio (vugulos conectados y fracturas).



Figura 4. Evolución histórica en

Desarrollo del tema Planteamiento

A este modelo estático se le denominó S4, ya que es el cuarto estudio formal de caracterización que se ha hecho sobre el bloque Akal. El presente trabajo consiste en la caracterización petrofísica de las formaciones del Cretácico-Jurásico, en el cual se desea establecer en base a los datos disponibles de núc leo, registros y pruebas de yacimiento, que modelos de rocas son representativos de dichos yacimientos de la región marina del campo Akal. Los yacimientos presentes en estas rocas están compuestos en su gran mayoría por carbonatos de gran heterogeneidad, lo cual implica sus interpretaciones desde el punto de vista de las geociencias. Uno de los objetivos de este estudio consiste en determinar o integrar metodologías existentes que permitan la partición de la porosidad y permeabilidad, detección de zonas de


los modelos de Akal

fracturas, así como definir los modelos de saturación de fluidos y volumen de arcilla, que en conjunto nos permitirán definir el volumen original existente y generar los datos de entrada para los modelos de simulación, requeridos para sustentar los modelos de explotación del campo. El objetivo principal de este trabajo es proveer a un modelo integral (estático-dinámico) de yacimientos, que permita representar el comportamiento del campo para definir una estrategia de explotación y ayudar al posicionamiento de pozos. Para ello es necesario modelar este bloque en dos sistemas principales de porosidad, un medio de baja capacidad de flujo que se denominó primer medio y un medio de alta capacidad de flujo que se denominó segundo medio. El primer medio está compuesto por la matriz y por los vúgulos que tienen una mala conexión entre ellos, este sistema representa una gran capacidad de almacén pero una reducida capacidad de flujo. El segundo medio está compuesto por las fracturas y las disoluciones que tienen una buena conexión entre ellas y que esa buena comunicación representa el comportamiento del campo.

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Desarrollo

Esta labor comenzó con la selección de los pozos que contarán con la mayor cantidad de información disponible. Durante ya algún tiempo se ha venido perfeccionando y ajustando una metodología de partición para cada yacimiento de acuerdo a sus características litológicas, porosidad e información dinámica. Básicamente las herramientas utilizadas son los registros de neutrón, densidad y sónico, apoyados con el de rayos gamma y resistividad; al final se calibró con los registros especiales disponibles y validados de los pozos donde se corrió el registro de imágenes, sónico dipolar y resonancia magnética, de esta forma se evaluaron un total de 125 pozos en todo el campo Akal. Después de los procesos comunes de edición y control de calidad se realizó la evaluación petrofísica considerando una mineralogía compuesta principalmente de dolomía, con variaciones del contenido de calcita y un bajo contenido de arcilla para la mayor parte del Cretácico. Los coeficientes de partición para el primer y segundo medio se obtuvieron en un rango que iba desde un 22-38% de porosidad de fracturas y el resto de matriz. Considerando el volumen de aceite que se estima en fracturas de acuerdo al acumulado de producción del campo y al avance de los contactos que se obtuvo de manera

preliminar en el modelo de simulación se determinó que el escenario de 30% de porosidad de fracturas daba el mejor ajuste; este dato concuerda con la descripción geológica que se da a la formación a partir de núcleos y registros de imágenes que constituyen la otra parte que se utiliza para calibrar un estudio de partición de la porosidad. Se dedicó un especial énfasis en caracterizar las propiedades de la unidad sedimentaria de la entrada del Cretácico Medio, que en el presente modelo se ha denominado ULKM5, que es una unidad caracterizada por valores altos de rayos gamma, incluso después de la corrección por contenido de uranio. Esta unidad se caracteriza por presentar valores de resistividad muy bajos. Existen tres núcleos en esta unidad dentro del campo Cantarell y en ellos se observa una roca compuesta por estratos muy delgados, incluso laminares de muy baja porosidad y libre de dolomitización, quizás debido a que la baja porosidad impidió la circulación de los fluidos causantes de este tipo de procesos diagenéticos. En ninguno de los casos se observa impregnación de hidrocarburos y el fracturamiento es bastante escaso. El punto de esta formación es que si se evalúa de manera convencional se obtienen valores de porosidad por arriba del 10%, lo que deja a esta unidad con excelentes propiedades, cuando en realidad es lo contrario.

Figura 5. Ejemplo de un pozo que nos muestra lo antes descrito, el penúltimo track

nos indica antes de la corrección y el último track después de la corrección.

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Resultados La aplicación de esta metodología sirvió directamente para los pozos nuevos que atravesaron los yacimientos del Cretácico, durante el 2012 fueron concluidos ocho pozos con objetivo Cretácico y 12 reparaciones que incluyen ventanas y profundizaciones. Los principales factores a evaluar son la asertividad en las cimas y la calidad de roca del modelo respecto a los reales.

Los gastos de líquido de estos pozos oscilan entre los 2000 y los 5000 BPD con una moda de 2500 BPD. Debido a que se está evaluando la calidad de la roca y su capacidad de flujo se considera el gasto total de líquidos y no sólo el gasto de aceite, ya que los altos porcentajes de agua pueden reflejar fenómenos como conificaciones o cercanía a los contactos. De igual manera, cuando se tienen gastos muy bajos es importante analizar el comportamiento de la producción de gas para ver cómo influye en el pozo.

Figura 6. Distribución de propiedades petrofísicas y control de calidad del modelo vs pozos.

Cabe destacar el caso del pozo número tres perforado desde la plataforma Akal-Y, y que inició con una producción de 2000 BPD, 4.5% de agua y una RGA de 1424; su producción cayó de manera que fue necesario repararlo, ya que se determinó que había atravesado una zona de baja permeabilidad, fue necesario abrir una ventana para ubicarlo con el modelo del S4 en un área de mejores propiedades. Recientemente se comenzaron a implementar en el yacimiento las terminaciones con colas tipo Yates, este tipo de terminación requiere de una roca muy permeable que permita la inmediata restitución de aceite al pozo.


Si la formación no tuviera una buena transmisibilidad y el pozo se produce a altos gastos, se terminará el aceite en las fracturas y el lento aporte de la matriz no permitirá esta restitución y como consecuencias tendremos la formación de un cono de agua o de gas. Con este nuevo modelo se puede definir la mejor ubicación de los mejores tipos de roca, es decir, las zonas favorables de mayor capacidad de flujo y así tener mejores terminaciones con este tipo de metodología y planear aplicar métodos de doble desplazamiento, EOR, etc.

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Conclusiones

Nomenclatura

Se utilizó una sísmica reprocesada, y se realizó una interpretación de alta resolución calibrada con más de 600 pozos. Al mismo tiempo se generó un modelo de velocidades 3D, el cual se analizó por bloque y se calibró con pozos y guiada con geoestadística, (baja incertidumbre).

Ø

Porosidad.

K

Permeabilidad.

Sw

Saturación de agua.

ULKS

Unidad litoestratigráfica Cretácico Superior

ULKM

Unidad litoestratigráfica Cretácico Medio

ULKI

Unidad litoestratigráfica Cretácico Inferior

Estratigrafía a detalle, la cual se guió con propiedades petrofísicas, así mismo estas propiedades (Ø, K y SW) fueron particionadas para el primer y segundo medio, a su vez se utilizaron los análisis de presión capilar para calibrar la determinación de los tipos de roca. Construcción de la malla en RMS, herramienta de nueva generación con capacidad de reproducir fielmente fallas y estructuras complejas interpretadas sin simplificaciones. Se generó un modelo integral de fracturas 3D calibrado con datos dinámicos, este modelo caracteriza las heterogeneidades de la roca (fracturas), por medio de información sísmica, calibrada con datos estáticos y dinámicos e identificando fracturas a diferentes escalas. Esta herramienta ayuda a entender la comunicación hidráulica, el grado de conectividad del yacimiento. Con la integración de este estudio se podrá estimar de forma más realista la porosidad y por ende la volumetría de los fluidos contenidos. La utilidad del modelo básicamente está regida por cinco puntos principales: 1. Seguimiento operacional y reducción de riesgos operativos 2. Selección de zonas no drenadas 3.

Ubicación de pozos en áreas de mejores propiedades petrofísicas

4. Cálculos volumétricos por bloques y/o unidades 5. Generación de modelo de simulación.

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Agradecimientos A mis compañeros del área de Geociencias del Activo de Producción Cantarell, por su valiosa colaboración.

Referencias 1. Barr, D.C. y Altubay, M. 1993. Using Hydraulic Units to Quantify Depositional and Diagenetic Facies. Proc. ASCOPE Conference & Exhibition, Bankok, Tailandia, noviembre 2-6. 2. Elkewidy, T.I. y Tiab, D. 1998. Application of Conventional Well Logs to Characterize Naturally Fractured Reservoirs with their Hydraulic (Flow) Units: A Novel Approach. Artículo SPE 40038, presentado en SPE Gas Technology Symposium, Calgary, Alberta, Canadá, marzo 15-18. http://dx.doi.org/10.2118/40038-MS. 3. Martin, A.J., Solomon, S.T. y Hartmann, D.J. 1997. Characterization of Petrophysical Flow Units in Carbonate Reservoirs. AAPG Bulletin 81 (5): 734-759. 4. Porras, J.C. 1997. Determinación de Petrofacies a Partir del Radio de las Gargantas de Poros y del Volumen Poroso Ocupado por Agua: Su Relación con Litofacies, Campo Carito Norte, Área Norte de Monagas, Cuenca Oriental de Venezuela. VIII Congreso Geológico Venezolano, Porlamar, Isla de Margarita, noviembre 16-19, Vol. 2, 301-308.



Semblanza de los autores Ing. Carlos Ulises Pérez González

Es egresado del Instituto Tecnológico de Cd. Madero, Tamaulipas, de la carrera de Ingeniería Geofísica, cuenta con una especialidad de petrofísica impartida por next de Schlumberger. Ingresó a Pemex en el área de Caracterización y Delimitación de Campos en el Activo de exploración Noreste, donde participó en diferentes modelos estáticos de los campos de Cantarell y Ku-Maloob-Zaap, tanto en el área de sísmica como de petrofísica. Posteriormente se incorporó al Activo Cantarell, donde participó principalmente en la evaluación de proyectos y documentación de localizaciones exploratorias, así como la definición de intervalos a disparar en pozos de desarrollo. Actualmente es el responsable de la caracterización petrofísica de los modelos geológicos del Activo de Producción Cantarell. Ing. José Manuel Morales Ramírez

Es egresado de la Universidad Nacional Autónoma de México, por la carrera de Ingeniería Geológica y cursó una maestría en Evaluación y Administración de Yacimientos en el Centro de Formación Repsol. Ingresó a Pemex al área de operación geológica donde apoyó con el control y evaluación de registros geofísicos. Posteriormente se incorporó al Activo Cantarell donde documentó localizaciones exploratorias y participó en varios proyectos de geomecánica, evaluación de prospectos y modelado estático-dinámico de yacimientos. Actualmente brinda apoyo de manera independiente al Activo de Exploración, Región Sur, en la evaluación de pozos exploratorios.


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Artículo arbitrado

Ampliando los límites de diagnósticos de producción a través de registros PLT con fibra óptica: casos de México Ing. David Tornez Luvio Pemex Samaria Ismael Díaz Hernández Pemex Cantarell Ing. Neil Sookram Ing. Rodrigo Avilés Miranda Ing. Luis Eugenio Dávila De Gárate Ernesto Franco Delgado Ing. Iván Pérez Hernández Ing. Edher Ramírez Loaeza Mariervy Urbina Gerardino Abdenago Zambrano Pina Schlumberger Información del artículo: recibido: agosto de 2013, aceptado: julio de 2014

Resumen Registros de producción (PLT) desempeñan un papel importante en el monitoreo del yacimiento y en el diagnóstico de problemas durante la vida productiva de un campo de hidrocarburos. Sin embargo, debido a las condiciones en muchos pozos, adquirir estos registros resulta extremadamente difícil, a veces casi imposible. Este trabajo presenta los resultados de los registros de producción en tres operaciones no convencionales de México, mediante un sistema innovador de adquisición y transporte. Fueron registros que no habrían sido intentados sin esta tecnología. La técnica utiliza tubería flexible (TF) equipada con fibras ópticas para proporcionar mediciones en tiempo real de la sarta de herramientas de registros de producción. Las ventajas de esta opción de transporte incluyen un carrete más ligero y más portátil, en comparación con los carretes convencionales de tubería flexible equipado con cable eléctrico, la capacidad para bombear líquidos a tasas nominales a través de la misma tubería flexible y no requiere una unidad de registros eléctricos. Esta novedosa técnica puede utilizarse en aplicaciones tales como PLTs en pozos de alto ángulo u horizontal, especialmente cuando se requiere una TF más ligera para llegar al extremo del pozo, plataformas con espacio disponible limitado, para inducir y registrar pozos que no fluyen naturalmente, y en pozos que tienen que ser limpiados antes de registrarlos porque se puede utilizar el mismo carrete de TF para ambos propósitos. Cada uno de estos casos de México ilustra una aplicación muy diferente y única de la tecnología. El primer caso es de un pozo de costa fuera, que fue limpiado, inducido con nitrógeno a través de la TF y una vez fluyendo, se registró el PLT, todo con el mismo carrete de TF. El segundo caso es de un registro de producción para el diagnóstico de entrada de agua en un pozo con dos ramas, una horizontal y el otro vertical. El tercer pozo no fluía debido a la producción y acumulación de agua. Esta tecnología fue utilizada para limpiar, levantar y registrar el PLT en la sección productora, terminada en hueco abierto y altamente desviada. Los resultados de estos tres casos seleccionados demuestran claramente que el rango de aplicación de registros de producción y diagnóstico de pozos ha sido ampliado significativamente con la introducción de este nuevo sistema, especialmente en casos complicados o en pozos que deban ser levantados para fluir. Al mismo tiempo, la tecnología

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Ampliando los límites de diagnósticos de producción a través de registros PLT con fibra óptica: casos de México, p.p.385-399

permite una reducción en los equipos necesarios en la locación, mejorando la logística, ahorrando tiempo y reduciendo los costos para los operadores. Palabras clave: PLT, registro de producción, TF, tubería flexible, fibra óptica, ACTive.

Reducing the limitations in diagnosing producing wells with PLTs and optical fiber: Case studies from México Abstract Production logging forms an integral part of reservoir monitoring and problem diagnosis during the productive life of a hydrocarbon field. However, conditions in many wells make acquiring logs difficult, if not nearly impossible. An innovative conveyance and acquisition system applied in four non-conventional operations from Mexico has made it possible to acquire logs that would not have been attempted without this technology. The new technique uses coiled tubing equipped with optical fibers to acquire real-time measurements from the downhole logging string. The advantages of this conveyance option include a lighter, more portable coil, compared to traditional coil tubing with logging cable, the capacity to pump fluids through the coil, and no need for a logging unit. This novel technology can be used for production logging in horizontal or high angle wells, especially when a lighter coil is needed to get down, on offshore platforms when space is limited, to lift and log wells that do not flow naturally, and in wells that need cleaning out before logging because the same coil can be used for both purposes. Each of these cases from Mexico illustrates a unique application of the system. The first involves an offshore well, which was cleaned out, lifted with nitrogen and logged to obtain a production profile, with a single coil. The second is a production log for wate r entry diagnosis in a well with two branches , one horizontal and the other vertical. The thir d well, a highly deviated barefoot completion, does not flow because of water accumulation in the wellbore, but was cleaned out, lifted and logged with fiber-equipped coil. The fourth is a horizontal shale gas well for which the s ame coil was used to clean out and then run an advanced production logging string. These selected cases highlight the significant extension in the range of application of production logs and well diagnosis with the introduction of this new system, especially in complicated cases or in wells that need to be lifted to flow. The technology also reduces the amount of resources required on location, improving logistics, saving time, and ultimately lowering costs for operators. Keywords: PLT. Production Logging, CT, Coiled Tubing, Optical Fiber, Fiber Optic, ACTive.

Introducción Desde hace muchos años se han utilizado registros de producción en los campos petroleros con el objetivo de obtener información para mejorar los factores de recuperación de hidrocarburos. En pozos nuevos estos registros son usados para reducir los potenciales problemas de producción, y en pozo más viejos sirven para diagnosticar la declinación en producción, entradas de fluidos no deseados y para planear trabajos de remediación.


Los registros de producción son usados para determinar los patrones dinámicos de flujo de aceite, agua y gas en pozos productores e inyectores. Permiten responder a incógnitas sobre cómo y cuáles son las zonas que se encuentran produciendo; cuáles fluidos vienen de cada zona productora y cuánto producen. Las herramientas para estos registros forman la sarta comúnmente conocida como PLT (Production Logging Tool, por sus siglas en inglés) y normalmente son transportados al fondo del pozo con cable eléctrico para registros en tiempo real, o con línea de acero para registros en memoria.

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Ing. David Tornez Luvio, Ismael Díaz Hernández, Ing. Neil Sookram, Ing. Rodrigo Avilés Miranda, Ing. Luis Eugenio Dávila De Gárate, Ernesto Franco Delgado, Ing. Iván Pérez Hernández, Ing. Edher Ramírez Loaeza, Mariervy Urbina Gerardino, Abdenago Zambrano Pina

Figura 1.

Ejemplo del resultado de un registro de producción.

En la actualidad, el aumento en la perforación de pozos más desviados u horizontales, ha presentado retos mayores para el transporte de la sarta PLT dentro del pozo, cuando el efecto de la gravedad ya no es suficiente para su desplazamiento hacia abajo. En la actualidad se ha visto el uso de sistemas de tubería flexible (TF) y de tractores para solucionar este problema de transporte de las herramientas en los pozos de alta desviación o de compleja trayectoria. Sin embargo, cada

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técnica de transporte mencionada presenta sus propias ventajas y desventajas. Con la TF convencional se limita a realizar registros PLT en modo memoria, mientras que con la TF equipada con cable eléctrico o con un tractor se puede realizar registros PLT en tiempo real.



Figura 2.

Sarta de PLT bajado con tractor.

Tubería flexible con fibra óptica Hace un par de años, en el 2010, se introdujo en el mercado petrolero un nuevo sistema de tubería flexible equipada con fibra óptica. Este sistema cuenta con un pequeño tubo capilar de solo 1.8 mm de diámetro dentro de la tubería flexible, el cual contiene cuatro fibras ópticas. La fibra óptica provee una capacidad de alta transmisión sobre distancias largas y tiene menor perdida de datos y menos efectos de interferencia electromagnética comparada con sistemas de cable, haciéndolo un sistema perfecto para el ambiente petrolero.

Similar a los sistemas de comunicación en superficie, la fibra óptica dentro de la TF puede ser usada para transmitir y recibir información, pero ahora desde superficie a las herramientas electrónicas compatibles y conectadas en el extremo de la tubería flexible. La fibra óptica es muy ligera y el aumento de peso del carrete de TF es despreciable. También, debido a su diámetro reducido, el tubo capilar no se considera invasivo dentro de la tubería flexible.

Figura 3. Comparación de tubería flexible con cable eléctrico y con fibra óptica.


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Aplicaciones del sistema de tubería flexible con fibra óptica

Registros de producción usando la tubería flexible con fibra óptica

Como la fibra óptica no se considera invasiva, permite tener un sistema muy versátil al poder utilizar la misma tubería flexible para adquisición de datos de fondo y para operaciones convencionales de bombeo de fluidos. Esta versatilidad no es posible con tubería flexible con cable eléctrico, ya que el cable es más delicado y ocupa un área importante dentro de la TF, así como también adiciona peso significante al sistema.

Los trabajos de PLT en pozos de alta desviación normalmente son realizados en modo memoria con TF convencional, así como TF con cable eléctrico más una unidad de registros para mediciones en tiempo real o en ciertas ocasiones con un tractor.

Una de las características de la TF con fibra óptica es la capacidad de usarla con herramientas electrónicas conectadas en su extremo dentro del pozo. Entre las herramientas compatibles están los de registros de producción y esto proporciona otro método de bajar el PLT en tiempo real para registrar pozos de alta desviación. En este caso la fibra óptica permite la transmisión de comandos a las herramientas y al mismo tiempo la transmisión de los datos adquiridos a superficie. Aún no se ha desarrollado una forma de suministrar energía a las herramientas a través de la fibra y actualmente se alimentan con baterías conectadas directamente a las herramientas dando una autonomía de entre 30 a 50 horas de registro dependiendo de los sensores usados. La fibra óptica por si misma también puede proporcionar información de la temperatura distribuida (DTS por sus siglas en ingles) sobre todo el largo del pozo, en tiempo real. Esta característica del sistema proporciona datos para el diagnóstico de las zonas de admisión en el pozo, información útil para operaciones como estimulaciones u otros tratamientos. Como las mediciones se realizan en tiempo real con la fibra óptica, se puede diagnosticar, controlar y optimizar los tratamientos durante su misma ejecución.

Al ser un registro dinámico que depende de las condiciones de flujo del pozo, los registros PLT en modo memoria frecuentemente resultan inconclusos debido a la incapacidad para detectar y adquirir suficientes datos en zonas críticas durante el registro. En tiempo real, el registro PLT con TF con cable eléctrico requiere el uso de más personal y equipos en la locación, más coordinación y logística, así como posiblemente mayor riesgo. El PLT con tractor, generalmente involucra un aumento mínimo en los equipos y personal en locación, lo cual es una ventaja importante. Sin embargo, muchos tractores en el mercado tienen desventajas de alcance limitado, velocidades de registro limitadas, diámetros externos demasiado grandes para pasar por restricciones en los aparejos de producción o la limitante de no poder registrar bajando. La incapacidad de registrar bajando es un problema importante en los registros de PLT. La TF con fibra óptica presenta oportunidades para eliminar estas desventajas de las técnicas convencionales de transporte de las herramientas de PLT y esta alternativa ya ha sido usada en varias ocasiones en los pozos de las diferentes regiones de México. A continuación se presentan tres casos locales de estos registros de producción usando la TF con fibra óptica, cada uno resaltando una aplicación importante e innovadora de la técnica.

Esta combinación de aplicaciones de la TF con fibra óptica permite la optimización de trabajos en el pozo con un solo viaje a la locación y menor equipo en superficie.

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Figura 4.

Configuración de equipos para PLT usando TF con fibra óptica.

Caso 1: Limpieza, inducción de pozo y registro PLT con el equipo de tubería flexible con fibra óptica Este primer caso corresponde a un trabajo de registro PLT ejecutado en un pozo de costa fuera de la Región Marina de México, Figura 5.


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Figura 5.

Estado mecánico del pozo del caso 1.

El pozo en cuestión cuenta con desviación máxima de 42°, e inicialmente se intentó hacer un registro PLT para diagnosticar la producción de agua de forma normal con cable eléctrico. En esta bajada, los calipers de la sarta PLT detectaron restricciones en el diámetro interno del revestimiento y un problema de depositación de sólidos sobre la pared de la tubería de revestimiento en la zona de registro. Como estos depósitos reducían el diámetro interior del pozo e impedían el paso libre de la herramienta PLT sobre el intervalo, se decidió suspender el registro para proceder a limpiar el pozo con tubería flexible.

TF con fibra óptica para ayudar a reducir el movimiento de equipos, ahorrando así tiempo y costos del trabajo. La limpieza se efectuó usando un equipo de ‘jetting’ en la punta de la TF con fibra óptica durante la primera corrida. Posteriormente se conectó la sarta de PLT a la misma TF con fibra óptica para realizar el registro de producción en la segunda corrida. La pasada inicial del PLT con el pozo cerrado confirmó el éxito de la limpieza, como se demuestra en la Figura 6, con la comparación de las pasadas de caliper del PLT antes y después de la limpieza.

Considerando la necesidad de limpiar el pozo y luego hacer un registro PLT, se decidió realizar toda la operación con la

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Figura 6.

Comparación de calibre antes y después de la limpieza del pozo en el caso 1.

Al tener la sarta de PLT abajo en la zona de registro, se intentó abrir y fluir el pozo sin éxito y fue necesario iniciar bombeo neumático (BN) a través de los mandriles instalados en el aparejo de producción. Este proceso de inducción no fue totalmente exitoso debido al posicionamiento no óptimo de los mandriles de BN. Nuevamente la misma TF con fibra

Figura 7.


óptica, aun con la sarta de PLT conectada y registrando, fue usada para inyectar nitrógeno a una profundidad más efectiva y dejar el pozo produciendo. Finalmente se realizaron las pasadas del registro PLT, logrando obtener el análisis del perfil de flujo del pozo, mostrado en la Figura 7.

Perfil de Flujo obtenido con el PLT del caso 1.

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Este trabajo pudo haber sido realizado de forma normal usando una unidad de TF convencional para la limpieza e inducción del pozo, luego bajar este equipo de la plataforma y subir la unidad de registros con cable para la toma del registro PLT. Aparte del tiempo muerto para desmontar, mover e instalar equipos; otra gran desventaja con la técnica convencional es que en caso de requerir volver a limpiar el pozo hubiera sido necesario volver a quitar la unidad de registros y montar nuevamente el equipo de TF convencional. Sin embargo, usando sólo el equipo de tubería flexible con fibra óptica se logró hacer la operación de forma más eficiente y más segura.

Caso 2: Registro PLT para diagnóstico de agua en pozo multilateral con el equipo de tubería flexible con fibra óptica El segundo caso corresponde a un trabajo de la Región Sur de México de un registro PLT ejecutado en un pozo multilateral. Un brazo del pozo es vertical (agujero piloto), el otro brazo es horizontal con una terminación de cedazos expandibles, y ambos brazos están abiertos a producción pero producen de diferentes arenas como se demuestra en la Figura 8.

Figura 8. Estado mecánico del pozo del caso 2.

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El pozo, un excelente productor de aceite, estuvo en producción durante tres años sin problemas de corte de agua, pero durante el cuarto año el aporte de agua empezó y mostró una tendencia a la alza de manera continua. El aumento de agua resultó en una reducción en la producción de aceite inicialmente. Posteriormente, debido al fuerte empuje del acuífero asociado al campo, fue necesario reducir el estrangulador del pozo para controlar el agua, disminuyendo aún más la producción de aceite. Se realizó un PLT convencional con cable eléctrico sobre la camisa a través del cual entraba la producción del brazo vertical para determinar el aporte y los fluidos producidos de cada ramo del pozo. Este registro mostró un aporte despreciable del brazo vertical y confirmó que casi toda la producción venía del brazo horizontal. Varios meses después, con el aumento continuo del corte de agua hasta 40%, se consideró ir directamente a una remediación y bombear un tratamiento de control de agua en la sección horizontal del pozo. En teoría este tratamiento podía ayudar en impedir o al menos reducir la producción de agua, al disminuir la permeabilidad en las zonas donde se presentaban aportes de este fluido no deseado. Sin embargo, por la complejidad del pozo se decidió primero realizar un registro diagnóstico en la sección horizontal, un PLT, para determinar las zonas de aporte de agua y con base en estos resultados optimizar el tratamiento de control de agua. Debido a la desviación del pozo y el hecho de que nunca se había entrado en la sección horizontal desde su terminación, se decidió realizar el registro PLT con tubería flexible con fibra óptica. La ventaja de poder limpiar el pozo en caso necesario con la misma sarta de TF con fibra óptica fue decisiva en la elección de esta técnica de transporte de las herramientas de PLT.


Inicialmente se realizó una bajada de calibración con la sarta de TF con fibra óptica, en el cual se logró llegar hasta el fondo del pozo sin problemas. Como no fue necesario limpiar el pozo, se bajó la TF nuevamente con la sarta de PLT conectada. La sarta de PLT usada en esta operación fue diseñada especialmente para pozos de alto ángulo e incorporaba probetas ópticas, probetas resistivas, así como múltiples molinetes para mejorar el diagnóstico del flujo trifásico que se encontraba en la sección horizontal del pozo. Se realizaron exitosamente las pasadas de PLT en la sección horizontal con el pozo fluyendo, obteniendo el análisis del perfil de flujo mostrado en la Figura 9. Los calipers de la sarta de PLT también mostraron algunas zonas en la sección horizontal con reducción de diámetro interno, indicando áreas de daño en el cedazo. También se registraron pasadas con el pozo cerrado sobre la camisa a través del cual entraba la producción del brazo vertical, las cuales confirmaron la ausencia de flujo cruzado entre las arenas con el pozo cerrado. El perfil de flujo en la sección horizontal mostró varias zonas de producción y una sección importante sin aporte. La respuesta importante del perfil de flujo en este pozo, fue que las zonas de aporte de hidrocarburos también producían agua, un especie de ‘agua buena’ del acuífero que ayuda en la producción de aceite del pozo. También fue claro que cualquier tratamiento para arrestar la producción de agua pudiera ser muy riesgoso, ya que éstos funcionan al dañar la permeabilidad en zonas de aporte de agua. Si la producción de aceite viene de las mismas zonas de producción de agua, el tratamiento de control de agua también podría resultar en una reducción en el aporte de hidrocarburos.

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Figura 9.

Perfil de flujo obtenido con el PLT del caso 2.

Aunque se podía haber hecho esta operación con TF con cable eléctrico, el uso de la TF con fibra óptica proporcionó las ventajas de tener menos equipos en la locación limitada de espacio y de poder usar la misma TF en caso de necesitar limpiar el pozo. También es posible que el menor peso de la TF con fibra óptica, comparado con el peso de la TF con cable, tuviera una parte importante en el exitoso desplazamiento de la tubería flexible hasta el fondo del pozo.

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Caso 3: Registro PLT de diagnóstico de agua en pozo no productor con el equipo de tubería flexible con fibra óptica El tercer y último caso corresponde a un trabajo de la Región Norte de México de un pozo terminado en agujero descubierto como se muestra en la Figura 10. El pozo contaba con una desviación máxima de 47° y no presentaba ningún problema para bajar herramientas de registro usando una unidad de cable eléctrico.



Figura 10. Estado mecánico del pozo del caso 3.

Este pozo producía muy poco gas debido a una pequeña producción de agua, la cual mataba el pozo después de algunas horas de su apertura. Era necesario realizar un registro PLT para diagnosticar la procedencia del agua en el agujero descubierto, pero esta tarea parecía casi imposible en vista del comportamiento del pozo. Al inducir el pozo bombeando nitrógeno con TF, se lograba activarlo, pero al sacar la TF y desmontar los equipos, el pozo ya se encontraba igualado y dejaba de producir. No había suficiente tiempo para montar un equipo de registros y bajar una sarta de PLT con cable para diagnosticar el aporte de agua.

Se realizó una limpieza del agujero abierto usando un equipo de ‘jetting’ en la punta de la TF con fibra óptica en una primera corrida. Para la segunda bajada se conectó la sarta de PLT, con probetas ópticas y resistivas, a la tubería flexible y se bajó al pozo registrando sus condiciones estáticas. Después se estacionó el PLT en la sección de revestimiento encima del agujero abierto y se empezó la inducción del pozo con nitrógeno inyectado a través de la TF con fibra óptica. Se mantuvo la inducción siempre en la sección entubado para evitar afectar las condiciones en el agujero abierto.

La opción de realizar el PLT con tubería flexible con fibra óptica fue propuesta, ya que se puede bombear a través de este sistema, y fue aceptada para este caso.


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Se logró inducir el pozo y dejarlo fluyendo por unas pocas horas, suficiente tiempo para adquirir todas las pasadas del registro de PLT. Debido a la muy pequeña producción del pozo, el análisis de flujo realizado fue sólo cualitativo como se muestra en Figura 11. Sin embargo, se logró encontrar algunas zonas de aporte de gas y de agua en el agujero descubierto. Al encontrarse un aporte de agua importante por debajo de las zonas de aporte de gas, este resultado permitió contemplar una intervención del pozo para obturar esta producción de agua. Los calipers en la punta de la sarta de PLT también fueron muy útiles para revisar los diámetros del hoyo en tiempo

Figura 11.

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real durante la primera pasada de PLT bajando con el pozo cerrado, reduciendo así el riesgo de la operación dentro de la sección de agujero abierto. Un pozo igualado o sin flujo normalmente nunca será considerado como candidato para un PLT. Nuevamente, este caso demuestra el beneficio de la tubería flexible con fibra óptica, al permitir inducir con nitrógeno y registrar el pozo, todo en una sola corrida al pozo. De esta manera se puede generar una nueva estrategia para mitigar las zonas productoras de agua y reactivar pozos con posibilidades de producción de hidrocarburos.

Análisis de flujo obtenido con el PLT del caso 3.



Conclusiones El sistema de tubería flexible con fibra óptica presenta una novedosa forma de transportar herramientas de registros en tiempo real en pozos de alta desviación o con trayectorias complicadas. Este sistema de TF con fibra óptica proporciona beneficios adicionales tales como: •

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Mejorar la logística al poder usar la misma TF para registros y para el bombeo de tasas nominales durante limpiezas, inducciones o tratamientos Requerir menos equipos y personal en la locación al eliminar la unidad de registros Permitir registrar la temperatura en todo el pozo simultáneamente, con el sistema DTS de la fibra óptica Mejorar el alcance en algunos pozos al ser más ligero que el sistema convencional de TF con cable eléctrico Optimizar tratamientos en tiempo real para mejorar la productividad Permitir registros bajando, opción no posible con algunos sistemas de tractor

El sistema ha sido usado en casos relativamente sencillos y también más complicados con resultados excelentes, en las diferentes regiones de México. Se presentaron tres de los casos con las aplicaciones de este servicio más distintos e interesantes de México en este trabajo técnico. En el primer caso presentado, la aplicación de esta nueva técnica permitió desarrollar una alternativa efectiva, al considerar el cumplimiento de los objetivos de la operación en menor tiempo de ejecución, facilitando la logística de la actividad y traduciendo el esfuerzo en un ahorro de recursos bastante significativo para el cliente. Se logró efectuar la limpieza del pozo, inducirlo con nitrógeno y tomar el registro de producción prescindiendo de la unidad de registros y sin la necesidad de desmantelar el equipo de tubería flexible. En el segundo caso, se logró obtener un perfil de flujo representativo hasta el final del pozo en condiciones difíciles de flujo trifásico en un pozo horizontal con terminación de cedazos. También se logró reducir los


riesgos asociados con este tipo de operación en vista de las reducciones de diámetro presentes en el cedazo. El perfil de flujo proporcionó información crucial para tomar la decisión de posponer el tratamiento de control de agua en la sección horizontal, así ahorrando este costo directo y también eliminando el riesgo de dañar la producción de aceite del pozo. En el tercer caso mostrado, se logró realizar un registro de producción en un pozo que no producía, una imposibilidad con las técnicas convencionales. La tubería flexible con fibra óptica proporcionó la única forma de inducir y registrar el pozo en las pocas horas que quedaba fluyendo antes de igualarse nuevamente. La información adquirida con el PLT en el agujero abierto del pozo permitió diagnosticar el aporte de agua que contribuye a restringir el flujo de gas de la formación y a matar el pozo.

Referencias 1. Al-Dhufairi M., Al-Omairen K., Al-Ghamdi S, et al. 2010. Stimulation with Innovative Fluid-Placement Methodology and World First Production Logging with Fiber Optic Enabled Coiled Tubing (CT). Artículo SPE 135200, presentado en SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Florencia, Italia, septiembre 19-22. http://dx.doi.org/10.2118/135200-MS. 2. Avilés R., Flores J.G., Martin F., et al. 2011. Redefinition of Well Interventions in NaturallyFractured Carbonate Reservoirs through Real-Time Coiled Tubing-Deployed, Fiber Optic Monitoring. Artículo SPE 143361, presentado en SPE/ICoTA Coiled Tubing & Well Intervention Conference and Exhibition, The Woodlands, Texas, EUA, abril 5-6. http://dx.doi.org/10.2118/143361-MS. 3. Integrated Coiled Tubing Production Service Released: ACTive PS Service Increases Efficiency and Enhanced Production. 2010. E&P Daily News (Wednesday Sept. 22). http://www.slb. com/~/media/Files/coiled_tubing/industry_ articles/201010_ep_integrated_coiled_tubing_ production.pdf (descargado el 20 de enero de 2013). 4. Schlumberger. 2008. ACTive Family Brochure. 5. Schlumberger. 2010. ACTive PS Brochure.

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Semblanza de los autores Ing. David Tornez Luvio

Actualmente es el Líder de la Coordinación de Operaciones en el Activo de Producción Samaria-Luna ubicado en el sur de México. Obtuvo su grado como Ingeniero Petrolero en 1985 en el Instituto Politécnico Nacional (IPN), en la Ciudad de México. Ha estado con Pemex por más de 28 años, trabajando en la región del sur de México, sirviendo en posiciones técnicas y operativas, involucrado en el análisis y desarrollo de pozos y campos de la región. Ing. Neil Sookram

Es el Domain Champion de Wireline para Producción y Well Integrity en México y Centro América. En 1996 obtuvo el grado de Maestría en el manejo integral de yacimiento en el Institut Français du Pétrole en Paris Francia. Previamente había obtenido su grado de licenciatura como Ingeniero Eléctrico en 1987 en la Univeristy of the West Indies en Trinidad y Tobago. Ha estado con Schlumberger por más de 26 años, sirviendo en varias posiciones técnicas y operacionales en países del Norte y Sur de América. Actualmente es miembro activo de la SPE. Ing. Rodrigo Avilés Miranda

Actualmente se desempeña como Ingeniero de Ventas trabajando fuera de Houston para el área en tierra de Estados Unidos. Rodrigo Avilés obtuvo su grado como Ingeniero Civil de la Universidad de las Américas en Puebla México en 2000. Ha estado con Schlumberger desde el 2000 y ha trabajado en varias locaciones en México y Estados Unidos. Ha presentado artículos relacionados con servicios de tubería flexible en varias conferencias internacionales así como en varias publicaciones y revistas técnicas de Pemex. Ing. Luis Eugenio Dávila De Gárate

Es instructor de servicios ACTive en el centro de entrenamiento de Schlumberger en Kellyville, Oklahoma. Se unió al grupo de servicios de tubería flexible en 2006, especializándose en la tecnología de registros de temperatura distribuida con fibra óptica (DTS) y ha trabajado para la compañía Schlumberger en México y Estados Unidos. En 2005 obtuvo su grado de licenciatura como Ingeniero Físico Industrial en el Instituto Tecnológico y de Estudios Superiores de Monterrey (ITESM) en Monterrey, México. Ing. Iván Pérez Hernández

Es el Líder de Producción y Well Integrity en Data Services para México y Centro América. En 2008 obtuvo su grado de licenciatura como Ingeniero Petrolero en la Universidad Nacional Autónoma de México, en la Ciudad de México. Ha estado en Schlumberger por más de cinco años teniendo posiciones técnicas dentro del centro de procesamiento en la región sur de México. Ha participado en congresos nacionales con Pemex. Ing. Edher Ramírez Loaeza

Es el Líder de Yacimientos para México y Centro América. Es un especialista dentro de la compañía para la interpretación de Probadores de Formación y Registros de Producción, cubriendo aplicaciones de Wireline para ingeniería de yacimientos y producción para campos de aceite y gas. En 2006 obtuvo su grado como Ingeniero Petrolero en el Instituto Politécnico Nacional en la Ciudad de México. Ha participado en congresos nacionales e internacionales.

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Artículo arbitrado

Problemáticas y soluciones para la separación y bombeo de crudo pesado 13°API en el Activo de producción Ku-Maloob-Zaap M. en I. Fredy López Samado Ing. Nelly Villegas García Pemex Información del artículo: Recibido: agosto de 2013-aceptado: julio de 2014

Resumen El análisis y las experiencias del manejo de crudo pesado de 13°API debe considerarse para el diseño de instalaciones nuevas y para las plataformas que se van a adecuar a alguna condición operativa. Es importante reflexionar que los cálculos hidráulicos que se realizan en el diseño son condiciones óptimas para el flujo y separación, pero en la realidad se observan detalles como condiciones operativas, trayectorias y dimensiones de líneas, por lo que deberá tomar en cuenta las experiencias para considerar la factibilidad del diseño propuesto. La plataforma PB-Zaap-C diseñada para el manejo de crudo pesado 13°API presentó el problema de cavitación en el equipo de bombeo de crudo, se realizaron varios movimientos operativos en el sistema de separación, en los filtros generales de aceite crudo y en la línea de succión a bombas con la finalidad de corregir el abastecimiento insuficiente de líquidos en la succión de bombas, para recuperar la columna hidráulica de succión de bombas y para mejorar la eficiencia hidráulica operativa del equipo de bombeo. Se encontraron soluciones parciales y temporales para la presencia de gas en el flujo hacia las bombas, el problema se corrigió hasta que se cambió la trayectoria del cabezal de succión de bombas, se eliminó la vibración y se modificaron los filtros de succión. El Centro de Proceso Ku-A contaba hasta el año 2008 con dos baterías de producción, que son E-Ku-A1 y Ku-A perforación, con bombas centrífugas para el manejo de crudo de 21°API, en el 2008 y 2009 en la plataforma E-Ku-A1 se cambiaron las bombas centrífugas por bombas tipo tornillo para prepararse al cambio de crudo de 21°API a 13°API, al ponerse en operación las bombas se observó que al manejar crudo menor a 15°API se presentaron problemas de alta vibración en las turbobombas, baja presión de succión y pérdida de hermeticidad de los sellos mecánicos. Se realizó el cambio de separador de segunda etapa en E-Ku-A1, se modificó el diámetro de la línea de salida del separador y se instalaron sellos mecánicos dobles. Con lo anterior la batería maneja actualmente sin problemas el crudo de 13°API y se redujo el problema de hermeticidad en los sellos mecánicos de las bombas. Palabras clave: Separación y bombeo de crudo pesado, Activo de Producción Ku-Maloob-Zaap.

Problems and solutions for separation and pumping heavy oil 13 ° API in Active Production Ku-Maloob-Zaap Abstract The analysis and management experiences heavy oil of 13 ° API should be considered for the design of new facilities and platforms that will adapt to any operating conditi on. It is important to reflect that the hydraulic calculations are perfor med in the design are the optimal conditions for the flow and separation, but in reality are observed details such as operating conditions, paths and dimensions of lines, s o you must take into account the experiences consider the feasibility of the proposed design.


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M. en I. Fredy López Samado, Ing. Nelly Villegas García

The PB-Zaap-C platform designed for handling heavy oil 13 ° API introduced the problem of cavitation in the pumping of crude oil, operating several movements were made on the separation system, in general crude oil filters and suction line to pump in order to correct the insufficient supply of liquid in the suction pump to recover the standpipe suction pumps and hydraulics to improve operational efficiency of the pumping equipment. Partial and temporary s olutions are found to address the presence of gas flow to the pumps, the problem was corrected trajectory until the pump suction head was changed, the vibration was removed and suction filters were modified. The Centre for Process Ku-A until 2008 had two batteries of production, which are E-Ku-Ku-A A1 and Drilling, with centrifugal pumps for handling 21 ° API oil in 2008 and 2009 the Ku-A1-E platform pump screw centrifugal type pumps were changed to prepare to change oil 21 ° API to 13 ° API, to put into operation the pumps was observed when handling less than 15 ° API crude presented high vibration problems turbopumps, low suction pressure and leak of mechanical seals. Changing the second stage separator was performed in E-Ku-A1, the diameter of the separator outlet line was modified and double mechanical seals were installed. With this, the bank currently operates smoothly crude of 13 ° API and the problem was reduced seal mechanical pump seals. Keywords: Separation and pumping heavy oil, Active Production Ku-Maloob-Zaap.

Introducción Con el propósito de mantener la producción de crudo pesado en la Región Marina Noreste, en el año 2003 el Activo de Producción Ku-Maloob-Zaap elaboró un Plan Maestro de Desarrollo que consideraba el mantenimiento de presión a los yacimientos y el desarrollo de los campos Ku, Maloob y Zaap, construyendo la infraestructura necesaria para el manejo de aceite y gas, maximizando su valor económico

Figura 1. Ubicación

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dentro de las normas mundiales de seguridad y respeto al medio ambiente. Dentro de las metas se tenía incrementar la producción de hidrocarburos de los campos Ku, Maloob y Zaap y la capacidad de manejo de hasta 811 MBPD y 638 MMPCD de gas. El Activo de Producción Ku-Maloob-Zaap (APKMZ) se encuentra ubicado en el Golfo de México a 105 km de Ciudad del Carmen, Campeche, Figura 1.

del Activo de Producción Ku-Maloob-Zaap.


Problemáticas y soluciones para la separación y bombeo de crudo pesado 13°API en el Activo de producción Ku-Maloob-Zaap, p.p.400-412

El Activo de Producción Ku-Maloob-Zaap realiza la explotación de los campos petroleros Ku, Maloob y Zaap, para lo cual cuenta con una infraestructura de 5 Centros de Proceso que son: Ku-A, Ku-M, Ku-H, Ku-S, Zaap-C y un Centro Operativo FPSO donde se realiza la separación del aceite y gas, bombeo del aceite crudo y compresión del gas separado. En el desarrollo del Plan Maestro de Desarrollo del Proyecto Integral Ku Maloob Zaap se contempló la declinación de la producción de aceite tipo Maya de 21°API y aumentar la explotación de los campos Maloob y Zaap con aceite de 13°API denominado crudo extra pesado, debido a que no fluye con facilidad por su viscosidad en comparación con el crudo ligero.

Para lo cual se diseñó la plataforma de producción PBZaap-C con equipo de bombeo para el manejo de aceite de 13°API, así mismo se programó la adecuación de la plataforma E-Ku-A1 con el mismo propósito de manejar aceite de 13°API proveniente de los campos Maloob y Zaap. Se construyó la plataforma de producción PB-Zaap-C con seis turbobombas de tornillo para el bombeo de crudo pesado 13°API, se adicionó una séptima turbobomba en el 2011, Figura 2, del listado de equipo de la plataforma PB-Zaap-C.

Bombeo

7 Turbo-bombas de crudo con capacidad de 50 MBPD c/u.

Compresión

4 Turbocompresores con cap. 72 MMPCD c/u. 1 Separador Slug Cátcher con cap. 2 70 MMPCD. 2 Unidades recuperadoras de vapor con cap. 5.2 MMPCD c/u.

Separación

1 Separador de primera etapa con capacidad de 150 MBPD. 1 Separador de segunda etapa con cap. 270 MBPD. 3 Turbogeneradores con capacidad de 3,200 Kw.

Generación

1 MTG de emergencia con cap. 1000 Kw Grúas

1 Grúa con capacidad de 45 Ton.

Sistemas automatizados

Sistema digital de monitoreo y control, sistema de paro por emergencia, sistema de gas y fuego.

Puesta en servicio

Junio de 2007.

Figura 2.


Listado de equipo de la plataforma PB-Zaap-C.

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E-Ku-A1 por su parte cambió seis bombas centrífugas de 60 mbpd cada una, por cuatro bombas de tornillo

de 50 mbpd cada una, Figura 3 del listado de equipo de E-Ku-A1.

Bombeo

4 Turbo-bombas (tipo tornillo) con capacidad de 50 MBPD c/u.

Compresión

5 Turbocompresores con cap. 60 MMPCD c/u. 2 Turbo compresores con cap. 7.5 MMPCD c/u.

Separación

1 Separador de primera etapa de 250 MBPD. 1 Separador de 2da. etapa 250 MBPD. 1 Rectificador de 1ra. etapa de 150 MMPCD. 1 Rectificador de 2da. etapa de 15 MMPCD 1 Separador de segunda etapa cap. 270 MBPD.

Generación

1 Turbo generador con capacidad de 1050 Kw.

Grúas

1 Grúa con capacidad de 40 Ton.

Sistemas automatizados

Sistema digital de monitoreo y control, sistema de paro por emergencia, sistema de gas y fuego.

Puesta en servicio

Agosto de 1984.

Figura 3. Listado de equipo de

Este trabajo describe las experiencias del manejo de crudo pesado 13°API, Figura 4, de los campos Maloob y Zaap en las baterías de separación Zaap-C y Ku-A del APKMZ; se presentan algunas problemáticas del proceso de separación y bombeo de este tipo de crudo pesado, el análisis de los problemas, la revisión de condiciones de diseño y

la plataforma E-Ku-A1.

construcción de los equipos, líneas y estructura de la batería de separación, y finalmente se enlistan las acciones, soluciones e innovaciones que se implementaron para el logro del manejo de la producción de aceite pesado en las baterías de separación.

Figura 4. Viscosidad del crudo de 13°API.

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Desarrollo del tema La plataforma de producción PB-Zaap-C inició sus operaciones el 23 de julio del 2007, alcanzó una producción de 180 MBPD en mayo del 2008, pero desde su puesta en operación las bombas empezaron a tener problemas de vibración y cavitación, manifestándose en los equipos de bombeo por activarse su paro de operación automático debido a la baja presión de succión normal de 2.5 kg/cm2 hasta 1.2 kg/cm2 y alta vibración superior a los 11 mm/s. Este parámetro de vibración se presentaba conforme la producción iba aumentando, al momento de enviarse la máxima capacidad de manejo de volumen de aceite hacia las bombas, éstas presentaron una excesiva vibración, ocasionando dejar de manejar el volumen entre 30 y 40 MBPD por cada bomba fuera de operación. Para poder tener los valores de vibración de las bombas dentro del parámetro permitido, fue necesario mantenerlas a bajas velocidades que en una operación normal, dicha reducción ocasionó disminución del volumen de aceite a lo cual estaban diseñadas. De julio a septiembre del 2007 se tuvieron 55 disparos, interrumpiéndose la operación continua de los equipos y ocasionando producción diferida por el cierre de pozos. Por

Figura 5. Listado de equipo de

En Ku-A la situación no fue distinta, en 2008 y 2009 se realizaron los trabajos de desmantelamiento de las turbobombas centrífugas para instalar cuatro turbobombas de tornillo igualmente accionadas con turbinas de potencia de gas. Debido al cambio en la densidad, temperatura y viscosidad del aceite crudo manejado en el Centro de proceso KU-A, el contexto operacional con respecto al diseño original se había modificado, principalmente en el


lo anterior se realizó un análisis, determinándose corregir las siguientes desviaciones que no fueron consideradas en el diseño de la instalación para el manejo del crudo pesado. 1. Eliminar el gas que se formaba en la línea de succión de bombas. 2. Aumentar el área de flujo de la línea de succión de bombas. 3. Eliminar la vibración de la bombas 4. Cavitación 5. Baja presión de succión 6. Mallas de filtros con mallas no adecuadas (Mesh 10-20) 7. Fugas en el cabezal de succión a bombas 8. Geometría no de acuerdo a la ingeniería del arreglo de la línea de succión de bombas Debido a los problemas de flujo en la succión de las bombas, las cavidades de los husillos de las bombas quedaban vacías ocasionando cavitación en las bombas. Esto originó que se dañaran tres turbobombas que presentaron fractura del husillo, Figura 5.

la plataforma PB-Zaap-C. sistema de separación y bombeo al cambiar las condiciones del aceite crudo manejado. Los problemas de succión en las turbobombas de tornillo se incrementó en el mes de agosto y septiembre del 2012, sin poder estabilizar y mantener una continuidad operativa en el bombeo del crudo pesado, y la situación se tornaba mas crítica porque el crudo era de 17 °API, mayor a la capacidad

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de diseño de la bomba de 13 °API, lo cual indicaba que el problema no era la bomba. Por lo anterior se realizó un análisis de las condiciones operativas y de los problemas en ambas plataformas, en base a las observaciones, hechos, hipótesis, experimentos, teorías, conjeturas realizadas, y con ello se ejecutaron las siguientes acciones:

conocida como omega, lo cual no permitía que el gas asociado continuara en el gas disuelto en el aceite, este gas se desprendía y se quedaba acumulado en esa área y posteriormente era arrastrado por la corriente, formando bolsas de gas en el aceite, provocando la baja presión de succión en las bombas, antes de entrar al cabezal de succión de las bombas, por lo que se hizo una solución temporal que permitió reducir la presión diferencial que se presentaba en los filtros de succión, Figura 6.

En PB-Zaap-C se observó que la línea que va de los filtros hacia las bombas estaba como una U invertida

Figura 6. Esquema de línea de desfogue de filtros y omega en PB-Zaap-C.

Se cambiaron los cedazos de los filtros de bombas. Lo cual aumentaron el área de flujo del crudo pesado. Se sustituyeron las canastas de los filtros por unos más grandes pasando de 10 a 15” de diámetro, Figura 7.

Figura 7. Canastas de filtros.

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Estas dos acciones disminuyeron temporalmente el problema, Figuras 8 y 9, sin embargo, el problema de la vibración continuaba.

Figura 8. Presión

Figura 9.


de succión de bombas antes del desfogue instalado.

Presión de succión de bombas después del desfogue instalado.

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A finales de febrero del 2009 se concluyó 100% la adecuación de la soportería en tuberías de succión y descarga de turbobombas y en la base de las bombas, Figuras 10 y 11.

Figura 10. Fotos de soportería instalada en tuberías en PB-Zaap-C.

Figura 11. Esquema de reforzamiento de soportería instalada en PB-Zaap-C.

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En resumen, se presentan en la Figura 12, los problemas y acciones correctivas realizadas con resultados parciales.

Figura 12. Esquema de problemáticas y

Finalmente se realizó un cabezal externo de succión de bombas que eliminó la U invertida de la línea de succión y se colocó por la parte inferior del cabezal de succión la líneas de succión de cada bomba, así también se modificaron los filtros de succión de bombas. En el Centro de proceso Ku-A se tuvo que resolver la problemática del manejo de aceite de 16°API, viscosidad aproximada de 200 cSt, resultado de la mezcla de aceite de 21°API y 13°API. En la batería E-Ku-A1 se tenía una separación deficiente, tuberías y cabezal de succión de diámetros inadecuados, además de problemas con el equipo de bombeo por baja presión de succión, vibración, pérdida

Figura 13. Cambio de separador con

de alta eficiencia.


acciones correctivas.

de hermeticidad en los sellos mecánicos y deficiencia en el sistema de enfriamiento de aceite de lubricación. En octubre del 2012 se realizó una libranza en la batería de E-KuA1, con el objetivo principal de sustituir el separador convencional y ampliar líneas de salida del separador de segunda etapa. Se realizó la sustitución del separador de segunda etapa por un separador con internos de alta eficiencia, Figura 13.

internos

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Se amplió la línea de salida del separador de 20” a 30”, Figura 14.

Figura 14. Cambio de diámetros de línea de salida del separador de 20” a 30”.

Con las acciones realizadas, Figuras 15,16 y 17, en la batería de E-Ku-A1 se logró: 

Recuperar y estabilizar la columna de succión en 2.8 kg/cm2, evitando la cavitación de las turbobombas.



Se mejoró la eficiencia hidráulica operativa del equipo de bombeo.



Mejoró la confiabilidad y seguridad operativa, al eliminar el riesgo de daño al equipo de bombeo como consecuencia de la cavitación y vibración.



En E-Ku-A1 el reactivo antiespumante se redujo a una tercera parte.

Figura 15. Comportamiento de presiones en batería E-Ku-A1.

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Figura 16. Producción

de aceite manejado en C.P., Ku-A.

Figura 17. Esquema de problemáticas y

Aún se tienen acciones pendientes para asegurar el manejo del crudo pesado de 13°API en las plataformas Zaap-C y Ku-A como:

•

acciones correctivas.

Pruebas de mejoradores de flujo y reductores de viscosidad

Conclusiones •

Calentamiento de aceite crudo

•

Sistema de mezclado de hidrocarburos

•

Segregación de corrientes.


Las problemáticas ocasionadas por el manejo de crudo pesado de 13°API de los campos Maloob y Zaap, en los centros de proceso Zaap-C y Ku-A presentaron un reto que

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Referencias requería soluciones inmediatas y a muy corto plazo, se tenía la producción del Activo de Producción Ku-Maloob-Zaap en puerta y la producción comprometida de acuerdo al Plan Maestro de Desarrollo. Esto dejó experiencias y lecciones para nuevos diseños de baterías y adecuaciones a las existentes como lo siguiente: 1. Revisar el diseño de las trayectorias de líneas de succión a las turbobombas. 2.

Dimensionar adecuadamente las líneas de salida del separador y cabezal de succión de las turbobombas.

3. Seleccionar el separador adecuado para las condiciones de operación y el tipo de crudo a manejar. 4. Revisar el soporte estructural de las turbobombas. 5. Evitar restricciones al flujo del crudo pesado. 6. Seleccionar un producto químico adecuado para lograr una separación rápida de aceite-gas. Este resultado finalmente satisfactorio en las dos baterías se debe al análisis de grupo de trabajo que conjuntó al personal de diseño, construcción, operación y mantenimiento, lo cual logró alcanzar la meta de producción de 850 MBPD en el Activo de Producción Ku-Maloob-Zaap.

1. Activo de Producción Ku-Maloob-Zaap, Coordinación de Operación de Pozos e Instalaciones de Producción, Sector B. 2007-2011. Reportes de Producción de Diario del Centro de Proceso Zaap-C. 2. Activo de Producción Ku-Maloob-Zaap, Coordinación de Operación de Pozos e Instalaciones de Producción, Sector A. 2008-2012. Reportes de Producción de Diario del Centro de Proceso Ku-A. 3. Activo de Producción Ku-Maloob-Zaap, Coordinación de Operación de Pozos e Instalaciones de Producción, Sector B. 2008. Análisis del Sistema de Turbobombas (marzo 2008). 4. Activo de Producción Ku-Maloob-Zaap, Coordinación de Operación de Pozos e Instalaciones de Producción, Sec tor A. 2012. Confiabilidad Operacional en los Sistemas de Separación y Bombeo del C.P. Ku-A (agosto 2012). 5. Activo de Producción Ku-Maloob-Zaap, Coordinación de Operación de Pozos e Instalaciones de Producción, Sector A. 2012. Resumen de los Trabajos de Libranza de Ku-A (noviembre 2012). 6. Activo de Producción Ku-Maloob-Zaap, Coordinación de Operación de Pozos e Instalaciones de Producción, Sector A. 2012. Análisis de Inyección de Antiespumante en la Batería de E-Ku-A1 (diciembre 2012). 7. Activo de Producción Ku-Maloob-Zaap. 2003. Plan Maestro de Desarrollo Proyecto Integral Ku Maloob Zaap (enero 2003).

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Semblanza de los autores Ing. Fredy López Samado

Ingeniero Petrolero egresado de la Universidad Nacional Autónoma de México, y Maestría en Ingeniería Petrolera en la misma institución. Ingresó a Petróleos Mexicanos en septiembre de 1995, como Auxiliar de Jefe de Operación, en el Departamento de terminación y reparación de pozos, Distrito Comalcalco, Tabasco. De 2012 a la fecha se desempeña como Superintendente de operación de instalaciones de aceite, desarrollando y coordinando las actividades de manejo y transporte de aceite de Ku-A, Ku-S y Ku-M.

Ing. Nelly Villegas García

Ingeniera Petrolera egresada del Instituto Politecnico Nacional. Ingresó a Petróleos Mexicanos en 2005, como Especialista Técnico “C”, Ingeniero de Operación de instalacioines de aceite en la Coordinación de Operación de Pozos e Instalaciones de Explotación Sector A del Activo Ku Maloob Zaap, Ciudad del Carmen, Campeche, elaborando y apoyando con actividades administrativas (recursos humanos, financieros y logísticos) y operativas (elaboración de bases de datos, presentaciones y gráficos de estadísticas y comportamiento de producción) relacionadas con los Centros de Proceso Ku-A, Ku-H, Ku-M y Ku-S, en el sistema de separación y bombeo. Actualmente se desempeña como Ayudante Administrativo de la Gerencia del Activo de Producción Ku-Maloob-Zaap.


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Artículo arbitrado

Modelado geológico–maximizando la integración del conocimiento Ing. Hugo Saucedo Reyes Ing. Moisés Huicochea Campos Schlumberger Información del artículo: recibido: agosto de 2013-aceptado: julio de 2014

Resumen El modelado estático, como parte fundamental de la conceptualización del yacimiento, nos permite cuantificar y planificar zonas de interés comercial, definidas por medio de los valores de las propiedades petrofísicas, tales como porosidad, saturación de agua y la relación neto-bruto. La forma tradicional de realizar la población de propiedades petrofísicas es por medio de métodos geoestadísticos, utilizando como guía atributos u operaciones extraídas de cubos sísmicos. Sin embargo, no siempre es posible utilizar más de dos atributos sísmicos, propiedades geométricas, mapas geológicos, atributos geométricos 3D, y modelos geológicos conceptuales, o simplemente se requiere que alguno de los datos tenga mayor peso que el otro. El enfoque de este trabajo es integrar, con diferentes pesos los datos disponibles, integrándolos en un modelo de regresión lineal multivariable. Como resultado se obtendrá una propiedad 3D, la cual tendrá las características geológicas– geofísicas deseadas, que permitirá utilizarse como guía para la distribución geoestadística de los registros petrofísicos y así finalmente obtener los cálculos de volumen original de hidrocarburo. La distribución de propiedades, a partir de guías basadas exclusivamente en los atributos sísmicos, puede generar falsas expectativas, mientras que la aplicación del análisis multivariable reduce la incertidumbre y permite contar con un rango de distribución de datos petrofísicos y definir el caso base más probable, entre más información con sentido geológico se incluya en la guía, más sentido geológico-geofísico tendrá. Palabras clave: Modelado geológico, modelo de regresión lineal multivariable.

Geological modeling–maximizing the integration of knowledge Abstract The Static model is a central piece in the reservoir conceptualization, trough the model you can cuantify the principal petrophysical characteristic like porosity, water saturation, Net/Gross etc. with all those element you can evaluate the oil volume. The traditional way to obtain the petrophysical distribution is using the geostadistic and a seismic attribute as trend used in a secondary variable. Traditional workflows use only one trend but this one not always represent correctly the subsurface changes, for that reason we propose a new workflow (Trend Modeling) in order to include different trends to modeling, in that way the challenge here is to identify the true representation of subsurface.

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Modelado geológico–maximizando la integración del conocimiento, p.p.413-420

Although is not always possible combine more than one trend, this methodology using a linear multi-variable combination incorporate: several seismic attributes, geometrical properties, geological maps with different weights according with confidence in data. Trend modeling enables you to go beyond the conventional map/vertical function trend approach and to build 3D trend models based on multiple inputs. This help to obtain a 3D property containing geological and geophysical information considering for modeling that is combined with geoestatistic coming from petrophysical information in wells to obtain a confident model that let obtain a good estimation for Hydrocarbons in place. The distribution of petrophysical properties exclusively based on seismic attributes guides, can generate false expectations, while the application of multivariate analysis reduces uncertainty letting generate a petrophysical distribution with geological sense due more information is included to guide geological-geophysical knowledge. With a new 3D trend the distribution of petrophysical data is robust and the uncertainty decrease, creating models without incorporate all geological and geophysical knowledge can easily. Keywords: Geological modeling, multivariate linal regression.

Introducción El uso de software 3D de nueva generación, con la filosofía de un solo modelo de tierra compartido, permite integrar el conocimiento geológico-geofísico y a su vez conocer el estado del yacimiento, modificando la forma tradicional de generar el modelo geológico debido a la integración del conocimiento multidisciplinario. Tradicionalmente la distribución de propiedades petrofísicas se basa en la geoestadística condicionada por una distribución de facies, sin embargo, esto no garantiza que la distribución tenga un sentido geológico predominante. Para tratar de tener un mejor control de la distribución de las propiedades más allá del pozo, se busca incorporar más elementos para poder guiar la distribución como el modelo geológico conceptual, atributos sísmicos 2D y 3D, así como tendencia vertical proveniente del pozo. Un buen resultado depende de la capacidad de plasmar en un modelo 3D la conceptualización del modelo geológico y/o de la calidad de la sísmica, si no se cuidan estos aspectos se obtienen modelos con una alta incertidumbre, aunada a la ya presente por tratarse de un modelo.


Además, para construir modelos geológicos realistas que sean compatibles con todos los datos de entrada no es una tarea fácil. La incorporación de los datos de pozos, las tendencias sísmicas, mapas, modelos conceptuales, etc. Un modelo geológico requiere de mucho esfuerzo y algoritmos apropiados para poderlo representar adecuadamente. Al final, un geólogo tiene que llegar a un modelo que se parezca a la geología pero respetando todos los datos duros de entrada al modelo. El objetivo de este trabajo es mostrar la metodología para realizar la población de propiedades petrofísicas por medio de una propiedad 3D, obtenida con un modelo de regresión lineal multivariable que permita combinar de manera controlada la información que se puede usar como guía de la propiedad. La metodología se mostrará con los datos del Teapot Dome, ubicado en Wyoming, USA, Figura 1, cerca del flanco suroeste de la cuenca Powder River, la porción mas profunda de esta cuenca contiene cerca de 5,500m de roca sedimentaria y aproximadamente 2,440m, que corresponde al Cretácico Superior y Terciario.

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Ing. Hugo Saucedo Reyes, Ing. Moisés Huicochea Campos

Figura 1.

Metodología

de

población

Ubicación geográfica del proyecto, Wyoming, USA.

tradicional

de

modelos

geológicos

El flujo convencional, Figura 2, para la distribución de propiedades petrofísicas es: 1. La generación del modelo estructural (modelo de celdas 3D) 2. El escalado de los registros de facies y de propiedades petrofísicas (procedimiento para pasar la información del pozo al modelo de celdas) 3. La población de facies 4. Análisis geoestadístico 5. Distribución de propiedades petrofísicas guidas por un atributo/guía 3D

Figura 2. Flujo de trabajo convencional para la

población del modelo.

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Dentro de la población, tanto de facies como de propiedades petrofísicas en yacimientos fracturados, es de suma importancia definir apropiadamente las zonas de mayor o menor fracturamiento, ya que de esto dependerán los tipos de facies y los valores de las propiedades petrofísicas, el atributo de Antracking es el proceso más recomendable. Para esto, se realiza la población de las propiedades con el algoritmo secuencial gaussiano correlacionando la propiedad con una segunda variable o “driver”. Desafortunadamente, la población convencional no permite utilizar todos los datos disponibles para realizar la población como impedancia acústica, RMS, Chaos, varianza, Antracking, Iso-Frequency, Envelope, inversión genética, etc), alguna tendencia geométrica (curvatura, distancia a las fallas, compactación, etc), algún mapa o una función vertical que permitirá adicionar información tanto lateral como verticalmente. En este trabajo se muestra la población de porosidad efectiva utilizando como segunda variable (co-krigging) guiado por el atributo Antracking, en donde se definieron las zonas de mayor probabilidad de fracturamiento y por lo tanto las zonas asociada a la mayor porosidad. La propiedad de porosidad efectiva, que fue obtenida, solamente utilizando una guía. Sin embargo, se pudieron utilizar otros tipos de atributos o propiedades geométricas, lo que arrojaría diferentes volúmenes de hidrocarburo.

Donde ξ i es el error asociado a la medición i del valor X ip y siguen los supuestos de modo que ξ i ˜ N(0, σ 2 ) (media cero, varianza constante e igual a un σ y ξ i ξ j con i ≠ j).

˔

Este análisis permite la combinación de hasta cinco datos de entrada secundarias diferentes para crear una propiedad de tendencia única. Esta combinación lineal respeta la correlación entre todas las propiedades, lo que permite


El gran problema es decidir cuál de las variables secundarias utilizar, arrojando una alta incertidumbre. Población maximizando la integración del conocimiento

La metodología para la población de modelos geocelular maximizando la integración del conocimiento, se muestra en la Figura 3. Este flujo incluye crear el modelo estructural, modelo conceptual, mapas de tendencias 2D, propiedades geométricas de tendencia 3D, atributos sísmicos, análisis geoestadístico, para realizar la población de propiedades petrofísicas. En esta nueva metodología es posible combinar todas las variables o datos para generar un modelo “geológico” más no matemático. Esto por medio del análisis multivaraible. La regresión lineal permite trabajar con una variable a nivel de intervalo o razón, así también se puede comprender la relación de dos o más variables y nos permitirá relacionar mediante ecuaciones, una variable en relación a otras variables llamándose regresión múltiple o multivariable. Constantemente en la práctica de la investigación estadística se encue ntran variables que de alguna manera están relacionadas entre sí, por lo que es posible que una de las variables pueda relacionarse matemáticamente en función de otra u otras. La regresión multivariable maneja diversas, independientes y cuenta con varios parámetros. Se expresan de la siguiente forma:

dar el peso correcto a cada una de ellas al generar una propiedad de tendencia única (variable). Por ejemplo, el registro de porosidad y una o más variables independientes (por ejemplo mapas o atributos), permitiendo que esta variabilidad se planee, se controle y se le dé el peso según la propiedad, correlación y el grado de certidumbre de nuestras tendencias generadas, Figura 3.

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Figura 3. Análisis multivariable, en donde se combinan datos de pozo, mapas y atributos sísmicos, dando peso a cada uno, obteniendo una

propiedad única de tendencia.

En este trabajo se realizó el análisis multivariable con los siguientes datos de entrada, un mapa 2D creado a partir de la estimación de las tendencias a nivel de pozo y mapeadas al horizonte de interés; un geométrico 3D, en el cual se asocia la influencia de la compactación, el atributo de Antracking y la inversión genética, Figura 4.

Figura 4.

Flujo de trabajo multivariable para la población del modelo.

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La propiedad que más peso se le dio fue al atributo de Antracking debido a que teníamos registros de imágenes y

Figura 5.

núcleos que nos permitieron validar el resultado del mismo, además de asociarlo al marco tectónico del área, Figura 5.

Visualizacion del atributo antracking asociado al conocimiento tectónico del área.

Discusión de resultados

Con esta nueva metodología se obtiene un solo modelo geológico más robusto, dando peso a los datos con mayor certidumbre y que aportan más sentido a la interpretación por medio del análisis multivariable, involucrando todos los datos disponibles. Cuando se utiliza la metodología convencional se depende mucho del análisis geoestadístico que puede ser afectado por el número y cantidad de muestras consideradas, al tener adicionalmente una tendencia 3D construida por el análisis multivariable, se respeta en la población de propiedades la geoestadística proveniente de los datos de pozos, sino que se incorpora el conocimiento que se tiene del área


proveniente de los datos sísmicos, marco estructural y el modelo geológico del área asignándole un peso a cada uno de ellos conforme a la confianza. Se pueden observar diferencias en la población al usar la metodología tradicional y la que incorpora el conocimiento del área, Figura 6, esto es debido a la limitación de la tendencia considerando sólo una variable en el método tradicional, mientras que usando la metodología aquí propuesta la tendencia es 3D considerando más de una variable de conocimiento, lo que hace que no se castiguen zonas de potencial en los yacimientos debido a la falta de integración de otras variables que aportan conocimiento en la población de las propiedades petrofísicas.

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Figura 6. Comparación entre las metodologías.

Conclusiones

Agradecimientos

1. La distribución de propiedades, a partir de guías basadas exclusivamente en los atributos sísmicos, puede generar falsas expectativas, mientras que la aplicación del análisis multivariable reduce la incertidumbre y permite contar con un rango de distribución de datos petrofísicos y definir el caso base más probable, entre más información se incluya en la guía más sentido tendrá. 2. El flujo de trabajo establecido generación del modelo geológico integral, reduce la incertidumbre para el cálculo volumétrico de reservas. 3. Los valores promedio en las propiedades petrofísicas de los registros son un control de calidad importante que es representado en la distribución 3D.

Agradecemos a Yuriri Rodríguez su enorme contribución técnica.

Referencias Beucher, H., Renard, D., Doligez, B., et al. 2008. The Effect of Methodology on Volumetric Uncertainty Estimation in Static Reservoir Models. AAPG Bulletin 92 (10): 1359-1371. http://dx.doi.org/10.1306/06040808069. Catena, A., Ramos M.M. y Trujillo, H.M. 2003; Análisis Multivariado: Un Manual para Investigadores. Madrid: Biblioteca Nueva.

4. Este flujo de trabajo se complementa con un modelo de incertidumbre.

Deutsch, C.V. 2002. Geostatistical Reservoir Modeling, first edition. New York: Oxford University Press.

5. Se ha aplicado esta metodología en yacimientos en el sur y este de México.

Isaaks, E.H. y Srivastava, R.M., 1989. An Introduction to Applied Geostatistics. New York: Oxford University Press. Petrel Help 2012, Trend Modeling. Schlumberger.

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Semblanza de los autores Ing. Hugo Saucedo Reyes

Ingeniero Geofísico egresado del Instituto Politécnico Nacional. Ingeniero Geofísico con manejo de los módulos de geología y geofísica de la plataforma Petrel y conocimiento avanzado de la generación de modelos estáticos con experiencia en procesamiento de datos sísmicos. Experiencia laboral

Schlumberger, Consultor geofísico; Paradigm, Procesado sísmico y procesos especiales; Corelab, Procesado de datos sísmicos marino y terrestre 2D y 3D; Instituto Mexicano del Petróleo, Correlación de registros; Pemex Exploración y Producción, Brigada de exploración sismológica.

Ing. Moisés Huicochea Campos

Ingeniero Geofísico egresado de la Universidad Nacional Autónoma de México. Cuenta con más de 10 años de experiencia en la Industria Petrolera, dedicado a la exploración durante los últimos cinco años, especializado en modelos geofísicos de campos exploratorios. Actualmente está encargado de la parte de consultoría técnica, (Technical Sales Advisor), para el área de geología y geofísica en la división de software de Schlumberger (SIS) para la Región Este de Venezuela. He participado en proyectos, carga de información de geociencias para proyectos petroleros, capacitación de aplicaciones de geociencias, visualización de sísmica 3D, interpretación de atributos sísmicos para la extracción de rasgos estratigráficos, modelado de velocidades, modelado estático 3D y seguimiento a pozos para mitigación del riesgo geológico usando el software de geología y geofísica de la compañía Schlumberger.


VOL. 54 No. 7, JULIO 2014 ISSN 0185-3899 ·

Artículo arbitrado

Caracterización de reservorio no convencional del Jurásico Superior del Noreste de México Ing. Javier Alejandro Carrero Zambrano Dr. Juan Moirano Ing. Juan Tavella Ing. Gabriela Zanca Geoprocesados Ing. Marco Vázquez García Ing. Humberto Salazar Soto Ing. Carlos García Gutiérrez Pemex Información del artículo: Recibido septiembre de 2013-aceptado: julio de 2014

Resumen Este trabajo es una descripción de la metodología y resultados del proyecto de caracterización de reservorio no convencional de un campo en el noreste de México. El objetivo fue una roca generadora del Jurásico Superior correlacionada con las arcillas de Haynesville en EEUU. Las metas principales del proyecto fueron la estimación para la formación de la distribución, abundancia y maduración de la materia orgánica, así como la susceptibilidad a la inducción de fracturas. Esto se consiguió por medio de parámetros como COT, fragilidad, distribución y orientación de fracturas naturales y los esfuerzos principales in-situ. Esto condujo al diseño de un flujo geocientífico integrado basado en los siguientes tópicos: a) Evaluación de formaciones no convencionales; b) Análisis sísmico acimutal; c) Marco geológico; d) Predicción de COT y fragilidad en la sísmica 3D, y e) Caracterización de fracturas y esfuerzos. El análisis de evaluación de formaciones permitió efectuar una predicción confiable de COT y fragilidad con alta correlación con los registros de pozo y soportada por el análisis de núcleos. La clasificación de sismofacies, además de estar de acuerdo con el modelo estratigráfico, muestra consistencia con las distribuciones de COT/fragilidad. La sísmica 3D a pesar de no ser “wide azimuth”, permitió una extracción robusta de la información de fracturas, como lo demostró la correlación con la interpretación de los registros de imagen. Palabras clave: Reservorio no convencional, análisis sísmico acimutal, Jurásico Superior, formación Pimienta.

Unconventional reservoir characterization of Upper Jurassic of northeastern Mexico Abstract This paper is a description of the methodology and results for unconventional reservoir characterization project of a field in northeast of Mexico. The target was an Upper Jurassic source rock formation, correlated with the Haynesville shale in USA. The main goals of this project were to estimate for target formation the distribution, abundance and maturity of organic matter as well as the susceptibility for fracking. This was achieved by means of parameters such as TOC, brittleness, natural fracture distribution and orientation, and principal in situ stresses.

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Caracterización de reservorio no convencional del Jurásico Superior del Noreste de México, p.p.421-431

This required an integrated geoscientific geoscientific analysis workflow comprising mainly: a) Unconventional formation evaluation; evaluation; b) Azimuthal Az imuthal seismic analysis; c) Geological Geol ogical framework; d) 3D TOC and an d brittleness brit tleness prediction and e) Characterization Characteriz ation of fracture and stresses. Formation evaluation allowed a reliable 3D TOC & brittleness prediction for the target with high correlation with well logs and supported by core data analysis. The seismofacies classification shows a remarkable consistency with TOC/brittleness in accordance with the stratigraphic model. The seismic survey was not wide azimuth, however fracture information could be successfully extracted as shown by the correlation with borehole image interpretation. Keywords: Unconventional reservoir, azimuthal seismic analysis, Upper Jurassic, Pimienta formation.

Introducción El campo en estudio fue explotado como recurso convencional en décadas anteriores. Actualmente está siendo considerado por Pemex como un eventual desarrollo no convencional, basándose en el potencial po tencial de la formación Pimienta. Esta es una roca generadora del Jurásico J urásico Superior que correlaciona con el nivel Haynesville en EEUU. En los desarrollos no convencionales, para hacer los pozos económicamente rentables, es necesario estimular hidráulicamente hidráulicamente la roca, generando fracturas que favorecen favorecen el drenaje del hidrocarburo retenido. Es muy reciente la incorporación de tecnología geofísica a la problemática de la exploración y el desarrollo de los recursos no convencionales. Aún en los EEUU, en donde en los últimos diez años se produjo una revolución en la explotación de estos recursos, no se han registrado grandes aportes en materia de metodologías predictivas. Por lo tanto, es muy amplio el campo para la innovación en materia de predicción de propiedades de las rocas reservorios no convencionales. Esta carencia es muy marcada en materia de trabajos que integren las predicciones geofísicas con los resultados de la evaluación de la formación y los modelos geológico, geoquímico, geomecánico. El presente trabajo apunta a llenar ese vacío mediante el aporte metodológico, y plasmarlo en un flujo de trabajo. Este debe permitir obtener los atributos que predigan la distribución de los parámetros parámetros del reservorio, claves para la caracterización del mismo. Aquí nuevamente no encontramos antecedentes en la industria de trabajos que propongan una metodología eficiente para la predicción del TOC más allá de los pozos.


De ahí el énfasis puesto en el presente en la estimación del contenido orgánico mediante diversas técnicas geofísicas. De acuerdo a lo expuesto, las metas principales del proyecto fueron estimar para la formación Pimienta la distribución, abundancia y madurez de la materia orgánica, así como la susceptibilidad a la fracturación. Esto se logró mediante la generación e interpretación de volúmenes de contenido orgánico total (COT), fragilidad, distribución y orientación de fracturas naturales y esfuerzos principales in situ. El flujo de trabajo integrado integrado implementado se sintetiza en el diagrama de la Figura 1, y se basa en los siguientes puntos: •

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Evaluación petrofísica multimineral que integre el sistema inorgánico de la roca con los componentes orgánicos Análisis sísmico capaz de brindar la imagen estructural y la secuencia de reflectividades dependiente del ángulo de incidencia y del acimut. Análisis estructural y estratigráfico que permitan generar el marco geológico. Caracterización de COT y fragilidad. Integración del análisis petrofísico y los atributos sísmicos basados en la física de rocas. Caracterización de fracturas y estado de esfuerzos a partir de la interpretación interpretación de registros de imagen y el análisis sísmico acimutal.

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Ing. Javier Alejandro Carrero Zambrano , Dr. Juan Moirano, Ing. Juan Tavella, Ing. Gabriela Zanca, Ing. Marco Vázquez García, Ing. Humberto Salazar Soto, Ing. Carlos García Gutiérrez

Figura 1. Flujo de caracterización no convencional diseñado para este proyecto.

Descripción metodológica y resultados Geología y evaluación de formaciones no convencionales

La depositación de Pimienta se desarrolló en un margen pasivo y estuvo controlada por los remanentes de un alto Paleozoico Paleozoico perteneciente al arco de Tamaulipas. El ambiente anóxico favoreció la preservación de la materia orgánica y la producción de querógeno. La base de la formación en esta zona es rica en cuarzo detrítico y calcita, propio de zonas de aguas someras y asociado a bajo contenido de materia orgánica y alta fragilidad. Hacia el techo, por el contrario, aumenta el contenido orgánico llegando a valores pico en la superficie de máxima inundación a pocos metros del tope. La evaluación de formaciones, orientada a la caracterización de reservorios no convencionales, enfrenta dos desafíos

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principales: la definición del sistema poroso y la estimación de la susceptibilidad de la formación para incrementar la permeabilidad por medio de fracturación inducida, y así drenar el hidrocarburo atrapado en la roca. La porosidad principal del reservorio está relacionada con el efecto de la maduración de la materia orgánica mientras que la porosidad intergranular intergranular se torna menos significativa. significativa. El análisis del núcleo resultó clave tanto para la calibración de las predicciones del COT como para la selección de la mejor metodología para su estimación, según el tipo, la madurez y la abundancia observada en el área. El análisis petrofísico multimineral a partir de los registros convencionales, la espectroscopía de captura, resonancia magnética y COT calculado previamente por la ecuación de Passey [Passey, 1990], contribuyó con un modelo que integró en un solo sistema roca-fluido los componentes orgánicos e inorgánicos, calibrados con la pirolisis y el análisis petrofísico de los núcleos, Figura 2.



Paleogeografía y marco geológico. La secuencia (Jurásico Superior) es parte del Figura 2. Paleogeografía sistema transgresivo (Pindell 2001, Goldhammer 1999) relacionado a la apertura del Golfo de México, (Kimmeridiano tardío–Tithoniano). tardío–Tithoniano).

El registro de imagen en el pozo M-1 ayudó en: a) la definición del modelo estratigráfico a partir del análisis textural (electrofacies) (electrofacies) y b) la interpretación interpretación estructural para el análisis de fracturas f racturas y esfuerzos, clave para la calibración al estudio sísmico acimutal.

De los diez pozos sólo M-1 tenía la información completa al nivel del objetivo como para llevar a cabo el análisis descrito. Los restantes nueve pozos, perforados con anterioridad a la década del 70, necesitaron de un considerable esfuerzo de edición y normalización.

Las curvas de sónico dipolar hicieron posible la obtención de un conjunto completo de propiedades elásticas de la roca, permitiendo la correlación con los parámetros petrofísicos y robusteciendo la calibración de las predicciones sísmicas.

Hecho esto, el modelo petrofísico definido en M-1 pudo ser extendido al resto de los pozos para obtener una evaluación petrofísica consistente consistente para todo el conjunto, Figura 3.

Figura 3.


Evaluación de la Formación Pimienta en el pozo M-1.

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Migración continua full acimut La información sísmica disponible en el área son 160 km 2 de 3D terrestre con contenido aprovechable de acimut en sentido crossline. El tendido activo determinó la iluminación hasta un ángulo de 24 grados a 3.5 km abajo en el objetivo, y más de 35 grados en los sedimentos suprayacentes de mayor velocidad de propagación. El procesamiento, orientado al trato conservador de amplitudes destinado a estudios de AVA, incluyó un flujo diseñado para la atenuación de ruido sobre bandas específicas en los dominios de disparo, receptor y CDP. A continuación se implementó la PSDM con anisotropía VTI que produjo la imagen calibrada en profundidad. La aplicación de la migración acimutal en el dominio del ángulo local EarthStudy 360® [Koren et al., 2008] condujo a los CRP gathers de muestreo denso en acimut y ángulo

de incidencia. La tomografía acimutal [Koren et al., 2010] y AVAZ [Rüger et al., 1998] se usaron para analizar la señal HTI en los gathers migrados. Efectos mensurables fueron encontrados en variaciones tanto en tiempo de tránsito como en amplitud con el acimut al nivel de Pimienta, como se ve en la Figura 4. Las sumas parciales en ángulos pre acondicionados calculados a partir de los gathers salidos de la migración acimutal se usaron como entrada a la inversión simultánea. La densidad y orientación de las fracturas obtenidas del análisis AVAZ constituyeron la entrada al estudio e interpretación de esfuerzos y fracturas. La fuerte reducción de velocidad experimentada al ingresar a Pimienta, que identifica al tope del reservorio, reduce igualmente el ángulo de reflexión máximo. Esto debilita la estimación de la densidad y sus atributos derivados, lo cual hizo necesaria cierta intervención para mejorar la confiabilidad de dichos atributos.

Figura 4. A) Gather migrado en ángulo y acimut en el objetivo. B) Amplitud observada versus el modelo ajustado de Rüger. C) Move out acimutal.

Caracterización sísmica 3D La secuencia aplicada combina la inversión simultánea preapilada [Tonellot et al. 2001], la clasificación de sismofacies, la predicción por redes neurales y la estimación del estado de esfuerzos y fracturas. El objetivo fue aportar a la interpretación un conjunto de atributos para la caracterización de la formación objetivo como productor de gas no convencional. El análisis de evaluación de formaciones aportó la base para la calibración del modelo, así como las relaciones de la física de rocas entre

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las propiedades del reservorio y los parámetros elásticos, necesarios para el cálculo de los atributos. Los volúmenes de fragilidad y COT dan cuenta de la susceptibilidad de la roca a la fracturación y del potencial de la formación respectivamente. Las sismofacies ayudaron a interpretar las propiedades geomecánicas y geoquímicas en el contexto del modelo estratigráfico. Estos volúmenes, extractados a lo largo de una sección que pasa por los pozos, se muestran en la Figura 5. Dada la alta importancia que el COT y la fragilidad tienen en la evaluación de las rocas generadoras como reservorios, se implementó una



metodología iterativa, que incluyó redes neurales para optimizar las predicciones. Particularmente, el cálculo del TOC por medio de esta metodología mixta- aplicación de

la relación empírica seguida del refinamiento por redes neuronales, representa un aporte metodológico en la caracterización de no convencionales.

Figura 5. De arriba a abajo: fragilidad, COT –con perfiles de pozo- y sismofacies. Facies de arcillas con alto COT (negro) correlacionan con zonas dúctiles y de alto COT (gris oscuro), mientras que la facie carbonática (gris claro) lo hace con zonas más frágiles y más pobres en contenido orgánico. Los crossplots de la izquierda muestran las relaciones de física de

rocas usadas para obtener los atributos. El balance COT/fragilidad es clave para entender la formación como reservorio. En lo metodológico también es importante recalcar el aporte importante dado por el uso de la información proveniente de la migración Earth Study 360 como entrada a la inversión preapilado. La Figura 6 compara una línea del volumen de impedancia de ondas S –salida de la inversión simultánea- obtenida a partir de la migración Kirchhoff con la correspondiente a la proveniente de ES-360. Hay claras diferencias a favor de esta última, tanto en continuidad

Figura 6. Impedancia de ondas S


como en relación señal-ruido. Asimismo, ES-360 colabora con la mejor reconstrucción de amplitudes y la ausencia de los efectos del stretching por el hecho de trazar rayos en el ángulo local. Las razones expuestas refuerzan la idea de Earth Study 360 como un algoritmo muy recomendable para trabajos de caracterización en general y en particular para no convencionales, dada la preservación del acimut y la consiguiente estimación de la anisotropía HTI.

desde la inversión Preapilado. Kirchhoff vs Earth Study 360.

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Como se mencionó al explicar la migración continua full acimut, a partir de los gathers obtenidos se extractó la señal anisotrópica, y por formulaciones matemáticas adecuadas (Rüger & Tsvankin, 1997) se obtuvo la información sobre la geometría del sistema dominante de fracturas. La Figura 7 exhibe un sector ampliado del mapa

Figura 7.

Densidad y orientación de fracturas naturales, control en pozo.

Se verifica buena correlación entre las orientaciones predichas por el estudio acimutal y las observaciones del pozo. La formación exige ser fracturada para producir, por lo que necesitamos conocer dónde y de qué forma va a fracturarse. La fragilidad está relacionada con la fracturabilidad, mientras que el estado de los esfuerzos in situ controla el tipo de patrón de fractura esperable. El “compliance” normal de fracturas – estimado a partir de la densidad de fracturas -, junto con la “Linear Slip Theory” [Schoenberg et al, 1995] y la formulación para el cálculo de los esfuerzos principales [Gray, 2011], condujeron a la obtención de los esfuerzos

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que contiene la densidad de fractura (derecha arriba) y la dirección de las mismas en forma de barras orientadas. Una ampliación aún mayor alrededor del pozo M-1 –único pozo con registro de imagen- permite comparar con el estereograma de fracturas en pozo.

horizontales principales máximo y mínimo. La relación entre ambos esfuerzos gobierna el tipo de patrón que seguirán las fracturas inducidas. Luego de calibrar los resultados con la geomecánica del pozo M-1, fueron puestos en forma de esfuerzo diferencial horizontal (DHSR, siglas del inglés). Valores altos de DHSR sugieren fracturas orientadas según el esfuerzo máximo, mientras que valores bajos producirán patrones tipo red. Estas zonas están bien discriminadas para el caso de Pimienta, por un valor de DHSR de 2.5 %, validado sólo por los patrones de fracturas naturales, dado que no se contó con información de microsísmica. En la Figura 8, en el extremo derecho se puede apreciar el mapa de distribución de DHSR para la base de la formación Pimienta.



Figura 8. Mapas extractados 20 ms por sobre la base del reservorio. Sismofacies (izquierda), densidad y orientación de fracturas (centro) y DHSR (derecha).

Integración de información Luego de obtenidos todos los atributos geoquímicos, geomecánicos y geológicos consistentes con los modelos estructurales y estratigráficos, se entró en una fase de integración e interpretación. El objetivo de la misma es correlacionar la información, validar los resultados e identificar aquellas zonas en que se cumpla un conjunto de condiciones respectos de los contenidos de materia orgánica, fragilidad y presión de poros. Estas zonas, conocidas en la industria como “sweet spot”, deberán caracterizarse en base a la relación entre: a) el contenido, maduración y distribución de la materia orgánica que haya saturado el sistema, y b) las condiciones mecánicas de la roca que faciliten el fracturamiento y producción, como son la fragilidad, esfuerzos y altas presiones de poro. Los esfuerzos horizontales in-situ, y las relaciones entre éstos, aportan información sobre el tipo de patrón de fractura que podemos esperar ante la estimulación hidráulica. A partir de esta última información, se pueden hacer consideraciones respecto de la orientación de la perforación. La Figura 8 sintetiza el tipo de análisis desarrollado en esta etapa. Todas las imágenes corresponden al nivel 20 ms por sobre la base de Pimienta. La parte izquierda nos muestra el mapa extraído del volumen de sismofacies; obsérvese que las zonas oscuras corresponden a sectores con alta preservación de materia orgánica. En principio, a mayor contenido orgánico mejores condiciones para conseguir volúmenes de hidrocarburo, pero un exceso de materia orgánica madura está relacionado a un aumento de ductilidad de la roca, y por lo tanto, atentaría contra la eficiencia en la inducción de fracturas. De hecho puede verificarse que las predicciones de fragilidad reportarán valores muy bajos para zonas con alto COT. La figura


del centro permite verificar que la zona mencionada se correlaciona muy ajustadamente, con regiones de bajo nivel de fracturación natural. Finalmente, a la derecha está el mapa de DHSR – diferencia porcentual entre los esfuerzos horizontal máximo y mínimo-, mostrando una vez más que la zona en cuestión correlaciona con valores bajos, en donde debemos esperar fracturación tipo red, sin orientación preferencial. De la observación conjunta de esta información deberán surgir locaciones para ubicar perforaciones. Estos pozos exploratorios, y de explotación más adelante, aportarán información clave para ajustar el modelo. Además, servirán para validar y calibrar los criterios de identificación de zonas favorables a la producción.

Conclusiones - De la física de rocas se obtuvieron excelentes relaciones empíricas entre COT y fragilidad y los parámetros elásticos de la roca. Las correlaciones fueron de 0.88 para la primera y 0.92 para la segunda. - Los volúmenes de COT y fragilidad son claramente consistentes con la clasificación de sismofacies. - La evaluación de formaciones produjo una predicción de la fragilidad más ajustada a la relación mineralógica encontrada en el pozo M-1, que la aportada por la fórmula de Rickman. - Las predicciones del COT y la densidad –claves para la estimación de la fragilidad fueron mejoradas mediante el uso de redes neurales. Esto constituye un importante aporte metodológico a la caracterización de no convencionales, especialmente en lo referente al contenido orgánico.

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- A pesar de que la sísmica 3D no es “wide azimuth”, la información de fracturas logró extraerse en forma confiable, como demuestra la consistencia con lo observado en el registro de imágenes del pozo M-1. - Se pudo verificar que la migración continua full acimut, a través de los gathers migrados como entrada a la inversión sísmica, ofrece ventajas en la extracción del modelo terrestre por inversión preapilado.

Koren Z, Ravve I, Ragoza E, Bartana A and Kosloff D, [2008], Full azimuth angle domain imaging, 78th SEG Exposition and Annual Meeting, Expanded abstracts, Las Vegas. Koren Z, Ravve I, Levy R. [2010] Moveout approximation for horizontal transversely isotropic and vertical isotropic layered medium. Part II: effective model. Geophysical Prospecting, 58, 599-617 Passey, Q.R., Creaney, S. Kulla, J.B., Moretti, F. J., Stroud, J.D. [1990] A Practical Model for Organic Richness from porosity and resistivity logs: American Association of Petroleum Geologists Bulletin, v. 74, N° 12 1777-1794

Agradecimientos Agradecemos a Pemex y Geoprocesados por la autorización concedida para presentar este trabajo. Nuestro especial agradecimento a J. Yáñez, D. Dopkin and S. P. Singh de Paradigm por su apoyo.

Referencias Goldhammer, R. K., [1999] Mesozoic sequence stratigraphy and paleogeographic evolution of northeast Mexico: Geological Society of America, Special Paper 340, 1-58 Gray, F. D. [2011] Methods and systems for estimating stress using seismic data. United States Patent Application, 20110182144A1.http://www.google.com/patent/ US20110182144.pdf?source=gbs_overview_r&cad=0.

Pindell, J., Kennan, L. [2001] Kinematic Evolution of the Gulf of Mexico and Caribbean: GCSSEPM Foundation 21st Annual Research Conference Transactions, Petroleum Systems of Deep-Water Basins, 193-220 Rüger, A., Tsvankin, I. [1997] Using AVO for fracture detection: Analytic basis and practical solutions. The Leading Edge, 16(10), 1429-1434 Schoenberg, M. and Sayers, C.M. [1995] Seismic anisotropy of fractured rock. Geophysics, 60, 204-211 Tonellot, T., Macé, D. and Richard, V.[2001] Joint stratigraphic inversion of angle-limited stacks. 71st Annual International Meeting. Society of Exploration Geophysicists, 227-230.

Semblanza de los autores Ing. Javier Alejandro Carrero Zambrano

Ingeniero Geólogo graduado con honores y primero de su promoción en la Universidad de los Andes - Venezuela, con catorce años de experiencia en la industria petrolera en petrofísica y geología de reservorio, desarrollando modelos integrados de evaluación de formaciones. Inició en la industria petrolera en el año 2000 en un entrenamiento intensivo dictado por la Gerencia de exploración de la empresa PDVSA donde se incluía desde las actividades de operaciones (perforación, perfilaje, adquisición sísmica) hasta los proyectos exploratorios nacionales, participando en el proyecto exploratorio del Paleozoico venezolano. Su experiencia lo ha llevado a participar en grandes proyectos multi-disciplinarios, tanto de exploración como de desarrollo en yacimientos clásticos (Venezuela, Colombia, Ecuador, México, Angola), volcánicos (Argentina) y carbonáticos (México). Los últimos tres años los ha dedicado al estudio y caracterización de reservorios no

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convencionales en Argentina, USA y México. Su experiencia está basada en la creación de modelos de evaluación de formaciones y definición de modelos geológico utilizando como herramienta la integración de la petrofísica, estratigrafía, sedimentología, física de rocas y caracterización sísmica. Líder técnico en el área de petrofísica y geología en empresas de servicio, diseñando flujos de trabajos adaptado a las necesidades de cada reservorio, supervisando y liderizando proyectos, dando asesoría técnica a los clientes en la búsqueda de la superación de las expectativas planteadas. Personal de referencia para el entrenamiento del personal tanto en el área técnica como en el manejo de tecnología para la interpretación de análisis de núcleos y registros convencionales o especiales. Actualmente se desenvuelve como Líder global de caracterización de reservorios de la empresa Geoprocesados. Ing. Juan Albert Tavella Torres

Geofísico de exploración hidrocarburífera con 25 años de experiencia que actualmente se desempeña como líder del equipo de caracterización de reservorios que la empresa Geoprocesados tiene en Buenos Aires. Su experiencia se centra en la adquisición de información sísmica, el procesamiento, el gerenciamiento de centros de servicios geofísicos para la industria petrolera y caracterización de reservorios guiada por sísmica. A lo largo de su carrera, ha incursionado en procesamiento sísmico tanto marino como terrestre, imaging, diseño y control de adquisición sísmica, y en lo referente a su actividad más reciente, la caracterización de reservorios, acredita experiencia en inversión elástica simultánea, AVA, predicción de propiedades de reservorio, mapeo geoestadístico, clasificación de facies sísmicas, interpretación estratigráfica, estudios de AVA acimutal (AVAZ) para caracterización de fracturas, modelado petroacústico, procesamiento, interpretación e inversión multi-componentes y caracterización de reservorios no convencionales. Su trayectoria profesional no está ligada exclusivamente a Argentina, sino que posee experiencia en varias cuencas de Chile, Perú, Uruguay, Brasil, Colombia, Ecuador, Venezuela, México y Estados Unidos, prestando servicio para la empresas más prestigiosas de la industria, así como en el dictado de cursos a petroleras como PDVSA y Pemex y su participación en congresos y publicación de trabajos técnicos. Recientemente, su trabajo sobre flujo de trabajo para la caracterización sísmica de reservorios no convencionales presentado en la 76th EAGE Conference & Exhibition, en Londres 2013, fue seleccionado para la grabación de un video educativo en el marco del programa piloto E-Lecture. Dr. Juan Francisco Moirano Del Carril

En 1995 obtuvo el título de Geofísico en la Facultad de Ciencias Astronómicas y Geofísicas de la Universidad Nacional de La Plata. Hasta 2000 trabaja en un plan de doctorado, también en la FCAG-UNLP que se centra en el análisis de observaciones GPS para la materialización del Sistema de Referencia Terrestre Internacional. Parte de los resultados de su tesis constituyen el marco de referencia POSGAR98, el primer marco geodésico argentino de alcance nacional, con exactitud centimétrica respecto del Sistema de Referencia Terrestre Internacional, consistente con el marco regional SIRGAS95, marco del que también es co-autor. En 2000 recibe el título de Doctor en Geofísica en la UNLP y en 2002 el premio Eduardo Baglieto de la Academia Nacional de Ingeniería al mejor trabajo de geofísica por su tesis doctoral. A partir de 2000 inicia su actividad en la industria del petróleo en la división de servicios de Paradigm Geophysical en Buenos Aires, Argentina. Desde entonces su actividad principal se centra en la provisión de servicios de procesamiento de información sísmica para prospección a compañías petroleras. Desde su ingreso hasta la fecha he participado en


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la ejecución de contratos para distintas compañías que operan en Argentina, Bolivia, Brasil, Chile, Colombia, Perú, Ecuador y Venezuela. Su actividad en Paradigm incluyó proyectos de procesamiento, PSTM, PSDM, incluyendo la estimación de modelos istópicos o anisotrópicos de tipo VTI/TTI, estimación de parámetros de AVO/A, inversión prestack y estimación de presión de poros. Desde 2010 a la fecha trabaja en Geoprocesados, Argentina, en un grupo multidisciplinario de servicios de procesamiento y caracterización cuya actividad incluye en proyectos de alta integración para la caracterización de yacimientos no convencionales. En dichos proyectos, para clientes en México y Argentina, se especializa en la estimación de modelos de velocidad con anisotropía de tipo VTI, TTI y HTI y el acondicionamiento y migración de datos sísmicos con conservación de la información acimutal mayormente para caracterización de fracturas y esfuerzos.

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Política Editorial Ingeniería Petrolera es una publicación mensual de investigación científica editada por la Asociación de Ingenieros Petroleros de México, AC (AIPM), que tiene como objetivo difundir investigación original relacionada con el área de la ingeniería petrolera en todas las categorías siguientes: 1. Geología 2. Geofísica 3. Yacimientos 4. Sistemas de Producción y Comercialización de Hidrocarburos 5. Intervención a Pozos 6. Seguridad Industrial, Higiene y Protección Ambiental 7. Administración y Negocios 8. Recursos Humanos y Tecnología de Información 9. Desarrollo y Optimización de la Explotación de Campos La revista Ingeniería Petrolera es un espacio abierto para investigadores y profesionales interesados en dar a conocer sus trabajos e incluye artículos en español e inglés. La revista Ingeniería Petrolera tiene como objetivo contribuir al progreso y la divulgación de la Ingeniería Petrolera en México, promover el estudio y la investigación científica entre sus miembros y fomentar la fraternidad entre los mismos, tiene como misión ser una tribuna técnica para los ingenieros que laboran directa o indirectamente en la industria petrolera y su visón es dar a conocer trabajos inéd itos relacionados con el área petrolera en México y en el Mundo en idiomas español e inglés. Información para los autores

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

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

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

Artículos

Hernández García, M.A. 2011. Desarrollo del Campo Cauchy: Caso de Éxito en la Región Norte. Ingeniería Petrolera LII (2): 19-35. Soliman, M.Y., Miranda, C. and Wang, H.M. 2010. Application of After-Closure Analysis to a Dual-Porosity Formation, to CBM, and to a Fractured Horizontal Well. SPE Prod & Oper 25 (4): 472-483. SPE-124135-PA. http://dx.doi. org/10.2118/10.2118/124135-PA Conferencia, reunión, etc.

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

7. Los autores deberán anotar una semblanza de su trayectoria profesional que no rebase las 100 palabras en el idioma en que se escribió el artículo, éstas se ubicarán después de las referencias. Autores •

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Evaluación

Pérez Martínez, E. 2011. Estudio de Conificación de Agua en Yacimientos Naturalmente Fracturados. Tesis de Maestría, UNAM, Programa de Maestría y Doctorado en Ingeniería, México, D.F. Miguel Hernández, N. 2002. Scaling Parameters for Characterizing Gravity Drainage in Naturally Fractured Reservoir. PhD dissertation, University of Texas at Austin, Austin, Texas. PDF (en línea)

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

VOL. 54 No. 7, JULIO 2014 ISSN 0185-3899 ·

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