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Versión PDF - Asociación de Ingenieros Petroleros de México, AC

1. P ens Ps w iae 1 dungrA AREVALO Figura 3 Creaci n de distribuciones para tiempo de retraso en las intervenciones Riesgo operativo certidumbre operativa Profundidad total del pozo Para disponer de una evaluaci n del riesgo operativo ent rminos cuantificables dos 5 Menor de 3 500 m 25 para cada yacimiento consideramos algunos factores como la profundidad que P i Entre 3500 4 000 m 20 programada del objetivo la m xima severidad programada el desplazamiento Mayor de 4 000 m 15 requerido la geometr a del estado mec nico etc A cada factor se le asignan P angulo del poz tres posibles casos teniendo a su vez cada caso un valor correspondiente a una citas fracci n del porcentaje total 100 significar a que tenemos absoluta certeza Menor a igual a 30 grados 23 de lograr el objetivo en tiempo y forma Entre 20 60 godos x Mayor a 60 grados 15 Para cada yacimiento se seleccionan factores de riesgo operativo adecuados a sus caracter sticas y problem ticas Con el valor determinado para cada Desplazamianto a objetivos 2 12 H n sisia Menor 1 000 m 25 caso se genera una distribuci n uniforme considerando la posibilidad de palmada tener un fracaso en un porcentaje igual a 100 menos el valor asignado de Entre 1 001 y 1 500 m 20 certidumbre operativa Mayor o igual a 1 501 m 15 Geometria pozo En el ejemplo siguiente se determin una certidumbre operativa del 70 esto significa que ex
2. Ingres a Pemex Exploraci n y Producci n en agosto de 1994 en el entonces Distrito Comalcalco desarrollando actividades de Ingenier a de yacimientos y de dise o de pozos De marzo de 1998 a agosto de 2000 form parte de la Superintendencia de dise o de pozos de Activo de explotaci n Ku Maloob Zaap De agosto de 2002 a marzo de 2004 labor como Ingeniero de operaci n de pozos del Activo Ku Maloob Zaap De abril de 2004 abril de 2009 colabor en el Activo Integral Ku Maloob Zaap teniendo a su cargo las superintendencias de Ingenier a de producci n de pozos y posteriormente la de sistemas de producci n y productividad de pozos De abril de 2009 a diciembre de 2010 fue l der de equipo de productividad de pozos del Activo Integral Cantarell De enero de 2011 a febrero de 2014 fue Coordinador de programaci n y evaluaci n en el Activo de producci n Cantarell Actualmente tiene a su cargo la Coordinaci n de evaluaci n integral del negocio en la Gerencia de programaci n y evaluaci n de la Subdirecci n de producci n de la Regi n Marina Noreste Es considerado Experto AIPM desde abril de 1998 En junio de 2006 fue reconocido como Experto Distinguido por la Directiva Nacional 2004 2006 de dicha Asociaci n Ha participado en congresos como autor y expositor cuenta con 17 art culos t cnicos nacionales y cinco internacionales Su trabajo en An lisis de estabilidad de pozos es citado en literatura internacional Asociaciones a l
3. En la Figura 2 se presentan los mecanismos de empuje que que la presi n de saturaci n en la cima del yacimiento han actuado en el yacimiento a agotamiento natural b se encuentra por debajo de la presi n de saturaci n el empuje hidr ulico c inyecci n de agua actualmente el casquete de gas es incipiente no obstante ste act a como mecanismo principal es el empuje hidr ulico A pesar de una contrapresi n que reduce el avance del agua 62 y 60 i 0 24 kgicm mmb Expansi n roca fluidos in Pi 386 k i icio de Inyecci n de Agua 58 lt i Empuje hidr ulico i 0 09 kg cm mmb 56 i i Abr 911 0 03 kg cm mmb 544 i 1 i i Empuje hidr ulico E I a 52 4 t A AAA a mima A cba nom momo Pb 175 kglem g i Npactual 2183mmb 50 4 l M I I I 1 i I 48 i i i l i 1 l l 1 46 v 7 Y Ww 0 250 500 750 1000 1250 1500 1750 2000 2250 2500 2750 3000 Np mmb Figura 2 Mecanismos de empuje en el yacimiento Abkatun Centro Con las actuales condiciones de explotaci n la reserva de recuperaci n aprovechando la infraestructura 1P se estima de 6 mmb de aceite y 6 2 mmmpc de gas la existente cual se recuperar mediante la operaci n y mantenimiento estimulaciones peri dicas de los nueve pozos productores Evaluar la eficiencia del proceso e identificar los par metros que inciden en la recuperaci n de Considerando que la roca del yacimiento es de mojabilidad aceite para esc
4. V SSN 0185 3899 DICIEMBRE 2014 VOL 54 HUM 12 wenw a pmac org mx web revista Asociaci n de Ingenieros Petroleros de M xico A C INQ ener id rgano de Divulgaci n T cnica e Informaci n de la DE 2 2 Vol 54 No 12 DICIEMBRE DE 2014 www aipmac org mx web revista Contenido gt 682 Editorial 683 690 Compensaci n del efecto de anomal as someras en datos de aguas profundas del Golfo de M xico con tomograf a y migraci n Q Ibrahim Zoukaneri Paola God nez Andr s Pe a Otila Mayes Mellado Jos Rodolfo Rocha Ruiz 691 708 An lisis integrado para identificar y prevenir el da o causado por la formaci n de salmueras de terminaci n una aplicaci n en campos de Colombia Manuel Guillermo Jaimes Plata R D Castillo A Villar M A Escobar R Dorado 709 723 Optimizaci n del movimiento de equipos de perforaci n y reparaci n de pozos considerando riesgos Eduardo Poblano Romero Juan Manuel Hern ndez Espinosa 724 738 Prueba piloto de inyecci n de gas en el campo Abkatun Centro reactivaci n de un yacimiento naturalmente fracturado maduro mediante un proceso de doble desplazamiento Sergio Garc a Reyes Pamela Maldonado Alonso Alfredo Le n Garc a Oswaldo Quijada Galdona Foto de portada Sonda de Campeche Foto cortes a de Pemex INGENIER A PETROLERA Publicaci n mensual de la Asociaci n de Ingenieros Petroleros de M xico A C Av Melchor Ocampo 193 Torre A Piso 12 Col Ver ni
5. drainage mechanism and increase the oil recovery factor in the area invaded by water The pilot test main goal is the acquisition of strategic information to evaluate the parameters affecting the oil recovery and mitigate the risks of the application process at the field scale Keywords Mature reservoir naturally fractured pilot test double displacement gas injection numerical reservoir simulation gravity drainage secondary recovery tertiary recovery Introducci n El campo Abkatun Centro localizado en la Regi n Marina Suroeste se encuentra a 149 km al noreste del puerto Dos Bocas Tabasco con tirantes de agua entre 30 y 50 m Clasificado como un yacimiento naturalmente fracturado gigante es productor de aceite ligero de 28 API de la formaci n Brecha Paleoceno Cret cico Superior BP KS Con un volumen original de 5 045 mmb de aceite a enero de 2014 ha producido 2 183 mmb equivalentes a un factor de recuperaci n de 43 3 el volumen de aceite remanente asciende a 2 862 mmb Sus caracter sticas principales se muestran en la Tabla 1 Tabla 1 Caracter sticas del yacimiento Abkatun Centro Caracter sticas A o de descubrimiento Extensi n km Espesor neto m Temperatura C Densidad API P yac inicial kg cm P sat kg cm a prof de referencia P yac a nivel medio de disparos kg cm Permeabilidad matriz fractura mD Porosidad Volumen original mmb Producci n enero 2014
6. 01 2043 14 02 2013 26 04 2013 51 61 AMTARLLL 1060 ALP MAYOR 23 12 2012 27 03 2043 20 08 2013 22 12 2013 94 125 MTAREUL 1062 REP MAYOR 11 00 2013 22 03 2013 16 06 2053 18 07 2013 39 xR ANTAREUL 306 MEP MAYOR 31 01 2013 30 04 2073 72 03 7023 16 07 2701 so 156 ANTAREL 2200 4 REP MAYOR 10 00 2013 15 04 2013 2 03 2013 28 05 2013 54 s ANTAREUL 2277 REP MAYOR 78 01 2013 21 02 2013 72 01 1013 11 04 2013 a ro NTARELL 23990 REP MAYOR 11 01 2019 25 01 2003 15 12 2022 35 01 2013 14 33 ANTARELL 247 0 REP MAYOR 15 01 2013 13 02 2003 07 04 2013 21 09 2013 29 167 ANTAREU 769 REP MAYOR 16 02 2013 17 03 2013 08 05 2013 10 08 2013 Pad os ARELL 287 REP_ MAYOR 20 03 2013 18 04 2013 23 09 2013 19 11 2013 29 Ss NT ARE LL 1005 REP MAYOR 29 06 2012 01 01 4013 0 08 7013 06 01 2013 386 190 ANTARELL 302 1 0 RER MAYOR 20 08 2012 01 01 2013 70 08 2012 12 01 2013 134 145 AMTARELL 418 REP MAYOR 15 05 2013 13 06 2013 72 06 2013 30 08 2013 29 63 AMTARLLL 429 SEP MAYOR 16 06 2011 15 07 2013 79 09 7013 06 11 2013 x aK ANTAREUL 435 RE MAYOR 20 31 2018 31 13 2013 004 2013 27 07 2013 41 y ANTAS LA 447 REP MAYOR 0 12 2013 1 12 1013 04 07 2013 26 09 2011 2 a 08 12 2012 07 03 2003 19 10 7012 22 01 2013 89 OUG 17 04 1003 13 08 4033 25 10 2013 rieron Dias de Retraso Dias de Retraso Dias de Retraso mam Das de Retraso DGI PILI PEL SNM 19 24 Mott epncr DE 511 00 TELA 34 54 ues Ren tr Os Eat DA EH ra a 2 Len H 1 2 004 4
7. A 6 oil wells are the most critical in the formation tendency of Fe CO In relation to the analysis of production in the case study presented in this paper G11 after the maintenance work performed in January 2011 a loss of productivity was due to formation damage generated by the use of inadequate completion control brine A nodal analysis for the well G 11 showed a damage ratio of 6 post brine damage pre brine damage The economic analysis showed that G 11 oil well productivity losses represents close to USD 10 million for the assessment of a 6 year scenario VOL 54 No 12 DICIEMBRE 2014 ISSN 0185 3899 Nomenclature SEM Scanning Electron Microscope Unit K1 Producing formations K1 Unit T2 Producing formations T2 Unit K2 Producing formations K2 g cm grams cubic centimeter Ib gal pounds gallon w o water in Oil emulsion NHA4CI Ammonium chloride NaCl Sodium chloride NaBr Sodium Bromide KCI Potassium chloride CaCl Calcium chloride CaBr Calcium bromide ZnBr Zinc bromide AFQ Physical Chemical Analysis ST Tendency to form scale BaSO Barium Sulfate Caco Calcium Carbonate Fe O Iron oxide BaCO Barium Carbonate um micro meter AOF Absolute Open Flow VPN Net Present Value References API RP 42 Laboratory Testing of Surface Active Agents for Well Stimulation Section 1 Emulsion Tests for Characterization of Surface Active Agents in Acid Brine or Oil Section
8. Camacho Vel zquez Petr leos Mexicanos H ber Cinco Ley Universidad Nacional Aut noma de M xico Yuri Valerievich Fairuzov Universidad Nacional Aut noma de M xico Faustino Fuentes Nucamendi Petr leos Mexicanos N stor Mart nez Romero Michael Prats Consultor EUA Edgar R Rangel Germ n Comisi n Nacional de Hidrocarburos Fernando J Rodr guez de la Garza Petr leos Mexicanos Fernando Samaniego Verduzco Universidad Nacional Aut noma de M xico Francisco S nchez Sesma Universidad Nacional Aut noma de M xico C sar Su rez Arriaga Universidad Michoacana de San Nicol s Hidalgo C sar Trevi o Trevi o Universidad Nacional Aut noma de M xico Jaime Urrutia Fucugauchi Universidad Nacional Aut noma de M xico Surendra Pal Verma Jaiswal Universidad Nacional Aut noma de M xico Colegio de Ingenieros Petroleros de M xico A C Lic Eva Myriam Soroa Zaragoza Consultora Editorial Lic Franco V zquez Asistencia t cnica Asesor a durante el proceso de revitalizaci n de la revista Ingenier a Petrolera Ingenier a Petrolera 681 Editorial Cuando este n mero de la revista Ingenier a Petrolera de la Asociaci n de Ingenieros Petroleros de M xico A C est al alcance de los asociados llegaremos a la conclusi n de un a o m s de actividades tanto profesionales como gremiales siempre que se cierra un ciclo por rutina o por asociaci n natural surge la idea de hacer un balance lo
9. G 1979 Introduction to Oilfield Water Technology Houston Texas National Association of Corrosion Engineers Semblanza del autor Manuel Guillermo Jaimes Plata Pinz n Torres C Garcia Ortiz L S y Rodriguez Osorio D F 2009 Modelamiento Termodin mico para la Inhibici n de Incrustaciones de Carbonato de Calcio en Sistemas Hidrocarburos Revista Ingenier a y Regi n 6 1 33 43 Priego Feria O y Zamudio L pez G 2002 Propuesta e Implementaci n de Mejora del Desalado de Petr leo Crudo del Campo Samario lll Efecto del Uso de Dos Etapas y Modificaci n del Mezclado del Agua de Diluci n Tesis de maestr a Universidad de las Am ricas Puebla Escuela de Ingenier a Cholula Pue M xico http catarina udlap mx u dl a tales documentos mip priego f o capitulo2 pdf descargado el 3 de marzo de 2014 Villar Garc a A y Castafieda Monsalve D C 2011 Informe Evaluaci n de Tratamientos de Estimulaci n Org nica Salmueras de Trabajo y Fluidos de Control de P rdidas para la Superintendencia de Operaciones de Mares SOM ECOPETROL Bogot Colombia Ingeniero de Petr leo se gradu de la Universidad Industrial de Santander Colombia en marzo de 1990 Actualmente cuenta con 24 a os de experiencia profesional en la compa a petrolera estatal de Colombia Ecopetrol de 17 a os como ingeniero de campo y los ltimos siete a os liderando proyectos de optimizaci n de la producci n de la investigaci n y des
10. I Ramiro Rodr guez Campos Ing Jos Guadalupe Galicia Barrios M en Pl cido Gerardo Reyes Reza Dr N stor Mart nez Romero Ing Lauro Jes s Gonz lez Gonz lez Consejo Nacional de Honor y Justicia M en Carlos Rasso Zamora Ing Javier Hinojosa Puebla M en C Javier Ch vez Morales Delegaci n Ciudad del Carmen Ing Jos Del Carmen P rez Damas Delegaci n Coatzacoalcos M l Eleuterio Oscar Jim nez Bueno Delegaci n Comalcalco Ing Rafael P rez Herrera Delegaci n M xico Ing Luis Francisco S nchez Le n Delegaci n Monterrey Ing Carlos Miller Farf n Director Editorial Coordinaci n Editorial 680 Ingenier a Petrolera Laura Hern ndez Rosas M en Ad n E Oviedo P rez M en l Jos Luis Fong Aguilar Presidentes Delegacionales Delegaci n Poza Rica Ing Luis Lauro De La Garza Sald var Delegaci n Reynosa Ing Jos Adalberto R os Espit Delegaci n Tampico Ing Jorge Alberto Hern ndez Cant Delegaci n Veracruz Ing Juan Echavarr a S nchez Delegaci n Villahermosa Ing Jorge Rodr guez Collado Revista Ingenier a Petrolera M en I Pl cido Gerardo Reyes Reza email hernandezr aipmac org mx Consejo Editorial Roberto Aguilera University of Calgary V ctor Hugo Arana Ortiz Petr leos Mexicanos Jorge Alberto Ar valo Villagr n Petr leos Mexicanos Jos Luis Bashbush Bauza Schlumberger Thomas A Blasingame Texas A amp M University Rodolfo Gabriel
11. No pozos productores Qo promedio mbd Qg promedio mmpca RGA m m Fw 9 Np mmb Fr VOL 54 No 12 DICIEMBRE 2014 ISSN 0185 3899 Abkatun Centro 1980 71 240 140 28 386 175 127 150 2 000 8 5 045 6 2 7 5 215 16 2 183 43 3 Ingenier a Petrolera 725 Prueba piloto de inyecci n de gas en el campo Abkatun Centro reactivaci n de un yacimiento naturalmente fracturado maduro mediante un proceso de doble desplazamiento p p 724 738 E El campo fue producido por agotamiento natural y estuvo ocasionado que ste se encuentre invadido en m s de un sometido a un periodo de inyecci n de agua de marzo 90 Figura 1 Los pozos productores se encuentran en de 1991 a diciembre del 2006 lo cual combinado con la cima de la formaci n y se estima que el contacto agua la presencia de un acu fero de mediana actividad ha aceite ha avanzado en promedio 630 metros Qo Qw mbd 320 450 280 240 200 3 RGA mm Presi n de yacimiento kgicm Fw 4 No de pozos productores o ene 80 ene 84 ene 88 ene 92 ene 26 ene00 ene 04 ene 08 ene 12 Figura 1 Historia de presi n producci n del yacimiento Abkatun Centro 726 Ingenier a Petrolera VOL 54 No 12 DICIEMBRE 2014 ISSN 0185 3899 Sergio Garc a Reyes Pamela Maldonado Alonso Alfredo Le n Garcia Oswaldo Quijada Galdona E
12. Q relacionado al primer tipo de atenuaci n es conocida como Q residual y el ltimo como Q background o aparente La suma de ambos produce el Q total o Q efectivo 1 q total gt q residual i q background Una compensaci n eficiente del efecto de atenuaci n depende entonces de la habilidad para estimar directamente el Q efectivo o los componentes del Q total En ese trabajo mostramos la metodolog a para estimar cada uno de los componentes para creaci n del modelo de Q total Figura 1 PSDM de una secci n s smica mostrando atenuaci n por anomal a somera 684 Ingenier a Petrolera VOL 54 No 12 DICIEMBRE 2014 ISSN 0185 3899 Ibrahim Zoukaneri Paola God nez Andr s Pe a Otila Mayes Mellado Jos Rodolfo Rocha Ruiz Metodolog a Estimaci n del modelo de Q background En un medio visco el stico la absorci n afecta el contenido de frecuencias las frecuencias m s altas sufren mayor y m s r pida atenuaci n que las frecuencias bajas El m todo propuesto para estimar el Q background est basado en la medici n del cambio de frecuencia a lo largo del trayecto del rayo s smico Considerando una onda emitida desde la fuente s smica con cierta frecuencia esa onda se trasmite a trav s del medio disipativo y llega al objetivo luego ser registrada en la superficie con una frecuencia diferente resultado de la atenuaci n sufrida en la trayectoria de los rayos Esta variaci n de frecuencia de la onda
13. VPN en este caso que considera razonable manejar de acuerdo con su experiencia desarrollada ser posible determinar si es conveniente rezagar o adelantar pozos en el tren ordenado maximizando las ganancias Pensemos por un momento que el riesgo permisible desviaci n est ndar del VPN es de 350 MMS para los pozos en el tren de trabajo del equipo 6012 y de 500 MMS en el caso del 9094 con esto el tren que se propone considerar rezagar los pozos C 209 Ek 5 y Ek 17 por observancia de sus desviaciones est ndar probabilistas determinadas Los trenes de trabajo ser n los siguientes N un Figura 14 Tren ptimo considerando ganancias y riesgo 720 Ingenier a Petrolera VOL 54 No 12 DICIEMBRE 2014 ISSN 0185 3899 Eduardo Poblano Romero Juan Manuel Hern ndez Espinosa E Pron sticos de producci n probabilistas Tomando en producci n probabilistas stos pueden ser por pozo cuenta todas las variables con sus respectivas distribuciones plataforma y o equipo de perforaci n y reparaci n de pozos de probabilidad es posible construir pron sticos de RMA C 239 Equipo 6012 2000 Qo Bpd o8 88888 8 BB Mean u 1 Std Dev E Min Max IICA ACI 28838255555 gt E 64 D 4 A E a 3 3 3 ERAS TLALE EES ER 5 F Figura 15 Pron sticos de producci n probabilistas Pr ximos pasos y conclusiones Se logr transformar l
14. banco de aceite y desplazar el agua que invade actualmente las fracturas hacia la parte baja del yacimiento El gas inyectado debe ser capaz de desplazar el aceite de la matriz por gravedad para que ste se mueva hacia las fracturas Un proceso de doble desplazamiento se recomienda bajo las siguientes condiciones en yacimientos naturalmente fracturados Alto relieve estructural en Abkatun Centro ste es mayor a 800 mv Buena comunicaci n vertical Alta permeabilidad efectiva promedio en el campo Aceite de tipo ligero o vol til RGA de media a alta Coeficiente de partici n entre 20 50 en Abkatun Centro en la formaci n BP la partici n matriz fractura promedio es de 50 50 Sistema de matriz de buena permeabilidad que alimente el sistema de fracturas Baja viscosidad del aceite A fin de contar con soporte t cnico para la justificaci n de la implementaci n de este proceso en el campo Abkatun Centro se han llevado a cabo estudios de laboratorio desplazamientos en n cleos de di metro completo y estudios de simulaci n utilizando un modelo robusto y actualizado La prueba piloto del proceso de doble desplazamiento tendr como objetivo tomar informaci n estrat gica que permita evaluar par metros clave que inciden en la recuperaci n de aceite algunos aspectos son 728 Ingenier a Petrolera 1 Gasto de inyecci n apropiado para promover el drene gravitacional y balancear las fuerzas gravit
15. chemical analysis of produced water obtained as mentioned above The tendency of a mineral to precipitate or remain in solution VOL 54 No 12 DICIEMBRE 2014 ISSN 0185 3899 is determined by the scale index SI or the scale tendency ST In general positive values of SI gt 0 indicate trends for precipitation and negative for dissolution Values gt 1 of ST indicate the number of folds that water is supersaturated so theoretically the mineral may precipitate This prediction is based on thermodynamics Kinetically it is considered that in order to have physical evidence of the presence of mineral precipitate ST must be greater than 4 Additionally an estimated amount of scale that could precipitate at specific conditions which serve as reference data to establish the criticality of the problem at each point is calculated This amount depends on the flow rate handled in the process the pressure and the temperature 2 In order to determine the compatibility of the treatments with the formation fluids a fluid fluid interaction test based on the standard AP RP 42 is performed For this assessment usually oil and formation water taken from the well being tested is used The oil must contain a BS amp W lt 15 measured under the ASTM D4007 standard If formation water is not available or the amount is insufficient a synthetic equivalent brine can be prepared based on the physicochemical analysis data of it obtained as menti
16. de la eficiencia de inyecci n de gas contra la producci n atribuible de aceite durante el horizonte de la prueba piloto VOL 54 No 12 DICIEMBRE 2014 ISSN 0185 3899 Ingenier a Petrolera 733 Prueba piloto de inyecci n de gas en el campo Abkatun Centro reactivaci n de un yacimiento naturalmente fracturado maduro mediante un proceso de doble desplazamiento p p 724 738 Estudios de laboratorio A fin de dar soporte al proyecto de doble desplazamiento se realizaron estudios con n cleos de di metro completo y fluidos representativos del campo El objetivo fue comparar cualitativamente los factores de recuperaci n obtenidos en laboratorio con la inyecci n de diferentes gases Las pruebas mostraron que con la inyecci n de gas en sentido inverso al avance del agua se desplaza parte del aceite remanente que dej el agua a su paso por la roca del yacimiento El gas natural logr incrementar notablemente la recuperaci n de aceite mientras que la inyecci n de nitr geno result ser poco efectiva El desarrollo de los experimentos consisti en reproducir el comportamiento hist rico de la presi n del yacimiento en un apilamiento de n cleos de 32 cm de longitud emulando una zona de alto fracturamiento mediante una fractura anular y considerando un periodo de declinaci n natural una etapa de inyecci n de agua hasta las condiciones actuales del yacimiento y finalmente la inyecci n de un gas gas natural nitr geno y
17. de la fuente y receptor puede ser relacionada al tiempo disipativo Quan and Harry 1997 Una vez estimado el tiempo disipativo de cada trayectoria del rayo el factor de atenuaci n puede ser estimada utilizando el m todo de inversi n de tipo tomogr fica Fm a 1 Donde a es el vector de tiempos disipativos F es la matriz que contiene los rayos y el modelo de velocidad m es el vector del factor Q La ecuaci n 1 es resuelta por algoritmos de optimizaci n por ejemplo el m todo de conjugado gradiente Estimaci n del modelo de Q residual La estimaci n de Q residual es hecha a partir de la variaci n de amplitudes sobre un horizonte de referencia La Figura 2 resume el proceso donde se muestra un cubo de un plano de offset a cierta frecuencia Asumiendo que se ha picado un horizonte apropiadamente escogido un mapa de raz n de amplitudes puede ser estimado utilizando la parte no afectada como amplitud de referencia Figura 2 Esquema de la tomograf a Q utilizando la raz n de amplitudes VOL 54 No 12 DICIEMBRE 2014 ISSN 0185 3899 Ingenier a Petrolera 685 Compensaci n del efecto de anomal as someras en datos de aguas profundas del Golfo de M xico con tomograf a y migraci n Q p p 683 690 Posteriormente a partir del trazado de rayos el efecto de la atenuaci n puede ser acumulado a lo largo de la trayectoria de los rayos desde el horizonte hacia la superficie Repitiendo el proceso para otros planos
18. las ondas s smicas causando disminuci n de la amplitud y atenuaci n de frecuencias resultando a su vez en cambios de fase de la se al y limitando el an lisis de atributos de f sica de rocas porosidad permeabilidad e indicadores de AVO Para resolver ese problema CGG desarroll recientemente un algoritmo robusto basado sobre una inversi n tomograf a Q La inversi n considera dos pasos importantes estimar los tiempos disipativos a partir de los cambios espectrales del dato y luego integrar esos tiempos en una malla tomogr fica basada sobre trazado de rayos para obtener un modelo volum trico del factor Q La t cnica presentada en ese trabajo aborda en primera instancia la construcci n del modelo Q de background y en segundo lugar el modelo Q residual la suma de ambos modelos permite obtener un modelo total de Q del medio disipativo La aplicaci n de la compensaci n con la QPSDM se prob en datos del Golfo de M xico resultando ser una soluci n muy eficiente para compensar los efectos de las anomal as someras observadas en el rea sin comprometer el an lisis de AVO Palabras clave Anomal as someras aguas profundas Golfo de M xico tomograf a migraci n Q Compensation of shallow anomalies effects in deep water of GOM using Q tomography and Q migration Abstract When the seismic waves propagate in a viscoelastic medium such as gas cloud and hydrates 1t suffer from an amplitude attenuation the frequency loss and phase
19. m s ntimo y objetivo posible con el fin de valorar los logros obtenidos y reflexionar sobre los proyectos pendientes por realizar con el fin de estar en posibilidad de saber acerca de los avances o retrocesos alcanzados en todos los mbitos de nuestra existencia y si los acontecimientos permiten anticipar cu l ser la tendencia que predomine en lo porvenir Entre los muchos temas que reclaman nuestra profunda reflexi n destaca el relacionado con los cambios que se est n gestando en la industria petrolera nacional los cuales llevan a romper con aquellos c nones establecidos que en cierta forma han limitado su desarrollo y crecimiento De la mano de los mencionados vendr n cambios propios en la Asociaci n por la estrecha relaci n que existe entre la industria y nuestra asociaci n gremial creada en 1958 para apoyar con firmeza y entusiasmo a la sociedad mexicana a Petr leos Mexicanos y a los dem s entes que conforman la industria petrolera en M xico La situaci n actual del mundo y de nuestro pa s refleja un fen meno dual por un lado vemos distintos logros del ingenio humano como el encontrar un cometa a unos 600 millones de km de distancia de la Tierra y hacer descender en l un m dulo que lo acompa ar en su acercamiento al Sol y por el otro somos testigos de la lamentable p rdida de valores en la sociedad moderna Parecer a que el ser humano estuviera irremediablemente condenado a alcanzar las cimas m s altas d
20. p 709 723 4 An lisis de escenarios La generaci n de escenarios de producci n evaluando la eficiencia econ mica de lasintervenciones y la consideraci n de los principales riesgos asociados a los trabajos en los pozos nos permite seleccionar aquellos escenarios que presentan la mejor rentabilidad y los menores riesgos Con los resultados probabilistas comparando valor media vs riesgo deviaci n est ndar considerando el indicador econ mico valor presente neto mediante un an lisis de frontera eficiente en el cual se pueden identificar las oportunidades que generen mayor valor y su riesgo econ mico asociado se visualizan los escenarios permitiendo la selecci n de la mejor propuesta acorde con el riesgo que el Activo considere adecuado Frontera Eficiente por Pozo 6 000 5 000 4 000 3 000 VPN Media MMS 2 000 1 000 A go 2192 ee 800 VPN Des Estandar MMPesos 1 000 El riesgo es medido en el eje horizontal y el retorno esperado en el eje vertical este tipo de an lisis coadyuva para tener una mejor visi n y para sustentar la toma decisiones no necesariamente la mejor opci n es la que tiene menor riesgo a veces es lo contrario se gana m s con la opci n con mayor riesgo es de acuerdo al nivel de riego que se est dispuesto a asumir El inversionista podr escoger la opci n que prefiera dado su apetito o grado de aversi n al riesgo Si se quieren retornos altos sin importar
21. s Miranda Luis Eugenio D vila De G rate Ernesto Franco Delgado Iv n P rez Hern ndez Edher Ram rez Loaeza Mariervy Urbina Gerardino Abdenago Zambrano Pina Fredy L pez Samado Nelly Villegas Garc a Hugo Saucedo Reyes Mois s Huicochea Campos Javier Alejandro Carrero Zambrano Juan Moirano Juan Tavella Gabriela Zanca Marco V zquez Garc a Humberto Salazar Soto Carlos Garc a Guti rrez Autor es Juan Gerardo del ngel Morales Mar a de Jes s Correa L pez Javier ngeles Z iga Ricardo Trejo Ram rez Primo Dionisio Ch vez V zquez VOL 54 No 12 DICIEMBRE 2014 ISSN 0185 3899 Desarrollo no convencional de un yacimiento naturalmente fracturado YNF en el campo Furbero del APATG Monitoreo continuo del avance de los contactos agua aceite y gas aceite mediante pozos monitores productores en el APKMZ caso Zaap 50 Septiembre T tulo Efectos de la inyecci n de nitr geno Sartas de velocidad para mantener flujo continuo en pozos de gas con carga de l quidos Obtenci n de la compresibilidad como una propiedad en un modelo 3D en yacimientos naturalmente fracturados Caso de aplicaci n campo May An lisis geol gico integral desde el punto de vista de explotaci n en los campos del norte de la Sonda de Campeche Octubre T tulo Modelo est tico 3D de doble porosidad de un campo de crudo extrapesado Expectativas de la industria petrolera con relaci n a los nuevos ingenie
22. tulo del trabajo en ingl s y espa ol deber ser corto y conciso sin que exceda de 15 palabras e Datos de los autores y coautores nombre completo instituci n a la que pertenecen direcci n postal tel fono s direcciones y correo electr nico e Resumen Elaborar uno en espa ol y otro en ingl s los cuales no excedan de 250 palabras cada uno e Palabras clave en espa ol e ingl s Incluir seis descriptores eningl s y en espa ol para facilitar la recuperaci n de la informaci n en las bases de datos especializadas La estructura de los art culos deber contener e Introducci n e Desarrollo del tema e Conclusiones e Nomenclaturas e Agradecimientos e Ap ndices en su caso e Referencias e Trayectoria profesional de cada autor Las expresiones matem ticas deber n ser escritas claramente cuidando que sean legibles los s mbolos y utilizando el Sistema Internacional de Unidades Las referencias enunciadas en el desarrollo de los trabajos deber n anotarse indicando el apellido del autor y el a o de su publicaci n por ejemplo Recientemente Gracia 1996 o bien En un trabajo reciente Gracia 1996 Para tres autores o m s Gracia et al 1996 o Gracia et VOL 54 No 12 DICIEMBRE 2014 ISSN 0185 3899 al 1996 Estas referencias se citar n al final del texto y en orden alfab tico al final del trabajo de acuerdo al manual establecido por la SPE Publication Style Guide Lib
23. vs L 2 Wellhead SOURCE THE AUTHORS Figure 6 Scale forming tendency of the brine formation water mixture at wellhead and reservoir conditions Plugging by solids control brine a sample of A 13 produced water was filtered using a 0 45um membrane SEM analysis of elemental In order to quantitatively determine the suspended solids in composition of the solid of the cake was performed see the aqueous vehicle used in the preparation completion well Figure 7 Element Relative Abundance E ME a a i i SOURCE THE AUTHORS Figure 7 SEM Analysis of solids in water Well A 13 amp Micrograph particle detail VOL 54 No 12 DICIEMBRE 2014 ISSN 0185 3899 Ingenier a Petrolera 703 An lisis integrado para identificar y prevenir el da o causado por la formaci n de salmueras de terminaci n una aplicaci n en campos de Colombia p p 691 708 E Particles larger than 2 microns of the following elements Bacterial action and compunds were found Si Al Ca Fe K Na iron oxides Fe O silica SiO Barium Sulfate BaSO fragments of A microbiological analysis was conducted on the organic material with size between 57 and 350 microns completion well control brine A 13 with the aim of pyrite FeS2 and calcium carbonate CaCO It is worth identifying the presence of bacteria and thus define if the use noting that these larger than 2 microns particles can cause of a bactericide or biocide is necessary for
24. 12 DICIEMBRE 2014 ISSN 0185 3899 Normas NRF 005 PEMEX 2000 Protecci n Interior de Ductos con Inhibidores 2000 M xico D F PEMEX Comit de Normalizaci n de Petr leos Mexicanos y Organismos Subsidiarios Software Eclipse Reservoir Engineering Software 2005 Schlumberger http www slb com content services software resent 7 Los autores deber n anotar una semblanza de su trayectoria profesional que no rebase las 100 palabras en el idioma en que se escribi el art culo stas se ubicar n despu s de las referencias Autores e El autor deber ceder los derechos a la revista Ingenier a Petrolera de la AIPM e El art culo deber ser original y compromete a sus autores a no someterlo simult neamente a la consideraci n de otra publicaci n e La responsabilidad del contenido de los art culos sometidos a la publicaci n corresponde a los autores Evaluaci n Todos los art culos presentados ser n valorados previamente por dos o m s expertos del Comit T cnico de Expertos de la Asociaci n de Ingenieros Petroleros de M xico AC y posteriormente por la Comisi n Editorial quienes estudiar n su contenido y dar n una opini n acerca su publicaci n En este proceso participan especialistas reconocidos y de alto nivel en la materia con habilidad y experiencia para evaluar de manera confiable y expedita tanto la calidad y la originalidad como el m rito del contenido de los art culos Sobretir
25. 19 1 Quan Y y Harris J M 1997 Seismic Attenuation Tomography Using Frequency Shift Method Geophysics 62 3 895 905 http dx doi org 10 1190 1 1444197 Xie Y Xin K F Sun J et al 2009 3D Prestack Depth Migration with Compensation for Frequency Dependent Absorption and Dispersion 79th Annual International Meeting SEG Expanded Abstracts http dx doi org 10 1190 1 3255457 Xin K F y Hung B 2009 3D Tomographic Q Inversion for Compensating Frequency Dependent Attenuation and Dispersion 79th Annual International Meeting SEG Expanded Abstracts http dx doi org 10 1190 1 3255707 Maestro y Doctor en Geof sica aplicada por la Universidad Federal de Bahia Brasil Desde 2010 comenz como Geofisico de procesamiento de dado s smico en CGG Villahermosa a partir de 2012 es el encargado de la investigaci n en la misma compa a 690 Ingenier a Petrolera VOL 54 No 12 DICIEMBRE 2014 ISSN 0185 3899 Art culo arbitrado An lisis integrado para identificar y prevenir el da o causado por la formaci n de salmueras de terminaci n una aplicaci n en campos de Colombia Manuel Guillermo Jaimes Plata R D Castillo A Villar M A Escobar Ecopetrol S A R Dorado Natfrac Corporation Informaci n del art culo Recibido junio de 2014 aceptado diciembre de 2014 Resumen Despu s de realizar varios trabajos de reacondicionamiento de pozo se ha evidenciado una reducci n considerable en la p
26. 2 Surface Active Agent Evaluation by Flow Test in Cores second edition 1977 Washington DC API API RP 42 Laboratory Testing of Surface Active Agents for Well Stimulation Section 3 Interfacial Tension and Wettability second edition 1977 Washington DC API Howard S 2012 Manual T cnico de Formiatos Secci n B10 Compatibilidad con el Reservorio Boston Massachusetts Cabot Corporation http www salmuerasdeformiato com Portals 16 Tech 20Manual 20Spanish MANUALDEFORMIATOS B10 Compatibilidad con el reservorio pdf descargado el 3 de marzo de 2014 Ingenieria Petrolera 707 An lisis integrado para identificar y prevenir el da o causado por la formaci n de salmueras de terminaci n una aplicaci n en campos de Colombia p p 691 708 Islas Silva C 1991 Manual de Estimulaci n Matricial de Pozos Petroleros M xico D F Colegio de Ingenieros Petroleros de M xico A C Jaimes Plata M G Castillo N ez R D Poveda Malaver D M et al 2011 Selecci n y Evaluaci n de Fluidos de Estimulaci n y Completamiento en Pozos de las Superintendencias SOC SOM SOR SOP SOH POB y GNO de ECOPETROL Bogot Colombia Marfisi S y Salager J L 2004 Deshidrataci n de Crudo Principios y Tecnolog a M rida Venezuela Cuaderno FIRP Universidad de los Andes Escuela de Ingenier a Qu mica http www firp ula ve archivos cuadernos S853PP Deshidratacion pdf descargado el 3 de marzo de 2014 Ostroff A
27. 5 Pwf 2887 5 Q 382 43 S POST BRINE S PRE BRINE 6 Downhole Flowing Pressure psia Production index AOF C coefficient n coefficient STB day psi STB day ST Bidaypsi2n 1 2223 4392 5 Vogel 0 2874 1032 7 Vogel 1 2223 4392 5 Vogel SOURCE THE AUTHORS Figure 9 Nodal analysis with and without damage caused by completion brine on G 11 oil well VOL 54 No 12 DICIEMBRE 2014 ISSN 0185 3899 Ingenier a Petrolera 705 An lisis integrado para identificar y prevenir el da o causado por la formaci n de salmueras de terminaci n una aplicaci n en campos de Colombia p p 691 708 Economic assessment damage caused by completion brine taking into account Figures 10 and 11 show the economic evaluation VPN the loss of productivity that was presented in G 11 after a job done in January 2011 for two production scenarios with and without formation VPN _SegS828888 PE SOURCE THE AUTHORS Figure 10 Economic assessment without damage caused by completion brine G 11 oil well SOURCE THE AUTHORS Figure 11 Economic assessment with damage caused by completion brine G 11 oil well 706 Ingenier a Petrolera VOL 54 No 12 DICIEMBRE 2014 ISSN 0185 3899 Manuel Guillermo Jaimes Plata R D Castillo A Villar M A Escobar R Dorado Conclusions and recommendations An improper selection of the completion brine can generate a level of formation damage an
28. 5 mmpcd Ingenier a Petrolera 729 Prueba piloto de inyecci n de gas en el campo Abkatun Centro reactivaci n de un yacimiento naturalmente fracturado maduro mediante un proceso de doble desplazamiento p p 724 738 Inyecci n 35 mmpcd en el pozo Abk 97D Figura 4 Distribuci n de fluidos en la fractura durante el proceso de inyecci n de gas para las corridas de 35 y 50 mmpcd 730 Ingenier a Petrolera VOL 54 No 12 DICIEMBRE 2014 ISSN 0185 3899 Sergio Garc a Reyes Pamela Maldonado Alonso Alfredo Le n Garcia Oswaldo Quijada Galdona Inyecci n 35 mmpcd en el pozo ABK 97D Enero 2019 Pr Figura 5 Distribuci n vertical del gas de inyecci n para la corrida de 35 mmpcd En la Figura 6 se muestra el movimiento de los contactos gas aceite y agua aceite contra la profundidad para el gasto de inyecci n de 35 mmpcd Se observa la reducci n de la saturaci n de aceite en la matriz en la zona afectada por el gas Posteriormente se realizaron corridas con los pozos que se encuentran produciendo considerando reparaciones mayores y cambios de intervalos a fin de maximizar el Saturaci n de aceite fracci n 04 0 50 060 arn 0 4 090 100 TVD_55 metros ge 3 Ma r a_2018 Matriz _2019 Original a hatrin D020 Mit ria 2021 Matrie D02 beneficio a obtener con la prueba piloto En la Figura 7 se presenta una secci n transversal con la ubicaci n de los pozos productore
29. 55 CANTAFELL 0 CANTARELL 3004 DCTOC V Broca TOC CANTARELL 105 CANTARELL 23 CANTAREUL 2470 CANTAPELL 287 SHL CANTARELL 207 RAMEE S2H4 3 V AMBE SAH CANT ARELL 434 CANTAPELL 252 CANTAFELL AS _ CANTARELL128 CANTAFELL423 CANTAFELL 430 CANTAPELL 2240 E FE sjaa z yasa vaa y 3436 w29 10330 7mo SSREREEFSEERSSTEPSRSSSERSE ESTE SUB E RE RR V sis Sit a 56 sis AA OH As 33 me so EN a 413 237 0 Figura 12 Resultados probabilistas por pozo equipo VOL 54 No 12 DICIEMBRE 2014 ISSN 0185 3899 Ingenier a Petrolera 719 Optimizaci n del movimiento de equipos de perforaci n y reparaci n de pozos considerando riesgos p p 709 723 Secuencia ptima para cada tren Optimizaci n hace referencia a buscar la mejor manera de realizar una actividad En este caso optimizar un movimiento de equipo se refiere a realizar una distribuci n Original VPN Media Secuencia Mayor VPN Media de los recursos que asegure una mejor captura de valor y un menor riesgo econ mico asociado En la Figura 13 se presentan dos posibles reordenamientos considerando los resultados probabilistas de acuerdo con la mayor ganancia y con el menor riesgo Secuencia Menor Riesgo Econ mico Figura 13 Secuencias de m xima ganancia y m nimo riesgo equipos 6012 y 9043 Toda vez que el grupo tomador de decisiones est sensible al orden de magnitud del riesgo valores de desviaci n est ndar del
30. EAR WELL COMPANY 3 Fm A1 Fm A2 FmB2 FmC2 FmD2 FmE2 FmF2 FmA3 FmB3 FmC3 D3 12 2012 aso ara aso anan ome J xo ss Essuca V sur Y a ae RS T INN a A Cen or pass ore LES ES EET LETS SETS SOURCE THE AUTHORS VOL 54 No 12 DICIEMBRE 2014 ISSN 0185 3899 MSN IN Ingenier a Petrolera 699 An lisis integrado para identificar y prevenir el da o causado por la formaci n de salmueras de terminaci n una aplicaci n en campos de Colombia p p 691 708 Completion well control brine vs formation water A physicochemical analysis of the water for preparing the brine A 13 and wellhead samples produced water of some of the wells with loss of productivity as noted in Table 4 were performed Table 4 Physical chemical analysis of brine base and produced water horizons K1 K2 and T2 Ca po Ba sr Fe STD SALINITY LS SiO mol mgl mg mg l mg mgt mgt Naci 80C magi RESIST DATE WELL FORMATION wm SOURCE ECP The ions present in higher concentrations in formation water Ca Fe Ba HCO3 etc Under certain conditions of pressure temperature and saturation decrease their solubility in the system and can be precipitated as inorganic scale With the help of a simulation software and physicochemical analysis presented on Table 5 it was possible to predict the scaling tendency of produced water alone and mixed with completion control br
31. En la Figura 1 se muestra una secci n migrada en profundidad donde la atenuaci n es causada por la anomal a somera de gas hidrato Se observa que las estructuras geol gicas debajo de la anomal a sufren una degradaci n de la resoluci n y p rdida de amplitud Esto evidencia el l mite del uso de procesamiento s smico convencional para la generaci n de una correcta imagen s smica y consecuentemente dificultando los procesos posteriores de inversi n s smica y an lisis de AVO en los niveles estratigr ficos de inter s subyacentes a las anomal as s smicas someras Como consecuencia se dificulta la interpretaci n y caracterizaci n de yacimientos 1 1 La metodolog a QPSDM ha demostrado ser una herramienta robusta para superar eficientemente el problema En los recientes a os CGG desarroll algoritmos de estimativa del factor Q basado sobre m todos de inversi n tomogr fica con trazado de rayos Xie et al 2009 Una vez determinado el modelo de Q la compensaci n del efecto es realizada durante el proceso de migraci n en profundidad donde las distorsiones de fase disminuci n de amplitud y frecuencias son compensadas usando trazado de rayos Xin and Hung 2009 La atenuaci n puede ser dividida en dos partes importantes la atenuaci n intr nseca debido a absorci n de medios viscoel sticos tales como gas hidrato y la atenuaci n aparente debido a p rdida de energ a en las interfaces del medio geol gico El factor
32. MATION PRODUCTION CURVES 1 COMPILATION E VALIDATION OF RESERVOIR E PRODUCTION Figure 3 Experimental evaluation methodology Left 8 Integrated analysis methodology right Production analysis The methodology for assessing productivity losses includes a diagnostic diagram with an analysis of the production history fluid levels pump inlet pressures events extraction conditions etc This analysis complements the experimental evaluation see Figure 3 right The integrated analysis was applied in 10 wells of A S and G oilfields in Colombia after underground maintenance work in order to determine the causes of production losses and to design the appropriate completion brines and stimulation treatments Selection of wells Wells selected for this study were those which after maintenance work have reduced their production see Table 1 left which as mentioned was caused by formation damage generated completion brine Table 1 right Table 1 Wells of the A S field with productivity loss left amp completion brine or control fluid used in the A S field right FORMATION BSW OBSERVATION SOURCE THE AUTHORS 698 Ingenier a Petrolera BRINE COMPANY 1 ADDITIVE FUNCTION FORMULA A1 VOL 54 No 12 DICIEMBRE 2014 ISSN 0185 3899 Manuel Guillermo Jaimes Plata R D Castillo A Villar M A Escobar R Dorado Case study As case study the evaluation and appropriate selection of complet
33. T of the mixture of produced water and completion well control brine at wellhead and non scaling Ingenier a Petrolera 701 VOL 54 No 12 DICIEMBRE 2014 ISSN 0185 3899 An lisis integrado para identificar y prevenir el da o causado por la formaci n de salmueras de terminaci n una aplicaci n en campos de Colombia p p 691 708 When V brine increases up to 40 CaCO3 ST increases after decreases When V brine increases up to 40 CaCO3 ST increases after decreases When V brine increases up to 30 increases the When V brine increases up to 40 increases the FeCO3 ST after decreases FeCO3 ST after decreases SOURCE THE AUTHORS Figure 4 Scale tendency of the brine formation water mixture at wellhead conditions HHN When Y base normases up 3 00 CaCO3 ST increases after reduces ta moderate carrdtion Whee WV brine mctesses up to 60 CaCO3 ST increases after reduces 3o When SY Seine increases up to 20 FeOO09 ST eorea es alter reduces to moderate conden alante condition Wher LV bene increases up to 20 FeCOG ST creas after reduces to moderate condition SOURCE THE AUTHORS Figure 5 Scale tendency of the brine formation water mixture at reservoir conditions 702 Ingenieria Petrolera VOL 54 No 12 DICIEMBRE 2014 ISSN 0185 3899 Manuel Guillermo Jaimes Plata R D Castillo A Villar M A Escobar R Dorado Mixture Caco3 Fe 2CO3 SrCO3 A 13
34. a como ingeniero de yacimientos en el Activo de Producci n Abkatun Pol Chuc de la Subdirecci n de Producci n Regi n Marina Suroeste Miembro de la Red de especialistas de simulaci n num rica de yacimientos Oswaldo Quijada Galdona Ingeniero de la Universidad de Oriente Venezuela Se ha desempe ado como ingeniero ge logo de operaciones ingeniero de yacimientos en campos en desarrollo y con procesos de recuperaci n adicional Experiencia en simulaci n de yacimientos de yacimientos naturalmente fracturados de la Regi n Marina de M xico y en la evaluaci n de procesos de recuperaci n inyecci n de agua y gas 738 Ingenier a Petrolera VOL 54 No 12 DICIEMBRE 2014 ISSN 0185 3899 Revista Ingenier a Petrolera contenido 2014 Enero T tulo Resultados de pruebas de un sistema de diagn stico de medici n por placa de orificio en laboratorio de flujo de CIATEQ Inmersi n s smica en la Brecha Terciario Paleoceno Cret cico Superior de los campos Ayatsil Tekel disminuci n de la incertidumbre en la interpretaci n de las fallas subs smicas e integraci n del fracturamiento Dise o y an lisis de terminaciones tipo cola extendida en yacimientos naturalmente fracturados Febrero T tulo Hydraulic fracture assisted with coiled tubing in unconventional wells lessons learned and case histories from northern Mexico Modelo anular de flujo en la vecindad del pozo con fluidos newtonianos para yacimientos de alto f
35. a visi n tradicional de evaluaci n de programas de movimientos de Con base en la historia y la opini n de especialistas equipos trenes de perforaci n y reparaci n a determinar por campo y equipo la magnitud de los pozos logrando disminuir el riesgo y aumentar la riesgos que consideramos razonable correr Estos certidumbre esto nos lleva a maximizar la eficiencia valores permitir n concretar la aplicaci n sistem tica operativa y la productividad de la inversi n asociada de la presente propuesta al proyecto Fortalecer la base de datos a fin de mejorar la caracterizaci n probabilista de las variables cr ticas Agradecimientos en el proceso Al equipo de trabajo de la Coordinaci n de Programaci n y Evaluaci n del Activo de Producci n de Cantarell por su incondicional apoyo Elmodelopermitela gil generaci n de pron sticos de producci n probabilistas e indicadores econ micos probabilistas utilizando el m todo Montecarlo Se propone el uso de una metodolog a que apoye a Referencias la administraci n de activos de producci n mediante an lisis optimizaci n y evaluaci n del riesgo a 1 Montgomery D C 2003 Applied Statistics and movimientos de equipos para trenes de perforaci n Probability for Engineers third edition New York John y reparaci n de pozos Wiley amp Sons La implementaci n de metodolog as integrales 2 Serrano J R Barrera D et al Cartera de Oportunidades en el proceso de opti
36. acionales viscosas y capilares 2 Caracterizaci n del sistema matriz fractura y estimaci n del volumen de aceite drenado de la matriz 3 Estimaci n de la eficiencia de barrido de matriz y fractura por el fluido inyectado 4 Ubicaci n de pozos de monitoreo y programas de monitoreo del avance de los contactos en diferentes zonas del yacimiento 5 C lculo del factor de recuperaci n de aceite incremental atribuible y la eficiencia del proceso es decir cuantificar cuanto volumen de aceite es recuperado por cada unidad de volumen de gas inyectado Estudios de simulaci n Para el dise o de la prueba piloto se hizo uso de un modelo de simulaci n composicional de doble porosidad que se mantiene en constante actualizaci n ste considera el efecto de algunos campos cercanos con los cuales se comparte el acu fero regional Las corridas de simulaci n se centraron en la zona oeste del campo por ser la que presenta mejores propiedades petrof sicas y facilidades para obtener suministro de gas de inyecci n Se evaluaron diferentes escenarios para seleccionar la ubicaci n ptima del pozo inyector de tal manera que se distribuya el gas de inyecci n adecuadamente Como se muestra en la Figura 3 existen a la fecha seis pozos productores en esta zona del campo y una gran cantidad de pozos cerrados de los cuales algunos podr n ser reincorporados a producci n o utilizados como pozos de monitoreo El pozo inyector elegido para rea
37. alar el proceso de recuperaci n a intermedia o con preferencia al aceite y que la eficiencia nivel de campo de recuperaci n de aceite en la matriz es baja el campo es candidato para la aplicaci n de un proceso de inyecci n de gas para promover el mecanismo de drene gravitacional Dise o de la prueba piloto de doble dentro de un esquema de doble desplazamiento desplazamiento AS El yacimiento Abkatun Centro tiene caracter sticas de buena Objetivos calidad petrof sica de acuerdo al an lisis del comportamiento presi n producci n y del potencial de los pozos productores Implementar una prueba piloto de un proceso de del campo Una de las caracter sticas de mayor inter s es la doble desplazamiento mediante la inyecci n de buena comunicaci n en el sentido vertical ya que sta ha gas natural al yacimiento Abkatun Centro a fin de permitido una eficiente segregaci n de los fluidos dentro alargar su vida productiva e incrementar el factor del yacimiento VOL 54 No 12 DICIEMBRE 2014 ISSN 0185 3899 Ingenier a Petrolera 727 Prueba piloto de inyecci n de gas en el campo Abkatun Centro reactivaci n de un yacimiento naturalmente fracturado maduro mediante un proceso de doble desplazamiento p p 724 738 El campo tiene caracter sticas adecuadas para la aplicaci n de un proceso de inyecci n de gas de tipo inmiscible desde la cima de la formaci n para promover el mecanismo de drene gravitacional que permita la formaci n de un
38. analisis probability distribution program of wells operative program Introduccion El Activo Cantarell tiene bajo su administraci n los campos Akal Nohoch Sihil Chac Ixtoc Kutz Takin Kambesah Ek y Balam Los yacimientos de los campos Kambesah y Sihil Calcarenitas Brecha BTPKS y Jur sico Superior Kimerigdiano JSK est n en etapa de desarrollo mientras que el resto de los yacimientos del Activo Cantarell se encuentran en la categor a de campos con un grado avanzado de madurez por tal raz n los esfuerzos est n encaminados a incrementar sus factores de recuperaci n incorporando tecnolog as de vanguardia y eficientando los procesos aprovechando el potencial productivo de los yacimientos La administraci n de yacimientos maduros obliga a un sin n mero de iniciativas a fin de mantener y o incrementar los niveles de producci n en Cantarell destacan las siguientes e Mantenimiento de presi n mediante la inyecci n de N y reinyecci n de gas amargo campo Akal e Administrar la explotaci n de los campos Kutz Chac Nohoch y Takin para controlar la producci n de agua e Optimizaci n de la explotaci n en ventanas reducidas e Incrementar n mero de bocas en reas dulces o no drenadas e Desarrollo in fill de remanente Sihil e Ixtoc campos con reserva 710 Ingenier a Petrolera e Desarrollo e implementaci n del proceso de doble desplazamiento e Aplicar controles de agua y gas estimulacione
39. and the fluid Adverse reactions between filtered water based invasive fluids and sensitive clays surrounding the pores causes the movement of fines and it s associated to reductions in near well bore permeability Smectite clays which surround the pores can swell and disintegrate when in contact with a filtered fluid of lower salinity than the native reservoir brine When low salinity brines invade the reservoir the clays which surround the pores are exposed to a separation process and movement through the porous system which results in clogging of the pore entrances Invasion of solids Penetration and blocking access reservoir porous by suspended solids in completion fluids or well control Permanent housing of solids at the formation porous radii can severely reduce its permeability If particles are required in the brine in order to form filter cakes or as sealing agents itis recommended to select them depending on their ability to minimize the potential for formation damage 696 Ingenier a Petrolera Phases retention Invasion and permanent retention of leaked oil or water in the near wellbore region These retained fluids can greatly reduce the relative permeability to oil Chemisorption alteration of wettability It is referred to the alteration of the permeability to oil due to changes in the wettability of the surfaces of the porous media It is possible that completion or well control fluids contain conventional chemi
40. arga de movimiento de equipos al modelo Implementaci n de distribuciones de probabilidad para cada variable El m todo de Montecarlo da soluci n a una gran variedad de problemas matem ticos haciendo experimentos con 716 Ingenier a Petrolera muestreos estad sticos en una computadora El m todo es aplicable a cualquier tipo de problema Como siguiente paso se contin a con la carga de las distribuciones de probabilidad para cada variable utilizada VOL 54 No 12 DICIEMBRE 2014 ISSN 0185 3899 Eduardo Poblano Romero Juan Manuel Hern ndez Espinosa en el modelo con el fin de evaluar el riesgo con el m todo de simulaci n Montecarlo Mediante el uso de distribuciones de probabilidad las variables pueden generar diferentes resultados Las distribuciones de probabilidad son una forma mucho m s realista de describir la incertidumbre en VOL 54 No 12 DICIEMBRE 2014 ISSN 0185 3899 las variables de un an lisis de riesgo en las Figuras 8 y 9 se esquematiza la forma en que las variables caracterizadas interact an en el modelo mediante simulaci n Montecarlo para generar resultados probabilistas Figura 8 Implementaci n de distribuciones de probabilidad para cada variable Figura 9 Diagrama de interacci n de las variables dentro del modelo con simulaci n Montecarlo Ingenier a Petrolera 717 Optimizaci n del movimiento de equipos de perforaci n y reparaci n de pozos considerando riesgos p
41. arrollo del Instituto Colombiano del Petr leo ICP Ha participado como ponente y ha publicado art culos en m s de 20 eventos a nivel nacional e internacional y ha trabajado en varios proyectos de investigaci n patrocinados por Colciencias Ecopetrol y la Universidad Industrial de Santander Actualmente est terminando los estudios de Magister en Direcci n de Hidrocarburos y es parte del grupo de investigaci n Modelado de Procesos de Hidrocarburos y del comit editorial de la revista Fuentes en la Escuela de Ingenier a de Petr leo de la Universidad Industrial de Santander 708 Ingenier a Petrolera VOL 54 No 12 DICIEMBRE 2014 ISSN 0185 3899 Art culo arbitrado Optimizaci n del movimiento de equipos de perforaci n y reparaci n de pozos considerando riesgos Eduardo Poblano Romero eduardo poblano pemex com Subdirecci n de Producci n Regi n Marina Noreste Gerencia de Programaci n y Evaluaci n Juan Manuel Hern ndez Espinosa jespinosa6 slb com Schlumberger Information Solutions Mexico Region Marine Informaci n del art culo Recibido junio de 2014 aceptado diciembre de 2014 Resumen Se presenta una metodologia que se desarrolla en el Activo de producci n Cantarell APC para an lisis y evaluaci n de trenes de intervenci n a pozos Es una herramienta cuyas principales fortalezas son la evaluaci n econ mica de los proyectos intervenci n a pozo considerando el riesgo e incertidu
42. as en funci n de la en la Figura 9 la producci n m xima de 21 mbd se alcanza profundidad para evidenciar el movimiento del banco de alrededor del a o 2020 la RGA por pozo est restringida aceite El contacto gas aceite se mueve de 3035 a 3145 y el para evitar recircular el gas de inyecci n contacto agua aceite de 3200 a 3255 m El comportamiento Figura 8 Variaci n de la saturaci n y volumen de aceite en fractura en funci n de la profundidad 732 Ingenier a Petrolera VOL 54 No 12 DICIEMBRE 2014 ISSN 0185 3899 Sergio Garc a Reyes Pamela Maldonado Alonso Alfredo Le n Garc a Oswaldo Quijada Galdona 20000 2 0 Gasto Bn D 3 5 in RGA Mpc Bn 0 5 0 0 0 01 2016 01 2017 01 2018 01 2019 01 2020 01 2021 01 2022 01 2023 Caso Base_Qo_ Piloto_Qo_ r Caso Base_Qw_ Piloto_Qw_ Caso Base_RGA_ Piloto_RGA_ Figura 9 Comportamiento del gasto de aceite gasto de agua y de la RGA durante el horizonte de la prueba piloto Al final de la prueba piloto en enero del 2020 inicio de acumulada de 38 3 mmmpc y una eficiencia de inyecci n inyecci n en 2017 se tiene una producci n acumulada hacia el final de la prueba de 2 8 mpc b Figura 10 de aceite atribuible de 13 6 mmb una inyecci n de gas 30 25 3 20 b 5 Eficiencia iny 15 w v E 8 10 amp 5 o 17 18 19 20 21 22 23 Tiempo a os Figura 10 Comportamiento
43. as que pertenece e Asociaci n de Ingenieros Petroleros de M xico AIPM Colegio de Ingenieros Petroleros de M xico CIPM e Sociedad de Ex alumnos de la Facultad de Ingenier a UNAM SEFI Sociedad de Ingenieros Petroleros Society of Petroleum Engineers SPE e Sociedad de ex alumnos de posgrado de la UNACAR 722 Ingenier a Petrolera VOL 54 No 12 DICIEMBRE 2014 ISSN 0185 3899 Eduardo Poblano Romero Juan Manuel Hern ndez Espinosa Juan Manuel Hern ndez Espinosa Es Ingeniero en Sistemas computacionales egresado del Instituto de Estudios Superiores de Poza Rica Veracruz Efectu estudios de Maestr a en sistemas de informaci n y actualmente es egresado de la Maestr a de Finanzas Trabaj desde 2002 en el Instituto Mexicano del Petr leo como especialista en Administraci n de proyectos en el proyecto de desarrollo de gas Lankahuasa a partir del 2003 en el Activo Integral Poza Rica Altamira en la Coordinaci n de Programaci n y Evaluaci n en el 2005 en la Subgerencia de reservas de hidrocarburos de la Gerencia de planeaci n y evaluaci n de la Regi n Norte como Ingeniero especialista A partir de 2008 se incorpora a Schlumberger en el segmento de Schlumberger Information Solutions con lo que se ha llegado a convertir en especialista de econom a del petr leo y an lisis de riesgo desarroll ndose en destrezas de Administraci n y optimizaci n de portafolios de inversi n An lisis econ mico integ
44. ca Anzures C P 11300 M xico D F Tels 5260 2244 y 5260 7458 Solicitada la Autorizaci n como Correspondencia de Segunda Clase de Administraci n de Correos n m 1 de M xico D F Distribuido por la Asociaci n de Ingenieros Petroleros de M xico A C Publicaci n 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 Ju rez M xico D F Tels 5601 7571 y 55 3211 6077 Edici n 1000 ejemplares Certificado de licitud de t tulo n m 8336 y Certificado de licitud contenido n m 5866 ante la Comisi n Calificadora de Publicaciones y Revistas Ilustradas Certificado de reserva de Derechos al Uso Exclusivo n m 003322 ante la Direcci n General del Derecho de Autor Toda la correspondencia debe dirigirse a la Asociaci n de Ingenieros Petroleros de M xico A C EL CONTENIDO DE LOS ART CULOS T CNICOS ES RESPONSABILIDAD DEL AUTOR ISSN 0185 3899 Revista Indizada en LATINDEX y PERI DICA Presidente Vicepresidente Secretario Tesorero Coordinador Nacional de Ayuda Mutua Coordinador Nacional de Fondo de Retiro Director de la Comisi n de Estudios Director de la Comisi n Editorial Director de la Comisi n Legislativa Director de la Comisi n de Membres a Directiva Nacional 2014 2016 M en l F lix Alvarado Arellano Ing Alfonso Carlos Rosales Rivera Ing Rodolfo Morado Gonz lez M en l Ra l Pe a Herrera Ing Jes s Ruiz Bustos M en
45. ca integral para evaluaci n de proyectos exploratorios considerando incertidumbre de la informaci n e interdependencia probabil stica entre prospectos y diferentes objetivos geol gicos 744 Ingenier a Petrolera Rodolfo Camacho Vel zquez Norma Fuenleal Mart nez Tom s Castillo Rodr guez Susana G mez G mez Gustavo Ramos Carlos Minutti Mart nez Mario V squez Cruz Alejandro Mesejo Gorgonio Fuentes Cruz Abraham de Swaan Oliva Sergio Berumen Campos Autor es Jes s Guerra Abad Erik Torres Marten Sergio Garc a J Claudio Nieto Garc a John Byron ngel lvarez Gildardo Osorio Gallego Darwin Mateus Tarazona C sar Augusto Ochoa Francisco Machuca S nchez Francisco Flamenco L pez Rommel David Garc a Montoya Diana Norma V zquez Feregrino David Olivares L pez Medardo Y ez Karina Semeco Michele Leccese Pedro Gil Jos Fari as Miguel Aguero VOL 54 No 12 DICIEMBRE 2014 ISSN 0185 3899 Diciembre T tulo Compensaci n del efecto de anomal as someras en datos de aguas profundas del Golfo de M xico con tomograf a y migraci n Q Integrated analysis to identify and prevent formation damage caused by completion brines a Colombian field application Optimizaci n del movimiento de equipos de perforaci n y reparaci n de pozos considerando riesgos Prueba piloto de inyecci n de gas en el campo Abkatun centro reactivaci n de un yacimiento naturalmente fracturado maduro mediante u
46. cal surfactants e g emulsifiers oil wetting agents and corrosion inhibitors which are deliberately added to enhance the performance of the fluid or to mitigate performance deficiencies The adsorption of these chemicals in the reservoir rock can change the wettability and the permeability to hydrocarbons Biological activity Reduced formation permeability as a result of microbial activity promoted by the use of microbiologically contaminated completion and well control brines These brines can introduce new microorganisms into reservoirs stimulate the activity of native microorganisms or contain nutrients that promote bacterial growth Evaluation methodology to identify and prevent formation damage Given the above and the productivity losses that have been shown in some wells of the SOA after subsurface maintenance an integrated analysis was performed in order to properly select completion brines This methodology was designed with the goal of conducting a comprehensive analysis to select evaluate and optimize the completion or well control brine based on laboratory and production analysis VOL 54 No 12 DICIEMBRE 2014 ISSN 0185 3899 Manuel Guillermo Jaimes Plata R D Castillo A Villar M A Escobar R Dorado This methodology is described below 1 Experimental evaluation a Fluid fluid interactions b Produced water physical chemical analysis c Defining scale tendency of produced water and the mix wit
47. control Table 8 obstruction of pore throats Table 8 Microbiological analysis of water Well A 13 Bacteria Count Sulfate Reducing Acid Production BPA Total Anaerobes ANT Broth Tioglicolate Identification Fresh water sample BPA mL ANTimL A 13 SOURCE ECP Compatibility between rock and completion well control fluid An assessment of clay swelling inhibitors in the completion control brine was performed in order to determine whether the brine when in contact with the reservoir rock causes swelling and or flocculation of clays in the formation As inhibitors of clays 2 w KCI and additionally two liquid substitutes of KCl were evaluated through a filter press see formulations in Table 9 Table 9 Brine formulations evaluated with different clay controllers ADDITIVE FUNTION FmA Potassiumchionde Surfactant GPT 3 Clays controller SOURCE THE AUTHORS Table 10 shows the results of the evaluation of clay swelling inhibitors Table 10 Results of clay inhibitors evaluation Filtering Volume ml Filtration t raton une Water A 13 Water A 13 KCI 2 Brine A Clay tread 3C Brine B ESP 2011 0 minutes 1 minutes 3 minutes 5 minutes 10 minutes By applying pressure 20psi vol fiter Observations increased the total vol was taken in 10min SOURCE THE AUTHORS 704 Ingenieria Petrolera VOL 54 No 12 DICIEMBRE 2014 ISSN 0185 3899 Manuel Guillermo Jaimes Plata R D Ca
48. d loss of productivity in the oil wells to the point of making them unproductive For proper selection of the completion brine it is required making a comprehensive evaluation at laboratory and at the field such as the one developed in this paper In the case of completion brine used in a well area sands T2 K1 and K2 a possible formation damage was established by the incompatibility of the completion brine and the fluids and minerals of the formation Among the main damage types of damage caused by incompatibility between the completion brine and crude oil there are emulsion formation and tendency to formation of inorganic deposits BaSO CaCO Fe CO plugging solids etc When mixing completion brine and produced water the tendency of formation of inorganic deposits is higher at reservoir level than at surface for C CO and Fe CO In the case of scaling tendency of BaSO it increases more at the surface than at reservoir level On the surface a 6 oil well has the critical condition as to the tendency of formation of C_CO the S South 8 oil well is the most critical condition as to the tendency of formation of BaSO4 and well L 2 has the condition most critical in terms Fe CO forming tendency At the reservoir level the A 6 S Sur 4 and S Sur 8 oil wells are the most critical in terms of the tendency of formation of CaCO S Sur 8 oil well has the most critical condition as to the tendency of formation of BaSO L 2 and
49. da a obtener eventos m s continuos y consistentes con la geolog a lo que a su vez beneficia al an lisis de AVO Figura 6 An lisis de AVO en gathers de a PSTM b PSDM escalado en tiempo y c QPSDM escalado en tiempo Ingenier a Petrolera 689 Compensaci n del efecto de anomal as someras en datos de aguas profundas del Golfo de M xico con tomograf a y migraci n Q p p 683 690 Conclusiones La combinaci n de la tecnolog a descrita aunada a la adecuada actualizaci n de los modelos de velocidad y Factor Q demostr ser una herramienta til en la compensaci n de los efectos de las anomal as s smicas someras Los eventos a nivel de objetivos exploratorios afectados principalmente por la presencia de posibles cuerpos de hidratos de gas y o gas tienen una mejor resoluci n y continuidad despu s de aplicar la metodolog a QPSDM La metodolog a QPSDM favorece el an lisis de AVO debido a que ayuda a obtener eventos de mayor continuidad y a corregir las distorsiones de la fase Agradecimientos Los autores agradecen a Pemex y CGG por permitir el uso de los datos y la publicaci n de este trabajo Semblanza del autor Zoukaneri Ibrahim Referencias Ibrahim Z y Porsani M J 2013 Instantaneous Frequency and Wigner Ville Distribution Using the Maximum Entropy Method Application for Gas and Hydrates Identification 83 Annual Meeting SEG Expanded Abstracts http dx doi org 10 1190 segam2013 09
50. de ser f cilmente incorporada en el modelo de velocidad por lo que nuestro m todo es capaz de compensar por los efectos de atenuaci n y simult neamente tomar en consideraci n la anisotrop a lo que resulta en una mejor iluminaci n y un posicionamiento correcto de los reflectores del subsuelo Tanto el modelo de velocidad como de Q son actualizados iterativamente durante el proceso Resultados Las Figuras 3 a b c muestran los modelos de Q as como la suma de Q total En las Figuras 4 a b c se muestran los resultados de la QPSDM A trav s de la aplicaci n del proceso de tomograf a Q y QPSDM las amplitudes frecuencias y fase de los datos afectadas por la anomal a fueron significativamente compensadas mejorando la continuidad estructural y la resoluci n de la imagen al corregir simult neamente la fase y recuperar el contenido de frecuencias Figura 3 Modelos de a Q background b Q residual y c Q total VOL 54 No 12 DICIEMBRE 2014 ISSN 0185 3899 Ibrahim Zoukaneri Paola God nez Andr s Pe a Otila Mayes Mellado Jos Rodolfo Rocha Ruiz ap T T TE Ma 27 as Figura 4 Compensaci n con QPSDM utilizando a el modelo de Q background b el modelo de Q residual y c el modelo de Q total VOL 54 No 12 DICIEMBRE 2014 ISSN 0185 3899 Ingenier a Petrolera 687 Compensaci n del efecto de anomal as someras en datos de aguas profundas del Golfo de M xico con tomograf a y migraci n Q
51. de offset y a diferentes bandas de frecuencias el modelo de Q residual puede ser estimado a trav s de la inversi n tomogr fica utilizando la ecuaci n 1 En ese caso el vector a contiene la raz n de amplitudes La escogencia de las bandas de frecuencias es de suma importancia en el proceso Esas bandas de frecuencias deben caracterizar mejor las anomal as observadas adem s la forma geom trica de los cuerpos an malos puede servir para ser incluida como informaci n a priori para la inversi n Para lograr ese objetivo se hace uso de una descomposici n espectral de alta resoluci n Ibrahim and Porsani 2013 a fin de caracterizar el contenido de frecuencia as como obtener la forma geometr a de los cuerpos an malos Compensaci n Una vez obtenido el volumen de Q total es decir la suma de los modelos Q background Q residual los efectos de atenuaci n de amplitud como tambi n de p rdida de frecuencia y distorsi n de fase son mitigados a trav s de la migraci n QPSDM durante ese proceso un operador anti disipativo es generado usando el modelo Q y la 686 Ingenier a Petrolera compensaci n es hecha durante la propagaci n de la onda para as restaurar la respuesta s smica Xie et al 2009 El uso de un operador anti disipativo durante la QPSDM es equivalente a tratar el modelo de velocidad como un n mero complejo que es funci n de Q Por otro lado la anisotrop a como resultado de la propiedad de roca pue
52. distortion as consequence the analysis of the rock properties such as porosity permeability and AVO is limited To overcome this issue CGG has developed a robust algorithm based on the Q tomography inversion The inversion include two key steps the first step is to estimate a dissipative time from the spectral changes of the data and the second step is to integrate the dissipative time in a tomographic grid where the Q is accumulated along ray path and as result a 3D volume of Q is obtained VOL 54 No 12 DICIEMBRE 2014 ISSN 0185 3899 Ingenier a Petrolera 683 Compensaci n del efecto de anomal as someras en datos de aguas profundas del Golfo de M xico con tomograf a y migraci n Q p p 683 690 This paper presents the construction of the background Q and residual Q to obtain a total Q model The application of our method to the shallow gas anomalies in deep water of Gulf of Mexico shows its efficiency to recover the amplitude and phase of the deep reflectors bellow the gas clouds without compromise the AVO analysis Keywords Shallow anomalies deep water tomography migration Introducci n La propagaci n de ondas s smicas a trav s de medios viscoel sticos est afectada por el problema de atenuaci n caracterizado por la p rdida de amplitudes de frecuencia y modificaci n de la fase Ese fen meno es m s evidente con la presencia de anomal as de gas someras en datos marinos de aguas profundas del Golfo de M xico
53. e aceite inicial Cuanto mayor sea el tama o de la muestra mayor ser el ajuste entre la distribuci n muestral y la distribuci n generada correspondiente a la informaci n estad stica sobre la que se basa la muestra 14000 Terminaciones Campo Akal 17000 10000 no mensh m Car ore Car 2189 Lord MT AS mr rwa 106 ra 2 1103 ne zm TEG cd Ae Carnet 3132 Unha el 103 56 Terminaciones DI 2 2994 LIMA 1 648 Y Pm 104 10 tam L 4 mi vanas 8 Testa Figura 2 Creacion de distribuciones para Qoi terminaciones campo Akal Tiempo de retraso en las intervenciones Para el caso la variable tiempo de retraso de las intervenciones se considera la estad stica las fechas programadas se comparan contra fechas reales y los d as obtenidos en la resta representan el tiempo de retraso o adelanto ya sea por falta de disponibilidad de equipos problemas en la operaci n etc Para este caso en el campo Akal la distribuci n de probabilidad ser la Invgauss ya que es la que ajusta al muestreo estad stico valores azules de la informaci n analizada 712 Ingenier a Petrolera VOL 54 No 12 DICIEMBRE 2014 ISSN 0185 3899 Eduardo Poblano Romero Juan Manuel Hern ndez Espinosa Poco imtereenci n Inicio Prag Fie Pree Inicio Real Fak Dias Prog Olan Real OF Porg Vs Real AMTAREUL 1025 REP MAYOR 06 0 2014 04 08 7071 04 06 7057 10 10 2013 29 116 MTARELL 1028 REP MAYOR 22 22 2012 02
54. e found 5 Microbiological analysis of the base water of the completion brine 6 Compatibility brine rock through test of core flooding 7 Determination of critical salinity The production analysis includes a diagnostic diagram with an assessment of the production history fluid levels events extraction conditions etc The integrated analysis was applied in 12 wells in the fields A and G in Colombia to determine the root cause of production losses after workover The economic evaluation showed loss of productivity quantified in more than one million dollars per well This paper presents the results of the evaluation in the wells G 11 and A 21 along with the conclusions and recommendations Keywords Formation damage completion brine ion exchange permeability sem analysis Core flooding test scale tendency bottom hole pressure net present value Introduction The use of completion and well control fluids based on halides brines with low solids in the 1970 s meant a breakthrough in reducing the damage to reservoirs and access to all the economic benefits of the open hole horizontal wells completions However these brines were not appropriate for all wells For example shortly after it was discovered that higher bromide brines density had certain disadvantages as drilling fluids One of these drawbacks is the incompatibility with the sensitive fluid reservoirs containing divalent cations In this context the sens
55. e la bondad y la creatividad acompa ado de los horrores que generan la impunidad la corrupci n y el vicio Es por ello que la AIPM debe estar a la vanguardia y comprometida con el fin de que su contribuci n en el sector energ tico sea apreciada y reconocida por propios y extra os Es indispensable que nuestra Asociaci n se convierta en el referente tico que d vida a su lema de Fraternidad y Superaci n El momento es hoy no hay tiempo que perder las generaciones anteriores atestiguan nuestro desempe o y las generaciones venideras ser n jueces de nuestros resultados Esforc monos porque nuestra Asociaci n tenga la presencia que le es propia en el mbito nacional e internacional tenemos capacidad para ello evitemos caer en complacencias o conductas mediocres Estamos preparados para seguir apoyando a M xico y a Petr leos Mexicanos as que a partir del a o 2015 hagamos de nuestro compromiso una realidad Fraternidad y Superaci n 682 Ingenier a Petrolera Art culo arbitrado Compensaci n del efecto de anomal as someras en datos de aguas profundas del Golfo de M xico con tomograf a y migraci n Q Ibrahim Zoukaneri Paola God nez Andr s Pe a CGG Otila Mayes Mellado Jos Rodolfo Rocha Ruiz Pemex Exploraci n Producci n Informaci n del art culo Recibido junio de 2014 aceptado diciembre de 2014 Resumen Los medios viscoac sticos tipo lentes de gas someros y o hidratos de gas aten an
56. e water in oil emulsions W O formed by water droplets dispersed in oil is considered see Figure 2 Left VOL 54 No 12 DICIEMBRE 2014 ISSN 0185 3899 Manuel Guillermo Jaimes Plata R D Castillo A Villar M A Escobar R Dorado SOURCE MARTELL J 2011 Added Asphaltene Resin Partially Sclvated K Figure 2 Micrograph of a W O Emulsion Left amp Stabilized Emulsion Right There is a mutual insolubility of many liquid hydrocarbons and water The presence of carbon carbon double bonds e g alkenes dialkenes and aromatic increases the solubility of water in the crude oil Water is far to be soluble in saturated hydrocarbons e g paraffins or alkanes and water solubility decreases with increasing molecular weight of the hydrocarbons An emulsion is a quasi stable fine droplets of a liquid dispersed in another liquid as shown in Figure 2 Right The liquid in form of droplets is the dispersed or internal phase while the surrounding liquid is the continuous or external phase For purposes of this study the dispersed phase is water which may be accompanied by solids such as sand mud carbonate and solid corrosion products precipitated or dissolved which help stabilize the emulsion The emulsions are sometimes classified according to the size of the dispersed droplets regarded as macro emulsion when the droplet range is 10 to 150 microns and as mini and nano emulsion when the droplet size ranges from 0 5
57. ejemplo se om 45 leccionaron los siguientes seleccionaron los siguientes Eonia Mayor de 350 25 Con el valor determinado para cada caso se procede de la misma forma que en i el riesgo operativo para generar la distribuci n de probabilidad Entre 350 y 300 m 20 Menor 300 m 15 Por ejemplo de acuerdo a la calificaci n del pozo ste tiene un riesgo de lograr Calidad de roca la producci n del 10 el 90 es la probabilidad de ser exitoso y 10 de no ser a roductivo pozo seco p p Mala 15 Fracturamiento intenso 25 Mediano 20 Bajo 15 714 Ingenier a Petrolera VOL 54 No 12 DICIEMBRE 2014 ISSN 0185 3899 Eduardo Poblano Romero Juan Manuel Hern ndez Espinosa Probabilidad de no ser productivo 10 10 08 0 6 04 02 00 3 8 3 3 Riesgo de lograr la producci n E omo Mirar 0 0000 Moonam 1 0000 Men 0 5000 Sd Oe 0 7397 2 2 a ei o o Figura 5 Creaci n de distribuciones para riesgo de lograr la producci n 3 Implementaci n del modelo El m todo Montecarlo es un m todo num rico que permite resolver problemas f sicos y matem ticos mediante la simulaci n de variables aleatorias La simulaci n Montecarlo realiza el an lisis de riesgo con la creaci n de modelos de posibles resultados mediante la sustituci n de un rango de valores una distribuci n de probabilidad para cualquier factor con incertidumbre inherente Luego calcula los resultados una y otra vez usando un
58. el nivel de riesgo se escogen los pozos o equipos del cuadrante C Si se prefiere un nivel medio de riesgo se escogen los pozos y o equipos del cuadrante B y si tiene aversi n al riesgo se tendr n que escoger los pozos y o equipos del cuadrante A S CANTARELL 65 e CANTARELL 2192 CANTARELL 2196 CANTARILL DOL6 e CANTARELL 3004 etoc xor e iXTOC 22 S CANTARELL 1005 CANTARELL 239 e CANTARELL 2470 e CANTARLLL 207 LH 29 CANTARELL 2177 e KAMBLSAM 3 eLAMBLIAMN 4 e CANTARELL 44 CANTARELL 3052 CANTARFLUI 4 18 CANTARELL 428 CANTARELL 429 s CANTARELL 490 CANTARELL 2293 CANTARELL 22980 eSHL25 SIHIL 25 1 200 1 400 1 600 Bp CANTARELL 30170 Figura 10 Frontera eficiente por pozo valor vs riesgo 718 Ingenier a Petrolera VOL 54 No 12 DICIEMBRE 2014 ISSN 0185 3899 Eduardo Poblano Romero Juan Manuel Hern ndez Espinosa Frontera Eficiente por Equipo 0 4036 04039 0 4046 04047 6000 26011 emi 96016 66023 e 6074 e 6050 8010 e 9020 e 9043 9044 e 9092 lt 9094 o 200 400 600 800 1 000 1 200 1 400 1 600 1 800 Figura 11 Frontera eficiente por equipo valor vs riesgo El modelo entrega para cada tren de trabajo equipo pozo de equipos deber n asignarse de manera que se maximicen el comportamiento probabilista de las ganancias esperadas las ganancias de tal forma que los recursos de inversi n y disponibilidad CANTAPELL 43 CANTARELL 280 CANTARELL 2
59. entaje del aceite se n cleos N tese que el gas natural logr un incremento en encuentra en los vugulos 70 Fr 8 8 3 8 0 Gas natural Caso base Gas natural Nitr geno nitr geno Total 44 57 8 48 minyeci ndegas 0 n 2 2 mDurante iny de agual 36 3 3 43 m Producci n primaria 10 10 4 3 Figura 13 Factores de recuperaci n en experimentos de doble desplazamiento VOL 54 No 12 DICIEMBRE 2014 ISSN 0185 3899 Ingenier a Petrolera 735 Prueba piloto de inyecci n de gas en el campo Abkatun Centro reactivaci n de un yacimiento naturalmente fracturado maduro mediante un proceso de doble desplazamiento p p 724 738 Conclusiones y recomendaciones Con el an lisis de simulaci n se identific que el gasto de inyecci n m s adecuado para la prueba piloto es de 35 mmpcd en el pozo Abkatun 97D ya que permite un monitoreo apropiado de la prueba durante el horizonte de evaluaci n La producci n atribuible de aceite al final del horizonte de evaluaci n de la prueba piloto es de 13 6 mmb una inyecci n de gas acumulada de 38 3 mmmpc c e y una eficiencia de inyecci n de 2 8 mpc b Se tiene contemplado que durante el periodo de evaluaci n de la prueba piloto se analice la extracci n de agua del campo con el fin de propiciar un movimiento m s eficiente del banco de aceite y as poder favorecer el proceso de doble desplazamiento Se cuenta co
60. este como Superintendente de proyectos de explotaci n y optimizaci n de campos L der de grupo de ingenier a de yacimientos y L der del Proyecto Integral Chuc Miembro de la Red de especialistas de simulaci n num rica de yacimientos Alfredo Le n Garc a Ingeniero petrolero egresado de la ESIA del IPN en 1978 De 1987 a 1989 realiz estudios de Maestr a en F sica de Yacimientos en la DEPFI de la UNAM recibiendo el grado de Maestro en Ingenier a Petrolera en abril de 1993 Ingres atrabajar en el Instituto Mexicano del Petr leo en 1977 adscrito al Departamento de Investigaci n Experimental de la Divisi n de Yacimientos efectuando estudios de an lisis PVT y comportamiento de fases A partir de 1982 ingres a trabajar a Petr leos Mexicanos en el Departamento de Yacimientos del Distrito Frontera Noreste De 1983 a 1987 labor en el Departamento de Recuperaci n Secundaria de la Superintendencia de Yacimientos de la Zona Norte En 1989 fue transferido a la Superintendencia de Yacimientos de la Zona Sureste posteriormente pas a realizar estudios de simulaci n de yacimientos en el Departamento de Comportamiento Primario de la Subgerencia de Administraci n de Yacimientos y de 1995 a 1996 ocup la Jefatura del Grupo Interdisciplinario Giraldas Iris De 1993 a 1994 estuvo comisionado en Houston Texas en la compa a Petresim para participar en el estudio integral del Yacimiento Giraldas De 1996 a 2009 se ha desempe como C
61. fraestructura existente Aplicaci n de transformada ondicular discreta bidimensional DWT 2D a registros geof sicos de im genes de pozo en la determinaci n de la distribuci n de porosidad secundaria Estrategias de incremento de la producci n de aceite en el complejo Antonio J Berm dez pr ximo reto despu s de lograr el mantenimiento de la producci n Desarrollo de una proceso integral para el transporte de crudos pesados Estudio para la formaci n y ruptura de emulsiones O W mediante biotensoactivos 740 Ingenier a Petrolera Autor es Javier M ndez de Le n Marco A Cabrera Rivera Mario A V squez Cruz Rodolfo G Camacho Velazquez Gorgonio Fuentes Cruz Yuri de Antu ano Mu oz Jorge A Ar valo Villagr n Michael Lysandrou Costa Nancy Hern ndez Thomas A Jorge A Ar valo Villagr n Autor es Vladimir Mart nez Bernardino Fernando Ascencio Cendejas H ber Cinco Ley Enrique Coconi Morales Gerardo Ronquillo Jarillo Fernando Castrej n Vac o Rafael Guerrero Altamirano H ctor Agust n Mandujano Santiago Rafael Mart nez Palou Ricardo Cer n Alba Adriana Vallejo Cardona Jes s Reyes vila Benjam n Ch vez G mez Graciela Garc a Coloca Mario Ram rez de Santiago C sar Bernal Huicochea Juan de la Cruz Clavel Jorge Aburto VOL 54 No 12 DICIEMBRE 2014 ISSN 0185 3899 Mayo T tulo Play hipot tico pre sal en aguas profundas del Golfo de M xico Uso de monitoreo mic
62. grupo diferente de valores aleatorios de las funciones de probabilidad Las t cnicas de evaluaci n y an lisis de datos basadas en teor as de probabilidad y estad stica sirven para disminuir el riesgo en la toma de decisiones Por tal motivo es de suma importancia contar con una buena base de datos confiable y actualizada que permita la generaci n de los insumos para la evaluaci n econ mica y de riesgo bajo t cnicas de an lisis probabilistas La combinaci n de poderosas herramientas estad sticas m todos de pron sticos an lisis probabil sticos y cuantificar la incertidumbre permiten desarrollar una valiosa metodolog a para el Activo de Producci n Cantarell En la Figura 6 se esquematiza la forma en c mo trabaja el modelo moco on zxcer C gt MO gt MAT La Figura 6 Esquema de trabajo del modelo VOL 54 No 12 DICIEMBRE 2014 ISSN 0185 3899 Ingenier a Petrolera 715 Optimizaci n del movimiento de equipos de perforaci n y reparaci n de pozos considerando riesgos p p 709 723 Caracter sticas del modelo creado Se gener un modelo en Excel en el cual se destacan las siguientes capacidades e Permite la carga de la informaci n detallada del movimiento de equipos en una forma semiautom tica e Consideralosfactores de declinaci n correspondiente a cada yacimiento e Permite la generaci n de pron sticos de producci n incremental deterministas por pozo yacimie
63. h can be stacked in the form of micelles They are formed of acidic fractions of asphaltenes resins and naphthenic acids porphyrin materials A second stabilizing mechanism occurs when emulsifiers consist in very fine solid particles In order to act as emulsifiers solid particles must be smaller than the suspended drops and must be wetted by the oil Ingenier a Petrolera 695 An lisis integrado para identificar y prevenir el da o causado por la formaci n de salmueras de terminaci n una aplicaci n en campos de Colombia p p 691 708 and water phases Then these fine solid particles or colloid is collected on the surface of the drop forming a physical barrier Common examples of this type of emulsifier are iron sulfide and clays In Figure 2 Right the adsorption of different particles acting as emulsifiers is shown around a water droplet The salinity of the brine is an important factor when forming stable emulsions Fresh water or brine with a low concentration of salt promotes emulsion stability Conversely high salt concentrations generally cause loss in the stability of emulsions Paraffinic crude oil do not normally form stable emulsions whereas naphthenic and mixed based crude oils do form stable emulsions Waxes resins asphaltenes and other solids can influence the stability of the emulsions In other words the type of oil determines the amount and types of natural emulsifiers Incompatibilities between the rock
64. h the completion or well control brine at wellhead and reservoir conditionsthrough simulation software d Filtering the completion of well control brine and SEM analysis of the solid residues e Microbiological analysis of water based completion or well control brine f Compatibility of completion or well control brine with reservoir rock through core flooding tests g Determination of critical salinity The parameters evaluated for physicochemical analysis of produced waters are divided into two groups according to where they are collected 1 In situ once a sample of interest in the well the parameters pH conductivity alkalinity dissolved gases are measured H S CO y O y dissolved iron Fe pH and conductivity are determined using an Horiba pH and conductivity meter alkalinity is determined by potentiometer 2 A sample is taken at the wellhead is preserved with 2 3 drops of HNO for lately assessed in the laboratory by measuring metals Na K Ca Mg Si Ba Sr and total iron by plasma spectroscopy ICP OES Cl by potentiometric method SO4 2 by turbidimetric method and sulfate reducing bacteria count BSR and acid producing bacteria BPA following standard ASTM D 4412 02 method Using specialized software it can be predicted whether a certain mineral at a any time may precipitate given certain conditions of pressure temperature flow rate or depth This simulation is based on the physic
65. ine at wellhead and reservoir conditions The conditions used for modeling were Table 5 the criteria or thresholds for determining the tendency to form scale ST are shown in Table 5 right Table 5 Modeling conditions left amp definition of scale tendency ST right protegidos P RESERVOIR TRESERVOIR PWELLHEAD T WELLHEAD Ww DATE WELL pel F SOURCE THE AUTHORS 700 Ingenieria Petrolera psi F Scale Tendency ST Condition VOL 54 No 12 DICIEMBRE 2014 ISSN 0185 3899 Manuel Guillermo Jaimes Plata R D Castillo A Villar M A Escobar R Dorado The results of the modeling and simulation to determine the tendency to form scale ST of produced water at wellhead and reservoir conditions are shown in Tables 6 and 7 Table 6 Inorganic scale trend at wellhead left 8 scale trend by saturation at wellhead right Ba504 Caco3 Fe cos A 13 A 21 ae A 231 12 ES S sur 8 A 21 A 13 L2 A13 5 sur 4 S sur 4 Sra A 6 sur 8 A 6 L2 SOURCE THE AUTHORS Table 7 Inorganic scale trend at reservoir Left amp Scale trend by saturation at reservoir right ai ccna mur As A 21 L 2 sara Aa iy ais ura aa Sour A 6 Ab Sour 2 S sur 8 SOURCE THE AUTHORS The results of modeling and simulation to determine the reservoir conditions are shown in Figures 4 5 and 6 This modeling is focused on predicting favorable mix ratios for tendency to form scale S
66. ion brines and analysis of production wells where formation damage is caused by the use of an inadequate completion well control brine is presented Selection and evaluation of completion well control brines Following the described methodology of experimental analysis Figures 3 Left completion well control brine used for S A oilfield where A 13 produced water was used as a base fluid to prepare the brine was evaluated Rating completion well control brines Compatibility detergency and interfacial tension assessments between completion well control brine from company 1 baseline and crude oil produced by 17 S A wells in K1 K2 and T2 strata including those that experienced productivity losses were performed Given the incompatibility of brine from company 1 with crude 14 out of the 17 wells tested six 6 formulations of completion well control brines from company 2 and four 4 formulations of completion well control brine from company 3 were evaluated Table 2 shows 11 formulations of the completion brines and Table 3 shows the results of evaluation of these formulations Table 2 Completion brine formulations evaluated for S A field BRINES COMPANY 1 ADDITVE FUNTION UNIT Fm A1 o i S hioride SOURCE THE AUTHORS COMPANY 2 COMPANY 3 FmA2 Fm B2 FmC2 Fm D2 FmeE2 FmF2 FmA3 Fm B3 FmC3 Fm D3 Table 3 Evaluation results for completion Brines for S A field COMPANY 1 COMPANY 2 FM Y
67. is SEM de residuos s lidos encontrados VOL 54 No 12 DICIEMBRE 2014 ISSN 0185 3899 Ingenier a Petrolera 691 An lisis integrado para identificar y prevenir el da o causado por la formaci n de salmueras de terminaci n una aplicaci n en campos de Colombia p p 691 708 5 An lisis microbiol gico del agua base de la salmuera de completamiento 6 Compatibilidad entre salmuera roca a trav s de una prueba de core flooding 7 Determinaci n de salinidad cr tica El an lisis de producci n incluye un diagrama de diagn stico con una evaluaci n de la historia de producci n niveles de fluido eventos condiciones de extracci n etc El an lisis integrado se aplic en 12 pozos en los campos A G en Colombia para determinar la causa ra z de las p rdidas de producci n despu s de los trabajos de reacondicionamiento La evaluaci n econ mica mostr la p rdida de productividad cuantificado en m s de un mill n de d lares por pozo Este trabajo presenta los resultados de la evaluaci n en los pozos del G 11 y A 21 junto con las conclusiones y recomendaciones Palabras clave Da o de formaci n salmuera de completamiento Intercambio l nico permeabilidad an lisis SEM prueba de Coreflooding tendencia Scale presi n fondo fluyente valor presente neto Integrated analysis to identify and prevent formation damage caused by completion brines A Colombian field application Abstract After workover jobs many oil pr
68. iste un riesgo de tener un pozo improductivo del 30 Esta consideraci n del riesgo operativo se modela con una distribuci n uniforme la cual se conforma de valores de 1 a 100 0 01 a 1 esto nos indica que tiene la misma probabilidad que ocurran valores del 1 a 100 en cada iteraci n de la simulaci n Y en cada simulaci n si el valor seleccionado cae dentro del 70 correspondiente a la certidumbre el pozo lograr alcanzar su objetivo y por lo tanto se le asignar su gasto de aceite inicial Qoi de otra forma significar que el pozo no alcanz su objetivo Nuevo AD 6 1 2 TR7 5 8 5 1 27 N a Ventana AD 4 1 8 5 1 2 8 Ventana TR 5 5 1 2 15 VOL 54 No 12 DICIEMBRE 2014 ISSN 0185 3899 Ingenier a Petrolera 713 Optimizaci n del movimiento de equipos de perforaci n y reparaci n de pozos considerando riesgos p p 709 723 Probabilidad de no alcanzar su objetivo E oro Marlene 0 0000 Mania 1 0000 Mem 0 5000 Sid Dev 0 2887 00 N lt lt 2 a N o z Figura 4 Creaci n de distribuciones para riesgo operativo e Riesgo de lograr la producci n certidumbre de obtener la producci n Cercan a contacto Agua Aceite Para caracterizar esta variable se consideran los factores asociados con el Mayor de 150 m 25 comportamiento din mico del sistema yacimiento pozo que pudiesen impedir Entre 150 y 80 m el xito de obtener la producci n de tal forma que para Akal por
69. itive reservoirs are those with SO or HCO in dissolved in formation water and those containing H S in the gas phase Shell and Mobil were the first companies to try and use formate brine with low levels of solids as non damaging completion and well control fluids At present of sodium and potassium formate based brines are routinely used as completion and well control fluids in development of fields where density requirements do not exceed 1 60 g cm 13 35 Ib gal In these times many workover operations continue using halide brines or inadequate well completion fluids that generates formation damage due to the incompatibility between brine and formation fluids This incompatibility may occur due to adverse reactions between invasive VOL 54 No 12 DICIEMBRE 2014 ISSN 0185 3899 filtered completion or well control fluid and in situ oil or brine formation fluids to form scales insoluble precipitates asphaltic sludge or stable emulsions Formation damage generated in the wells cause a reduction of the production increasing the costs of lifting and lowering its profitability Field of study and characterization of the problem Field of Study To carry out this work the S A field located in the eastern Llanos Basin with high potential heavy oil was selected as a study pilot The A Block is located in the southwestern sector of the eastern Llanos basin in the department of Meta 32 km SE of the city of Villavicencio I
70. lizar los ejercicios es el m s alto estructuralmente Abkatun 97D VOL 54 No 12 DICIEMBRE 2014 ISSN 0185 3899 Sergio Garc a Reyes Pamela Maldonado Alonso Alfredo Le n Garc a Oswaldo Quijada Galdona Figura 3 Configuraci n estructural del campo Abkatun Centro resaltando la zona oeste del yacimiento Se realiz un an lisis de sensibilidad mediante el cual se lleg a la conclusi n de que el gas m s adecuado para la inyecci n es el gas hidrocarburo enriquecido Para la selecci n del gasto de inyecci n se realizaron corridas de inyecci n de gas con gastos de 5 10 15 20 25 30 35 y 50 mmpcd en un tiempo de prueba de tres a os iniciando en enero de 2019 a campo cerrado Para cada caso se analiz el comportamiento de la saturaci n de aceite remanente en matriz y la transferencia matriz fractura VOL 54 No 12 DICIEMBRE 2014 ISSN 0185 3899 La Figura 4 muestra un ejemplo de c mo se mueve arealmente el gas inyectado en funci n del tiempo a trav s de las fracturas Con un gasto de inyecci n de 50 mmpcd para el a o 2021 se pierde gas del bloque oeste al bloque este impidiendo un monitoreo adecuado del piloto Con base en lo anterior se observa que el gasto de inyecci n adecuado es de 35 mmpcd ya que permite un monitoreo apropiado durante el horizonte de evaluaci n En la Figura 5 se muestra una secci n transversal que muestra el movimiento vertical del casquete de gas para el gasto de inyecci n de 3
71. mbre asociados y la generaci n de pron sticos de producci n incremental probabilistas Las consideraciones prioritarias en la elaboraci n de programas de intervenci n a pozos y de producci n POS POM POT POA o cartera de proyectos se enfocan principalmente en aspectos t cnicos y operativos asumiendo como positivo el resultado econ mico en este ejercicio se da relevancia a la eficiencia econ mica de las intervenciones y se consideran los riesgos de ndole t cnica operativa y econ mica convirti ndose en una prioridad la administraci n eficiente de los recursos de inversi n Haciendo una caracterizaci n probabilista del comportamiento de las variables cr ticas relacionadas con el proceso y con la consideraci n de t cnicos especialistas se generan escenarios de producci n donde es posible identificar el valor de cada intervenci n y de los trenes de trabajo establecidos con esto se replantea el movimiento de equipos dando prioridad a las intervenciones de alta eficiencia econ mica y bajo riesgo incrementando el valor del proyecto Palabras clave Optimizaci n de programas incertidumbre an lisis de riesgo distribuciones de probabilidad tren pozos programa operativo Optimizing the wells drilling and workover program considering risks Abstract This document describes an example about a methodology implemented in an Asset of the North East Marine Region of Pemex for optimization economic efficiency and considering the
72. mizaci n de programas de movimientos de equipos y la proyecci n de comportamientos permite de manera consistente y 3 Virine L y Rapley L 2003 Decision and Risk Analysis confiable generar compromisos factibles de cumplir Tools for the Oil and Gas Industry Art culo SPE de Intervenci n a Pozos RMNE VOL 54 No 12 DICIEMBRE 2014 ISSN 0185 3899 Ingenier a Petrolera 721 Optimizaci n del movimiento de equipos de perforaci n y reparaci n de pozos considerando riesgos p p 709 723 84821 presentado en SPE Eastern Regional Meeting 4 Woolfson M M 2008 Everyday Probability and Pittsburgh Pennsylvania EUA septiembre 6 10 Statistics Health Elections Gambling and War second http dx doi org 10 2118 84821 MS edition London Imperial College Press Semblanza de los autores Eduardo Poblano Romero Ingeniero Petrolero egresado de la Facultad de Ingenier a de la Universidad Nacional Aut noma de M xico en 1993 Efectu estudios en la Divisi n de Estudios de Postrado de la Facultad de Ingenier a de la UNAM y en octubre de 2002 obtuvo con menci n honor fica el grado de Maestro en Ingenier a Recibi la medalla Alfonso Caso en reconocimiento a su desempe o durante el posgrado y a sutrabajo de tesis Es Maestro en Administraci n de Empresas para Ejecutivos EMBA por la Universidad Aut noma del Carmen consorcio con el Instituto Tecnol gico de Estudios Superiores de Monterrey y la Universidad de Tulane
73. n proceso de doble desplazamiento VOL 54 No 12 DICIEMBRE 2014 ISSN 0185 3899 Autor es Ibrahim Zoukaneri Rafael Clemente Mart nez Carlos Rosas Lara Paola God nez Andr s Pe a Manuel Guillermo Jaimes Plata R D Castillo A Villar M A Escobar R Dorado Eduardo Poblano Romero Juan Manuel Hern ndez Espinosa Sergio Garc a Reyes Pamela Maldonado Alonso Alfredo Le n Garc a Oswaldo Quijada Galdona Ingenier a Petrolera 745 Pol tica Editorial Ingenier a Petrolera es una publicaci n mensual de investigaci n cient fica editada por la Asociaci n de Ingenieros Petroleros de M xico AC AIPM que tiene como objetivo difundir investigaci n original relacionada con el rea de la ingenier a petrolera en todas las categor as siguientes Geolog a Geof sica Yacimientos Sistemas de Producci n y Comercializaci n de Hidrocarburos Intervenci n a Pozos Seguridad Industrial Ambiental 7 Administraci n y Negocios Recursos Humanos y Tecnolog a de Informaci n Desarrollo y Optimizaci n de la Explotaci n de Campos Pune O 01 Higiene y Protecci n Lo La revista ngenier a Petrolera es un espacio abierto para investigadores y profesionales interesados en dar a conocer sus trabajos e incluye art culos en espa ol e ingl s La revista Ingenier a Petrolera tiene como objetivo contribuir al progreso y la divulgaci n de la Ingenier a Petrolera en M xico promover el estudi
74. n un programa de monitoreo para definir la posici n actual del contacto agua aceite y proponer con mayor certidumbre las reparaciones a pozos y dar seguimiento al movimiento de los contactos durante el periodo de inyecci n El modelo de simulaci n de yacimientos del campo permiti validar el proceso de inyecci n de gas hidrocarburo La reducci n de la saturaci n remanente del aceite con la inyecci n de gas se ha observado en pruebas de laboratorio y en el modelo de simulaci n El mecanismo de drene gravitacional ha demostrado ser altamente eficiente en otros campos de la regi n donde se han logrado altos factores de recuperaci n de aceite en campos con casquete de gas Se tienen en programa pruebas de laboratorio adicionales para determinar con mayor precisi n la saturaci n de aceite remanente al agua y la saturaci n de aceite residual al gas 736 Ingenier a Petrolera Para acelerar la ejecuci n de la prueba piloto se analizan diferentes opciones para minimizar las inversiones y aprovechar la infraestructura existente Referencias Arteaga C M Molina O Hern ndez R Flamenco F A Successful Gas Injection Pilot Test in a Mature and Complex Fractured Carbonate Reservoir Oxiacaque Field Southern Mexico SPE 114010 PP presentado en el 2008 SPE Improved Oil Recovery Symposium Tulsa Oklahoma abril 2008 Langerberg M A Henry D M Chlebana M R Performance and Expansion Plans for the Double Di
75. nicial e Declinaci n de la producci n Las variables t cnicas y econ micas se aladas pueden dividirse para su caracterizaci n como variables soportadas en su registro hist rico variables caracterizadas con base en e Tiempo de retraso en las intervenciones la opini n de expertos y variables evaluadas bajo criterios t cnicos preestablecidos por las reas responsables yacimientos productividad de pozos intervenci n a pozos etc Naturalmente el an lisis de datos deber e Tiempo estimado de vida productiva VOL 54 No 12 DICIEMBRE 2014 ISSN 0185 3899 Ingenier a Petrolera 711 Optimizaci n del movimiento de equipos de perforaci n y reparaci n de pozos considerando riesgos p p 709 723 efectuarse honrando el comportamiento de cada campo bloque yacimiento seg n corresponda De esta forma para cada variable se determina una curva de distribuci n probabil stica que la caracteriza por ejemplo Para la selecci n de la mejor distribuci n de probabilidad se considera aquella que el software para an lisis de riesgo que se emplee sugiera sin embargo la experiencia desarrollada por el experto en an lisis de datos es fundamental para la selecci n del modelo a utilizar La distribuci n seleccionada ser la utilizada dentro del modelo de optimizaci n y considerada en el proceso de simulaci n Montecarlo para el caso de Qo en terminaciones para el campo Akal se seleccion la distribuci n Lognormal Gasto d
76. nto integrales etc e Considera premisas econ micas y calcula indicadores de rentabilidad por pozo yacimiento integrales etc e Tiene la capacidad de asociar distribuciones de probabilidad para cada intervenci n a pozo de una manera f cil y pr ctica e Permite la generaci n de pron sticos de producci n incremental probabilistas por pozo yacimiento integrales etc e El modelo genera simult neamente el c lculo de todos los pozos determinando sus producciones mn e i i y sus indicadores de rentabilidad en el n mero de iteraciones que se consideren necesarias un ejercicio que contenga 250 intervenciones y 1 000 iteraciones puede tardar del orden de 5 minutos en ejecutarse e Dispone de un m dulo de resultados que permiten el f cil manejo de los mismos para su interpretaci n y an lisis Carga de informaci n al modelo Como insumo base se considera la propuesta del movimiento de equipos de un programa operativo semanal trimestral mensual o anual una vez efectuada la revisi n general de la informaci n control de calidad en fechas pozos tiempos tipo de intervenciones etc se efect a la carga al modelo creado en Excel Se deber n cargar los valores de declinaci n correspondientes as como todas las premisas econ micas necesarias y las consideraciones adicionales que se requieran para la generaci n de los pron sticos de producci n e indicadores de rentabilidad Figura 7 C
77. o de drene gravitacional para incrementar el factor de recuperaci n de aceite en la zona invadida por el agua y disminuya el avance del acu fero El desarrollo de una prueba piloto tendr como objetivo principal tomar informaci n estrat gica que permita evaluar los principales par metros que inciden en la recuperaci n de aceite y mitigar los riesgos de la aplicaci n del proceso a nivel de campo Palabras clave Yacimiento maduro naturalmente fracturado prueba piloto doble desplazamiento inyecci n de gas simulaci n num rica de yacimientos drene gravitacional recuperaci n secundaria recuperaci n terciaria Gas injection pilot test in abkatun field reactivation of a mature naturally fractured reservoir by a double displacement process Abstract Abkatun Field is a naturally fractured field with a recovery factor of 43 2 producing light oil The residual oil volume is over 2 800 mmb which is trapped mostly in the matrix blocks Subjected to the effect of a regional aquifer and a waterflood for 15 years the field is invaded by water The wettability of the rock intermediate to oil wet limits the recovery of hydrocarbons by imbibition 724 Ingenier a Petrolera VOL 54 No 12 DICIEMBRE 2014 ISSN 0185 3899 Sergio Garc a Reyes Pamela Maldonado Alonso Alfredo Le n Garc a Oswaldo Quijada Galdona Abkatun is candidate for a gas injection process in the top of the field to promote a double displacement and gravitational
78. o y la investigaci n cient fica entre sus miembros y fomentar la fraternidad entre los mismos tiene como misi n ser una tribuna t cnica para los ingenieros que laboran directa o indirectamente en la industria petrolera y su vis n es dar a conocer trabajos in ditos relacionados con el rea petrolera en M xico y en el Mundo en idiomas espa ol e ingl s Informaci n para los autores Manuscritos Los especialistas que colaboren con art culos de investigaci n deber n integrarlos bajo las siguientes normas editoriales de la publicaci n 1 Los manuscritos elaborados en espa ol o en ingl s deber n ser enviados a la Comisi n Nacional Editorial y Comisi n Nacional de Estudios revista_aipm aipmac org mx dgarcian aipmac org mx con una extensi n m xima de 20 cuartillas incluyendo tablas gr ficas figuras fotograf as etc tera las cuales deber n ser colocadas en el lugar correspondiente y enviadas en formato TIFF o JPG con calidad m nima de 300 dpi 2 Debe ser escrito a una columna con m rgenes de 3 cm de lado izquierdo y 2 cm en los lados restantes El espaciado interlineal debe ser de 1 5 con fuente 746 Ingenier a Petrolera 4 Arial de 12 puntos para el texto y de 14 puntos para los t tulos utilizando los acentos ortogr ficos correspondientes en letras may sculas El procesador de palabras deber ser Microsoft Word El encabezado del art culo deber integrar la siguiente informaci n e T
79. oducing wells have reduced their production which is caused by formation damage created by using inadequate completion brine The damage mechanism may be 1 Block in the face of the formation produced by the tendency to form emulsions between the oil of the well and the completion brine 2 Production of inorganic scale in the porous medium during the contact of the formation water with the completion brine 3 Blockage by suspended solids present in the completion brines 4 Increased bacterial activity in the wellbore vicinity 5 Rock fluid incompatibility due to sensitivity of the formation minerals to the completion brine caused by high ion exchange causing swelling of clays and reduction of the permeability 6 Increase of the water relative permeability Given the above this paper focuses on integrated analysis for selecting appropriate completion brines based on an analysis of laboratory and production Laboratory analysis includes 1 Evaluation of fluid fluid interactions 2 Physical chemical analysis of produced water 3 Definition of Scale tendency of produced water and the mixture with control brine at the wellhead and at reservoir conditions through a simulation software 692 Ingenier a Petrolera VOL 54 No 12 DICIEMBRE 2014 ISSN 0185 3899 Manuel Guillermo Jaimes Plata R D Castillo A Villar M A Escobar R Dorado 4 Filtration of the base fluid of the control brine and analysis SEM of solid wast
80. oned in previous paragraphs For the test oil and aqueous brines treatments mixtures are performed in 50 50 20 80 and 80 20 ratios in flasks hermetically sealed The mixtures are shaken manually for approximately 60 seconds and subjected to heating for 2 hours at maximum test temperature which corresponds to the temperature of the formation of interest in a convection oven After operating for 2 hours the flasks are taken out of the oven and observations on the percentage of phase separation the appearance of the interface and of each phase separately the presence absence of stable emulsions and the formation of precipitates are performed Finally a photographic record of each of the results is made which are tabulated along with the formulation of treatment brine assessed When the phases are immiscible e g aqueous oil a phase separation of at least 80 defined interface without any precipitates or stable emulsion free of oil and aqueous phase is expected When the phases are miscible e g treatment or treatment organic aqueous oil water training a single phase without the presence of any precipitate is expected Ingenier a Petrolera 697 An lisis integrado para identificar y prevenir el da o causado por la formaci n de salmueras de terminaci n una aplicaci n en campos de Colombia p p 691 708 Experimental Assessment SOURCE THE AUTHORS Production Analysis 7 CONSTRUCTION E ANALYSIS OF IPOR
81. oordinador y Subgerente de recuperaci n secundaria y mejorada en la STDP y en la SCTET De 2009 a 2011 se desempe como especialista en recuperaci n secundaria y mejorada en la Gerencia de Proyectos de Explotaci n Sur de la Subdirecci n T cnica de Explotaci n Ha presentado diversos trabajos en congresos nacionales e internacionales En 1997 recibi la medalla Juan Hefferan y en el a o de 2002 fue galardonado con la medalla L zaro C rdenas otorgadas por la AIPM Es miembro de la Asociaci n de Ingenieros Petroleros de M xico del Colegio de Ingenieros Petroleros de M xico y de la Society of Petroleum Engineers L der de la Red de expertos en procesos de recuperaci n secundaria y mejorada de Pemex Exploraci n y Producci n desde 2009 hasta 2011 De 2012 a la fecha Consultor en recuperaci n secundaria y mejorada VOL 54 No 12 DICIEMBRE 2014 ISSN 0185 3899 Ingenier a Petrolera 737 Prueba piloto de inyecci n de gas en el campo Abkatun Centro reactivaci n de un yacimiento naturalmente fracturado maduro mediante un proceso de doble desplazamiento p p 724 738 E Pamela Maldonado Alonso Ingeniera Petrolera egresada de la Universidad Nacional Aut noma de M xico con especialidad en ingenier a de yacimientos y procesos de recuperaci n adicional Experiencia en pruebas de laboratorio para la selecci n y evaluaci n de procesos de recuperaci n secundaria y mejorada en el IMP de 2009 2011 Desde 2012 se desempe
82. oratory in the country the unit T2 San Fernando formation took an important place in the development of these fields from the previous decade Characterization of the problem In order to characterize the problem of low productivity caused bya possibleformation damage fluid incompatibility between completion well control brine and reservoir fluids and minerals an experimental protocol and analysis of the production history was followed which will be described later 694 Ingenier a Petrolera Formation damage The use of brine for completion or well control can generate the following damage mechanisms 1 Block in the face of the formation produced by the tendency to form emulsions between the oil of the well and the completion brine 2 Production of inorganic scale in the porous medium during the contact of the formation water with the brine of completion 3 blockage by suspended solids present in the completion brines 4 Increased bacterial action in the well 5 Incompatibility rock fluid by sensitivity of the formation minerals to the completion brine caused by high ion exchange causing swelling of minerals and reduced permeability 6 increased the relative permeability to water Blockage due to emulsions One of the most common formation damage types is the blockage the face of the formation by the tendency to form emulsions between oil and well completion or well control brine For purposes of this study th
83. os Se enviar n gratuitamente 5 ejemplares de la publicaci n a los autores participantes de cada art culo publicado Ingenier a Petrolera 747 La revista Ingenier a Petrolera es impresa por la Asociaci n de Ingenieros Petroleros de M xico A C Esta edici n se termin de imprimir en diciembre de 2014 en M xico D F y consta de 1 000 ejemplares m s sobrantes para reposici n Derechos reservados O Asociaci n de Ingenieros Petroleros de M xico A C 2014 Ingenieria Petrolera www aipmac org mx
84. p p 683 690 En la Figura 5 a y b se observa la restauraci n de la fase y la recuperaci n de las frecuencias apela Q background Figura 5 a Display de la sismica antes en color negro y despu s de QPSDM b Espectros de amplitudes sin Q y con diferentes modelos de Q 688 Ingenier a Petrolera VOL 54 No 12 DICIEMBRE 2014 ISSN 0185 3899 Ibrahim Zoukaneri Paola God nez Andr s Pe a Otila Mayes Mellado Jos Rodolfo Rocha Ruiz An lisis de AVO Una pregunta que puede hacerse es cu l ser a el efecto de la compensaci n Q sobre la respuesta AVO Para responder a esa pregunta fue escogido un gather en una zona de inter s en datos PSTM correspondiente al dato compensado anteriormente El an lisis de AVO fue realizado en un evento ubicado al tiempo t 4 9 s Para analizar el efecto de la QPSDM el mismo gather fue escogido en datos de PSDM y QPSDM respectivamente Figura 6 b y c la ubicaci n del gather est indicada en la Figura 4 D VOL 54 No 12 DICIEMBRE 2014 ISSN 0185 3899 Los gathers fueron escalados en tiempo para facilitar la comparaci n con la respuesta del dato PSTM Podemos observar que la respuesta del AVO sigue siendo el mismo en los dos casos tanto en la PSDM como en la QPSDM siendo que el evento analizado es m s continuo en la QPSDM debido a la compensaci n de la amplitud y la correcci n de la fase que caracteriza el proceso Es decir la QPSDM ayu
85. pos Varlables Econ micas Precio de los hidrocarharos Costo de la intervenci n Premisas Econ micas Construcci n de Distribuciones de implementaci n del modelo Probabilidad Raho serte de datos registro hist rico Variables caracterizadas con base en Carga del movimiento de equipos la opini n de expertos POT POA POM etc Variables evaluadas bajo criterios Poras t cnicos perestablecidos por las dreas responsables Trenes indicadores Econ micos Probabilistas Y implementaci n de distribuciones de Optimizaci n de trenes E x Simutaci n Monte Carto Pron sticos de producci n Equipos Probabilistas probabilidad al Modelo M todo Secuencia optima de pozos F f Evaluaci n de resultados o h a ri Figura 1 Propuesta de metodologia 1 Identificar variables cr ticas con mayor Variables econ micas impacto e Precio de los hidrocarburos Tomando en cuenta el estado que guardan los yacimientos e Tipo de cambio que conforman el proyecto se identifican las variables e Costo de la intervenci n fundamentales que caracterizan a cada intervenci n Re e Costo de producci n propuesta e Tasa de descuento Variables t cnicas 2 Caracterizaci n de variables seg n su naturaleza y construcci n de distribuciones de probabilidad e Riesgo operativo e Riesgo de lograr la producci n e Gasto de aceite i
86. r es Miguel Angel Lozada Aguilar Marcos Torres Fuentes Guadalupe Luna Camarillo Oscar Manuel Delgadillo Reed Andr s Jos Belloso Damiano Seraf n Alexander Espinoza Aldaz Ricardo Ram rez Lara Mar a de Jes s Correa L pez Antonio Rojas Figueroa Guillermo Guti rrez Murillo Javier Salguero Centeno Carolina Henr quez Anabel P rez Ram rez Ingenier a Petrolera 741 Julio T tulo Modelado est tico del campo Cantarell y verificaci n de predicciones con pozos recientemente perforados Sonda de Campeche M xico Ampliando los l mites de diagn sticos de producci n a trav s de registros PLT con fibra ptica casos de M xico Problem ticas y soluciones para la separaci n y bombeo de crudo pesado 13 API en el Activo de producci n Ku Maloob Zaap Modelado geol gico maximizando la integraci n del conocimiento Caracterizaci n de reservorio no convencional del Jur sico Superior del Noreste de M xico Agosto T tulo Estimaci n de la saturaci n de aceite remanente SOR empleando mediciones resistivas diel ctricas y datos de n cleos para las rocas cret cicas del campo KMZ An lisis de la efectividad de la roca almac n en los plays terciarios de la regi n marina rea Coatzacoalcos Holok 742 Ingenier a Petrolera Autor es Jos Manuel Morales Ram rez Carlos Ulises P rez Gonz lez H ctor M rquez lvarez David Tornez Luvio Ismael D az Hern ndez Neil Sookram Rodrigo Avil
87. racturamiento Plan para la reactivaci n de producci n del Campo Carrizo VOL 54 No 12 DICIEMBRE 2014 ISSN 0185 3899 Autor es Diego Moncada Iv n Ju rez C sar Guti rrez Jos de Jes s Casillas Richard Steven Kim Lewis Jennifer Rambone Enrique Trejo Vazquez Madain Moreno Vidal Sergio Petrikowski Garc a Mar a de los ngeles Arenas Mart nez Nytia Ninnet Vald s Ramos Gerardo Mart nez Gonz lez Germ n Forero Rozo Francisco Caycedo Ernesto P rez Mart nez Antonio Rojas Figueroa Roberto Parra Olgu n Jos Francisco Guzm n Ar valo Alfredo Freites Camacaro Autor es El as L pez Bonetti Omar Guzm n Oscar Araujo Enrique Basurto Hazael Castillo Carlos Deolarte Guerrero Eric Emanuel Luna Rojero Javier Molina Ocampo Oralia Rodr guez Su rez Ingenier a Petrolera 739 Marzo T tulo Evaluaci n petrof sica con registros de alta resoluci n una metodolog a para incrementar la estimaci n de net pay en yacimientos silicicl sticos laminares An lisis de pruebas de impulso con tiempo de producci n corto dominado por almacenamiento y da o ejemplos de campo Pruebas de laboratorio una fuente elemental en el diagn stico y xito de la estimulaci n de pozos Comportamiento de flujo en sistemas de nanoporos aplicaciones a shale gas Abril T tulo Comunicaci n artificial entre yacimientos compartimentalizados para maximizar el valor en campos costa fuera con in
88. ral para el desarrollo de nuevas estrategias de explotaci n de campos petroleros actualmente es miembro de la Society of Petroleum Engineers SPE y de Project Management Institute VOL 54 No 12 DICIEMBRE 2014 ISSN 0185 3899 Ingenier a Petrolera 723 Art culo arbitrado Prueba piloto de inyecci n de gas en el campo Abkatun Centro reactivaci n de un yacimiento naturalmente fracturado maduro mediante un proceso de doble desplazamiento Sergio Garc a Reyes Pamela Maldonado Alonso Alfredo Le n Garc a Oswaldo Quijada Galdona Activo de Producci n Abkatun Pol Chuc Subdirecci n de Producci n Regi n Marina Suroeste Informaci n del art culo Recibido junio de 2014 aceptado diciembre de 2014 Resumen El campo Abkatun Centro es un yacimiento naturalmente fracturado productor de aceite ligero con un factor de recuperaci n de 43 2 El volumen de aceite remanente del campo asciende a m s de 2 800 mmb los cuales se encuentran atrapados en mayor parte en los bloques de matriz Sometido al efecto de un acu fero regional y a un proceso de inyecci n de agua por 15 a os el campo se encuentra invadido por agua Las caracter sticas de mojabilidad de la roca de intermedia a preferente al aceite limitan la recuperaci n de los hidrocarburos por efecto de imbibici n El yacimiento es candidato a la implementaci n de un proceso de inyecci n de gas dentro de un esquema de doble desplazamiento que permita promover el mecanism
89. risk and uncertainty associated to trains of drilling and workover wells All companies of the oil industry is faced with optimizing their processes in order to get the most benefit with the least resources however priority considerations in developing programs for movement of equipment production schedule monthly yearly quarterly or Weekly or possibly for a portfolio of projects are focused only to the technical and VOL 54 No 12 DICIEMBRE 2014 ISSN 0185 3899 Ingenier a Petrolera 709 Optimizaci n del movimiento de equipos de perforaci n y reparaci n de pozos considerando riesgos p p 709 723 operational leaving aside the economic efficiency not considering that the economy plays a very important role to help the company achieve its objectives This environment requires the Asset to make a downsizing in the use of resources becoming a priority rigorous management processes and deepen the search for work schemes and incorporating different methodologies that optimize the use of resources and ensure better value capture Result of an effort made in the Offshore Cantarell Asset for risk analysis and decision on trains drilling and workover well developed a comprehensive methodology and model for the analysis and evaluation of trains whose main strengths are the comprehensive economic assessment considering the risk and uncertainty associated with in Monte Carlo simulation Keywords Program optimization uncertainty risk
90. roducci n de aceite la cual es causada por el da o de formaci n creado por el uso de salmuera de completamiento inadecuadas El mecanismo de da o puede ser 1 Bloqueo en la cara de la formaci n producido por la tendencia a formar emulsiones entre el aceite del pozo y la salmuera de completamiento 2 Producci n de incrustaciones inorg nicas en el medio poroso durante el contacto del agua de formaci n con la salmuera de completamiento 3 Bloqueo por s lidos suspendidos presentes en las salmueras de completamiento 4 Aumento de la actividad bacteriana en la vecindad del pozo 5 Incompatibilidad roca fluido debido a la sensibilidad de los minerales de formaci n a la salmuera de completamiento causado por alto intercambio i nico que genera hinchaz n de arcillas y reducci n de la permeabilidad 6 Aumento de la permeabilidad relativa al agua Teniendo en cuenta lo anterior este documento se centra en el an lisis integrado de selecci n de salmueras de completamiento adecuadas basadas en un an lisis de laboratorio y producci n Los an lisis de laboratorio incluyen 1 Evaluaci n de las interacciones fluido fluido 2 An lisis f sico qu mico del agua producida 3 Definici n de la tendencia a formar incrustaciones del agua producida con la salmuera de control a nivel de cabeza del pozo y a condiciones del yacimiento a trav s de un software de simulaci n 4 Filtraci n del fluido base de la salmuera de control y an lis
91. ros Bourdet D 2002 Well Test Analysis the Use of Advanced Interpretation Models Amsterdam Elsevier Art culos Hern ndez Garc a M A 2011 Desarrollo del Campo Cauchy Caso de xito en la Regi n Norte Ingenier a 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 amp Oper 25 4 472 483 SPE 124135 PA http dx doi org 10 2118 10 2118 124135 PA Conferencia reuni n etc Al Khalifa A J y Odeh A S 1989 Well Test Analysis in Oil Reservoirs with Gas Caps and or Water Aquifers Art culo 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 P rez Mart nez E 2011 Estudio de Conificaci n de Agua en Yacimientos Naturalmente Fracturados Tesis de Maestr a UNAM Programa de Maestr a y Doctorado en Ingenier a M xico D F Miguel Hern ndez N 2002 Scaling Parameters for Characterizing Gravity Drainage in Naturally Fractured Reservoir PhD dissertation University of Texas at Austin Austin Texas PDF en linea Secretar a de Energ a Direcci n de Planeaci n Energ tica 2011 Balance Nacional de Energ a 2010 http www sener gob mx res PE_y_DT pub 2011 Balance 20Nacional 20 de 20Energia 202010_2 pdf descargado el 1 de febrero de 2010 VOL 54 No
92. ros petroleros VOL 54 No 12 DICIEMBRE 2014 ISSN 0185 3899 David de Israel Ruiz Torres H ctor Bernal Ram rez Ma Lidia de la Huerta Cobos Iveth Leticia Bache Canella Larissa G Spinoso Calder n Miguel Gonz lez Gonz lez Luis Norberto Vel zquez Bueno Jesus Rodr guez Rom n Antonio Rojas Figueroa Autor es Carlos Alberto Estrada Sinco M nica Alejandra Ancona Albor Rafael Guerrero Altamirano Lorena Elizabeth Bejarano Acosta Carlos A Rodney Mart nez Jes s Guerra Abad Claudio Nieto Garc a Susana Galicia Mu oz Oscar Dar o Xochipa L pez Claudia Pedraza Mart nez Ad n Garc a Quirino Miguel ngel Molina Ayala Enrique Ortu o Maldonado C sar Cabrera Cuervo Marco Ortu o Rivera Autor es Antonio Cervantes Vel zquez Mario A V squez Cruz Rodolfo G Camacho Vel zquez Ingenier a Petrolera 743 Avances en la caracterizaci n integral de un yacimiento naturalmente fracturado vugular el caso Ayatsil Tekel An lisis de pruebas de presi n en yacimientos fracturados fractales Noviembre T tulo Bombeo neum tico una ventana tecnol gica para incrementar la producci n en yacimientos de gas y condensado criterios de selecci n Identificando zonas de riesgo geomec nico en pozos complejos usando datos de perforaci n en tiempo real Impacto de la caracterizaci n de yacimientos en el desarrollo de campos estrat gicos en aguas profundas caso Lakach M xico Metodolog a estoc sti
93. rosismico para fracturamientos hidr ulicos en Chicontepec optimizar Aplicaci n de im genes de pozo para caracterizar litofacies prospectivas en pozos de aguas profundas Perforaci n exitosa del pozo Terra 11 horizontal en yacimientos mesozoicos de baja permeabilidad IsoMetrix Isometrically sampled towed streamer marine seismic data Junio T tulo Campo Akal estrategias para maximizar el factor de recuperaci n aprovechando el efecto del drene gravitacional en la explotaci n del campo Primera corrida de novedoso concepto de barrena h brida impulsado por un motor de alta eficiencia establece un nuevo punto de referencia en la perforaci n del Cret cico en M xico Regi n Marina Caracterizaci n geoqu mica del agua producida en los pozos del Cret cico de los campos Ku Maloob y Zaap Conceptos para incrementar la producci n de aceite en yacimientos turbid ticos de baja permeabilidad VOL 54 No 12 DICIEMBRE 2014 ISSN 0185 3899 Autor es Lino Rosendo Miranda Peralta Alejandro C rdenas Alvarado Rodrigo Maldonado Villal n Enrique Reyes Tovar Jos Ruiz Morales Carlos Williams Rojas Guillermo Guti rrez Juan G Garc a Eber Medina Javier Salguero Monserrat Estopier Vera Javier Contreras Leonardo Enrique Aguilera Francisco Espitia Pedro Avi a Toledano Aly Giovanni Mor n Garc a Agust n Moreno Rosas Guadalupe Rodr guez Garc a Tim Bunting Pete Watterson Massimiliano Vassallo Auto
94. s actuales de la zona oeste Abk 53A Abk 73 Abk 91A Abk 93B Abk 93D Abk 97D y pozos con posibilidades de producir en el piloto stos son Abk 51A Abk 71 Abk 95B Abk 285 y Abk 1001 estos pozos se encuentran en la cima del yacimiento y est n invadidos de agua sin embargo tienen posibilidades de abrirse o repararse en el horizonte de la prueba piloto ee eee cal f i x fractura Fract_2018 fract_2019 Haa_2000 Hrac_ 2021 ra_2022 Figura 6 Cambio de la saturaci n de aceite en matriz y fractura contra la profundidad en la matriz se observa la reducci n de la Sor en la zona contactada por el gas VOL 54 No 12 DICIEMBRE 2014 ISSN 0185 3899 Ingenier a Petrolera 731 Prueba piloto de inyecci n de gas en el campo Abkatun Centro reactivaci n de un yacimiento naturalmente fracturado maduro mediante un proceso de doble desplazamiento p p 724 738 U 237 16 96 06 225 DELA 12 307 MA 74 94 32 14 82 340 245 267 205 72 0 341 283 1001 Ti 94 1 SIA THD 385 SIA SDA 120 954 148 SOB 73 S3A STD KAHA O EPP ERA PORORS OOOO aes v Bc gt hee MIT ANTA t Leas 11 8 MN el NU ll Figura 7 Secci n transversal con la ubicaci n de los pozos productores actuales y la ubicaci n del banco de aceite al final de la prueba piloto En la Figura 8 se muestra el cambio en la saturaci n del gasto de aceite agua y la RGA del campo se muestra y volumen de aceite en las fractur
95. s y limpiezas en pozos para mantener la producci n base e Mantenimiento de la productividad de los pozos mediante redise os y optimizaci n de aparejos de producci n y bombeo neum tico e Construcci n de infraestructura adicional para el manejo de producci n y aprovechamiento de gas e Fortalecimiento de los equipos multi disciplinarios con especialidades cr ticas e Incremento de la vida til del BEC e Etc La incertidumbre asociada al comportamiento de los yacimientos y a la operaci n durante las intervenciones a pozos bajo estas condiciones nos impulsa a la generaci n y aplicaci n de esta metodolog a que en esencia permite la generaci n de escenarios de producci n evaluando la eficiencia econ mica de las intervenciones a pozos y la consideraci n de los principales riesgos asociados a los trabajos en los pozos seleccionando aquellos escenarios que presentan la mejor rentabilidad y los menores riesgos VOL 54 No 12 DICIEMBRE 2014 ISSN 0185 3899 Eduardo Poblano Romero Juan Manuel Hern ndez Espinosa Desarrollo del tema procesos para el an lisis de riesgo y la caracterizaci n A continuaci n se muestra un bosquejo general de la probabilista de variables simulaci n Montecarlo y metodolog a Se desarroll utilizando un modelo en Excel programaci n Visual Basic Variables T cnicas Productividad de Poros Operatividad de Poros Tiempos de intervenci n retraso en movimiento de equi
96. splacement Process in the Hawkins Field SPE 28603 Nueva Orleans septiembre 1995 Le n G A Samaniego V F Expectativas de Aplicaci n de Procesos de Recuperaci n Mejorada de Aceite en Yacimientos Naturalmente Fracturados Sesi n Poster Congreso Mexicano del Petr leo Monterrey Nuevo Le n mayo 2008 Quijada G O J Yturbe R I Flores C S Rivas B C Le n G A Recuperaci n Mejorada en el Campo Abkatun Mediante el Proceso de Doble Desplazamiento Modelo de Simulaci n Coordinaci n de Dise o de Explotaci n Activo Integral Abkatun Pol Chuc Regi n Marina Suroeste Para so Tabasco enero 2012 Quijada G O J Maldonado A P Escenarios de Explotaci n por Doble Desplazamiento Coordinador de Grupo Multidisciplinario de Especialistas T cnicos en Dise o de Proyectos Activo de Producci n Abkatun Pol Chuc Regi n Marina Suroeste Para so Tabasco enero 2013 VOL 54 No 12 DICIEMBRE 2014 ISSN 0185 3899 Sergio Garc a Reyes Pamela Maldonado Alonso Alfredo Le n Garc a Oswaldo Quijada Galdona Semblanza de los Autores Sergio Garc a Reyes Ingeniero Petrolero de la Universidad Nacional Aut noma de M xico con estudios de Maestr a en Ingenier a Petrolera especialidad en Ingenier a de yacimientos y simulaci n num rica de yacimientos naturalmente fracturados Se ha desempe ado en el Activo de Producci n Abkatun Pol Chuc de la Subdirecci n de Producci n Regi n Marina Suro
97. stillo A Villar M A Escobar R Dorado E Productivity analysis work made in January 2011 caused by formation damage due to the use of inadequate completion control brine For In this section a case study the G 11 oil well is shown where the analysis of loss of productivity a diagnostic diagram and a reduction in production happened after a maintenance an economic evaluation are considered see Figure 8 gt FREQUENCY o 1400 70 1000 OL PROD TEST 2000 1200 60 WATER PROD TEST 0000 1000 so FLUID PROD TEST 4000 PERFORATED e 5000 800 GUNS 000 l 8 x RETAINER 7000 60 30 ote 8000 400 20 K1 9000 K2 10000 200 10 11000 ORIGINAL ALS 12000 o o 13 03 2010 SOURCE THE AUTHORS Figure 8 Diagnostic diagram of G 11 oil well The diagnostic diagram is a graph allowing visualizing and Production modeling analyzing the history of producing strata fluid levels or pump s inlet pressure events extraction conditions etc In From Figure 8 and considering conditions with or without Figure 8 it can be seen that after the maintenance work damage caused by completion brine the nodal analysis was the G 11 oil well production was significantly reduced that performed on G 11 oil well as shown in Figure 9 was caused by the formation damage generated during the respective work IPR GUAT 11 K1 P 4218 API 22 9 GOR 282 Ko 73 65 PRE BRINE Bsw 40 Pwf 3179 02 Q 1270 POST BRINE Bswe 53 7
98. t is bordered by the Llanero Piedmont and the fault system Upia Guicaramo to the west the high Paleo of Cumaral to the north and the Serrania of the Macarena to the south defining an area of approximately 30 000 km A S y L Reforma oilfields belong to this sub basin see Figure 1 left Ingenier a Petrolera 693 An lisis integrado para identificar y prevenir el da o causado por la formaci n de salmueras de terminaci n una aplicaci n en campos de Colombia p p 691 708 SOURCE THE AUTHORS Figure 1 Geographic Location of the A Block left amp Stratigraphic Column of the A Block right The stratigraphic section of the A A block is formed by sedimentary rocks ranging in age from Paleozoic to Quaternary The total thickness of the lithological column reaches 18 000 feet Sedimentary rocks of Cretaceous and Tertiary age are the main reservoir in the area The producing formations are Une Unit K2 Chipaque Unit K1 San Fernando Unit T2 and Carbonera Unit T1 Figure 1 Right shows the stratigraphic column respectively The discovery by Ecopetrol of structures in Block A A began in the A field in 1981 with the drilling of the well A 1 with an initial production of 1700 BOPD of the K2 unit with oil of 25 API In 1985 it was discovered S field with the drilling of the well Suria 1 which produced the K2 and K1 units showing oil of 34 API Due to high oil prices the imminent decline in reserves and low success expl
99. to 10 microns There are three requirements to form an emulsion 1 Two immiscible liquids 2 enough agitation to disperse a liquid into small droplets 3 an emulsifier to stabilize the dispersed droplets The W O emulsions formed can be classified as hard and soft By definition a hard emulsion is very stable and difficult to break mainly because the dispersed droplets are very small In the other hand a soft emulsion is unstable and easy to break VOL 54 No 12 DICIEMBRE 2014 ISSN 0185 3899 Emulsifiers An emulsifying agent must be present in order to stabilize an emulsion The typical emulsifier is a surface active agent or surfactant In the oil industry the emulsifying agents are numerous and can be classified as follows Natural surfactant compounds such as asphaltenes and resins containing organic acids and bases naphthenic acids carboxylic acids sulfur compounds phenols cresols and other natural high molecular weight surfactants Finely divided solids such as sand clay formation fines shale drilling muds stimulation fluids mineral scale corrosion products for example iron sulfide oxides paraffins asphaltenes precipitated Well stimulation fluids can contribute to form very stable emulsions Production chemicals added such as corrosion inhibitors biocides cleaners and wetting agents Natural surfactants are defined as interface active macromolecules having a high aromatic content and whic
100. una mezcla de ambos Figura 11 Los fragmentos de roca utilizados en los experimentos fueron los mismos para cada caso y pasaron por un proceso de limpieza acondicionamiento y saturaci n de fluidos similar antes de cada prueba La Figura 12 muestra los fragmentos utilizados como se puede observar hay presencia de vugulos y fracturamiento La porosidad del sistema se discretiz mediante tomograf a de RX y uso de trazadores quedando en una proporci n promedio de 50 50 entre porosidad interpart cula y porosidad vugular 450 400 a 350 lt Inyecci n de Inyecci n de E 300 e agua gas 250 hi r c Da 2 o 8 200 Declinaci n Cama Ram mnn naar Natural 150 100 Presi n actual 190 kg cm 50 0 0 1 2 6 11 16 21 26 31 36 41 46 51 Tiempo horas Figura 11 Comportamiento de la presi n durante los experimentos de doble desplazamiento 734 Ingenier a Petrolera VOL 54 No 12 DICIEMBRE 2014 ISSN 0185 3899 Sergio Garc a Reyes Pamela Maldonado Alonso Alfredo Le n Garcia Oswaldo Quijada Galdona E Figura 12 Im genes fotogr ficas de los n cleos utilizados en el apilamiento La Figura 13 muestra los resultados de los experimentos el factor de recuperaci n de 11 en comparaci n con el 2 es importante mencionar que la recuperaci n reportada obtenido con nitr geno La alta recuperaci n de aceite con corresponde nicamente al aceite contenido en los agua puede deberse a que un alto porc

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