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rgano de Divulgacin Tcnica e Informacin de laAsociacin de Ingenieros Petroleros de Mxico A.C.

Vol. 53 No. 7 JULIO DE 2013www.aipmac.org.mx/web/revista

Editorial

Clasicacin de los yacimientos en Mxico: Un nuevo enfoque

MI. Alfredo Len GarcaIng. Nancy Alamilla Carrillo

Dr. Francisco Garca Hernndez

Estudio integral de ingeniera de yacimientos para el Campo A.J. Bermdez: Mantenimiento de presin con

procesos de inyeccin de agua de nueva generacin

Ing. David Castieira

Ing. Carlos Sinco

Ing. Sbastien Matringe

Ing. Salom Gutirrez

Ing. Rafael Guerrero Altamirano

Ing. Julieta Hernndez Ramrez

Pozos horizontales con terminaciones con controladores de ujo (ICDs por sus siglas en ingls), mejoran los

resultados de pozos productores de aceite en el Campo Samaria, Regin Sur, Mxico

Ing. Roberto Pea

Ing. Julieta Hernndez Ramrez

Ing. Rafael Guerrero Altamirano

Ing. Drew E. Hembling

Ing. Scott W. Amos

386

388-409

410-427

428-441

PetroleraIngeniera

Contenido

INGENIERA PETROLERA.- Publicacin mensual de la Asociacin de Ingenieros Petroleros de Mxico A.C., Av. Melchor Ocampo 193 Torre A Piso 12. Col. VernicaAnzures C.P. 11300, Mxico D.F., Tels: 5260 2244 y 5260 7458. Solicitada la Autorizacin como Correspondencia de Segunda Clase de Administracin de Correosnm. 1 de Mxico D.F. Distribuido por la Asociacin de Ingenieros Petroleros de Mxico, A.C. Publicacin editada e impresa por 4AM FOR ADVERTISING ANDMARKETING S.A. DE C.V., Enrique J. Palacios No. 108, Col. Prado Ermita, C.P. 03590, Del. Benito Jurez, Mxico D.F., Tels: 5601 7571 y 55 3211 6077. Edicin: 1100ejemplares. Certicado de licitud de ttulo nm. 8336 y Certicado de contenido nm. 5866 ante la Comisin Certicadora de Publicaciones y Revistas Ilustradas.Certicado de reserva de Derechos al Uso Exclusivo nm. 003322 ante la Direccin General del Derecho de Autor. Toda la correspondencia debe dirigirse a laAsociacin de Ingenieros Petroleros de Mxico A.C. EL CONTENIDO DE LOS ARTCULOS TCNICOS ES RESPONSABILIDAD DEL AUTOR. ISSN 0185-3899. Revista Indizadaen LATINDEX y PERIDICA.

Foto de portada:Ciudad Madero, Tamaulipas, Mxico.

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Directiva Nacional2012-2014

Presidente MI. Jos ngel Gmez Cabrera

Vicepresidente Ing. Sergio Humberto Mariscal BellaSecretario MC. Pablo Arturo Gmez Durn

Tesorero Ing. Jess A. Mora Moreno

Coordinador Nacional de Ayuda Mutua Ing. Jos Luis Fernndez Cad

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

Directora de la Comisin de Estudios Dra. Alma Amrica Porres Luna

Director de la Comisin Editorial MI. Mario Becerra Zepeda

Director de la Comisin Legislativa Ing. Antonio Sandoval Silva

Director de la Comisin Membresa Ing. Oscar Ulloa Lugo

Coordinador de Relaciones Pblicas Ing. Mario Cruz Riego

Consejo Nacional de Honor y Justicia

M. Carlos Rasso ZamoraIng. Javier Hinojosa PueblaM. Javier Chvez Morales

M. Adn E. Oviedo PrezM. Jos Luis Fong Aguilar

Revista Ingeniera Petrolera

Director Editorial MI. Mario Becerra Zepeda

Coordinacin Editorial Laura Hernndez Rosas email: [email protected]

Delegacin Ciudad del Carmen

Ing. Jos Del Carmen Prez Damas

Delegacin Coatzacoalcos

M I. Eleuterio Oscar Jimnez Bueno

Delegacin Comalcalco

Ing. Rafael Prez Herrera

Delegacin Mxico

Ing. Luis Francisco Snchez Len

Delegacin Monterrey

Ing. Carlos Miller Farfn

Delegacin Poza Rica

Ing. Luis Lauro De La Garza Saldvar

Delegacin Reynosa

Ing. Jos Adalberto Ros Espit

Delegacin Tampico

Ing. Jorge Alberto Hernndez Cant

Delegacin Veracruz

Ing. Juan Echavarra Snchez

Delegacin Villahermosa

Ing. Jorge Rodrguez Collado

Presidentes Delegacionales

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El desempeo de la Tianhe-2 es casi el doble de rpido del siguiente equipo en la lista: Titn, del Laboratorio Nacional de Oak Ridge

en Tennessee, que opera a 17.59 petaflops y tiene potencia mxima de 27.11 petaflops. La K, japonesa, construida por el gigante

tecnolgico Fujitsu, tiene rendimiento de 10.51 petaflops lo que le vali para desplazar a la Tianhe-1 del primer lugar hace dos aos.

China tiene 66 de las 500 computadoras en la lista de las ms rpidas, lo que en realidad significa un pequeo descenso al comparar

dicha cifra con la publicada hace seis meses, cuando tena 72 computadoras de alto desempeo. Los EE.UU. dominan la lista con 252

computadoras; Japn cuenta con 30; el Reino Unido tiene 29; Francia 23 y Alemania 19.

Las supercomputadoras (o, de manera ms formal, las computadoras de alto desempeo) fueron introducidas en la dcada de los 70,

y eran diseadas principalmente por Seymour Cray de la compaa Control Data Corporation (CDC), la cual domin el mercado

durante esa poca, hasta que Cray abandon CDC para formar su propia empresa, Cray Research, donde gener nuevos diseos que le

permitieron mantener el liderazgo en supercmputo durante cinco aos consecutivos: de 1985 a 1990. En realidad, el mundo ha sido

testigo de que las supercomputadoras de hoy tienden a convertirse en las computadoras comunes el da de maana.

En los aos ochenta un gran nmero de empresas entraron al mercado del procesamiento en paralelo, apoyadas en la creacin una

dcada antes de las minicomputadoras; aunque muchas compaas desaparecieron a mediados de los noventa. Las primeras mquinas

de CDC tenan procesadores escalares, muy rpidos, pero varios competidores desarrollaron sus propios procesadores escalares amenor precio con el fin de tener opcin de penetrar en el mercado.

De principios a mediados de los ochenta, las computadoras contaban con un pequeo nmero de procesadores vectoriales trabajando

en paralelo, lo que luego se convirti en el estndar: de 4 a 16 procesadores. En la ltima parte de los ochenta y principios de los

noventa, el diseo se enfoc en alinear miles de CPU para llegar a tener gran nmero de procesadores paralelos sincronizados.

En la actualidad, la mayora de las supercomputadoras estn formadas por mltiples grupos de computadoras finamente enlazados,

los cuales utilizan procesadores comunes combinados con interconexiones especiales.

Estas computadoras se utilizan en el estudio de problemas que requieren mltiples clculos como los de fsica cuntica, partculas

elementales, prediccin del clima, modelado de molculas, secuencia genmica, simulacin de explosiones nucleares lo que elimina

la necesidad de realizar pruebas verdaderas, simulacin del efecto de maremotos en costas o ciudades, simulacin de explosiones de

supernovas, simulacin del comportamiento de agujeros negros, simulacin de la formacin de galaxias, simulacin de vuelos espaciales,

aerodinmica de aviones militares modernos, modelado del proceso de doblado de protenas y cmo ello puede afectar a la gente que sufre

Alzheimer, fibrosis qustica y muchos tipos de cncer, investigacin en fusin nuclear, y muchas otras aplicaciones posibles.

Los paquetes de CPU que se utilizan de manera masiva en las supercomputadoras modernas llegan a disipar 10 veces ms calor

que un quemador de estufa, lo que da idea de la complejidad que demanda el diseo de sus sistemas de enfriamiento, pues ciertas

supercomputadoras requieren que sus CPU se mantengan a 85 C. Para enfriar los paquetes de CPU a tales temperaturas se utiliza

mucha energa. El consumo promedio de un supercomputador de la lista de los 500 ms rpidos del mundo es alrededor de 257 kW.

El supercomputador Aquasar, que se instalar en el Instituto Tecnolgico Federal Suizo, utilizar un nuevo diseo de enfriamiento

que requerir 29.5 litros de agua por minuto. La innovacin consiste en que el agua llegar directamente a los CPU mediante tubos

capilares, con lo que el intercambio de calor ser muy eficiente. El calor que se extraiga ser utilizado para calentar habitaciones de lamisma universidad.

Fraternidad y Superacin

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Clasificacin de los yacimientos en Mxico: Un nuevo enfoque

MI. Alfredo Len Garca

[email protected]

Divisin de Estudios de PosgradoFacultad de Ingeniera/UNAM

Ing. Nancy Alamilla Carrillo

[email protected]

Instituto Mexicano del Petrleo


[email protected]

Subdireccin Tcnica de Explotacin

Pemex Exploracin y Produccin

Informacin del artculo: Recibido: junio de 2012-aceptado: julio de 2013

Resumen

Los criterios que se aplican de manera tradicional a los yacimientos, ya sean basados en los diagramas de fase o en los

parmetros de clasificacin los ubican en cinco tipos. 1).-Aceite negro, 2).-Aceite voltil, 3).-Gas y condensado, 4).-Gas hmedo y 5).-Gas seco; sin embargo, se ha visto que los yacimientos de aceite de Mxico no son apropiadamente

clasificados, en especial los que se ubican en la zona de transicin entre aceite negro y aceite voltil, en estos casos

se pueden cometer errores como clasificar un aceite voltil como aceite negro si se utilizan los criterios tradicionales,

esto puede implicar que no se tomen las medidas adecuadas desde el muestreo de los fluidos, hasta el diseo de los

experimentos apropiados para cada tipo de yacimientos, el no contar con los experimentos adecuados, puede ocasionarserios errores como por ejemplo: estudios de yacimientos incorrectos con la consecuente desviacin en los pronsticos

de explotacin y en un inadecuado diseo de las instalaciones superficiales.

Se revisaron todos los criterios de clasificacin de los yacimientos actualmente publicados en la literatura tcnica nacional

e internacional y se observ que no cubran de manera adecuada a los yacimientos de Mxico, por lo cual se elabor unanueva clasificacin en la que se modifican los rangos de clasificacin publicados hasta la fecha para ampliar los rangos

de clasificacin para aceite voltil, y se incluye un nuevo tipo de aceite que se denomina aceite ligero, el cual clasifica

adecuadamente los fluidos que se encuentran entre los fluidos de aceite negro tpicos y los de aceite voltil. Con la nueva

clasificacin propuesta quedan los yacimientos de aceite de la siguiente forma: a).-aceite voltil, b).-aceite ligero, y c).-

aceite negro. Para el caso de los yacimientos de gas quedan de la misma forma: d).-gas y condensado, f).-gas hmedo yg).-gas seco. Sin embargo, se est trabajando en precisar los rangos de clasificacin para los yacimientos de gas.

Los nuevos criterios de clasificacin propuestos incluyen los siguientes aspectos: 1).- rangos de clasificacin adecuados

para cada tipo de aceite, 2).-comparacin de propiedades caractersticas de los fluidos, composicin, peso molecular etc.,

con fluidos validados en las bases de datos, 3).- clasificacin de los fluidos con grficas especializadas como puedenser peso molecular contra presin de burbuja o de roco, 4).- grficas de parmetros adimensionales como por ejemplo

factor de volumen adimensional contra presin adimensional y 5).- clasificacin mediante diagramas ternarios, los cuales

ubican los fluidos en regiones caractersticas.

Palabras clave:Clasificacin, yacimientos.

Artculo arbitrado

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fluidos, se requiere de un anlisis detallado y definir siexisten dos fases gas y lquido que estn coexistiendo enel yacimiento a condiciones iniciales para establecer lamejor estrategia de explotacin del yacimiento, como porejemplo, definir si se explota primero la zona de aceite y

posteriormente la zona de gas y condensado, lo cual si no setoma en cuenta puede conducir a tener grandes diferenciasen los factores de recuperacin del aceite.

2).-En el caso de los fluidos que se encuentran en la zonade transicin entre aceite voltil y aceite negro, los fluidosdeben de ser tratados con suma cautela, ya que si los fluidostiene propiedades mas parecidas a un aceite voltil, se debede realizar el experimento de Agotamiento a VolumenConstante (AVC) y tambin el de Separacin Diferencial(SD) para que se proporcionen los parmetros volumtricos(Bo, Rs, etc.) para realizar estudios de comportamiento

de yacimientos. El estudio AVC sera utilizado para hacerestudios de simulacin composicional, lo cual ser de

suma importancia en el caso de que se realicen estudios derecuperacin mejorada con inyeccin de gases.

Integracin de la informacin de los anlisis

PVT

Se integr una base de datos con la informacin msrepresentativa de los anlisis PVT de fluidos de la ReginSur y de las Regiones Marinas, los fluidos se agruparon deacuerdo al tipo de fluidos existente. La Tabla 1, muestraun ejemplo de la informacin que se integr en la base dedatos y se representa con fluidos caractersticos de cada tipode yacimientos: a).-aceite negro, b).-aceite ligero, c).-aceitevoltil y d).-gas y condensado, en la Tabla 1se muestran laspropiedades de los fluidos de los pozos Giraldas 2, Sen 5,Chuc 11 y Akal 2, los cuales se agruparon de acuerdo a la

clasificacin propuesta en este estudio, como se discutiren las siguientes secciones.

Tabla 1. Informacin importante de fluidos caractersticos.

Gas y condensado Aceite voltil Aceite ligero Aceite negro

POZO Giraldas 2 Sen 5 Chuc 11 Akal 2

Componente Comp. Comp. Comp. Comp.

(% Mol) (% Mol) (% Mol) (% Mol)

H2S 0.170 0.000 0.635 1.030

CO2

2.770 1.260 1.972 1.850

N2

1.660 0.800 0.337 0.280

C1

68.540 62.140 37.997 28.840

C2

7.550 9.910 13.001 8.680

C3

3.720 4.620 7.311 6.220

iC4

0.860 0.890 1.201 0.960

nC4

1.650 1.960 3.369 3.340

iC5

0.780 0.830 1.003 1.210

nC5

0.830 0.970 1.645 1.290

C6

1.410 1.550 2.949 2.490

C7+

10.060 15.070 28.580 43.810

Total 100.000 100.000 100.000 100.000

rC7+

0.824 0.826 0.8582 0.9287

PMC7+

184 178.78 222 315

Conc C2-C

616.8 20.73 30.479 24.19

Peso molecular promedio 39.0 47.0 85.0 155.7

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Pi (kg/cm2) 510.1 803.1 369.7 185.2

Temp yac (oC) 134.4 156.8 138.0 97.2

Profundidad (mbnm) 4600 4893 3985 2300

Pb / Pr (kg/cm2) 454.3 357.2 235.0 150.8

Bob (m3/m3) / Zg @ Pb 1.260 3.068 1.776 1.320

Rsb (m3/m3) / (% cond max) 30.0 542.0 214.5 87.6

ro@ Pb/rg @ Pr (gr/cm3) 0.402 0.428 0.612 0.790

o @ Pb / g @ Pr (cp) 0.062 0.270 0.269 2.320

RGA (m3/m3) 752.9 538.0 214.0 72.1

ro @ ce (gr/cm3) 0.808 0.813 0.867 0.912

Grav esp. aceite @ c.e. (oAPI) 43.7 42.5 31.7 23.6

Criterios de clasificacin existentes

Existen varios criterios de clasificacin de los autoresMndez1, Prez Herrera2, McCain3, Moses4 y Cronquist5,los cuales se revisaron y se utilizaron para clasificar losyacimientos de Mxico, en las Tablas 2, 3,y 4se presentala comparacin de los rangos de clasificacin de algunosparmetros representativos como: a).- Factor de volumendel aceite @ Pb).- Relacin gas aceite, c).- Densidad delaceite, d).-Contenido de la fraccin C

7+, e).-Contenido de

la fraccin C1 y f).-Contenido de las fracciones C

2 C

6.

Como se puede observar, los rangos de clasificacin

en algunos casos son contrastantes como por ejemplo

en el comportamiento de la RGA, Mndez da un lmitemenor de 200 m3/m3 para aceite negro, mientras queMcCain establece que un valor menor de 356 m3/m3sera un yacimiento de aceite negro, igualmente enel caso de la RGA para aceite voltil Mndez proponeun rango entre 200 a 1000 m3/m3 y McCain 356 a 587m3/m3, estas diferencias en las propiedades del aceitehacen muy difcil la clasificacin de los fluidos y puedenocasionar errores importantes desde el muestreo de losfluidos, diseo de los experimentos adecuados para cadatipo de yacimiento, clculo de las reservas, y propiciardesviaciones importantes en los pronsticos de la

simulacin numrica del yacimiento.

Tabla 2. Comparacin de los criterios de clasificacin propuestos por varios autores para aceite negro.

ACEITE NEGRO

Propiedad Mndez1 Prez H.2 McCain3 Moses4

Factor de volumen del aceite (Bo, m3/m3) < 2.0 < 2.0 < 2.0

Relacin gas aceite (RGA, m3/m3) < 200 20 - 150 < 356 < 356

Densidad del aceite (gr/cm3

) > 0.85 > 0.80 > 0.80Densidad del aceite (oAPI) < 34.9 < 45 < 45

Contenido de la fraccin C7+

(%) > 20 36 - 48 > 20

Contenido de la fraccin C1(%) 13 - 34

Contenido C2- C

6 17 - 34

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Para tratar de aclarar esta situacin, se clasificaron losfluidos de acuerdo a los parmetros de cada fluido y seutilizaron los criterios de la referencias 1, 2, 3 y 4, no seutiliz la referencia 5, ya que no presenta rangos paraaceite negro, se utiliz informacin de los pozos Caan 23,

Jujo 42, Sitio Grande 83 y Chuc 11 que se muestra en laTabla 5, y se obtuvieron los resultados que se presentanen la Tabla 6 , se puede observar que en algunos casossolamente una propiedad clasifica a los fluidos como aceitevoltil y las dems como aceite negro.

Tabla 5.Informacin general de los anlisis PVT utilizados para clasificar los fluidos.

Propiedad Caan 23 Jujo 42Sitio

Grande 83Chuc 11

Factor de volumen del aceite (Bo, m3/m3) 2.123 2.106 1.948 1.776

Relacin gas aceite (RGA, m3/m3) 244 218.4 369 214

Densidad del aceite (gr/cm3) 0.8247 0.8380 0.8549 0.8671

Densidad del aceite (oAPI) 38.0 37.4 34.0 31.7

Contenido de la fraccin C7+

(%) 22.96 28.03 25.44 28.58

Contenido de la fraccin C1(%) 47.21 41.17 48.05 38.00

Contenido C2- C

625.47 28.03 22.14 30.479

En el caso de los fluidos del pozo Caan 23, presentan unBob de 2.123 m3/m3, RGA de 244 m3/m3, densidad delaceite de 38 oAPI y contenido de C

7+

de 22.96 %, de acuerdoa los criterios aplicados solamente Mndez1 lo clasificacomo aceite voltil y los dems autores lo clasifican comoaceite negro, es importante comentar que en algunos

casos solamente una propiedad cumple con un criteriode clasificacin y las dems quedan ubicadas dentro deotro tipo de fluido, como se puede apreciar en la Tabla 6,de acuerdo con McCain3nicamente cumple el Bo con elrequisito para clasificarlo como aceite voltil (Bob > 2.0 m3/m3), los dems parmetros corresponden a aceite negro.

Tabla 6.Resultados de la clasificacin de los fluidos de acuerdo a los diversos autores1,2,3,4

CLASIFICACION DIVERSOS AUTORES

PropiedadCaan 23 Jujo 42

Sitio

Grande 83Chuc 11

Mndez1 Aceite

Voltil

Aceite

Voltil

Aceite

Negro

Aceite

Negro

Prez H.2 AceiteNegro

AceiteNegro

AceiteVoltil

AceiteNegro

McCain3 AceiteNegro

AceiteNegro

AceiteNegro

AceiteNegro

Moses4 AceiteNegro

AceiteNegro

AceiteNegro

AceiteNegro

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Los fluidos del pozo Sitio Grande 83, presentan un Bob de1.948 m3/m3, RGA de 369 m3/m3, densidad del aceite de 34oAPI y contenido de C

7+de 25.44 %, de acuerdo a los criterios

aplicados todos los autores lo clasifican como aceite negro,es importante comentar que en este caso solamente una

propiedad cumple con un criterio de clasificacin y lasdems las clasifica como otro tipo de fluido, como se puedeapreciar en la Tabla 6, de acuerdo con McCain3nicamentecumple la RGA con el requisito para clasificarlo comoaceite voltil (RGA > 369.0 m3/m3), los dems parmetroscorresponden a aceite negro.

Es particularmente interesante comentar el caso de losfluidos del pozo Jujo 42, el cual presenta un Bob de 2.106m3/m3, una RGA de 218 m3/m3, densidad del aceite de 37.4oAPI y contenido de C

7+de 28.03 %, de acuerdo a los criterios

aplicados solamente Mndez1lo clasifica como aceite voltil

y los dems autores lo clasifican como aceite negro, en este

caso solamente el Bob (Bob > 2.0) cumple con el criterio declasificacin como aceite voltil de acuerdo con McCain3ylos dems parmetros lo clasifican aceite negro.

Con respecto a los fluidos del pozo Chuc 11, tienen un

Bob de 1.776 m3/m3, una RGA de 214 m3/m3, densidaddel aceite de 31 oAPI y contenido de C

7+ de 28.58 %, en

este caso todos los criterios aplicados lo clasifican comoaceite negro, en este caso solamente la RGA (RGA > 200m3/m3) cumple con el criterio de clasificacin como aceitevoltil de acuerdo con Mndez1y los dems parmetros loclasifican aceite negro.

Es muy importante utilizar grficas para visualizar elcomportamiento de los fluidos de acuerdo a los diversoscriterios de clasificacin, en las Figuras 1y 2se presenta laclasificacin de los fluidos del pozo Caan 23, de acuerdo a

las referencias 1 y 3.

Figura 1. Comportamiento de la RGA con la fraccin C7+, para clasificar los fluidos delpozo Caan 23, de acuerdo a Mndez1.

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Figura 2. Comportamiento de la RGA con la fraccin C7+, para clasificar los fluidos delpozo Caan 23, de acuerdo a MacCain3.

Los criterios de clasificacin deben de ser claros paraque desde la toma de las muestras y el diseo de losexperimentos de laboratorio sea adecuadamente realizadode acuerdo al tipo de fluidos de cada yacimiento. Cabeaclarar que algunos laboratorios utilizan los criterios declasificacin de McCain3 por ser los ms reconocidos, sinembargo, como se coment anteriormente no son los msadecuados para clasificar los yacimientos de Mxico, ya quealgunos fluidos con comportamiento de aceite voltil seclasifican como de aceite negro, y solamente se realiza elexperimento de separacin diferencial convencional (SD) elcual es utilizado para aceites negros nicamente, utilizandoeste experimento se realizan los estudios de caracterizacinde fluidos con la ecuacin de estado, lo cual implica erroresfuertes del comportamiento de los fluidos en los estudiosde simulacin de yacimientos.

Con respecto a este punto cabe aclarar que en los

yacimientos con fluidos de tipo voltil es requisitoindispensable realizar el estudio de agotamiento a volumenconstante (AVC), el cual debe de utilizarse para los estudiosde caracterizacin de fluidos con la ecuacin de estado.

En la mayora de los laboratorios cuando se realiza el AVCno se reportan los parmetros requeridos (Bo, Rs, Bt, etc.)para realizar estudios de balance de materia, por lo cual sepuede solicitar que se realice el experimento de SD, para

contar con estos valores experimentales, sin embargo, si setrata de yacimientos con aceite de tipo voltil, se debernhacer estudios de balance de materia composicionales.Con respecto a este punto es conveniente aclarar que ellaboratorio del IMP realiza el experimento de separacindiferencial a volumen constante (SDVC), el cual es enrealidad el experimento AVC, y es el nico laboratorio anivel mundial que reporta los parmetros volumtricos(Bo, Rs, Bt, etc.) los cuales son requeridos para estudiosde balance de materia utilizando el experimento AVC, enlos dems laboratorios debe de solicitarse que se realiceadicionalmente el experimento de separacin diferencial.

Nueva clasificacin propuesta para losyacimientos de Mxico

Como se coment anteriormente, los criterios utilizados

para clasificar los fluidos no son adecuados para clasificarlos yacimientos de nuestro pas, por lo cual de acuerdoa una revisin del comportamiento de los fluidos de lasRegiones Sur y Marinas, se observ que era necesarioampliar los rangos de clasificacin de aceite voltil decuanto a la RGA, , Bo,

o,API, porcentaje de la fraccin C

7+

yadems incluir dentro de los criterios de clasificacin el

porcentaje del componente metano (C1) y de

la fraccin C

2-

C6como se propone en la referencia 2. Adems, se requera

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incluir un nuevo tipo de aceite que quedaba en la zona detransicin entre aceite negro y aceite voltil, los cualesno estaban debidamente clasificados y se les denomin

como aceites ligeros, los nuevos rangos de clasificacinse presentan en la Tabla 7.

Tabla 7. Nuevos criterios para la clasificacin de fluidos.

CRITERIOS PROPUESTOS

Propiedad Aceite

NegroAceite Ligero

Aceite

Voltil

Gas

y

Condensado

Factor de volumen del aceite (Bo, m3/m3) < 1.5 1.5 - 2.0 > 2.0

Relacin gas aceite (RGA, m3/m3) < 130 130 - 200 200 - 550 550 - 10000

Densidad del aceite (gr/cm

3

) 0.865 0.834- 0.865 < 0.834 0.731 -0.815

Densidad del aceite (oAPI) < 32 32 - 38 > 38 42 - 62

Contenido de la fraccin C7+ (%) > 35 25 - 35 12.7 - 25 1 - 12.7

Contenido de la fraccin C1 (%) < 44 32 - 44 44 - 64 > 64

Contenido C2 - C6 16 - 28 22 - 32 20 - 28 < 20

Se aplic la nueva clasificacin a los fluidos de los pozosCaan 23, Jujo 42, Sitio Grande 83 y Chuc 11, y quedaronclasificados de la siguiente manera aceite Voltil, para Caan23 y los dems fluidos quedaron como aceite ligero, comose observa los fluidos quedaron clasificados de una mejorforma. Los fluidos que quedan clasificados como aceiteligero su comportamiento es mas parecido desde el puntode vista termodinmico a los fluidos de aceite voltil, por locual se recomienda realizar el experimento de agotamientoa volumen constante (AVC) para realizar los estudios desimulacin composicional, y adems solicitar el experimentode separacin diferencial (SD) para obtener los parmetros

requeridos para estudios de balance de materia.

Los nuevos criterios de clasificacin propuestos se puedenvisualizar mejor mediante una grfica que muestre el

comportamiento de la RGA contra el contenido de la fraccinC

7+, como se observa en la Figura 3, en la cual se clasificaron

los fluidos del pozo Caan 23 y se observa que queda enla zona de aceite voltil lo cual es correcto. Otra grficaespecializada para clasificar los fluidos es la Figura 4,la cual indica un comportamiento de la presin de roco opresin de burbuja contra la fraccin C

7+, en esta figura se

observa que el contenido de la fraccin C7+

va aumentandoconforme los pozos pasan desde gas y condensado hastaaceite negro, y la presin de saturacin para los diferentestipos de aceite tiende a disminuir, de manera general seobserva que los fluidos de gas y condensado tienen altas

presiones de roco.

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Figura 3. Comportamiento de la relacin gas aceite con la fraccin C7+, se ubican las

regiones de aceite negro, aceite ligero, aceite voltil y gas y condensado.

Figura 4. Presin de saturacin contra la fraccin C7+, se ubican las regiones de aceite

negro, aceite ligero, aceite voltil y gas y condensado.

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La Figura 5 muestra el comportamiento de la presin desaturacin (presin de burbuja o de roco), contra el pesomolecular promedio de la mezcla de hidrocarburos, se puedenobservar las zonas de gas y condensado y aceite voltilque indica que un peso molecular mayor a 44 gr/gr-mol es

indicativo que se trata de un aceite voltil. La Figura 6muestrael comportamiento de la presin de saturacin (presin deburbuja o de roco) contra el contenido C

2- C

6de la mezcla

de hidrocarburos, en este caso un contenido C2

- C6mayor

de 18 %, indica que se trata de un fluido de aceite voltil,con respecto a esta grfica, es importante comentar queeste criterio slo se aplica para definir las zonas de gas ycondensado y aceite voltil, ya que conforme se vayan

haciendo los aceites ms pesados el contenido de la fraccinC

2- C

6, tiende a incrementarse.

Figura 5. Variacin del peso molecular promedio con la presin de burbuja o deroco. Se muestra la regin de gas y condensado y aceite voltil.

Figura 6. Variacin de la fraccin C2-C

6con la presin de burbuja o de roco. Se

muestra la regin de gas y condensado y aceite voltil.

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Para incorporar el comportamiento termodinmicode los fluidos a partir de la clasificacin propuesta,se utiliz el mtodo de Cronquist6, mediante el cualse utilizan dos grficas en las que se puede compararel comportamiento de los diversos tipos de aceite,

estas grficas repesentan el comportamiento de larelacin gas disuelto adimensional y el factor devolumen adimensional contra la presin adimensional,para construir las grficas se utilizan las ecuaciones1, 2 y 3, con este tipo de grficas es posible evaluar elcomportamiento termodinmico de los fluidos, y definirlas zonas de aceite negro, aceite ligero y aceite voltil.

.................(1)

.................(2)

.................(3)

La Figura 7 muestra el comportamiento del factor devolumen adimensional contra la presin adimensional

y la Figura 8 muestra el comportamiento de la relacingas disuelto aceite adimensional contra la presinadimensional, en estas figuras estn representados

algunos fluidos tpicos de nuestro pas, se pueden observarlas zonas donde se ubican los diferentes tipos de aceite, el

aceite negro, se ubica hacia la parte alta de la figura, lazona de aceite ligero en la parte central y la parte baja semuestra el comportamiento de la zona de aceite voltil.

Figura 7. Factor de volumen adimensional contra la presin adimensional, en esta figurase ubican las regiones de aceite negro, aceite ligero y aceite voltil.

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Figura 8. Relacin gas disueltoadimensional contra la presinadimensional, en esta figura seubican las zonas de aceite negro,

aceite ligero y aceite voltil.

Una grfica muy ilustrativa para poder clasificar los fluidostambin, es la presentada en la Figura 9, en esta se tieneel comportamiento de la presin adimensional (ecuacin 3)contra el volumen relativo de aceite, el cual se encuentrarepresentado por la ecuacin 4.

(4)

Para construir esta Figura 9 se utilizaron algunos fluidos

tpicos y el valor adicional de esta figura es que se puedecomparar el volumen relativo de aceite para los yacimientos

de gas y condensado, en esta figura se muestran la zona deaceite negro, hacia la parte alta de la figura con aceites

que tienen muy bajo encogimiento con valores entre 75

a 85 %, aceite ligero hacia la zona media de la Figura 9

con encogimientos entre 50 a 75 % y aceite voltil con

encogimiento entre 28 a 50 %, hacia la parte baja de laFigura 9se tiene la zona de gas y condensado, la cual indica

que los fluidos de gas y condensado muy cercanos al punto

crtico como el caso del Campo Fnix, tienen valores de

volumen relativo de aceite muy cercanos a los de aceite voltil

como se puede observar comparando su comportamiento conlos del volumen relativo de los fluidos del pozo Paredn 11.

Figura 9. Volumen relativo de aceitecontra la presin adimensional,indicando las zonas de aceite negro,aceite ligero y aceite voltil, y gas y

condensado.

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Los criterios de clasificacin propuestos tambin sepueden visualizar correctamente mediante un diagramaternario de tres pseudocomponentes, para representarel comportamiento de los fluidos se utiliza el C

1agrupado

con el N2, los intermedios que agrupan el contenido de

C2 C6 ms el CO2 y el H2S y finalmente la fraccin C7+

como un tercer pseudocomponente, en la Figura 10, sepresenta un diagrama ternario, en el cual se representanlas zonas de gas y condensado, aceite voltil, aceite ligeroy aceite negro, en los cuales se ubicaron algunos fluidoscaractersticos de nuestro pas.

Figura 10. Clasificacin de los fluidosen base a su comportamiento ternario,se pueden observar las regiones de gas ycondensado, aceite voltil, aceite ligero

y aceite negro.

Para evaluar mejor la utilidad de la clasificacinpropuesta, en la Figura 11se muestra el comportamientode la presin de roco o de burbuja contra la profundidad,para los fluidos clasificados en la nueva propuesta, sepuede observar que a mayor profundidad predominan

los fluidos de gas y condensado y aceite voltil, los cualespresentan mayor presin de burbuja que los fluidos deaceite ligero y de aceite negro que por lo general sepresentan a menor profundidad.

Figura 11. Variacin de la presin deburbuja o de roco con la profundidad,para gas y condensado, aceite voltil,

aceite ligero y aceite negro.

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La Figura 12 muestra el comportamiento de la RGAcontra la profundidad se observa que por debajo delos 4,500 m de profundidad, predominan los fluidos deaceite voltil y de gas y condensado, siendo casos raros

encontrar fluidos de aceite negro a estas profundidades,debido al craqueo molecular que sufren las molculasdebido a las altas temperaturas que se encuentran agrandes profundidades.

Figura 12. Variacin de la relacingas aceite con la profundidad, paragas y condensado, aceite voltil,


El comportamiento de la densidad del aceite en oAPIcontra la profundidad se presenta en la Figura 13, comose puede observar por debajo de los 4500 m predomina

el aceite voltil con valores mayores a los 40o

API, siendolos yacimientos de gas y condensado los que presentan losvalores ms altos de ms de 44 oAPI.

El comportamiento de la densidad de los fluidos a lapresin de saturacin contra la profundidad, se presentaen la Figura 14, en esta figura se puede observar que a

profundidades mayores de 5,000 m, se cruzan los valoresde densidad del gas o del aceite voltil, con valores en elrango entre de 0.40 a 0.50 gr/cm3.

Figura 13. Variacin de ladensidad en API del gas o elaceite con la profundidad, paragas y condensado, aceite voltil,


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Figura 14. Variacin de la densidad del gas o del aceite a la presin desaturacin con la profundidad, para gas y condensado, aceite voltil, aceite

ligero y aceite negro.

La variacin de la viscosidad del fluido a la presin desaturacin contra la profundidad, Figura 15, revela que amayor profundidad se tienen valores menores de viscosidad

alcanzando los yacimientos de gas y condensado valoresmenores de 0.1 cp.

Figura 15. Variacin de la viscosidad del gas o el aceite con la profundidad,para gas y condensado, aceite voltil, aceite ligero y aceite negro.

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Figura 16. Variacin del contenido de C1con la profundidad, para gas ycondensado, aceite voltil, aceite ligero y aceite negro.

El comportamiento del metano (C1) contra la profundidad,

Figura 16, revela que los yacimientos de gas y condensado yaceite voltil, tienen valores mas altos de este componente,

este valor va disminuyendo conforme los fluidos de vanhaciendo mas pesados teniendo los valores menores losyacimientos de aceite negro.

La Figura 17 muestra el comportamiento de la fraccinC

7+ con la profundidad, el contenido de esta fraccin va

aumentado conforme los fluidos se van haciendo ms

pesados y el contenido de esta fraccin va cambiando desdegas y condensado hasta aceite voltil.

Figura 17. Variacin del contenido de C7+con la profundidad, para gas ycondensado, aceite voltil, aceite ligero y aceite negro.

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La Figura 18indica el comportamiento del contenido dela fraccin C

7+contra su peso molecular, se observa que

el peso molecular tiene un incremento a medida quelos fluidos se van haciendo ms pesados, presentandolos valores mayores los aceites negros y los menores los

fluidos de gas y condensado. Es importante comentar

que el peso molecular tiene diferencias apreciablesdebido a los diferentes mtodos que utilizan loslaboratorios para medir el peso molecular, el pesomolecular de la fraccin mas pesada es un parmetrosumamente importante para realizar estudios de fluidos

con la ecuacin de estado.

Figura 18. Variacin de la fraccin C7+con el peso molecular de la fraccin C7+,para gas y condensado, aceite voltil, aceite ligero y aceite negro.

Conclusiones y recomendaciones

Con base en las referencias consultadas con las cualesse clasifican comnmente los yacimientos de aceite, seobserv que los criterios propuestos para aceite voltily aceite negro, no permiten clasificar adecuadamente losyacimientos, por lo cual se propusieron nuevos rangos quepermiten clasificar mejor los yacimientos de Mxico, deacuerdo al tipo de fluidos que presentan.

Se observ que los fluidos que se encuentran en la zonade transicin entre aceite negro y aceite voltil, no seencontraban debidamente clasificados, por lo cual sepropone un nuevo tipo de aceite que se denomin aceiteligero, los cuales presentan caractersticas similares a losyacimientos de aceite voltil.

Dentro de la nueva clasificacin, la cual incluye los aceitesde tipo ligero, es ms adecuada, ya que incorpora nosolamente los rangos de clasificacin sino tambin elcomportamiento termodinmico.

Se recomienda que para los yacimientos de aceite ligero yaceite voltil, es conveniente que se realizan los dos tipos deexperimentos para aceite: 1).-Separacin Diferencial (SD) y2).-Agotamiento a Volumen Constante (AVC), dado que conla SD se pueden obtener los parmetros volumtricos comoBo, Rs etc., los cuales se utilizan para clculos de ingenierade yacimientos, y el AVC se debe utilizar para ajuste delos fluidos con la ecuacin de estado para los modelos desimulacin composicional.

En cuanto al porcentaje molar de los fluidos de aceite voltil,se determin que el rango propuesto para el % mol delcontenido C

7+del 12.5 al 25% es ms adecuado, ya que de

no hacerlo de esta manera se corre el riego de clasificarloscomo aceites negros, lo cual implica tener serios errores enlos estudios de comportamiento de yacimientos.

La nueva clasificacin propuesta se considera ms apropiadapara los aceites de Mxico, por lo cual se recomienda su usopara clasificar los fluidos correctamente, Tablas 8y 9.

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Tabla 8. Resultados de la clasificacin de los fluidos de acuerdo a la nueva propuesta.

CLASIFICACION DE FLUIDOS NUEVA PROPUESTA

Propiedad AceiteVolatil

AceiteLigero

AceiteNegro

Caan 23

Jujo 42

Sitio Grande 83

Chuc 11

Tabla 9. Clasificacin de los yacimientos en base al diagrama ternario.

Nomenclatura

Bo

= Factor de volumen del aceite a presin y temperaturadel yacimiento, (m3/m3).

Bob

= Factor de volumen del aceite a Pb, (m3/m3).

Boab = Factor de volumen del aceite a la ltima etapa de laseparacin diferencial, (m3/m3).

Bod

= Factor de volumen del aceite adimensional.

Bt

= Factor de volumen de la fase mixta (m3/m3).

P = Presin del yacimiento (kg/cm2).

Pb = Presin de burbuja (kg/cm2).

Pd

= Presin adimensional.

RGA = Relacin gas aceite (m3/m3).

Rs = Relacin gas disuelto aceite (m3/m3).

Rp

= Relacin gas disuelto aceite acumulada (m3/m3).

Rsb

= Relacin gas disuelto aceite a Pb (m3/m3).

Rpd

= Relacin gas disuelto aceite producida adimensional.

Va = Volumen del aceite a presin de yacimiento y

temperatura de yacimiento en el experimento deagotamiento a volumen constante, (cm3).

Vas

= Volumen de aceite a presin de saturacinen el experimento de agotamiento a volumenconstante, (cm3).

Vra

= Volumen relativo del aceite (%).

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Referencias

Cronquist, C. 1972. Dimensionless PVT Behavior of GulfCoast Reservoir Oils. J. Pet Tech 25(5): 538-542. SPE-4100-

PA. http://dx.doi.org/10.2118/4100-PA.

Cronquist, C. 1979. Evaluating and Producing Volatile OilReservoirs. World Oil (april): 159-166.

McCain, W.D. 1990. The Properties of Petroleum Fluids,second edition. Tulsa Oklahoma: PennWell Books.

Mndez, L.T. y Teyssier, S.J. 1979. Caracterizacin de Fluidosde Yacimientos Petroleros. Revista del Instituto Mexicanodel Petrleo11(4): 21-33.

Moses, P.L. 1986. Engineering Applications of Phase Behavior

of Crude Oil and Condensate Systems.J. Pet Tech38(7): 715-723. SPE-15835-PA. http://dx.doi.org/10.2118/15835-PA.

Prez, H.R. y Flamenco, L.F. 2006. Anlisis de los EstudiosPVT Composicionales en Yacimientos de la Regin Sur.XLIV Congreso Nacional de la A.I .P.M., Primer Congresoy Exposicin Internacional del Petrleo en Mxico,Cancn, Q.R.

Semblanza de los autores

M. en I. Alfredo Len Garca

Es Ingeniero Petrolero egresado de la ESIA del IPN en 1978, recibi diploma de distincin como el Mejor Estudiante dela carrera de Ingeniera Petrolera del IPN y diploma de los Mejores Estudiantes de Mxico otorgada por el Ateneo deArtes, Letras, Ciencias y Tecnologa en 1977.

Ingres a trabajar en el Instituto Mexicano del Petrleo en 1977, adscrito al Departamento de Investigacin Experimentalde la Divisin de Yacimientos, efectuando estudios de anlisis PVT y comportamiento de fases.

A partir de 1982 ingres a trabajar a Petrleos Mexicanos en el Departamento de Yacimientos del Distrito Frontera

Noreste. De 1983 a 1987 labor en el Departamento de Recuperacin Secundaria de la Superintendencia de Yacimientosde la Zona Norte. En 1989 fue transferido a la Superintendencia de Yacimientos de la Zona Sureste, posteriormente pasa realizar estudios de simulacin de yacimientos en el Departamento de Comportamiento Primario de la Subgerenciade Administracin de Yacimientos y de 1995 a 1996 ocup la Jefatura del Grupo Interdisciplinario Giraldas Iris. De1993 a 1994 estuvo comisionado en Houston, Texas, en la compaia Petresim para participar en el estudio integral delYacimiento Giraldas.

De 1996 a 2009 se ha desempeado como Coordinador y Subgerente de recuperacin secundaria y mejorada enla STDP y en la SCTET. Actualmente se desempea como especialista en recuperacin secundaria y mejorada en laGerencia de Proyectos de Explotacin Sur de la Subdireccin Tcnica de Explotacin.

De 1987 a 1989 realiz estudios de Maestra en Fsica de Yacimientos en la DEPFI de la UNAM, recibiendo el grado de

Maestro en Ingeniera Petrolera en abril de 1993.

Ha presentado diversos trabajos en congresos nacionales e internacionales. En 1997 recibi la medalla Juan Hefferany en el ao de 2002 fue galardonado con la medalla Lzaro Crdenas otorgadas por la AIPM.

Es miembro de la Asociacin de Ingenieros Petroleros de Mxico, del Colegio de Ingenieros Petroleros de Mxico y dela Society of Petroleum Engineers.

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Ing. Nancy Alamilla Carrillo

Es Ingeniera en Petrleo y Gas Natural egresada de la Universidad Olmeca titulndose en enero de 2012.

Prest servicio social de septiembre de 2008 a febrero de 2009 en Pemex Exploracin y Produccin en la Gerencia dePlaneacin y Evaluacin colaborando en el programa operativo trimestral y anual.

Ingres a trabajar en enero de 2010 en el Instituto Mexicano del Petrleo, siendo comisionada a la Subgerencia deRecuperacin Mejorada de la Gerencia de Proyectos de Explotacin Sur, de la Subdireccin Tcnica de Explotacin, enla cual colabor en la elaboracin de varios Estudios de Recuperacin Secundaria y Mejorada y de Caracterizacin deFluidos para varios campos de la Regin Sur.

A partir de febrero de 2012 se encuentra comisionada en el Proyecto El Golpe Puerto Ceiba realizando actividades deanlisis y simulacin dinmica de la red de pozos, lneas de transporte de hidrocarburos del Campo Tupilco, del Activode produccin Bellota - Jujo.

Ha participado con trabajos tcnicos en las Jornadas Tcnicas en los aos de 2010 y 2011, organizadas por la AIPM,Delegacin Villahermosa.


Ingeniero Petrolero egresado de la Facultad de Ingeniera de la UNAM en 1974. Ese mismo ao ingres al Instituto

Mexicano del Petrleo, a la Divisin de Produccin de la Subdireccin de Tecnologa de Explotacin, donde colaboren proyectos relacionados con aditivos para cemento.

De 1980 a 1982 curs la Maestra en Ingeniera Petrolera en la Escuela de Minas de Colorado y de 1993 a 1996 realiz

sus estudios de Doctorado en la misma institucin.

Colabor, de 1974 a1977, en la seccin de materias propeduticas de la Facultad de Ingeniera de la UNAM, en la

Escuela Superior de Estudios Profesionales, (ENEP), Aragn de 1977 a 1979 y fue asistente de profesor en la Escuela deMinas de Colorado de 1982 a 1986.

De 1987 a 1992 colabor en la Divisin de produccin del IMP, en la Divisin de Estudios de Posgrado en la Facultad de

Ingeniera y en la Escuela Superior de Ciencias de la Tierra del IPN.

De 1993 a 1994 colabor en la Subgerencia de Administracin de Yacimientos de la Gerencia de Produccin de laRegin Sur, teniendo a su cargo el rea de Recuperacin Mejorada y de 1995 a 1996 ocup dicha Subgerencia.

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A partir de 1996 colabor en la Subdireccin de Tecnologa y Desarrollo Profesional, (STDP), ocupando la Gerencia

de Productividad de Pozos y posteriormente form parte de la Direccin Ejecutiva del Programa Estratgico de Gasocupando la Gerencia de Ingeniera de Yacimientos y Produccin de dicho programa.

Posteriormente fue nombrado Gerente de Explotacin de Yacimientos de la SCTET y estuvo comisionado de junio de2006 a agosto de 2007 como Lder del Proyecto Estratgico Cantarell.

Actualmente ocupa el cargo de Gerente de Proyectos de Explotacin Sur de la STE y de septiembre de 2007 a la fechacolabora en el proyecto del Complejo Antonio J. Bermudez.

Ha presentado diferentes trabajos tcnicos nacionales como extranjeros y de 1987 a 1998 perteneci al SistemaNacional de Investigadores. Es miembro de la AIPM, de la SPE, de la AIME, del Colegio de Ingenieros Petroleros y de laAcademia de Ingeniera.

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Estudio integral de ingeniera de yacimientos para el Campo A.J. Bermdez:Mantenimiento de presin con procesos de inyeccin de agua de nueva

generacin

Ing. David Castieira, QRI

Ing. Carlos Sinco, Pemex

Ing. Sbastien Matringe, QRI

Ing. Salom Gutirrez, QRI

Ing. Rafael Guerrero Altamirano, Pemex

Ing. Julieta Hernndez Ramrez, Pemex

Informacin del artculo: Recibido: marzo de 2012-aceptado: julio de 2013

Resumen

Este trabajo muestra un estudio integral de ingeniera de yacimientos realizado conjuntamente por las compaas Pemex y

QRI. La metodologa aqu propuesta incluye estudios de flujo fraccional, curvas de declinacin, clculos de vaciamiento,

balances de materia probabilsticos y estudios de ndices de empuje en yacimiento. El objetivo fundamental de este

reporte es mostrar el raciocinio de una propuesta de inyeccin de agua de nueva generacin para mitigar el vaciamientoexcesivo de fluido y el agotamiento de presin en el bloque de Samaria del Complejo A.J. Bermdez (CAJB).

El Bloque Samaria dispone del gasto de produccin de aceite ms alto del complejo y proporcionalmente, presenta

el vaciamiento ms alto a ms de 80,000 BY/D. Aunque los esfuerzos actuales de inyeccin de gas parecen tratar las

declinaciones de presin en los bloques del complejo que estn en profundidades ms someras, tales como Oxiacaque yCunduacn, el bloque Samaria est ms profundo y la inyeccin de gas tal vez no otorgue de manera efectiva el soporte

de presin a este bloque. De hecho, los gastos de declinacin de produccin de aceite en Samaria no muestran signos de

estabilizacin desde que inici el programa de inyeccin de gas. Nuestro estudio de ingeniera propone una inyecccin

controlada de agua con pozos horizontales de nueva generacin y un programa intensivo de monitoreo diseado para

mantener la columna de aceite en los niveles de terminacin existentes equilibrando el agua y la inyeccin existente degas. Esta es la nica manera para que se pueda eliminar el dficit de vaciamiento actual en Samaria sin requerir la re-

perforacin o profundizacin de los pozos existentes.

Palabras clave: Campo A.J. Bermdez, Bloque Samaria, Ingeniera de Yacimientos.

Abstract

This work is a reservoir management integral study performed jointly by Pemex and QRI. The methodology proposed herein

includes fractional flow studies, decline curves, voidage calculations, probabilistic material balance and drive indexes studies inthe reservoir. The fundamental purpose of this report is to show the reasoning of a new generation waterflood proposal to mitigate

voidage and pressure depletion in the Samaria block in Complex A.J. Bermdez (CAJB).

The Samaria block has the highest oil production rate in the complex, and proportionally presents the highest voidage, over

80,000 BY/D. Even when current gas injection efforts seem to deal with the pressure decline in the blocks which are at

shallower depths, namely Oxiacaque and Cunduacn, the Samaria block is deeper and gas injection might not effectively yield

the pressure support to this block. In fact, the oil production declining rates in Samaria do not show any stabilization signs

since the gas injection program started. Our engineering study proposed a controlled injection of water using new generation

Artculo arbitrado

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Ing. David Castieira, Ing. Carlos Sinco, Ing. Sbastien Matringe, Ing. Salom Gutirrez, Ing. Rafael Guerrero Altamirano,Ing. Julieta Hernndez Ramrez

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horizontal wells and an extensive monitoring program designed to maintain the oil column at the existent completion levels

thus equilibrating water and current gas injection. This is the only way to remove the current voidage deficit in Samaria without

needing re-drills or deepening of existent wells.

Keywords:Field A. J. Bermudez, Block Samaria, Reservoir Engineering.

Introduccin

Este trabajo muestra un estudio integral de ingeniera deyacimientos realizado conjuntamente por las compaasPemex y QRI. La metodologa aqu propuesta incluyeestudios de flujos fraccional, curvas de declinacin, clculosde vaciamiento, balances de materia probabilsticos yestudios de ndices de empuje en yacimiento. El objetivofundamental de este reporte es mostrar el raciocinio de unapropuesta de inyeccin de agua de nueva generacin paramitigar el vaciamiento excesivo de fluido y el agotamientode presin en el bloque de Samaria del Complejo A.J.Bermdez (CAJB).

El bloque Samaria dispone del gasto de produccin deaceite ms alto del complejo y proporcionalmente, presentael vaciamiento ms alto a ms de 80,000 BY/D. Aunquelos esfuerzos actuales de inyeccin de gas parecen tratarlas declinaciones de presin en los bloques del complejoque estn en profundidades ms someras, tales comoOxiacaque y Cunduacn, el bloque Samaria est msprofundo y la inyeccin de gas tal vez no otorgue de maneraefectiva el soporte de presin a este bloque. De hecho, losgastos de declinacin de produccin de aceite en Samariano muestran signos de estabilizacin desde que inici elprograma de inyeccin de gas. Por lo tanto, se espera que elproblema del vaciamiento en este bloque, si no se corrige,lleve a futuras prdidas de presin y a declinacin de laproduccin de aceite.

La inyeccin de gas continua en el norte eventualmenterequerir muchos pozos ya sea cerrados, re-perforadosy/o profundizados a partir de sus intervalos disparadosexistentes como invasin del casquete de gas eventualmente

llegar a muchas de las profundidades actuales de disparo,las cuales estn relativamente altas en la columna deaceite del bloque Samaria. La controlada estrategia deinyeccin de agua se implementar en Samaria con pozoshorizontales de nueva generacin y un programa intensivode monitoreo diseado para mantener la columna de aceiteen los niveles de terminacin existentes equilibrando el

agua y la inyeccin existente de gas. Esta es la nica manerapara que se pueda eliminar el dficit de vaciamiento actualen Samaria sin requerir la re-perforacin o profundizacinde los pozos existentes.

Si bien la inyeccin de agua a gran escala en el bloqueSamaria ya se intent e principios de los aos 80, esteproceso de inyeccin no tuvo el resultado que se esperabaen este campo. El proyecto de inyeccin de agua denueva generacin tratar las razones claves del porqu losesfuerzos anteriores no tuvieron xito. De hecho el anlisisde la inyeccin de agua implementada por bloques enSamaria de 1977 a 1894 muestra que el campo sufri de treslimitaciones mayores: (1) Baja conformidad, (2) Falta de unprograma de monitoreo adecuado, y (3) Falta de sistemasde bombeo artificial y limitaciones de manejo en superficie.Por estas razones, se tuvo que interrumpir la inyeccin agran escala en 1984-1985. Una inyeccin perifrica de aguadiseada correctamente abordar todos estos problemasuna vez que se pueda demostrar que se puede obtener unaconformidad ptima inyectando a gastos bajos y controladosen zonas objetivo dentro de los pozos horizontales de gran

longitud terminados con controladores de flujo y camisasdeslizables. El primer paso es un piloto diseado parademostrar que existe la suficiente inyectividad de agua pormedio de un inyector de nueva generacin y demostrar queel gasto y la ubicacin de la inyeccin de agua dentro delpozo horizontal son controlables en una forma que logreuna conformidad ptima.

El reporte est organizado de la siguiente manera, laSeccin 1 presenta la informacin de antecedentes sobreel problema de vaciamiento en Samaria. La Seccin 2presenta un repaso rpido del periodo de inyeccin de

agua durante 1980. La Seccin 3 provee una justificacinms detallada para la inyeccin de agua en este bloque.La Seccin 4 presenta un modelo de simulacin para lainyeccin de agua. La Seccin 5 presenta el plan piloto,el cual incluye los indicadores clave de rendimiento (KPIpor sus siglas en ingls). Tambin se proveen un resumeny conclusiones.

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Estudio integral de ingeniera de yacimientos para el Campo A.J. Bermdez: Mantenimiento de presin con procesos deinyeccin de agua de nueva generacin, p.p.410-427

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Antecedentes

El Complejo A. J. Bermdez (CAJB) ha experimentado unadeclinacin de presin casi continua a lo largo de su historia.De hecho, este yacimiento ha estado sujeto a gastos de

vaciamiento-neto muy altos en donde se han producidoms fluidos del yacimiento de los que se han inyectado.Esto ha llevado a un vaciamiento neto acumulado de casi4500 MMBY de todo el yacimiento y, por consiguiente, a

importantes prdidas de presin en el campo. La Figura 1muestra casi exacta correlacin inversa entre el vaciamientoneto acumulado y la presin de yacimiento para CAJB. Elaceite original para este campo es de aproximadamente 8.5

MMBCS. Se ha producido un total de 2.8 MMBCS hasta lafecha (es decir, factor de recuperacin = 33%). Se cont enlas reservas para CAJB un adicional de 700 MMBCS, lo cualllevara a un factor de recuperacin final del 41%.

Figura 1.Historial del vaciamiento neto acumulado y presin de yacimiento en CAJB.

La Figura 2 muestra el vaciamiento real y neto, gastos deinyeccin (vaciamiento inyeccin) para el CAJB. Se puedeobservar que una cantidad importante de fluidos producidosdel yacimiento no se han reemplazado por la inyeccin defluido a lo largo de casi toda la historia de este campo.Tambin es notable que este problema de vaciamiento-neto alto se ha mitigado recientemente (iniciando en2006) por medio de una combinacin de inyeccin deagua + inyeccin de gas hidrocarburo + inyeccin de N

2.

Esta estrategia particular ha reducido el vaciamiento-netogeneral proveniente del yacimiento, sin embargo, continala declinacin del gasto de produccin de aceite, Figura 3.

Una reciente implementacin de un programa de controlde la RGA (que inici aproximadamente en julio de 2010)ha reducido significativamente la produccin de gas deCAJB, Figura 4, y esta estrategia tambin ha retardado ladeclinacin de la produccin de aceite. Sin embargo, estaestrategia de manejo de la RGA por s sola no eliminar el

problema de vaciamiento/presin que existe actualmenteen algunos de los bloques ms productores del CAJB comolo es Samaria.

La Figura 5 muestra que la estrategia actual de reemplazo devaciamiento en el CAJB no est distribuida uniformementea lo largo de los diferentes bloques. Mientras que elvaciamiento en los bloques superiores de la estratigrafa(tales como Oxiacaque y Cunduacn) est bien compensado

por medio de la inyeccin de gas + N2, el vaciamiento netoen el bloque de Samaria permanece alto (83,000 BY/D enenero de 2012). De hecho, la presin de yacimiento continadeclinando en el bloque de Samaria, mucho ms rpido queen los bloques superiores de CAJB. Por lo tanto, es necesariauna estrategia de vaciamiento hecha a la medida del bloquede Samaria para mitigar su declinacin en presin y en losgastos de produccin de aceite. La Figura 6, la cual proveeuna estimacin rpida de las reservas de Samaria, indica queciertas reservas 1P an estn en riesgo para este bloque.

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Figura 2. Gastos netos de vaciamiento y de inyeccin para el CAJB. Unidades enbarriles de yacimiento.

Figura 3.Declinacin de la produccin de aceite en el CAJB desde 2006.

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Figura 4.Gastos de produccin entre 2010 y 2012 en el CAJB.

Figura 5.Gastos de vaciamiento por bloque en el CAJB; todas las unidades en barriles deyacimiento diarios (RB/D).

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Figura 6. Imagen de las reservas para Samaria, algunas reservas 1P an estn en riesgo.

Repaso de la inyeccin de agua en 1980s

Un aspecto clave de esta propuesta es entender claramenteel periodo de tiempo durante 1980 cuando se implementla inyeccin de agua a gran escala en CAJB. La inyeccinde agua inici en Samaria en octubre de 1977, alcanz unmximo de 480,000 BBL/D en noviembre de 1982 y despusse recort mucho despus de 1984. El anlisis conjunto dePemex y QRI muestra que las razones principales del porqu

se tuvo que interrumpir la inyeccin de agua fueron lassiguientes:

1. Baja conformidad que llev a rpidos avances de agua

(por ejemplo, algunos inyectores estaban ubicados cercade las fallas y los gastos de inyeccin de agua excedieronen algunos casos 30,000 BBL/D utilizando los inyectoresverticales disponibles en ese momento).

2. Falta de sistema de bombeo artificial (o posiblementeotras limitantes de superficie que limitaron la capacidadde produccin de agua). En realidad el 50% de los

productores (y esencialmente el 50% de la produccintotal de aceite) en Samaria se cerraron cuando comoproductores alcanzaron un corte de agua del 20%, Figura7. Estos pozos podran haber producido aceite por unperiodo de tiempo mayor con el sistema de bombeoartificial adecuado, tal como lo muestra el anlisis nodal.

3. Falta de un programa de monitoreo detallado quehabra ayudado a anticipar y mitigar los avances de agua

en el campo.

Estudios detallados de Pemex muestran que Samariapresenta en general condiciones geolgicas aceptables parala inyeccin de agua (por ejemplo, rocas hmedas mixtas, unacufero dbil que no provee el suficiente soporte de presin,etc.). Por lo tanto, la decisin de inyectar agua durante 1980fue una buena decisin. Sin embargo, dependa de un diseono ptimo, por lo que se tuvo que interrumpir la inyeccinde agua. En pocas palabras, este campo no estaba preparadopara producir alguna cantidad significativa de agua durante elperiodo de inyeccin de agua.

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Figura 7.Contribucin total al gasto de produccin de aceite en Samaria por dos grupos depozo diferentes: a) Pozos cerrados (es decir, pozos que alcanzaron un corte de agua de 20%entre 1981 y 1985 y que tuvieron que cerrarse) y b) Pozos sobrevivientes (es decir, pozos

que no alcanzaron un corte de agua del 20%).

Se acepta que posiblemente el mayor riesgo geolgico parauna nueva inyeccin de agua en Samaria es, de nuevo, laalta comunicacin de las fracturas (posiblemente dandolugar a rpidos avances de agua). Este riesgo tal vez puedeestar sobrevalorado (Chilingarian 1996). En primer lugar, lahistoria de Samaria indica que la eficiencia de inyeccin deagua es relativamente alta para este yacimiento. De hechoslo se ha producido < 10% del total de agua acumuladainyectada en Samaria durante toda su historia hasta enerode 2012 (es decir, 90% de la cantidad total de agua inyectadaen este bloque se ha quedado en el yacimiento), Figura 8.

En segundo lugar, el corte de agua en la dcada de 1980permaneci por debajo del 10% todo el tiempo en Samaria,entonces la produccin masiva de agua de este bloque noera el problema, slo result ser que no se poda manejartanta agua de los productores sin el bombeo adecuado,Figura 9.

De hecho, la cantidad del total de agua inyectada nuncafue suficiente para alcanzar un reemplazo total devaciamiento en Samaria, de manera que en teora sepodra haber inyectado ms agua en la dcada de los 80s.Tambin es importante notar que la inyeccin de agua nose convirti en el ndice de empuje dominante hasta 1981.La Figura 10 presenta una comparacin relativa de losdatos histricos a un escenario hipottico sin inyeccin deagua en Samaria (de manera que el agotamiento naturalsera el nico mecanismo de produccin relevante en estebloque). Claramente la inyeccin de agua es un mecanismode empuje ms eficiente para el yacimiento (Satter2007). Finalmente, la tecnologa de pozo utilizada en ladcada de los 80 estaba basada en inyectores verticalescon terminaciones de agujero entubado. Una mejorconformidad habra prevenido o retrasado los avances deagua en Samaria, Figura 8.

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Figura 8.Gasto de inyeccin de agua, gasto de vaciamiento neto y presin de yacimientodurante el periodo de la dcada de los 80 en Samaria.

Figura 9.Mecanismos de produccin del yacimiento en Samaria durante el periodo de ladcada de los 80.

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Figura 10.Comparacin entre la inyeccin de agua y el escenario deagotamiento natural en Samaria.

Justificacin para la inyeccin de agua

Como se mostr anteriormente, Samaria ha tenido unadeficiencia significativa de vaciamiento, y la presin en estebloque contina declinando a pesar del programa masivode inyeccin de gas en Oxiacaque y Cunduacn. El manejode la RGA (junto con pozos horizontales y otras mejorasoperacionales), ha ayudado a estabilizar la produccin deaceite en este bloque en los ltimos 18 meses. Sin embargo,la presin (y la produccin de aceite) permanecern bajolas tendencias actuales de declinacin en Samaria, a menosque el problema existente de vaciamiento se resuelva deuna manera efectiva.

Para abordar el problema del vaciamiento en Samariaexisten dos soluciones convincentes: a) inyeccin degas, b) inyeccin de agua. Dado la profundidad total yla configuracin de pozos actual en Samaria (es decir, los

disparos generalmente estn ubicados alto en la estructurade Samaria cerca de la cima del KS, Figura 11), un enfoquede inyeccin de gas eficiente en este bloque eventualmenterequerira la re-perforacin o profundizacin de todoslos productores, de manera que sus disparos estn msprofundos y cerca del CAA. Esta es una proposicin costosa.Adems, una estrategia de segregacin gravitacional gas-aceite tambin enfrentara algunos retos tcnicos parasu implementacin. Por ejemplo, el relieve estructuralen Samaria tal vez no est lo suficientemente alto parasuperar las fuerzas capilares y el gas, por lo tanto, puedamigrar rpidamente a otros bloques ms someros. Nivelarla ubicacin ptima de la columna de aceite sera difcilsin un programa de monitoreo muy preciso. Adems, lasegregacin gravitacional gas-aceite llevara de cualquierforma a un nivel estable pero probablemente muy bajodel gasto de produccin de aceite que tal vez no seencuentre aceptable.

Figura 11.Cima de la estructura, cima y base de laterminacin y COAA; el color rojo muestra las zonas reales

de terminacin n el bloque Samaria (marzo 2012).

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Una inyeccin de agua por bloque es una opcin atractivapara reemplazar el vaciamiento en Samaria por diversasrazones. Primero, en contraste con la estrategia actual deinyeccin de gas/nitrgeno, la inyeccin de agua evita lanecesidad de re-perforar o profundizar pozos. Dado que los

disparos actuales estn altos en la estructura, existe msespacio para el agua por debajo de ellos (en el contactoagua-aceite) que para inyectar gas por arriba de ellos. Esoayudara a asegurar la produccin de aceite del tico enla columna de aceite de Samaria. Esta nueva propuestatrata de resolver el problema del vaciamiento en Samariaal seguir inyectando agua en el terreno y minimizandola produccin de agua (entonces el vaciamiento puedecompensarse desde este bloque).

Ahora se entienden bien las razones por las cuales lainyeccin de agua de los 80 no tuvo el resultado que se

esperaba. Los inyectores de agua horizontales de nuevageneracin lograrn un reemplazo de vaciamiento sostenidoa lo largo de las porciones ms uniformes del yacimientoque los pozos verticales utilizados en la inyeccin de aguaanterior. Con una buena conformidad de inyeccin deagua es realmente posible que un programa de inyeccinde agua perifrica a gran escala mitigue efectivamente elproblema existente del vaciamiento en este bloque. Mitigarel vaciamiento estabilizar la presin en Samaria y, lo quees ms importante, incrementar la recuperacin final delcampo. El mbito econmico se ve muy favorable bajo unavariedad de escenarios de recuperacin. Por ejemplo, unescenario conservador en donde el gasto de produccin deaceite es simplemente estabilizado a los niveles actuales,se obtendra una recuperacin incremental total de 140MMBBL de Samaria. Cuando est asociado a un programade monitoreo que consiste en observacin colocadaestratgicamente y pozos de monitoreo, incluso se podranobtener recuperaciones ms altas.

Por lo tanto, la recomendacin del equipo de trabajo Pemex-QRI para este campo es la inyeccin de agua como mtodoefectivo de mantenimiento de presin y recuperacinptima de aceite.

Modelo de simulacin

Aqu se propone un modelo de seccin transversal sencillopara evaluar el proyecto de inyeccin de agua a gran escalaen Samaria. El propsito de este estudio de simulacin es

doble:

1) Para determinar el fluido a ser inyectado mseficiente entre el agua, gas o N

2para Samaria.

2) Para obtener un estimado de la posible recuperacinde aceite (y la eficiencia volumtrica resultante) deuna inyeccin de agua a gran escala en Samaria.

Un aspecto importante del enfoque del modelado paraSamaria es que ayuda a preservar la fsica principal de un

modelo a escala completa, junto con las caractersticasgeolgicas principales de la zona de Samaria y elcomportamiento del sistema de produccin de matriz-fractura. Para este propsito se construy un modelosectorial en Eclipse a partir del modelo de cotejo histricoexistente que Pemex tiene para este campo en particular.Este enfoque en Eclipse incluye una formulacin deporosidad doble, permeabilidad sencilla (DPSP) y un modelocomposicional (con seis componentes). Este modelosectorial es til para estimar el comportamiento global ypara realizar anlisis cualitativos (Fanchi 2006). Sin embargo,el modelo no est previsto para predecir el rendimiento

local (pozo). Otro aspecto de este modelo es que reducesignificativamente la carga computacional (corrida de 30minutos en una PC vs 22 horas en un procesador paralelode ocho mquinas para el modelo de escala completa deEclipse). Esto facilita el estudio de simulacin y permite elanlisis de sensibilidad e incertidumbre con este modelo.

En la Figura 12 se muestra el modelo de fsica completacotejado histricamente desarrollado por Pemex y un zoomdel modelo sectorial utilizado para la simulacin del bloquede Samaria.

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Figura 12. Modelo de fsica completa cotejado histricamentede Pemex (abajo) y zoom del modelo sectorial (arriba), utilizados

para la simulacin en este trabajo.

Varios pasos llevaron a la construccin del modelo. Primero,se extrajo una porcin (coordenadas 1 -98, 63 63, 1 44) delmodelo actual cotejado histricamente de Pemex en Samariacomo se indica en la Figura 12. Entonces las porosidades ypermeabilidades promedio para cada capa del bloque deSamaria se extrajeron del modelo de campo completo yse aplicaron al modelo de seccin transversal. Los valores

promedio se muestran en la Tabla 1. Despus se inicializ elmodelo sectorial utilizando la presin inicial de yacimiento, yel aceite original total para este modelo sectorial se comparcon el aceite original total en Samaria. El resultado fue unarelacin proporcional de 17% (modelo sectorial/modelocompleto), lo cual se utiliza para reducir tambin el historialde produccin e inyeccin para simulacin.

Tabla 1.Permeabilidades y porosidades promedio para el bloque de Samaria extradas del modelo cotejado histricamente defsica completa de Eclipse, propiedad de Pemex.

Para el modelo sectorial, la inyeccin total y la capacidadde produccin se representan por un inyector y unproductor terminado en la profundidad de disparospromedio en Samaria. Adems este modelo sectorial seajust ligeramente para representar el historial ajustandola permeabilidad vertical y las permeabilidades relativas

en el sistema de fractura. El proceso de ajuste histricoocurre en dos pasos (el paso uno se utiliz para cotejar lapresin del campo usando limitantes de lquido, mientrasque el paso dos se utiliz para cotejar las saturaciones conlas limitantes de aceite en los productores y limitantes deagua en los inyectores).

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Los resultados del ejercicio de calibracin del modelo se muestran en la Figura 13, ntese el acuerdo entre los datos medidosy los resultados de simulacin.

Figura 13. Resultados de la calibracin del modelo sectorial: los gastos de aceite,gastos de agua, gastos de gas se muestran en diferentes grficas.

Una vez calibrado a las condiciones del campo, el modelopermite estudios paramtricos detallados que nos informansobre el comportamiento global de los yacimientos deSamaria bajo los escenarios simulados. Un escenario clavea estudiar incluye la eficiencia de los diferentes fluidos aser inyectados (agua, gas y N

2) en Samaria. Para evaluar el

fluido ms eficiente, se corri el modelo sectorial con unobjetivo de gasto fijo de produccin de aceite (5500 BCS/D,el cual representa el 17% del gasto actual de produccin deaceite en Samaria). El fluido total inyectado se dise enuna manera para compensar el vaciamiento del yacimiento(RRV = 1.1 objetivo). Los resultados de este anlisis se

muestran en la Figura 14, la cual muestra claramente quela cantidad de agua que se necesita para compensar elvaciamiento del yacimiento en Samaria es mucho menor ala cantidad que se necesita de gas o N

2(todas las unidades

en barriles de yacimiento). En particular, se obtuvieronrelaciones producidas/inyectadas de 3.11, 23.61 y 45.82 RB/

BCS para el agua, gas y N2respectivamente. Los resultadosindican que toma 15 veces ms nitrgeno que agua generaraproximadamente la misma recuperacin incremental deaceite. Por lo tanto, en una comparacin volumtrica, elagua es un fluido a inyectar mucho ms eficiente.

Figura 14.Comparacin dela eficiencia de inyeccinpara el agua (izquierda),gas (centro) y N2(derecha).

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Finalmente este modelo sectorial se utiliz para estimarla respuesta del bloque de Samaria a un posible gastoincremental de inyeccin de 100,000 BBL/D iniciando enenero de 2015. La respuesta de simulacin a 20 aos semuestra en la Figura 15, la cual compara la declinacin

de referencia (lnea base) en azul a la respuesta de

inyeccin de agua en color verde. De acuerdo con estasimulacin, la cantidad total de recuperacin extra deaceite atribuida a la inyeccin de agua en los prximos20 aos sera de alrededor de 140 MMBCS, con unaeficiencia volumtrica de 0.2 BCS, (aceite extra producido

por BBL inyectado).

Figura 15.Recuperacin incremental debido a la inyeccin de agua en Samaria (curvaverde). La curva azul representa la recuperacin de la lnea base.

Piloto para la inyeccin de agua en Samaria

Ahora se entienden bien las razones principales delporqu la inyeccin de agua no pudo alcanzar suobjetivo en la dcada de los 80 (baja conformidad, faltade bombeo artificial y otras limitantes de superficie,falta de monitoreo detallado). El siguiente paso parala propuesta de inyeccin de agua es hacer una pruebapiloto utilizando un inyector de agua horizontal denueva generacin con terminacin con ICD de maneraque se pueda demostrar una buena conformidad. Dehecho toda la premisa bajo la estrategia de inyeccin deagua es que se pueden inyectar cantidades significativasde agua en Samaria sin incrementar significativamentela produccin de agua; es decir, el agua se puedemantener en el terreno en gran medida (es decir, altaeficiencia de inyeccin).

Si se puede demostrar buena conformidad con losinyectores horizontales de nueva generacin por mediode un piloto, entonces el vaciamiento se podra reducir engran manera en Samaria con un programa de inyeccin deagua a gran escala. Esto traera importantes beneficios entrminos de mantenimiento de presin y estabilizacin dela produccin de aceite del bloque. Se podra considerar afuturo la extensin a otros bloques en el CAJB.

Hiptesis del piloto

La hiptesis es, si es posible o no obtener una ptimaconformidad y una buena eficiencia de inyeccin en Samariautilizando inyectores de nueva generacin. La expectativaes que el agua inyectada ser controlada sin avancesimportantes en los pozos de correlacin.

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Probando la hiptesis

Por medio del piloto ser posible monitorear la respuesta

del bloque de Samaria a la inyeccin de agua al monitoreardiferentes parmetros como tiempos y fechas de avances,

cambios de presin, concentraciones de trazador,salinidades, etc., por un periodo de 90 das. En particular

este piloto ayuda a:

Demostrar que los pozos de nueva generacin puedenser perforados y terminados con xito en Samaria.

Demostrar que se puede inyectar agua en Samaria a ungasto controlado sin avances importantes.

Establecer la lnea base para los gastos actuales deproduccin de agua.

Observar cualquier incremento de produccin de aguaen los productores cercanos (pozos de monitoreo).

Demostrar la inyectividad en la zona del KI, objetivo20,000 bapd

Observar cualquier avance de agua en la estructura deSamaria.

Disear programa de monitoreo detallado paramonitorear el piloto y verificar la hiptesis.

Usar tanto los pozos de observacin de presin comolos productores cercanos para monitorear la respuesta.

Demostrar las distribuciones de la permeabilidad y losposibles caminos de flujo para el agua inyectada que

se pueden investigar por registros y anlisis de imagen.

Usar trazadores para investigar la conformidad.

Principios del diseo del piloto

Se propone una prueba piloto que consiste de un nuevoinyector, una serie de pozos de observacin/monitoreo

y un programa de monitoreo detallado. El inyectorhorizontal debe estar ubicado en el flanco occidental/meridional de Samaria (ya que aquellos representan

las localizaciones propuestas para la inyeccin de aguaperifrica a gran escala).

La propuesta no es perforar cualquier productor nuevo

especficamente para este piloto, sino utilizar los productores

existentes en Samaria. El inyector ser terminado con ICDs de

camisa deslizable despus de tomar el registro triple combo

(rayos gama, resistividad, densidad) y una herramienta de

registros de imagen para asegurar los gastos de inyeccin

controlados en zonas con o sin fracturas identificadas.

Posibles indicadores clave de rendimiento

(KPIs) para el piloto

KPIs para la conformidad de inyeccin de agua

Eficiencia de la inyeccin (fraccin de agua inyectada

que se est produciendo).

Inyectividad (BBL inyectados por DP).

Presiones de fondo en pozos de observacin.

Perfil de inyeccin.

KPIs para la perforacin y terminacin del inyector

Longitud del inyector (1000-2000 m).

Deteccin efectiva de falla/fractura y mitigacin de

la terminacin.

Despliegue de ICD.

Colocacin de trazador (como parte del sistema de

terminacin).

Evaluar la comunicacin de agua matriz vs fractura

comparando inyectividades entre compartimientos

con fracturas identificadas con aquellos sin fracturas

identificadas.

KPIs para productores

Tiempo de deteccin del trazador (esto parece ms

un problema de conformidad, pero mostrando

tiempos de avances controlados en productores es

ms importante para la produccin de aceite).

Posibles cambios de presin en los productores.

Posible incremento en la produccin de aceite.

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Monitoreo del piloto

Un buen programa de monitoreo es clave para este piloto.A continuacin se proporcionan algunos lineamientos:

Equipar a los productores cercanos (pozos demonitoreo) con medicin de tiempo completo.

Anlisis de los pozos existentes en Samaria comoposibles pozos de monitoreo.

De preferencia estos deben ser productorescerrados o abandonados, aprovechando lasterminaciones existentes de agujero descubierto.

Colocacin de 1 ( 2) pozos de observacin depresin cercanos al inyector para detectar efectosa corto plazo.

Colocacin de 1 ( 2) pozos de observacin depresin lejanos para estudiar la respuesta depresin/produccin de aceite.

Uso de trazadores radioactivos u otros especiales(Resmen) para rastrear el agua que se est inyectandodel inyector piloto. Estos trazadores permitirn

determinar qu tan rpido viaja el agua desde elinyector hasta los pozos de observacin.

Monitorear la salinidad dado que podra ofrecerinformacin valiosa sobre los caminos del aguainyectada.

Monitorear los gastos de inyeccin adecuadamenteen la nueva propuesta (los inyectores actuales notienen medidores de flujo). Correr PLTs.

Plan de trabajo del piloto

El piloto est previsto como un proyecto de tres fases:

Establecer equipos de trabajo (Pemex/QRI) parael piloto. Es decir, el personal debe ser designadopara las diferentes tareas involucradas en el diseoy ejecucin del piloto. La cronologa final debe

estar basada en el nmero de personas asignadasal piloto.

Diseo del piloto (ver lista de actividades acontinuacin).

Aprobacin del piloto y ejecucin final.

Conclusiones

Este trabajo conjunto de las compaas Pemex-QRI secentra en la propuesta de un proceso de inyeccin de aguaa gran escala en el Campo Samaria, el cual forma parte delComplejo A.J. Bermdez de la Regin Sur.

Debido principalmente a su posicin estructural relativacon otros bloques y las profundidades actuales de losintervalos productores, la inyeccin de agua representa lasolucin ptima para resolver el problema de vaciamientoexistente en Samaria, el bloque productor ms grande enel CAJB. Este problema de vaciamiento, si no se corrige,llevar a prdidas de presin continuas y tambin a unadeclinacin de produccin de aceite futura de este bloque.Dado que los intervalos de yacimiento de Samaria estnms profundos que los bloques adyacentes, la inyeccinde nitrgeno para mantener la presin permanecer comoun reto mientras el gas posiblemente migre a travs de las

fallas a los bloques ms someros. Adems, la mayora de losintervalos disparados en Samaria estn en profundidadescercanas a la cima del yacimiento, entonces continuar lainyeccin de nitrgeno requerir una costosa campaa dere-perforacin y/o profundizacin de pozos. Por lo tanto,inyectar agua en una forma lenta y controlada alrededorde la periferia del campo en pozos horizontales de nuevageneracin a profundidades ms bajas del contacto aguaaceite actual, parece ser una manera ms favorable dereemplazar el vaciamiento. Adems, dado que el agua tieneuna relacin de movilidad significativamente ms baja queel gas, la inyeccin de agua es ms fcil de controlar con unplan de monitoreo detallado.

La premisa clave detrs de la propuesta de inyeccinde agua a gran escala es que la buena conformidad (altaeficiencia de inyeccin) se puede obtener en Samaria, porlo que la mayora del agua inyectada se puede retener en elyacimiento. Se propone una prueba piloto para verificar estahiptesis. La implementacin de inyectores horizontales deagua de nueva generacin terminados con controladoresde flujo junto con un programa de monitoreo detallado

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ayudara a mitigar los riesgos de rpidos avances de agua.Si es exitoso, este piloto proveera evidencia tcnica de queel programa de inyeccin de agua se puede ampliar a unproyecto de inyeccin periferia en Samaria. El tamao delpremio cuantificado en 100s de MMBBLs de este tipo de

proyecto de inyeccin de agua, justifica la consideracin deuna inyeccin de agua a gran escala y de ese modo avanzarcon la prueba piloto.

Agradecimientos

Los autores de este trabajo quieren agradecer a laadministra

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