mayo_2012

INGENIERÍA PETROLERA.- Publicación mensual de la Asociación de Ingenieros Petroleros de México A.C., Av. Melchor Ocampo 193 Torre “A“ Piso 12. Col. Verónica Anzures C.P. 11300, México D.F., Tels: 5260 2244 y 5260 7458. Solicitada la Autorización como Correspondencia de Segunda Clase de Administración de Correos núm. 1 de México D.F. Distribuido por la Asociación de Ingenieros Petroleros de México, A.C. Publicación editada e impresa por 4AM FOR ADVERTISING AND MARKETING S.A. DE C.V., Enrique J. Palacios No. 108, Col. Prado Ermita, C.P. 03590, Del. Benito Juárez, México D.F., Tels: 5601 7571 y 55 3211 6077. Edición: 1100 ejemplares. Certificado de licitud de título núm. 8336 y Certificado de contenido núm. 5866 ante la Comisión Certificadora de Publicaciones y Revistas Ilustradas. Certificado de reserva de Derechos al Uso Exclusivo núm. 003322 ante la Dirección General del Derecho de Autor. Toda la correspondencia debe dirigirse a la Asociación de Ingenieros Petroleros de México A.C. EL CONTENIDO DE LOS ARTÍCULOS TÉCNICOS ES RESPONSABILIDAD DEL AUTOR. ISSN 0185-3899.

Órgano de Divulgación Técnica e Información de la Asociación de Ingenieros Petroleros de México A.C.

Vol. LII No. 5 MAYO 2012www.aipmac.org.mx/web/revista

Foto de portada:Plataforma petrolera, Cd. del Carmen, cortesía de José Antonio Vázquez Díaz

Editorial

Sección técnica

Propuesta innovadora del manejo de la producción de hidrocarburos en superficie en campos del Proyecto aceite Terciario del Golfo (Chicontepec)MI. J. Salvador Flores Mondragón, PEPIng. Sergio López Ramírez, PEPIng. Cesar Bernal Huicochea, PEP

Población del modelo estático 3D con doble porosidad en un yacimiento carbonatado naturalmente fracturadoM. C. Enrique Ortuño M, PEMEXIng. Elieser Pérez A, GW Systems Corp – IGS Services & ConsultingM. I. Héctor Pulido, PEMEX

Lankahuasa, primer campo marino productor de gas seco en MéxicoIng. Luis Octavio Alcázar CancinoPemex Exploración y Producción Activo Integral Poza Rica - Altamira

Tema de actualidad Hidrocarburos no convencionales M. en C. Pablo Arturo Gómez Durán

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2 | Ingeniería Petrolera VOL. LII No. 5 MAYO 2012 · ISSN 0185-3899

Directiva NacionalPresidente Dr. Guillermo C. Domínguez Vargas

Vicepresidente Ing. Antonio Narváez Ramírez

Secretario Ing. Ricardo Rosales Lam

Tesorero Ing. César R. López Cárdenas

Protesorero Ing. Jesús A. Mora Moreno

Coordinador Nacional de Ayuda Mutua Ing. Sergio Mariscal Bella

Subcoordinador Nacional de Inversiones de Ayuda Mutua Ing. José Luis Fernández Cadó

Coordinador Nacional de Fondo de Retiro Ing. Oscar Humberto Lizán Pérez

Subcoordinador Nacional de Inversiones de Fondo de Retiro Ing. Juan Manuel Flores Martínez

Director Comisión de Estudios Dr. Fernando Rodríguez de la Garza

Director Comisión Editorial Dr. Fernando Samaniego Verduzco

Director Comisión Legislativa Ing. Antonio Sandoval Silva

Director Comisión Membresía MI. Cuauhtémoc César Zapata González

Director Comisión de Apoyo Informático Ing. William Chacón Chan

Subdirector Comisión de Apoyo Informático Ing. Antonio Lugo Castro

Consejo Nacional de Honor y JusticiaIng. Daniel Nájera ParedesMI. Carlos Rasso ZamoraIng. Javier Hinojosa Puebla

Ing. Javier Chávez MoralesIng. Adán Oviedo Pérez

Delegación Ciudad del CarmenIng. Álvaro Herrera Acosta Ing. Enrique Ortuño Maldonado

Presidente Vicepresidente

Delegación CoatzacoalcosIng. Javier Ruben Martínez Gutiérrez Ing. Joel Alejandro Soto Rodriguez

PresidenteVicepresidente

Delegación ComalcalcoIng. Ernesto Lira Rodríguez Ing. Manuel de Jesús Coronado Zárate


Delegación MéxicoIng. Gustavo Salgado Nava Ing. Ciro Hernández Sánchez


Delegación MonterreyIng. Héctor Cavazos Treviño Ing. Roberto Lozano Montemayor


Delegación Poza RicaIng. Juan Bujanos Wolf Ing. Pedro Fernando Gómez González

Presidente Vicepresidente

Delegación ReynosaIng. Ricardo Martínez SierraIng. Alejandro Valle Corona


Delegación TampicoIng. Miguel Olivella Ledesma Ing. Jorge A. Hernández Cantú


Delegación VeracruzIng. Rubén A. Jiménez Guerrero Ing. Miguel Ángel Hernández García


Delegación VillahermosaIng. Miguel Ángel Méndez García Ing. Héctor Agustín Mandujano Santiago


Revista Ingeniería Petrolera

Director Editorial Dr. Fernando Samaniego Verduzco

Coordinación Editorial Laura Hernández Rosas email: [email protected]

Ingeniería Petrolera | 3

Conse j o ed i t o r i a l

VOL. LII No. 5 MAYO 2012 · ISSN 0185-3899

Consejo Editorial

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Víctor Hugo Arana OrtizPemex

Jorge Alberto Arévalo VillagránPemex

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Thomas A. BlasingameTexas A&M University

Rodolfo Gabriel Camacho VelázquezPemex

Héber Cinco LeyUNAM

Yuri Valerievich FairuzovUNAM

Faustino Fuentes NucamendiPemex

Néstor Martínez RomeroCIPM

Michael PratsConsultor EUA

Edgar R. Rangel Germán CNH

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Fernando Samaniego VerduzcoUNAM

Francisco Sánchez SesmaUNAM

César Suárez Arriaga UMSNH

César Treviño TreviñoUNAM

Jaime Urrutia FucugauchiUNAM

Surendra Pal Verma JaiswalUNAM

Robert A. WattenbargerTexas A&M University

Lic. Eva Myriam Soroa ZaragozaConsultora Editorial*

Lic. Franco VázquezAsistencia técnica

*Asesoría durante el proceso de revitalización de la revista Ingeniería Petrolera

4 | Ingeniería Petrolera

Ed i t o r i a l


Editorial

Para continuar con la perforación exploratoria y cumplir la estrategia de acelerar la evaluación del potencial del Golfo de México Profundo establecida en el Plan de Negocios de Pemex, PEP ha asegurado la disponibilidad –para los próximos cuatro años– de tres plataformas de perforación de sexta generación con capacidad para operar en tirante de agua de hasta 3,000 m y alcanzar profundidades totales de 12,000 m. Este año tiene considerada la perforación de los pozos Supremus-1, Trión-1 y Maximino-1, en tirantes de agua mayores a 2,500 m.

Con el fin de realizar las actividades exploratorias en aguas profundas con los mayores niveles de seguridad, Pemex contrató los servicios de Wild Well Control, Inc., empresa altamente calificada en la atención de contingencias en pozos con tirantes de agua superiores a 500 m y aguas ultra profundas, y en el uso de sistemas de contención en el lecho marino, en caso de derrames. Con este contrato Pemex cumple con requerimientos establecidos por la Comisión Nacional de Hidrocarburos en materia de seguridad en la perforación de pozos en aguas profundas.

Se sabe que a medida que aumenta la explotación de yacimientos petroleros en las profundidades marinas, también lo hace la preocupación de aquellos que temen que esto desencadene más derrames de crudo y su consecuente impacto en el medio ambiente. Es por ello que los científicos trabajan no sólo en perfeccionar los métodos de extracción, sino en nuevas tecnologías que minimicen el impacto ecológico de este tipo de accidentes. Una de las soluciones planteadas es el uso de bacterias

capaces de alimentarse de petróleo, y otra idea novedosa propone emplear minisubmarinos autopropulsados para recolectar –gota a gota– el petróleo derramado y transportarlo a lugar seguro.

El equipo de investigadores, liderado por el profesor Joseph Wang, de la Universidad de California en San Diego, con la colaboración del Instituto Catalán de Nanotecnología en Barcelona, asegura haber llevado pruebas prometedoras en esta dirección. Se trata de nanomotores, que son microtubos en forma de conos, hechos con oro, níquel y platino capaces de autopropulsarse.

Los micromotores son capaces –en presencia de peróxido de hidrógeno– de generar oxígeno en forma de burbujas para moverse y como están modificados con grupos químicos hidrofóbicos, pueden captar aceite, por lo que podrían –en un futuro que no debe estar demasiado distante– ser utilizados como nanovehículos para recoger de manera eficiente petróleo derramado en el mar.

La idea se basa en el mismo principio que tecnologías similares ensayadas en el campo de la medicina. El año pasado, investigadores de la Universidad Penn State, en Estados Unidos, demostraron que estas micromáquinas son capaces de transportar medicamentos a ciertas áreas del cuerpo a través del torrente sanguíneo. Es cierto que el mundo de los nanomotores requiere de estudios más profundos que logren encontrar, entre otras cosas, materiales más baratos para su fabricación. En la fase actual, el principal objetivo es dotar de movimiento a estas diminutas máquinas. Más adelante, los expertos les darán mayor autonomía y funciones.

Petróleos Mexicanos dio a conocer que la exploración en aguas profundas es una actividad relevante para nuestro país, debido a que ahí se encuentra alrededor del 50 % de los recursos prospectivos de México, razón por la cual ha emprendido acciones encaminadas a elevar la certidumbre de la estimación volumétrica de dichos recursos.

En el periodo 2000 - 2011, PEP destinó aproximadamente 50 mil millones de pesos para la perforación de pozos y la adquisición de información sísmica en la parte mexicana del Golfo de México Profundo, principalmente.

Con ello se adquirieron más de 100 mil km2 de sísmica 2D y 105,700 km2 de sísmica 3D, con lo que se logró cubrir 75 % de las áreas prioritarias del Golfo de México Profundo. Asimismo, se terminaron 19 pozos, de los cuales 11 fueron productores y –de éstos– ocho incorporaron o reclasificaron reservas, con éxito geológico de 58 % y comercial de 42 %.


Secc i ón Técn i ca


Artículo arbitrado

Propuesta innovadora del manejo de la producción de hidrocarburos en superficie en campos del Proyecto aceite Terciario del Golfo (Chicontepec)

MI. J. Salvador Flores Mondragón, PEPIng. Sergio López Ramírez, PEP

Ing. Cesar Bernal Huicochea, PEP

Información del artículo: recibido: 2007, aceptado: mayo de 2012

Resumen

En la medida que un campo avanza en su etapa de explotación, es necesario disminuir la contrapresión de los pozos, que se tiene desde los árboles de válvulas hasta los cabezales de recolección foráneos o en baterías de separación. Para lograr lo anterior, se requiere eliminar cuellos de botella en el sistema de flujo o bien, acercar las instalaciones de proceso, lo más que se pueda a los pozos.

El objetivo de este trabajo es mostrar el Sistema Funcional del Manejo de la Producción en Superficie (SFMPS), el cual agrupa una serie de conocimientos, experiencias, equipos y tecnologías disponibles en la industria petrolera, para ayudar a los pozos de los campos maduros a prolongar su producción de hidrocarburos, bajo condiciones de operación estable, segura y rentable.

Con la filosofía actual de utilizar macroperas en campos del Proyecto Aceite Terciario del Golfo (PATG), antes Proyecto Chicontepec, en donde se perforan hasta 19 pozos, es posible disminuir la contrapresión de los pozos, empleando paquetes modulares de equipos. Las ventajas observadas con la implementación de dichos paquetes modulares en las macroperas son: separación (Gas-Líquid Cylindrical Cyclone - GLCC), medición y monitoreo remoto de parámetros de producción de pozos; equipos e infraestructura modular; bajas contrapresiones en pozos; cero quema de gas en macroperas; manejo y envío de la producción segregada de hidrocarburos en forma segura y controlada hasta plantas de proceso; red de bombeo neumático local o red eléctrica para pozos que operen con bombeo mecánico.

Los resultados de este trabajo, permiten recomendar su aplicación en campos maduros y, en particular, en la actividad física considerada en la cartera de proyectos 2008-2022 del PATG, por los incrementos de producción factibles de obtener y por la reducción en los costos de inversión, operación y mantenimiento.

Introducción

La Dirección de PEMEX Exploración y Producción, con una visión de negocio encaminada a generar valor en la empresa, ha creado el denominado Proyecto Aceite Terciario del Golfo (PATG), con el propósito de llevar al cabo el desarrollo integral de los campos productores de hidrocarburos en rocas de edad Paleoceno Superior - Eoceno Inferior/Superior del sistema Terciario, que en buena parte lo conforman los campos del “Paleocanal de Chicontepec”. El PATG contempla el desarrollo de 29 campos que, para fines prácticos del manejo de reservas e instalaciones superficiales de producción, se han dividido en ocho sectores, Tabla 1.

Para poder dar cumplimiento a los compromisos de producción de hidrocarburos que permitan satisfacer la

demanda interna y mantener las cuotas de exportación, se hace necesario el análisis y la implementación de escenarios que permitan llevar a cabo la explotación de los yacimientos y la actividad física considerada en las carteras de proyectos con flexibilidad operativa, técnica y de gestión, obteniéndose una mayor rentabilidad económica.

Antecedentes

Los campos que integran el PATG, se localizan entre la plataforma de Tuxpan (Faja de Oro), al oriente y la Sierra Madre Oriental al oeste. Geográficamente, comprende una porción de los estados de Veracruz y Puebla, Figura 1. Algunas características del PATG, como las condiciones petrofísicas del yacimiento, el tipo de empuje y las propiedades de los fluidos,



Propuesta innovadora del manejo de la producción de hidrocarburos en superficie en campos del Proyecto aceite Terciario del Golfo (Chicontepec), p.p 5-19


observadas en la Tabla 2, hacen que la producción actual por pozo varíe de 25 a 200 bpd, aunque por medio de mejoras en los fracturamientos hidráulicos e implementación y optimización de los sistemas artificiales de explotación, se ha logrado incrementar, en algunos casos, hasta 1200 bpd. La producción actual (febrero 2007), de aceite y gas del PATG es de 21,304 bpd y 26.59 mmpcd, respectivamente, mientras que su acumulada, al mismo período, es de 140.90 mmb de aceite y 239.40 mmmpc de gas.

Tabla 1. 29 Campos del PATG.

Sector Proyecto Campo

1 Área 5Sabana Grande

Tenexcuila

2Amatitlan - Profeta –

Tzapotempa - Vinazco

AhuatepecAmatitlan

AragonCacahuatengo

PastoriaSitio

Tlacolula

3

Amatitlan - Profeta –

Tzapotempa - Vinazco

Agua NacidaCoyotes

Palo BlancoSoledad

Soledad Norte

Área 5Gallo

Horcones

4Área 5 Coyol

Humapa - Bornita Humapa

5 Área 5MiahuapanMiquetla

6 Coyula - JapetoCoyulaEscobal

7Agua Fria –

Coapechaca - Tajin

Agua FriaCoapechaca

CorralilloTajín

8 Área 5

FurberoPresidente Alemán

Remolino



MI. J. Salvador Flores Mondragón, PEP, Ing. Sergio López Ramírez, PEP, Ing. Cesar Bernal Huicochea, PEP


Figura 1. Ubicación de los campos del PATG.

Por otro lado, el aceite, gas y agua que producen los pozos se transportan a través de dos oleogasoductos, uno de medición(4”Ø) y otro general (8”Ø), que salen de una pera o macropera hacia una batería de separación, en donde se segregan el gas del líquido y el gas se envía a estaciones de compresión, para después

transportarlo a puntos de venta o bien a redes de bombeo neumático, mientras que el aceite con agua, es enviado a centrales de almacenamiento y bombeo (CAB), en donde se deshidrata y, posteriormente el aceite se bombea a refinerías o puntos de venta y el agua se inyecta en pozos letrina, Figura 2.





Figura 2. Situación actual del manejo de la producción en superficie en los campos Agua Fría, Coapechaca y Tajín, del PATG.

Tabla 2. Propiedades del yacimiento y de fluidos, febrero 2007.

Localización Porción Norte de Veracruz y Este de Puebla.

Fecha de descubrimiento 1926

Inicio de explotación Febrero de 1952

Superficie 3,785 Km2

Pozos perforados 1,255

Pozos operando 595

Densidad del aceite 18-45° API

Tipo de empuje Expansión del gas en solución

Porosidad 5 - 14 %

Permeabilidad 0.01-15 md

Presiones iniciales 80-360 Kg/cm2

Presión de burbuja 50-330 Kg/cm2

Viscosidad @ c. yacimiento 0.5-17 cp





El objetivo de este trabajo es mostrar cómo, agrupando una serie de conocimientos, experiencias, equipos y tecnologías de última generación, disponibles en la industria petrolera, es posible ayudar a los pozos de los campos maduros a producir hidrocarburos en pozos fluyentes o con un sistema artificial, en condiciones de operación estables y rentables.

Problemática asociada al manejo actual de la producción en campos del PATG

Actualmente, el manejo de la producción de hidrocarburos en superficie resulta complicado, debido a la orografía en donde se ubican los campos productores del PATG y, en consecuencia, a los grandes desniveles que presenta el perfil topográfico, Figura 3, de la mayoría de sus pozos e instalaciones de producción.

Esto trae como consecuencia, que los pozos presenten continuamente los problemas siguientes:

Alta contrapresión en línea de descarga. Disminución de la producción. Flujo inestable o en baches. Exceso de energía requerida al aplicar un

sistema artificial de producción.

Figura 3. Perfil topográfico de Macropera AF-892 a Batería Agua Fría I.

Aunado a lo anterior, la explotación de los pozos en los campos Agua Fría, Coapechaca y Tajín, pertenecientes al PATG, se realiza a través de macroperas en las cuales se perforan hasta 19 pozos, Figura 4 y, por cada siete macroperas, se construye una batería de separación, Figura 5, asimismo, por cada siete baterías, se tiene contemplada una estación de compresión, Figura 6. Debido a que los pozos productores del PATG presentan altos factores de declinación, Figura 7, el tener baterías fijas con capacidades determinadas de manejo de líquidos y gas, implica que, en menos de seis meses, quedan sobradas, si fueron diseñadas para manejar los niveles máximos de producción estimados en cada macropera.





Figura 4. Macropera con 19 pozos.

Figura 5. Siete macroperas conforman una batería.





Figura 6. Siete baterías conforman una estación de compresión.

Figura 7. Variación de producción de aceite, gas y agua de la macropera Agua Fría-892 con respecto al tiempo.





Propuesta innovadora del manejo de la producción en campos del PATG

Este trabajo presenta una propuesta innovadora en el manejo de la producción en superficie, desde los pozos y macroperas hasta los centros de tratamiento. Dentro de las principales diferencias que existen entre la forma tradicional y la propuesta en el transporte de los hidrocarburos, se tienen:

Manejo de la producción en superficie, campos PATG

- Batería de separación (4 - 6 Ha) - Paquete modular macropera (0.16 Ha)

- Anillo de B.N. (varios Km) - Anillo local B.N. por macropera (150 m)

- Alta contrapresión en pozos - Contrapresión mínima (2 Kg/cm2)

- Altos costos de inversión - Bajos costos de inversión

- Instalaciones sobradas en poco tiempo - Se crece o disminuye en función de la producción

En la Figura 8, se observan algunas de las diferencias anteriores y se pueden comparar con el concepto tradicional mostrado en la Figura 2. En la nueva propuesta de trabajo, se continúa con el esquema de perforar hasta 19 pozos en cada macropera y sólo se requiere contratar un área adicional de 40 m x 40 m y contar con un contrato de servicio de arrendamiento, puro o con opción a compra, para los paquetes modulares. La conformación de éstos se puede observar en la

Figura 9 y su función consistirá en contar con los procesos siguientes:

Separación bifásica o trifásica, empleando separadores compactos, económicos y de alta eficiencia (GLCC), o separadores horizontales convencionales.

Medición de gas, aceite y agua. Bombeo convencional o multifásico. Compresión.

Figura 8. Propuesta para el manejo de la producción en superficie en los campos Agua Fría, Coapechaca y Tajín, del PATG.





Figura 9. Paquete modular para campos maduros.

Con la aplicación del concepto modular en campos maduros, podemos hablar de un Sistema Funcional del Manejo de la Producción en Superficie (SFMPS), el cual, al aplicarse, ya no se construirían baterías de separación y estaciones de compresión. Para manejar la producción de los 29 campos del PATG bajo esta propuesta y considerando los pozos a perforar (15,965) en el horizonte 2008 - 2022, se necesitarían del orden de 82 cabezales recolectores, (cada cabezal recolector integra la producción de 10 macroperas),

como el observado en la Figura 8 y la producción de dichos cabezales recolectores, sería enviada a un macroderecho de vía con dos oleoductos y dos gasoductos, de los cuales, los primeros enviarían el aceite a tres o cuatro centrales de almacenamiento y bombeo (CAB), ubicadas estratégicamente en toda la parte longitudinal de los campos del PATG y los segundos enviarían el gas a los complejos petroquímicos, tal y como se puede observar en la Figura 10.





Figura 10. Cabezales de recolección y macroderecho de vía para campos del PATG.

Factibilidad de usar la tecnología de separación ciclónica compacta, como alternativa en la separación y medición de fluidos producidos en campos del PATG

La industria petrolera mundial, para la separación primaria de hidrocarburos, ha empleado desde sus inicios recipientes a presión para segregar los flujos de gas y líquidos provenientes de los pozos. Estos equipos han resultado ser caros, pesados y voluminosos y la única alternativa durante muchos años. Actualmente, los análisis técnico-económicos han forzado a buscar alternativas menos caras y más eficientes. La separación en la forma de separadores compactos, tal como el separador gas – líquido cilíndrico ciclónico (GLCC), ha sido el resultado de investigaciones en la Universidad de Tulsa, Oklahoma. Estos separadores ofrecen algunas ventajas sobre otros diseños en su tipo al requerir poco espacio para su instalación y por su geometría simple, ofrece bajos costos de mantenimiento. Estas características esenciales permiten ahorrar costos a la industria, especialmente en instalaciones remotas, costa afuera o de campos maduros.

La Gerencia de Sistemas de Producción (GSP), de la SCTET, como uno de los patrocinadores en el consorcio de investigación de la Universidad de Tulsa, en sistemas de Separación, ha capitalizado estos resultados en el desarrollo, diseño e innovación de los GLCC. Con su acceso al software de diseño actualizado y al uso de patente, ha implementado esta tecnología en instalaciones de Activos de Producción de PEP.

Principio de operación.- El separador GLCC es un recipiente cilíndrico en posición vertical sin internos,

con una entrada inclinada y tangencial al diámetro del tubo; este diseño de ingeniería permite generar fuerzas axiales y radiales al fluido, que crean un vórtice con la suficiente fuerza para separar las fases de gas y líquido. Una vez separados el gas y el líquido, fluyen a través de su descarga superior para el gas y en la parte inferior para los líquidos.

Para mantener la eficiencia en el separador, se controla el nivel por presión diferencial o por peso específico del líquido dentro del mismo, a través de





válvulas de control, con lo cual se minimiza el arrastre de líquidos en la corriente de gas y el arrastre de gas en la corriente de líquidos.

Las aplicaciones típicas de los separadores tipo GLCC se enlistan a continuación:

• Sistemas de medición multifásicos portátil.• Separación a cabeza de pozo para bombeo neumático.• Rectificador de gas.

En la Figura 11, se muestra el diseño típico de un separador GLCC, empleado para el aforo de pozos en explotación. La integración de instrumentación, medidores y válvulas de control en cada una de las secciones de líquido y gas, permite obtener los resultados integrados de los parámetros de medición de forma inmediata y local, teniendo la posibilidad de contar con transmisión remota.

La selección de los equipos de medición de gas, líquido y fracción de agua debe realizarse adecuadamente atendiendo a las características de los fluidos, el tipo de comportamiento de la producción, sus contaminantes y los rangos normales máximos y mínimos esperados para obtener resultados satisfactorios.

Figura 11. GLCC.





Limitantes generales de un GLCC:

Crudo con espuma Emulsión estable Servicios auxiliares para operación autónoma

Ventajas generales de un GLCC:

Peso y dimensiones menores que los separadores convencionales No cuenta con internos Mínima caída de presión en el sistema de medición

Evaluación técnica y económica de la propuesta para los campos del PATG

La evaluación técnica se apoya en los resultados de las simulaciones hechas a una macroperas del Campo Agua Fría y a dos macroperas del Campo Coapechaca, en los que se analizó la factibilidad de operar con una batería provisional en sitio:

Macropera Agua Fría 892

Al simular operar con una batería en sitio con una presión de separación de 4.0 y 2.0 Kg/cm2 y no operar con una contrapresión de 12 Kg/cm2, que es la presión que tienen que vencer los fluidos al recorrer una distancia de 3.0 Km desde la macropera hasta la Batería Agua Fría I, se observó que se podrían alcanzar los incrementos de producción siguientes:

Presión Aceite Gas(Kg/cm2) (bpd) (mmpcd)

2.0 599.46 0.884.0 640.67 0.98

Macropera Coapechaca 502

Al simular operar con una batería en sitio con una presión de separación de 4.0 y 2.0 Kg/cm2 y no operar con una contrapresión de 10 Kg/cm2, que es la presión que tienen que vencer los fluidos producidos para llegar a la Batería Coapechaca II, se observó que se podrían alcanzar los incrementos de producción siguientes:


2.0 349.51 5.09

4.0 311.10 4.98





Macropera Coapechaca 595

Al simular operar con una batería en sitio con una presión de separación de 4.0 y 2.0 Kg/cm2 y no operar con una contrapresión de 6 Kg/cm2, que es la presión que tienen que vencer los fluidos producidos para llegar a la Batería Tajín IV, se observó que se podrían alcanzar los incrementos de producción siguientes:


2.0 196.10 0.44

4.0 170.00 0.41

Del análisis a las macroperas antes mencionadas, se puede concluir que, además de los incrementos de aceite y gas en ellas, lo cual ya es bastante importante, se puede lograr, al operar los pozos con presiones de separación en sitio como las mostradas, los siguientes beneficios:

Estabilidad en la operación de los pozos fluyentes, (a menores contrapresiones, operan más tiempo en condiciones de flujo crítico).

Se pueden profundizar más los puntos de inyección en pozos que operan con bombeo neumático.

En pozos que operan con bombeo neumático (BN), es posible disminuir el volumen de gas inyectado.

En pozos que operen con bombeo mecánico (BM), es posible reducir la potencia (HP) del motor de superficie.

En cuanto a la evaluación económica de la propuesta, se presenta un análisis simple, en el cual se enuncian los beneficios de índole económica que se podrían alcanzar al emplear paquetes modulares en todas las macroperas de los campos del PATG:

1. Incremento de producción de hidrocarburos por macropera de un 10 a un 30%.

2. Con la propuesta innovadora, se pretende ya no construir más baterías de separación y estaciones de compresión. Al aplicar los paquetes modulares en cada macropera, se realizarían, como ya se mencionó anteriormente, los

procesos de separación, medición, compresión y bombeo hacia plantas de proceso (CAB, petroquímicas, refinerías), o puntos de venta directamente. Si estos paquetes modulares se adquirieran a través de un contrato de arrendamiento, (puro o con opción a compra), hemos calculado que sólo se requerirían de 50 a 100 bpd de lo que produce la macropera, para pagar el servicio, el cual contemplaría la operación y el mantenimiento de los equipos. Con esto, PEP elimina los altos costos de inversión que representa la construcción de una batería de separación para los campos del PATG (del orden de 51 MM$), incluyendo equipo de bombeo, y también los costos de inversión de una estación de compresión (del orden de 220 MM$), considerada para comprimir gas a la red de BN.

3. Al considerar el bombeo neumático autoabastecido con los paquetes modulares, localmente en cada macropera, PEP ya no tendrá que gestionar permisos de grandes extensiones de tierras para construir un anillo de B.N., ya que se eliminarían y con ello, también desaparecería el riesgo que implica transportar gas a alta presión (40 a 70 Kg/cn2), cerca de comunidades.

4. PEP seguiría construyendo los ductos necesarios para transportar la producción de hidrocarburos desde las macroperas hasta los centros de procesamiento o puntos de venta, como ya fue comentado anteriormente.

5. Por último, con la aplicación del SFMPS, PEP deja a un lado, los problemas relacionados con:





Instalaciones sobradas en poco tiempo (elefantes blancos). Riesgos asociados a los anillos de bombeo neumático. Quema de gas en macroperas. Gastos excesivos de operación y mantenimiento en equipos de separación, medición, compresión y

bombeo. Gestión de permisos en comunidades ejidales o privadas.

Conclusiones

La propuesta innovadora del Sistema Funcional del Manejo de la Producción en Superficie (SFMPS), es factible técnica y económicamente de aplicar en los campos productores del Proyecto Aceite Terciario del Golfo, (PATG).

Los incrementos de producción de hidrocarburos asociados a la aplicación del SFMPS, son del 10 al 30 % por macropera.

Al implementar el SFMPS, ya no se construirían más baterías de separación y estaciones de compresión.

Con la implementación del SFMPS, se dispone en cada macropera de un anillo local de bombeo neumático, en donde el gas que producen los pozos se emplea para el gas que requiere el sistema artificial (BN autoabastecido), eliminando con esto la red tradicional de BN.

Al eliminar los anillos de bombeo neumático, desaparece el riesgo asociado al transporte de gas a alta presión que pasa cerca de comunidades ejidales o privadas.

Al implementar el SFMPS, se cancela la posibilidad de quema de gas en las macroperas.

Al implementar el SFMPS, PEP ya no tendrá instalaciones de producción sobradas.

Al implementar el SFMPS, PEP construye los ductos necesarios (oleoductos-gasoductos), para transportar la producción desde las macroperas hasta las plantas de proceso o puntos de venta.

Para implementar el SFMPS, se requiere de un contrato de servicio de arrendamiento, para el cual, de contratos similares, se estima que la renta diaria de cada paquete modular se pagaría con el incremento de 50 a 100 bpd por macropera.

Al implementar el SFMPS, PEP disminuye considerablemente los costos de inversión, operación y mantenimiento, relacionados con la construcción de baterías, estaciones de compresión, anillos de BN.

Actualmente, se están realizando los trámites y gestiones necesarios para implementar el SFMPS en la macropera Agua Fría - 892, perteneciente al PATG.

Reconocimiento

Este trabajo representa el esfuerzo diario de personas que, con el afán de romper paradigmas, se esfuerzan y luchan de manera continua. Sin embargo, al ver realizado uno de tantos proyectos de manera exitosa, la satisfacción resultante es inexplicable. Los autores agradecemos al Dr. Jose Luís Sánchez Bujanos, por su decidido apoyo al proyecto, al Dr. Faustino A. Fuentes Nucamendi, por su apoyo en la presentación del trabajo a la comunidad petrolera, así como al Ing. Valentín Cid Domínguez, también por su dedicación y entusiasmo en la documentación de la demostración piloto.

De igual forma, agradecemos a todo el personal profesionista, técnico y de apoyo del PATG, por el suministro de información para la documentación del trabajo.





Nomenclatura

º API = Densidad del aceiteBN = Bombeo neumáticoBM = Bombeo mecánicoBPD = Barriles por díaCAB = Central de Almacenamiento y bombeoGLCC = “Gas-Liquid Cylindrical Cyclone”Ha = Hectáreammb = millones de barrilesmmmpcd = miles de millones de pies cúbicos por díammpcd = millones de pies cúbicos por díaPATG = Proyecto aceite Terciario del GolfoSCTET = Subdirección de la Coordinación Técnica de ExplotaciónSFMPS = Sistema Funcional del Manejo de la Producción en Superficie

Referencias

1. Pemex Exploración y Producción. Activo Integral Poza Rica - Altamira, Región Norte. Proyecto Aceite Terciario del Golfo. 2007. Presentaciones diversas 2006-2007.

2. Pemex Exploración y Producción. Gerencia de Planeación. Activo Integral Poza Rica - Altamira, Región Norte. 2008. Cartera de Proyectos 2008-2022.

3. Pemex Exploración y Producción. Gerencia de Construcción y Mantenimiento. Activo Integral Poza Rica– Altamira, Región Norte. 2006. Avance Físico-Financiero de Obras 2004, 2005, 2006.

Semblanza

MI. Jesús Salvador Flores Mondragón

Ingeniero Petrolero egresado de la Facultad de Ingeniería de la UNAM. De 1989 A 1990, realizó estudios de Maestría en la División de Estudios de Posgrado de la Facultad De Ingeniería, UNAM, obteniendo el grado de Maestro en Ingeniería Petrolera en octubre 1992.

En mayo de 1985, ingresó a Petróleos Mexicanos al Departamento de Ingeniería de Producción del Distrito El Plan, Zona Sur.

De noviembre de 2007 a la fecha, colabora en la Gerencia de Tecnología de Explotación de la Subdirección Técnica de Explotación, sede México, como Subgerente de Selección y Asimilación de Tecnologías de Explotación.

Es miembro de la Asociación de Ingenieros Petroleros de México, del Colegio de Ingenieros Petroleros de México, y de la Society of Petroleum Engineer.




Población del modelo estático 3D con doble porosidad en un yacimiento carbonatado naturalmente fracturado

M. C. Enrique Ortuño M.- PEMEXIng. Elieser Pérez A.- GW Systems Corp – IGS Services & Consulting

M. I. Héctor Pulido.- PEMEX


Resumen

Los carbonatos tienen varios tipos de porosidades que coexisten simultáneamente, por lo que para modelar adecuadamente estos yacimientos de hidrocarburos en simuladores numéricos convencionales, es necesario utilizar dos grupos principales, los que coexisten en la matriz y los relacionados a la porosidad secundaria.

Este trabajo presenta los resultados de un Estudio Integral de Caracterización de Yacimiento carbonatado naturalmente fracturado, y tiene como objetivo principal la generación del modelo estático 3D con doble porosidad la Formación JSK de un yacimiento de la Región Marina de Campeche, Golfo de México.

Para ello se integraron datos y resultados de diferentes disciplinas:

a) Petrofísica: Se integraron a los registros geofísicos las mediciones existentes en núcleos (porosidad y permeabilidad), así como las descripciones litológicas realizadas durante la perforación. Se construyó el Modelo Petrofísico del CREE y con ello se calculó la porosidad secundaria.

b) Geología: Se aplicó en forma paralela estratigrafía de secuencias y correlaciones litoestratigráficas a secciones con registros geofísicos de pozos y se definieron las unidades estratigráficas. Al conjugar estos modelos dentro del marco estructural del área, se construyó un modelo sedimentario, en el cual el depósito fue dominado por la tectónica jurásica.

c) Geofísica: La interpretación sísmica permitió definir el modelo estructural del yacimiento, y con el análisis de atributos sísmicos se guió la población de propiedades dentro del modelo estático.

Finalmente se obtuvo el modelo estático 3D, a escala de yacimiento (malla fina y de simulación), el cual incluye porosidad de matriz, porosidad secundaria, saturación de agua y espesor neto (N/G). Adicionalmente se generó, mediante el Modelo Petrofísico CREE, la permeabilidad asociada a la matriz y a la fractura, la distribución de espesor promedio de fracturas, la distribución del tamaño promedio del bloque de matriz y la distribución del área expuesta al flujo por unidad de volumen de roca dividida entre su longitud característica, (sigma).

Abstract

Carbonate rocks have several kinds of porosities that coexist. In order to properly model the hydrocarbon reservoirs using numerical simulation, it is necessary to divide the porosity in two different groups, one associated to the rock matrix and the other to the secondary porosity.

This work is part of an integrated characterization study of a naturally fractured carbonate reservoir. The main objective of this work was to obtain a 3D static dual porosity model, to represent a naturally fractured carbonate reservoir in a Kimmeridgian formation, located in the Campeche bay in the Gulf of Mexico.

Data and results from different disciplines were integrated:

Artículo arbitrado


M. C. Enrique Ortuño M., Ing. Elieser Pérez A., M. I. Héctor Pulido



a) Petrophysics: Core analysis data (porosity and permeability) were combined with interpreted Geophysical Well Logs data and descriptions coming form Well cuts. The secondary porosity was estimated using CREE’s (Centro Regional de Estudios de Explotación) Petrophysical Model;

b) Geology: Stratigraphic sequence analysis and lithostratigraphic correlations over sections created with well logs analysis, were used to define stratigraphic units. A sedimentological model dominated by Jurassic tectonic was obtained combining the Petrophysical and Geological model with the structural model.

c) Geophysics: the structural model of the reservoir was defined using 3D seismic interpretation. The Seismic attributes were used to guide property populations of the static model of the reservoir.

Three-dimensional static model at reservoir scale (fine and coarse gridding) included matrix porosity, secondary porosity, water saturation and Net to Gross. Using CREE‘s Petrophysical Model, which includes some novel approaches, permeability associated to matrix and fracture, thickness average distribution of fracture, average size distribution of matrix rock and sigma (flux divided by characteristic length of matrix blocks) were estimated.

Introducción

Los yacimientos carbonatados concentran, en volumen, la mayor cantidad de reservas de hidrocarburos en el Golfo de México. Es por ello que resulta importante disponer de una metodología integral que permita caracterizarlos y de esta manera, se optimicen los procesos producción y recuperación, (aumentar el factor de recobro). En la Región Marina de Campeche, los yacimientos tradicionales son de edad cretácica. Sin embargo, desde hace algunos años, se está reevaluando el potencial que tienen los plays jurásicos.

Este trabajo presenta parte del Estudio Integral de Caracterización de Yacimientos y tiene como

objetivo la generación del modelo estático 3D con doble porosidad, de un yacimiento carbonatado naturalmente fracturado en la Formación JSK de la Región Marina de Campeche, Golfo de México.

Localización

La zona en estudio, se encuentra en la porción Nororiental de la Sonda de Campeche, en aguas territoriales de los estados de Tabasco y Campeche, en el Golfo de México.

Fisiográficamente, cubre una superficie aproximada de 500 Km2; forma parte de la plataforma continental y estructuralmente de la provincia Pilar de Akal, Figura 1.

Figura 1. Ubicación geográfica del área de estudio. Vista en plata de la ubicación de los pozos.


Población del modelo estático 3D con doble porosidad en un yacimiento carbonatado naturalmente fracturado, p.p.20-34



Metodología

Para la generación del modelo estático 3D con doble porosidad, se inició con la integración de datos y resultados de diferentes disciplinas, Figura 2, a) Petrofísica, b) Geología; y c) Geofísica.

Posterior a la interpretación sísmica, se realizó la construcción del modelo de velocidades para la conversión tiempo a profundidad. Este modelo se desarrolló en Depth Team Express, un programa de la plataforma Landmark y para éste se integraron

las funciones tiempo-profundidad de los 11 pozos anteriormente correlacionados con los datos sísmicos, el cubo de velocidades RMS utilizado durante el procesado de los datos sísmicos, nueve horizontes interpretados en tiempo correspondiente a: Fondo Marino, Neógeno 1, Neógeno 2, Discordancia del Oligoceno, Eoceno Medio (EM), Cretácico Superior (KS), Jurásico Superior Titoniano (JST), Jurásico Superior Kimmerigiano (JSK) y Jurásico Superior Oxfordiano (JSO), y las cimas geológicas formacionales de 47 pozos correspondientes a: EM, KS, JST, JSK y JSO.

Figura 2. Metodología para la generación del modelo estático.

Construido y calibrado el modelo de velocidades, se realizó la conversión tiempo-profundidad de los horizontes y fallas que limitan al yacimiento.

Estos datos, en profundidad, se exportaron al programa Petrel, con el cual se construyó el modelo estructural (d).

Finalmente, se utilizaron técnicas geoestadísticas para integrar toda la información disponible dentro de la población de propiedades del modelo estático:

e.1) Población de espesor neto e.2) Población de porosidad e.3) Población de saturación





Posteriormente, se utilizó el Modelo Petrofísico CREE para calcular, dentro de la malla fina, el exponente de cementación del sistema, la porosidad de la matriz, la fracción volumétrica, la permeabilidad de la matriz, la permeabilidad del sistema secundario, la distribución de espesor promedio equivalente de fracturas (hf), la distribución del tamaño promedio equivalente del bloque de matriz

(H) y la distribución del área equivalente expuesta al flujo por unidad de volumen de roca, dividida entre su longitud característica (sigma).

Finalmente, se escalaron estas propiedades desde el modelo de malla fina al modelo de malla para simulación.

a) Petrofísica

En la evaluación petrofísica de yacimientos con doble porosidad, es indispensable considerar el exponente de cementación del sistema (msist) variable, por lo que fue necesario desarrollar el Modelo Petrofísico CREE (MPCREE), que además permite estimar consistentemente variables que se utilizan en la simulación de yacimiento (Pulido y otros, 2006): compresibilidad de la matriz y del sistema secundario (cfma y cffb), la permeabilidad asociada a la matriz y a la fractura (km y kf), la distribución de espesor promedio equivalente de fracturas (hf), la distribución del tamaño promedio equivalente del bloque de matriz (H) y la distribución del área equivalente expuesta al flujo por unidad de volumen de roca, dividida entre su longitud característica (sigma). Este modelo parte de la ecuación (Ec. 1), presentada por Elkewidy (1998):

(Ec. 1)

Donde Øsec representa la porosidad del sistema secundario, Øt es la porosidad total y mm-f es el exponente de cementación de sistema. Para simplificar

la ec. 1 se propuso aproximar por mínimos cuadrados (ajuste lineal) parte de la ecuación para reescribirla de la forma siguiente:

(Ec. 2)

Despejando el exponente de cementación:

(Ec. 3)

La Ec. 3 se puede calcular el exponente de cementación del sistema, como función de la porosidad total y la porosidad de la matriz.

Con las bases del modelo MPCREE, se inició la evaluación petrofísica y para ello se integraron a los registros geofísicos, las mediciones existentes en núcleos (porosidad y permeabilidad), así como las descripciones litológicas realizadas durante la perforación y los análisis petrográficos en núcleos. Esto condujo a interpretar y definir un sistema de tres fracciones minerales: dolomías, calizas y arcillas; con base en las cuales se calculó la porosidad total, porosidad secundaria, exponente de cementación y espesor neto, Figura 2.





Seguidamente se calculó el factor de formación del sistema y conjuntamente con la resistividad del agua de formación, se calculó la saturación de agua, empleando la ecuación de Archie con n variable.

b) Geología regional

El marco geológico regional está dado por los elementos que constituyen el Golfo de México en esta región, como son: la Plataforma de Yucatán y la Sierra de Chiapas, sobre las cuales se llevaron a cabo diferentes eventos estratigráficos, sedimentarios y estructurales Figura 3, que definen la geometría actual de los

yacimiento en la Región Marina de Campeche (Aquino y otros, 2005).

El miembro “R1” es el yacimiento más importante desde el punto de vista económico petrolero, Figura 4. Está constituido por carbonatos representados por dolomías meso cristalinas y micro cristalinas. De acuerdo a los estudios diagenéticos, estas rocas estuvieron sometidas a varios procesos de dolomitización, disolución, y fracturamiento y se infiere que en su origen fueron packestones, grainstones de ooides y pelletoides y mudstones a wackestones de pelletoides, algunas veces dolomíticas, (Aquino et al, 2005).

Figura 3. Modelo estructural que muestra eventos tectónicos, sedimentarios y estratigráficos, relacionados con la distensión del Golfo de México en la Región Marina de Campeche.





Figura 4. Registros producto de la evaluación petrofísica. De izq. A der.: carril 1) Volúmenes minerales; carril 2) Porosidad total en colores y Porosidad secundaria en área roja; carril 3) Porosidad de matriz; carril 4) Saturación de agua; y carril 5)

Exponente de cementación del sistema.

La Figura 5 representa el modelo sedimentario, propuesto para la Formación JSK del área en estudio, que ilustra la distribución de las barras oolíticas frontales interrumpidas por canales de marea, mismos que aportaron el material para que se formaran deltas pequeñas de marea que evolucionaron constituyendo

barras interiores, en una zona de laguna (Ortuño et al. 2005). Este modelo, en el cual el depósito estuvo dominado por la tectónica jurásica, se definió al conjugar los resultados del modelo de estratigrafía de secuencias y del modelo de litoestratigrafía, dentro del marco estructural del área.

Figura 5. Ambiente sedimentario moderno relacionado con el modelo sedimentario del Kimeridgiano, donde las fallas jurásicas, producto de la apertura del Golfo de México, permanecen activas condicionando la sedimentación.





c) Geofísica

La interpretación sísmica se realizó sobre un volumen de datos, resultado de la unión de dos cubos sísmicos diferentes: Cubo 1 (OBC de 1999) y una porción del Cubo 2 (OBC de 1997). Debido al acoplamiento de datos con contenido de frecuencia diferentes, el volumen final resultó con frecuencias menores a las del volumen original, (Cubo 1). Esto generó por un lado, que la resolución sísmica vertical disminuyera, con respecto a los datos originales, pero por otro, facilitó la continuidad lateral de los horizontes de interés.

La correlación sísmica-pozo se realizó con once sismogramas sintéticos, construidos en los pozos verticales principales del área y de campos vecinos. Los resultados asocian un reflector negativo para el JST y positivos para el JSK y JSO. Esto está de acuerdo con los contrastes de impedancia acústica de los estratos asociados, y la polaridad del cubo utilizado. La interpretación también se apoyó en el análisis y la correlación de secuencias sedimentarias, la correlación de horizontes a través de líneas aleatorias y en el análisis de velocidades de intervalo.

Además de la interpretación convencional, se incluyó la técnica de interpretación de fallas, cuyos saltos y/o desplazamientos están por debajo de la resolución sísmica (fallas subsísmicas), la cual se basa en el

análisis de atributos geométricos de los horizontes interpretados, para definir lineamientos asociados a dichas falla, (Figueroa y otros, 2006).

Concluida la interpretación de horizontes, se realizó el análisis de atributos sísmicos para predecir el comportamiento de la porosidad total, (Pérez y otros, 2006). Para ello se realizó una inversión sísmica acústica, la cual es producto de la combinación lineal del resultado de seis inversiones basadas en modelo, (modelo inicial construido para cada pozo por separado) y una inversión espectral. El resultado de la inversión sísmica y del atributo de coherencia, Figura 6, calculado fuera del programa Emerge, participan como atributos externos dentro de la predicción petrofísica. Este proceso consiste en generar a partir de datos sísmicos y sus atributos, una curva sintética de porosidad estimada, lo más semejante posible a la curva del registro de pozo en los intervalos de interés. El atributo de porosidad estimada se obtiene al extrapolar el resultado del entrenamiento en los pozos, a todo el cubo sísmico.

El resultado final del análisis de atributos sísmicos, Figura 7, es producto de la combinación lineal de cuatro predicciones petrofísicas obtenidas a través de redes neuronales, cuyos entrenamientos se realizaron empleando tanto diferentes grupos de pozos, como diferentes atributos.

Figura 6. Atributo de coherencia promedio para la unidad R1. Los colores blancos se interpretan como zonas poco fracturadas o falladas y los colores negros se

interpretan como zonas de fallas o con alta intensidad de fracturas.





Figura 7. Atributo de porosidad estimada promedio para la unidad R1. Los colores de naranja a rojo muestran zonas de alta porosidad y los colores de gris a blanco

muestran zonas de baja porosidad total.

Resultados

d) Modelo estructural

Para la construcción del modelo estructural se aplicó el siguiente flujo de trabajo, usando el programa Petrel:

1. Lectura y control de calidad de la información: 2. Modelado de los sistemas de falla y “pilar gridding”3. Modelado de horizontes4. Creación de zonas y capas

1. Lectura y control de calidad de la información: Representa el primer y más importante de los pasos para la construcción del modelo estático y para garantizar la calidad de la información resulta imperante la revisión detallada de cada uno de los tipos de información. Los datos cargados incluyen los horizontes y fallas en profundidad que limitan el yacimiento, pozos y cimas geológicas correspondientes a los horizontes leídos y registros de evaluación petrofísica.

2. Modelado de los sistemas de falla y “pilar gridding”: el modelado de fallas es el proceso

que reconstruye no sólo, los saltos y/o desplazamientos en la malla 3D, incluyendo horizontes, zonas y capas dentro de ésta, sino también su forma. Para realizar el modelado de fallas es necesario definir los tipos de fallas a modelar dentro del contexto estructural del área de interés. Esto implica definir la geometría y extensión vertical de los pilares. Seguidamente se analiza la conectividad entre los diferentes planos de fallas y su impacto en la geometría de las celdas. Posteriormente, se inicia el proceso de “pilar gridding”, el cual consiste en configurar pilares que permitan asociar verticalmente, el





modelado del sistema de fallas, a los tres esqueletos de celdas planas, que se asocian a la parte mas alta, intermedia, Figura 8, y más baja del yacimiento a modelar. Es en este último proceso donde se reconstruyen tanto los saltos y/o desplazamientos en la malla 3D, como la forma geométrica del plano de falla.

Figura 8. Superior: geometría de la malla fina después del proceso de “pilar gridding”; Inferior: configuración estructural de la cima del JSK.

1. Modelado de horizontes: es el proceso en que se integra el modelo geológico estratigráfico, definido con los pozos, con la interpretación sísmica, para construir un horizonte que honre las dimensiones de la malla, las fallas definidas en el proceso de “pilar gridding” y las cimas geológicas. En la construcción de este modelo estructural se modelo los horizontes correspondientes al JSK, Figura 8 y JSO, en el que la dimensión de la malla fina es de 50m x 50m y de la malla para simulación de 100m x 100m.

2. Creación de zonas y capas: este proceso permite modelar zonas entre cada horizonte, a partir de datos de espesores (isócronas, constantes, porcentaje y/o proporciones). Para este modelo estructural se construyeron cuatro zonas dentro del yacimiento JSK, limitadas por las cimas geológicas de R2, R3 y R4. El paso final en la construcción del modelo estructural es definir el espesor y orientación de las capas entre los horizontes y zonas de la malla 3D.

e) Población del modelo estático 3D (malla fina)

La población de propiedades se divide en dos etapas: Modelado geométrico y Modelado petrofísico.

• Modelado geométrico: este modelado consiste en generar, para cada una de las celdas de las mallas 3D diferentes (malla fina y malla para simulación) diferentes propiedades 3D usando procedimientos predefinidos en Petrel. Para este modelo se generaron: volumen bruto, ángulo de la celda (respecto a la vertical), distancia vertical arriba del contacto agua-aceite y zonas (discreta). Estas propiedades se utilizaron para realizar el control de calidad de las celdas en el modelo: si se presentan áreas con anomalías, se regresa a los procedimientos anteriores: pilar gridding, modelado de horizontes y/o modelado de zonas y capas; para corregir estas anomalías en las mallas.





• Modelado petrofísico: Este modelado consiste en poblar las propiedades petrofísicas del yacimiento en todas las celdas del modelo de malla fina. Se inició con el proceso de escalamiento del registro de pozo a celda 3D de la malla. La Figura 9 muestra el resultado de este proceso de escalamiento y sus registros de pozo correspondientes se ilustran en la Figura 4. Durante este proceso se garantiza que los principales comportamientos del registro

se conserven en la malla, de acuerdo a la escala seleccionada. Para este modelo se escalaron, con fines de población, las propiedades de espesor neto (N/G), porosidad total, porosidad secundaria y saturación de agua. En Petrel se dispone de dos tipos de modelado petrofísico: determinístico y estocástico. Las propiedades escaladas anteriormente se modelaron con algoritmos estocásticos.

Figura 9. Escalado de registros de evaluación petrofísica a celdas del modelo estático (malla fina). De izq. A der.: carril 1) Volúmenes minerales; carril 2) Porosidad total en colores y porosidad secundaria en área roja; carril 3) Porosidad de matriz; carril

4) Saturación de agua; y carril 5) Exponente de cementación del sistema.

e.1) Espesor neto (N/G): Se calculó el registro de espesor neto, considerando los cortes siguientes: volumen de arcilla menor al 30%, saturación de agua menor al 30% y porosidad total mayor al 2%. Posteriormente se realizó el escalamiento a celdas de la malla fina, seleccionando el método de promedio aritmético. Finalmente se realizó la población de la propiedad, utilizando el algoritmo de simulación secuencial gaussiana (SSG) y un modelo de variograma, en la zona R1, de tipo exponencial con eje mayor de 10000m, eje menor 5000m, eje vertical 120m, con azimut N35E y buzamiento de 0º.

e.2) Porosidad total (PHIT): Se escaló, a celdas de la malla fina, el registro de porosidad total, empleando el método de promedio aritmético. Seguidamente se realizó el análisis de los datos para adecuarlos para la población. Por lo que se calcularon transformaciones y tendencias entre las que se destacan: definición de las variaciones verticales por regiones (R1, R2 y R3), diseño de la relación entre el atributo de predicción petrofísica, Figura 7, y la porosidad escala. Adicionalmente, se condicionó esta tendencia espacial con el





mapa de isocoras Cretácica (KI). En el modelo geológico se interpretan las zonas de mayor isocora Cretácico (equivalen a graben jurásicos), como zonas con alto contenido de arcillas, mientras que los bancos oolíticos desarrollados corresponden a isocoras mas delgadas (altos jurásicos). Como último paso, del análisis de datos, se realizó la transformación del histograma de PHIT a distribución normal. Estas transformaciones y tendencias se eliminan de los datos antes de la población de PHIT y se aplica nuevamente después de este proceso de población. Finalmente se realizó la población de esta propiedad, Figura 10, utilizando veinte realizaciones del algoritmo de SSG y el modelo de variograma, para la zona R1, de tipo exponencial con eje mayor de 10000m, eje menor 5000m, eje vertical 120m, con azimut N35E y buzamiento de 0º. Estos variogramas se definieron con ayuda del modelo sedimentológico, el cual proporciona características geométricas de los bancos oolíticos. La Figura 11 muestra, en vista 3D, el resultado de esta población.

Figura 10. Vista en planta de la población de la porosidad total. (Sup.): malla fina; (Inf.): malla de simulación.

Figura 11. Vista 3D de la población de la porosidad total. Se muestra el modelo de malla fina, conjuntamente con el sistema de fallas.





e.3) Porosidad secundaria (Phi_Sec): Se escaló a celdas del modelo de malla fina, el registro de porosidad secundaria, utilizando el método de promedio aritmético. Seguidamente se realizó el análisis de los datos, con lo que se definieron las transformaciones y tendencias que son removidas para poblar adecuadamente la propiedad. Se definieron tendencias verticales y espaciales (correlación con el atributo de coherencia, Figura 6). Para finalizar el análisis de los datos, se aplicó la transformación para la distribución normal. Posteriormente se realizó la población de esta

propiedad, utilizando el algoritmo de SSG dependiente de una segunda variable, la cual tiene relación con la porosidad total. Para cada una de las realizaciones de porosidad total se pobló una porosidad secundaria. El modelo de variograma utilizado en la población de esta propiedad, para la zona R1, es de tipo exponencial con eje mayor de 1000m, eje menor 100m, eje vertical 100m, con azimut variable, dependiente de la distancia al sistema de fallas de modelo y buzamiento de 0º. El resultado de la población de esta propiedad se puede observar en la Figura 12.

Figura 12. Vista en planta de la población de la porosidad secundaria. Sup.: malla fina; Inf.: malla de simulación.

Cálculo de propiedades para simulación

Se utilizó el modelo petrofísico CREE para calcular el exponente de cementación del sistema (msist), la porosidad de la matriz (ømat), la saturación de aceite (Soil), la fracción volumétrica (fv), compresibilidad de la matriz y del sistema secundario (cfma y cffb), la permeabilidad asociada a la matriz y a la fractura (km y kf), la distribución de espesor promedio equivalente de fracturas (hf), la distribución del tamaño promedio equivalente del bloque de matriz (H) y la distribución del área equivalente expuesta al flujo por unidad de volumen de roca, dividida entre su longitud característica (sigma), Figura 13.





Figura 13. Vista 3D de la distribución del parámetro sigma en la malla de simulación.

g) Escalamiento a la malla de simulación

Finalmente se realizó el escalamiento de las propiedades del modelo estático de malla fina a la malla de simulación, Figura 10, Figura 12, Figura 13, Figura 14 y Figura15. Dado que el modelo estático es de doble porosidad, es necesario proporcionar, por separado, las propiedades correspondientes a la matriz y al sistema secundario.

La malla de simulación se definió conforme a los horizontes y fallas del modelo fino, considerando la dimensión de la celda 100m x 100m. Para la construcción de esta malla se consideró la ortogonalidad de las celdas, por lo que fue necesario modelar las fallas en zig-zag. Las zonas y capas se definieron conforme al modelo fino. Las celdas correspondientes a la zona R1 (30 celdas) permanecieron sin cambios, mientras que las correspondientes a las zonas R2 (10 celdas) y R3 (20 celdas), se redujeron a 5 celdas y 10 celdas respectivamente. Esto implicó una reducción de 60 celdas verticales en la malla fina, a 45 celdas verticales en la malla de simulación, Figuras 14 y 15. Otra modificación que experimentó la malla de simulación se puede apreciar en la parte sur del modelo, en donde el número de celdas espaciales se redujo a dos. Esta simplificación se considera para controlar el acuífero durante la simulación de yacimiento. A esta malla de simulación se le calcularon las propiedades del modelado geométrico, para garantizar su ortogonalidad y minimizar la presencia de celdas con dimensiones pequeñas, que implicaran la inestabilidad del modelo durante la simulación de yacimiento. Se escalaron las propiedades empleando métodos de:

1) Promedio aritmético, para porosidades y espesor neto;

2) Promedio harmónico, para permeabilidades.

Por último, se exportó el modelo estático 3D con doble porosidad en formato eclipse, en donde se le incorporó la información de producción.





Figura 14. Vista 3D de la distribución vertical de celdas en la malla fina del parámetro sigma.

Figura 15. Vista 3D de la distribución vertical de celdas en la malla de simulación del parámetro sigma.





Conclusión

• Se construyó el modelo estático 3D integrado, de doble porosidad, de un yacimiento carbonatado naturalmente fracturado en la Formación JSK, de la Región Marina de Campeche, Golfo de México, el cual dispone de dos mallas, (malla fina y malla para simulación de yacimiento), con las propiedades siguientes: porosidad de la matriz (ømat), porosidad del sistema secundario (øsec), saturación de agua, saturación de aceite (Soil), fracción volumétrica (fv), compresibilidad de la matriz y del sistema secundario (cfma y cffb), permeabilidad asociada a la matriz y a la fractura (km y kf), la distribución de espesor promedio equivalente de fracturas (hf), la distribución del tamaño promedio equivalente del bloque de matriz (H) y la distribución del área equivalente expuesta al flujo por unidad de volumen de roca dividida entre su longitud característica, (sigma).

• Se diseñó la metodología de población de porosidad total y porosidad secundaria, la cual está ligada al modelo petrofísico CREE.

• Se incorporaron los atributos sísmicos de porosidad estimada y de coherencia, para la población de la porosidad total y del sistema secundario, respectivamente.

• Se obtuvo la propiedad 3D del exponente de cementación del sistema, utilizando el modelo petrofísico CREE.

• Se le proporcionó al modelo de simulación de yacimiento propiedades 3D referentes a: la distribución de espesor promedio equivalente de fracturas (hf), la distribución del tamaño promedio equivalente del bloque de matriz (H) y la distribución del área equivalente expuesta al flujo, por unidad de volumen de roca dividida entre su longitud característica (sigma).

Referencias

1. Aquino, A. 1988. Estudio Estratigráfico Sedimentológico del Jurásico Superior en la Sonda de Campeche, México. Ingeniería Petrolera XXVIII (1): 45-55.

2. Aquino, A. y Ortuño, M. 2005. Modelo Geológico del Jurásico en la Sonda de Campeche. Informe Interno. PEMEX.

3. Elkewidy, T.I. y Tiab, D. 1988. Application of Conventional Well Logs to Characterize Naturally Fractured Reservoirs with their Hydraulic (Flow) Units: A Novel Approach. Artículo SPE 40038, presentado en el SPE Gas Technology Symposium, Calgary, Canada, marzo 15-18. http://dx.doi.org/10.2118/40038-MS

4. Figueroa Correa, G., Ortuño Maldonado, E., Espinosa Luna, R. y Jiménez Guerrero, M. 2006. Interpretación Sísmica y Estructural del Jurásico Superior Kimmerigiano. Primer Congreso y Exposición Internacional del Petróleo en México, Cancún, Q.R., 30 agosto–2 septiembre.

5. Figueroa Correa, G., Ortuño Maldonado, E. y Pérez Alvis, E. 2007. Estudio de Predicción Petrofísica de Porosidad e Inversión Acústica en Jurásico del AIKMZ. 2007. Segundo Congreso y Exposición Internacional del Petróleo en México, Boca del Río, Ver., junio 27–30.

6. Figueroa Correa, G., Ríos López, J., Brandi Purata, J. y Pérez Alvis, E.: Prognosis of the Porosity of Cretaceous Rocks Based on Petrophysics and Acoustic Inversion in the Activo Integral Ku Maloob Zaap. 2005. II Congreso Internacional de Geociencias para la Industria Petrolera, Mérida, Yuc., septiembre 4–7.

7. Ortuño Maldonado, E. 2006. Yacimientos Jurásicos en la Sonda de Campeche. Primer Congreso y Exposición Internacional del Petróleo en México, Cancún, Q.R., 30 agosto–2 septiembre.

8. Petrel Workflow Tools, Reservoir Engineering Course V.2004. 2005. Schlumberger Technology Co.

9. Pulido, H., Pérez, E., Galicia, G., Ortuño, E., Díaz, F. y Vélez, C. 2006. Discretización de la Porosidad Total (Matriz-Secundaria): Caso de Yacimientos Carbonatados Naturalmente Fracturados en la Formación JSK de la Región Marina de Campeche. 5° Congreso Nacional de Registros Geofísicos de Pozo, en sesiones paralelas al 47th SPWLA Annual Logging Symposium, Veracruz, México, junio 4–6, 2006.




Lankahuasa, primer campo marino productor de gas seco en México

Ing. Luis Octavio Alcázar Cancino

Pemex Exploración y Producción, Activo Integral Poza Rica - Altamira


Resumen

El Campo Lankahuasa perteneciente al Activo Integral Poza Rica Altamira, se descubrió en el año de 2002 con la perforación del pozo Lankahuasa-1, el cual atravesó 14 yacimientos de edades Plioceno y Mioceno Inferior, a una profundidad de 1900 a 2900 m. Las producciones de gas fluctuaron entre 3 y 23 mmpcd en las cinco pruebas de producción realizadas.

Se localiza en la plataforma Continental en Aguas Territoriales del Golfo de México, frente a las costas de Veracruz en un tirante de agua de 63 m, entre las ciudades de Nautla y Vega de Alatorre.

El tipo de roca almacén son litarenitas de grano muy fino de edad Plioceno Inferior al Mioceno Superior, se encuentran a una profundidad promedio de entre 1900 y 2900 m, resultaron 14 arenas productoras cuyos espesores brutos y netos varían entre 15 - 25 m y 3 - 15 m respectivamente, los rangos de porosidad entre 15 y 25 120 % y su permeabilidad entre 4 y 30 milidarcies.

El tipo de fluido es gas seco con densidad relativa que varía de 0.55 a 0.57 gr/cm3, la viscosidad del gas entre 0.01 y 0.09 Cp, la saturación de agua entre 38 y 70 %, la temperatura de fondo entre 60 y 90 °C, la presión entre 206 y 280 kg/cm2, el factor de volumen de gas (Bgi) entre 0.0042788 y 0.0051134 [email protected]./ [email protected].

Con los estudios realizados empleando la sísmica 3 - D y el procesado de atributos sísmicos, así como el resultado de las pruebas de presión producción que se realizaron y del análisis nodal, se certificaron las reservas del campo, quedando al 1º de enero 2006 (MMmpc): en 1P: 247, en 2P: 381 y en 3P: 614.

Con estas bases se planteó la estrategia de desarrollo del campo, la cual consistió en la perforación de cuatro pozos duales con terminación múltiple selectiva y dos pozos sencillos, con terminación múltiple selectiva en TR de 7” y TP de 3 ½”. Se cuenta con una estructura recuperadora con sus instalaciones de producción, un gasoducto de 24” x 25 km, y para el transporte del gas se realizó la construcción de una estación de procesamiento y manejo de gas, denominada “El Raudal”, con una capacidad para procesar 300 MMpcd, también se tiene una estación de compresión con dos turbinas que pueden manejar 100 mmpcd de gas c/u a una presión de 750 lb/pg2.

Actualmente el campo cuenta con seis pozos productores, Lankahuasa - 1, 2, 11, 12, 21 y 22; y con 3 pozos delimitadores, Lankahuasa - DL1, DL2 y DL3.

La producción actual es de Qg=107.8 mmpcd, y se tiene una acumulada a marzo de 2007 de Gp=27.8 mmmpcd.

El Campo Kosni está localizado a 14 km del Campo Lankahuasa, su desarrollo se realizará utilizando la misma estrategia, tiene características petrofísicas y de fluidos muy similares a las del Campo Lankahuasa, tiene algunas diferencias tales como: las arenas potenciales son tres y su tirante de agua varía entre 175 y 250 m, la profundidad del yacimiento entre 1900 y 3400 m, y su presión entre 280 y 320 kg/cm2. Los pozos que se van a perforar serán cinco.

Artículo arbitrado


Lankahuasa, primer campo marino productor de gas seco en México, p.p.35-55



Introducción

La exploración de hidrocarburos en la Plataforma Continental frente a las costas de Tuxpan y Tecolutla, Ver., se inició en los años 60, con la exploración y desarrollo de la porción marina de la Faja de Oro, durante los años de 1963 a 1975.

El primer yacimiento costa fuera que determinó producción fue el campo Isla de lobos en 1963 y posteriormente Arrecife medio en el mismo año, ambos productores de aceite ligero en la caliza El Abra, de edad Cretácico medio.

La producción comercial descubierta, originó que se continuara explorando el área con objetivos cretácicos, perforándose un total de 44 pozos exploratorios, con los que se descubrieron 16 campos, de los cuales han sido desarrollados ocho con la perforación de 114 pozos.

En los años setentas se perforaron al oriente de la Faja de Oro Marina los pozos Pámpano-1, Tritón-1 y Boga-1; cabe hacer mención que durante la perforación de estos pozos se presentaron fuertes manifestaciones de gas, provenientes de arenas del Mioceno Superior.

La información sísmica 2 - D, obtenida entre 1973 y 1999 (aproximadamente 10,070 km), en conjunción con la información de los pozos perforados, mostraron la existencia de una columna potente terciaria, así como la presencia de estructuras con alto potencial de contener zonas de entrampamiento de gas. Durante el año 1997, finales de 1999 e inicios del 2000, se obtuvieron los cubos sísmicos 3 - D de Faja de Oro, Cañonero y Lankahuasa con un total de 3,320 km2.

A partir del año 2000, con la interpretación de los levantamientos sísmicos 3 - D, el apoyo de los modelos geológicos postulados, la aplicación de nuevas técnicas de interpretación, tales como la extracción de amplitudes y aplicación de AVO, se llevó a cabo la documentación y aprobación de varias localizaciones exploratorias. Una de estas localizaciones fue Lankahuasa 1, perforada en el año 2001, la cual resultó productora y dio origen a este proyecto.

Para la realización de este proyecto se contempló la ejecución de las obras siguientes:

1 Plataforma de estructura aligerada para seis pozos.

Perforación de cinco pozos de desarrollo y recuperación del pozo descubridor.

1 Gasoducto de 24” Ø X 25 km.

1 Planta de procesamiento y manejo de gas.

Rehabilitación de dos plantas de compresión de 150 mmpc c/u.

Ubicación geográfica del proyecto

El proyecto se localiza geográficamente en la Plataforma Continental en aguas territoriales del Golfo de México, frente a las costas de Veracruz, entre las ciudades de Nautla y Vega de Alatorre, en un tirante de agua que varía entre los 50 a 70 metros, Figura 1.





Figura 1. Localización del proyecto.

Objetivo

Explotar y desarrollar en forma eficiente y rentable los yacimientos de gas seco de las areniscas de la formación terciaria de edad Mioceno y Plioceno, dentro de la normatividad de Pemex en materia de seguridad, impacto y protección ambiental.

Alcances

Los alcances establecidos en la cartera 2008 - 2022 de los campos Lankahuasa y Kosni son:

Para el campo Lankahuasa, la explotación de siete pozos, cuatro de desarrollo en el bloque occidental (LK - 202, LK - 203, LK - 204 y LK - 205), dos de desarrolló en el bloque noroccidental (LK - 76 y LK - 78) y una recuperación en el mismo bloque (LK - DL - 3) con dos plataformas, Lankahuasa - B y Lankahuasa - C.

Para el Campo Kosni, la explotación de cinco pozos de desarrollo con una plataforma.

Zona de influencia

Este proyecto tiene influencia principalmente en los estados que se marcan en la Figura 2, los cuales impulsan la actividad económica de la región, tanto en forma directa como indirecta.





Figura 2. Zona de influencia.

Alineamiento estratégico con respecto al plan de negocios

Una de las estrategias de PEP es incrementar la producción de gas para satisfacer la demanda creciente. En este sentido este proyecto está alineado con el plan de negocios.

Desarrollo del tema

La realización de este proyecto se basó en el análisis de los estudios realizados sobre la sísmica 3 - D y el procesado de atributos sísmicos, así como el resultado de las pruebas de presión producción que se realizaron, y del análisis, modelado y desarrollo de pozos e instalaciones superficiales de producción.

El desarrollo de este proyecto se llevó a efecto bajo un concepto integral, en el cual creó una metodología que combina de forma eficiente el análisis de los modelos estáticos y dinámicos de cada uno de los pozos y el área donde se ubican, además del detalle técnico necesario para generar resultados de alta calidad.

En este artículo se describirá cada una de las etapas que requiere el proyecto, las cuales comienzan con el análisis del modelo estático del área en estudio, incluyendo la evaluación geológica y petrofísica que prosigue con el modelado dinámico, el cual incluye la revisión del comportamiento de producción y presiones, estáticas y dinámicas, y una estimación

de las reservas asociadas a las arenas que se pretenden explotar.

Con esta volumetría se genera el número óptimo de pozos para extraer la reserva, la predicción analítica del potencial que se espera para cada pozo, el tipo de pozo y el diseño de la infraestructura de producción necesaria para este proyecto. Por último, se documenta el mejor escenario.

Modelo estático

La evaluación geológica tiene por objetivo estimar la distribución de las propiedades petrofísicas, de tal manera que permita inferir canales preferenciales de flujo, zonas de barreras de permeabilidad o variaciones estratigráficas (acuñamientos, erosiones parcial o total de algunos cuerpos de arena o no depositación), lo cual pueda impactar las estimaciones del volumen original del gas.

El Campo Lankahuasa se localiza en una estructura anticlinal del roll–over, con buzamiento hacia el SE limitado por una falla lístrica sintética al SW y una antitética al NE; además se encuentra afectada localmente por varias fallas secundarias, Figura 3.

Las arenas que han resultado potencialmente productoras forman parte de las secuencias terciarias del Plioceno Inferior al Mioceno Superior, las cuales consisten principalmente de litarenitas de grano fino con





cuarzo y fragmentos de caliza como componentes principales. Su espesor varía entre 3 y 25 m, con una parte granocreciente o regresiva y una parte granodecreciente o transgresiva. Además presentan porosidades de 15 – 25 % y permeabilidades de 4-30 mD y con resistividades que fluctúan entre los 2 y 10 ohms. La presión de los yacimientos varía desde 206 - 280 kg/cm2. El ambiente de depósito para estas arenas es marino de plataforma abierta, de Edad Mioceno.

Figura 3. Estructura del Campo Lankahuasa.

La asociación fósil observada en muestras de canal, es también característica de un ambiente nerítico medio a externo. A pesar de la escasez de indicadores de ambientes de playa, se infiere que las arenas se depositaron principalmente como barras costeras, o deltas dominados por oleaje, durante períodos de

nivel del mar bajo. El retrabajo y redepósito de estas arenas durante las transgresiones destruyó en gran parte las características de ambientes someros, como lo muestra la Figura 4. En la Figura 5, se muestran las características litológicas de las areniscas de Lankahuasa.

A partir de la evaluación de los registros geofísicos de los pozos perforados hasta ahora, se tienen identificadas 10 arenas productoras y cuatro arenas potenciales, que suman un total de 14 arenas, como se muestra en la Figura 6. Los niveles productores de gas se clasificaron del más profundo al más somero, con la nomenclatura siguiente: RD - 140, LK - 20, LK - 40, LK - 70, LK - 80, LK - 90, CS - 30, CS - 40, CS - 70 y CS - 80.





Figura 4. Distribución de tamaños de grano y características de porosidad y permeabilidad de las areniscas yacimiento del campo Lankahuasa. El recuadro muestra una fotomicrografía de microscopio electrónico de barrido, de una de las areniscas en la que se observa una

cementación muy incipiente.

Figura 5





Figura 6. Intervalos de interés Campo Lankahuasa.

El número de pozos que se estimó en esta primera etapa fue el de seis pozos y que actualmente son productores. Derivado de la puesta en marcha de estos pozos, se perforó el pozo delimitador Lankahuasa DL - 3 el cual resultó productor, lo cual sirvió para calibrar el modelo estático. Con esta nueva calibración se generó una nueva volumetría con la cual se documentó la perforación y terminación de un pozo direccional y tres horizontales, y tres pozos en otra plataforma, como se muestra en la Figura 7.

El Campo Kosni se ubica a 12.1 km del Campo Lankahuasa. El pozo Kosni - 1 fue el descubridor del

campo y se encuentra cercano al Campo Lankahuasa; como pozo delimitador se perforó el pozo Kosni - 101 que se ubica a 4.7 km del mismo campo. Las áreas de oportunidad están formadas por trampas que contienen rocas terrígenas del Plioceno y Mioceno, similares a los horizontes productores del Campo Lankahuasa. La estructura de Kosni constituye la continuación de las facies productoras en el Campo Lankahuasa hacia el Este. Basados en esta información y en los datos del comportamiento de las pruebas de presión producción que se han realizado, se han documentado cinco pozos para perforar en este campo, como se muestra en la Figura 8.

Figura 7. Los tres pozos horizontales y uno direccional del Campo Lankahuasa.





Figura 8. Los cinco pozos del Campo Kosni.

Reservas

Posterior a la definición de los principales parámetros geológicos, petrofísicos y de producción, se procede al cálculo de reservas asociadas a los cuerpos.

Todas estas propiedades se extrapolan a un modelo estático 3 - D en Petrel, y se realiza el cálculo para el volumen de gas en todas las celdas que constituyen el modelo, empleando el método volumétrico. En la Tabla 1 se muestran las reservas oficiales de los campos Lankahuasa y Kosni.

Tabla 1. Reserva de gas en los campos Lankahuasa y Kosni.

Modelo dinámico

A partir de los análisis cromatográficos realizados al gas producido en los diferentes pozos del campo, se determinó la composición de los hidrocarburos, clasificando a los yacimientos como de gas seco dulce no asociado, como se muestra en la Tabla 2.





Tabla 2. Resultados de las pruebas cromatográficas efectuadas a muestras de gas en pozos del Campo Lankahuasa.

Se analizaron los resultados de las pruebas de presión efectuadas en pozos del Campo Lankahuasa, como se muestra en la Tabla 3.

Tabla 3. Pruebas de presión - producción de pozos Lankahuasa.

Cálculo de los pronósticos de producción

La generación de los pronósticos de producción se basa en la consideración de los parámetros petrofísicos, composición de los hidrocarburos, construcción de un modelo de simulación analítico, evaluación de escenarios considerando flujo crítico e índices de productividad futuros, teniendo en cuenta caídas de presión históricas, asociándolas a las nuevas estrategias de explotación.





A continuación se muestra una secuencia gráfica del proceso para la generación de pronósticos.

Figura 9. Parámetros petrofísicos.

Figura 10. Construcción de un modelo de simulación.





Figura 11. Creación de diferentes escenarios para pws, Wc y Fc.

Figura 12. Comportamiento de la producción de gasy estimación de reservas con esta metodología.

Con esta información se calcularon los pronósticos de producción para los campos Lankahuasa y Kosni, como se muestran en la Figura 13.





Figura 13. Perfil de producción de gas de los campos Lankahuasa y Kosni.

Se cuenta con un modelo numérico que tiene las características siguientes:

• Modelo tipo aceite negro (gas y agua).• Simulador Eclipse 100.• Construida a partir del modelo geológico con 129,690 celdas.

Dimensiones de la malla:

Eje Dimensión No. capas

I 100 m 131

J 100 m 30

K ±10 m 33

Propiedades petrofísicas escaladas del modelo geológico

Modelo dividido en 43 unidades. Propiedades del fluido, presión capilar y permeabilidades relativas, definidas para cada unidad de acuerdo a mediciones en campo y laboratorio.

En la Figura 14 se muestra el modelo de simulación del Campo Lankahuasa.

Figura 14. Inicialización y volumen original de gas ajustado al geomodelo.





Diseño de pozos

Dentro del proyecto Lankahuasa se tienen perforados pozos duales con terminación múltiple selectiva; este sistema de terminación consta de dos sartas de producción, que se utilizan cuando se requiere producir al mismo tiempo dos o más intervalos productores, con diferentes características de presión o hidrocarburos.

Las terminaciones duales o dobles se denominan así, por tener dos sartas de producción; se requiere un árbol de válvulas doble y un empacador doble, cuenta con dos sensores de fondo arriba del empacador, para monitorear la adquisición de datos tales como presión, gasto y temperatura a tiempo real; también cuenta con estranguladores superficiales fácilmente accesibles y además se tienen camisas que pueden abrir o cerrar algún intervalo, este sistema se muestra en la Figura 15.

Figura 15. Sistema de terminación dual o doble, Lankahuasa - 1.

Otro tipo de pozos que están en producción son los sencillos con terminación múltiple selectiva, que consta de una sarta de producción por la cual se ponen a producción todos los intervalos disparados en un mismo pozo, con empacadores sencillos para aislar cada intervalo, y camisas deslizables para probar independientemente cada uno de ellos, como se muestra en la Figura 16.

Figura 16. Sistema de terminación sencillo selectivo.





Para el desarrollo del área del pozo Lankahuasa DL-3, se considera perforar pozos horizontales con la posibilidad de terminación múltiple selectiva, como se muestra en la Figura 17.

Figura 17. Estado mecánico de un pozo horizontal.

Los pozos están diseñados para lograr el éxito de la administración de los yacimientos y maximizar los factores de recuperación; cuentan con trasmisores de presión y temperatura en el fondo del pozo, en la cabeza del pozo, bajantes

y cabezal de recolección, datos que serán monitoreados desde la Estación de procesamiento y manejo de gas “El Raudal”; también cuenta con indicadores locales para asegurar la repetitividad de los instrumentos.

Diseño de infraestructura

En el proyecto se dispone de la siguiente infraestructura instalada:

• Una plataforma fija tipo trípode, llamada Lankahuasa - A, con seis pozos productores.

• Un gasoducto 24’’ Ø X 25 Km.

• Estación de proceso y manejo de gas “El Raudal”.

En la Figura 18 se muestra la infraestructura actual y programada para el desarrollo del proyecto.





Figura 18. Infraestructura actual y futura en el Campo Lankahuasa.

Con base en la red de simulación, Figura 19, se han realizado análisis considerando el modelado de los pozos, evaluando el comportamiento de la producción a las diferentes condiciones de operación; esta red ha sido también utilizada para

establecer las condiciones de presión durante las pruebas de presión, de manera paralela a la simulación en PanSystem, con lo cual se ha reducido la desviación en presiones y producción de lo calculado a lo real.

Figura 19. Red de simulación, empleada en el Campo Lankahuasa.





En el tratamiento y procesamiento de gas y líquido, uno de las consideraciones de operación, es el manejo y tratamiento de los fluidos producidos en tierra, ya que con ella se reducen riesgos operacionales costa fuera, crecimiento innecesario en infraestructura para hospedaje de personal, incremento en costos asociados a la operación y requerimientos de niveles de protección en términos de seguridad, por ser plataformas tripuladas.

Se cuenta con algunas plantas auxiliares costa fuera, de las cuales se inyectan reactivos para corrosión e inhibidores de hidratos; la medición de corrientes así como la medición de pozos se realiza con medidores ultrasónicos.

La producción hoy día es enviada a la EPMG “El Raudal”, a través de un oleogasoducto de 24” de diámetro nominal, que sale de la plataforma Lankahuasa - A. En el desarrollo del campo se considera hacia la parte norte con tres pozos y en la zona occidental con un desarrollo de cuatro pozos.

En la EPMG “El Raudal” se procesa la producción con la utilización de sistemas de separación, unidades de rectificación y coalescencia, para posteriormente deshidratarse, medirse y enviarse al troncal de 48” Cactus - San Fernando. La Figura 20 muestra todo este proceso.

Figura 20. Diagrama de la Estación de proceso y manejo de gas “El Raudal”.





Resultados alcanzados en el proyecto

El proyecto cuenta con 6 pozos productores, como se indica en la Tabla 4.

Tabla 4. Pozos productores del Campo Lankahuasa.

El histórico de producción se muestra en la Tabla 5.

Tabla 5. Variación de la producción de los pozos del Campo Lankahuasa.





Estrategia futura del proyecto

Para el desarrollo futuro del proyecto se tiene contemplada la siguiente estrategia:

• Dos plataformas fijas, Lankahuasa B y Lankahuasa C.

• Perforación de seis pozos adicionales.

• Recuperación de un pozo.

• Terminación submarina de cinco pozos.

• Gasoducto Kosni 12”Ø x 14 km.

• Gasoducto LK - C de 12” Ø x 1.5 km.

• Infraestructura para terminaciones submarinas, (panel de control, umbilical, manifold).

En la Figura 21 se muestran las obras estratégicas que se tienen contempladas en el proyecto.

Figura 21. Infraestructura requerida para el desarrollo del Campo Lankahuasa.





En la Figura 22 se presenta el comportamiento de la producción futura de los campos Lankahuasa y Kosni.

Figura 22. Pronóstico de producción 2007 - 2022 en MMpcd, para los campos Lankahuasa y Kosni.

En la Figura 23 se muestran los indicadores económicos de la cartera 2007 - 2022, de los proyectos Lankahuasa y Kosni.

Figura 23. Indicadores para los proyectos Lankahuasa y Kosni.





Conclusiones

Actualmente se encuentra en explotación el Campo Lankahuasa a través de seis pozos productores aportando un Qg = 107.8 MMpcd y acumulando 27.81 MMMpc de gas al cierre del mes de marzo de 2007.

El pozo Lankahuasa - DL3 confirma un desarrollo adicional en la parte noreste del campo con tres pozos y cuatro pozos más en el bloque occidental.

Con el descubrimiento del Campo Kosni se incorporan 124 MMMpc de reserva probada, por lo que se procedió de inmediato al desarrollo del campo, lo cual nos

brinda la oportunidad de explotar yacimientos en aguas de mayor profundidad.

Con el desarrollo del Campo Lankahuasa alcanzamos una producción diaria de gas de 167 mmpcd en el año 2009 y con la incorporación de Kosni se alcanza una producción de 209 mmpcd en el mismo año.

Se requiere una inversión de 6,596 mm$ en los años 2007 al 2009. La recuperación final esperada para el año 2021 es de 503MMMpc de gas.

Nomenclatura

kg/cm2: Kilogramos sobre centímetros cuadrados.gr/cm3: Gramos sobre centímetros cúbicos.m: Metros (espesor neto/bruto).EPMG: Estación de procesamiento y manejo de gas “El Raudal”.Bgi: Factor de volumen de gas.Qgi: Gasto inicial de gas.Gp: Producción acumulada de gas.MMMpcd: Miles de millones de pies cúbicos por día.MMpcd: Millones de pies cúbicos por día.MMMpc: Miles de millones de pies cúbicos.MMpc: Millones de pies cúbicos.MM$: Millones de pesos.%: Porcentaje (porosidad).md: Milidarcies (permeabilidad).1P: Reserva probada (MMMpc).2P: Reserva probada + probable (MMMpc).3P: Reserva probada + probable + posible (MMMpc).%: Porcentaje (saturación de agua).T: Temperatura.TR: Tubería de revestimiento.TP Tubería de producción.cp: Centipoise (viscosidad del gas).

Referencias

1. Pemex Exploración y Producción. Coordinación de Diseño de Explotación, Poza Rica. 2007. Información del Proyecto Lankahuasa, (2001–2007).

2. Pemex Exploración y Producción. Coordinación de Diseño de Explotación, Poza Rica. 2007. Actualización de Informes, Reportes de Operación del Proyecto Lankahuasa (2001–2007).





Semblanza


Ingeniero Petrolero egresado de la Facultad de Ingeniería de la UNAM.

Cursó el postgrado en la misma División de estudios de la Facultad de Ingeniería, obteniendo la Especialidad en Recuperación Secundaria y Mejorada de Hidrocarburos; también cuenta con una Maestría en Finanzas en el Instituto Tecnológico de Monterrey Campus Ciudad de México, y concluyó el programa D-1 de Dirección de Empresas en el IPADE.

Ha trabajado desde 1982 en Petróleos Mexicanos; en el Distrito de Agua Dulce, Veracruz como ingeniero de operaciones e ingeniero de yacimientos; en Villahermosa, se desempeñó como Superintendente de Evaluación de Formaciones y Ayudante Técnico de la Subdirección Regional.

En Poza Rica, fue Subgerente de Proyectos de Explotación en la Gerencia de Planeación y Evaluación; en el Activo Integral Poza Rica - Altamira desempeñó el puesto de Coordinador de Diseño de Explotación y actualmente es Administrador del mismo Activo.


Tema de ac tua l i dad


Hidrocarburos no convencionalesM. en C. Pablo Arturo Gómez Durán

Ruth Costas publicó en BBC Brasil, el pasado mes de mayo, el interesante planteamiento que postula la posibilidad de imaginar un mundo futuro en el que los EE.UU. eliminen su dependencia del petróleo que importan de Irak o Arabia Saudita, en el que disminuya la influencia de la organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), en el que Europa no requiera gas ruso, y en el que China abandone su interés por los combustibles fósiles de África.

Ese es precisamente el escenario –a mediano plazo– que perfilan ciertos expertos en energía entusiasmados con las nuevas tecnologías no convencionales que permiten la explotación de reservas de petróleo y gas de difícil acceso o que deben someterse a costosos procesos químicos antes de ser aprovechadas.

La perspectiva de producir –cada vez más– combustibles fósiles no convencionales abre la posibilidad de anticipar que las fuentes de petróleo y del gas no se agotarán en el futuro cercano, como se profetizaba en las últimas décadas.

El geólogo y economista Robin Mills, autor de El mito de la crisis del petróleo, ha señalado que la predicción dominante señalaba que los países importadores

aumentarían su dependencia del petróleo del Cercano Oriente y que no había solución a los elevados precios de los hidrocarburos; en la actualidad, los avances tecnológicos de los últimos años han llevado a modificar las expectativas del incremento en los precios de los combustibles fósiles al igual que las relacionadas con el nivel de autosuficiencia de los países importadores, lo que ha obligado a países exportadores y a la OPEP a revisar sus estrategias.




Aguas profundas

Son muchas las tecnologías que contribuyen a perfilar el nuevo mapa de la energía en el mundo. En primer término están aquellas que permiten la explotación petrolera en aguas profundas y ultraprofundas, como el caso de los depósitos submarinos ubicados en las costas de Brasil y que se conocen como pré-sal.

La capa pré-sal es una formación geológica localizada en la plataforma continental costa afuera de África y Brasil, que contiene cuantiosas reservas de hidrocarburos. La empresa brasileña Petrobras ha dado a conocer que sus descubrimientos de aceite y gas están debajo de una capa de alrededor de 2,000 m de sal, la cual se encuentra entre 2,000 y 3,000 m bajo el fondo del Océano Atlántico frente a Brasil. Perforar a través de dicha capa para extraer hidrocarburos resulta sumamente costoso.

De acuerdo con Petrobras, los descubrimientos que esa y otra compañías petroleras han logrado en la plataforma continental de Brasil pueden contener unos 50,000 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, volumen casi cuatro veces superior a las reservas actuales de ese país: 14,0000 millones de barriles.

El expresidente Lula da Silva acompaña al equipo de especialistas brasileños responsable del descubrimiento de los yacimientos pré-sal.




Las reservas brasileñas encontradas recientemente se localizan debajo de la capa de sal que se extiende por más de 800 km –desde la costa del Estado de Santa Catarina hasta la del Estado Espíritu Santo– con más de 200 km de ancho. Algunas estimaciones señalan que el área brasileña de pré-sal es de 122,000 km2. De ese total se han concesionado para la exploración y explotación unos 41,000 km2, por lo que quedan cerca de 71,000 km2 por licitar.

Desde 2006, Petrobras ha perforado once pozos en la Cuenca de Santos, y todos ellos han resultado exitosos (porcentaje de éxito: 100%). En los prospectos Tupi e Iara, localizados en el bloque BM–S–11, Petrobras estima que existen entre 8 y 12,000 millones de barriles de petróleo comercialmente recuperable. Ciertas predicciones sitúan la producción brasileña –en el año 2020– en cinco millones de barriles diarios, el doble que la actual de Venezuela y más de la mitad de la producción saudita.

Otra fuente de petróleo no convencional son las arenas bituminosas en la provincia de Alberta, Canadá, cuya explotación ha sido posible gracias al perfeccionamiento de procesos físicos y químicos que mejoran el crudo de baja calidad.

Gas natural y petróleo de lutitas bituminosas

No obstante, la técnica que más entusiasmo ha generado está relacionada con la explotación del gas natural de lutitas, al punto que la Agencia Internacional de Energía (AIE) cuestionó en un informe del año pasado: “¿estaremos entrando en una edad dorada del gas”? Todo ese entusiasmo viene por el buen rendimiento experimentado en la explotación del gas en EE.UU. En 2008, los estadounidenses importaron de Canadá 13% del gas que consumieron, según un informe de KPMG.

Actualmente, con la extracción del gas natural de lutitas –principalmente en campos de Pensilvana, Luisiana y Texas– ese país no sólo se hizo autosuficiente, sino que estaría pensando en exportar. Lo anterior también ha ocasionado que el precio del gas natural haya descendido y que los costos de extracción se

cubran con la venta de otros derivados que se obtienen a partir del procesamiento de gas.

Para algunos analistas, esos cambios ayudarían a explicar por qué el gobierno de Argentina expropió la empresa petrolera YPF, antes controlada por la española Repsol, pues YPF exploró campos de petróleo y gas de lutitas en la zona denominada Vaca Muerta, gigantesca formación geológica de hidrocarburos no convencionales descubierta el año pasado en el suroeste de Argentina, perla energética que cobra más importancia tras la expropiación decretada por el gobierno argentino.

De acuerdo con Adriano Pires, director del Centro Brasileño de Infraestructura, la percepción de que esta nueva fuente de combustible pueda cambiar la posición de los países productores en el mercado de la energía da sentido de urgencia a la explotación de dichos campos.




Tecnologías cruciales

Dos tecnologías han sido fundamentales para la explotación del gas de lutitas: la perforación horizontal, que se emplea preferentemente para la explotación de reservas en áreas grandes de poco espesor, y el fracturamiento hidráulico, mediante el cual se bombea una mezcla de agua, arena y agentes químicos a presión para fracturar la formación aledaña a los pozos y favorecer la producción.

Es claro que el empleo de estas tecnologías para producir combustibles fósiles no convencionales se justifica si los precios se mantienen altos; también lo es el efecto colateral en el desaliento de la búsqueda de fuentes renovables de energía y el abandono de medidas que propicien el uso eficiente de la misma. Adriano Pires señala que aunque haya interés por estas tecnologías –por razones económicas o intereses geopolíticos– eso no es suficiente para convertirlas en opciones sustentables, desde el punto de vista ambiental.

En el caso del gas de lutitas, otro agravante es el riesgo de contaminación de acuíferos con metano (principal componente del gas natural) o con compuestos químicos utilizados; asimismo, es evidente la necesidad de emplear grandes volúmenes de agua para la explotación de las lutitas bituminosas, lo cual –en estos tiempos– no deja de ser un factor de peso que puede llegar a limitar el uso del fracturamiento hidráulico.

La explotación del petróleo de lutitas bituminosas (aceite similar al petróleo convencional) es un tema también interesante, pero diferente. A veces este combustible líquido se encuentra entre las rocas, pero en general se produce por calentamiento de las propias rocas.

Extracción de crudo arenoso en Canadá, la cual se ha vuelto rentable gracias a las nuevas tecnologías.




El remoto y despoblado estado de Dakota del Norte, en la frontera estadounidense con Canadá, es uno de los escenarios de lo que algunos expertos consideran una revolución que determinará la economía y la política durante las próximas décadas. Gracias a nuevas técnicas de extracción, las petroleras están aprovechando un crudo que hasta hace poco era inaccesible.

En la formación rocosa Bakken, los equipos de perforación avanzan hasta tres km de profundidad para luego excavar lateralmente y llegar a rocas de lutitas bituminosas cargadas de petróleo. Al inyectar en ellas agua o arena a alta presión las lutitas se fracturan y el crudo acaba liberándose.

Este método ha permitido que la producción haya despegado desde la exigua cifra de 10,000 barriles al día –de hace ocho años– hasta rozar en los últimos días el medio millón. Ejecutivos de la industria predicen que en cinco años más podrán extraer millón y medio de barriles –más de la mitad de lo que produce diariamente Venezuela–; por ello aplican la misma técnica en formaciones rocosas similares en el resto del país.

Esta repentina bonanza ha contribuido a reducir la dependencia estadounidense del petróleo de otros países: hace dos años, EE.UU. compraba al resto del mundo dos tercios del crudo que consumía: ahora importa menos de la mitad. Los más optimistas pronostican que dicho país tiene –por fin– a su alcance la ansiada independencia energética, objetivo nacional desde 1973 cuando el mundo occidental cobró consciencia de su excesiva dependencia del Cercano Oriente. El banco Goldman Sachs predijo que EE.UU. superará

–en 2017– a Arabia Saudita y Rusia como el máximo productor de petróleo y gas natural del mundo.

Pero EE.UU. no es el único país que experimenta un boom. De Canadá a Argentina, pasando por Brasil y Colombia, el mapa de América se ha poblado en la última década de pozos petroleros. Gracias a diversos adelantos tecnológicos, la extracción de crudo y gas en todo el continente presenta perspectivas prometedoras, según conocedores de la industria.

El cambio se ha gestado desde hace años, pero ha sido recientemente, al consolidarse la tendencia, cuando economistas y geoestrategas han comenzado a reflexionar en voz alta sobre las consecuencias que ello puede tener en relación con el reparto del poder mundial. ¿Decaerá la influencia del Cercano Oriente?, ¿El petróleo permitirá a los EE.UU. mantener hegemonía frente a China en ascenso pero necesitada de recursos energéticos?, ¿reorientará EE.UU. sus intereses hacia sus vecinos americanos?

Hay quien piensa que los países del Golfo Pérsico conservan el poder para cortar el suministro y sacudir los precios de los hidrocarburos, y que la importancia creciente del petróleo americano sólo puede moderar el impacto, pero no cambia el panorama general. No obstante, otros expertos que señalan que se está produciendo un cambio histórico de consecuencias políticas indudables, pues ha quedado atrás la era en que un reducido número de países, agrupado en la OPEP dictaba los precios y la cantidad de crudo que suministraba al resto del mundo. Daniel Yergin, coincide con dicha opinión.




Un momento emblemático de los nuevos tiempos se produjo en 2009, cuando China sustituyó a EE.UU. como máximo comprador del petróleo saudita. Otro hecho significativo fue la visita del presidente Barack Obama a Brasil en marzo de 2012 en la que afirmó que EE.UU. será un cliente principal del petróleo brasileño en los próximos años.

Para Jed Bailey, especialista en petróleo y energía de la organización estadounidense Energy Narrative, lo que hace del petróleo de lutitas bituminosas un motor de la revolución geopolítica energética es la distribución geográfica de estas rocas, pues se las encuentra en todos los continentes tanto al norte como al sur del mundo. Por ahora las reservas más grandes están en China, Argentina, México, Sudáfrica, EE.UU., Canadá y Australia, y hay depósitos en Colombia, Francia, Polonia y Reino Unido. Resulta una coincidencia favorable que EE.UU. y China, países que encabezan la lista del consumo de energía en el mundo, también concentran algunas de las mayores reservas.

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Ingeniería Petrolera es una publicación mensual de investigación científica editada por la Asociación de Ingenieros Petroleros de México, AC (AIPM), que tiene como objetivo difundir investigación original relacionada con el área de la ingeniería petrolera en todas las categorías siguientes:

1. Geología2. Geofísica3. Yacimientos4. Sistemas de Producción y Comercialización de

Hidrocarburos5. Intervención a Pozos6. Seguridad Industrial, Higiene y Protección

Ambiental7. Administración y Negocios8. Recursos Humanos y Tecnología de Información9. Desarrollo y Optimización de la Explotación de

Campos

La revista Ingeniería Petrolera es un espacio abierto para investigadores y profesionales interesados en dar a conocer sus trabajos e incluye artículos en español e inglés.

La revista Ingeniería Petrolera tiene como objetivo contribuir al progreso y la divulgación de la Ingeniería Petrolera en México, promover el estudio y la investigación científica entre sus miembros y fomentar la fraternidad entre los mismos, tiene como misión ser una tribuna técnica para los ingenieros que laboran directa o indirectamente en la industria petrolera y su visón es dar a conocer trabajos inéditos relacionados con el área petrolera en México y en el Mundo en idiomas español e inglés.

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1. Los manuscritos elaborados en español o en inglés deberán ser enviados a la Comisión Nacional Editorial y Comisión Nacional de Estudios, [email protected]; [email protected] con una extensión máxima de 20 cuartillas, incluyendo tablas, gráficas, figuras, fotografías, etcétera, las cuales deberán ser colocadas en el lugar correspondiente y enviadas en formato TIFF o JPG con calidad mínima de 300 dpi.

2. Debe ser escrito a una columna con márgenes

de 3 cm de lado izquierdo y 2 cm en los lados restantes. El espaciado interlineal debe ser de 1.5, con fuente Arial de 12 puntos para el texto y de 14 puntos para los títulos, utilizando los acentos ortográficos correspondientes en letras mayúsculas. El procesador de palabras deberá ser Microsoft Word.

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• Resumen: Elaborar uno en español y otro en inglés, los cuales no excedan de 250 palabras cada uno.

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4. La estructura de los artículos deberá contener:

• Introducción• Desarrollo del tema • Conclusiones• Nomenclaturas• Agradecimientos • Apéndices (en su caso)• Referencias• Trayectoria profesional de cada autor

5. Las expresiones matemáticas deberán ser escritas claramente, cuidando que sean legibles los símbolos y utilizando el Sistema Internacional de Unidades.

6. Las referencias enunciadas en el desarrollo de los trabajos deberán anotarse indicando el apellido del autor y el año de su publicación, por ejemplo: “Recientemente, Gracia

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(1996)...” o bien “En un trabajo reciente (Gracia, 1996)”... Para tres autores o más: Gracia et al. (1996) o (Gracia et al., 1996). Estas referencias se citarán al final del texto y en orden alfabético al final del trabajo, de acuerdo al manual establecido por la SPE Publication Style Guide:

Libros

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

Artículos

Hernández García, M.A. 2011. Desarrollo del Campo Cauchy: Caso de Éxito en la Región Norte. Ingeniería Petrolera LII (2): 19-35.

Soliman, M.Y., Miranda, C. and Wang, H.M. 2010. Application of After-Closure Analysis to a Dual-Porosity Formation, to CBM, and to a Fractured Horizontal Well. SPE Prod & Oper 25 (4): 472-483. SPE-124135-PA. http://dx.doi.org/10.2118/10.2118/124135-PA

Conferencia, reunión, etc.

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

Tesis

Pérez Martínez, E. 2011. Estudio de Conificación de Agua en Yacimientos Naturalmente Fracturados. Tesis de Maestría, UNAM, Programa de Maestría y Doctorado en Ingeniería, México, D.F.

Miguel Hernández, N. 2002. Scaling Parameters for Characterizing Gravity Drainage in Naturally Fractured Reservoir. PhD dissertation, University of Texas at Austin, Austin, Texas.

PDF (en línea)

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

Normas

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

Software

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

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

Autores

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