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REVISTA DEL COLEGIO DE INGENIEROS PETROLEROS DE MÉXICO, A.C.

AÑO 04 • EDICIÓN 46 Octubre 2020

Innovación tecnológica en sistemas de bombeo

Producción conjunta de 11 fracturas en Chicontepec

Technological innovation in pumping systems

Joint production of 11 fractures in Chicontepec

Los cimientos vacilantes de la demanda mundial de petróleo The faltering foundations of the global oil demand Teoría de los grandes números y la baja relativa de la dispersión en pronósticos probabilísticos de producción Large number theory and the relative decrease of dispersion in probabilistic production forecasts



MEMORIAS DE INGENIERIA PETROLERA

Ing. Ricardo Padilla Martínez, nuevo Presidente del Colegio de Ingenieros Petroleros de México A.C. (2020-2022)

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icardo Padilla Martínez es ingeniero petrolero egresado de la Universidad Nacional Autónoma de México. Cursó el Programa de Alta Dirección D-1 Regional que imparte el Instituto Panamericano de Alta Dirección. Ha ocupado diversos puestos dentro del Colegio de Ingenieros Petroleros de México, incluyendo Presidente Seccional de Ciudad del Carmen. El ingeniero Padilla inició su carrera profesional en Petróleos Mexicanos (Pemex) como Ingeniero de Operación de Pozos en el Distrito Veracruz, Región Norte, posición que ocupó desde 1992 hasta 1995. Posteriormente se integró al Activo Cantarell, en la Región Marina Noreste. A partir de 1995 y hasta febrero del 2002 fue Coordinador de Operación de la Plataforma de Producción Akal-C en dicho activo y Superintendente de la Plataforma de Producción Nohoch-A. Durante su trayectoria, el ingeniero Ricardo Padilla también fue Superintendente de Análisis y Control Operativo de Instalaciones en el Activo de Producción Abkatun-Pol-Chuc, en la Región Marina Suroeste. Del 2007 al 2009 se integró nuevamente al Activo de Producción Cantarell, Región Marina Noreste, ocupando el cargo de Coordinador de Operación de Pozos e Instalaciones de Explotación. Luego de colaborar en Cantarell, en 2009 Padilla Martínez fue Coordinador de Ejecución de Proyectos en el Activo de Producción Ku-Maloob-Zaap, en la Región Marina Noreste. Luego de dos años en dicho cargo, fue nombrado Gerente de Coordinación Operativa en la Región Marina Noreste. Posteriormente fue nombrado Administrador del Activo Integral de Producción Ku-MaloobZaap, donde también estuvo en la Subdirección de Producción del Bloque Aguas Someras 01. A partir de diciembre del 2018 se desempeña como Subdirector de Producción de la Región Norte.

Ricardo Padilla Martínez, the new President of the College of Petroleum Engineers of Mexico A.C. (2020-2022)

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icardo Padilla Martínez is an oil engineer by Universidad Nacional Autónoma de México. He attended the D-1 Regional Senior Management Program offered by the Pan-American Institute of Senior Management. He has held various positions within the Mexican Association of Petroleum Engineers, including President of the Ciudad del Carmen Section. Mr. Padilla began his professional career at Petroleos Mexicanos (Pemex) as a Well Operation Engineer in the Veracruz District, Northern Region, a post he occupied from 1992 to 1995. Subsequently, he joined the Cantarell Asset in the Northeast Marine Region, where he held the position of Operation Coordinator of the Akal-C Production Platform and Superintendent of Nohoch-A Production Platform from 1995 to February 2002. Throughout his career, Mr. Ricardo Padilla also worked as Analysis and Operational Control Superintendent of the Abkatun-Pol-Chuc Production Asset in the Southwest Marine Region. From 2007 to 2009, he returned to the Cantarell Production Asset, Northeast Marine Region, as Operation Coordinator of Exploitation Wells and Facilities. In 2009, after collaborating in Cantarell, Padilla Martínez was Project Execution Coordinator in the Production Asset Ku-Maloob-Zaap, in the Northeast Marine Region. After two years in that position, he was designated Operational Coordination Manager in the Northeast Marine Region. He was later appointed Manager of the Ku-MaloobZaap Production Asset, where he also served in the Production Subdirection of the Aguas Someras 01 Block. Since December 2018, he has served as Production Subdirector for the Northern Region.

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ÍNDICE

Colegio de Ingenieros Petroleros de México A.C. / College of Petroleum Engineers of Mexico Consejo Directivo Nacional / National Board 2020-2022 Ing. Ricardo Padilla Martínez Presidente / President Ing. Eduardo Poblano Romero Vicepresidente / Vice-president Ing. Miguel A. Castañeda Bravo 1er Secretario Propietario / 1st Owner Secretar Ing. Alfonso Palacios Roque 2do Secretario Propietario / 2nd Owner Secretary Ing. Luis R. Martínez Sánchez 1er Secretario Suplente / 1st Substitute Secretary Ing. Jesús Rojas Palma 2do Secretario Suplente / 2nd Substitute Secretary Ing. Alfredo Uribe Rojas Tesorero / Treasurer Ing. Daniel M. Godínez Oidor Subtesorero / Treasurer Assistant

Comisiones / Commissions M.A. José Carlos Pacheco Ledesma Eventos / Events Dr. Jorge Arévalo Villagrán Peritos y Testigo Social / Experts and Social Witness M.I. Teódulo Gutiérrez Acosta Formación y Desarrollo Profesional / Training and Professional Development Ing. David E. Blacio Cedillo Actualización y Revisión de Documentos Rectores / Guideline Documents Update and Review M.I. Francisco Castellanos Páez Editorial Ing. Rafael Rodríguez Amador Integración de Miembros / Membership M.I. Carlos Alberto Avendaño Salazar Apoyo Técnico e Informático / Information Technologies Technical Support

Realización:

Rubí Alvarado Directora General / General Manager Aldo Santillán Director Editorial y Operaciones / Editorial and Operations Manager Alejandra Priego Asistente Dirección General / / Assistant General Manager Ignacio Ortiz Director de Arte / Art Director Gonzalo Rivas Diseñador Senior / Senior Designer

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Los cimientos vacilantes de la demanda mundial de petróleo The faltering foundations of the global oil demand

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Innovación tecnológica en sistemas de bombeo para crudo pesado de alta viscosidad Technological innovation in pumping systems for high viscosity heavy crude

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Producción conjunta de 11 fracturas (multifracturamiento) en Chicontepec Joint production of 11 fractures (multi-fracturing) in Chicontepec

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Retomando la teoría de los grandes números para explicar la baja relativa de la dispersión en pronósticos probabilísticos de producción Revising the large number theory to explain the relative decrease of dispersion in probabilistic production forecasts

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Flujos de trabajo de simulación de yacimientos asisten el análisis y diseño de un pozo Horizontal en el campo KMZ-Cretácico Reservoir simulation workflows support the analysis and design of a horizontal well in the KMZ-Cretaceous Field

Ángel Sánchez Pichardo Desarrollador Web / Web master Efraín Mariano Análisis y redacción / Editing and analysis Miroslava Fuentes Zacarías Corrección de estilo y redacción / Style Editing Renata Pérez de la O Corrección de estilo y redacción / Style Editing

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Colegio de Ingenieros Petroleros de México A.C.


CIPM El consumo petrolero como antes del COVID-19 regresaría hasta 2023. / Oil consumption as it was before COVID-19 may return until 2023.

Los cimientos vacilantes de la demanda mundial de petróleo Por / By: Efraín Mariano

The faltering foundations of the global oil demand El mercado del petróleo ha sufrido un duro revés a causa de la pandemia por COVID-19. Las expectativas están divididas sobre cuánto tiempo tardará la demanda mundial de hidrocarburos en recuperarse. Las más optimistas sugieren que será hasta 2023, mientras que las menos consideran que jamás se recuperará. The oil market has suffered a severe setback due to the COVID-19 pandemic. Expectations on how long the recovery of the global hydrocarbon demand will take are divided. The most optimistic ones suggest that it will be until 2023, while the less enthusiastic consider that it will never recover.

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a Agencia Internacional de la Energía (AIE) acaba de estimar que el consumo global de petróleo volverá al nivel de 2019 hasta el 2023, siempre y cuando la pandemia pueda controlarse el próximo año. Aclaró que si hay una recuperación económica rápida, la demanda regresará a dicho nivel en ese año; sin embargo, si la reactivación económica es lenta y desordenada, el consumo de petróleo no volvería al nivel previo a la crisis sino hasta 2027. Igualmente, anticipó que la próxima década será la última en que se registre un crecimiento de la demanda petrolera, en caso de haber una recuperación económica gradual. “La era del crecimiento de la demanda mundial de petróleo llegará a su fin en la próxima década”, anticipó el director ejecutivo de la AIE, Fatih Birol, en el informe anual World Energy Outlook. Tras una caída sin precedentes del 8% para este 2020, durante el próximo año la demanda global de petróleo crecerá hasta los 91.7 millones de barriles diarios, lo que representaría un repunte del consumo de 5.5 millones de barriles al día. En palabras de Alberto de la Fuente, presidente y director general de Shell México, la industria petrolera enfrenta escenarios desafiantes que los obligan a reinventar sus negocios. “En cuestión de días perdimos 20 años de crecimiento de la demanda de petróleo”, reconoció.

Sombrías expectativas Desde la perspectiva de la AIE, no existe un panorama claro en el horizonte para el mercado petrolero. Si la recuperación de la pandemia es más lenta y se produce un daño económico duradero, es posible que la demanda sólo tenga un par de años de crecimiento. En el escenario optimista, el consumo aumentará en unos 750,000 barriles por día cada año para llegar hasta los 103.2 millones por día en 2030. Sin embargo, eso es alrededor de dos millones por día menos de lo previsto en el informe del año pasado.

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he International Energy Agency (IEA) recently estimated that global oil consumption would return to the 2019 level by 2023, provided that the pandemic can be controlled by next year. It clarified that demand would reach that level on the year when there is a rapid economic recovery; however, if the economic recovery is slow and chaotic, oil consumption would not return to the pre-crisis level until 2027. Likewise, it anticipated that the next decade would be the last one in which oil demand will grow if there is a gradual economic recovery. “The era of growth in global oil demand will come to an end in the next decade,” anticipated the executive director of the IEA, Fatih Birol, in the annual report World Energy Outlook. After an unprecedented 8% fall on this 2020, the global oil demand will grow up to 91.7 million daily barrels during next year, which would represent a consumption rebound of 5.5 million barrels per day. In the words of Alberto de la Fuente, president, and general director of Shell Mexico, the oil industry faces challenging scenarios that force the companies to reinvent their businesses. “Within days, we lost 20 years of oil demand growth,” he acknowledged.


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Por su parte, el Banco Mundial prevé que la demanda de petróleo descenderá 9.3% en 2020, desde el nivel de los 100 millones de barriles por día del 2019. La entidad financiera mundial explica este fenómeno a partir de tres impactos: la disrupción del transporte, desaceleración de la actividad económica y las fluctuaciones en la oferta.

Rebrotes por COVID-19, un riesgo latente Si los brotes de coronavirus se mantienen por periodos prolongados, la recuperación de la economía global -que ya es un 10% menor que hace un año- y las perspectivas para el petróleo serán aún más sombrías. Las proyecciones de la AIE y de las firmas de inversión se alejan de la posición de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) que, a mediados de octubre, afirmó que la demanda de petróleo seguirá aumentando durante otras dos décadas. También prevé que el consumo de petróleo se recuperará a niveles pre-pandémicos en 2022, un año antes que la AIE. No obstante, la transición hacia vehículos eléctricos, los cuales han comenzado a rebajar sus costos, también afecta la demanda. Por si fuera poco, las grandes petroleras europeas, como BP Plc y Royal Dutch Shell Plc, están comenzando a desprenderse de activos convencionales y a enfocarse en proyectos de mayor rentabilidad y amigables con el medio ambiente.

China mete freno de mano a compras de petróleo Por otro lado, China, el mayor importador de crudo del mundo, comenzó a frenar sus compras masivas de petróleo. Argumentó que se le acaba

Grim expectations From IEA’s perspective, there is no clear horizon for the oil market. If recovery from the pandemic is slower and produces lasting economic damage, demand may only have a couple of years left to grow. In the optimistic scenario, consumption will annually increase by about 750,000 daily barrels to reach 103.2 million per day by 2030. However, that is approximately two million daily barrels less than what last year’s report predicted. Meanwhile, the World Bank forecasts that oil demand will fall 9.3% in 2020, from the level of 100 million barrels per day in 2019. The global financial institution explains this phenomenon based on three impacts: transport disruption, a slowdown in economic activity, and supply fluctuations.

COVID-19 outbreaks, a latent risk If the coronavirus resurgences continue for prolonged periods, the recovery of the global economy - that is already 10% smaller than a year ago - and the outlook for oil will be even grimmer. The IEA’s and investment firms’ projections are far from the Organization of Petroleum Exporting Countries’ (OPEC) position, which, in mid-October, stated that oil demand would keep increasing for another two decades. It also predicts that oil consumption will recover to pre-pandemic levels by 2022, a year earlier than what the IEA estimates. However, the

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su capacidad de almacenamiento y desacelera su demanda interna. El gigante asiático fue el motor de esta industria en los últimos seis meses con compras récord, relajando el exceso de suministros de los principales productores. “La recuperación de la demanda de China ha sido muy, muy fuerte, por lo que si elimina parte de esa fortaleza, tendría un impacto bajista en el mercado”, advirtió Lachlan Shaw, director jefe de investigación de materias primas y mercados del Banco Nacional de Australia (NAB por sus siglas en inglés). Con un promedio de 11.36 millones de barriles por día (bpd) en el segundo trimestre y 11.68 millones de bpd en el tercero, sus compras representaron un incremento del 16.5% con relación al mismo periodo del 2019. “Sin embargo, las importaciones de China en los últimos tres meses del año podrían caer hasta 1.7 millones de bpd, o un 14.5% respecto al nivel del tercer trimestre”, estimó Shi Fenglei, director asociado de IHS Markit. Ese escenario sugiere que los precios del petróleo podrían experimentar una corrección a la baja de 10% en el último trimestre; independientemente de un ajuste adicional por un rebrote global de casos de COVID-19.

transition to electric vehicles, which costs have already started to fall, also affects the demand. As if that were not enough, large European oil companies, such as BP Plc and Royal Dutch Shell Plc, are beginning to divest themselves of conventional assets and focus on more profitable and environmentally friendly projects.

China puts the brakes on oil purchases On the other hand, China, the world’s largest crude oil importer, has started to slow down its massive oil purchases. It argued that it was running out of storage capacity and decelerating its domestic demand. The Asian giant had been this industry’s engine for the last six months with record purchases, relaxing the primary producers’ excess supplies. “The recovery in demand from China has been very, very strong, so if you take away some of that strength, it would have a downward impact on the market,” warned Lachlan Shaw, head of raw materials and market research at the National Bank of Australia (NAB). With an average of 11.36 million barrels per day (bpd) in the second quarter and 11.68 million bpd in the third quarter, their purchases represented a 16.5% increase over the same period in 2019. “However, imports from China in the last three months could fall to 1.7 million bpd, or 14.5% from the third-quarter level,” estimated Shi Fenglei, associate director of IHS Markit. That scenario suggests that oil prices could experience a downward correction of 10% in the last quarter, regardless of further adjustment for a global COVID-19 resurgence.

35 dólares, precio promedio del petróleo En su reporte “Perspectivas de los mercados de materias primas”, el Banco Mundial anticipa un precio promedio de 35 dólares por barril en 2020. La proyección es 39.6% inferior a su proyección de hace un año, de una media de 58 dólares por barril. Además, es 42.6% menor al promedio de 61 dólares el barril en 2019. Por otra parte, para el 2021 anticipa una recuperación a 42 dólares por barril. En la tercera semana de octubre, el precio del crudo Brent cerró sobre los 42 dólares, el valor del WTI sobre 40 dólares, y la mezcla mexicana de exportación en 37 dólares el barril. Los esfuerzos recientes de la Organización de Países Exportadores de Petróleo y aliados (OPEP+) para reducir la producción en respuesta a la caída de la demanda, continuarán aliviando parte de la presión bajista de los precios del petróleo en los mercados internacionales. No obstante, a largo plazo, la transición energética ajustará los precios del petróleo aún más a la baja. Se estima que oscilarán más cerca del rango de los 40 y 30 dólares, y más lejos de la banca de los 50 y 60 dólares.

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35 dollars, average oil price In its report “Commodity Market Outlook,” the World Bank anticipates an average price of 35 dollars per barrel in 2020. The projection is 39.6% lower than the one it made a year ago when it estimated an average of 58 dollars per barrel. Besides, it is 42.6% lower than the average of 61 dollars per barrel in 2019. On the other hand, for 2021, it anticipates a recovery to 42 dollars per barrel. In the third week of October, the price of Brent crude closed over 42 dollars, the value of WTI over 40 dollars, and the Mexican export mix at 37 dollars per barrel. Recent efforts by the Organization of Petroleum Exporting Countries and Allies (OPEC+) to reduce production in response to shrinking demand will continue to alleviate some of the downward pressure on oil prices in international markets. However, in the long term, the energy transition will adjust oil prices even lower. They are estimated to be closer to a 40-30-dollar range and further away from the 50-60-dollar mark.


CIPM En instalaciones costa afuera / At offshore facilities

Innovación tecnológica en sistemas de bombeo para crudo pesado de alta viscosidad Este proyecto se desarrolló con base en la necesidad de la industria petrolera de poder transportar a través de ductos submarinos un nuevo aceite pesado que se caracteriza por su alta viscosidad. Por / By: Eduardo Elías Rayón

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urante el proyecto se evaluaron diferentes tecnologías que permitieron el transporte de fluidos de alta viscosidad. También se determinó utilizar sistemas de bombeo que facilitaron el flujo continuo sin aplicar tratamientos químicos para disminuir la viscosidad. Los resultados obtenidos permitieron establecer que el par máximo al que se somete una bomba de desplazamiento positivo tipo tornillo durante un arranque en frío, es el parámetro más importante que hay que cuidar para el diseño del sistema. En ese parámetro se evaluaron los beneficios que aporta una innovación tecnológica asociada al uso de convertidores de par hidrodinámicos, empleados para impulsar la bomba.

Technological innovation in pumping systems for high viscosity heavy crude

Desarrollo del tema El mezclado de crudos pesados de 13° API se ha convertido en el futuro de la industria del petróleo en México. No obstante, la principal característica dinámica durante su transporte submarino a grandes distancias es su alta viscosidad.

This project was developed based on the need for the oil industry to transport through underwater pipelines a new heavy oil characterized by its high viscosity.

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uring the project, different technologies that allowed the transport of high viscosity fluids were evaluated. It was also determined to use pumping systems that facilitated continuous flow without applying chemical treatments to decrease viscosity. This study established that the maximum torque exposed to a screw-type positive displacement pump during a cold start is the most critical parameter that must be considered for the system design. In this parameter, the benefits of a technological innovation associated with the use of hydrodynamic torque converters, used to boost the pump, were evaluated.

Development 13° API heavy crude oil mix has become the future of the Mexican oil industry. However, the central dynamic characteristic during its underwater transport across long distances is its high viscosity. Moreover, there has been a decrease in transportation capacity due to limitations in maximum discharge pressures in pumping equipment and pipelines. The centrifugal-type

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Además ha habido una reducción en la capacidad de transporte, debido a limitaciones en las presiones máximas de descarga en equipos de bombeo y ductos. En cuanto a los equipos de tipo centrífugo, están limitados a 700 centiPoises (cP) de viscosidad, aún con un plan de lubricación de sellos mecánicos. El planteamiento del problema partió de un paro “no programado” del sistema de transporte de 16 °API y asumiendo que este evento durará 72 horas. Lo anterior podría provocar que el aceite crudo pesado acumulado a lo largo de 85 kilómetros del oleoducto submarino (que comunica la plataforma de bombeo con la terminal de acondicionamiento en tierra) alcanzara una viscosidad aproximada de 3,600 centiPoises. Este fenómeno sucede por la reducción de velocidad y temperatura del fluido. En específico porque cuando se para el sistema, el fluido se enfría hasta 25°C. Por eso cambian las características y condiciones de comportamiento del mismo. Por lo tanto, el reto consistió en restablecer el transporte de aceite crudo pesado de 16°API en el menor tiempo posible. Esto significó que la condición de arranque en frío representó la condición más crítica para el sistema de bombeo, por lo cual se debió cumplir con los requerimientos de potencia, par, velocidad, viscosidad y flujos requeridos por el sistema para restablecer las condiciones con seguridad durante un paro no programado. Se asume que este evento puede presentarse durante el reinicio de operaciones del sistema de transporte de 16 °API, provocado por una emergencia mayor (durante un evento de huracán, emergencia en la terminal de almacenamiento en tierra o en la

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equipment is limited to 700 centipoises (cP) of viscosity, even with a mechanical seal lubrication plan. The problem was approached from an “unscheduled” shutdown of the 16 °API transportation system and assuming that this event will last 72 hours. This could cause the heavy crude oil accumulated along 85 kilometers of the underwater pipeline (which connects the pumping platform with the onshore conditioning terminal) to reach a viscosity of approximately 3,600 centipoises. This phenomenon occurs due to the speed and temperature reduction of the fluid. Specifically, because when the system stops, the liquid cools down to 25°C. This is why the characteristics and conditions of its behavior change. Therefore, the challenge was to restore 16°API heavy crude oil transportation in the shortest time. This meant that the cold start condition represented the most critical situation for the pumping system, so the power, torque, speed, viscosity, and flow requirements needed by the system to safely restore conditions during an unscheduled shutdown had to be met. It is assumed that this event may occur during the restart of the 16 °API transportation system operations, caused by a significant emergency (during a hurricane event, trouble at the shore storage terminal or at the pumping platform itself). It also could be caused by some vulnerability not foreseen in any previous study or project. The technological evaluation was carried out, applying the hydrodynamic theory and system dynamics elements, together with the authors’ experience. This evaluation did not include aspects of the area of automation, instrumentation, and control.


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misma plataforma de bombeo), o bien por alguna vulnerabilidad no prevista en ningún estudio o proyecto anterior. La evaluación tecnológica se realizó aplicando elementos de la teoría hidrodinámica y dinámica de sistemas, en combinación con la experiencia de los autores. No se incluyeron aspectos del área de automatización, instrumentación y control.

Criterios de desarrollo Para llegar a una evaluación cuantitativa y cualitativa el equipo se basó en los siguientes criterios:

Development criteria To arrive at a quantitative and qualitative evaluation, the team considered the following criteria: a) Hydraulic: flexible with viscosity and flows b) Mechanical: power and torque c) Operation and maintenance: reliability and availability d) Economy: economically profitable e) Environmental: energy efficiency

a) Hidráulicos: flexible con la viscosidad y flujos b) Mecánicos: potencia y par c) Operación y matenimiento: confiabilidad y disponibilidad d) Economía: económicamente rentable e) Ambiental: uso eficiente de la energía Uno de los aspectos más importantes al momento de seleccionar un sistema de bombeo es el tipo de fluido a desplazar. En ese momento deben considerarse algunas variables como las características del petróleo, el porcentaje de agua, las presiones máximas permisibles de operación para los ductos y la viscosidad, entre otras. Por esto, la selección de la bomba para casos especiales es de uso común en la etapa de evaluación, ya que permite identificar con claridad las desventajas hidráulicas y mecánicas de las bombas convencionales. La premisa básica de este proyecto fue que los sistemas de bombeo operaron en instalaciones costa afuera y habitadas, donde existen

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limitaciones de espacio. Este escenario debe considerarse en comparación con probables instalaciones en tierra firme e inclusive para la instalación de equipos auxiliares, de modo que los equipos debieron adaptarse a las necesidades de la plataforma existente y al requerimiento del sistema.

Conclusiones Para lograr los objetivos del estudio se desarrolló el “convertidor de par” o “convertidor de torque”. El nuevo diseño permitió determinar que se trata de una innovación tecnológica única en aplicaciones petroleras porque no existe otra aplicación similar en la industria mundial. Es empleada cuando se requiere flexibilidad con la viscosidad y flujos, incluyendo arranque en frío (altos valores de torque de salida y bajas velocidades). Partiendo de un paro “no programado” de 72 horas y considerando que el fluido se enfría hasta 25 °C (3,600 cP), el nuevo sistema permitió reducir los tiempos para restablecer las condiciones de operación del sistema petrolero. Además, el nuevo diseño de los paquetes de bombeo permitió manejar hasta 640 mil barriles diarios de crudo pesado de 19-16° API con viscosidades de 610 a 3,600 cP y cortes de agua de hasta 30% a diferentes temperaturas (50°C a 61°C). Se verificó el comportamiento dinámico (vibración) en los rangos de mínima y máxima velocidad de la bomba (550 a 1,800 rpm). Concluimos que los niveles de vibración obtenidos durante la prueba son aceptables con base en la normatividad internacional y nacional, por ejemplo al estándar API e ISO. La evaluación del sistema de bombeo permitió establecer que la mejor alternativa para el transporte de fluidos de alta viscosidad consiste en que la turbina de gas trabaje a velocidad constante NPT de 98.5%, que representa su punto óptimo de eficiencia energética y consumo de combustible. Lo anterior, mientras que el convertidor de par resuelva los problemas críticos, tales como velocidades mínimas y par máximos a que está sometida la bomba de desplazamiento positivo tipo tornillo. Desde el punto técnico, se logró una mayor capacidad de transporte a partir de viscosidades mayores a 92.4 cP (19.6 °API). Esto se tradujo en un sistema de bombeo flexible para transportar crudos de 19 °API e inclusive con cortes de agua mayores al 30%. Además facilitó el transporte de crudo de 16 °API con incrementos de viscosidades de hasta 3,600 cP.

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One of the most important aspects when selecting a pumping system is the type of fluid to be moved. At that time, some variables must be considered, such as the oil characteristics, the water percentage, the maximum permissible operating pressures for the pipelines, and the viscosity, among others. Therefore, the pump selection for exceptional cases is commonly used in the evaluation stage, since it allows to identify the hydraulic and mechanical disadvantages of conventional pumps. This project’s basic premise was that the pumping systems operated in offshore and inhabited facilities, where there are space limitations. This scenario has to be considered compared to likely onshore facilities and even for the installation of auxiliary equipment so that the equipment had to be adapted to the needs of the existing platform and the system requirement.

Conclusions To achieve the study’s objectives, the “torque converter” was developed. The new design made it possible to determine a unique technological innovation in oil applications because there is no other similar world industry application. It is used when flexibility with viscosity and flows is required, including cold start (high output torque values and low speeds). Starting from an “unscheduled” stop of 72 hours and considering that the fluid is cooled down to 25 °C (3,600 cP), the new system allowed to reduce the time to restore the oil system operation conditions. Furthermore, the new design of the pumping packages allowed handling up to 640 thousand barrels per day of 19-16° API heavy oil with viscosities from 610 to 3,600 cP, and water cuts of up to 30% at different temperatures (50°C to 61°C). The dynamic behavior (vibration) was verified in the ranges of minimum and a maximum speed of the pump (550 to 1,800 rpm). We conclude that the vibration levels obtained during the test are acceptable based on international and national standards, for example, API and ISO norms. The pumping system’s evaluation allowed us to establish that the best alternative for high viscosity fluid transport is that the gas turbine works at a constant speed NPT of 98.5%, representing its optimum point of energy efficiency and fuel consumption. The above, while the torque converter solves the critical problems, such as minimum speeds and maximum torque subjected to the screw-type positive displacement pump. A higher transport capacity was achieved from the technical point of view from viscosities higher than 92.4 cP (19.6 °API). The above resulted in a flexible pumping system to transport crude oil with 19 °API and water cuts higher than 30%. It also facilitated the transport of 16 °API crude with viscosity increases up to 3,600 cP.


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Caso histórico del pozo Corralillo 629 / Landmark case of the Corralillo 629 well

Producción conjunta de 11 fracturas (multifracturamiento) en Chicontepec Debido a las características petrofísicas y geológicas del análisis integral del pozo, realizado con un equipo multidisciplinario, se planteó un esquema de producción conjunta de los diferentes cuerpos arenosos. Por / By: Heriberto Zarate Gutíerrez y Félix Bautista Torres

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urante la evaluación de los registros geofísicos del pozo Corralillo 629 para definir su terminación, se determinó un solo evento donde convergen tres secuencias de arenas. Además, con información de los pozos vecinos, se realizaron ajustes del modelo estructural y de facies para delimitar la continuidad de dichas arenas. Con los registros de resonancia magnética fue posible discretizar el fluido móvil del irreductible; gracias a lo cual hubo una mejor evaluación de los intervalos seleccionados. Para este caso se seleccionaron 11 intervalos (94 metros totales) a fracturar utilizando la técnica de multifracturamiento y divergencia sólida (esferas biodegradables). El ejercicio dio excelentes resultados, pues contribuyó a ahorrar días de intervención con respecto a la colocación de tapones de arena convencional. Lo anterior, debido a que las fracturas son continuas y se realizan durante una misma operación.

Pozo Corralillo 629 En junio de 2011, el pozo Corralillo 629 obtuvo una producción de 1,186 barriles por día (bpd) después de la ”multifractura”. En mayo de 2012, mantuvo una producción de 758 bpd y 0.587 millones de pies cúbicos de gas. Por lo cual, a esta fecha hubo un acumulado de 342,867 barriles. Para esta intervención se planteó una gran logística para manejar 1,623 m3 de fluido viscoelástico libre de polímero, 6,772 sacos de arena Terraprop Malla 20/40,

Joint production of 11 fractures (multi-fracturing) in Chicontepec Due to the petrophysical and geological characteristics of the well’s integral analysis, carried out with a multidisciplinary team, a scheme of joint production of the different sandy bodies was proposed.

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uring the evaluation of the geophysical records to define the completion of the Corralillo 629 well, the team identified an event where three sand sequences converged. Besides, they adjusted the structural model and facies to delimit these sand’s continuity with information of the neighboring wells. Using the magnetic resonance registers, it was possible to discretize the mobile fluid from the irreducible one; thanks to this, there was an improved evaluation of the selected intervals. For this case, 11 intervals (94 total meters) to be fractured were chosen using the

multi-fracturing and solid divergence technique (biodegradable spheres). The exercise gave excellent results, as it contributed to saving intervention days compared to conventional sand plugs placement. The above happened because fractures are continuous and are performed during the same operation.

Corralillo 629 well In June 2011, the Corralillo 629 well produced 1,186 barrels per day (bpd) after multi-fracturing. In May 2012, it maintained a 758 bpd and 0.587 million cubic feet of gas production. Therefore,

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8000 libras de arena antirretorno y 2,200 libras para el control de parafinas y asfaltenos. De tal forma, se utilizó una divergencia sólida (esferas biodegradables) en una operación secuencial de bombeo de dos días. Asimismo, se colocaron tres trazadores radiactivos para evaluar el crecimiento vertical y efectividad de la divergencia. También se realizó una evaluación de producción a través de un registro de producción PLT. La experiencia obtenida se capitalizó en el planteamiento integral de un estudio para el análisis de pozos candidatos a multifracturas.

Introducción La Cuenca de Chicontepec, originada en el Paleoceno, está en la porción centrooriente de la República Mexicana sobre la planicie costera del Golfo de México. Su eje axial tiene una longitud de 250 kilómetros, orientado NW-SE y cubre una superficie

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up to that date, there was a cumulative production of 342,867 barrels. For this intervention, we proposed logistics to handle 1,623 m3 of polymer-free viscoelastic fluid, 6,772 Terraprop 20/40 mesh sandbags, 8000 pounds of anti-return sand, and 2,200 pounds for kerosene and asphaltene control. A solid divergence (biodegradable spheres) was used in a two-day sequential pumping operation. Three radioactive tracers were also placed to evaluate the vertical growth and effectiveness of the divergence. A production evaluation was also performed using a PLT production log. We capitalized on the experience gained by conducting

a comprehensive study for the analysis of multifracture candidate wells.

Introduction The Chicontepec Basin, which originated in the Paleocene, is in the central-eastern portion of Mexico on the Gulf of Mexico’s coastal plain. Its axial axis has a length of 250 kilometers, oriented NW-SE, and covers an oval surface of 11,300 km2 with an average width of about 60 km. The basin represented a massive depression that was later filled with deep water sediments (turbidites), defined as Chicontepec Formation. The Chicontepec Formation outcrops in the western and southeastern portion of the Tampico - Misantla Basin margin. It is geographically located in the northern part of the State of Veracruz,


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oval de 11,300 km2 con una anchura promedio de unos 60 km. La cuenca representó una gran depresión que posteriormente fue rellenada por sedimentos de aguas profundas (turbiditas), definidos como Formación Chicontepec. La Formación Chicontepec aflora en la porción occidental y sureste del margen de la Cuenca TampicoMisantla. Geográficamente está localizada en la parte norte del estado de Veracruz, en el extremo sur del estado de Tamaulipas y en las porciones más orientales de los estados de San Luis Potosí, Hidalgo y norte de Puebla. En la Cuenca de Chicontepec los sistemas turbidíticos tuvieron su fuente de aporte del levantamiento y plegamiento de la Sierra Madre Oriental al occidente y noroccidente de la plataforma de Tuxpan al Oriente. Durante y después del depósito de los sedimientos hubo actividad tectónica, ya que las rocas de la Formación Chicontepec presentan plegamiento.

Objetivo Realizar un estudio integral del pozo Corralillo 629 para la producción conjunta de 11 intervalos aplicando la técnica de Multifracturas, con la finalidad de incrementar la productividad de los intervalos y drenar las reservas de los cuerpos de forma eficiente. Aumentando, como consecuencia, el factor de recuperación.

Alcances • Analizar el área de estudio mediante un modelo a detalle incorporando las especialidades de geociencias (geología, sedimentología, geofísica y petrofísica). • Evaluar mediante registros especiales zonas prospectivas para incorporarlas a la producción. • Poner en producción intervalos conjuntos. • Generar una metodología de estudio integral para la evaluación de pozos en terminación y/o reparación.

in the southern end of the State of Tamaulipas, and the easternmost portions of the States of San Luis Potosi, Hidalgo, and northern Puebla. In the Chicontepec Basin, the turbiditic systems found their contribution source from the uplifting and folding of the Sierra Madre Oriental to the west and northwest of the eastern Tuxpan platform. There was tectonic activity during and after sediment deposit since the rocks of Chicontepec Formation present folding.

Objective To carry out a critical study of the Corralillo 629 well for the joint production of 11 intervals applying the Multifractures technique to increase the interval’s productivity and efficiently drain the bodies’ reserves. Consequently, increasing the recovery factor.

Scope - Analyze the area through a detailed model incorporating geosciences specialties (geology, sedimentology, geophysics, and petrophysics). - Evaluate prospective zones utilizing unique registries to incorporate them into production. - Get joint intervals to start producing. - Generate an integral methodology to evaluate wells in completion and/or repair.

General information about Corralillo 629 well Starting from April 2010, the Corralillo Field Laboratory Project received operational control of the macro-drilling and wells drilled in the 35.67 km2 corresponding to the assigned polygon. The Corralillo 629 well locates in Macropera 629, which is southeast of the polygon and consists of 2 more wells for a total of 3 operating wells. Corralillo 629 well started drilling on April 5, 2011, and ended on April 15, 2011. It is a directional “S” well with 2TR’s at a depth of

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Información general del pozo Corralillo 629 A partir de abril 2010, el Proyecto Laboratorio de Campo Corralillo recibió el control operacional de las macroperas y pozos perforados en los 35.67 Km2 correspondientes al polígono asignado. El pozo Corralillo 629 se localiza en la Macropera 629, que está al sureste del polígono y se conforma de 2 pozos más para un total de 3 pozos en operación. El pozo Corralillo 629 inicio su perforación el 5 de abril del 2011 y finalizó el 15 de abril del 2011. Se trata de un pozo tipo direccional “S” con 2TR’s a una profundidad de 1940 md. Los trabajos de terminación iniciaron el 2 de mayo del mismo año, terminando el pozo en junio 2011. Fue el primer pozo en el que se probó la técnica de multifractura con divergencia mecánica, terminó con una producción simultánea de 11 intervalos.

Evaluación de la producción El pozo se entregó en junio del 2011 tras la limpieza post-fractura con 1,186 bpd. Su comportamiento mostró una declinación del 2.8 mensual, lo cual demostró que el pozo había incrementado su RGA de 0.35 MMPCD a 0.903 MMPCD. Lo anterior, posiblemente debido a que algunos de los intervalos disparados ya estaban por debajo de la presión de burbuja, de allí la mayor liberación de gas del yacimiento. Esto se refleja también en la presión. En cuanto al corte de agua no hubo problemas, ya que esta se ubica entre 0.20% y 1.17%.

Conclusiones y recomendaciones 1. La identificación de intervalos productores, considerando registros no convencionales como resonancia magnética y de imágenes, así como el análisis petrofísico, puede dar mayor certidumbre respecto a los pozos a fracturar. 2. La estrategia de multifracturas con sistemas divergentes sólidos y producción conjunta ha representado una alternativa de desarrollo para Chicontepec. 3. Considerar estrategias de registros geofísicos, microsísmica, trazadores y PLT’s para la evaluación de las multifracturas. 4. Se recomienda la evaluación integral del yacimiento y estudio multidisciplinario para el análisis de los pozos candidatos a multifracturas.

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1940, MD. The completion works started on May 2 of the same year, finishing the well in June 2011. It was the first well in which the multifracture technique with mechanical divergence was tested, and it ended with simultaneous production of 11 intervals.

Production evaluation The well was delivered in June 2011 after post-fracture cleaning with 1,186 bpd. Its performance showed a monthly decline of 2.8, which showed that the well had increased its AGR from 0.35 MMPCD to 0.903 MMPCD. This may have occurred since some of the triggered intervals were already below bubble pressure. Hence the reservoir’s higher gas release. This also reflects in the pressure. Regarding the water cut, there were no problems, since it is between 0.20% and 1.17%.

Conclusions and recommendations 1. The identification of production intervals, considering non-conventional records such as magnetic resonance and imaging, as well as petrophysical analysis, can give greater certainty regarding the wells that will be fractured. 2. The multifracture strategy with solid divergent systems and joint production has been a development alternative for Chicontepec. 3. Consider strategies of geophysical records, micro seismic, tracers, and PLT’s to evaluate multifractures. 4. The integral evaluation of the deposit and multidisciplinary study is recommended to analyze the multifracture candidate wells.


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Caracterización dinámica de yacimientos / Reservoir dynamic characterization

Retomando la teoría de los grandes números para explicar la baja relativa de la dispersión en pronósticos probabilísticos de producción Revising the large number theory to explain the relative decrease of dispersion in probabilistic production forecasts

La aplicación de la metodología FEL en el análisis de planes de desarrollo de proyectos para la explotación de yacimientos incluye el uso de métodos probabilísticos para el tratamiento de las incertidumbres y riesgos. The application of FEL methodology in the analysis of project development plans for the exploitation of reservoirs includes probabilistic methods for treating uncertainties and risks.

Por / By: Luis Enrique Brito Rodríguez, Oswaldo Hidalgo Ortega y José Luis Gutiérrez Martínez

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n lugar de obtener un pronóstico de producción determinístico, donde la producción para cada periodo es un valor único, para cada fecha se obtiene una variable que contiene una distribución de la cual pueden extraerse diferentes parámetros estadísticos que caracterizan dicha distribución. Entre éstos están la media, la desviación estándar y los percentiles. Los pronósticos de producción resultan de la suma de las estimaciones de producción de cada pozo. Luego tenemos que la tasa de producción de cada pozo en particular es una variable aleatoria, y que la suma de la contribución de todos los pozos es también una variable aleatoria. Intuitivamente pensamos que si la dispersión de cada pozo es alta, la sumatoria también tendrá una alta dispersión. No obstante, lo que se ha visto en las simulaciones probabilísticas es que la dispersión no es tan alta.

Este artículo explica la razón de la baja dispersión observada en pronósticos probabilísticos de producción con base en la teoría de los grandes números y experimentos de simulación, en los que se suman distribuciones de producción de cantidades variables de pozos. En las simulaciones probabilísticas se utilizó una distribución de tipo BetaPert idéntica. Los resultados fueron comparados con los predichos por la ley de los grandes números.

Introducción Durante la ejecución de pronósticos de producción probabilísticos ha salido a relucir en múltiples ocasiones el cuestionamiento sobre la validez de los resultados de la baja separación entre los percentiles 10 y 90 en la curva de producción total, considerando que el nivel de dispersión de las variables sumadas es alto. Un ejemplo de este cuestionamiento lo podemos observar en esta recomendación: “Se encuentran muy cerrados de p10 y p90 con variaciones del 5%, en tanto que las variaciones en los gastos reflejan cambios de un 50% a un 100 % para pozos nuevos y reparaciones, por lo cual la banda en los pronósticos pudiera ser menor entre un 50% y 75%. Con lo cual no se podría reflejar la posible variabilidad en el perfil de producción”.

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nstead of obtaining a deterministic production forecast, where the production for each period is a unique value, for each date, we got a variable that contains a distribution from which different statistical parameters that characterize this distribution can be extracted. Among these are the mean, the standard deviation, and the percentiles. The production forecasts result from the addition of the production estimates for each well. Then we have that each particular well’s production rate is a random variable and that the total contribution of all wells is also a random variable. Intuitively, if the dispersion of each well is high, the total will also have high dispersion. However, what we have seen in the probabilistic simulations is that the distribution is not so high. This article explains the reason for the low dispersion observed in probabilistic production forecasts based on the large number theory and simulation experiments, in which production distributions of variable quantities of wells are added together. An identical BetaPert type distribution was used in the probabilistic simulations. We compared the results with those predicted by the large numbers law.


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Introduction During the probabilistic production forecasts execution, the validity of the short separation between the 10th and 90th percentiles in the total production curve has been questioned on multiple occasions, considering that the dispersion level of the sum of the variables is high. An example of this questioning is in this recommendation: “There are very closed p10 and p90 with variations of 5%, while variations in costs reflect changes of 50% to 100% for new wells and repairs, so the band in forecasts could be lower between 50% and 75%. Therefore, the possible variability in the production profile could not be reflected. Here is another example that reiterates this question about the low dispersion of the sum: in production forecasts, in the result of the FEL-C phase, between the 10th and 90th percentiles, there is little difference, about 10 thousand barrels per day between one and the other. The maximum value of the 90th percentile is 160 thousand barrels per day, while one of the 10th percentiles is approximately 150 thousand barrels per day. This indicates significant uncertainty in the projection of the production profile, so it is necessary to review the process of its elaboration to support the production values corresponding to the 10th and 90th percentiles. As can be seen from the comments, there is an idea that the dispersion level should be maintained when adding up variables, which does not happen when simulations are made using any of the programs for the addition of distributions. The low dispersion of the production forecast profiles can be explained using the large number theory.

Probabilistic simulation with Crystal Ball The team designed a worksheet that added wells and calculated the costs, the mean, the standard deviation, and the percentiles as the wells were added to observe how the large number theory behaves. Additionally, it calculated the average per well of the 10th, 50th, and 90th percentiles of the production sum. All the wells to be added have an identical and independent distribution, which was represented by a BetaPert distribution, with parameters of minimum 50, most likely 200, and a maximum of 400 barrels per day. The model calculated the production addition of each new well on each line. Then it placed it within a probabilistic variable, from which the partners obtained the mean, standard deviation, and total percentiles.

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A continuación se expone otro ejemplo que reitera esta interrogante sobre la baja dispersión de la suma: en los pronósticos de producción, en el resultado de la fase FEL-C, entre el percentil 10 y el percentil 90 existe poca diferencia, de alrededor de 10 mil barriles por día entre uno y otro. El valor máximo del percentil 90 es de 160 mil barriles por día, mientras que el del percentil 10 es de 150 mil barriles por día aproximadamente. Esto indica que en la proyección de los perfiles de producción hay una gran incertidumbre, por lo cual es necesario revisar el proceso de su elaboración a fin de soportar los valores de producción correspondientes a los percentiles 10 y 90. Como se observa a partir de los comentarios, existe la idea de que el nivel de dispersión se debería mantener al ir sumando variables, lo cual no sucede cuando se efectúan las simulaciones mediante cualquiera de los programas para sumar distribuciones. La baja dispersión de los perfiles de pronóstico de producción se puede explicar utilizando la ley de los grandes números.

Simulación probabilística con Crystal Ball

Probabilistic production forecast

Para observar cómo se comporta la teoría de los grandes números el equipo diseñó una hoja de cálculo que agregó pozos y calculó la suma de los gastos, la media, la desviación estándar y los percentiles a medida que se van añadiendo pozos. Adicionalmente calculó el promedio por pozo de los percentiles 10, 50 y 90 de la suma de producción. Todos los pozos que se van a sumar tienen una distribución idéntica e independiente, la cual estuvo representada por una distribución BetaPert, cuyos parámetros son: mínimo de 50, más probable de 200 y máximo de 400 barriles por día. El modelo calculó en cada línea la agregación de la producción de cada nuevo pozo. Después lo colocó dentro de una variable probabilística, de la cual resultaron la media, la desviación estándar y los percentiles de la suma.

The simulation corresponded to the production behavior at a single point in time. When production forecasts were made, the total of variables was achieved at several points in time, so the prediction became a set of forecasting variables representing the sums at different times. Likewise, the team developed a probabilistic forecast model using the exponential declination equation. We also predicted 37 wells with different entry dates. The study used a BetaPert distribution with a minimum of 50, most likely 200, and a maximum of 400 barrels per day, and an exponential declination factor of 0.035 month-1.

Pronóstico probabilístico de producción La simulación correspondió al comportamiento de producción en un solo punto en el tiempo. Cuando se efectuaron pronósticos de producción, la sumatoria de variables se logró en varios puntos en el tiempo, por lo que el pronóstico se convirtió en un conjunto de variables de pronósticos que representaron las sumas a diferentes tiempos. Igualmente, el equipo elaboró un modelo de pronóstico probabilístico utilizando la ecuación de declinación exponencial y efectuó una predicción de 37 pozos, con diferentes fechas de entrada. El estudio utilizó una distribución BetaPert con mínimo de 50, más probable de 200 y máxima de 400 barriles por día, así como un factor de declinación exponencial de 0.035 mes-1.

Conclusiones 1. A pesar de que intuitivamente pareciera que debería haber mayor desviación que la observada en las simulaciones, no existió ningún soporte teórico o de simulación que sustentara esta percepción. 2. Los resultados obtenidos mediante la simulación probabilística coinciden con los resultados obtenidos aplicando la ley de los grandes números. También explican la causa por la cual se obtiene una dispersión relativamente baja en los pronósticos probabilísticos de producción. 3. A medida que aumentó el número de pozos en un pronóstico de producción, la dispersión relativa disminuyó.

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Conclusions 1. Although it intuitively seemed there should be more deviation than observed in the simulations, there was no theoretical or simulation support to justify this perception. 2. The results obtained through probabilistic simulation coincide with the results achieved by applying the large number theory. They also explain why a relatively low dispersion is obtained in probabilistic production forecasts. 3. As the number of wells in a production forecast increased, the relative dispersion decreased.


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Modelo de simulación detallado de doble porosidad. Detailed double porosity simulation model

Flujos de trabajo de simulación de yacimientos asisten el análisis y diseño de un pozo Horizontal en el campo KMZ-Cretácico Evitar la irrupción de agua en los pozos ha sido históricamente el mayor reto que han enfrentado los ingenieros que operan los yacimientos Ku-Maloob-Zaap Cretácico (KMZ). Dichos yacimientos aportan casi el 35% de la producción total de México.

Reservoir simulation workflows support the analysis and design of a horizontal well in the KMZ-Cretaceous Field

Por / By: Adelaide Dias Bolívar, Alfredo Freites Camacaro, Antonio Rojas Figueroa, Ernesto Pérez Martínez y Omar Segura Cornejo Preventing water intrusion into the wells has historically been the most significant challenge for engineers operating the KuMaloob-Zaap Cretaceous (KMZ) reservoirs. These deposits contribute almost 35% of Mexico’s total production.

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ún cuando el manejo del agua es un problema general de la industria, para KMZ, la limitada infraestructura para el tratamiento de este fluido hace de su control un tema absolutamente crítico. Gran cantidad de alternativas se han probado para intentar evitar este problema. Sin embargo, debido al gran espesor de la ventana de aceite en los yacimientos KMZ, la construcción de pozos horizontales no había sido seriamente considerada. Con el avance de las tecnologías de perforación, esta opción es ahora viable para Pemex y, en ese sentido, se han iniciado estudios para analizar, caracterizar y optimizar configuraciones de pozos horizontales. Lo anterior con el fin de compararlos con los ya tradicionales pozos verticales y desviados.

Alternativas viables Pemex inició la búsqueda de alternativas viables para controlar efectivamente este problema. La perforación de pozos horizontales se encontró dentro de las opciones más atractivas. En la actualidad existen múltiples herramientas para analizar el comportamiento posible de producción de este tipo de geometrías. La mayoría estas herramientas se enfoca meramente en el comportamiento del pozo y simplifica enormemente los fenómenos que ocurren a nivel de yacimiento. La combinación Petrel-ECLIPSE, por ejemplo, ofrece la posibilidad de analizar detalladamente los sistemas de producción. Gracias la combinación fue posible realizar un estudio mucho más profundo y efectivo de los parámetros que afectan la dinámica de flujo en las vecindades de los pozos horizontales.

Modelo de simulación Aún cuando los campos Ku, Maloob y Zaap poseen una amplia historia de producción y número de pozos, la incertidumbre geológica siempre resta certeza a los cálculos de simulación de yacimientos. En este caso, nos planteamos optimizar la configuración de un pozo horizontal con controladores de flujo en un ambiente de incertidumbre geológica. En total, ocho realizaciones de porosidad efectiva fueron escaladas a una malla de fina de simulación (ver Figura 1).

Figura 1- Realizaciones de porosidad para el caso de estudio. Figure 1- Porosity realizations for the case study.

En el presente estudio se creó un modelo de simulación detallado en doble porosidad. Se le acopló un modelo simple de pozo horizontal para la realización de sensibilidades sobre variables de interés que permitieron determinar la efectividad y uniformidad de aporte de fluidos a lo largo de la sección abierta a flujo de dicho pozo (ver Figura 2).

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Figura 2- Aporte por cada 250 m del pozo horizontal (sensibilidad al gasto de líquido). Figure 2- Contribution per 250 m of the horizontal well (sensitivity to liquid flow).

Posteriormente, se realizó un caso de estudio contemplando la optimización de la configuración de un pozo horizontal con dispositivos de control de flujo (ICD´s) en un ambiente de incertidumbre geológica. El resultado obtenido evidenció que, conforme se incrementó la permeabilidad de las fracturas, relación Kv/Kh, gasto de producción y rugosidad, también aumentó la distorsión del perfil de aporte de un pozo horizontal. En este trabajo también se analizaron múltiples realizaciones geológicas en un caso de estudio donde se llevó a cabo un proceso de optimización, que permitió contabilizar la incertidumbre de la producción de un pozo futuro en términos de desviación estándar. Asimismo, se contabilizó la configuración de ICD´s que ajustó todas las posibilidades de distribución de porosidades-permeabilidades probables.

Conclusiones Los flujos de trabajo de simulación de yacimientos permitieron analizar y caracterizar de forma efectiva el comportamiento de los pozos horizontales; ofreciendo mayor detalle que las herramientas convencionales. Se determinó que incrementos en el gasto de producción de líquido, permeabilidad de fracturas, relación Kv/Kh y rugosidad, disminuyen la uniformidad del aporte de fluidos a lo largo de la sección horizontal de un pozo. La viscosidad tiene el efecto contrario. La longitud de la sección horizontal de un pozo afecta severamente el tamaño de los conos de agua. Se optimizó la configuración de dispositivos de control de flujo en un medio de incertidumbre.


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ven though water management is a general industrial problem, for KMZ, the limited infrastructure to treat this fluid makes its control a critical issue. Many alternatives have been tested to try to avoid this problem. However, due to the massive oil window thickness in the KMZ reservoirs, horizontal wells’ construction had not been seriously considered. With the progress on drilling technologies, this option is now viable for Pemex, and, in that sense, studies have been initiated to analyze, characterize, and optimize horizontal well configurations. The above in order to compare them with the already traditional vertical and deviated wells.

Viable alternatives Pemex started searching for viable alternatives to control this problem effectively. Horizontal well drilling was among the most attractive options. Currently, there are multiple tools to analyze the possible production behavior of this type of geometry. Most of these tools focus merely on the well’s behavior and greatly simplify the phenomena at the reservoir level.

The Petrel-ECLIPSE combination, for example, offers the possibility of thoroughly analyzing production systems. Thanks to the combination, it was possible to carry out a much more in-depth and effective study of the parameters affecting the flow dynamics in horizontal wells’ vicinity.

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Simulation model Although the Ku, Maloob, and Zaap fields have a long production history and a large number of wells, geological uncertainty always undermines the certainty of reservoir simulation calculations. In this case, we considered optimizing the configuration of a horizontal well with flow controllers in a geologically uncertain environment. A total of eight effective porosity realizations were scaled to a fine simulation mesh (see Figure 1). The present study created a detailed simulation model in double porosity. A simple horizontal well model was coupled to perform sensitivities on relevant variables that helped determine the effectiveness and uniformity of fluid contribution along the open flow section of the well (see Figure 2). Subsequently, we made a case study considering the optimization of the configuration of a horizontal well with flow control devices (ICD’s) in an environment of geological uncertainty. The results showed that, as fracture permeability, Kv/Kh ratio, production expense, and roughness increased, the distortion of the horizontal well’s contribution profile also increased. This work also analyzed multiple geological realizations in a case study where an optimization process that helped calculate a future well’s production uncertainty in terms of standard deviation was carried out. Likewise, we configured the ICD’s, adjusting all the possibilities of distribution of probable porosities-permeabilities.

Conclusions Reservoir simulation workflows effectively analyzed and characterized horizontal wells’ behavior, offering greater detail than conventional tools. Increases in fluid production expenditure, fracture permeability, Kv/Kh ratio, and roughness decrease the fluid input uniformity along a well’s horizontal section. Viscosity has the opposite effect. A well’s horizontal section’s length severely affects the water cones’ size. The configuration of flow control devices in an uncertain environment was optimized.

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